مقدمه[i]

‌الکترولیز، با قدرت تامین‌شده از منابع تجدیدپذیر، اغلب به عنوان راه ایده‌آل برای تولید هیدروژن شناخته می‌شود. اما الکترولیز گران است و همیشه بهره‌ور نیست. راه‌های دیگری هستند که بهره‌ورتر هستند و همچنین دوستدار محیط زیست نیز هستند. این بخش دوم از یک سری دو بخشی راجع به هیدروژن است. بخش 1 راجع به کاربردهای هیدروژن در حمل‌ونقل است.

در بخش 1، ما وضعیت جاری و مشکلات حول وسایل نقلیه‌ی باتری‌ای را در مقایسه با پیل سوختی مرور کردیم. هدف کلی ما اینجا این است که مشکلات حول برق و هیدروژن را در یک اقتصاد پایدار انرژی پاک بررسی و شفاف کنیم. به طور خاص، می‌خواهیم اهمیت بازگشت توجه‌ها به پیل‌های سوختی و اقتصاد هیدروژنی را بفهمیم. به خاطر این هدف، فکر می‌کنیم دستور کار بعدی نگاه کردن به گزینه‌های تولید هیدروژن باشد. امکانات جدیدی وجود دارند که ممکن است مهم شوند.

چه چیز الکترولیز مشکل دارد؟

راه‌های بسیاری برای تولید هیدروژن وجود دارند. هر چند، دو تای آن‌ها هستند که به لحاظ تجاری مهم هستند. یکی بازتشکیل متان با بخار (SMR) است که با گاز طبیعی به عنوان خوراک اولیه شروع می‌کند. دیگری الکترولیز آب است.

ورودی‌های الکترولیز فقط برق و آب هستند. اگر آن برق از منابع تجدیدپذیر بدون کربن باشد، هیدروژن محصول آن نیز بدون کربن خواهد بود. این الکترولیز را برای پشتیبانان انرژی تجدیدپذیر بسیار جذاب می‌کند. به الکترولیز به عنوان راهی برای استفاده از توان اضافی و پایدار کردن شبکه وقتی که منابع بادی و خورشیدی توان بیشتر از ظرفیت جذب شبکه تولید می‌کنند، نگاه می‌شود.

هیدروژن قطعا می‌تواند این را انجام دهد. و تولید هیدروژن با الکترولیز با ارزش تر از کم‌کردن تولید توان یا هدر دادن آن در یک مخزن مقاومت وقتی که مازاد عرضه وجود دارد، است. هرچند، مشکل بزرگتر برای انرژی تجدیدپذیر کمبود عرضه است، نه مازاد عرضه. وقتی که خورشید نمی‌درخشد، و باد نمی‌وزد، هنوز تقاضا برای پاسخگویی وجود دارد. لازم است راهی باشد که به آن پاسخ گفته شود. اگر قرار نیست آن راه سوخت‌های فسیلی باشند، باید انرژی گرفته شده از یک ذخیره‌ساز باشد.

هیدروژن، در واقع ذخیره‌ی انرژی کافی برای پاسخگویی به تقاضا حین کمبودهای عرضه را ممکن می‌کند. حتی برای کمبودهای طولانی. مسئله این است که ذاتا گران است. این مهم است، چرا که راه‌حل‌هایی که هزینه‌ی بیشتری دارند، به کار گرفته نمی‌شوند وقتی که جایگزین‌های ارزان‌تر وجود دارند. و به کار گیری ژنراتورهای سوخت فسیلی جایگزینی ارزان‌تر است که قطعا در دسترس است.

خب، چرا هیدروژن الکترولیزی ذاتا گران است؟ اگر برق به کار گرفته شده در الکترولیز مازاد است، تا حدی که جایگزین الکترولیز کاهش تولید است، هزینه‌ی آن برق باید تقریبا هیچ باشد. آیا هیدروژن تولیدی نیز بسیار ارزان در نخواهد آمد؟ خب، می‌توانست این طور باشد، اگر هزینه‌ی سرمایه‌ی تجهیزات الکترولیز قابل اغماض بود، یا اگر انرژی تجدیدپذیر موجود به هزینه‌ی تقریبا هیچ به اندازه‌ی کافی رایج بود که توان آن تجهیزات را در سیکل کاری قابل قبولی تامین کند. هر چند، هیچ کدام از این شرایط حکمفرما نیستند.

