Mete Baysal

Mete Baysal

Kurucu Ortak – Yeni ve Yenilenebilir Enerji Teknolojileri Grup Başkanı

E Plato Teknoloji A.Ş.

Hidrojen, artık temiz enerjiye geçiş veya karbonsuzlaşma olarak adlandırılan yeni sürecin ayrılmaz dört ayağından biri. Diğer üçü; enerji verimliliği, yenilenebilir enerji ve yenilenebilir enerji tabanlı elektrifikasyon olarak sıralanıyor. Hidrojen, bu üç unsurla iç içe ve an itibari ile sektörümüzün popüler ilgi odağı konumunda. Uzun yıllar boyunca uçuk bir fikir olarak değerlendirilmesine rağmen, hidrojeni saf ve yoğun bir enerji taşıyıcısı/vektörü ve depolama unsuru olarak biliyoruz. Ama küresel ısınmanın artan olumsuz etkileri ile beraber, bilhassa son beş yılda, başta gelişmiş ve sanayileşmiş ülkeler olmak üzere ulusal, bölgesel ve küresel ölçeklerde fosil yakıtları temiz hidrojen ile değiştirme sürecinin hızlı bir startı verildi. Pandeminin ve özellikle Rusya’nın Ukrayna’yı işgalinin ardından Avrupa’ya doğal gaz akışının kesilmesi ile beraber süreç depara kalktı.

Hızlı başlangıca rağmen, fosil yakıtlardan hidrojene geçiş o kadar çabuk, açık ve kolay olmayacak. Öncelikle uluslararası ve ulusal destek arkaya alınsa ve finansman sağlansa da temiz hidrojen ve hidrojen bazlı alternatif yakıtların uçtan uca kurgularının, hedeflenen teknolojik hazırlık seviyelerine ulaşması zaman alacak. Düzenlemelerde, standartlarda ve sertifikasyon süreçlerinde ülkeler ve bölgeler arasında ciddi farklılıklar var ve kısa süre içerisinde uluslararası bir standart ve norm getirmek mümkün gözükmüyor. Zaten kısa ve orta vadede öncelikli hedef de standartlarda ve sertifikasyon süreçlerinde asgari bir uyumla beraber ahengi sağlamak. Küresel ölçekte ticari bir meta haline gelmesi de vakit alacak; uluslararası ticareti ilk aşamalarda doğrudan ve ikili anlaşmalarla yapılacak. Emtia olmadan da ticari hacminin bir petrol, doğal gaz veya kömür kadar derinlik kazanması hemen beklenmemeli. Zaman verilerek uluslararası kuruluş ve organizasyonlar vasıtasıyla titiz çalışmaların yapılması, belirlenecek yöntemlere ve alınacak kararlara küresel ölçekte ülkelerin çoğunluğunun ve kilit üretim ve tüketim bölgelerinin katılması gerekiyor. Ama hidrojen teknolojisi ve kurgusu artık sektörümüzün yeni ve önemli bir unsuru ve bu aşamadan sonra bir geri dönüş de beklenmemeli…

Bu noktada asıl irdelenerek cevaplanması gereken soru şu olmalı: Yatırımcılarımız “Temiz/Düşük salımlı/Yeşil ya da Mavi” hidrojenin teknolojik hızlı gelişimine paralel bir şekilde endüstriyel büyük ölçekli üretiminin ve emtia olarak uluslararası boyutta ticaretinin yol haritasını, bugünden öngörebilir ve en doğru pozisyonları alabilir mi?

Bu yazının mümkün olduğunca teknik içerik ve jargondan uzak olmasını, elzem olmadıkça rakamlardan kaçınmayı ve nihayetinde rahat okunmasını hedefledim. Merak edenlerin ulusal ve küresel ölçekte kolay erişebileceği değerli ve doyurucu birçok ayrıntılı sektörel çalışma, akademik yayın ve referans var. Ancak yine de hidrojenin genel özellikleri ile birlikte temel birim ve tanımlamalarından, uluslararası ölçekte üretim ve tüketim değerlerinden ve gelecek projeksiyonlarından ana hatlarıyla bahsetmek istiyorum. Ki; yazının amacını içeren bölümler, okuyucu tarafından net bir şekilde anlaşılarak yorumlanabilsin. Rakamları akılda kolay kalacak şekilde yuvarlayarak, teknik açıklamaları da mümkün olduğunca basite indirgeyerek ama anlaşılır şekilde vermeye gayret edeceğim.

Temel Bilgiler:

Hidrojen (H2) evrenin büyük çoğunluğunu oluşturan, dünyamızda hep başka elementlerle bileşik olarak bulunan renksiz, kokusuz ve tatsız, oldukça yanıcı ve çok çok hafif bir madde. Tek başına molekül halinde ve standart koşullarda gaz fazında bulunuyor. Kütlesel bazda kimyasal enerjisi en yüksek element. Ama yoğunluğu çok düşük olduğundan taşıma, depolama ve kullanımında fiziksel ve kimyasal yöntemlerle farklı formlara dönüştürmemiz ve bunları da hassas bir şekilde yönetmemiz gerekiyor.

Standart koşullarda (20 °C sıcaklık ve 1 atmosfer basınç altında) bir metreküpü (Sm3) sadece 84 gram. Mesela, gene oldukça hafif sayılabilecek doğal gazın standart koşullarda kütlesel yoğunluğu 680 g/Sm3’tür. Yani H2 zaten hafif bir hidrokarbon olan doğal gazdan 8 kat daha hafiftir. 700 bar(g) basınçta sıkıştırdığımızda bir m3’ü 44 kg geliyor. -253 °C’da sıvılaştırdığımızda sıvı hidrojenin (LH2) bir m3’ü 71 kg oluyor. Henüz geliştirme safhasında olan sıvı organik hidrojen taşıyıcılara (LOHC) yedirdiğimiz zaman da 1 m3’ünde, LOHC’nin toplam 1,100 kg civarında olan ağırlığı ile beraber, ortalama 55 kg taşıyabiliyoruz. Amonyağa (NH3) dönüştürürsek de 1,000 kg’ının içerisinde yaklaşık 175 kg H2 kimyasal olarak bağlanmış halde bulunuyor.

