KỲ 1: HIỆN TRẠNG SẢN XUẤT, TIÊU THỤ VÀ DỰ BÁO CUNG, CẦU VỀ THAN

Tóm tắt:

Diễn đàn Hợp tác Kinh tế châu Á – Thái Bình Dương (APEC) bao gồm 21 nền kinh tế thành viên, là nơi sinh sống của gần 3 tỷ người và chiếm 60% GDP toàn cầu. Các nền kinh tế APEC có thế mạnh về nguồn cung cấp năng lượng sơ cấp, đặc biệt là than. Các hoạt động xuất khẩu năng lượng đã góp phần vào phát triển kinh tế ở một số nền kinh tế trong khu vực.

Trong khi các thành viên APEC cam kết mạnh mẽ để đạt được các mục tiêu biến đổi khí hậu trong những thập kỷ tới, cuộc khủng hoảng an ninh năng lượng gần đây đang chuyển trọng tâm chính sách sang đảm bảo an ninh nguồn cung cấp năng lượng.

Mặc dù điện từ năng lượng tái tạo đã tăng nhanh trong những năm gần đây, nhưng nhiệt điện than vẫn là nguồn cung cấp điện ổn định, đáp ứng nhu cầu của các phụ tải nền. Phát triển các nhà máy nhiệt điện khí là một trong những lựa chọn của một số nền kinh tế APEC trong giai đoạn chuyển đổi. Tuy nhiên, nó đòi hỏi vốn đầu tư lớn cho cơ sở hạ tầng liên quan đến điện khí (bao gồm cả hạ tầng nhập khí hóa lỏng). Cải thiện hiệu suất nhiệt và đồng đốt amoniac tại các nhà máy nhiệt điện than hiện có kết hợp với công nghệ thu giữ và lưu trữ CO2 (CCS – Carbon Capture and Storage) được kỳ vọng là những phương án khả thi. Hơn nữa, sử dụng than theo những cách khác nhau, chẳng hạn như sản xuất hydro và các sản phẩm từ than kết hợp với CCS sẽ được coi như các công nghệ chuyển tiếp.

Tình hình tiêu thụ than:

Tiêu thụ than toàn khối APEC đã tăng 1,7 lần trong hai thập kỷ qua (2001 – 2021), đạt mức cao nhất là 123 exajoules (EJ) vào năm 2014, tương đương 4.365 triệu tấn than chuẩn (tce). Năm 2021, mức tiêu thụ than toàn APEC tăng khoảng 5% so với mức năm 2020, đạt 120 EJ, gần với mức tiêu thụ than cao nhất vào năm 2014 (xem hình 1).

Hình 1: Tiêu thụ than trong APEC theo phân vùng. Nguồn: Tổng hợp của tác giả dựa trên số liệu từ BP (2022).

Động lực chính thúc đẩy tiêu thụ than tăng cao là sự phục hồi kinh tế toàn cầu sau đại dịch Covid-19 và giá khí tự nhiên cao. Trung Quốc – nước tiêu thụ than lớn nhất trong APEC và thế giới, vẫn tăng tiêu thụ than để phát triển kinh tế. Năm 2021, lượng than tiêu thụ của Trung Quốc chiếm khoảng 71% tổng lượng than tiêu thụ toàn APEC. Hoa Kỳ tiêu thụ khoảng 9%, trong khi tiêu thụ than của Nga chiếm khoảng 3%.

Khu vực APEC Đông Bắc Á (gồm Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan, Hồng Kông) chiếm 8% tổng lượng than tiêu thụ của APEC năm 2021 (chủ yếu là Nhật Bản và Hàn Quốc).

Các nền kinh tế APEC Đông Nam Á chiếm 6,6% lượng than tiêu thụ của APEC. Indonesia tiêu thụ than nhiều nhất, tiếp theo là Việt Nam. Malaysia, Philippines và Thái Lan có tỷ lệ tiêu thụ than tương tự nhau.

APEC châu Đại Dương (bao gồm Úc, New Zealand) chiếm 1,4% lượng tiêu thụ than toàn APEC. Úc tiêu thụ trên 95% lượng than tiêu thụ ở khu vực APEC châu Đại Dương.

Còn các quốc gia APEC châu Mỹ khác (bao gồm Canada, Chile, Mexico, Peru) tiêu thụ ít hơn 1% tổng lượng than tiêu thụ của toàn APEC.

Sản xuất than:

Sản xuất than toàn APEC tăng khoảng 1,9 lần trong giai đoạn 2001 – 2021 để đáp ứng nhu cầu về năng lượng cho tăng trưởng kinh tế. Năm 2021, sản lượng than của APEC đạt kỷ lục cao nhất mọi thời đại là 136,2 EJ, tăng 6,1% so với năm trước (xem hình 2).

Trung Quốc – quốc gia khai thác than lớn nhất trong APEC và thế giới, đã khai thác 85,1 EJ, chiếm khoảng 63% sản lượng than của toàn APEC vào năm 2021. Mặc dù phần lớn sản lượng than của Trung Quốc đã được khai thác trong nước, nhưng vẫn thấp hơn so với nhu cầu thực tế 1 EJ khiến quốc gia này vẫn phải nhập khẩu than.

Các nước APEC Đông Nam Á khai thác 16,4 EJ vào năm 2021, chiếm 12,5% tổng sản lượng than của APEC. Indonesia thống trị thị trường khai thác than của khu vực trong nhiều thập kỷ, trong đó 57% sản lượng than giành cho xuất khẩu vào năm 2021.

Các nước thuộc APEC châu Đại Dương sản xuất 12,5 EJ, chiếm 9,2% sản lượng than của APEC vào năm 2021, trong khi các quốc gia APEC châu Mỹ khác chiếm ít hơn 1%.

Hoa Kỳ, Nga là nhà sản xuất than thứ tư và thứ năm vào năm 2021, chiếm lần lượt là 8,5% và 6,7% sản lượng than của APEC.

Hình 2: Sản xuất than trong APEC theo phân vùng. Nguồn: Tổng hợp của tác giả dựa trên số liệu từ BP (2022).

Dự báo tiêu thụ và sản xuất than:

Các kịch bản dự báo:

Dự báo nhu cầu và sản xuất than đến năm 2050 trong bài này được trích từ ấn phẩm “Triển vọng cung và cầu năng lượng APEC” (tái bản lần thứ 8), do tác giả và các cộng sự tại Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng châu Á – Thái Bình Dương thực hiện (APEC Outlook – 2022).

Dự báo bao gồm hai kịch bản: (1) kịch bản Reference (REF) và (2) kịch bản Carbon Neutrality (CN). Kịch bản REF phân tích các xu hướng gần đây trong tiêu thụ, khai thác và xuất nhập khẩu năng lượng của APEC để đưa ra dự báo xu hướng năng lượng. Kịch bản CN sẽ xem xét các lộ trình giả định cho từng nền kinh tế thành viên APEC tiến tới trung hòa carbon trong các lĩnh vực năng lượng.

Kịch bản CN xem xét các giả định bổ sung như: Tăng mức độ hiệu quả năng lượng, thay đổi hành vi, chuyển đổi nhiên liệu, triển khai công nghệ thu giữ và lưu trữ carbon (CCS). Các lộ trình được xây dựng dựa trên các đặc điểm riêng, chính sách năng lượng và điểm xuất phát của từng nền kinh tế. Kịch bản CN không xem xét các biện pháp phát thải âm (như trồng rừng, hoặc công nghệ như thu giữ CO2 trực tiếp từ khí quyển).

Dự báo tiêu thụ than đến năm 2050:

Mặc dù tiêu thụ than trong APEC đã tăng vào năm 2021, nhưng trong dài hạn nhu cầu về than được dự báo sẽ giảm trong những thập kỷ tới (xem hình 3). Đối với than nhiệt, tốc độ giảm sẽ nhanh hơn khi thế giới hướng đến mục tiêu giảm nhanh lượng phát thải CO2 từ các nguồn phát thải lớn như các nhà máy nhiệt điện, các nhà máy công nghiệp nặng. Nhu cầu than luyện kim nhìn chung vẫn sẽ duy trì ở mức gần bằng với hiện nay và giảm nhẹ.

Các chính sách giảm dần và loại bỏ than đã được củng cố dựa trên các cam kết của các nhà lãnh đạo các nền kinh tế APEC vào năm 2021. Chín (9) nền kinh tế APEC đã ký “Tuyên bố chung toàn cầu về việc chuyển đổi từ than sang năng lượng sạch” tại COP26 ở Glasgow, trong đó cam kết sẽ không xây dựng nhiệt điện than mới nào từ những năm 2030, hoặc 2040 tùy thuộc vào tình hình kinh tế của từng quốc gia.

Tuy nhiên, cho dù tiêu thụ than của APEC dự báo giảm 1/3 vào năm 2050 so với mức tiêu thụ năm 2018, than vẫn sẽ được sử dụng nhiều vào trong kịch bản REF. Cụ thể, nhu cầu tiêu thụ than dự báo vẫn đạt gần 72 EJ vào năm 2050 và được sử dụng chủ yếu trong ngành điện và công nghiệp.

Tại kịch bản CN, lượng than tiêu thụ được dự báo giảm gần 80% vào năm 2050 so với mức của năm 2018 và chủ yếu giảm ở lĩnh vực sản xuất điện. Tuy vậy, nhu cầu về than trong lịch bản này vẫn là 25,4 EJ vào năm 2050.

Hình 3: Dự báo tiêu thụ than đến năm 2050. Nguồn: Tổng hợp của tác giả dựa trên số liệu từ EGEDA (2021) và APEC Outlook (2022).

Dự báo sản xuất than đến năm 2050:

Sản xuất than toàn APEC dự báo sẽ giảm trong những thập kỷ tới (xem hình 4). Mức độ giảm trong sản xuất than nhiệt diễn ra với tốc độ nhanh hơn so với than luyện kim. Sự khác biệt về mức độ giảm là do nhiều nền kinh tế APEC đang triển khai các chiến lược chuyển đổi nhiên liệu (từ than sang khí và năng lượng tái tạo) để đạt được mức giảm phát thải lớn hơn trong lĩnh vực sản xuất điện. Tuy nhiên, chuyển đổi nhiên liệu là khó khả thi đối với các hộ tiêu thụ than luyện kim.

Trong kịch bản REF, sản lượng than khai thác của APEC giảm 1/3 trong giai đoạn dự báo (2018 – 2050), từ 130 EJ vào năm 2018 xuống còn 86,3 EJ vào năm 2050. Sự biến động sản lượng than về cơ bản sẽ phụ thuộc vào nhu cầu than của từng giai đoạn.

Trong kịch bản CN, lượng than sản xuất của APEC giảm gần 80% trong giai đoạn 2018 – 2030, giảm xuống còn gần 30 EJ vào năm 2050. Các giả định về chính sách loại bỏ dần than, tăng năng lượng tái tạo, chuyển đổi nhiên liệu và công nghệ đốt than phát thải CO2 thấp được kỳ vọng nhiều hơn trong kịch bản này đối với hầu hết các nền kinh tế APEC. Kịch bản này có thể trở thành hiện thực, vì 19 trong số 21 nền kinh tế trong APEC đã cam kết phát thải ròng bằng “0”, hoặc trung hòa carbon vào giữa, hoặc nửa sau của thế kỷ này (trừ Mexico. Philippines chưa có cam kết chính thức).

Trong cả 2 kịch bản, sản lượng than nhiệt được dự báo giảm nhanh hơn so với sản lượng than luyện kim trong trung và dài hạn. Điều này là do nhu cầu sản xuất thép vẫn cao trong những thập kỷ tới và ngành thép vẫn dựa vào than luyện kim là chính. Các công nghệ sản xuất thép mà không dựa vào than luyện kim có thể khả thi trong tương lai gần. Tuy nhiên, hầu hết các giải pháp thay thế này chưa sẵn sàng ở quy mô lớn cho đến sau năm 2030.

Hình 4: Dự báo sản lượng than khai thác đến năm 2050. Nguồn: Tổng hợp của tác giả dựa trên số liệu từ EGEDA (2021) và APEC Outlook (2022).

Kỳ tới: Các xu hướng sử dụng than trong tương lai

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Tạp chí Năng lượng Việt Nam

TS. PHÙNG QUỐC HUY – TRUNG TÂM NGHIÊN CỨU NĂNG LƯỢNG CHÂU Á – THÁI BÌNH DƯƠNG (APERC)

Tài liệu tham khảo:

1/ ACE (2021) Challenges and Implications of Coal Phase-Down to the ASEAN Energy Landscape. https://aseanenergy.org/challenges-and-implicationsof-coal-phase-down-to-the-asean-energy-landscape/

2/ APEC Outlook (2022), Asia-Pacific Energy Research Centre (APERC), APEC Energy Demand and Supply Outlook 8th Edition 2022.

3/ BP (2021), BP Statistical Review of World Energy, 70th edition. http://www.bp.com/statisticalreview

4/ Chiyoda Corporation, https://www.chiyodacorp.com/en/service/environment/coal-gas/

5/ Earth Resource, https://earthresources.vic.gov.au/projects/carbonnet-project/what-is-ccs/benefits-of-ccs

6/ EGEDA – Expert Group on Energy Data Analysis, APEC Energy Working Group, (2021), APEC Energy Database. https://www.egeda.ewg.apec.org/egeda/database_info/index.html

7/ Global CCS Institute (2021). The Global Status of CCS Report 2021. https://www.globalccsinstitute.com/resources/

8/ JERA group, 2022, https://www.jera.co.jp/english/information/20220531_917

9/ NETL – National Energy Technology Laboratory (2022), Rare earth elements and critical minerals.

10/ https://netl.doe.gov/sites/default/files/2022-02/Program-141.pdf

11/ METI Journal, https://www.meti.go.jp/english/publications/pdf/journal2013_10a.pdf

12/ SP Global, 2022, https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/podcasts/focus/091422-used-cooking-oil-uco-biodiesel-saf-sustainable-aviation-fuel-palm-oil-hvo

13/ HESC, Hydrogen Energy Supply Chain Project, https://www.hydrogenenergysupplychain.com/

14/ World Coal Association, https://www.worldcoal.org/coal-facts/other-uses-of-coal/

The post Than đá trong chuyển dịch năng lượng [kỳ 1]: Hiện trạng và dự báo cung, cầu than first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Mặc dù có nhiều trên trái đất dưới dạng một nguyên tố, nhưng hydro hầu như luôn được tìm thấy dưới dạng một phần của hợp chất khác, chẳng hạn như nước (H2O), hoặc metan (CH4) và nó phải được tách thành hydro tinh khiết (H2) để sử dụng như dùng cho xe điện chạy bằng pin nhiên liệu. Nhiên liệu hydro kết hợp với oxy từ không khí thông qua pin nhiên liệu tạo ra điện và nước qua quá trình điện hóa. Hydro có thể được sản xuất từ các nguồn tài nguyên đa dạng, như nhiên liệu hóa thạch, sinh khối và điện phân nước bằng điện. Tác động môi trường và hiệu quả năng lượng của hydro phụ thuộc vào cách nó được sản xuất.