کسری از توان تحویل‌شده که نیاز است هیدروژن ذخیره‌شده عرضه کند، بسیار وابسته است به این که چه منابع دیگری وصل هستند، و چه سطحی از مدیریت طرف تقاضا به کار بسته شده است. در سناریوی جذاب به لحاظ مفهومی ولی به لحاظ اقتصادی بدترین حالت 100% بادی و خورشیدی، هیچ مدیریت طرف تقاضایی، و هیچ سیستم انتقال کلانی، انرژی از هیدروژن ذخیره‌شده حوالی سه چهارم از همه‌ی کیلووات‌ساعت‌های تحویل‌شده را تشکیل می‌دهد.

این البته خیلی واقع‌گرایانه نیست، چرا که حتی یک سناریوی 100% تجدیدپذیر، شامل درجه‌ای از هیدروالکتریک، قدری از مدیریت طرف تقاضا، و یک سیستم انتقال که برای فراهم‌کردن یک‌سطح‌سازی آماری بخشی در دسترس‌بودن بادی و خورشیدی کافی است، می‌گردد. حتی اگر این گونه باشد، با هیچ عرضه‌ی بار پایه‌ای و هیچ استفاده‌ای از تولید با سوخت فسیلی، هیدروژن ذخیره‎شده نیاز دارد که حداقل یک چهارم از کیلووات‌ساعت‌های تحویل‌شده را در بیشتر شهرهای پایین عرض 40 درجه فراهم کند. در عرض‌های بالاتر، تغییرات فصلی در دسترس بودن خورشیدی آن عدد را بالا می‌برد.

در هر سیستمی که در آن کسر قابل توجهی از کیلووات‌ساعت‌های تحویل‌شده باید از ذخیره بیاید، بهره‌وری انرژی ضعیف در دور توان به گاز به توان اذیت می‌کند. 40% معمولا بالاترین بهره‌وری در دور است که می‌توانیم از یک ترکیب الکترولیزکننده-پیل سوختی PEMانتظار داشته باشیم.

اگر طرف گاز به توان به جای پیل‌های سوختی، توربین‌های احتراقی ساده را به کار بگیرد – چنان که ممکن است در مورد تولید توان خروجی بالای مقطعی از یک تاسیسات مرکزی نزدیک یک حفره‌ی ذخیرسازی گاز این گونه باشد – بهره‌وری دور به آسانی می‌تواند زیر 30% باشد. اما حتی در یک حالت خوشبینانه‌ی 40%، 2.5 کیلووات‌ساعت انرژی ورودی برای هر کیلووات‌ساعت انرژی تحویل‌شده از ذخیره‌ساز نیاز است.

اگر انرژی تحویل‌شده از ذخیره‌ساز 25 درصد انرزی مصرف‌شده بود، آن‌گاه کل انرژی تولیدشده بایستی سه هشتم (37.5%) افزوده می‌شد تا افت‌های انرژی دور را برای آن 25% بپوشاند. تولید انرژی تجدیدپذیر در 137.5% بارگذاری کل، به 75% برای سرویس مستقیم بارگذاری و 62.5% برای تولید هیدروژن برای ذخیره‌سازی انرژی تقسیم می‌شد.

اعداد به سرعت بدتر می‌شوند اگر کمتر 40% بهره‌وری دور فرض کنیم یا بیشتر از 25% بارگذاری عرضه‌شده از انرژی ذخیره‌شده فرض نماییم. هر چند این در واقع برای آخر خط ما فرقی نمی‎‌کند. آخر خط این است که اگر سازگاری با وقفه‌ی عرضه در یک اقتصاد 100% انرژی تجدیدپذیر قرار بود بر اساس الکترولیز آب باشد، الکترولیز نماینده‌ی بزرگترین بار بر روی سیستم می‌بود. آن نمی‌توانست با استفاده از انرژی مازاد «تقریبا رایگان» پیش برود، چون آنقدر انرژی مازاد «تقریبا رایگان» وجود نمی‌داشت.