H2 oksijenle temas edip yandığında sadece su buharı (H2O) oluşuyor. Isıl içeriği kütlesel olarak çok yüksek. Üst ısıl değeri (ÜID) 142, alt ısıl değeri (AID) ise 120 MJ/kg. Bu haliyle kütlesel bazda kıyaslama yaparsak AID’i BOTAŞ speklerine göre doğal gazın AID’nin yaklaşık 3.5 katı. Ama hacimsel ısıl değeri olarak karşılaştırırsak da çok düşük. Doğalgazın AID’nin sadece yaklaşık 3/10’u kadar. Elektrik üretimi ile endüstriyel ve yüksek sıcaklıkta buhar ve ısı üretiminde termodinamik ve ısı dengesi hesaplamaları, AID’ler üzerinden yapılır. Ancak düşük sıcaklıkta çalışan yakıt hücrelerinde ve kimya ile petrokimya sektörlerinde hammadde olarak kullanımında H2‘nin ÜID dikkate alınabilir.

Not: 1 MJ (ya da Megajoule) = 1,000 Kilojoule = 1 Milyon Joule = 240 Kcal = 0.28 kWh

H2, çok yanıcı bir molekül. Havada yanma aralığı hacimsel olarak %4-75 bandında. Yani kapalı bir ortamda çok seyrek ya da çok yoğun bir şekilde bulunmuyorsa bir şekilde alev alabilir. Yanması çok hızlı ve alevi görünür değil. Bu nedenle üretimi, nakliye ve depolaması ile son kullanımında azami özen gösterilmesi ve sadece H2’e özel teknolojilerin kullanılması gerekiyor. Bu teknolojiler mevcut, olgunlaşmış durumda ve güvenilir.

En bilineni, elektroliz yoluyla sudan üretilmesi olmak üzere, H2‘nin çeşitli üretim metotları var ve bunların neticesinde H2 farklı saflıklarda üretiliyor. Tabii üretiminin akabinde, ilave yatırım ve işletme maliyetlerine katlanılarak, saflaştırma teknolojileri vasıtasıyla ürünün saflığını yükseltmek mümkün. Yakıt hücrelerinin teknolojik olarak geldikleri seviyede, sorunsuz ve kesintisiz elektrik üretmeleri için yüksek saflıkta H2 kullanılıyor. %99.99 ve üstü. Ancak daha düşük saflıkta çalışabilecek yakıt hücre teknoloji ve sistemleri halihazırda geliştiriliyor. Endüstriyel uygulamalarda genelde %99 ve üstü saflık istenmekle beraber, H2‘i hammadde olarak %90 ve üzerinde saflıkta kullanabilecek prosesler de var. Ama ikili anlaşmalar dışında bölgesel bir pazar bünyesinde de olsa emtia şeklinde genel bir ticareti planlanıyorsa, yüksek saflıktaki ürünün satış imkânı ve fiyatı daha fazla olacaktır.

2022 sonu itibarı ile küresel ölçekte 95 milyon ton H2 üretilmiş ve kullanılmış. Bunun takribi %62’si doğal gazdan, %21’i ise kömürden, sırasıyla buhar metan reformu (BMR) ve gazlaştırma teknolojileri (GT) kullanılarak üretilmiş. Kalanı ise yan ürün olarak endüstriyel proseslerden elde edilmiş. Ayrıca kimya (klor alkali gibi) ve petrokimya (naftanın parçalanması gibi) sektörlerinin kendi üretim proseslerinde yan ve eş ürün olarak üretimi var. Bunun da yıllık yaklaşık 30 milyon ton düzeyinde olduğu tahmin ediliyor ve üretim mahallinde enerjiye dönüştürülerek (elektrik ve/ya ısı) ya da mevcut proseslerde doğrudan hammadde olarak tüketiliyor. Yaygın olarak amonyak ve metanol üretiminde ve başta demir-çelik, petrokimya ve cam olmak üzere sanayide yoğunlukla kullanılıyor.

Şu anda düşük emisyonlu H2’in (yenilenebilir elektrikten elektrolizle ve karbondioksiti tutularak doğal gazdan üretilen) payı yıllık toplam üretimin %1’inden az ama Uluslararası Enerji Ajansının (UEA) net sıfır karbon (NSK) senaryosuna göre 2030’da 70 milyon ton/yıl mertebelerine yükselebilecek. Gene NSK senaryosu bazında 2050 yılında küresel üretim ve tüketiminin 420 milyon ton/yıl düzeylerine ulaşması bekleniyor.

NH3 de ticari bir kimyasal ve aynı zamanda kararlı bir H2 taşıyıcısı olarak temiz enerjiye geçişte önemli bir ürün olarak karşımıza çıkıyor. 2022’de küresel NH3 tüketimi 190 milyon ton civarında olmuş. NH3 gübre üretimi başta olmak üzere kimya sektöründe ve sanayide yoğun olarak kullanılan önemli bir hammadde ve emtia. Ayrıca gemi motorları ile bazı kömürlü santrallarda alternatif ve/ya karışım yakıt olarak kullanılması gündemde. Birçok başarılı test ve deneme çalışmaları tamamlandı. Kısa süre içinde buralarda yaygın şekilde kullanılmasını bekliyoruz. Bu nedenle düşük emisyonlu H2 ile beraber düşük emisyonlu NH3 üretim ve ticaretinin ön mühendislik çalışmalarında beraber değerlendirilmesi doğru olacaktır.

Yeşil ya da Mavi, Temiz veya Düşük Salımlı/Karbonlu Hidrojen: Ne Kadar Yeşil ve Mavi, Temiz ve Düşük Salımlı?