Tiêu chuẩn hydro sạch là phát thải 2 kg CO2e/kg H2 đã được Văn phòng Công nghệ pin nhiên liệu và hydro (Hoa Kỳ) công bố dựa trên Luật Cơ sở hạ tầng Lưỡng đảng. Tiêu chuẩn này là một cách để áp dụng định nghĩa hydro sạch độc lập với công nghệ. Thách thức chính đối với sản xuất hydro là giảm chi phí công nghệ sản xuất để làm cho chi phí hydro thu được có thể cạnh tranh với nhiên liệu vận chuyển thông thường.

Dưới đây là những công nghệ sản xuất hydro phổ biến nhất hiện nay:

1. Reforming/khí hóa khí thiên nhiên:

(Natural Gas Reforming/Gasification) – hỗn hợp của hydro, carbon monoxide và một lượng nhỏ carbon dioxide được tạo ra bằng cách phản ứng của khí tự nhiên với hơi nước ở nhiệt độ cao (700°C – 1.000°C). Carbon monoxide phản ứng với nước để tạo ra thêm hydro. Phương pháp này là rẻ nhất, hiệu quả nhất và phổ biến nhất.

Khí tổng hợp cũng có thể được tạo ra bằng cách cho than, hoặc sinh khối phản ứng với hơi nước và oxy ở nhiệt độ cao trong lò khí hóa điều áp. Điều này chuyển đổi than, hoặc sinh khối thành các thành phần khí – một quá trình được gọi là khí hóa (Gasification). Khí tổng hợp thu được chứa hydro và carbon monoxide, được phản ứng với hơi nước để tách hydro.

Reforming khí thiên nhiên (Natural gas reforming – NGR) là một quy trình sản xuất tiên tiến và chín muồi được xây dựng dựa trên cơ sở hạ tầng cung cấp đường ống dẫn khí đốt tự nhiên hiện có. Hiện nay, 95% hydro được sản xuất tại Hoa Kỳ là bằng công nghệ này trong các nhà máy, trung tâm lớn. Đây là một quy trình trình công nghệ quan trọng để sản xuất hydro trong thời gian ngắn.

– Reforming hơi nước – Methane (Steam – Methane Reforming):

Đây là một quy trình sản xuất đã được chứng minh là chín muồi, trong đó, hơi nước ở nhiệt độ cao (700°C – 1.000°C) được sử dụng để sản xuất hydro từ nguồn khí mêtan (chẳng hạn như khí tự nhiên). Trong reforming (hiểu đơn giản là tái sinh) hơi nước – metan, khí metan phản ứng với hơi nước dưới áp suất 3 – 25 bar (1 bar = 14,5 psi) với sự có mặt của chất xúc tác để tạo ra hydro, carbon monoxide và một lượng carbon dioxide tương đối nhỏ. Quá trình tái sinh hơi nước là quá trình thu nhiệt – tức là nhiệt phải được cung cấp cho quá trình để phản ứng diễn ra.

Sau đó, trong cái được gọi là “phản ứng dịch chuyển nước – khí”, carbon monoxide và hơi nước được phản ứng bằng cách sử dụng chất xúc tác để tạo ra carbon dioxide và nhiều hydro hơn. Trong bước quy trình cuối cùng được gọi là “hấp phụ dao động áp suất”, carbon dioxide và các tạp chất khác được loại bỏ khỏi dòng khí, để lại hydro tinh khiết. Reforming hơi nước cũng có thể được sử dụng để sản xuất hydro từ các loại nhiên liệu khác (chẳng hạn như ethanol, propan, hoặc thậm chí là xăng).

Phản ứng reforming hơi nước – metan: CH4 + H2O (+ nhiệt) → CO + 3H2.

Phản ứng dịch chuyển nước – khí: CO + H2O → CO2 + H2 (+ lượng nhiệt nhỏ).

– Oxy hóa một phần (Partial Oxidation):

Trong quá trình oxy hóa một phần, metan và các hydrocacbon khác trong khí tự nhiên phản ứng với một lượng oxy hạn chế (thường là từ không khí) không đủ để oxy hóa hoàn toàn các hydrocacbon thành carbon dioxide và nước. Với ít hơn lượng oxy cân bằng hóa học có sẵn, các sản phẩm phản ứng chứa chủ yếu là hydro, carbon monoxide (và nitơ, nếu phản ứng được thực hiện với không khí chứ không phải oxy nguyên chất), và một lượng tương đối nhỏ carbon dioxide cùng các hợp chất khác. Sau đó, trong phản ứng dịch chuyển nước – khí, carbon monoxide phản ứng với nước để tạo thành carbon dioxide và nhiều hydro hơn.

Quá trình oxy hóa phần là một quá trình tỏa nhiệt. Thông thường, quá trình này nhanh hơn nhiều so với cải cách hơi nước và yêu cầu bình phản ứng nhỏ hơn. Như có thể thấy trong các phản ứng hóa học của quá trình oxy hóa một phần, quá trình này ban đầu tạo ra ít hydro hơn trên mỗi đơn vị nhiên liệu đầu vào so với quá trình tái tạo hơi nước của cùng một loại nhiên liệu.

Phản ứng oxy hóa phần metan: CH4 + ½O2 → CO + 2H2 (+ nhiệt).

Phản ứng dịch chuyển nước – khí: CO + H2O → CO2 + H2 (+ lượng nhiệt nhỏ).

Reforming khí tự nhiên với chi phí thấp có thể cung cấp hydro ngày nay cho các phương tiện chạy bằng pin nhiên liệu (FCEV), cũng như các ứng dụng khác. Về lâu dài, DoE hy vọng, việc sản xuất hydro từ khí tự nhiên sẽ được tăng cường với sản xuất từ năng lượng tái tạo, hạt nhân, than đá (có thu hồi, lưu trữ carbon) và các nguồn năng lượng trong nước có hàm lượng carbon thấp khác.

Tiêu tốn nhiên liệu hydro và khí thải phát ra thấp hơn so với xe động cơ đốt trong chạy bằng xăng. Sản phẩm duy nhất từ ống xả FCEV là hơi nước, nhưng tổng lượng khí thải nhà kính đã giảm một nửa và tiêu thụ nhiên liệu giảm hơn 90% so với xe chạy xăng ngày nay.

2. Công nghệ điện phân:

Dòng điện phân ly nước thành hydro và oxy. Nếu điện được sản xuất bởi các nguồn tái tạo (chẳng hạn như năng lượng gió, mặt trời), thì hydro thu được cũng sẽ được coi là tái tạo. Các dự án chuyển đổi năng lượng thành hydro hiện đang sôi động, sử dụng điện năng tái tạo dư thừa (nếu có) để tạo ra hydro thông qua quá trình điện phân.

Công nghệ điện phân (Electrolysis) là một lựa chọn đầy hứa hẹn để sản xuất hydro không có carbon từ các nguồn năng lượng tái tạo và hạt nhân. Đây thực chất là quá trình sử dụng điện để tách nước thành hydro và oxy trong một thiết bị gọi là máy điện phân. Máy điện phân có thể có kích thước từ thiết bị nhỏ, cỡ thiết bị rất phù hợp để sản xuất hydro phân tán quy mô nhỏ đến các cơ sở sản xuất trung tâm, quy mô lớn có thể được liên kết trực tiếp với các nguồn điện tái tạo.

Giống như pin nhiên liệu, máy điện phân bao gồm cực dương và cực âm được ngăn cách bởi chất điện phân. Các máy điện phân khác nhau hoạt động theo những cách khác nhau, chủ yếu là do loại vật liệu điện phân khác nhau có liên quan và loại ion mà nó tiến hành.

– Máy điện phân dùng màng điện phân polymer:

Trong máy điện phân màng điện phân polymer (Polymer Electrolyte Membrane Electrolyzers, hay PEM), chất điện phân là vật liệu nhựa đặc biệt thể rắn. Nước phản ứng ở cực dương để tạo thành oxy và các ion hydro tích điện dương (proton). Các electron chạy qua một mạch bên ngoài và các ion hydro di chuyển có chọn lọc qua PEM đến cực âm. Ở cực âm, các ion hydro kết hợp với các electron từ mạch ngoài để tạo thành khí hydro.

Phản ứng cực dương: 2H2O → O2 + 4H+ + 4e-.

Phản ứng cực âm: 4H+ + 4e- → 2H2.

– Máy điện phân kiềm:

Máy điện phân kiềm hoạt động thông qua việc vận chuyển các ion hydroxit (OH-) qua chất điện phân từ cực âm sang cực dương với hydro được tạo ra ở phía cực âm. Máy sử dụng dung dịch kiềm lỏng của natri, hoặc kali hydroxit làm chất điện phân đã có mặt trên thị trường trong nhiều năm. Các phương pháp mới hơn sử dụng màng trao đổi kiềm rắn (AEM) làm chất điện phân đang cho thấy nhiều hứa hẹn ở quy mô phòng thí nghiệm.

– Máy điện phân oxit rắn:

Máy điện phân oxit rắn, sử dụng vật liệu gốm rắn làm chất điện phân dẫn điện có chọn lọc các ion oxy tích điện âm (O2-) ở nhiệt độ cao, tạo ra hydro theo một cách hơi khác.

Hơi nước ở cực âm kết hợp với các electron từ mạch ngoài để tạo thành khí hydro và các ion oxy tích điện âm. Các ion oxy đi qua màng gốm rắn và phản ứng ở cực dương để tạo thành khí oxy và tạo ra các electron cho mạch ngoài.

Máy điện phân oxit rắn phải hoạt động ở nhiệt độ đủ cao để màng oxit rắn hoạt động bình thường (khoảng 700° – 800°C, so với máy điện phân PEM hoạt động ở nhiệt độ 70° – 90°C và máy điện phân kiềm thương mại thường hoạt động ở nhiệt độ dưới 100°C). Máy điện phân oxit rắn tiên tiến ở quy mô phòng thí nghiệm dựa trên chất điện phân gốm dẫn proton đang cho thấy triển vọng giảm nhiệt độ vận hành xuống 500° – 600°C. Máy điện phân kiểu này có thể sử dụng hiệu quả nhiệt có sẵn ở những nhiệt độ cao này (từ nhiều nguồn khác nhau, bao gồm cả năng lượng hạt nhân) để giảm lượng điện năng cần thiết để sản xuất hydro từ nước.

Điện phân là con đường sản xuất hydro hàng đầu để đạt được mục tiêu Hydrogen Energy Earthshot là giảm 80% chi phí hydro sạch xuống còn 1 USD/1 kg trong 1 thập kỷ. Hydrogen Energy Earthshot là sáng kiến ​​của DoE nhằm đẩy nhanh các bước đột phá về các giải pháp năng lượng sạch dồi dào, có thể chi trả và đáng tin cậy hơn trong thập kỷ này.

Hydro được sản xuất thông qua quá trình điện phân không phát thải khí nhà kính, tùy thuộc vào nguồn điện được sử dụng. Nguồn điện cần thiết – bao gồm cả chi phí và hiệu quả, cũng như lượng khí thải do phát điện phải được xem xét khi đánh giá lợi ích và khả năng kinh tế của việc sản xuất hydro thông qua quá trình điện phân.

Ở nhiều vùng của Hoa Kỳ, lưới điện ngày nay không lý tưởng để cung cấp điện cần thiết cho quá trình điện phân do khí nhà kính thải ra và lượng nhiên liệu cần thiết cho quá trình phát điện. Vì vậy, sản xuất hydro thông qua điện phân đang được kỳ vọng cho các lựa chọn năng lượng tái tạo (gió, mặt trời, thủy điện, địa nhiệt) và năng lượng hạt nhân. Các con đường sản xuất hydro này dẫn đến lượng khí thải nhà kính và chất gây ô nhiễm tiêu chí gần như bằng không. Tuy nhiên, chi phí sản xuất cần phải giảm thêm để có thể cạnh tranh với các phương pháp reforming khí tự nhiên.

Sản xuất hydro thông qua quá trình điện phân có thể mang lại cơ hội cho việc phát điện không ổn định và không liên tục, vốn là đặc điểm của một số công nghệ năng lượng tái tạo. Ví dụ, mặc dù chi phí năng lượng gió tiếp tục giảm, nhưng sự thay đổi vốn có của gió là một trở ngại cho việc sử dụng hiệu quả năng lượng gió. Nhiên liệu hydro và sản xuất điện có thể được tích hợp tại một trang trại gió, cho phép linh hoạt chuyển đổi sản xuất để phù hợp nhất với nguồn tài nguyên sẵn có với nhu cầu vận hành hệ thống và các yếu tố thị trường.

Ngoài ra, trong thời gian sản xuất điện dư thừa từ các trang trại gió, thay vì cắt giảm lượng điện như thường được thực hiện, có thể sử dụng lượng điện dư thừa này để sản xuất hydro thông qua quá trình điện phân.

3. Reforming chất lỏng có nguồn gốc từ sinh khối:

Chất lỏng có nguồn gốc từ các nguồn sinh khối – bao gồm etanol và dầu sinh học có thể được chuyển hóa để sản xuất hydro trong một quy trình tương tự như reforming khí tự nhiên. Các chất lỏng có nguồn gốc từ sinh khối có thể được vận chuyển dễ dàng hơn so với nguyên liệu sinh khối của chúng, cho phép sản xuất bán trung tâm, hoặc có thể sản xuất hydro phân tán tại các trạm tiếp nhiên liệu.

Quá trình reforming chất lỏng có nguồn gốc từ sinh khối thành hydro rất giống với quá trình reforming khí tự nhiên và bao gồm các bước sau:

Nhiên liệu lỏng được phản ứng với hơi nước ở nhiệt độ cao với sự có mặt của chất xúc tác để tạo ra khí tổng hợp, bao gồm chủ yếu là hydro, carbon monoxide và một số carbon dioxide. Hydro và carbon dioxide bổ sung được tạo ra bằng cách phản ứng carbon monoxide (được tạo ra ở bước đầu tiên) với hơi nước ở nhiệt độ cao trong “phản ứng dịch chuyển nước – khí”. Cuối cùng, hydro được tách ra và tinh chế.

Phản ứng reforming hơi nước (ethanol): C2H5OH + H2O (+ nhiệt) → 2CO + 4H2.

Phản ứng dịch chuyển nước – khí: CO + H2O → CO2 + H2 (+ lượng nhiệt nhỏ).

Tại Hoa Kỳ, có nhiều sinh khối hơn mức cần thiết cho nhu cầu thực phẩm và thức ăn chăn nuôi. Một báo cáo gần đây dự đoán rằng: Với những cải tiến dự kiến trong thực hành nông nghiệp và nhân giống cây trồng, có thể có tới 1 tỷ tấn sinh khối khô để sử dụng làm năng lượng hàng năm. Điều này tương đương với tiềm năng khoảng 13 – 14 triệu tỷ Btu/năm (vào năm 2030). Sinh khối có tiềm năng trở thành nguồn đóng góp chính cho năng lượng tái tạo.

