H2: Năng lượng tương lai (Kỳ 6)

Sản xuất hydro: sự khác nhau giữa grey hydrogen (hydro “xám”) và green hydrogen (hydro “xanh”)

Hiện nay, hydro được sản xuất chủ yếu bằng phương pháp nhiệt hóa metan (steam methane reforming - SMR) từ nguồn khí thiên nhiên hoặc sau khi khí hóa nhiên liệu than ở quy mô công nghiệp. Quá trình sản xuất hydro giá rẻ này sẽ không gặp phải bất kỳ đối thủ cạnh tranh nào trong một thời gian dài tới do chi phí sản xuất hydro thấp, từ 1-2 USD/kg (tùy theo giá khí metan và than).

Tuy nhiên, trong kỷ nguyên “chuyển đổi năng lượng”, việc giảm phát thải carbon trở thành vấn đề quan trọng hơn. Nhiệt hóa hơi metan trong sản xuất hydro tạo ra lượng khí thải lớn theo tỷ lệ: 10 kg CO2/kg H2. Do đó, hydro được sản xuất theo phương pháp này được gọi là grey hydrogen. Hiển nhiên sẽ là tốt hơn nếu sử dụng khí thiên nhiên thay cho grey hydrogen để phát triển kinh tế ít phát thải carbon. Do đó, grey hydrogen không thể trở thành một phần của nền kinh tế hydro trong tương lai.

Một trong những phương pháp thay thế là việc sản xuất grey hydro kết hợp với công nghệ thu gom và lưu trữ CO2 (CCS). Sau sản xuất, sản phẩm nhiên liệu hydro được gọi là blue hydrogen. Không giống như SMR, các công nghệ CCS vẫn còn trong giai đoạn nghiên cứu, thử nghiệm, chưa được thương mại hóa toàn diện. Theo số liệu của Viện CCS toàn cầu năm 2018, trên thế giới hiện mới chỉ có 18 dự án công nghiệp lớn ứng dụng công nghệ thu gom CO2, 5 dự án khác đang được xây dựng và 20 dự án đang ở giai đoạn phát triển khác nhau. Trong số 18 dự án trên, chỉ có 3 dự án kết hợp sản xuất hydro bằng nhiệt hóa metan và thu gom, vận chuyển, lưu trữ khí CO2 là: Port Arthur (Mỹ), Quest (Canada) và Tomakomai (Nhật Bản). Việc bổ sung hệ thống thu gom và lưu trữ CO2 (CCS) tại các dự án sản xuất hydro sẽ làm tăng chi phí vốn (CAPEX) cho công nghệ SMR thêm 87%, chi phí vận hành (OPEX) thêm 33%. Điều này dẫn đến giá thành sản xuất hydro tăng lên khoảng 1,5 lần, lên 1,8 euro/kg. Chi phí xử lý CO2 là 70 euro/tấn.

Vào tháng 4/2019, xuất hiện kết luận tích cực từ một dự án chứng minh đánh giá tác động đối với môi trường của việc sản xuất blue hydrogen từ than nâu tại lưu vực thung lũng “Latrobe-Valley” ở Úc kèm theo xuất khẩu hydro sau đó sang Nhật Bản, hình thành chuỗi cung ứng năng lượng hydro (Hydrogen Energy Supply Chain). Dự án này được phát triển bởi công ty Kawasaki, Nhật Bản. Đối với Úc, đây là bước tiến đối với tiềm năng sử dụng nguồn tài nguyên than nâu dồi dào của mình trong nền kinh tế phát thải carbon thấp. Ví dụ này chỉ ra rằng, blue hydrogen có triển vọng tốt tại các quốc gia xuất khẩu nhiên liệu hóa thạch, do chi phí sản xuất hydro không quá lớn, mặc dù thương mại hóa công nghệ CCS đòi hỏi những nỗ lực đáng kể.

Phương án thay thế thứ hai cho grey hydrogen là green hydrogen, thu được trong quá trình điện phân nước sử dụng năng lượng tái tạo, cho phát thải carbon ở mức tối thiểu hoặc không phát thải carbon.