H2’in küresel temiz enerjiye geçiş sürecinde fosil yakıtlara alternatif olarak kullanımı gittikçe artan bir şekilde gündeme geldiğinde, çok da isabetli bir şekilde, önce kolay anlaşılabilecek ve akılda tutulabilecek şekilde hammaddelerine, üretim girdilerine (yenilenebilir elektrik gibi) ve teknolojilerine göre renklerle çoklu tanımlamaları yapıldı. Yeşil, mavi, gri, turkuaz ve pembe gibi…

Bu yazıda kullanacağımız “yeşil hidrojen” tamamen yenilenebilir elektrikten elektroliz yoluyla ya da biyojenik organik atıklardan (mesela evsel katı atıklar, orman ve tarım/hayvancılık atıkları gibi) üretilen H2‘i tanımlıyor. Elektroliz teknolojileri de ilerliyor ve daha verimli ve yüksek üretim faktörlerine sahip elektrolizörler geliştiriliyor. Günümüzde yaklaşık 10 kg saf sudan ortalama 50 kWh elektrik harcanarak 1 kg H2 üretiliyor.

“Mavi hidrojen” ise fosil yakıtlardan klasik üretim teknolojileri (buhar metan reformu, gazlaştırma, vd.) kullanılarak üretiliyor. Ama üretim esnasında çıkan karbondioksit (CO2) tutularak kalıcı şekilde saklanıyor veya döngüsel olarak sürekli kullanılıyor (CCUS teknolojileri). Eş zamanlı olarak, karbon ayak izinin yoğunluğuna bağlı olarak temiz, düşük salımlı/karbonlu ve çevreci gibi yine renklerde olduğu gibi aslında geniş ve soyut tanımlamalar da kamuoyuna nihai hedef olan “karbon ayak izi taşımayan” H2‘i sınıflandırarak tanıtmak için genel kavramlar halinde kullanılmaya başlanmış.

Artık temiz H2‘i küresel ölçekte tanımaya başladık ve ne amaçla hangi şekilde fosil yakıtların yerine kullanmak istediğimizi biliyoruz. Bundan sonraki aşamada hem teknik hem de ticari uygulama ve faaliyetlerde kullanmak ve referans olarak değerlendirmek için somut, açık ve karşılaştırmaya uygun birimlerde ve standartlarda tanımlamamız lazım. Bu da ancak birim kütle veya birim enerji bazında olabilir.

Tabiatın kendiliğinden açığa çıkardığı ve insan eliyle doğrudan ya da dolaylı şekilde yaratılarak atmosferde sera etkisi yapan birçok organik veya yapay gazlar olmakla beraber, bunların üçü yüksek oranda pay sahibi: CO2, Metan (CH4) ve nitröz oksit veya diğer adıyla azot protoksit (N2O). Hacim veya kütlesel boyutlarda en büyük oranda CO2 bulunduğundan literatürde diğerleri CO2 eşdeğeri olarak veriliyor. Hesaplaması da bu gazların atmosferde 100 yıl kaldıkları zaman yaratacakları sera gazı etki faktörü (Küresel Isınma Faktörü “KIF”) üzerinden yapılıyor. 1 kg CO2’in faktör etkisi 1 olarak alındığında, 1 kg CH4 için bu 28, 1 kg N2O içinse 265 misli olarak hesaplamalarda kullanılıyor.

Bu gazların belli bir karışımının KIF’ne göre toplamları CO2 kütle (kg) eşdeğeri CO2e kısaltması ile gösteriliyor ve kütle (kg) ile enerji (GJ “bin MJ” ya da MWh “bin kWH”) olarak, birim H2 başına oransal şekilde veriliyor. Böylece üretilen H2‘in taşıdığı karbon içeriğini göstermek üzere kullanılacak standart birimler şunlar oluyor: “kgCO2e/kgH2” ile “kgCO2e/GJ” veya “kgCO2e/MWh”.

UEA’nın 2023 yılı Küresel Hidrojen Raporu’nda halihazırda yapılan H2 üretimleri için kullanılan hammaddelere, üretim girdi ve teknolojilerine göre salınım yoğunlukları “kgCO2e/kgH2” olarak şöyle veriliyor;

Doğalgazdan BMR ile 10-13

Doğalgazdan BMR + CCUS ile birlikte 1.5-6.2

Kömürden GT ile 22-26

Kömürden GT + CCUS ile birlikte 2.6-6.3

Şebeke Elektriğinden Elektroliz ile 25

Biyokütleden* CCUS olmaksızın 3.5

Biyokütleden CCUS ile birlikte -22

*Evsel katı atıklar ile orman ve tarım/hayvancılık atıkları gibi kısa rotasyonlu ve biyojenik organik atıklar

Tabii bu hesaplamalarda, çok sayıda kabuller yapılmış ve çeşitli istatistiksel verilerin ortalamaları kullanılıyor. Doğal gaz ve kömürden H2 üretiminde alt ve üst sınırların konulması doğal gazın çıkarılması ve kömürün madenciliği ile sonrasında arıtılması, işlenmesi ve iletimi ile nakliyesi sırasında ortaya çıkan (ve CH4 de içeren) emisyonlarının bölge ve kullanılan teknolojiye göre belli aralıklarda değişen bu ortalamalarının ilave edilmesinden kaynaklanıyor. Bu nedenle CCUS teknolojileri kullanılarak prosesten çıkan CO2‘in büyük bir kısmı yakalanıp kalıcı şekilde saklansa dahi hammaddelerin üretimi, işlenmesi ve iletimi esnasında çıkan bu emisyonlar H2‘in emisyon yoğunluğu değerinin üzerinde kalıyor.