4. Chuyển đổi sinh khối vi sinh vật:

Sinh khối được chuyển đổi thành nguyên liệu giàu đường có thể được lên men để tạo ra hydro. Các quá trình chuyển đổi sinh khối vi sinh vật (Microbial biomass conversion) tận dụng khả năng tiêu thụ và tiêu hóa sinh khối của vi sinh vật và giải phóng hydro. Tùy thuộc vào lộ trình, nghiên cứu này có thể dẫn đến các hệ thống quy mô thương mại trong khung thời gian trung và dài hạn.

Trong các hệ thống dựa trên quá trình lên men, các vi sinh vật, chẳng hạn như vi khuẩn, phân hủy chất hữu cơ để tạo ra hydro. Chất hữu cơ có thể là đường tinh chế, nguồn sinh khối thô như thân cây ngô và thậm chí cả nước thải. Bởi vì không cần ánh sáng, những phương pháp này đôi khi được gọi là phương pháp “lên men tối”.

Trong quá trình lên men hydro trực tiếp, vi khuẩn tự tạo ra hydro. Những vi khuẩn này có thể phá vỡ các phân tử phức tạp thông qua nhiều con đường khác nhau và các sản phẩm phụ của một số con đường có thể được kết hợp bởi các enzym để tạo ra hydro. Các nhà khoa học đang nghiên cứu cách làm cho hệ thống lên men tạo ra hydro nhanh hơn (cải thiện tốc độ) và tạo ra nhiều hydro hơn từ cùng một lượng chất hữu cơ (tăng sản lượng).

Pin điện phân vi sinh vật (MEC) là thiết bị khai thác năng lượng và proton do vi khuẩn phân hủy chất hữu cơ tạo ra, kết hợp với một dòng điện nhỏ bổ sung, để tạo ra hydro. Công nghệ này rất mới và các nhà nghiên cứu đang nỗ lực cải thiện nhiều khía cạnh của hệ thống, từ việc tìm kiếm vật liệu chi phí thấp hơn đến việc xác định loại vi khuẩn hiệu quả nhất để sử dụng.

Sinh khối là một nguồn tài nguyên dồi dào và nhiều vi khuẩn đã tiến hóa để phân hủy hiệu quả sinh khối để tạo ra hydro và các sản phẩm khác. Quá trình lên men đã được sử dụng như một công nghệ công nghiệp để tạo ra nhiên liệu sinh học và các sản phẩm khác, đồng thời nhiều thách thức đối với việc mở rộng hệ thống đã được giải quyết cho các sản phẩm khác nhau, cho phép các nhà nghiên cứu hydro tập trung vào những thách thức riêng đối với sản xuất hydro. Các hệ thống dựa trên MEC có khả năng sản xuất hydro từ các nguồn tài nguyên không thể sử dụng để sản xuất nhiên liệu và có thể giảm lượng lớn năng lượng thường cần để xử lý nước thải trong khi tạo ra nhiên liệu có giá trị ở dạng hydro.

Hiện nay các cải thiện tốc độ và sản lượng sản xuất hydro từ quá trình lên men thông qua một số phương pháp như cải tiến chủng vi sinh vật, tối ưu hóa hệ thống lò phản ứng, xác định nguồn nguyên liệu và phương pháp xử lý đang được nghiên cứu để nâng cao năng suất phù hợp cho mục đích thương mại quy mô lớn./.

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Tạp chí Năng lượng Việt Nam/AFDC/EG – 6/2023

Link tham khảo:

1/ https://afdc.energy.gov/fuels/hydrogen_production.html

2/ https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-production-natural-gas-reforming

3/ https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-production-biomass-derived-liquid-reforming

4/ https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-production-biomass-derived-liquid-reforming

5/ https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hydrogen-production-microbial-biomass-conversion

The post Những công nghệ sản xuất hydro phổ biến nhất hiện nay first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Mỏ quặng sắt là gì?

Quặng sắt thường nằm sâu dưới lòng đất, chúng bao gồm các loại đất đá chứa khoáng chất như kim loại hoặc đá quý, được khai thác trực tiếp từ các hầm mỏ khoáng sản. Từ những gì thu được, người ta có thể tách sắt ra khỏi đá và khoáng vật bằng phương pháp đặc thù.

Có hai loại quặng sắt phổ biến nhất là quặng sắt Hematite, có công thức hoá học là Fe3O4 với hàm lượng sắt rất cao tới hơn 70%. Thứ 2 là quặng sắt quặng sắt Magnetite có công thức hoá học là Fe2O3 với hàm lượng sắt thấp hơn Hematite. Ngoài ra còn có các loại khác như Limonite, Goethite và Siderite.

Khoảng gần 98% quặng sắt được khai thác đều được dùng vào sản xuất thép. Chính vì mức độ quan trọng và quý giá đó nên mỏ quặng sắt luôn được con người đầu tư tìm kiếm để khai thác. Không quá khi nói rằng tình hình dự trữ và khai thác quặng sắt có ảnh hưởng trực tiếp và đáng kể đến tình hình kinh tế trên toàn thế giới.

Để phát hiện mỏ quặng sắt, bạn sẽ cần đến sự trợ giúp của máy dò kim loại dưới lòng đất, máy dò sắt và tiến hành thăm dò, đánh giá nhiều lần mới có thể đưa ra kết luận cuối cùng.

Các mỏ quặng sắt lớn nhất Việt Nam

Các mỏ quặng sắt ở Việt Nam trải dài từ miền Bắc đến miền Trung với hơn 300 mỏ và điểm quặng sắt. Tập trung chủ yếu ở các tỉnh là: Thái Nguyên, Cao Bằng, Hà Tĩnh,… Tuy nhiều nhưng đa số các mỏ quặng ở nước ta có quy mô nhỏ, nằm sâu dưới lòng đất. Việt Nam cũng đang gặp nhiều khó khăn để khai thác mỏ quặng sắt do ngành công nghiệp luyện kim tại Việt Nam vẫn chưa thực sự phát triển.

Sau đây sẽ là hai mỏ quặng sắt có trữ lượng lớn nhất hiện nay và đang được tiến hành khai thác trên quy mô lớn.

Mỏ quặng sắt Thạch Khê thuộc tỉnh Hà Tĩnh

Mỏ quặng sắt lớn nhất Việt Nam, chiếm đến phân nửa trữ lượng quặng sắt ở Việt Nam chính mỏ sắt nằm ở huyện Thạch Khê, tỉnh Hà Tĩnh. Mỏ quặng sắt này nằm ven biển, cách Hà Tĩnh khoảng 7km. Mỏ có thể được khai thác lộ thiên với chiều sâu đến 120m so với mặt nước biển.

Kết quả điều tra cho thấy trữ lượng của mỏ Thạch Khê đạt 544 triệu tấn. Qua phân tích hoá học thấy rằng lượng chất trong mỏ sắt gồm có: 61.35% Fe, 0.207% Mn, 5.4% SiO2, 1.79% Al2O3, 0.86% CaO, 1.2% MgO, 0.27% TiO2, 0.04% P, 0.148% S.

Không chỉ là mỏ quặng sắt lớn nhất Việt Nam, đây còn được công nhận là mỏ sắt xây dựng lớn nhất Đông Nam Á với hàm lượng sắt trung bình toàn mỏ là 58%. Dù mỏ quặng sắt này đã được phát hiện cách đây nửa thế kỷ và được đánh giá rất cao về tiền năng nhưng chúng chưa đem lại hiệu quả kinh tế cho đất nước do gặp phải những khó khăn như đã nêu ở trên đây.

Xem thêm: Quy hoạch thăm dò, khai thác, chế biến và sử dụng quặng sắt đến năm 2010, định hướng đến năm 2020

Mỏ quặng sắt Quý Sa thuộc tỉnh Lào Cai

Mỏ sắt Quý Sa chính là mỏ quặng sắt lớn thứ 2 ở Việt Nam. Mỏ sắt mỏ có trữ lượng trên 120 triệu tấn, trải rộng hơn 100 ha trên địa bàn xã Sơn Thuỷ và nằm ở bờ phải Sông Hồng thuộc tỉnh Lào Cai.

Kết quả phân tích hoá học hàm lượng sắt trong mỏ cho kết quả như sau: 54-55% Fe, 3% Mn, 1.7% SiO2, 1.7% – 3% Al2O3, 0.25% CaO và 0.025% S.

Mỏ quặng sắt Quý Sa tạo ra việc làm cho hơn 2.000 lao động trên địa bàn tỉnh, là mỏ quặng có tầm ảnh hưởng quan trọng với sự phát triển kinh tế của tỉnh và ảnh hưởng trực tiếp tới ngành sắt, thép xây dựng trên toàn Việt Nam.

Hoahocngaynay.com

The post Quặng sắt first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Tính cấp bách của việc thu giữ và lưu trữ carbon:

Quá trình công nghiệp hóa nhanh chóng và xu hướng sử dụng năng lượng ngày càng tăng dẫn đến việc khai thác tài nguyên thiên nhiên, nhất là nhiên liệu hóa thạch cho sản xuất điện ngày càng nhiều. Hầu hết các đơn vị phát điện (như nhà máy nhiệt điện và tổ máy phát điện diesel), phương tiện vận tải (ô tô, tàu hỏa, tàu thủy, máy bay v.v…) đều dựa trên nhiên liệu hóa thạch nên dẫn đến gia tăng lượng khí thải, đặc biệt là carbon dioxide (CO₂).

Theo dự báo công bố trên Tạp chí SN Applied Sciences (Thụy Sỹ): Đến năm 2030, sản lượng năng lượng sơ cấp từ than sẽ đạt 3.976 triệu tấn dầu quy đổi (TOE) và lượng khí thải CO₂ là 38.749 triệu tấn CO₂ mỗi năm. Khoảng 82% năng lượng cần thiết trên toàn thế giới được tạo ra từ nhiên liệu hóa thạch thông qua nhiều quá trình khác nhau và hậu quả CO₂ thải ra môi trường ngày càng tăng.

CO₂ có thể được thu giữ trong quá trình xử lý nhiên liệu, hoặc sau khi đốt cháy nhiên liệu và được vận chuyển đến nơi để lưu trữ lâu dài. Một loạt các kỹ thuật tách và thu giữ carbon bao gồm hấp thụ vào chất lỏng, tách pha khí, hấp phụ trên các quá trình rắn và lai như hệ thống màng hấp phụ. Ngoài ra, các quy định về CCS, phân tích kinh tế và các vấn đề chính sách cũng đồng thời được nghiên cứu giải quyết.

CCS – công cụ hiệu quả để tăng tốc độ khử carbon trong ngành công nghiệp:

Theo các chuyên gia ở DNV, tổ chức đăng ký và phân loại quốc tế có trụ sở tại Høvik, Na Uy, CCS (Carbon Capture and Storage) được đề cập trong Triển vọng Công nghệ 2030 không khác biệt so với các bản báo cáo trước đó. Nó được xem là công cụ khử carbon rất cần thiết, đặc biệt là khi thế giới đang thực hiện mục tiêu phát thải ròng bằng 0, hay Net Zero vào năm 2050. Thực tế phũ phàng là thải carbon dioxide rẻ hơn so với thu giữ và lưu trữ nên các nhà hoạch định chính sách phải đi trước đón đầu. Thực tế CCS chưa được mở rộng ở cấp công nghiệp, nên các chính sách giá lũy tiến cần sớm ra đời để đưa CCS trở nên thực thi trong những năm tới.

Theo DNV, CCS bao gồm ba bước chính: Thu giữ CO₂ từ khí thải ra tại nguồn, vận chuyển đến nơi lưu trữ và sau đó bơm sâu vào các bể chứa dưới lòng đất được lựa chọn cẩn thận để lưu giữ lâu dài và an toàn. Phương pháp phổ biến nhất để loại bỏ CO₂ khỏi các dòng khí thải là làm sạch nó khỏi khí bằng cách sử dụng dung môi, chuyên môn gọi là “chu trình giải hấp”. Chất hấp thụ được chuyển liên tục giữa chất hấp thụ nơi nó liên kết với CO₂ và chất khử cặn nơi CO₂ tinh khiết được giải phóng bằng cách làm nóng dung môi. Các hệ thống như vậy yêu cầu cung cấp nhiệt khoảng 130 – 140°C thường được cung cấp bằng hơi nước. Đối với mỗi tấn CO₂ thu được, cần khoảng 2,5-4 MJ nhiệt. Đối với các nhà máy điện khí, hoặc điện than, mức phạt năng lượng tương ứng với khoảng 8 – 10% điểm về hiệu suất, hoặc khoảng 20 – 30% mức giảm sản lượng điện. CO₂ tinh khiết được nén đến 150 – 200 bar và sau đó được vận chuyển ở dạng lỏng bằng đường ống, hoặc tàu đến nơi lưu trữ.

Thông thường, CCS được dùng để chỉ các hệ thống thu hồi áp dụng tại các nhà máy nhiệt điện than và khí đốt. Tuy nhiên, phạm vi ứng dụng thực tế lớn hơn và bao gồm các ngành công nghiệp như xi măng, thép, hydro, amoniac. Cụ thể, đối với tất cả các quá trình giải phóng CO₂ trong khí quyển như kết quả của một quá trình đốt cháy. Khi được áp dụng cho các quy trình sử dụng sinh khối như gỗ, CCS thường được gọi là “quá trình năng lượng sinh học qua CCS” (BECCS) có thể dẫn đến giảm phát thải âm thuần. Khi CO₂ thu được được sử dụng cho mục đích thương mại như một phần của chuỗi giá trị, khi đó CCS được gọi là CCUS, (thêm từ Utilization – ứng dụng).

Tất cả các thành phần của CCS đều là công nghệ đã được sử dụng trong nhiều ngành công nghiệp kể từ năm 1972 khi một số nhà máy xử lý khí tự nhiên ở khu vực Val Verde của Texas (Mỹ) bắt đầu thu hồi carbon để cung cấp CO₂ cho các hoạt động thu hồi dầu tăng cường – EOR. Kể từ đó, hơn 200 triệu tấn CO₂ đã được thu giữ và bơm vào sâu dưới lòng đất.

Ứng dụng CCS đã được chứng minh thành công ở quy mô lớn lên đến 1 triệu tấn/năm từ một cơ sở duy nhất, như tại nhà máy đốt than Petra Nova ở Texas. Ngày nay, có 19 nhà máy CCS quy mô lớn đang hoạt động, 4 nhà máy đang được xây dựng và khoảng 28 nhà máy đang trong giai đoạn phát triển khác nhau. Tổng khối lượng hàng năm do các nhà máy vận hành loại bỏ lên đến khoảng 40 triệu tấn CO₂. Hầu hết các cơ sở hoạt động được đặt tại Mỹ và Canada và được kết nối với các hoạt động của EOR (thu hồi dầu tăng cường).