بار الکترولیز هر ذره از خروجی توان را که برای بارهای با اولویت بالاتر لازم نبود، مصرف می‌کرد و هنوز بیشتر نیاز می‌داشت. آن می‌توانست در زمان‌های کمبود از مدار خارج شود و لذا از هزینه‌های زمان اوج مصرف جلوگیری کند، اما هرگز نمی‌توانست تنها با توان مازاد «تقریبا رایگان» پیش برود. برای آن مجبور می‎بودیم که نرخ کامل مورد نیاز را برای مستهلک‌کردن سرمایه و هزینه‌های عملیاتی سیستم‌های انرژی تجدیدپذیر تخصیص داده شده به تغذیه‌ی آن، بپردازیم.

احتمالات بهبود؟

در مورد احتمالات بهره‌وری بهتر در آینده چطور؟ پتانسیل تئوریک آن همیشه وجود دارد، اما احتمالات آینده‌ی نزدیک ضعیف به نظر می‌رسند. یک بخش خوبی از نابهره‌وری الکترولیزکننده‌های آب و پیل‌های سوختی هیدروژنی «تقریبا پایه‌ای» است و ریشه در اضافه ولتاژ قابل توجه مربوط به واکنش تکامل اکسیژن (در الکترولیزکننده‌ها) و معکوس آن (در پیل‌های سوختی) دارد.

اضافه ولتاژ برای واکنش‌های اکسیژن شبیه افت ولتاژ به جلو در عرض یک تقاطع دیود P-N است. در هر بایاس مثبت رو به جلو، تقاطع دیود P-N به لحاظ نظری باید مقداری جریان عبور دهد. و در واقع ما می‌توانیم مشاهده کنیم که این کار را می‌کند – با داشتن یک دستگاه آزمایشگاهی به اندازه‌ی کافی حساس. جریان با ولتاژ رابطه نمایی دارد، اما زانوی منحنی خودش را نشان نمی‌دهد تا این که بایاس رو به جلو تا حوالی 0.6 تا 0.7 ولت بالا رود.

در یک رفتار مشابه، یک سلول الکترولیز مقادیر بسیار کوچکی از هیدروژن و اکسیژن را در هر ولتاژ سلول بالای 1.23 ولت ولتاژ تعادل آب در دمای محیط، تکامل می‌دهد. اما مقادیر کوچک‌تر از آنی خواهد بود که مشاهده شود، تا این که ولتاژ سلول به بالای حوالی 1.7 ولت می‌رسد. به طور معکوس، پیل سوختی هیدروژنی با یک ولتاژ سلول بالاتر از حوالی 0.8 ولت جریان قابل مشاهده‌ای تولید نخواهد کرد.

اضافه ولتاژ لازم می‌تواند در دماهای بالا به مقدار قابل توجهی کاهش یابد – منظور در این مورد بالای 500 درجه‌ی سلسیوس است. «الکترولیز بخار» که نزدیک به فناوری پیل سوختی اکسید جامد است، مدت‌هاست که به عنوان یک راه بهره‌ورتر تجزیه‌ی آب مورد توجه بوده است. اما هرگز به طور موفق تجاری‌سازی نشده است. مشکل دوام ضعیف الکترولیت سرامیکی در یک محیط هیدروژنی داغ بوده است. ما هیچ نشانی از آن که بخواهد تغییر کند، ندیده‌ایم.