Không phải tất cả hydro thu được từ quá trình điện phân nước được gọi là green hydrogen. Điều này phụ thuộc vào lượng phát thải carbon của nguồn điện dùng cho quá trình điện phân. Hầu hết các nhà máy sản xuất green hydrogen được biết đến ở Đức vẫn còn sử dụng nguồn điện từ điện lưới, bên cạnh sử dụng điện tái tạo. Do đó, lượng phát thải carbon vẫn còn khá cao và hydro được sản xuất có khả năng là hydro “xám”. Việc kết nối nhà máy điện phân nước trực tiếp với các nguồn năng lượng tái tạo có thể giải quyết vấn đề trên. Nhưng trong trường hợp này, sức tải của nhà máy điện phân sẽ giảm đi một nửa: nó không thể cao hơn hệ số sử dụng của năng lượng tái tạo được lắp đặt. Một cách khác để làm “xanh” quá trình điện phân là trung hòa carbon trong ngành sản xuất điện, mà Đức dự kiến sẽ hoàn thành 100% trước năm 2050.

Trong tương lai, green hydrogen sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo được sử dụng trong các lĩnh vực khác ngoài ngành công nghiệp điện. Đây sẽ là nền tảng cho toàn bộ nền kinh tế hydro và các chương trình nghiên cứu liên quan đến hydro trong tương lai.

Hiện nay, một số công ty năng lượng có danh mục đầu tư đáng kể vào lĩnh vực điện hạt nhân cũng khẳng định vị trí của họ trên thị trường hydro toàn cầu. Từ tháng 4/2019, tập đoàn điện lực Pháp (EDF) - đơn vị sở hữu 58 tổ máy điện hạt nhân đã thông báo thành lập công ty con Hynamics với số vốn đầu tư 16 triệu euro, chuyên cung cấp và bảo trì máy điện phân nước cũng như tiếp nhiên liệu cho các phương tiện hydro. Hynamics đã công bố 40 dự án tiềm năng tại Pháp, Bỉ, Đức, Anh. Do đó, hydro được sản xuất trên cơ sở sử dụng nguồn điện hạt nhân cũng sẽ cho lượng phát thải carbon ở mức tối thiểu.

Có thể thấy là sự quan tâm đến green hydrogen và blue hydrogen đang tăng lên rõ rệt. Theo IEA, trong giai đoạn 2011-2017, công suất điện phân toàn cầu đã tăng trung bình 10 MW mỗi năm. Riêng năm 2018 đã có thêm 20 MW công suất điện phân đi vào hoạt động và dự kiến năm 2020 sẽ vận hành 100 MW công suất mới. Đầu tư vào các máy điện phân nước đang tăng lên. Tổng công suất của các nhà máy điện phân có thể tăng gấp 3 lần trong 2-3 năm tới lên mức 150 MW mỗi năm. Để thương mại hóa hoàn toàn cầu thì tăng trưởng công suất điện phân cần vượt qua giới hạn là 90 MW/năm (Figure 13).

Theo đánh giá của Hiệp hội hydro Đức (NOW GmbH), để đáp ứng nhu cầu máy điện phân tại Đức, cần phải tăng sản xuất máy điện phân thêm từ 10 đến 50 lần trong vòng 10 năm tới.

Có nhiều công nghệ khác nhau chế tạo máy điện phân. Trong những năm gần đây, công nghệ sử dụng chất điện phân màng trao đổi proton (PEM) đã dẫn đầu trong sản xuất máy điện phân so với công nghệ sử dụng chất điện phân kiềm (Alkaline) và theo đánh giá của Frontier Economics, máy điện phân PEM đã được thương mại hóa. Một công nghệ khác là máy điện phân oxit sắt (SOEC) hiện vẫn đang trong giai đoạn thử nghiệm, nhưng theo một số đánh giá, công nghệ này đang khẳng định bước đột phá trong ngành công nghiệp hydro. Một thách thức đối với các nhà sản xuất là tăng công suất của máy điện phân nước từ vài MW lên hàng chục và hàng trăm MW.

Cho đến nay, phương pháp điện phân nước sử dụng nguồn điện tái tạo vẫn là công nghệ sản xuất hydro đắt nhất, đắt hơn 3 lần so với công nghệ nhiệt hóa khí metan. Do đó, mục tiêu của tất cả các chương trình hydro quốc gia là giảm mạnh chi phí sản xuất hydro.

