Steeds meer landen stellen strategische doelen voor waterstofenergie en een deel van de investeringen richt zich op de ontwikkeling van groene waterstoftechnologie. De EU en China lopen voorop in deze ontwikkeling en streven naar een voorsprong op het gebied van technologie en infrastructuur. Ondertussen hebben Japan, Zuid-Korea, Frankrijk, Duitsland, Nederland, Nieuw-Zeeland en Australië sinds 2017 allemaal strategieën voor waterstofenergie gepubliceerd en pilotplannen ontwikkeld. In 2021 publiceerde de EU een strategische eis voor waterstofenergie, waarin werd voorgesteld de operationele capaciteit van waterstofproductie in elektrolytische cellen te verhogen tot 6 GW in 2024 door gebruik te maken van wind- en zonne-energie, en tot 40 GW in 2030. De capaciteit van waterstofproductie in de EU zal met nog eens 40 GW buiten de EU worden verhoogd.
Zoals met alle nieuwe technologieën, verschuift groene waterstof van primair onderzoek en ontwikkeling naar grootschalige industriële ontwikkeling, wat resulteert in lagere eenheidskosten en een hogere efficiëntie in ontwerp, constructie en installatie. De LCOH (Levelized Cost of Hydrogen) van groene waterstof bestaat uit drie componenten: de kosten van de elektrolytische cel, de prijs van hernieuwbare elektriciteit en andere operationele kosten. Over het algemeen vertegenwoordigen de kosten van de elektrolytische cel ongeveer 20% tot 25% van de LCOH van groene waterstof, en de elektriciteitskosten het grootste aandeel (70% tot 75%). De operationele kosten zijn relatief laag, doorgaans minder dan 5%.
Internationaal gezien is de prijs van hernieuwbare energie (voornamelijk grootschalige zonne- en windenergie) de afgelopen 30 jaar aanzienlijk gedaald. De geëgaliseerde energiekosten (LCOE) liggen nu dicht bij die van kolencentrales ($30-50/MWh), waardoor hernieuwbare energie in de toekomst kosteneffectiever zal zijn. De kosten van hernieuwbare energie blijven met 10% per jaar dalen en zullen rond 2030 ongeveer $20/MWh bedragen. De operationele kosten kunnen niet significant worden verlaagd, maar de kosten per cel kunnen wel worden teruggebracht. Er wordt een vergelijkbare leercurve verwacht voor zonnecellen als voor zonne- of windenergie.
Zonne-energie (PV) werd ontwikkeld in de jaren 70 en de LCoE (Levelized Cost of Energy) van zonne-PV bedroeg in 2010 ongeveer $500/MWh. De LCoE is sindsdien aanzienlijk gedaald en ligt momenteel tussen de $30 en $50/MWh. Aangezien de elektrolytische celtechnologie vergelijkbaar is met de industriële standaard voor de productie van zonnecellen, zal de elektrolytische celtechnologie naar verwachting tussen 2020 en 2030 een vergelijkbaar traject volgen als zonnecellen wat betreft de kostprijs per eenheid. Tegelijkertijd is de LCoE voor windenergie de afgelopen tien jaar aanzienlijk gedaald, maar met een kleiner percentage (ongeveer 50 procent offshore en 60 procent onshore).
Ons land gebruikt hernieuwbare energiebronnen (zoals windenergie, zonne-energie en waterkracht) voor de elektrolytische productie van waterstof. Wanneer de elektriciteitsprijs onder de 0,25 yuan/kWh blijft, is de productie van waterstof relatief economisch rendabel (15,3 tot 20,9 yuan/kg). De technische en economische indicatoren voor de productie van waterstof via alkalische elektrolyse en PEM-elektrolyse worden weergegeven in tabel 1.
De kostenberekeningsmethode voor elektrolytische waterstofproductie wordt weergegeven in vergelijkingen (1) en (2). LCOE = vaste kosten / (hoeveelheid waterstofproductie x levensduur) + operationele kosten (1) Operationele kosten = elektriciteitsverbruik waterstofproductie x elektriciteitsprijs + waterprijs + onderhoudskosten apparatuur (2) Aan de hand van alkalische elektrolyse- en PEM-elektrolyseprojecten (1000 Nm³/h) nemen we als voorbeeld een totale levenscyclus van 20 jaar en een operationele levensduur van 9 × 10⁴ uur. De vaste kosten voor de elektrolytische cel, de waterstofzuiveringsinstallatie, materiaalkosten, bouwkosten, installatiekosten en andere kosten worden berekend op 0,3 yuan/kWh voor elektrolyse. De kostenvergelijking is weergegeven in tabel 2.
Vergeleken met andere waterstofproductiemethoden kan de kostprijs van groene waterstof dalen tot ongeveer 15 yuan/kg als de elektriciteitsprijs van hernieuwbare energie lager is dan 0,25 yuan/kWh. Dit levert al een kostenvoordeel op. In het kader van koolstofneutraliteit, met de verlaging van de kosten voor de opwekking van hernieuwbare energie, de grootschalige ontwikkeling van waterstofproductieprojecten, de vermindering van het energieverbruik en de investeringskosten van elektrolytische cellen, en de sturing door middel van koolstofbelasting en andere beleidsmaatregelen, zal de weg naar een geleidelijke kostenverlaging van groene waterstof steeds duidelijker worden. Tegelijkertijd, omdat waterstofproductie uit traditionele energiebronnen gepaard gaat met de toevoeging van veel onzuiverheden zoals koolstof, zwavel en chloor, en de kosten van aanvullende zuivering en CCUS (koolstofafvang, -opslag en -opslag), kunnen de werkelijke productiekosten oplopen tot meer dan 20 yuan/kg.
Geplaatst op: 06-02-2023