بازتشکیل متان با بخار

اگر هیدروژن نمی‌تواند به ارزانی توسط الکترولیز در اندازه‌ای که برای ذخیره‌سازی انرژی در ابعاد شبکه به اندازه‌ی کافی بزرگ باشد، تولید شود –بسیار کمتر برای یک سوخت عمده‌ی حمل‌ونقل – در مورد روش‌های دیگر تولید چه؟ در مورد بازتشکیل متان با بخار چه؟

هزینه‌ی هیدروژن از روش SMRبا هزینه‌ی گاز طبیعی پیوند خورده است. اما هزینه‌ی برق نیز بیش از پیش این گونه است. به طور تاریخی، هزینه‌ی هیدروژن از SMRبه طور متوسط تقریبا یک چهارم تا یک سوم هزینه‌ی هیدروژن از الکترولیز بوده است. این با آن‌چه ممکن است انتظار داشته باشیم همخوان است، وقتی بدانیم که به طور متوسط برای تولید یک واحد الکتریسیته، تقریبا سه واحد گاز طبیعی نیاز است، در حالی که بهره‌وری تبدیل الکتریسیته به هیدروژن بدتر از تبدیل گاز طبیعی به هیدروژن است.

با آن مقدار از تفاوت هزینه، جای تعجب ندارد که SMR 95% بازار برای هیدروژن استفاده شده در پالایش نفت و صنایع دیگر را عرضه می‌کند. هیدروژن الکترولیزی فقط زمانی استفاده می‌شود که مقادیر مورد نیاز کوچک هستند یا نیازمندی‌های خلوص به طرز استثنایی بالا هستند.

عیب هیدروژن از روش SMRاین است که گاز طبیعی یک سوخت فسیلی است، و روش‌های رایج اجرای SMR کربن فسیلی را به اتمسفر می‌دهند. این به دلیل آن است که واکنش اصلی آن:

CH₄ + H₂O + گرما ⇌ CO + 3H₂

به شدت گرماگیر است؛ یعنی نیاز به گرما دارد تا پیش برود. آن گرما معمولا با سوزاندن مقداری از گاز طبیعی به دست می‌آید که تولید CO2 می‌کند. CO موجود در جریان خروجی از واکنش اصلی نیز معمولا از طریق واکنش جابه‌جایی آب به گاز به CO2تبدیل می‌شود.

راه‌های بسیاری وجود دارد که زنجیره‌ی واکنش برای SMR مهندسی شود. در بیشتر موارد یک جریان خروجی CO2 و N2 (از هوای استفاده شده در سوزاندن مقداری از آن گاز) تولید می‌شود. این ترکیب معمولا به هوا داده می‌شود. هر چند، در وضعیت‌هایی که یک جریان CO2ارزش دارد، می‌تواند با هزینه‌ی کوچک اضافه‌شده‌ای فراهم شود. یا آن CO2 می‌تواند جدا شود، یا این که زنجیره‌ی واکنش می‌تواند به گونه‌ای مهندسی شود که N2اتمسفری هرگز از اول به جریان گاز وارد نشود.

یک ارایه‌ی فنی از مدرسه‌ی معادن کلرادو چند نوع از زنجیره‌های SMR را پوشش می‌دهد. آن کامل نیست و انواع برجسته‌ای وجود دارند که پوشش نمی‌دهد، شامل یکی که اخیرا اعلام شده و گفته شده که می‌تواند SMR پاک با یک جریان خروجی CO2تولید کند که در ابعاد یک ایستگاه سوختگیری هیدروژن کاربردی است. هزینه‌ی سرمایه‌ی آن پایین است. ایستگاه لازم است که نزدیک یک لوله‌ی CO2 قرار گیرد تا امکان دفع CO2فراهم شود اما غیرممکن نیست.

هزینه‌ی پایین تولید هیدروژن از گاز طبیعی، همراه با آسانی نسبی تولید یک جریان دفع CO2که آماده‌ی لوله باشد، به این معنی است که هیدروژن بدون کربن در واقع می‌تواند برای وسایل نقلیه‌ی پیل سوختی به هزینه‌ای عرضه گردد که پایین‌تر از مقدار معادل بنزین است.

دفع CO2

اگر باید از SMRبرای تولید هیدروژن ارزان برای وسایل نقلیه‌ی پیل سوختی (FCVها) استفاده کنیم، چگونه از شر CO2خلاص می‌شویم. و چگونه دفع آن بر هزینه‌ی هیدروژن تولیدشده تاثیر می‌گذارد؟ این یک سوال مهم است.