CCS bao gồm ba bước: Thu giữ CO2 từ khí thải ra tại nguồn, vận chuyển đến nơi lưu trữ và sau đó bơm sâu để lưu giữ lâu dài và an toàn. (Nguồn: Thorntontomasetti).

Cơ hội và thách thức công nghệ CCS khi triển khai trên quy mô toàn cầu:

CCS có thể đóng góp đáng kể để đạt được quá trình khử carbon triệt để theo quy mô lớn và trong khung thời gian tương đối ngắn trong một số ngành công nghiệp. Tuy nhiên, cũng không nên coi CCS là con đường duy nhất để khử carbon trong các lĩnh vực phụ thuộc nhiều vào nhiên liệu hóa thạch. Đôi khi, nó có thể được xem là giải pháp bắc cầu để khử carbon trong một số ngành mà giải pháp phát thải thấp đòi hỏi thời gian thực hiện lâu hơn, hoặc đơn giản như ngành sản xuất xi măng chẳng hạn.

Do đó, CCS có thể đóng một vai trò quan trọng để đạt được mục tiêu 1,5°C. Các số liệu được công bố trong Báo cáo đặc biệt về sự nóng lên toàn cầu 1,5°C do IPCC (Ủy ban Liên Chính phủ về Biến đổi Khí hậu của LHQ) soạn thảo được xem là mục tiêu cho việc thực hiện CCS càng nhanh càng tốt. Trong số bốn kịch bản chính đề cập trong nghiên cứu của IPCC, CCS được nhắc tới trong hầu hết các kịch bản để giảm thiểu biến đổi khí hậu. Chưa hết, Báo cáo AR5 Report của IPCC cũng nhấn mạnh vai trò to lớn của CCS. Các lộ trình nói chung dựa vào việc mở rộng quy mô của CCS trong công nghiệp và điện khí, kết hợp với BECCS và để đạt được mức công suất thu giữ cacbon giả định cần thiết vào năm 2050, cần phải mở rộng quy mô đáng kể so với mức hiện nay.

Khi hydro đang được quan tâm trở lại, nó sẽ tạo cơ hội để phát triển thị trường CCS kết hợp với sự phát triển của nền kinh tế hydro. Hydro khử cacbon có thể được sản xuất thông qua việc ứng dụng CCS trên các thiết bị reforming khí mêtan (Steam Methane Reforming- SMR) (hydro xanh dương), hoặc thông qua quá trình điện phân sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo (hydro xanh lá). Chi phí hiện tại của sản xuất hydro xanh dương với SMR quy mô lớn với CCS đã được ước tính ở mức 2 – 4 € / kg H2 (tùy thuộc vào giá khí) so với chi phí khoảng 4 – 8 € / kg H2 để sản xuất thông qua điện phân. Hydro xanh dương ngày nay có giá thành cạnh tranh hơn, có thể được coi là bước đệm để phát triển nền kinh tế hydro và các cơ sở hạ tầng cần thiết.

Mặc dù thiếu chính sách toàn cầu phối hợp để tạo điều kiện thuận lợi cho việc tiếp nhận CCS, nhưng vẫn có những khu vực mà ở đó nó có nhiều chỗ đứng hơn. Đặc biệt tại Mỹ, Luật mới 45Q đang củng cố cho một thế hệ dự án CCS mới. Luật này khuyến khích triển khai CCS và CCU, bằng cách cung cấp khoản tín dụng giá lên đến $ 50/tấn CO₂ cho lưu trữ địa chất chuyên dụng và $ 35/tấn CO₂ cho EOR. Được cập nhật vào năm 2018, Luật giảm ngưỡng đủ điều kiện từ 500.000/tấn xuống 100.000/tấn CO₂ được lưu trữ hàng năm cho các dự án công nghiệp và duy trì ngưỡng ban đầu 500.000/tấn mỗi năm từ phát thải do sản xuất điện. 45Q yêu cầu việc xây dựng các cơ sở CCS và CCU phải bắt đầu trước ngày 1/1/2024, với các cơ sở đó đủ điều kiện nhận tín dụng trong 12 năm.

Chi phí quá cao và ai là người trả nó thường được coi là một trong những lý do chính khiến CCS không thể mở rộng quy mô đáng kể hơn, nhưng khi quá trình khử carbon trở thành một rủi ro thực sự đối với các nền kinh tế gắn liền với vận hội của nhiên liệu hóa thạch, do vậy, CCS được coi là một tùy chọn hấp dẫn.

Ví dụ, một nghiên cứu đã dự báo, CCS quy mô công nghiệp có thể dẫn đến việc tạo ra 40.000 việc làm ở Na Uy. Điều quan trọng nữa là các nhà hoạch định chính sách cần coi các kỹ năng của ngành dầu khí có vai trò quan trọng trong quá trình khử carbon.

Theo dự báo về Triển vọng Chuyển đổi Năng lượng (ETO) của DNV, CCS sẽ không được thực hiện trên quy mô ít nhất cho đến những năm 2040, trừ khi các chính phủ thay đổi chính sách và đặt giá carbon cao hơn giá thành của công nghệ. Rào cản chính là chi phí vốn tương đối cao để thực hiện và thiếu các động lực tài chính để hỗ trợ đầu tư. Cho đến nay, các dự án CCS chỉ có thể thực hiện được khi có sự can thiệp của chính phủ. Việc sử dụng CCS để thu hồi dầu tăng cường (EOR) là trường hợp kinh doanh hấp dẫn duy nhất đối với những người đề xuất CCS đến nay.

Sơ đồ quy trình CO2-EOR. Source: Global CCS Institute

Về cơ bản, CCS hiện chưa được quan tâm đúng mức nên các ngành sản xuất vẫn diễn ra bình thường như không có chuyện gì xảy ra. Việc “phóng không” carbon vào không khí vừa đơn giản lại không tốn kém gì. Vì vậy, giới kinh tế cho rằng: Các chính phủ cần thiết lập giá carbon để khuyến khích giảm phát thải. Đến nay, 85% lượng khí thải toàn cầu vẫn chưa được đánh thuế. Nếu chi phí phát thải carbon vào khí quyển tăng lên, tốc độ ngành công nghiệp triển khai công nghệ CCS cũng sẽ tăng lên.

Theo dự báo ETO của DNV, mức công suất dự kiến ​​của CCS vào năm 2050 là 800 triệu tấn/năm, nếu cứ 2 tuần lại một nhà máy CCS công suất đạt 1 triệu tấn/năm ra đời từ nay cho đến năm 2050. Dự báo của ETO nhấn mạnh: Chúng ta sẽ không đạt được các mục tiêu khí hậu Paris, và COP26 nếu không tăng tốc CCS. Do đó, để thực hiện CCS trên quy mô lớn, chi phí phải giảm đáng kể và phải tăng công suất theo các đường cong học tập công nghệ tương tự như giảm chi phí trong điện mặt trời, thông qua giải pháp tăng gấp đôi công suất lắp đặt.

Một rào cản khác làm chậm sự phát triển của CCS là nhận thức của công chúng xung quanh sự an toàn của việc lưu trữ CO₂ dưới lòng đất. Các cuộc biểu tình của người dân, lo sợ nguy cơ tử vong do rò rỉ khí CO₂, trong một số trường hợp đã dẫn đến việc hủy bỏ dự án, như ở Barendrecht ở Hà Lan – nơi một dự án đã bị tạm dừng vào năm 2009 do các cuộc biểu tình của người dân. Ở Đức, việc lưu trữ trên bờ đã bị cấm kể từ năm 2011 sau cuộc trưng cầu dân ý toàn quốc.

Dư luận thường thành kiến ​​bởi nhận thức rằng: CCS là không an toàn và rủi ro, cũng như lo sợ về một điều gì đó “bất thường” và chưa được hiểu rõ hoàn toàn. Tuy nhiên, nhiều nỗ lực nghiên cứu và phát triển (R&D) đã được thực hiện để giảm thiểu rủi ro cho việc lưu trữ dưới lòng đất. Ngoài ra, việc lựa chọn chính xác địa điểm lưu trữ, kết hợp với quy trình giám sát hiện đại, sẽ không có nguy cơ làm tăng mối nguy hiểm, giúp cộng đồng yên tâm hơn khi ủng hộ các dự án CCS trong tương lai./.

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Nangluongvietnam/DNV/LSC – 7/2022

Link tham khảo:

1/ https://link.springer.com/article/10.1007/s42452-019-0909-2

2/ https://www.dnv.com/to2030/technology/carbon-capture-and-storage.html

The post Tổng quan công nghệ thu giữ, lưu trữ CO2 và những rào cản triển khai first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Theo trang tin Điện trực tuyến Mỹ Powermag.com (PMC) số cuối tháng 9-2022: Phòng thí nghiệm Quốc gia Sandia ở New Mexico, Mỹ (SNL) vừa thử nghiệm thành công công nghệ mới, cấp điện cho lưới điện địa phương bằng cách sử dụng một hệ thống chuyển đổi năng lượng mà họ cho rằng: Có thể thúc đẩy sự gia tăng đáng kể hiệu suất cho các nhà máy điện trên khắp nước Mỹ và thế giới trong tương lai.

Theo thông cáo báo chí từ Văn phòng Năng lượng Hạt nhân của Bộ Năng lượng Hoa Kỳ (DOE): Công nghệ mới do SNL vừa phát triển có tên: Chu trình năng lượng carbon dioxide siêu tới hạn (Supercritical carbon dioxide power cycles), hay còn gọi là chu trình Brayton khép kín (closed-loop Brayton cycle) – gọi ngắn là SCO2. Công nghệ này khá đơn giản sử dụng carbon dioxide (CO2) siêu tới hạn làm chất lỏng mang nhiệt. Khí chạy qua một vòng lặp liên tục được điều áp, làm nóng và giãn nở thông qua một tua bin để tạo ra điện. Sau khi chất lỏng ra khỏi tua bin, nó được làm mát trong bộ thu hồi khí trước khi quay trở lại máy nén để hoàn thành chu trình.

Trong thử nghiệm tiến hành thành công đầu năm nay, SNL đã sử dụng một lò điện để tăng nhiệt độ của CO2 siêu tới hạn lên 600 độ F (315,5 độ C). Sau đó, họ sử dụng mạch điện tử hiện đại để truyền điện vào lưới điện của Căn cứ Không quân Sandia-Kirkland đóng gần đó.

Các nhà nghiên cứu cho biết: Trong quá trình thử nghiệm, lưới điện nhận được nguồn điện liên tục trong 50 phút, với mức cao nhất là 10 kW khi điện được tạo ra và chuyển vào lưới. Lượng điện đó chiếm khoảng một phần ba lượng điện mà một ngôi nhà trung bình ở Mỹ sử dụng mỗi ngày.

Chu trình năng lượng CO2 siêu tới hạn (gọi tắt là SCO2) là chu trình Brayton sử dụng chất lỏng CO2 siêu tới hạn để chuyển nhiệt thành năng lượng. Chúng cung cấp tiềm năng cho hiệu suất hệ thống cao hơn so với các công nghệ chuyển đổi năng lượng khác (như chu trình Rankine hơi nước, hoặc Rankine hữu cơ), đặc biệt là khi hoạt động ở nhiệt độ cao. Các đặc tính độc đáo của CO2 siêu tới hạn mang lại lợi ích nội tại so với hơi nước như một chất lỏng hoạt động trong các chu trình khép kín và bán kín để hấp thụ nhiệt năng, được nén và truyền động lượng cho tua bin. Việc dễ dàng đạt được trạng thái siêu tới hạn của CO2 (trên 31 độ C và 7,4 MPa (1.070 psi) danh nghĩa, và chất lỏng siêu tới hạn có thể nén được, nhưng có tỷ trọng cao hơn so với hơi nước, hoặc không khí. Điều này dẫn đến máy động cơ tua bin nhỏ hơn nhiều (hệ số 10: 1) cho cùng một mức công suất. Ưu việt của chu kỳ năng lượng SCO2 có thể mang lại một số lợi ích sau:

1/ SCO2 có hiệu suất chu trình cao hơn do đặc tính nhiệt động và chất lỏng độc đáo.

2/ Giảm lượng khí thải do sử dụng nhiên liệu ít hơn.

3/ Máy móc tua bin nhỏ gọn, dẫn đến chi phí thấp hơn, giảm kích thước và diện tích nhà máy, đồng thời phản ứng nhanh hơn với quá độ tải.

4/ Giảm lượng nước sử dụng, bao gồm cả khả năng làm mát không dùng nước.

5/ Nguồn nhiệt linh hoạt…

Lưu trình tóm tắt của công nghệ SCO2 (Nguồn: NLR).

Theo đánh giá của SNL: Rất nhiều nhà máy điện đang hoạt động hiện nay, kể cả các máy nhiệt điện than, hạt nhân và khí đốt tự nhiên, thường sử dụng chu trình Rankine dựa trên hơi nước để chuyển nhiệt thành điện năng, nhưng những hệ thống này có thể tổn thất tới 2/3 năng lượng được tạo ra khi chuyển đổi hơi nước thành nước để lặp lại chu trình. Khác với những gì đang diễn ra với các công nghệ truyền thống, công nghệ SCO2 hiện đang được thử nghiệm trong khuôn khổ dự án thí điểm STEP ở SWRI (Viện Nghiên cứu Tây Bắc) có quy mô nhỏ, dưới 10 MWe, do đó, máy phát điện thông dụng hơn so với công nghệ Rankine hơi nước thường áp dụng trong ngành công nghiệp.

Tại nhà máy thử nghiệm STEP, người ta sử dụng kết hợp tua bin, máy phát điện/động cơ và máy nén, tất cả trên một trục duy nhất. Ở mức công suất này và cấu hình của tua bin, việc dùng roto nam châm vĩnh cửu có thể hoạt động ở chế độ động cơ, hoặc chế độ phát điện. Nghĩa là, trong quá trình khởi động, có thể cung cấp điện năng cho roto quay ở chế độ vận hành và một khi chu trình hoạt động ở nhiệt độ ổn định, thì có thể chuyển sang chế độ phát điện.

Theo Rapp và Fleming – hai kỹ sư phụ trách thử nghiệm tại STEP: Điều này đòi hỏi thiết bị điện tử công suất phải kiểm soát hướng của dòng điện và đảm bảo nguồn điện tạo ra có chất lượng đủ để chuyển vào lưới điện xoay chiều thương mại. Thử nghiệm thành công đầu tiên của thiết bị điện tử công suất mới, chứng minh khả năng vừa tiêu thụ điện từ lưới điện ở chế độ vận hành vừa cấp điện trở lại lưới điện trong chế độ phát điện.

Các nhà nghiên cứu ở SNL cho hay: Chu trình năng lượng CO2 siêu tới hạn có thể cải thiện hiệu suất tới 50%, phần lớn là do nhiệt độ nóng hơn mà vật liệu có thể đạt tới trên 1.290 độ F (700 độ C). Kết quả cải thiện hiệu suất đáng kể tại nhà máy nhiệt điện và cũng có thể nâng cấp hiệu suất của hệ thống điện mặt trời tập trung, hay CSP.

