Promisiunile politice că noile terminale de GNL pot fi schimbate pentru transportul de hidrogen vor rămâne probabil neîndeplinite, spune energymonitor.ai.
Unul dintre numeroasele efecte de amploare ale invaziei Ucrainei de către Rusia a fost apariția unei serii de anunțuri ale guvernelor din Europa privind construirea de noi terminale de gaz natural lichefiat (GNL) și conturarea unui planul ambițios de a elimina treptat importurile de gaze rusești. Potrivit GlobalData, compania-mamă a Energy Monitor, există în prezent 32 de terminale GNL planificate sau în construcție în Europa. Acestea includ două în Irlanda, trei în Italia, cinci în Grecia și opt în Germania.
Chiar dacă securitatea energetică a devenit o prioritate cheie a politicii în 2022, planurile de expansiune a GNL au fost criticate în unele privințe ca fiind inutile și incompatibile cu planul UE de a atinge emisii nete de gaze cu efect de seră până în 2050. ONG-ul Food & Water Action Europe a punctat în primăvara anului 2022, că între ianuarie 2021 și ianuarie 2022, doar 40% din capacitatea terminalelor de GNL din UE a fost utilizată, punând la îndoială necesitatea de a construi mai mult. Institutul pentru Economie Energetică și Analiză Financiară a susținut că importurile de GNL ar fi mai scumpe decât stimularea surselor regenerabile interne, iar prețurile și furnizarea viitoare de GNL ar rămâne imprevizibile.
După cum s-a dovedit, UE a reușit să stimuleze suficient importurile de GNL în această iarnă, fără noi terminale majore de GNL, chiar dacă Rusia a redus în mod semnificativ aprovizionarea cu gaze.
Proiectele continuă sa fie dezvoltate
Cu toate acestea, națiunile europene continuă să planifice și să construiască noi terminale GNL, iar un alt mod prin care guvernele justifică proiectele este posibilitatea ca acestea să poată fi într-o zi modernizate pentru a importa hidrogen „verde” lichefiat. Cancelarul german Olaf Scholz a susținut în special acest caz, iar în august 2022, s-a raportat că Canada și Germania intenționează să stabilească un coridor transatlantic de aprovizionare cu hidrogen, care să permită companiilor germane să importe hidrogen verde produs din surse regenerabile canadiene.
În ianuarie 2022, primul transport de hidrogen lichefiat din lume a călătorit între portul Hastings din Victoria, Australia și Kobe, Japonia, marcând o piatră de hotar semnificativă în proiectul pilot pentru lanțul de aprovizionare cu energie cu hidrogen (HESC) din Australia și, potențial, semnalând un nou era aprovizionării transoceanice cu energie.
„Lichefierea hidrogenului conduce la diminuarea volumului acestuia cu 1/800, cee ace este ideal pentru comerțul transoceanic”, a declarat un purtător de cuvânt al HESC pentru Energy Monitor. „Realizările de până acum ne dau încredere că producerea hidrogenului în Valea Latrobe din Victoria și exportul lui în Japonia este posibilă din punct de vedere tehnic și va fi viabilă din punct de vedere comercial.”
Cât de realistă este totuși o extindere globală?
Este posibil ca terminalele GNL să joace un rol în transportul și stocarea hidrogenului lichefiat care este comercializat la nivel internațional? Dovezile sugerează că ambele rezultate sunt puțin probabile.
Lichefierea gazelor naturale și transportul lor într-un tanc la -162°C timp de mii de kilometri peste ocean rămâne o minune tehnică chiar dacă sutele de milioane de tone care sunt transportate în acest fel în fiecare an fac ca procesul să pară obișnuit.
Cu toate acestea, lichefierea și transportul hidrogenului este și mai complexă. Moleculele de hidrogen sunt semnificativ mai mici decât moleculele de metan, ceea ce face ca gazul să fie mult mai susceptibil de scurgeri, ceea ce înseamnă că necesită rezervoare și conducte de stocare mai robuste. Punctul de fierbere al hidrogenului este, de asemenea, semnificativ mai scăzut, -250°C, ceea ce înseamnă că este necesară mult mai multă energie pentru a-l răci, iar conductele și rezervoarele de stocare trebuie, de asemenea, mult mai bine izolate.