Çalışmamda, şebeke elektriği için 500 g CO2/kWh ortalama bir karbon emisyon yoğunluğu değerini baz aldım. Bu değer, şebeke elektriğini büyük oranlarda yenilenebilir kaynaklardan üreten Norveç, İsveç ya da İzlanda gibi ülkelerde çok düşükken; Çin, Polonya, Güney Afrika veya Hindistan gibi büyük oranda kömürden karşılayan ülkelerde daha yüksek olacaktır. Keza elektriğinin büyük kısmını nükleer santrallardan elde eden Fransa’da şebeke elektriğinin karbon emisyon yoğunluğu nispeten düşüktür. Öte yandan H2, fotovoltaik güneş panellerinden, rüzgâr ya da jeotermal santrallerinden ve diğer yenilenebilir kaynaklardan üretilen elektrik vasıtasıyla elektroliz yoluyla elde edilirse, bunun üretim faktöründen kaynaklanan emisyon yoğunluğu (kgCO2e/kgH2) sıfır olacaktır. Ancak elektrik iletim ve dağıtım şebekelerinin kayıpları ve şebekelerin işletmesi sırasındaki elektik tüketimleri için salınan birim emisyon miktarı, standart ve normların içeriğine göre hesaba katılabilecektir. Belki de bu nedenle Avrupa Birliği biraz teşvik biraz da sınırlama ile elektroliz ünitelerinin mümkün olduğunca yenilenebilir elektrik üretim tesisleri ile beraber ve aynı mahalde kurulmasını istiyor. Böylece hem iletim ve dağıtım kayıplarından hem de yenilenebilir elektrik üretimi ile elektrolizörde tüketimi arasında belli dönemlerde yapılabilecek mahsuplaşmanın getirebileceği (ve aslında daha fazla olan CO2e emisyonunu olduğundan düşük gösterebilecek) boşluklardan kaçınarak, elektrik üretimi ile elektrolizörlerde tüketimin eş zamanlılığını garanti altına almak istiyorlar. Bataryalar gibi teknik ve ticari olarak uygulanabilir bir ünite sisteme entegre edilmedikçe, bu pek mümkün değil. Bu üniteler eklenirse, yatırım maliyetini ehemmiyetli bir oranda artırır. Eklenmezse de elektrolizörlerin kurulu güçlerinin oldukça altında bir kapasite kullanımı ile verimsiz çalışmalarına yol açar.

Biyokütlede ortaya çıkan birim emisyon yoğunluğu değeri, biyokütle kaynaklı değil ve biyokütlenin toplanması, elleçlenmesi ve taşınması sırasında harcanan enerji ve üretiminde kullanılan elektrik veya fosil yakıtlar sebebiyle yapılan salımlar nedeniyle oluşuyor. Ama bir CCUS teknolojisi ile H2 üretimi sırasında oluşan CO2‘in tutulması ve uzun süreli saklanması halinde, aslında büyük bir miktarda CO2‘i de atmosferdeki doğal çevriminden çekmiş oluyorsunuz. Bu nedenle değer eksi oluyor.

Bu rakamlara, H2 üretimi yapacak tesislerin kurulumu ve kullanılan makine, ekipman ve bunun gibi unsurların imalatı sırasında çıkan CO2e dahil değil. Keza, mesela şebekeden elektrik alınıyorsa santrallar ile iletim ve dağıtım şebekesinin kurulumu ve donanımlarının imalatı sırasında çıkan emisyonlar da katılmıyor. Miktarları, teknik ve ekonomik ömürlerine göre yıllara dağıtıldığında, oldukça düşük çıkıyor. Ayrıca çok fazla kabul ve istisna yapılması gerekiyor; yani hesaplamaları biraz karışık ve sübjektif değerlendirmeler içerebiliyor. Ama ilerleyen süreçte hacimler büyüyüp H2 ticareti arttıkça bilhassa yeni düşük emisyonlu üretim tesis ve altyapıları için hesaplama metodolojileri oluşturulup dikkate alınacaktır.

Takdir edilecektir ki, bu kadar fazla alternatif ve kabul altında bir renk ya da düşük salım gibi soyut kavramlarla H2‘in içerdiği net emisyon yoğunluğu miktarını göstermek mümkün değil. Ötesinde, yeşil kabul edilen iki ayrı elektroliz üretimi bile şebeke kayıpları ve eş zamanlı mahsuplaşma farklılıkları sebebiyle ciddi farklar içerebilecek kgCO2e/kgH2 değerlerine sahip olabilecektir. Yani, bu haliyle yetkili standart kuruluşları ve denetleyici otoriteler emisyon takiplerini basit ve etkin bir şekilde ve adil (ayrımsız bir uygulama ile) yapamazlar. Ayrıca, iki taraflı olarak belli dönemler için yapılan anlaşmalarda, belki yakın bir gelecekte sorun yaratmasa dahi, bu soyutlukta H2‘in spot ve tezgâh üstü piyasalarda ardışık alım satımları zor olur ve neticesinde emtia olarak ticari derinlik de sağlanamaz.

UEA, Ekonomide Hidrojen ve Yakıt Hücreleri için Uluslararası Ortaklık (IPHE) ile ortaklaşa olarak Uluslararası Standartlar Organizasyonu (ISO) vasıtasıyla oldukça yeni bir çalışma başlattı. Çalışma taslağının mevcut ISO 14687 kodu altında içeriğinin genişletilmesiyle 2023 yılı sonunda tamamlanarak UEA ve IPHE ile diğer ilgili paydaşlarla beraber değerlendirilmesi ve 2025’in başında yayınlanarak yürürlüğe girmesi planlanıyor. Öte yandan ISO/DTS 19870 koduyla H2 teknolojileri ile tüketim noktasına kadar üretimi, şartlandırılması ve nakliyesi ile alakalı seragazı salınımlarını tespit eden bir metodolojiyi de çok yeni yayınladı. UEA, bu süreç sonuçlanıp H2‘in emisyon salınım standartları oluşturuluncaya kadar en düşük emisyon dilimi olan “A”dan başlayarak “I”ya kadar dilimler halinde giden bir ölçeği önerdi. Ölçek kgCO2e/kgH2 birimi üzerinden “A” klasmanı için 0-0.5 aralığından başlayarak “I” klasmanı aralığı olan 5.5-7’de sonlanıyor. Bu şekilde sayısal ölçekte ve kademeli emisyon sınıflandırılması yapılmasının daha net ve mutlak bir karşılaştırma ve değerlendirme yapılmasına imkân vereceğini belirtiliyor.