Theo các nhà nghiên cứu, CO2 siêu tới hạn là một vật liệu ổn định, không độc hại, dưới áp suất quá lớn, nó hoạt động giống như cả chất lỏng lẫn khí. Chu trình Brayton có tiềm năng biến nhiệt từ các nhà máy điện – hạt nhân, khí đốt tự nhiên, hoặc thậm chí là năng lượng mặt trời tập trung hiệu quả hơn nhiều so với chu trình Rankine dựa trên hơi nước truyền thống.

Các thiết bị trong hệ thống STEP mới có kích thước nhỏ hơn đáng kể so với các nhà máy điện truyền thống. Ví dụ, một tua bin SCO2 chỉ có cỡ bàn có thể cung cấp năng lượng cho 10.000 ngôi nhà.

Theo DOE: Chương trình STEP sẽ “hợp tác với ngành công nghiệp để phát triển và hoàn thiện công nghệ nhằm giúp thương mại hóa các hệ thống chu trình năng lượng carbon dioxide siêu tới hạn trong tương lai”. Các chu trình năng lượng CO2 siêu tới hạn hứa hẹn giảm chi phí đáng kể, giảm lượng khí thải và lợi ích vận hành áp dụng cho một loạt các máy phát điện (bao gồm than, khí tự nhiên, nhiệt thải, năng lượng mặt trời tập trung, sinh khối, địa nhiệt, hạt nhân và động cơ đẩy tàu). Hầu hết các ứng dụng chu trình năng lượng hơi nước ngày nay có thể được thay thế bằng chu trình năng lượng SCO2.

Dự án thử nghiệm thử nghiệm STEP 10 MWe đang trình diễn các chu trình SCO2 đốt gián tiếp đến các giới hạn vật liệu sẵn có (T>700 độ C) trong một nhà máy thí điểm phát điện 10 MWe được tích hợp đầy đủ. Dự án sẽ cho phép nâng cao mức độ sẵn sàng của công nghệ từ TRL là 3 lên TRL là 7 và thương mại hóa sau đó. Dự kiến ​​sẽ có sự thích nghi sớm về mặt thương mại đối với việc thu hồi nhiệt thải từ [tua bin khí] nhỏ theo chu trình đơn giản như trạm nén. Các thuộc tính năng lượng CO2 siêu tới hạn cho ứng dụng này bao gồm hiệu suất cao ở quy mô nhỏ (1 MW đến 20 MW), thiết bị nhỏ gọn, khả năng tốc độ tăng tốc nhanh, tránh làm mát bằng nước và tiềm năng vận hành tự động./.

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Nangluongvietnam.vn/Powermag

Link tham khảo:

1.https://www.powermag.com/researchers-at-sandia-lab-successfully-test-new-power-generation-technology/

2.https://www.powermag.com/the-power-interview-pioneering-step-supercritical-carbon-dioxide-demonstration-readying-for-2022-commissioning/

The post Thử nghiệm thành công chu trình năng lượng carbon dioxide siêu tới hạn first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Trong bối cảnh lạm phát trên toàn cầu tăng cao do giá năng lượng tăng cùng với các vấn đề về hậu cần và suy thoái kinh tế tại Trung Quốc, công nghiệp hóa chất thế giới đang đứng trước rủi ro tăng trưởng âm trong thời gian còn lại của năm 2022.

Các vấn đề về chuỗi cung ứng và hậu cần

Các vấn đề của chuỗi cung ứng đang tiếp tục ảnh hưởng đến sản xuất hóa chất và polyme toàn cầu sau hơn 2 năm từ khi dịch COVID-19 bùng phát.

Hiện tại, tâm điểm chú ý là những lo ngại về chuỗi cung ứng tại Trung Quốc. Theo các nhà quan sát, chính sách zero-COVID tại đây sẽ không được nới lỏng đáng kể trước tháng 11/2022, khi diễn ra Đại hội Đảng cộng sản Trung Quốc lần thứ 20.

Khi được hỏi về tác động của chính sách zero-COVID, Chủ tịch Phòng Công thương EU tại Trung Quốc cho biết, hoạt động của cảng Thượng Hải – cảng côngtenơ lớn nhất thế giới – đã bị đứt gãy trong thời gian dài khi nhiều người lái xe tải không thể làm việc vì các biện pháp phong tỏa chống dịch COVID-19. Nhiều tàu thuyền đã bị tắc nghẽn ở cảng này, nhiều chuyến hàng đã bị hủy, hoãn hoặc chuyển tuyến đến Ninh Ba và Thâm Quyến, nhưng cảng ở những thành phố đó không đủ lớn để thay thế cho Thượng Hải.

Sau khi được mở cửa trở lại vào tháng 6/2022, cảng Thượng Hải đã phải áp dụng những quy định kiểm dịch mới, do đó trở nên quá tải và phải đối mặt với lượng tàu thuyền và lượng hàng ùn tắc chưa từng thấy, gây ra sự chậm trễ và hỗn loạn lớn trong hoạt động giao hàng trên toàn cầu. Một lượng lớn tàu vẫn đang mắc kẹt tại đây. Các chuyên gia cảnh báo, việc cảng Thượng Hải chịu sức ép quá lớn về lưu lượng hàng hóa sẽ gây ra sự chậm trễ về tiến độ giao hàng trên thế giới trong suốt thời gian còn lại của năm nay.

Mặc dù đã có những nỗ lực nhằm dịch chuyển sản xuất sang các nước như Inđônêxia, Malayxia, Philipin,… nhưng hiện Trung Quốc vẫn là công xưởng lớn của thế giới, quá trình dịch chuyển hoàn toàn ra khỏi đây sẽ mất nhiều năm.

Xu hướng giảm nhu cầu do lạm phát

Sau khi Nga bắt đầu cuộc chiến tranh tại Ucraina, giá năng lượng tại châu âu đã tăng mạnh và có thể còn tiếp tục tăng cao nếu Nga ngừng cung cấp khí đốt vào mùa đông năm nay để trả đũa các biện pháp trừng phạt của phương Tây.

Dưới ảnh hưởng của giá năng lượng tăng cao và các trở ngại về hậu cần do dịch COVID-19, lạm phát trên toàn cầu đã tăng lên những mức cao chưa từng thấy kể từ thập niên 1970.

Ngay cả khi vẫn có nhu cầu về hóa chất và chất dẻo để sản xuất các mặt hàng lâu bền không thiết yếu (phần lớn vẫn đang được sản xuất tại Trung Quốc), nhưng chi phí tăng do lạm phát có thể khiến cho nhu cầu hàng hóa giảm mạnh. Hơn nữa, có khả năng là xu hướng giảm nhu cầu này đã bắt đầu.

Báo cáo mới đây của công ty Currency Research Associates (Mỹ) chuyên về nghiên cứu chiến lược tài chính cho thấy, hiện người tiêu dùng trên khắp thế giới đã bắt đầu có xu hướng cắt giảm chi tiêu đối với những gì không thật sự cần thiết. Xu hướng này càng thể hiện mạnh hơn ở các nước đang phát triển, do tình hình khan hiếm lương thực thực phẩm và nhiên liệu cũng như sự mất giá của các đồng tiền đã buộc nhiều người tiêu dùng phải cắt giảm chi tiêu cho hàng hóa lâu bền. Khi nhiều triệu người dân ở những khu vực này đang sống trong cảnh đói nghèo, ngay cả nhu cầu đối với những loại polyme dùng một lần để đóng gói thực phẩm cũng giảm.

Nhưng sự suy giảm chi tiêu hàng hóa lâu bền cũng có thể ảnh hưởng đến các nước giàu. Ví dụ, lạm phát tại Mỹ đang ở mức cao kỷ lục trong nhiều năm, khiến cho thu nhập thực tế của các hộ gia đình giảm với tốc độ rất nhanh. Điều này có thể mang lại những tác động tiêu cực đối với mức tiêu thụ các sản phẩm lâu bền cũng như dịch vụ. Sự suy giảm sức mua không chỉ ảnh hưởng đến nhu cầu hóa chất và polyme phục vụ sản xuất các mặt hàng giá trị lớn như ôtô, máy tính, thiết bị gia dụng…, mà còn ảnh hưởng đến cả nhu cầu polyme trong bao bì thực phẩm.

Suy thoái kinh tế ở Trung Quốc

Tại Trung Quốc – một trong những khu vực tiêu dùng lớn nhất thế giới, nhu cầu trong nước đối với hóa chất và polyme đang rất đáng lo ngại. Mặc dù có sự hỗ trợ của chính phủ với những gói kích thích kinh tế, nhưng nền kinh tế tại đây sẽ chỉ thực sự hoạt động ổn định trở lại khi hầu hết các biện pháp phong tỏa theo chính sách zero-COVID được hủy bỏ.

Phần lớn các kế hoạch đầu tư trong nước và đầu tư nước ngoài ở Trung Quốc đã phải dừng triển khai. Các doanh nghiệp trên khắp đất nước lo ngại những biện pháp phong tỏa với quy mô lớn như ở Thượng Hải có thể được áp dụng đối với địa phương của họ.

Theo số liệu chính thức của Trung Quốc, tăng trưởng GDP quý I đã đạt 4,8%, nhưng khi đó các biện pháp phong tỏa ít nghiêm ngặt hơn so với sau này và nền kinh tế tại đây chưa phải chịu các tác động của chiến tranh Nga-Ucraina.

Theo ước tính của Công ty Pantheon Macroeconomics, trên thực tế kinh tế Trung Quốc trong quý I/2022 đã giảm 0,5% và có khả năng giảm tiếp 0,6% trong quý II, tức là nền kinh tế này đã rơi vào suy thoái. Vì các biện pháp phong tỏa theo chính sách zero-COVID sẽ không được bãi bỏ trước tháng 11, nên nền kinh tế Trung Quốc có khả năng sẽ nằm trong tình trạng suy thoái cho đến hết năm nay.

Triển vọng đáng lo ngại trong thời gian tới

Những dấu hiệu hiện nay cho thấy công nghiệp hóa chất thế giới đang phải đối mặt với nhiều khó khăn.

Đứng trước những thách thức hiện nay, một số công ty hóa chất Mỹ đã phải giảm mạnh dự báo lợi nhuận trong thời gian tới. Ví dụ, Công ty Eastman Chemical cho biết nhu cầu đối với các sản phẩm của Công ty trong tháng 8 và 9/2022 đã giảm nhiều hơn dự kiến, đặc biệt trong lĩnh vực hàng hóa lâu bền và xây dựng, nhu cầu ở châu âu và châu Á giảm nhiều nhất. Eastman Chemical đã hạ 19% dự báo lợi nhuận quý 3/2022.

Giá khí thiên nhiên tại Mỹ đã tăng lên mức cao nhất trong 14 năm nay. Nhiều công ty hóa chất đã phải tăng giá bán và thực hiện các biện pháp kiểm soát chi phí. Nhiều công ty cũng phải đối mặt với những hỗn loạn trong vận chuyển hàng hóa đến các khu vực khác.

Tương tự như Eastman Chemical, nhiều công ty hóa chất trên thế giới đang lo ngại lợi nhuận của họ sẽ bị ảnh hưởng vì những rủi ro liên quan đến các biện pháp chống dịch COVID-19 của Trung Quốc và cơn sốc năng lượng ở châu âu trong bối cảnh cuộc chiến tranh Nga-Ucraina.

Nhìn chung, ngành sản xuất hóa chất trên thế giới đang đứng trước nhiều rủi ro tăng trưởng âm trong thời gian còn lại của năm 2022, với khả năng suy thoái kinh tế thế giới kéo theo sự suy giảm nhu cầu hóa chất trên toàn cầu.

The post Công nghiệp hóa chất toàn cầu với rủi ro tăng trưởng âm first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Dự án Bir Seba của PVN giữa sa mạc Sahara.

Sa mạc Sahara ở đâu?

Sahara trong tiếng Ả Rập có nghĩa là sa mạc lớn, tọa lạc ở phía Bắc châu Phi, có niên đại trên 2,5 triệu năm tuổi. Đây là hoang mạc lớn thứ 3 trên hành tinh (sau châu Nam Cực và Bắc Cực), diện tích khoảng 9 triệu km² (xấp xỉ diện tích của Mỹ và Trung Quốc). Sahara được bao bọc bởi biển Đại Tây Dương ở phía Tây; dãy núi Atlas và Địa Trung Hải ở phía Bắc; Biển Đỏ (Hồng Hải) và Ai Cập ở phía Đông; Sudan và thung lũng sông Niger ở phía Nam. Điểm cao nhất trong sa mạc là đỉnh Emi Koussi, thuộc dãy núi Tibesti với độ cao 3.415 m so với mực nước biển.

Ngày nay, ngoại trừ vùng thung lũng sông Nin là có thể trồng được rau và một số ít nơi khác như vùng cao nguyên phía Bắc, gần Địa Trung Hải là có thể trồng cây ô liu, còn phần lớn vùng đất này không thể canh tác được. Diện tích tương đương nước Mỹ, nhưng hiện chỉ có 2,5 triệu người sinh sống, chủ yếu tập trung ở Ai Cập, Mauritanie, Maroc và Algeria. Các dân tộc chính bao gồm chủng Tuareg, Ả Rập và nhóm người da đen như: Tubu, Nubians, Zaghawa, Kanuri, Peul hay Fulani, Hausa, Songhai.

Dầu khí ở Sahara được tìm thấy từ khi nào?

Nguyên thủy, từ đầu thế kỷ XX, Sahara là vùng đất hoang vu nhất hành tinh. Dân số 1,5 triệu người, hầu như chỉ là dân du mục, tập trung ở phía Bắc, hậu duệ của người Bedouin Ả Rập đã tràn qua Bắc Phi từ thế kỷ XI đến XIV. Ngày nay, bộ mặt của Sahara mến khách đang thay đổi rất nhiều nhờ những người chinh phục Sahara, đặc biệt là các nhà địa chất, khảo sát của Pháp. Năm 1922, một nhà địa chất học trẻ tuổi người Pháp tên là Conrad Killian đã bắt đầu chuyến thám hiểm nhằm khám phá những viên ngọc lục bảo huyền thoại của Hoggar. Một năm sau, ông trở lại Paris với một kho báu và những vết tích vật chất hữu cơ mà ông đã tìm thấy, nhưng khi đó không ai xem xét báo cáo của Conrad một cách nghiêm túc.

Sau Thế chiến hai, Chính phủ Pháp đã chính thức công nhận các cuộc khảo sát của Killian cùng các nhà địa chất khác và thành lập Văn phòng de Recherche de Pétrole (Nghiên cứu Dầu mỏ) vốn có rất nhiều nhóm địa vật lý đang tìm kiếm các nguồn tài nguyên tiềm ẩn cả ở cả trong và ngoài nước Pháp. Ngay sau đó, công ty thăm dò đầu tiên của Sahara được thành lập dưới sự bảo trợ của Société Nationale de.