Agenția Internațională pentru Energie (IEA) notează în Global Hydrogen Review 2022 că lichefierea și stocarea hidrogenului sunt „tehnologii mature care au fost folosite de zeci de ani”. De exemplu, hidrogenul lichefiat a fost mult timp combustibilul ales pentru rachetele folosite de NASA. Cu toate acestea, navele pentru transportul hidrogenului lichefiat „nu sunt încă disponibile comercial”, adaugă AIE.
Într-adevăr, proiectul pilot de la Australia la Japonia menționat mai sus a costat 500 de milioane de dolari, iar viabilitatea comercială nu a fost încă determinată. Mai mult, hidrogenul transportat a fost produs prin reacția oxigenului și cărbunelui la presiuni înalte – spre deosebire de electroliză care folosește energie regenerabilă – iar preocupările privind siguranța hidrogenului sunt justificate după ce un incendiu a izbucnit pe navă în timpul încărcării.
Din aceste motive, Michael Liebreich, consultant energetic și fondator al companiei de cercetare BloombergNEF, consideră că promisiunile politice ale unui lanț comercial de aprovizionare cu hidrogen lichid sunt „incredibil de necinstite”.
„Hidrogenul este un gaz total diferit de gazul natural”, a spus el pentru Energy Monitor. „Nu este ca în cazul în care eram cu energia solară și eoliană acum 20 de ani, unde problema comercială era legată de știința materialelor și de producție. Cu hidrogenul, este o chestiune de termodinamică, nu de tehnologie. Nu suntem pe cale să schimbăm proprietățile fizice ale hidrogenului, care fac atât de dificil transportul acestuia cu nave.”
Lichefierea moleculelor de hidrogen pur nu este singurul mijloc prin care hidrogenul poate fi transportat în nave: poate fi, de asemenea, amestecat cu azotul și transportat sub formă de amoniac sau combinate cu un compus organic cunoscut sub numele de purtător de hidrogen organic lichid (LOHC). Cu toate acestea, există și îndoieli serioase cu privire la viabilitatea acestor tehnologii.
Amoniacul este o opțiune mai convenabilă, deoarece trebuie doar răcit la -33°C pentru a fi lichefiat pentru transport și aproximativ 20 de milioane de tone de amoniac sunt deja transportate în fiecare an, existând 195 de terminale de amoniac în mai mult de 120 de porturi din întreaga lume. Cu toate acestea, convertirea amoniacului înapoi în hidrogen se face cu un consum mare de energie (aproximativ 30% din conținutul de energie al amoniacului) și ar necesita cantități uriașe de energie curată pentru a elimina emisiile rezultate din acest process.
Situația este similară pentru LOHC care nu necesită răcire pentru pentru a fi transportat, dar reacțiile chimice necesare pentru hidrogenarea și dehidrogenarea moleculei înghit în jur de 35-40% din conținutul energetic al hidrogenului transportat, spune AIE.
În întreaga lume au loc teste de transport și de cracare a amoniacului și a LOHC (pentru a reextrage hidrogenul).
În Marea Britanie, de exemplu, Proiectul Tyseley Ammonia to Green Hydrogen a primit o finanțare publică de 6,7 milioane de lire sterline pentru a construi o unitate demonstrativă de cracare a amoniacului pentru a furniza hidrogen unei stații de realimentare din Birmingham.
Între timp, în Singapore, cinci companii – Sembcorp, City Energy, PSA, Jurong Port și Singapore LNG – au semnat un acord cu giganții industriali japonezi Chiyoda și Mitsubishi pentru a evalua fezabilitatea tehnică și comercială a importului de LOHC. Consorțiul își propune să comercializeze pe deplin tehnologia până în 2030.