با نرخ پایین جایگزینی در ناوگان وسایل نقلیه خودرویی، حتی برای مطلوب‌ترین فناوری‌ها هم یک یا دو دهه طول می‌کشد تا به ناوگان نفوذ کنند. با این نگاه، مقدار CO2مربوط به تولید هیدروژن برای FCV ها کم احتمال دارد که به زودی مهم شود. استفاده‌های تجاری برای مقادیر کوچک CO2 وجود دارند که مسئله‌ساز نیستند. آن بازار احتمالا به اندازه‌ی کافی بزرگ است که عرضه‌ی CO2 از تولید هیدروژن برای بازار خودرو را حداقل برای 10 سال آینده جذب کند. فراتر از آن – و به خصوص اگر هیدروژن برای پشتیبانی انرژی‌های تجدیدپذیر در شبکه‌ی برق اتخاذ شود – بازارهای بزرگتر برای CO2لازم است که پیدا شوند.

یک بازار موجود برای CO2وجود دارد که تقریبا بزرگ هم هست. اگر چنان که بسیاری انتظار دارند طی دهه‌های آِینده توسعه پیدا کند، به اندازه کافی بزرگ خواهد بود که عرضه‌ی CO2 حتی از تولید با ابعاد بزرگ هیدروژن توسط SMR را هم جذب کند. اما بدون دردسر نیست. آن بازار، بازار بازیافت نفت تقویت‌شده (EOR) مبتنی بر CO2است.

EORمبتنی بر CO2 شامل پمپ‌کردن CO2 تحت فشار از طریق چاه‌های تزریق به یک سازند دارای نفت است. آن فشار داخل سازند را بازیابی می‌کند و نفت باقیمانده را به سمت چاه‌های تولید هدایت می‌کند. آن همچنین با نفت مخلوط می‌شود و حجم آن را افزایش می‌دهد و ویسکوزیته‌ی آن را کاهش می‌دهد. این باعث می‌شود که نفت راحت‌تر داخل سنگ‌های متخلخل مخزن نفت جریان یابد. چنان که در این سند از انستیتو گلوبال سی سی اس توضیح داده شده است، تزریق CO2 داخل میدان‌های نفتی بالغ بیش از پیش به عنوان موثرترین روش موجود برای احیا کردن خروجی و تولیدکننده نگه‌داشتن میادین تلقی می‌شود.

چالش حول EORمبتنی بر CO2 در سطوح چندگانه‌ای است. این روش نفت را از میادین بالغ بازیابی می‌کند که در غیر این صورت قابل بازیابی نبود. بسیاری، به تنهایی بر اساس همین، با آن مخالفت می‌کنند. آن‌ها احساس می‌کنند که آن نفت باید در زمین باقی گذاشته شود، و هر فناوری که اجازه می‌دهد مقدار بیشتری از آن بازیابی شود باید با آن مخالفت شود. اما آن موضع‌گیری بر فرض پنهانی استوار است که ما نهایتا همه‌ی نفتی که قابل بازیابی است را می‌سوزانیم و آن فناوری برای افزایش مقداری که می‌تواند بازیابی شود، مقداری که به اتمسفر وارد می‌شود را افزایش می‌دهد.

اگر ما انتظار داریم که دنیایی قابل زندگی برای نسل‌های بعد بگذاریم، ما مجبوریم سوزاندن همه‌یی نفتی که قابل بازیابی است را متوقف کنیم. اما در آن صورت، نهایتا مهم نیست که فناوری مقدار بیشتری از نفت را از میادین نفتی بالغ قابل بازیابی می‌کند. آن تنها در این تاثیر می‌گذارد که چه کسی آن مقدار نفت که ما خواهیم سوزاند را تولید خواهد کرد و آن نفت کجا تولید خواهد شد. ما پیش از آن که همه‌اش تمام شود، توقف خواهیم کرد، چرا که مجبوریم.