Hidrojenin Üretimi ve Pazarlaması için Uçtan Uca Kurgulama ve Tüm Adımlarda Emisyon Yoğunluğunun Hesaplanması Gerekiyor: Zorluklar ve İmkanlar

Peki, düşük emisyonlu H2 ekosistemine girmeye niyetli yatırımcılar, küresel ölçekte düzenlemeler norm halinde netleşmeden ve ortak standartlar belirlenmeden, nasıl bir kurgu ve hazırlık ile yatırım planı yapmalı?

Teknoloji seçimi, enerji ve malzeme akışları ile beraber ön projelendirmesi, emisyon yoğunluğu hesaplamaları, potansiyel alıcıların ve ticari satış koşullarının belirlenmesi için sıfırdan ne şekilde başlanabilir?

Ön etüt çalışmalarında, proje uygulamaya geçtiğinde üretici, nakliyeci ya da son kullanıcıların sorumluluk sınırlarının nasıl ve hangi taraflarda olacağına bakılmaksızın kesinlikle en baştan uçtan uca kurgulamanın yapılması şart.

Bu kurgulama, temel olarak aşağıdaki unsurları içermeli:

  • Hammadde ya da elektriğin girdi olarak üretim noktalarından temini, işlenmesi, elleçlenmesi ve H2 üretim mahalline taşınması,
  • Yan ve eş ürünlerle beraber üretiminin yapılması,
  • Katı, sıvı ve -üretimden çıkacak CO2‘in yakalanarak kalıcı saklanması dahil – gaz atıklarının kontrolü, depolanması, başka proseslerde kullanılması veya bertaraf edilmesi,
  • H2‘in fiziksel değişimle depolanması (sıkıştırma veya sıvılaştırma) ya da kimyasal yolla farklı ürün ve içeriklere dönüştürülmesi (NH3, LOHC ile H2-bazlı sentetik yakıtlar),
  • H2‘in veya H2-bazlı ürünlerin tüketim mahalline nakli,
  • Tüketim mahallinde H2 veya H2-bazlı ürünler olarak depolanması,
  • H2-bazlı ürünlerden H2‘in tekrar parçalanarak ayrıştırılması ve geri kazanılması.

Bu aşamalarını hepsinin bir akış içerisinde teker teker ve ardışık olarak değerlendirilmesi, emisyon yoğunluğu hesaplamaları ile atık yönetimi ve çevresel etki değerlendirmelerinin yapılması gerekiyor.

İlave olarak bu aşamaların her birindeki emisyon yoğunluğu hesaplamalarının yapılacak kabul ve öngörüler ile birlikte detaylı bir metodolojisinin oluşturularak kayda geçirilmesi önem arz ediyor. Böylece ileride standartların belirlenerek düzenleme normlarının oluşturulması durumunda ilgili ulusal ve uluslararası yetkili kurum ve kuruluşların inceleme, onay ile denetim süreçlerine belki yapılacak birkaç rötuş ve ince ayarlama ile hazır olunabilecek. Her bir aşamadaki emisyon yoğunluğu değerinin kolay takibi için blok-zincir vasıtasıyla dağıtık hesaplama kayıt teknolojisinin (distributed ledger) alt yapısının şimdiden oluşturulması büyük avantaj getirecektir. Şöyle ki; hem aşamalardaki sorumluluklarının taraflara dağıtımında ne alınıp ne verileceği kolay ve hızlı bir şekilde belirlenip anlık takip edilebileceğinden, gerekebilecek revize dizayn ve emisyon yoğunluğu hesaplamalarını da içerecek teklif hazırlıkları ve fiyatlandırmaları çabuk yapılacak hem de ürünün çeşitli aşamaları üzerinden opsiyonlu şekilde pazarlama faaliyetlerinin baştan ve daha geniş bir potansiyel alıcı ortamında yapılabilmesini sağlayacaktır.

H2‘in üretiminde kullanılacak elektrik ve hammaddelerin kendi üretimleri ile H2‘in üretimi ve sonrasında depolama ve nakliyesi öncesinde yapılacak fiziksel ve kimyasal hazırlıklarındaki proses ve teknolojiler muazzam bir enerji optimizasyonu ortamı yaratıyor. Birleşik elektrik ve ısı (kojenerasyon hatta trijenerasyon) uygulamaları adapte edilebilir, tesis lokasyonunun seçimi buna özel belirlenerek, mesela faal bir elektrik santralının atık ısısı kullanılabilir ya da bu santrala veya endüstriyel ya da merkezi ısıtma gibi tüketim noktalarına proseslerden kaynaklanan atık ısı ile fazla elektrik temin edilebilir ve bu şekilde toplam sistem verimliliği en azami seviyeye çekilebilir ve ekonomik getiri artırılabilir. Bu sayede iki önemli avantaj sağlanabilir:

  1. Şebeke elektriğinin kullanımı ya da fosil yakıtlardan ısı temini bir şekilde kaçınılmaz ise, bu minimize edilerek H2‘in emisyon yoğunluğu mümkün olduğunca düşük seviyelerde tutulabilir.
  2. Bütünsel olarak işletme gelirleri artırılırken, maliyetler verimlilik yoluyla düşürülebilir.

