Cada vez máis países están a comezar a establecer obxectivos estratéxicos para a enerxía do hidróxeno, e algúns investimentos tenden ao desenvolvemento da tecnoloxía do hidróxeno verde. A UE e China están a liderar este desenvolvemento, buscando vantaxes de pioneiro en tecnoloxía e infraestruturas. Mentres tanto, Xapón, Corea do Sur, Francia, Alemaña, Países Baixos, Nova Zelandia e Australia publicaron estratexias de enerxía do hidróxeno e desenvolveron plans piloto desde 2017. En 2021, a UE emitiu un requisito estratéxico para a enerxía do hidróxeno, propoñendo aumentar a capacidade operativa da produción de hidróxeno en células electrolíticas a 6 GW para 2024 baseándose na enerxía eólica e solar, e a 40 GW para 2030, a capacidade de produción de hidróxeno na UE aumentará a 40 GW en 40 GW adicionais fóra da UE.
Do mesmo xeito que ocorre con todas as novas tecnoloxías, o hidróxeno verde está a pasar da investigación e o desenvolvemento primarios ao desenvolvemento industrial convencional, o que resulta en custos unitarios máis baixos e unha maior eficiencia no deseño, a construción e a instalación. O LCOH do hidróxeno verde consta de tres compoñentes: o custo da célula electrolítica, o prezo da electricidade renovable e outros custos operativos. En xeral, o custo da célula electrolítica representa aproximadamente o 20 % ~ 25 % do LCOH do hidróxeno verde e a maior parte da electricidade (70 % ~ 75 %). Os custos operativos son relativamente pequenos, xeralmente inferiores ao 5 %.
A nivel internacional, o prezo da enerxía renovable (principalmente solar e eólica a escala de servizos públicos) caeu significativamente nos últimos 30 anos, e o seu custo enerxético igualizado (LCOE) é agora próximo ao da enerxía procedente de carbón (30-50 $/MWh), o que fai que as enerxías renovables sexan máis competitivas en termos de custos no futuro. Os custos das enerxías renovables seguen caendo un 10 % ao ano e, ao redor de 2030, os custos das enerxías renovables alcanzarán uns 20 $/MWh. Os custos operativos non se poden reducir significativamente, pero si se poden reducir os custos das unidades celulares e espérase unha curva de custos de aprendizaxe similar para as células á da enerxía solar ou eólica.
A enerxía solar fotovoltaica desenvolveuse na década de 1970 e o prezo dos LCoE (cousas de baixo custo) da enerxía solar fotovoltaica en 2010 era duns 500 $/MWh. O LCOE (cousas de baixo custo) da enerxía solar fotovoltaica diminuíu significativamente desde 2010 e actualmente está entre 30 $ e 50 $/MWh. Dado que a tecnoloxía de células electrolíticas é similar ao punto de referencia industrial para a produción de células solares fotovoltaicas, é probable que, de 2020 a 2030, a tecnoloxía de células electrolíticas siga unha traxectoria similar ás células solares fotovoltaicas en termos de custo unitario. Ao mesmo tempo, o LCOE da enerxía eólica diminuíu significativamente durante a última década, pero nunha cantidade menor (arredor do 50 % no mar e do 60 % en terra).
O noso país utiliza fontes de enerxía renovables (como a enerxía eólica, fotovoltaica e hidroeléctrica) para a produción de hidróxeno por auga electrolítica. Cando o prezo da electricidade se controla por debaixo de 0,25 yuans/kWh, o custo de produción de hidróxeno ten unha eficiencia económica relativa (15,3 ~ 20,9 yuans/kg). Os indicadores técnicos e económicos da produción de hidróxeno por electrólise alcalina e electrólise PEM móstranse na Táboa 1.
O método de cálculo do custo da produción de hidróxeno electrolítico móstrase nas ecuacións (1) e (2). LCOE = custo fixo/(cantidade de produción de hidróxeno x vida útil) + custo operativo (1) Custo operativo = consumo de electricidade para a produción de hidróxeno x prezo da electricidade + prezo da auga + custo de mantemento do equipo (2) Tomando como exemplo os proxectos de electrólise alcalina e electrólise PEM (1000 Nm3/h), supoñamos que o ciclo de vida completo dos proxectos é de 20 anos e a vida útil é de 9 × 104 h. O custo fixo da cela electrolítica do paquete, o dispositivo de purificación de hidróxeno, a taxa de materiais, a taxa de construción civil, a taxa de servizo de instalación e outros elementos calcúlase en 0,3 yuans/kWh para a electrólise. A comparación de custos móstrase na Táboa 2.
En comparación con outros métodos de produción de hidróxeno, se o prezo da electricidade das enerxías renovables é inferior a 0,25 yuans/kWh, o custo do hidróxeno verde pode reducirse a uns 15 yuans/kg, o que comeza a supoñer unha vantaxe de custos. No contexto da neutralidade do carbono, coa redución dos custos de xeración de enerxía renovable, o desenvolvemento a grande escala de proxectos de produción de hidróxeno, a redución do consumo de enerxía e os custos de investimento das células electrolíticas e a orientación do imposto sobre o carbono e outras políticas, o camiño da redución dos custos do hidróxeno verde irá quedando gradualmente despexado. Ao mesmo tempo, debido a que a produción de hidróxeno a partir de fontes de enerxía tradicionais mesturarase con moitas impurezas relacionadas como carbono, xofre e cloro, e ao custo da purificación e CCUS superpostas, o custo real de produción pode superar os 20 yuans/kg.
Data de publicación: 06-02-2023