Máy điện phân có tiềm năng lớn để giảm chi phí, đặc biệt đối với công nghệ máy điện phân oxit sắt (HTEL) và công nghệ máy điện phân sử dụng màng trao đổi proton (PEMEL) (Figure 14). Theo số liệu của Ủy ban biến đổi khí hậu Vương quốc Anh (UK Committee on Climate Change), các máy điện phân có khả năng tăng hiệu suất từ 67% hiện nay lên 80% (đối với máy điện phân PEMEL và máy điện phân kiềm (AEL)), và lên tới 92% đối với máy điện phân HTEL.

Tuy nhiên, ngay cả trường hợp này xảy ra, nhiều quan điểm cho rằng với các điều kiện của Anh thì đến năm 2040, sản xuất hydro bằng phương pháp nhiệt hóa khí metan kết hợp CCS vẫn có giá cả rẻ hơn so với sản xuất hydro bằng điện phân nước sử dụng năng lượng tái tạo, mặc dù trong cả hai cách ước tính đều có tỷ lệ không chắc chắn cao về hiệu quả của các công nghệ trong tương lai, chi phí thu gom và lưu trữ CO2, nhiên liệu và điện năng, sức tải của máy điện phân và các yếu tố khác (Figure 15).

Theo đánh giá của IEA, trên cơ sở sử dụng các máy điện phân, có thể xây dựng các hệ thống hybrid hiệu quả trong các khu vực nhà máy điện gió và điện mặt trời xa xôi nhằm sản xuất green hydrogen tiến tới xuất khẩu. Do đó tại Úc, trong phạm vi 50 km bờ biển, không tính sa mạc (nước cần cho quá trình điện phân) có tiềm tăng sản xuất hydro với tổng giá trị năng lượng đạt khoảng 100 triệu tấn dầu quy đổi/năm (chiếm 3% thị trường toàn cầu). Với đánh giá dựa trên giá điện là 47 USD/MWh và sức tải điện phân từ 30-40%, chi phí sản xuất hydro trong trường hợp này có thể thấp hơn 3 USD/kg, bằng với giá nhiệt hóa khí metan sử dụng công nghệ CCS.

Việc giảm chi phí sản xuất green hydrogen có thể được hỗ trợ bởi sự phát triển thị trường máy điện phân và giảm giá thành sản xuất điện tái tạo. Theo đánh giá của NOW GmbH, thị trường máy điện phân toàn cầu mới chỉ đang ở giai đoạn đầu phát triển: sản lượng sản xuất hàng năm chưa đủ để phát triển nhanh trong chu kỳ phát triển do còn ít các nhà cung cấp linh phụ kiện, mức độ tự động hóa thấp… Thị trường có thể đạt thương mại hóa toàn diện nếu công suất chế tạo máy điện phân đạt mốc GW mỗi năm, có nghĩa là tăng 500 -1000 lần (figure 16). Các biện pháp thúc đẩy nhu cầu máy điện phân trong nghiên cứu của NOW GmbH được công nhận là quan trọng hơn nhiều so với đầu tư vào các dự án R&D và thử nghiệm.

Có thể tính viên sử dụng kết hợp green hydrogen và blue hydrogen bổ sung cho nhau từ nay đến năm 2040-2050 (thời điểm mà giá của chúng cạnh tranh được với grey hydrogen). Blue hydrogen có thể trở thành cầu nối hiệu quả đến phát triển các yếu tố khác của chuỗi công nghệ.

Nhiệt hóa metan và điện phân là những công nghệ cơ bản mà theo quan điểm của phần lớn các nhà nghiên cứu, sản xuất hydro sẽ xoay quay hai phương pháp này để phát triển. Các phương pháp khác có thể là reforming plasma, reforming trên cơ sở màng trao đổi ion, nhiệt hóa metan với khuếch đại chất hấp thụ, lò phản ứng vi mạch, nhiệt hóa metan phát thải carbon ở thể rắn, lò phản ứng hạt nhân làm mát bằng khí ở nhiệt độ cao… Những công nghệ này vẫn đang trong giai đoạn đầu của quá trình thương mại hóa.

Phạm TT.