Bir örnek olarak, üretilen H2‘in LOHC vasıtasıyla tüketim mahalline taşınacağını varsayalım. H2‘i LOHC’ye dönüştürme işlemi (hidrojenasyon) katalizörler vasıtasıyla ısıveren bir reaksiyon sonucunda yapılıyor. Her kg H2 için yaklaşık 200 °C sıcaklıkta 10 kWh lik bir ısı oluşuyor. Eğer bu ısıyı ihtiyacı olan bünye içi ve dışı bir tüketim noktasında değerlendirebilirsek, bir verim ve ekonomik kazanç sağlayabiliriz. Keza teslimat noktasında tersine ısıalan bir reaksiyonla (ters hidrojenasyon) bu kez kg başına yaklaşık 300 °C sıcaklıkta 11 kWh ısı vererek H2’i tekrar açığa çıkarıyoruz. Şayet bu ısıyı her hâlükârda soğutma amaçlı olarak döngüsünden atacak yakınlardaki bir termik santral gibi farklı enerji üretim noktasından uygun koşullarda temin edebilirsek, ilave enerji kaybı ve ciddi bir ek maliyet yükü olmayacak.

LH2 de, misal, -253 °C’da ciddi bir soğuk termodinamik enerji içeriyor. Yoğun bir elektrik enerjisi harcanarak sıvılaştırılan LH2 bir kere soğuk çevrime girdikten sonra planlı ve dikkatli bir kurgu ile nakliyesi ve depolanması safhalarında ve tekrar gazlaştırılıncaya kadar bu soğuk enerjiden azami ölçüde yararlanabilinir. Mesela soğuk hava depoları gibi mahallerde gazlaştırılırken, soğuk ısısı faydalı ısı olarak kullanılabilir. Ya da gazlaştırma sırasında tekrar belli bir miktar elektrik üretilebilir. Böylece gene uçtan uca ve toplam sistem verimliliği olabilecek azami yüksek düzeyde tutulurken ekonomik getiri sağlanır ve ürün H2‘in emisyon yoğunluğunun artmasına izin verilmez.

Doğal gaz, kömür ile biyokütleden H2 üretimi sürecinde de kojenerasyon uygulamaları için geniş imkanlar bulunuyor. Yapılması gereken, bünye içinde prosesler sırasında oluşacak fazla ısıyı kullanacak veya ihtiyaç olan ısıyı verecek bir iç dizaynı en baştan oluşturmak ya da hala fazla veya ihtiyaç olması durumunda harici tüketim veya üretim noktalarını tespit ederek bu lokasyonlara uygun genel bir dizayn geliştirmek. Bu H2‘in fiziksel veya kimyasal dönüşümü ve teslim noktasında tekrar geri dönüşümü safhaları için de geçerli. Yüksek verimle elektrik ve ısı üretimi yapabilen, santral ve proseslerinden çıkan emisyonları tutarak, bertaraf edip saklayabilen ve elektrik ile (sıcak ya da soğuk) ısı alıp verebilen büyük sanayi kompleksleri H2 üretim veya teslimat tesislerinin yanlarına kurulabilecekleri hedef lokasyonlar olarak sanki ön plana çıkıyor.

Elektrolizler ve yakıt hücrelerinde de reaksiyonlar sonucu oluşan bir miktar ısı çıkışı var. Mevcut teknolojilerde yüksek sıcaklıklar olmadığı için sınırlı bir şekilde ve ısıtma amaçlı değerlendirilebilir. Ancak deneme safhasında olan ve birkaç yıl içerisinde ticari uygulamalarının yaygınlaşacağı öngörülen katı oksit elektrolizör (SOEC) veya yakıt hücreleri (SOFC) de yukarıda verilen çerçevede enerji optimizasyonu çalışmalarında çok yönlü olarak değerlendirilebilir.

Avrupa’ya Düşük Emisyonlu Hidrojen İhracatı: Ülkemizin önündeki büyük bir fırsat

Avrupa Birliği (AB), karbonsuzlaşma hedefleri sürecinde enerji verimliliği, yenilenebilir enerjilerin ağırlığının artırılması ve elektrifikasyon süreçleri ile beraber düşük emisyonlu H2 kullanımını gündemine almakla kalmadı, düzenlemelerini de yaparak aksiyonların bir takvim çerçevesinde alınması için hedefleri de ortaya koydu. Bu kapsamda Yenilenebilir Enerji Direktifini (RED II) 2018’de yürürlüğe soktu ve enerji portföyü içerisinde yenilenebilir ve temiz enerji teknolojilerinin ağırlığının artması için sürekli ilaveler yapıyor. Öte yandan Rusya’nın Ukrayna’yı işgali sonrası başta doğal gaz olmak üzere fosil bazlı yakıtların tedarik güvenliğinde sıkıntı yaşayan ve maliyetleri misli şekilde artan AB, 2022 yılında da RePowerEu programını uygulamaya aldı. Tüm bu düzenleme ve planlar çerçevesinde, 2030’a kadar AB bünyesinde yıllık en az 10 milyon ton düşük emisyonlu H2 üretim kapasitesinin oluşturularak üretimin piyasalara verilmesi ve gene Birlik dışındaki ülkelerden 10 milyon ton/yıl düşük emisyonlu H2 ithalatının yapılması için gerekli fiziki altyapının tamamlanması ve alım bağlantılarının yapılması gerekiyor.

10 milyon ton/yıl’lık bir düşük emisyonlu H2 ithalat miktarı oldukça büyük bir hacim. Isıl eşdeğerinden bir karşılaştırma yapılırsa, yıllık yaklaşık 35 milyar Sm3 doğal gaza tekabül ediyor. Ki doğrudan kimyasal ve petrokimyasal ürünlerin imalatında da kullanılabileceği için farklı hesaplamalarla alternatifi olacağı doğal gaz ya da ham petrol türevi hammaddelere nazaran daha yüksek eşdeğer miktarlar bulunabilir.

Emisyon yoğunluğu 0.5 kgCO2e/kgH2’in altında (A klasman) olan H2‘in CIF teslim bedeli olarak düşünürsek, bugün için takribi 100 milyar Euro düzeyinde bir yıllık toplam satış meblağından bahsediyoruz. Tabii teknolojilerin daha da gelişerek verimlerinin artmasıyla ve ölçek ekonomisi sayesinde maliyetler ve satış rakamları ileride düşecek ama gene de çok cazip bir pazar coğrafi olarak yanı başımızda duruyor.