Vào tháng 12 năm 1956, các nhà thăm dò dầu khí đã phát hiện ra dầu ở độ sâu 10.000 feet (3.048 m), cách thị trấn Ouargla ở phía Bắc Sahara khoảng 35 dặm và gần một giếng nước bỏ hoang.

Nguồn tin tờ African.business (AB) trực tuyến của Anh số ra cuối tháng 7/2022 cho biết: Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Sonatrach của Algeria đã phát hiện ra trữ lượng dầu khí mới khổng lồ lên tới tới 12.000 tỷ feet khối (TCF) tương đương 340 tỷ m3. Sonatrach cho biết: Đây là khám phá lớn nhất của Algeria trong 20 năm qua tại sa mạc Sahara, giúp Algeria tăng cường khả năng sản xuất khí đốt. Mỏ dầu khí này sẽ được đưa vào khai thác từ tháng 11/2022.

Cũng theo AB, phía Algeria có thể giữ kín nguồn tin liên quan đến phát hiện mới nhất nói trên, cũng như các kịch bản cụ thể xung quanh mỏ Hassi R’Mel khổng lồ nằm phía Nam Algeria khoảng 340 dặm (550 km). Sonatrach chỉ tiết lộ nguồn tài nguyên mới nằm gần mỏ Hassi R’Mel và cơ sở hạ tầng của nó có thể đi vào hoạt động trong năm nay, công suất khai thác dự báo ước khoảng 350 triệu feet khối (9,9 triệu m3) mỗi ngày.

Theo đánh giá sơ bộ của Sonatrach: Tiềm năng tài nguyên vừa phát hiện ở khu vực Hassi R’Mel trong khoảng từ 3,5 TCF đến 12 TCF, cộng với khí ngưng tụ. Đây là “nguồn tài nguyên mới làm nổi bật tiềm năng hydrocacbon” của mỏ Lias deposit (LD2). Theo Sonatrach, đây là một trong những mỏ có trữ lượng lớn nhất trong 20 năm qua và một chiến dịch đang được tiến hành để xác nhận khối lượng ước tính. Trước đó, Hassi R’Mel đã là mỏ khí đốt lớn nhất ở Algeria, mặc dù nó đi vào hoạt động từ những năm 1960. Nguồn khí từ mỏ này được đưa về phía Bắc tới đường ống Medgaz nối Algeria với Tây Ban Nha để cung cấp cho Nhà máy khí hóa lỏng Arzew LNG.

Hai mỏ lớn đã được phát hiện (một ở In Salah, ở trung tâm Sahara và một ở Hassi R’mel, ở phía Bắc). Hiện tại, cả hai đều chưa được khai thác, vì thiếu một đường ống liên kết với bờ biển Algeria. Mặt khác, sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí ở Sahara đòi hỏi phải xây dựng hạ tầng đường bộ, đường sắt, sân bay, cũng như các công trình phụ trợ đi kèm.

Phát hiện dầu khí mới và những quan ngại:

Ba phát hiện mới ở Sahara giúp Algeria mở rộng việc cung cấp khí đốt và dầu đến châu Âu khi lục địa này dừng nguồn cung khí đốt từ Nga. Đây được xem là những “điểm nhấn” năng lượng của quốc gia châu Phi này. Chiến sự bùng nổ tại Ukraine đã thúc đẩy Algeria tích cực hơn trong việc khai thác tiềm năng tự nhiên tại Sahara. Đặc biệt là phát hiện sau khi khoan thăm dò ở lưu vực Illizi, nằm sát biên giới với Libya. Hai phát hiện còn lại nằm gần các cơ sở dầu khí hiện có.

Theo Sonatrach, lưu lượng khí mà hai mỏ ghi nhận lên tới 513.000 mét khối/ngày. “Trong quá trình thử nghiệm sản xuất, giếng đã cung cấp 1.300 thùng dầu/ngày và 51.000 m3 khí đồng hành/ngày” – thông cáo báo chí của Sonatrach tiết lộ.

Theo Reuters, kể từ đầu năm nay, quốc gia Bắc Phi đã chứng kiến sự gia tăng xuất khẩu dầu, khí đốt thông qua đường ống và đường biển. Algeria đã đồng ý cung cấp cho Ý thêm 4 tỷ mét khối khí đốt trong năm nay, nâng tổng nguồn cung lên 25 tỷ mét khối.

Ngoài triển vọng, việc chinh phục Sahara cũng gặp không ít khó khăn. Trước tiên là phải giải quyết các vấn đề về nước, khí hậu và giao thông. Tuy nhiên, nhờ công nghệ hiện đại người ta đã phát hiện 2 túi chứa nước ngầm riêng biệt tại Hassi Messaoud ở độ sâu 220 feet và 4.000 feet, cung cấp nước nóng bốc hơi phun ra dưới áp suất ở nhiệt độ 63 độ C để pha với bùn phục vụ công tác khoan. Nguồn nước thứ ba đã được tìm thấy ở độ sâu hơn 8.000 feet, trong trường hợp này là nước mặn dưới áp suất cực cao 580 kg/cm2, nếu được giải phóng, có thể tạo ra một mạch nước phun cao vài trăm feet.

Trở ngại tiếp theo là cái nóng và khoảng cách di chuyển của phương tiện đưa hàng nghìn tấn vật liệu tới công trường. Ngoài ra, còn phải kể đến mối nguy hiểm mới, nguy cơ bị lạc do bão cát che lấp đường đi. Tuy nhiên, mọi trở ngại này đều nằm trong khả năng hóa giải của con người.

Triển vọng khai thác dầu khí tại Sahara và cơ hội của Việt Nam:

Sức hấp dẫn mới của Algeria như một điểm đến đầu tư trong bối cảnh Nga bị cô lập, giúp thúc đẩy sự phát triển của cơ sở hạ tầng dầu khí mới, đặc biệt là ở mỏ khí Hassi R’Mel. Theo đánh giá, Hassi R’Mel có thể sẽ trở thành trung tâm của dự án dẫn khí xuyên Sahara (TSGP) – một đường ống cung cấp khí đốt của Nigeria đến Algeria thông qua Niger.

Bất chấp hơn 10 năm không hoạt động, cuộc họp cấp bộ trưởng ba bên giữa Algeria, Nigeria và Niger vào ngày 28 tháng 7/2022 đã mở đường cho sự hồi sinh thực sự của dự án. Ba bộ trưởng năng lượng đã ký một biên bản ghi nhớ (sau khi thảo luận về các chi tiết kỹ thuật của đường ống dài 4.128km). Dự án có vốn đầu tư ban đầu ước tính là 10 tỷ USD và sản lượng đạt khoảng 30 tỷ mét khối khí/năm.

Vào ngày 19 /7/2022, một thỏa thuận trị giá 4 tỷ USD đã được ký kết giữa Occidental (Mỹ), Total Energies (Pháp) và Eni (Ý) nhằm phát triển một mỏ nằm ở vành đai Berkine để sản xuất 1 tỷ thùng dầu tương đương. Trước đó, vào năm 2019, Luật hydrocarbon được thông qua cho phép các thỏa thuận chia sẻ sản lượng giữa Sonatrach và các công ty dầu mỏ nước ngoài, mặc dù Luật này đã gây ra một số cuộc biểu tình trên đường phố. Tuy nhiên, đây là khuôn khổ pháp lý để các nhà đầu tư nước ngoài đầu tư nhiều hơn vào Algeria.

Đầu tháng 11/2022, đoàn công tác do Chủ tịch Hội đồng Thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) Hoàng Quốc Vượng dẫn đầu đã tới thăm, làm việc với các cơ quan liên quan của Algeria nhằm xúc tiến việc tiếp tục triển khai giai đoạn 2 của dự án Liên doanh dầu khí 3 bên (Việt Nam – Algeria – Thái Lan) tại mỏ Bir Seba.

Với sự hỗ trợ của Đại sứ quán Việt Nam tại Algeria, PVN và Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) đã có các buổi gặp gỡ tiếp xúc với Bộ trưởng Năng lượng và Mỏ Algeria, cũng như Tổng giám đốc Sonatrach nhằm xúc tiến việc tiếp tục triển khai giai đoạn 2 của dự án. Theo dự kiến, mỏ Bir Seba (giai đoạn 2) có công suất thiết kế 20.000 thùng dầu/ngày và sẽ đón dòng dầu thương mại đầu tiên vào quý 1/2026.

Trong buổi làm việc với Bộ trưởng Năng lượng và Mỏ Algeria, hai bên đã xem xét tình hình hợp tác, quan hệ đối tác trong lĩnh vực dầu khí, liên kết giữa tập đoàn Sonatrach và PVN, đánh giá tình hình, cũng như triển vọng phát triển hợp tác giữa hai bên.

Sau khi trình bày kế hoạch phát triển của ngành dầu khí Algeria, Bộ trưởng Mohamed Arkab mời PVN tiếp tục đầu tư nhiều hơn vào lĩnh vực dầu khí và tạo ra các quan hệ đối tác cùng có lợi. Ông cũng mời PVN tham gia vào các cuộc gọi thầu mà phía Algeria sắp khởi động trong khuôn khổ luật mới về hydrocacbon.

Trở lại Bir Seba – mỏ nằm ở khu vực Hassi Messaoud thuộc tỉnh Ouargla, cách Thủ đô Algiers hơn 600 km về phía Nam. Nơi đây là một phần của sa mạc Sahara với điều kiện đi lại và sinh hoạt khó khăn, song hiện vẫn có khoảng 40 cán bộ, kỹ sư người Việt Nam của PVEP và Tổng công ty Khoan và Dịch vụ khoan Dầu khí (PV Drilling) luân phiên thay ca làm việc tại khu mỏ này.

Đây là dự án liên doanh giữa PVEP – đơn vị thành viên của PVN thực hiện cùng các đối tác là Công ty Dầu khí Quốc gia Algeria (Sonatrach) và Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Thái Lan (PTTEP).

Liên doanh Bir Seba được thành lập vào năm 2009, với tổng vốn đầu tư 1,26 tỷ USD, trong đó Việt Nam chiếm tỉ lệ cao nhất với mức góp vốn 40%.

Hiện mỏ đang trong quá trình khai thác giai đoạn 1, công suất thiết kế 20.000 thùng dầu/ngày.

Kể từ khi đón dòng dầu đầu tiên vào tháng 8/2015, dự án đã khai thác được tổng cộng 44,27 triệu thùng dầu, đem lại nguồn lợi đầu tư khai thác từ nước ngoài cho PVN. Đây cũng được xem là điểm sáng trong quan hệ hợp tác song phương giữa Việt Nam – Algeria hiện tại và trong tương lai tới./.

KHẮC NAM – CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Nguồn: Nangluongvietnam.vn

Link tham khảo:

1. https://african.business/2022/07/energy-resources/oil-and-gas-discoveries-boost-algeria-as-europe-shuns-russia/

2. https://www.theatlantic.com/magazine/archive/1958/09/oil-in-the-sahara/640797/

3. https://www.rigzone.com/news/sonatrach_makes_massive_gas_find_in_sahara_desert-28-jun-2022-169494-article/

4. https://nangluongvietnam.vn/pvn-dam-phan-phat-trien-du-an-khai-thac-dau-khi-o-algeria-giai-doan-2-29779.html

The post Triển vọng khai thác dầu khí ở sa mạc Sahara và sự tham gia của Việt Nam first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

1. Nhu cầu năng lượng trong các tòa nhà:

Nhu cầu năng lượng toàn cầu tăng 24% vào năm 2050 (từ 120 EJ [1]/năm vào 2020). Không gian tầng sẽ phát triển nhanh hơn nhiều so với các tòa nhà tổng thể, nhu cầu năng lượng tăng 52% tại các tòa nhà dân cư và tăng gấp đôi tại không gian thương mại.

Điện ngày càng chiếm một thị phần lớn hơn trong hỗn hợp năng lượng tòa nhà (32,5% vào năm 2020 tăng đến 55,5% vào năm 2050), nhưng sẽ được sử dụng với hiệu quả ngày càng cao (ví dụ, bằng máy bơm nhiệt có thể đạt hiệu suất lên đến 300%). Điện nhiều hơn có nghĩa là ít khí đốt hơn (29% vào năm 2020 xuống 18,5% vào năm 2050) và ít sinh khối hơn (24% hiện nay và 14% vào năm 2050).

Máy bơm nhiệt sẽ cung cấp 51% tổng năng lượng hữu ích cho sưởi ấm không gian và 20% để làm nóng nước, trong khi sử dụng chỉ 19% và 5% năng lượng cuối cùng, tương ứng vào năm 2050.

Nhu cầu năng lượng ngày càng tăng cho chiếu sáng và thiết bị (87% từ nay đến 2050) chỉ được bù đắp một phần bằng năng lượng cải thiện cường độ (0,6%/năm).

Làm mát không khí, được khuếch đại bởi sự nóng lên toàn cầu, tăng gấp bốn lần vào giữa thế kỷ tới, chiếm 18% thị phần nhu cầu năng lượng của các tòa nhà.

2. Nhu cầu năng lượng cho sản xuất:

Nhu cầu năng lượng cho sản xuất tăng lên 22% vào năm 2050. Trước năm 2030, đạt mức cao nhất là gần 162 EJ/năm vào giữa những năm 2030. Mặc dù tăng hiệu quả năng lượng đáng kể và tăng tái chế, sản xuất vẫn chiếm thị phần lớn nhất (30%) trong nhu cầu năng lượng cuối cùng vào năm 2050.

Nhu cầu năng lượng đối với hàng hóa sản xuất tăng 26% vào 2050 – được thúc đẩy bởi sự thịnh vượng gia tăng chủ yếu ở các khu vực kinh tế. Nhiên liệu hóa thạch cung cấp một nửa nhu cầu năng lượng hiện nay, nhưng chỉ chiếm chưa đến một phần ba vào năm 2050.

Tiểu lục địa Ấn Độ vượt qua Trung Quốc đại lục để chiếm 30% nhu cầu năng lượng đối với hàng hóa sản xuất vào năm 2050. Sản xuất thép là ngành sử dụng năng lượng lớn nhất (31%) trong lĩnh vực sản xuất, nhưng nhu cầu sẽ tăng từ năm 2040 do sử dụng điện tăng 58%, với ‘thép xanh’ chiếm 9% lượng hydro sử dụng vào năm 2050. Trong sản xuất xi măng, giảm tỷ trọng chung của clinker sẽ giúp nhu cầu năng lượng chững lại ở khoảng 12 EJ từ 2030 (cao hơn 01 EJ so với con số hiện nay).

Tái chế gia tăng làm giảm nhu cầu tăng trưởng năng lượng trong ngành vật liệu cơ bản không chứa sắt (chủ yếu là nhôm và sản phẩm làm từ gỗ), nhưng việc khai thác và xây dựng sẽ cho thấy mức tăng trưởng tương đối cao từ ​​6 EJ hiện nay lên 9 EJ trong giữa thế kỉ.

