Sempre più paesi stanno iniziando a definire obiettivi strategici per l'energia a idrogeno e alcuni investimenti sono orientati allo sviluppo di tecnologie per l'idrogeno verde. L'UE e la Cina stanno guidando questo sviluppo, cercando di ottenere vantaggi pioneristici in termini di tecnologia e infrastrutture. Nel frattempo, Giappone, Corea del Sud, Francia, Germania, Paesi Bassi, Nuova Zelanda e Australia hanno tutti pubblicato strategie per l'energia a idrogeno e sviluppato piani pilota dal 2017. Nel 2021, l'UE ha emesso un requisito strategico per l'energia a idrogeno, proponendo di aumentare la capacità operativa di produzione di idrogeno nelle celle elettrolitiche a 6 GW entro il 2024, sfruttando l'energia eolica e solare, e a 40 GW entro il 2030. La capacità di produzione di idrogeno nell'UE aumenterà a 40 GW con ulteriori 40 GW al di fuori dell'UE.
Come tutte le nuove tecnologie, l'idrogeno verde sta passando dalla ricerca e sviluppo primaria allo sviluppo industriale tradizionale, con conseguente riduzione dei costi unitari e maggiore efficienza in progettazione, costruzione e installazione. L'LCOH dell'idrogeno verde è costituito da tre componenti: costo della cella elettrolitica, prezzo dell'elettricità rinnovabile e altri costi operativi. In generale, il costo della cella elettrolitica rappresenta circa il 20% ~ 25% dell'LCOH dell'idrogeno verde e la quota maggiore dell'elettricità (70% ~ 75%). I costi operativi sono relativamente bassi, generalmente inferiori al 5%.
A livello internazionale, il prezzo delle energie rinnovabili (principalmente solare ed eolico su scala industriale) è diminuito significativamente negli ultimi 30 anni e il suo costo energetico equalizzato (LCOE) è ora prossimo a quello dell'energia a carbone (30-50 dollari/MWh), rendendo le energie rinnovabili più competitive in futuro. I costi delle energie rinnovabili continuano a diminuire del 10% all'anno e, entro il 2030 circa, raggiungeranno circa 20 dollari/MWh. I costi operativi non possono essere ridotti in modo significativo, ma i costi unitari delle celle possono essere ridotti e si prevede una curva di apprendimento dei costi simile a quella delle celle solari o eoliche.
Il fotovoltaico è stato sviluppato negli anni '70 e il prezzo dei LCoE (Low-Coe) del fotovoltaico nel 2010 era di circa 500 dollari/MWh. Il LCOE del fotovoltaico è diminuito significativamente dal 2010 e attualmente si attesta tra i 30 e i 50 dollari/MWh. Dato che la tecnologia delle celle elettrolitiche è simile al benchmark industriale per la produzione di celle fotovoltaiche solari, è probabile che, tra il 2020 e il 2030, la tecnologia delle celle elettrolitiche seguirà una traiettoria simile a quella delle celle fotovoltaiche solari in termini di costo unitario. Allo stesso tempo, il LCOE per l'eolico è diminuito significativamente nell'ultimo decennio, seppur in misura minore (circa il 50% per l'eolico offshore e il 60% per quello terrestre).
Il nostro Paese utilizza fonti energetiche rinnovabili (come l'energia eolica, fotovoltaica e idroelettrica) per la produzione di idrogeno elettrolitico. Quando il prezzo dell'elettricità è inferiore a 0,25 yuan/kWh, il costo di produzione dell'idrogeno presenta un'efficienza economica relativa (15,3 ~ 20,9 yuan/kg). Gli indicatori tecnici ed economici della produzione di idrogeno mediante elettrolisi alcalina e PEM sono riportati nella Tabella 1.
Il metodo di calcolo dei costi per la produzione elettrolitica di idrogeno è illustrato nelle equazioni (1) e (2). LCOE = costo fisso/(quantità di idrogeno prodotta x durata) + costo operativo (1). Costo operativo = consumo di elettricità per la produzione di idrogeno x prezzo dell'elettricità + prezzo dell'acqua + costo di manutenzione delle apparecchiature. (2). Prendendo come esempio i progetti di elettrolisi alcalina e di elettrolisi PEM (1000 Nm3/h), si supponga che l'intero ciclo di vita dei progetti sia di 20 anni e che la vita operativa sia di 9×104 h. Il costo fisso della cella elettrolitica a pacchetto, del dispositivo di purificazione dell'idrogeno, del costo dei materiali, del costo delle opere civili, del costo del servizio di installazione e di altre voci è calcolato a 0,3 yuan/kWh per l'elettrolisi. Il confronto dei costi è illustrato nella Tabella 2.
Rispetto ad altri metodi di produzione dell'idrogeno, se il prezzo dell'elettricità da fonti rinnovabili è inferiore a 0,25 yuan/kWh, il costo dell'idrogeno verde può essere ridotto a circa 15 yuan/kg, il che inizia ad avere un vantaggio in termini di costi. Nel contesto della neutralità carbonica, con la riduzione dei costi di produzione di energia da fonti rinnovabili, lo sviluppo su larga scala di progetti di produzione di idrogeno, la riduzione del consumo energetico e dei costi di investimento delle celle elettrolitiche e l'introduzione della carbon tax e di altre politiche, la strada per la riduzione dei costi dell'idrogeno verde sarà gradualmente spianata. Allo stesso tempo, poiché la produzione di idrogeno da fonti energetiche tradizionali sarà intrisa di numerose impurità correlate come carbonio, zolfo e cloro, e a causa dei costi di purificazione e CCUS, il costo di produzione effettivo potrebbe superare i 20 yuan/kg.
Data di pubblicazione: 06-02-2023