Doză de scepticism
Cu toate acestea, experții cu care vorbește Energy Monitor sunt sceptici că acești transportatori vor fi în cele din urmă principalul mijloc prin care este transportat hidrogenul.
„Există deja cerințe masive de amoniac în industriile chimice, în special în producția de îngrășăminte, în timp ce LOHC-uri precum metanolul ar putea fi foarte necesari în transportul de combustibil sau în industria chimică”, spune Thomas Koch Blank de la think tank-ul RMI. „Este mult mai probabil ca atunci când aceste produse sunt create folosind hidrogen verde, [ele] să rămână produsul final. Nu are rost să folosim o cantitate imensă de energie pentru a le converti înapoi în hidrogen.”
Mathias Koch de la think tank-ul E3G spune: „Având în vedere numeroasele obstacole tehnice, este puțin probabil ca comerțul transoceanic cu hidrogen să fie viabil economic în viitorul apropiat”. Multe dintre studiile care au în vedere comerțul transoceanic masiv supraestimează probabil acoperirea combustibilului cu hidrogen în tranziția energetică, adaugă el.
„ Din ce în ce mai multe studii sugerează că hidrogenul nu va juca un rol pentru încălzirea locuințelor sau pentru transportul individual și chiar și în cazurile de utilizare care au fost luate în considerare anterior, cum ar fi hidrogenul pentru camioane, alte forme de energie pot ajunge să fie cea mai eficientă soluție”, spune Koch. „Deși va exista o cerere semnificativă de hidrogen într-o lume decarbonizată, această cerere poate fi mai mică decât se așteaptă mulți oameni – ridicând îndoieli că importul de hidrogen din afara vecinătății va fi vreodată necesar.”
Proprietățile fizice contrastante ale gazului natural și ale hidrogenului înseamnă că transformarea terminalelor de GNL din lume în terminale pentru hidrogen va fi probabil o provocare foarte complexă, dacă nu de netrecut.
Potrivit AIE, un rezervor de hidrogen lichefiat la o instalație de lichefiere sau regazeificare ar necesita izolație cu rezistență termică de zece ori mai mare decât pentru GNL, reprezentând o provocare majoră de modernizare și, probabil, însemnând că ar fi mai economic să construim pur și simplu un nou rezervor. La terminalele GNL, rezervoarele reprezintă aproximativ jumătate din investiții – astfel încât efectuarea ajustărilor necesare ale rezervorului pentru a primi hidrogen lichid ar implica costuri suplimentare semnificative.
AIE adaugă că un rezervor de hidrogen lichefiat nou construit ar putea stoca cu 60% mai puțină energie decât un rezervor de GNL de aceeași dimensiune. Ar necesita, de asemenea, măsuri de siguranță sporite, având în vedere că azotul și oxigenul din aer – cu punctele de fierbere respective de -196°C și -183°C – sunt expuse riscului de condensare, ceea ce nu este cazul într-un rezervor care conține GNL, care are un punct de fierbere mai mare.
Ce spune un nou raport
Un raport al Institutului Fraunhofer pentru Cercetare în Sisteme și Inovare din Germania, comandat de Fundația Europeană pentru Climat, o inițiativă filantropică care lucrează spre zero net, concluzionează: „Este incert dacă există un caz de utilizare viitor pentru terminalele GNL cu transportatori de energie regenerabilă, care prezintă un risc pentru ca aceștia să devină active blocate pe termen mediu”. Singura modalitate prin care „unele componente” ale terminalelor să fie reutilizate pentru amoniac și hidrogen lichefiat este dacă „a fost realizat un concept de conversie în faza de construcție a terminalului și a fost luat în considerare la alegerea materialului terminalului”.
Liebreich este de acord că nu este o trecere ușoară de la GNL la hidrogen lichefiat la terminale.
„Terminalele GNL sunt proiectate ținând cont de GNL: pentru temperatura GNL, caracteristicile fizice ale GNL și cerințele de pompare ale GNL”, spune el. „Trebuie să reproiectezi complet toate aceste caracteristici pentru hidrogen: oțel diferit, pompe diferite, supape diferite, schimbătoare de căldură diferite.
