Economische analyse van groene waterstofproductie door elektrolyse uit hernieuwbare energiebronnen

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, op zoek naar first-mover-voordelen op het gebied van technologie en infrastructuur. Ondertussen hebben Japan, Zuid-Korea, Frankrijk, Duitsland, Nederland, Nieuw-Zeeland en Australië sinds 2017 allemaal waterstofenergiestrategieën uitgebracht en proefplannen ontwikkeld. In 2021 heeft de EU een strategische eis voor waterstofenergie uitgevaardigd, met het voorstel om de operationele capaciteit te vergroten van waterstofproductie in elektrolytische cellen tot 6 GW in 2024 door gebruik te maken van wind- en zonne-energie, en tot 40 GW in 2030, zal de capaciteit van de waterstofproductie in de EU worden verhoogd tot 40 GW met nog eens 40 GW buiten de EU.

Zoals met alle nieuwe technologieën, beweegt groene waterstof zich van primair onderzoek en ontwikkeling naar mainstream industriële ontwikkeling, wat resulteert in lagere eenheidskosten en verhoogde efficiëntie in ontwerp, constructie en installatie. Groene waterstof LCOH bestaat uit drie componenten: elektrolytische celkosten, hernieuwbare elektriciteitsprijs en andere bedrijfskosten. Over het algemeen zijn de kosten van elektrolytische cellen goed voor ongeveer 20% ~ 25% van groene waterstof LCOH en het grootste aandeel van elektriciteit (70% ~ 75%). De bedrijfskosten zijn relatief laag, over het algemeen minder dan 5%.

Internationaal is de prijs van hernieuwbare energie (voornamelijk zonne- en windenergie op nutsschaal) de afgelopen 30 jaar aanzienlijk gedaald, en de vereffende energiekosten (LCOE) liggen nu dicht bij die van kolengestookte energie ($30-50/MWh) , waardoor hernieuwbare energiebronnen in de toekomst kostenconcurrerender worden. De kosten van hernieuwbare energie blijven dalen met 10% per jaar, en rond 2030 zullen de kosten van hernieuwbare energie ongeveer $20/MWh bedragen. De bedrijfskosten kunnen niet significant worden verlaagd, maar de kosten van de celeenheid kunnen worden verlaagd en er wordt een vergelijkbare leerkostencurve verwacht voor cellen als voor zonne- of windenergie.

Zonne-PV is ontwikkeld in de jaren 1970 en de prijs van zonne-PV LCoE's in 2010 was 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 zonnecellen, zal de elektrolytische celtechnologie van 2020-2030 waarschijnlijk een vergelijkbaar traject volgen als fotovoltaïsche zonnecellen in termen van eenheidskosten. Tegelijkertijd is de LCOE voor wind de afgelopen tien jaar aanzienlijk gedaald, maar in mindere mate (ongeveer 50 procent offshore en 60 procent onshore).

Ons land gebruikt hernieuwbare energiebronnen (zoals windenergie, fotovoltaïsche energie, waterkracht) voor de productie van elektrolytisch water, waterstof, wanneer de elektriciteitsprijs wordt gecontroleerd in 0,25 yuan / kWh hieronder, hebben de productiekosten van waterstof een relatieve economische efficiëntie (15,3 ~ 20,9 yuan / kg) . Technische en economische indicatoren van de waterstofproductie van alkalische elektrolyse en PEM-elektrolyse worden weergegeven in tabel 1.

De kostenberekeningsmethode van elektrolytische waterstofproductie wordt getoond in vergelijkingen (1) en (2). LCOE= vaste kosten/(hoeveelheid waterstofproductie x levensduur) + bedrijfskosten (1) Bedrijfskosten = elektriciteitsverbruik waterstofproductie x elektriciteitsprijs + waterprijs + onderhoudskosten apparatuur (2) Projecten alkalische elektrolyse en PEM-elektrolyse nemen (1000 Nm3/h ) neem als voorbeeld aan dat de hele levenscyclus van de projecten 20 jaar is en de levensduur 9 × 104 uur. De vaste kosten van de elektrolytische cel van het pakket, het waterstofzuiveringsapparaat, de materiaalkosten, de civiele bouwkosten, de installatieservicekosten en andere items worden berekend op 0,3 yuan / kWh voor elektrolyse. De kostenvergelijking is weergegeven in tabel 2.

Als de elektriciteitsprijs van hernieuwbare energie lager is dan 0,25 yuan/kWh, kunnen de kosten van groene waterstof in vergelijking met andere waterstofproductiemethoden worden verlaagd tot ongeveer 15 yuan/kg, wat een kostenvoordeel begint te opleveren. In de context van koolstofneutraliteit, met de verlaging van de kosten voor de opwekking van hernieuwbare energie, de grootschalige ontwikkeling van waterstofproductieprojecten, de verlaging van het energieverbruik van elektrolytische cellen en investeringskosten, en de begeleiding van koolstofbelasting en ander beleid, de weg kostenreductie groene waterstof zal stilaan duidelijk worden. Tegelijkertijd, omdat de waterstofproductie uit traditionele energiebronnen zal worden gemengd met veel gerelateerde onzuiverheden zoals koolstof, zwavel en chloor, en de kosten van gesuperponeerde zuivering en CCUS, kunnen de werkelijke productiekosten hoger zijn dan 20 yuan / kg.