3. Nhu cầu năng lượng cho nguyên liệu (Feedstock):

Nhu cầu nguyên liệu cho khí đốt tự nhiên vẫn nhất quán ở mức khoảng 18 EJ, trong khi nhu cầu dầu phi năng lượng tăng từ khoảng 22 EJ để đạt đỉnh 28 EJ trước khi quay trở lại như ngày hôm nay vào năm 2050.

Sự gia tăng nhu cầu ban đầu được thúc đẩy bởi nhựa và bitum, vượt xa sự suy giảm chất bôi trơn trong vận tải đường bộ. Nhưng tỷ lệ tái chế nhựa ngày càng cao, do các quy định và tiến bộ công nghệ, sẽ thấy nhu cầu đối với nhựa nguyên sinh giảm từ giữa những năm 2030, ngay cả khi nhu cầu sử dụng nhựa cuối cùng tăng từ 450 triệu tấn hàng năm ở năm 2020 đến 860 triệu tấn hàng năm vào năm 2050.

4. Nhu cầu năng lượng cho giao thông – vận tải:

Mặc dù dịch vụ vận tải sẽ phát triển đáng kể trong 30 năm tới, nhu cầu năng lượng tổng thể trong ngành giao thông vận tải sẽ chỉ tăng trưởng nhẹ từ 105 EJ/năm vào năm 2020 lên 114 EJ/năm vào năm 2050.

Từ năm 2021 đến năm 2050 việc sử dụng dầu để vận chuyển sẽ giảm 45% – nhu cầu 24 triệu thùng dầu thô mỗi ngày sẽ biến mất do sự chuyển đổi thành công việc truyền lực từ động cơ đốt trong sang hệ thống pin – điện, với một nửa đội xe chở khách trên thế giới được điện khí hóa vào năm 2043.

Hiệu suất thu được trong ngành vận tải đường bộ sẽ lớn hơn đối trọng tăng trưởng nhu cầu năng lượng trong hàng không. Xu hướng này cũng sẽ được hỗ trợ bởi hiệu quả năng lượng tăng đáng kể trong lĩnh vực hàng hải dẫn đến đỉnh cao trong việc sử dụng năng lượng vào giữa những năm 2030, bất chấp sự tăng trưởng về quy mô của các hạm đội trên thế giới.

Trong giao thông đường bộ, việc điện khí hóa sẽ biến đổi ngành này trong ba thập kỷ tới. Các phương tiện giao thông chạy điện sẽ phát triển nhanh chóng. Các phân khúc xe hai và ba bánh sẽ gần như hoàn toàn chạy điện vào năm 2040. Xe điện sẽ đạt 50% thị phần hành khách mới tại Trung Quốc đại lục và châu Âu vào cuối những năm 2020 và tại các nền kinh tế phát triển (OECD) Thái Bình Dương, Bắc Mỹ vào đầu những năm 2030 và trên toàn thế giới vào năm 2033.

Chi phí của pin là yếu tố chìa khóa thúc đẩy tính cạnh tranh của xe điện và chúng sẽ tiếp tục giảm. Quá trình điện hóa sẽ kéo dài hơn đối với xe hơi thương mại, do trọng lượng của chúng nặng hơn nhiều và sẽ tốn nhiều pin hơn, nhưng doanh số bán hàng xe điện (EV – [2]) thương mại vẫn sẽ vượt qua doanh số bán hàng của xe động cơ đốt trong ở các khu vực dẫn đầu (Trung Quốc đại lục và châu Âu) trước năm 2030 và trên toàn thế giới vào năm 2040.

Quy mô đội xe du lịch sẽ mở rộng thêm 2/3 từ nay đến 2050, và số km xe chạy sẽ tăng hơn gấp đôi. Tuy nhiên, do hiệu quả năng lượng của xe điện, nhu cầu năng lượng tổng thể của vận tải đường bộ giảm 9%. Vào năm 2050, 78% tổng số xe sẽ chạy bằng điện, nhưng chỉ chiếm 33% nhu cầu năng lượng của ngành đường bộ.

Nhu cầu hàng không sẽ tăng trưởng tại Trung Quốc và Đông Nam Á, số lượt hành khách mỗi năm có khả năng tăng 140% cao hơn mức trước đại dịch vào năm 2050, mặc dù tỷ lệ đi lại bằng máy bay thấp hơn 20% so với trước đại dịch.

Mức tăng hiệu quả trong động cơ, công nghệ máy bay và dịch vụ hậu cần sẽ chứng kiến ​​mức sử dụng nhiên liệu chỉ tăng 40%.

Bất chấp áp lực của dư luận về việc khử cacbon, nhưng sự lựa chọn pin, điện như vậy vẫn rất tốn kém do chúng chỉ thích hợp cho các các chuyến bay đường ngắn và một số đường trung bình.

Các chuyến bay đường ngắn chỉ sử dụng một phần nhỏ nhiên liệu hàng không, và do đó, điện có khả năng chỉ chiếm 2% hỗn hợp nhiên liệu hàng không vào năm 2050.

Hydrogen xanh là một lựa chọn hấp dẫn theo một số cách, nhưng nhu cầu lưu trữ hydrogen cũng như yêu cầu thiết kế máy bay và cơ sở hạ tầng là rất lớn, do vậy, những thay đổi sẽ giới hạn mức tiêu thụ hydrogen xanh đến 4% nhu cầu năng lượng hàng không vào năm 2050.

Tiến bộ sâu hơn sẽ được thực hiện với nhiên liệu hàng không bền vững (SAF – [3]), dựa trên sinh học, hoặc các dẫn xuất dựa trên hydrogen, nhưng chi phí cao sẽ hạn chế sử dụng đến 13% hỗn hợp năng lượng. Điều đó khiến dầu vẫn chiếm ưu thế vào năm 2050, nhưng thấp hơn 26% so với hiện tại về giá trị tuyệt đối.

Về hàng hải, các tàu biển tiêu thụ gần 3% nhu cầu năng lượng cuối cùng toàn cầu, bao gồm 7% dầu của thế giới, chủ yếu là để vận chuyển hàng hóa quốc tế. IMO [4] đặt mục tiêu giảm tuyệt đối 50% phát thải CO2 từ năm 2008 đến 2050. Hy vọng rằng, điều này sẽ được đáp ứng thông qua sự kết hợp của việc cải thiện với sự hỗ trợ của động cơ đẩy bằng sức gió và hệ thống nạp kết hợp được đặt trên boong tàu để cải tiến hiệu suất năng lượng và làm thay đổi nhiên liệu lớn.

Một thế giới với GDP tăng gấp đôi hiện nay vào năm 2050 sẽ chứng kiến việc vận chuyển ​​hàng hóa với những cải tiến đáng kể để có được hiệu quả vượt trội.

Số lượng hàng hóa được vận chuyển bằng hàng hải quy về tấn – dặm sẽ tăng lên ở hầu hết các hạng mục tàu biển, với tổng mức tăng trưởng là 35% từ năm 2020 đến năm 2050. Những chuyển dịch quan trọng bao gồm vận chuyển than giảm một nửa, dầu thô và sản phẩm dầu giảm 20% vào năm 2050.

Từ việc dựa hoàn toàn vào dầu ngày nay, năm 2050 hệ thống tàu biển sẽ dựa vào hỗn hợp nhiên liệu carbon thấp/không carbon là 50%, khí tự nhiên (chủ yếu là LNG) là 19%, sinh khối – 18%, amoniac carbon thấp/không carbon – 35%, nhiên liệu điện tử – 15% và điện chỉ có 2%./.

TS. NGUYỄN MẠNH HIẾN – CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Nguồn: Nangluongvietnam.vn

Ghi chú:

[1]. EJ – Exajun = 10⁹ Gigajun (GJ) = 10⁹J.

[2]. EV(Electric Vehicle) – Xe điện.

[3]. SAF (Sustainable Aviation Fuel ) – Nhiên liệu hàng không bền vững).

[4]. IMO (international Maritime Organization) – Tổ chúc Hàng hải Quốc tế.

The post Dự báo nhu cầu năng lượng toàn cầu đến năm 2050 first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Tầm quan trọng dự trữ năng lượng đối với phát triển kinh tế:

Theo Viện Đại học Oxford, Anh: Tương lai của thị trường dầu khí thế giới trông khác xa so với 15 năm qua, nhất là ở các nước đang phát triển, do đó cần phải điều chỉnh kỳ vọng và điều chỉnh các lựa chọn chính sách của chính các quốc gia này.

Địa chính trị và dầu mỏ có mối liên hệ chặt chẽ với nhau. Có hai thị trường dầu, thị trường thùng ướt – nơi các thùng dầu thô thực sự được mua và bán, và thị trường thùng giấy – nơi những lời hứa (viết trên giấy) trong giao dịch dầu. Để hiểu thùng ướt cần tới ‘Kinh tế học 101’ (Economics 101) còn thị trường thùng giấy thì cần tới ‘Tâm lý học 101’ (Psychology 101). Mối quan hệ giữa hai thị trường này rất phức tạp và gây tranh cãi liên quan đến nhận thức. Những hợp đồng đàm phán trong thị trường thùng ướt sẽ xem xét thị trường thùng giấy để đưa ra dấu hiệu về giá cụ thể là bao nhiêu. Những người trong thị trường thùng giấy quyết định đầu tư vào đâu phải xem xét thị trường thùng ướt để biết dấu hiệu thừa, hoặc thiếu.

Có hai vấn đề ở đây làm trầm trọng thêm sự biến động giá dầu:

Đầu tiên, nhiều người chơi trên thị trường giấy không thực sự hiểu về ngành công nghiệp dầu mỏ và thường hiểu sai về trạng thái của thị trường thùng ướt, thường cho rằng thiếu hụt khi không có. Trong khi điều này nghe có vẻ không thể xảy ra, một tình huống tương tự cũng tồn tại trong thị trường ngoại hối, được gọi là ‘lý thuyết vật tế thần’ (Bacchetta và Van Wincoop 2004). Do đó, các nhà kinh tế cố gắng dự đoán tỷ giá hối đoái bằng cách sử dụng các thước đo kinh tế thông thường sẽ thường mắc sai lầm vì những người thiết lập tỷ giá – tức là các nhà giao dịch, nhìn vào một bộ số liệu hoàn toàn khác.

Nguồn thứ hai của sự biến động giá là nhận thức có thể thay đổi trong chớp mắt và cùng với đó là giá cả.

Trong bối cảnh này, có thể dễ dàng nhận thấy sự liên quan của địa chính trị đối với giá cả. Bất kỳ sự mất mát nào về nguồn cung dầu do các sự kiện địa chính trị (chẳng hạn như chiến tranh), đều ảnh hưởng đến nguồn cung vật chất trên thị trường thùng ướt.

Chính trị, rõ ràng đã ảnh hưởng đến chính sách của chính phủ, những lo ngại về an ninh cung cấp thúc đẩy các chính sách năng lượng của các quốc gia nhập khẩu năng lượng, do đó sẽ tác động đến mức tiêu thụ năng lượng và sự kết hợp năng lượng. Tương tự, những lo ngại về an ninh thúc đẩy sự trỗi dậy (hoặc sụp đổ) của chủ nghĩa dân tộc tài nguyên. Thế kỷ này đã có một sự trỗi dậy đáng kể trong chủ nghĩa dân tộc tài nguyên, trùng với sự trỗi dậy của siêu chu kỳ hàng hóa. Điều này cho thấy vai trò dự trữ năng lượng không kém phần quan trọng như dự trữ lương thực, hay dự trữ tiền tệ… Vai trò này đã được chứng minh thực tế trong những năm gần đây- đó là đại dịch Covid-19 bùng phát, chiến tranh tại Ukraine, khủng hoảng năng lượng, lạm phát… khiến nhiều quốc gia chơi vơi giữa dòng xoáy tìm kiếm năng lượng cho người dân của mình.

Cách dự trữ quốc gia dầu thô, xăng dầu của người Thái Lan:

Ngày 11/3/2022, Bộ Năng lượng Thái Lan (EMT) thông báo yêu các công ty dầu mỏ ở nước này tăng dự trữ từ 60 ngày lên 70 ngày để đảm bảo có đủ nhiên liệu cho nhu cầu sử dụng trong nước trong bối cảnh khủng hoảng nhiên liệu toàn cầu gây ra bởi xung đột Nga – Ukraine. Chính phủ Thái Lan cũng thông báo họ cũng sẽ nâng dự trữ dầu thô của quốc gia từ 4 lên 5% và dự trữ dầu thành phẩm từ 1 đến 2%.

Theo trang tin Worldometers.info: Năm 2016, dự trữ dầu của Thái Lan là 404.890.000 thùng, đứng thứ 50 trên thế giới, còn về sản xuất dầu mỗi ngày đạt 531.329 thùng, xếp thứ 29 trên thế giới. Tiêu thụ dầu mỗi ngày 1.302.000 thùng, đứng thứ 17 trên thế giới. Về nhập khẩu dầu, Thái Lan nhập 875.446 thùng/ngày, xuất khẩu 33.237 thùng/ngày, nhập khẩu ròng 842.209 thùng/ngày.

Dự trữ dầu ở Thái Lan chiếm khoảng 0,02% tổng trữ lượng dầu của thế giới (1.650.585.140.000 thùng). Tổng trữ lượng dầu ở Thái Lan chưa bằng một năm tiêu thụ dầu (475.230.000 thùng tính đến năm 2016), khiến Thái Lan phụ thuộc nhiều vào nhập khẩu dầu để duy trì mức tiêu thụ.

Cách dự trữ dầu thô, xăng dầu của Indonesia:

Trữ lượng dầu của Indonesia dài 9,5 năm và khí đốt 19,9 năm với mức khai thác hiện nay – đó là thông tin vừa được Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản Indonesia (ESDM) Arifin Tasrif nêu tại cuộc họp của Ủy ban VII DPR RI tại Jakarta hồi cuối tháng Giêng. “Điều này giả định rằng: Không có phát hiện mới và mức sản xuất hiện tại là 700 nghìn thùng dầu mỗi ngày (bopd) và 6 tỷ feet khối khí tiêu chuẩn mỗi ngày (bscfd)” – Bộ trưởng Tasrif cho biết thêm.

Nếu năm 2016, Indonesia nắm giữ 3.692.500.000 thùng trữ lượng dầu đã được chứng minh, đứng thứ 27 trên thế giới, chiếm khoảng 0,2% trong tổng trữ lượng dầu 1.650 tỷ thùng của thế giới, tương đương 6,2 lần mức tiêu thụ hàng năm thì đến năm 2020 con số này đã khác xa so với năm 2016. Dữ liệu dự trữ tính đến năm 2020 ghi nhận là 2,44 tỷ thùng. Trong khi đó, trữ lượng khí đốt tự nhiên được ghi nhận là 62,4 nghìn tỷ feet khối, với tổng trữ lượng đã được chứng minh là 43,6 nghìn tỷ feet khối.