AB an itibarı ile bu ithalatın belli bir miktarını Afrika, Avusturalya ve Güney Amerika’dan getirmek üzere bağlantılara geçti ve projeler geliştirmeye başladı. Buralarda kıyılara büyük güneş ve rüzgâr santralları kurup üreteceği yenilenebilir elektriği elektroliz yoluyla H2‘e çevirmek ve Avrupa’ya göndermek istiyor. Ayrıca Körfez ülkeleri ve S.Arabistan ile de dirsek temasında. Bu bölgede de yenilenebilir elektrik üzerinden üretimi söz konusu olmakla beraber ağırlıklı olarak doğalgazdan CCUS vasıtasıyla ve karbonu tutularak elde edilen H2‘in getirilmesi planlanıyor.

Ancak bir sorun var. Avrupa an itibarı ile fosil yakıtlardan üretilen H2‘i, CO2‘i tutulup saklansa ve düşük emisyon yoğunluğuna sahip olsa da, istemiyor. Düzenlemelerde bu tür H2‘ler (şimdilik) dışarıda tutuldu. Biyokütleden üretimler için bir sınır yok ama uçtan uca üretimleri boyunca emisyon detaylarını ve sürdürülebilirlik kriterlerine uygunluklarını çok sıkı bir şekilde kontrol ederek izleyeceklerini öngörebiliriz. Tahminim; bu sınırlamalar ithal yoluyla alınacak H2 hedeflerini tutturmada kendilerine ayak bağı olacak. Bir süre sonra iddialı emisyon yoğunluğu limitleri ve ağır sürdürülebilirlik kriterleri konularak mavi olarak tabir ettiğimiz bu H2‘i de portföylerine sokacaklarını düşünüyorum.

Türkiye olarak biz bu cezbedici pazardan ne kadarlık bir payı nasıl alabiliriz?

Coğrafi yakınlığımız, boru hatları ve denizyoluyla uzun mesafelere büyük hacimlerle, kara ve demir yollarıyla ise kısa mesafelere daha küçük tonajlarda taşıma imkânımız göz önüne alındığında, ilk başta yıllık 1 milyon tonluk bir satış hacmini herhalde hedefleyebiliriz. Peki hangi yollarla ve ekonomik ve rekabet edebilir teknolojilerle bu H2‘i üretebiliriz? Yenilenebilir elektrikten elektroliz metodu akla en yatkın geliyor ama öyle mi? Fosil yakıtların ithalatına çok ciddi miktarda döviz ödeyen ve tedariklerinde de stratejik olarak dışa bağımlı olan ülkemiz, ulusal elektrik üretiminde yenilenebilir elektriğin payını belli bir mertebeye getirmeden, yaratılacak (ilave) katma değerler belki ilk yıllarda fazla olsa dahi, bu elektriği H2 üretiminde değil kendi ulusal elektrik tüketiminde kullanmak isteyecektir. Belli bir miktar yenilenebilir elektrik tabii ki ihracat amaçlı H2 üretiminde kullanılabilir ama bu hedeflenen hacim içerisinde ufak bir pay alabilir. Öte yandan, bizim doğal gaz ve petrol rezervlerimiz ve üretim değerlerimiz henüz düşük ve zaten Avrupa da şu an bu yöntemi istemiyor. Yani bunların temiz teknolojiler kullanılarak H2‘e dönüştürülmesi söz konusu değil. Ehemmiyetli miktarlarda linyit rezervlerimiz var. Kömürden GT ve CCUS yöntemi ile düşük emisyonlu üretim düşünülebilir. Fakat bunların ölçek ekonomisi nedeniyle büyük boyutlarda yapılabilmesi gerekiyor. Ciddi bir finansman ihtiyacı gerekecek; Batı’dan bu konjonktürde ne kadar temiz ve çevresi olsa da kömür teknolojileri için destek alamayız. İnşa süreleri de oldukça uzun olacak. Ayrıca bu kadar yüksek miktardaki CO2‘i saklayacak uygun yer altı jeolojisinin varlığını da dikkate almak lazım. Nükleer santrallerin elektriğinden H2 üretimi, serbest ve atıl elektrik üretim kapasitesi oluşup, elektrik üretim maliyetlerinin ve tesis amortismanlarının tamamlanarak, düşük seviyelerine inmesine kadar mümkün ve ekonomik olmayacaktır.

Ancak bilhassa, çeşitli biyokütle ile belediye evsel/organik katı atıklarını değerlendirerek ehemmiyetli bir hacim yaratmayı hedefleyebiliriz. Neden ve ne şekilde?:

