E-metan w Japonii: cel 1 proc. w gazie miejskim do 2030 r. i 90 proc. do 2050 r.

Japońskie firmy gazowe stawiają na e-metan – syntetyczny metan produkowany z zielonego wodoru i dwutlenku węgla – jako główną drogę dekarbonizacji gazu miejskiego. W planie działania Japan Gas Association (JGA), przyjętym w czerwcu 2021 r., zapisano dwa cele: w 2030 r. zbudowanie łańcucha wartości z importem e-metanu i 1 proc. e-metanu w dostawach gazu miejskiego, a w 2050 r. neutralny węglowo gaz miejski, w którym e-metan jest głównym surowcem, a resztę pokrywają bezpośrednie użycie wodoru, biogaz i inne środki. Argus podał w maju 2024 r., że ministerstwo przemysłu dąży do tego, by e-metan stanowił 1 proc. gazu miejskiego w 2030 r. i 90 proc. w 2050 r.

Dlaczego e-metan

Partnerzy projektu w ZEA podkreślają (LNG Prime), że e-metan jest zgodny z istniejącą infrastrukturą LNG – tankowcami i terminalami – oraz z infrastrukturą gazu miejskiego, w tym gazociągami i urządzeniami odbiorców. Nie wymaga więc przebudowy instalacji, w przeciwieństwie do czystego wodoru. Według JGA cenę e-metanu determinuje przede wszystkim koszt energii elektrycznej, dlatego studia wykonalności prowadzi się w regionach z obfitą odnawialną energią oraz w pobliżu istniejących terminali LNG.

Kluczowe projekty (stan na sierpień 2024 r.)

• Cameron LNG (USA, Luizjana). Mitsubishi Corporation, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas i Sempra Infrastructure Partners planują wytwarzanie e-metanu w USA i skraplanie go w istniejącym terminalu Cameron LNG. Docelowa produkcja to 130 tys. t CH₄ rocznie, czyli ok. 1 proc. łącznego popytu trzech spółek (łącznie ok. 180 mln Nm³ CH₄ rocznie w 2030 r.). Według JGA decyzja inwestycyjna (FID) jest potrzebna w 2025 r., aby cel 1 proc. na 2030 r. był realny; start produkcji zaplanowano od roku fiskalnego 2030.
• Środkowy Zachód USA. Osaka Gas, Tallgrass i Green Plains badają projekt o zdolności do 200 tys. t CH₄ rocznie z niebieskim wodorem i biogenicznym CO₂.
• ZEA. Tokyo Gas, Osaka Gas, Inpex i Masdar podpisały umowę o wspólnym studium wykonalności produkcji e-metanu w Abu Zabi (23 stycznia 2024 r.); Masdar i Inpex prowadziły podobne studium od lipca 2023 r. Tokyo Gas i Osaka Gas zamierzają odbierać e-metan w ilości równoważnej 1 proc. rocznego popytu każdej ze spółek.
• Australia. Santos, Tokyo Gas, Osaka Gas i Toho Gas prowadzą studium pre-FEED w basenie Cooper.
• Japonia. W Nagaoka w październiku 2023 r. rozpoczęto główną budowę instalacji testowej metanizacji (ok. 400 Nm³/h, wtłaczanie do gazociągów od roku fiskalnego 2025); Hitachi Zosen testowało w 2022 r. produkcję 125 Nm³/h z miastem Odawara; JFE Steel i IHI mają zbudować instalację 500 Nm³/h do końca roku fiskalnego 2024; w maju 2024 r. rozpoczęto badania nad produkcją krajową w papierni Oji Paper w Tomakomai; badano też skalę 10 000 Nm³/h w rejonie portu Osaka.

Skalowanie technologii

JGA przedstawia ścieżkę skalowania instalacji produkcyjnych od 400 Nm³/h przez 10 000 Nm³/h do 60 000 Nm³/h, przy czym koszt zależy od kosztu energii elektrycznej, pozyskania CO₂ i kosztu urządzeń do metanizacji; w Chita rozpoczęto w 2024 r. metanizację biologiczną na skalę 5 Nm³/h we współpracy z samorządem, co pokazuje związek tej technologii z biogazem.

Bariery

• Koszt. JGA wskazuje energię elektryczną (zależną od produkcji wodoru), pozyskanie CO₂ i koszt urządzeń do metanizacji jako główne składniki kosztów.
• Źródło CO₂. W projektach rozważa się CO₂ biogeniczny (Midwest oraz studium wykonalności e-metanu biogenicznego Osaka Gas, IHI i Petronas).
• Skala. Cel 90 proc. w 2050 r. jest scenariuszem politycznym, a nie prognozą rynkową – wymaga budowy globalnego łańcucha dostaw.

Rola biogazu

W strategii JGA biogaz pozostaje uzupełnieniem: w 2050 r. razem z bezpośrednim użyciem wodoru ma pokrywać część gazu miejskiego, która nie pochodzi z e-metanu. Dla Polski, mającej duży potencjał rolniczy, istotniejsza w średnim horyzoncie pozostaje droga biometanowa, ale doświadczenia Japonii z e-metanem pokazują, jak wykorzystać istniejącą infrastrukturę gazową.