Hiện tại, Chính phủ Indonesia đang cố gắng duy trì tuổi thọ của trữ lượng dầu khí bằng cách tăng cường các hoạt động thăm dò. Vào năm 2020, ESDM đã tiến hành một cuộc khảo sát địa chấn 2 chiều với tuyến 28.349,83 km dài, cũng như khảo sát địa chấn 3 chiều là 1.250,97 km dài.

Trong bối cảnh xung đột Nga – Ukraine, các lệnh trừng phạt liên tiếp được các bên liên quan áp đặt cho nhau đã gây ra nhiều hệ lụy cho kinh tế thế giới, nhất là lĩnh vực năng lượng, bởi nước Nga giữ vị trí hàng đầu thế giới về sản lượng khí đốt, dầu mỏ, than đá và urani.

Theo tờ The Economist (ngày 12/3/2022): Đây là cú sốc lớn nhất trên thị trường hàng hóa toàn cầu kể từ khủng hoảng dầu mỏ năm 1973, thậm chí hậu quả của các chính sách cấm vận sẽ còn tệ hại hơn cả đại dịch Covid-19 đối với kinh tế thế giới. Tính đến cuối tháng 3/2022, giá dầu thế giới vẫn quanh ngưỡng cao kỷ lục (trên 100 USD/thùng) và dự kiến giá dầu tháng 10/2022 đứng ở mức 96,75 USD/thùng. Điều này cho thấy, các quốc gia và những nền kinh tế phương Tây vẫn chưa có cách nào thoát khỏi việc bị phụ thuộc vào nguồn nhiên liệu từ nước Nga, thậm chí có nước đã đàm phán nhập khẩu lại khí đốt Nga như Hungary chẳng hạn.

Đối với Indonesia – quốc gia phát hiện dầu khí đầu tiên vào năm 1885, và là thành viên của khối OPEC – nơi có ngành dầu khí ra đời sớm nhất ở Đông Nam Á. Năm 2011, Indonesia được xếp hạng thứ 20 trong số các nước sản xuất dầu thô trên thế giới. Ngành công nghiệp dầu khí của Indonesia từ lâu đã phát triển hoàn chỉnh, đồng bộ, từ lĩnh vực thượng nguồn đến hạ nguồn, hoạt động trong nước lẫn ở nước ngoài.

Từ 2009 trở về trước, sản lượng nội địa của Indonesia luôn trên 1 triệu thùng/ngày, phần lớn dành cho xuất khẩu. Tuy vậy, từ năm 2003 trở đi, nước này trở thành nước nhập khẩu dầu ròng, vì nhu cầu trong nước không ngừng tăng, hiện nay nhu cầu trong nước thiếu gần khoảng 400.000 thùng/ngày so với sản lượng nội địa và không còn là thành viên của OPEC nữa.

Indonesia cũng là nước đầu tiên đưa ra mô hình hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) còn đang được áp dụng rộng rãi trong quan hệ giữa nước chủ nhà với các công ty dầu khí nước ngoài và mô hình này đã có nhiều cải tiến để phù hợp với điều kiện của từng nước.

Cùng với đầu tư dự trữ dầu thô, Indonesia thúc đẩy tìm kiếm mỏ mới, hay đầu tư vào năng lượng tái tạo, năng lượng sạch để bắt kịp xu thế chuyển dịch năng lượng toàn cầu. Công ty dầu mỏ quốc gia Indonesia Pertamina có kế hoạch tăng cường nỗ lực để hỗ trợ mục tiêu đạt được mức phát thải ròng bằng không vào năm 2060. Tỷ trọng năng lượng mới và năng lượng tái tạo dự kiến sẽ tăng lên 17% tổng sản lượng năng lượng vào năm 2030.

Theo Pertamina: Kế hoạch này không chỉ giúp Indonesia thực hiện tốt cam kết trung hòa carbon với cộng đồng quốc tế mà còn đảm bảo tốt an ninh năng lượng, tạo thêm nhiều công ăn việc làm mới cho người lao động, đồng thời giữ vững chủ quyền biển đảo, bởi từ lâu, Indonesia được ví là ‘xứ sở vạn đảo’, với tổng cộng 13.487 hòn đảo lớn nhỏ, dân số hơn 274,1 triệu người.

Đầu tư kho dự trữ quốc gia dầu thô, xăng dầu và những câu hỏi cho Việt Nam:

Với bối cảnh thế giới biến động từng ngày, nên vấn đề an ninh năng lượng, một khái niệm phức tạp liên quan nhiều lĩnh vực, gắn chặt với an ninh kinh tế, an ninh quốc gia là vô cùng quan trọng, và cần được nhận thức một cách toàn diện. Những khó khăn trong cung ứng xăng dầu trong nước giai đoạn vừa qua làm bộc lộ rõ hơn những yếu kém cần phải sửa đổi của hệ thống cung ứng và bảo đảm năng lượng.

Theo báo Nhân Dân: Giống như những lần khủng hoảng toàn cầu khác, Việt Nam khó có thể đứng ngoài khi chúng ta đã là nền kinh tế lớn thứ 40 của thế giới. Tuy là quốc gia khai thác và xuất khẩu dầu mỏ, nhưng chúng ta vẫn phải nhập khẩu dầu thô về để chế biến và tiêu thụ.

Tại Việt Nam, năng lực sản xuất các sản phẩm xăng dầu còn thấp hơn nhiều so với nhu cầu tiêu thụ, nên chúng ta vẫn phải chi hàng tỷ USD để nhập khẩu các sản phẩm lọc hóa dầu, phục vụ nhu cầu trong nước, nên việc thiếu hụt sản phẩm xăng dầu trong tương lai là điều khó tránh.

Theo thống kê, khả năng sản xuất trong nước hiện nay chỉ đáp ứng được khoảng 70% cho nhu cầu sản phẩm xăng dầu ở thời điểm hiện nay và giảm xuống chỉ còn 40% vào năm 2030 và 20% vào năm 2045. Khi đó Việt Nam sẽ thiếu hụt lượng lớn sản phẩm xăng dầu (ước tính 19,5 triệu tấn vào năm 2030, khoảng 25 triệu tấn vào năm 2035 và lên tới 49 triệu tấn vào năm 2045).

Cụ thể hơn, dự trữ xăng dầu trong nước hiện nay mới đáp ứng chưa tới 10 ngày tiêu dùng, nên phụ thuộc vào sự ổn định sản xuất và cung cấp xăng dầu từ nguồn nhập khẩu. Chưa kể, mặt hàng xăng dầu, sản phẩm hóa dầu có tính đặc thù nên cần có thời gian đặt hàng trước. Vì vậy đầu tư kho dự trữ quốc gia dầu thô, sản phẩm xăng dầu trong nước thời điểm này dựa trên các bài học quốc tế nói trên là rất thiết thực và cần thiết.

Xem thêm: Đề xuất đầu tư tổ hợp lọc hóa dầu, kho dự trữ dầu thô và xăng dầu quốc gia Việt Nam

Theo giới chuyên gia kinh tế, giá xăng dầu nên được vận hành theo quy luật thị trường và xu hướng chung của thế giới. Tuy nhiên, Việt Nam cần có lộ trình và có cơ chế bảo đảm thúc đẩy các doanh nghiệp sản xuất, chế biến, nhập khẩu, kinh doanh xăng dầu tìm đến các nguồn cung có giá cả cạnh tranh, thực hiện quản trị doanh nghiệp hiện đại để cắt giảm chi phí, chống thất thoát lãng phí để có giá bán tốt nhất cho người tiêu dùng.

Trước mắt, việc xây dựng cơ sở dự trữ xăng dầu chiến lược vẫn theo hình thức gửi nhờ doanh nghiệp kinh doanh xăng dầu như hiện nay để tiết kiệm chi phí. Nhưng về lâu dài, cần đầu tư kho dự trữ dầu mỏ và sản phẩm xăng dầu quốc gia. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam vừa đề xuất phát triển kho dự trữ dầu thô và sản phẩm dầu quốc gia đi kèm với tổ hợp lọc hóa dầu ở Long Sơn, Vũng Tàu. Đó là hướng đi cho xây dựng dự trữ xăng dầu quốc gia./.

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Nangluongvietnam.vn

The post Vai trò kho dự trữ quốc gia dầu thô, xăng dầu một số nước ASEAN – Nhìn về Việt Nam first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.

Theo tính toán của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN): Nhu cầu tiêu thụ xăng dầu của thị trường trong nước năm 2020 là 18 triệu tấn và sẽ đạt khoảng 25 triệu tấn vào năm 2025, rồi lên tới 33 triệu tấn vào năm 2030 và tiếp tục tăng trong thời gian tiếp theo. Trong khi đó, nguồn cung xăng dầu trong nước hiện tại, bao gồm Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn và các nhà máy chế biến condensate là khoảng 12,2 triệu tấn và dự kiến tăng lên khoảng 13,5 triệu tấn sau khi mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất.

Như vậy, khả năng sản xuất trong nước hiện nay chỉ đáp ứng được khoảng 70% cho nhu cầu sản phẩm xăng dầu ở thời điểm hiện nay và giảm xuống chỉ còn 40% vào năm 2030 và 20% vào năm 2045. Khi đó Việt Nam sẽ thiếu hụt lượng lớn sản phẩm xăng dầu (ước tính 19,5 triệu tấn vào năm 2030, khoảng 25 triệu tấn vào năm 2035 và lên tới 49 triệu tấn vào năm 2045).

Tuy nhiên, dự trữ xăng dầu trong nước hiện nay mới đáp ứng được chưa tới 10 ngày tiêu dùng, nên phụ thuộc vào sự ổn định sản xuất và cung cấp xăng dầu từ nguồn nhập khẩu. Chưa kể mặt hàng xăng dầu, sản phẩm hóa dầu có tính đặc thù nên cần có thời gian đặt hàng trước.

Đối với hóa dầu, năm 2020, mức tiêu thụ sản phẩm hóa dầu chính và phổ biến trong nước là 9,2 triệu tấn, dự báo sẽ tăng lên 11,9 triệu tấn vào năm 2025 và tới năm 2045 là 32,9 triệu tấn.

Như chúng ta đều biết, Việt Nam hiện có hai nhà máy lọc hóa dầu là Nhà máy Lọc dầu Dung Quất vận hành ổn định với công suất 5,8 triệu tấn xăng dầu/năm; 150.000 tấn PP/năm nhưng khó có khả năng mở rộng, thay đổi công nghệ mới. Còn Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn mới đưa vào vận hành từ năm 2018, nhưng không ổn định và chịu sự ảnh hưởng lớn, cũng như quyết định bởi các nhà đầu tư nước ngoài với công suất 6,5 triệu tấn xăng dầu/năm, 340.000 tấn PP/năm.

Đối với Tổ hợp hóa dầu miền Nam 100% vốn do Tập đoàn SCG (Thái Lan) đầu tư thì mới sắp đi vào hoạt động. Còn Nhà máy hóa dầu của Hyosung dự kiến đưa vào vận hành năm 2022 – 2023 với sản phẩm PP là 0,96 triệu tấn và PE là 0,95 triệu tấn/năm.

Như vậy, năng lực sản xuất các sản phẩm xăng dầu của Việt Nam còn thấp hơn nhiều so với nhu cầu tiêu thụ, hàng năm, Việt Nam vẫn phải chi hàng tỷ USD để nhập khẩu các sản phẩm lọc hóa dầu, phục vụ nhu cầu trong nước.

Theo nhìn nhận của PVN, trong tình hình địa chính trị có nhiều biến động phức tạp, giá cả leo thang, vận hành của Liên hợp Lọc hóa dầu Nghi Sơn không ổn định như thời gian qua, khả năng dự trữ xăng dầu trong nước còn nhiều hạn chế, nên việc đầu tư một tổ hợp lọc hóa dầu công nghệ tiên tiến hiện đại sẽ mang lại nhiều lợi ích cho PVN và Việt Nam.

Về địa điểm xây dựng dự án, PVN cho rằng: Việc xây dựng Tổ hợp Lọc hóa dầu và Kho dự trữ dầu thô, sản phẩm xăng dầu tiếp theo của Việt Nam tại khu vực miền Nam là hoàn toàn hợp lý và tối ưu.

Theo dự kiến, Tổ hợp sẽ sử dụng tối đa nguồn nguyên liệu dầu thô, khí và condensate trong nước. Còn nguyên liệu dầu thô thiếu hụt sẽ nhập khẩu từ Trung Đông, Mỹ, tùy thuộc vào quy mô công suất tổ hợp.

Tổ hợp cũng được chia làm 2 phần: (1) Dự án Lọc hóa dầu và (2) Dự án kho dự trữ quốc gia dầu thô, sản phẩm xăng dầu. Trong đó, dự án lọc hóa dầu có giai đoạn 1 với công suất 12 – 13 triệu tấn dầu thô/năm; 0,66 triệu tấn/năm condensate, LPG và Ethane. Sản phẩm của nhà máy sẽ là 7 – 9 triệu tấn xăng dầu và 2 – 3 triệu tấn hóa dầu/năm.

Giai đoạn 2 của dự án lọc hóa dầu sẽ đầu tư bổ sung, chuyển đổi cơ cấu sản phẩm theo hướng tăng sản phẩm hóa dầu lên thêm 3 – 5 triệu tấn xăng dầu và 5,5 – 7,5 triệu tấn hóa dầu/năm.

Với dự án kho dự trữ quốc gia dầu thô, sản phẩm xăng dầu sẽ có quy mô 1 triệu tấn dầu thô và 500.000 m3 sản phẩm xăng dầu/năm.

Xem thêm: Quá trình phát triển ngành công nghiệp lọc hóa dầu trên thế giới và tại Việt Nam

Về thời gian chuẩn bị đầu tư và thực hiện đầu tư, PVN dự kiến thời điểm đủ điều kiện hồ sơ để đề nghị Chính phủ chấp thuận chủ trương đầu tư là tháng 1/2023. Tiếp đó là lập Báo cáo nghiên cứu khả thi từ tháng 6 – 12/2023 và tới quý 1/2024 sẽ có phê duyệt quyết định đầu tư. Sau đó sẽ tiến hành lựa chọn nhà thầu EPC và xây dựng trong thời gian từ tháng 1/2024 đến tháng 12/2027.

Theo khái toán sơ bộ của PVN, tổng mức đầu tư của cả Tổ hợp trong giai đoạn 1 từ 12,5 – 13,5 tỷ USD và giai đoạn 2 là 4,5 – 4,8 tỷ USD./.

Hoahocngaynay.com

Nguồn: Nangluongvietnam.vn

The post Đề xuất đầu tư tổ hợp lọc hóa dầu, kho dự trữ dầu thô và xăng dầu quốc gia Việt Nam first appeared on HÓA HỌC NGÀY NAY.