„Numai dacă vă proiectați terminalul GNL incredibil de inteligent, există posibilitatea ca acesta să fie gata pentru amoniac.”
La Centrul European de Energie Verde din Wilhelmshaven, Germania, o societate mixtă între TES, Engie și E.ON urmărește o altă metodă: reacționarea hidrogenului verde cu CO2 pentru a produce metan sintetic. Instalația intenționează să treacă de la importul de gaze naturale convenționale la metan sintetic „verde” până în 2027. Cu toate acestea, în prezent, nu există planuri pentru realizarea acestui proces la scară comercială.
În prezent, proprietățile fizice ale hidrogenului înseamnă că este cel mai economic să produci gazul în grupuri aproape de locul în care este utilizat. Pentru Koch de la E3G, chiar dacă producția de hidrogen trece de la gri (produs din gaz natural) la verde (produs prin electroliză folosind energie regenerabilă), viitorul probabil al hidrogenului comercializat în Europa este să rămână orientat către producția internă sau importurile prin conducte din aproape vecini cu potențial ridicat de energie regenerabilă, cum ar fi țările din Africa de Nord.
„În termeni tehnici, Europa are o capacitate eoliană și solară mai mult decât suficientă pentru a-și acoperi cererea de hidrogen cu producția internă”, spune Koch. „Potențialul Europei pentru energie regenerabilă pune sub semnul întrebării dacă transporturile pe distanțe lungi de hidrogen sunt deloc necesare.”
Concluzia lui Koch din diferite estimări ale costurilor pentru producția de hidrogen este că costul transportului hidrogenului pe 600 km prin conductă este de aproximativ jumătate din costul transportului hidrogenului lichefiat la aceeași distanță cu o navă.
Conversia conductelor de gaz natural este mai probabilă decât transformarea terminalelor de GNL în hidrogen, sugerează AIE. Există peste 1,2 milioane de kilometri de conducte de transport de gaze naturale instalate în întreaga lume, cu aproximativ 200.000 km în construcție sau în dezvoltare înainte de construcție. În practică, compresoarele ar trebui înlocuite și ar trebui să existe o inspecție amănunțită a componentelor, înainte ca acestea să poată fi considerate pregătite pentru hidrogen, spune agenția.
În 2022, directorii generali ai 31 de companii europene de infrastructură de gaze au prezentat Comisiei Europene un angajament de a stabili coridoare de aprovizionare cu hidrogen până în 2030. Cu toate acestea, experiența practică a conversiei hidrogenului rămâne foarte limitată: singurul exemplu este o conductă reutilizată de 12 km în Țările de Jos.
Izolarea geografică, potențialul limitat de energie regenerabilă și cererea industrială ridicată pot face transporturile de hidrogen lichefiat viabile la scară mică către unele țări, în special Japonia și Coreea de Sud.
„O conductă va fi opțiunea numărul unu”, spune Koch Blank de la RMI. „Atunci când acest lucru nu este posibil, cele mai recente studii sugerează că amoniacul și LOHC-urile sunt favorabile. Transportul hidrogenului pur prin aceste metode rămâne o provocare tehnică costisitoare, dar ele încă arată mai viabile decât lichefierea și regazeificarea hidrogenului.”
Cu toate acestea, chiar și pentru aceste țări, juriul este încă în afara: Liebreich sugerează că este mai probabil că Japonia își va valorifica vastul potențial eolian offshore din Pacific pentru a produce hidrogen decât importul din țări prin Australia.
Îndoielile privind cererea și specificațiile tehnice fac să nu fie clar cum va arăta comercializarea hidrogenului într-o lume cu zero net. Ceea ce este clar este că coridoarele transoceanice de aprovizionare, așa cum există în prezent pentru petrol și GNL, par puțin probabil să apară în industria hidrogenului în curând.
Comentează