در آن صورت، با نزدیک‌شدن عصر نفت به یک پایان ضروری، معنی دارد که روی تمایل تولیدکنندگان متصدی برای حفظ موقعیتشان برای مدتی که تقاضا باقی است، سرمایه‌گذاری شود. با استخراج هر چه بیشتر از چاه‌های قدیمی، ما می‌توانیم بازار را برای چاه‌های جدید کاهش دهیم در حالی که به علاوه از شر مقادیر عظیمی از CO2 خلاص می‌شویم.

مخالفت‌های دیگر با EORمبتنی بر CO2 به طرز گوناگونی به نگرانی‌هایی راجع به ایمنی، طول مدت تجزیه و جداسازی، و امکان‌پذیری اقتصادی ربط دارند. این‌ها موضوعات بزرگی هستند، و ما تلاش نمی‌کنیم که به ‌آن‌ها با جزئیات در این پست بپردازیم. هر چند، EORمبتنی بر CO2 یک جیز جدید نیست و صنعت نفت و گاز دهه‌ها تجربه دارد که می‌تواند از آن استفاده کند.

در واقع، همین الان حوالی 3600 مایل (حوالی 5800 کیلومتر) لوله در آمریکای شمالی برای انتقال CO2از منابع مختلف به سایت‌های EOR وجود دارد. نقشه‌ی پایین، از یک مرور زیرساخت لوله‌کشی CO2 در ایالات متحده از NETL، لوله‌ها و منابع CO2 را در سال 2014 و نواحی میدان نفتی مربوطه را نشان می‌دهد.

به طور قابل ملاحظه‌ای جای میادین نفتی کرن کاونتی و کالیفرنیای جنوبی خالی است. طبیعت آن میادین آن‌ها را گزینه‌های خوبی برای EOR مبتنی بر CO2 می‌کند، اما نزدیک آن‌چا هیچ منبع طبیعی بزرگ CO2 وجود ندارد که شبکه‎ای از لوله‌ها را به میادین برای سرمایه‌گذاران جذاب کند. آن‌جا قطعا تاسیسات صنعتی بسیاری وجود دارد که می‌توانند برای جذب کربن تجهیز شوند. اگر یک لوله‌ی CO2از نزدیکی آن‌ها می‌گذشت، آن‌ها می‌توانستند به آن وصل شوند و از فروش CO2 جذب‌شده سود ببرند. هر چند، هیچ کدام به اندازه‌ی کافی بزرگ نبوده است که لوله‌کشی در آن‌جا را باعث شود. لذا این اتفاق نیفتاده است.

ممکن است که دولت ایالت کالیفرنیا، اگر به این نتیجه برسد که SMR با جذب کربن عملی‌ترین راه برای موفقیت FCVهای هیدروژنی با آلایندگی صفر است، کاری برای آن بکند. آن‎ها می‎‌توانند برای لوله‌کشی، همراه با ساخت کارخانه‌های SMR که تغذیه‌ی آن را فراهم می‎کنند، وام بدهند. دفع CO2آن موقع هزینه‌ی ایستگاه‌های سوختگیری هیدروژن را که دولت این ایالت می‎خواهد ببیند، کاهش می‌داد، نه این که افزایش دهد. اگر ما یک مدیر ارشد اجرایی در تویوتا، هندا یا هیوندای بودیم، اپراتورهای میادین نفتی و لابی‎گران در ساکرامنتو را به این ایده ترغیب می‎کردیم.

فراتر از SMR

ممکن است یک راه دیگر برای تولید هیدروژن از گاز طبیعی وجود داشته باشد که نیاز به دفع CO2را حذف می‌کند. این روش با شکافت متان (و هیدروکربن‌های فرار دیگر در گاز طبیعی) برای تولید کربن خالص و هیدروژن است. آن یک واکنش با دمای بالاست که برای مهندسین شیمی بسیار آشناست. آن حتی به طور تجاری استفاده می‌شود تا دوده‌ی کربن (Carbon Black) برای استفاده در تایرها و محصولات دیگر لاستیکی تولید شود. اما روش مورد استفاده برای پیش راندن واکنش یک قوس پلاسما بوده است. آن رویکرد بسیار انرژی‌بر است.