  • Biyojenik organik katı atıklardan iyi bir projelendirme ile sıfır ve hatta altında emisyon yoğunluğuna sahip çok değerli H2 üretebiliriz.
  • Bunu sağlayacak piroliz, termoliz ve gazlaştırma gibi teknolojik hazırlık seviyeleri yüksek, pilot uygulamalarını başarıyla geçmiş, hatta endüstriyel seviyede deneyim kazanmış tescilli teknolojiler mevcut.
  • Prosesden çıkan CO2‘i yeraltında saklamanın yanı sıra, mesela termik santralların uçucu küllerini kullanarak, kalıcı ve güvenli bir şekilde katı maddelere dönüştürebilir hatta inşaat faaliyetlerinde kullanılabilecek faydalı ürünler haline getirebiliriz. Bu tür teknolojiler pilot uygulamalarını başarıyla tamamladı, tescillendi ve büyük ölçekli ticari uygulamalara geçiliyor.
  • İlerleyen safhalarda ve mevcut projeler amortisman sürelerini tamamlayıp yatırımlar kendini geri ödediğinde, mevcut atık sahalarından çıkan, arıtma ile yanma sürecinde ciddi CH4 kaçaklarını barındıran ve atmosfere hala CO2 bırakarak gaz motorlarında nispeten düşük çevrim verimlerinde elektriğe dönüştürülen çöp gazlarını da gazlaştırma tekniklerini kullanarak, çok düşük emisyon yoğunluğuna sahip değerli H2’e dönüştürebiliriz.
  • Türkiye’nin yıllık organik evsel katı atıklarının 12-15 milyon ton mertebesinde olduğu tahmin ediliyor. Bundan da yıllık bir milyon ton mertebesinde temiz H2 üretilmesi mümkün. Tabii ilk olarak nispeten büyük yerleşimlerin halihazırda değerlendirilemeyen organik katı atıklarından başlanması uygun olacaktır. Ama bilhassa coğrafi olarak birbirlerine yakın çoklu yerleşimlerin organik katı atıklarını bir tesis bünyesinde değerlendirecek kümelenmeler de (organik katı atık H2 üretimi çiftlikleri) sağlanabilir.
  • Evsel organik katı atıkların yanı sıra sanayi, tarım/hayvancılık ve orman kaynaklı biyojenik organik katı atıklar da aynı şekilde değerlendirilebilir. Ayrıca, kendi enerjilerini sağlayan teknolojiler olduğundan geri dönüşümü olmayan ya da geri dönüşüm için ayrıştırılamayan enerji içeriği yüksek plastik ile kağıtlar da bu proseslerde enerji girdisi olarak kullanılabilir ve aynı zamanda atık olarak bertaraf edilmeleri çevreye zarar vermeden gerçekleştirilebilir.
  • Bu teknolojilerin bünyesindeki makine, ekipman ve ünitelerinin çoğunun imalatları ülkemizde yerli olarak yapılabilir. Atıkların en efektif ve verimli şekilde toplanarak elleçlenmesi ile H2‘in fiziksel ve/ya kimyasal dönüşümü, depolanması, nakliyesi ve nihai tüketim noktalarında geri dönüşümü hususlarında kazanılacak tecrübe ve birikimler kullanılarak hinterlandımızdan başlayarak uluslararası düzeyde yeni projeler geliştirilebilir ve komple anahtar teslimi taahhütler alınabilir.
  • Yukarıda bahsedildiği üzere uçtan uca bir projelendirmesinin ve emisyon yoğunluğu ön hesaplamalarının tamamlanmasının ardından potansiyel alıcılarla bire bir görüşmeler ve orta ve uzun vadeli alım anlaşmaları yapılabilecektir. Bu alım anlaşmaları tesislerin kurulumu için dış finans imkânını da beraberinde getirecektir.

Nasıl Başlayabiliriz? Yapılması Gerekenler ve Beklenilen Destekler:

Küresel olarak ülkeler bazında şu anda çeşitli emisyon yoğunluğu ve sürdürülebilirlik kriterine sahip düzenleme ile standartlar bazlı 14 tane mevzuat var. Her an yenileri çıkabilir ve mevcutlarda belirgin değişiklikler olabilir. Bu nedenle UEA ile IPHE’nin desteğinde ISO tarafından geliştirilen standartlar oluşturularak küresel ölçekte geçerlilik kazanıncaya kadar öncelikle yukarıda belirttiğimiz uçtan uca tüm aşamaları içeren çalışmalar sıfıra yakın bir emisyon yoğunluğu hedeflenerek yapılmalı. Burada, projeleri geliştirecek özel sektör firmaları, üniversiteler ve enstitülüler başta olmak üzere ilgili kamu kurumları ve kuruluşları ile yakın bir iş birliği içerisinde ve beraber çalışmalı ve küresel gelişmelerin de paralelinde ulusal H2 düzenlemelerini oluşturulmalı ve milli standartları çıkarılmalıdır.

Kurulduğu lokasyona bakılmaksızın tüm düşük emisyonlu H2 üretim ve ihracatı projelerine “stratejik öneme sahip proje” sıfatıyla en yüksek dereceden teşvik verilmelidir.

Yatırımcıların ürün H2‘in boru hatları ile taşınması seçeneğini de değerlendirebilmesi için ulusal iletim ve/ya bölgesel dağıtım şebekesi üzerinden sisteme katılması için teknik koşullar belirlenerek “H2-katkılı Doğal Gaz Şebekesi İşletme Yönetmeliği” hazırlanmalı ve giriş, çıkış ve işletme koşulları belirlenmelidir. Ayrıca H2-katkılı doğal gaz ticareti kapsamında, interkonnektör hatlar vasıtasıyla yurtdışına ihracatını da içerecek şekilde, mülkiyet transferleri başta olmak üzere diğer temel usul ve esasları da oluşturulmalıdır.

Üniversite ve enstitüler ile sanayi iş birliğini desteklemek üzere, Devlet teşvik amaçlı yatırımcıların bu kuruluşların laboratuvar ve tesislerinde yaptıracakları analiz ve uygulamalı ar-ge çalışmalarının maliyetlerini belli bir oranda karşılamalıdır.

İhtiyaç olması halinde H2 tesisleri için kıyı şeridinde, ilerideki muhtemel kapasite artırımlarını karşılayacak ve NH3 tesisi gibi bir ilave tesislerin gerektireceği alanlar ile tam teşekküllü depolama ünitelerini ve büyük tankerlerin de yanaşabileceği iskelesini de içerecek şekilde (tercihen Hazine’nin mülkiyetinden) öncelikli arazi tahsis edilmelidir. Doğrudan ihraç altyapısı ve lojistik ayağı da olacak böyle bir kompleksin kurulması durumunda, ileri safhalarda Türkiye’nin çeşitli noktalarında tamamen yenilenebilir kaynaklardan üretilen düşük emisyonlu elektrolitik H2 de burada toplanıp aynı altyapı üzerinden ihraç edilebilecektir.

Enerji IQ’nun 7 Aralık 2023 tarih ve 568 Nolu sayısında yayınlanmıştır.