Steeds meer landen beginnen strategische doelen te stellen voor waterstofenergie, en sommige investeringen neigen naar de ontwikkeling van groene waterstoftechnologie. De EU en China lopen voorop in deze ontwikkeling en zoeken naar pioniersvoordelen 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 stelde de EU een strategische eis voor waterstofenergie voor, met het voorstel om 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 waterstofproductiecapaciteit in de EU zal met nog eens 40 GW buiten de EU worden verhoogd tot 40 GW.
Zoals met alle nieuwe technologieën verschuift groene waterstof van primair onderzoek en ontwikkeling naar mainstream industriële ontwikkeling, wat resulteert in lagere kosten per eenheid en een hogere efficiëntie in ontwerp, constructie en installatie. De LCOH van groene waterstof bestaat uit drie componenten: de kosten van een elektrolytische cel, de prijs van hernieuwbare elektriciteit en andere operationele kosten. Over het algemeen vertegenwoordigen de kosten van een elektrolytische cel ongeveer 20% tot 25% van de LCOH van groene waterstof, en het grootste deel van de elektriciteitskosten (70% tot 75%). De operationele kosten zijn relatief laag, doorgaans minder dan 5%.
Internationaal is de prijs van hernieuwbare energie (voornamelijk grootschalige zonne- en windenergie) de afgelopen 30 jaar aanzienlijk gedaald en de gelijkgestelde energiekosten (LCOE) liggen nu dicht bij die van kolencentrales ($ 30-50/MWh), waardoor hernieuwbare energiebronnen in de toekomst kostenefficiënter worden. De kosten van hernieuwbare energie blijven met 10% per jaar dalen en rond 2030 zullen de kosten voor hernieuwbare energie ongeveer $ 20/MWh bedragen. De operationele kosten kunnen niet significant worden verlaagd, maar de kosten per celeenheid kunnen wel worden verlaagd en er wordt een vergelijkbare leercurve voor cellen verwacht als voor zonne- of windenergie.
Zonne-energie werd ontwikkeld in de jaren 70 en de prijs van LCoE's voor zonne-energie bedroeg in 2010 ongeveer $ 500/MWh. De LCOE van zonne-energie is sinds 2010 aanzienlijk gedaald en bedraagt momenteel $ 30 tot $ 50/MWh. Aangezien elektrolytische celtechnologie vergelijkbaar is met de industriële benchmark voor de productie van fotovoltaïsche cellen, zal de elektrolytische celtechnologie tussen 2020 en 2030 waarschijnlijk een vergelijkbaar traject volgen als fotovoltaïsche cellen wat betreft de kosten per eenheid. Tegelijkertijd is de LCOE voor windenergie de afgelopen tien jaar aanzienlijk gedaald, maar in mindere mate (ongeveer 50 procent op zee en 60 procent op land).
Ons land maakt gebruik van hernieuwbare energiebronnen (zoals windenergie, zonne-energie en waterkracht) voor de productie van waterstof door middel van elektrolytische waterzuivering. Wanneer de elektriciteitsprijs onder de 0,25 yuan/kWh blijft, zijn de kosten voor waterstofproductie relatief economisch efficiënt (15,3 tot 20,9 yuan/kg). Technische en economische indicatoren voor de productie van waterstof door middel van 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 / (waterstofproductiehoeveelheid x levensduur) + operationele kosten (1) Operationele kosten = elektriciteitsverbruik voor waterstofproductie x elektriciteitsprijs + waterprijs + onderhoudskosten voor apparatuur (2) Neem alkalische elektrolyse en PEM-elektrolyseprojecten (1000 Nm³/u) als voorbeeld, en ga ervan uit dat de totale levenscyclus van de projecten 20 jaar is en de operationele levensduur 9 × 104 uur bedraagt. De vaste kosten van de elektrolytische pakketcel, waterstofzuiveringsinstallatie, materiaalkosten, kosten voor civiele bouw, installatiekosten en andere items worden berekend op 0,3 yuan / kWh voor elektrolyse. De kostenvergelijking is weergegeven in tabel 2.
Vergeleken met andere methoden voor waterstofproductie kunnen de kosten van groene waterstof, als de elektriciteitsprijs van hernieuwbare energie lager is dan 0,25 yuan/kWh, worden verlaagd tot ongeveer 15 yuan/kg, wat een kostenvoordeel oplevert. In het kader van koolstofneutraliteit zal de weg naar kostenverlaging voor groene waterstof geleidelijk worden vrijgemaakt door de verlaging van de kosten voor elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen, de grootschalige ontwikkeling van waterstofproductieprojecten, de verlaging van het energieverbruik en de investeringskosten van elektrolytische cellen, en de sturing van koolstofbelasting en ander beleid. Tegelijkertijd zullen de werkelijke productiekosten, omdat waterstofproductie uit traditionele energiebronnen wordt gemengd met veel gerelateerde onzuiverheden zoals koolstof, zwavel en chloor, en de kosten van superimpulszuivering en CCUS, hoger liggen dan 20 yuan/kg.
Plaatsingstijd: 06-02-2023