تعداد کمی از گروه‌های پژوهشی در حال کاوش رویکردهای دیگر بوده‌اند که بسیار بهره‌‎ورتر خواهند بود. امیدوارکننده‌ترین جایگزین ممکن است آنی باشد که در مقاله‌ی روی جلد نسخه‌ی آگوست 2016 نیوساینتیست گزارش شده است. عنوان آن مقاله گذاشته شده بود : «واکنشی که دنیا را تغییر خواهد داد». این واکنش شامل حباب دادن گاز طبیعی از داخل قلع گداخته شده در 1000 درجه سلسیوس است. کربن گاز طبیعی از اتم‌های هیدروژن آن جدا می‎شود و در آن قلع حل می‎شود. هیدروژن جدا شده به صورت حباب به بالای استخر می‌آید و در آن‌جا از هر متان واکنش‌نداده‌ای از طریق یک غشای نفوذ هیدروژن جدا می‌شود. متان واکنش‌نداده دوباره به چرخه برگردانده می‌شود. کربن حل‌شده، در این میان، به صورت میکروذرات دوده‌ی کربن رسوب می‌کند که به سطح استخر می‌آیند. دوده‌ی کربن جمع‌شده می‌تواند از استخر قلع همان‌گونه که اسلگ از استخر فولاد گداخته خراشیده و برداشته می‌شود، برداشته شود.

این فرایند تنها نصف SMRهیدروژن به ازای واحد گاز طبیعی تولید می‌کند، اما این کار را با بهره‌وری انرژی بالا انجام می‌دهد. هیچ مقدار CO2که نیاز داشته باشد با لوله حمل شود و در مخازن ذخیره‌سازی زیرزمینی بسیار عمیق پمپ شود وجود ندارد. جریان دفع‌شده دوده‌ی کربن خالص است که کاربردهای بالقوه‌ی بسیاری دارد. کاربردهای با ارزش بالا در فیلترهای آب و هوا (به جای زغال فعال‌شده) و به عنوان ماده‌ی پرکننده در تایرها و در محصولات لاستیکی و پلاستیکی خواهد بود.

اگر برای عرضه‌ی هیدروژن در ابعاد بزرگ به کار گرفته شود، مقدار محصول جانبی دوده‌ی کربن تولیدشده از شکافت متان از نیاز بازارهای با ارزش بالای استفاده بیشتر خواهد شد. باقیمانده‌ی آن ممکن است که به عنوان اصلاح‌کننده‌ی خاک با خواصی مشابه بیوچار فروخته شود – هر چند درجه تاثیر و ثمربخشی آن نیاز دارد که اثبات شود. هر چند، یک کاربرد مقیاس‌شونده‌ی دیگر وجود دارد که ممکن است امکان‌پذیر باشد: آن ممکن است که برای تامین سوخت تولید منعطف نیرو توسط پیل‌های سوختی کربن مستقیم استفاده شود.

پیل‌های سوختی کربن مستقیم با طراحی‌های گوناگون دمو شده‌اند و تلاش‌های جاری برای تجاری‌سازی آن‌ها وجود دارند. بعضی از رویکردها بهره‌وری‌هایی به اندازه‌ی 80 درصد برای الکتریسیته‌ی خروجی بر انرژی پتانسیل شیمیایی ورودی نشان داده‌اند. اما تلاش‌ها تقریبا همه‌شان توسط وزارت انرژی به عنوان بخشی از ابتکار «زغال‌سنگ پاک» آن، تامین مالی شده‌اند. آن‌ها مطابق این ابتکار هدایت شده‌اند تا کاری کنند که پیل‌ها با استفاده از زغال‌سنگ پودرشده به عنوان سوخت کار کنند. ناخالصی‌های موجود در زغال‌سنگ این کار را دشوار کرده است. ممکن است که با یک شکل بسیار خالص از دوده‌ی کربن به عنوان سوخت، به امکان‌پذیری تجاری بسیار آسان‌تر رسیده شود. اگر چنین باشد، دوده‌ی کربن محصول جانبی شکافت متان می‌تواند تبدیل به منبع عالی انرژی ذخیره‌شده گردد. ذخیره‌ی تراوات‌ساعت‌ها از انرژی به آسانی می‌تواند تجمیع شود.

البته، در واقع استفاده‌ی دوده‌ی کربن به عنوان سوخت برای پیل‌های سوختی کربن مستقیم (DCFC) باب مشکل جداسازی را برای CO2 خروجی حاصل باز می‌کند. اما آن یک جریان خروجی CO2 خالص است، و آسانی حمل عمده‌ی دوده‌ی کربن یعنی که نیروگاه‌های DCFCمی‌توانند نزدیک سایت‌های تزریق CO2مکان‌یابی شوند. اگر رویکرد DCFC جواب بدهد، یک راه دور زدن مسئله‌ی زیرساخت لوله‌کشی CO2خواهد بود.

پشتیبانی تجدیدپذیرها

بدون توجه به این که آیا شکافت متان و احتمالا رویکرد DCFC به انرژی عظیم ذخیره‌شده کار می‌کنند یا نه، برای ما به نظر می‌رسد که ایده‌ی هیدروژن پاک از پردازش شیمیایی سوخت‌های فسیلی پتانسیل تغییر دادن بازی را دارد. کربن یا جریان خروجی CO2 می‌توانند با هزینه‌ی کمی جداسازی شوند –یا هزینه‌ی منفی در حالت فروش CO2برای EOR. این یعنی این که هیدروژن تولیدشده واقعا می‌تواند بدون کربن باشد، حتی قبل از این که شبکه‌ی نیرو بدون کربن شده است.

جالب‌ترین آن برای ما آن عدد 53 دلار بر کیلووات است که در قسمت اول به عنوان تخمین وزارت انرژی از هزینه‌ی جاری سیستم برای پشته‌های (استک‌های) پیل سوختی PEM (در تولید در حجم بالا) اشاره کردیم. مدت‌هاست که بر این عقیده‌ایم که بزرگ‌ترین مسئله با تجدیدپذیرهایی که وقفه‌ی تولید دارند، تاثیر آن‌ها بر تدارکات عرضه‌ی پشتیبان است. تحت سناریوهای نفوذ بالا، تدارکات عرضه‌ی پشتیبان دوره‌های عملیاتی کوتاه، نرخ‌های شیب (رمپ) سریع، و سیکل‌های کار کل پایین را تجربه می‌کنند. این امر خدمات رفاهی را مجبور می‌کند که به ارزانترین واحدهایی که برای ایفای این نقش دارند روی بیاورند. این واحدها غالبا توربین‌های احتراقی ساده هستند که اثرات آلایندگی کربن بالایی دارند. هر چند، 53 دلار بر کیلووات حتی ارزان‌تر توربین‌های احتراقی ساده است. به علاوه، پشته‌های پیل سوختی PEM کاری به کار دوره‌های عملیاتی یا نرخ‌های شیب (رمپ) ندارند. بهره‌وری دمایی آن‌ها قابل مقایسه با بهترین CCGTها است و دچار عملیات با ظرفیت ناتمام نیستند. آن‌ها ایده‌ال هستند!

تنها مسئله تغذیه‌ی آن‌ها با سوخت هیدروژن کافی است. الکترولیز، چنان که پیش‌تر اشاره شد، بسیار نابهره‌ور و بسیار گران است. اما وقتی انرژی تجدیدپذیر مازاد به کار گرفته می‌شود تا واکنش‌های گرماگیر SMR یا شکافت متان را راه بیندازد، مقداری معادل 10 برابر هیدروژن بیشتر از الکترولیز آزاد می‌کند. ما هنوز سوخت بدون کربن تولیدشده با توان ارزان، «آن‌قدری که در دسترس است»، داریم، و لذا منفعت یک «باتری مجازی» را با کنترل توان هدایت‌شده به این فرایند داریم. هر چند، مقدار انرژی تجدیدپذیر مازاد که برای تغذیه‌ی سوخت نیاز است، به شدت کاهش یافته است.

منبع

[i] https://energypost.eu/the-lowdown-on-hydrogen-part-2-production/