Hidrogênio
Houve várias ondas de interesse pelo hidrogênio no passado. Estes foram impulsionados principalmente por choques no preço do petróleo, preocupações com o pico da demanda de petróleo ou poluição do ar e pesquisas sobre combustíveis alternativos. O hidrogênio pode contribuir para a segurança energética ao fornecer a outra transportadora de energia diferentes cadeias de suprimento, produtores e mercados; isso pode diversificar a matriz energética e melhorar a resiliência do sistema. O hidrogênio também pode reduzir a poluição do ar quando usado em células de combustível, sem outras emissões além da água. Pode promover o crescimento econômico e a criação de empregos, dado o grande investimento necessário para desenvolvê-lo como um transportador de energia a partir de uma matéria-prima industrial.
A transformação de energia requer uma grande mudança na geração de eletricidade de combustíveis fósseis para fontes renováveis como solar e eólica, maior eficiência energética e a eletrificação generalizada de usos de energia de carros para aquecimento e resfriamento em edifícios.
O hidrogênio verde fornece uma ligação entre a geração de eletricidade renovável crescente e sustentável e os setores difíceis de eletrificar. O hidrogênio em geral é um transportador de energia adequado para aplicações remotas de redes elétricas ou que requerem uma alta densidade de energia, e pode servir como matéria-prima para reações químicas para produzir uma variedade de combustíveis sintéticos e matérias-primas.
Os benefícios adicionais do hidrogênio verde incluem: o potencial para flexibilidade e armazenamento adicionais do sistema, que apóiam a implantação de energia renovável variável (VRE); contribuição para a segurança energética; redução da poluição do ar; e outros benefícios socioeconômicos, como crescimento econômico, criação de empregos e competitividade industrial.
O hidrogênio verde é um portador de energia que pode ser usado em muitas aplicações diferentes (Figura 1). No entanto, seu uso real ainda é muito limitado. A cada ano, cerca de 120 milhões de toneladas de hidrogênio são produzidas globalmente, dos quais dois terços são hidrogênio puro e um terço se mistura com outros gases. A produção de hidrogênio é usada principalmente para refino de petróleo bruto e para síntese de amônia e metanol, que juntos representam quase 75% da demanda combinada de hidrogênio puro e misto.
A produção de hidrogênio atual é baseada principalmente em gás natural e carvão, que juntos respondem por 95% da produção. A eletrólise produz cerca de 5% do hidrogênio global, como subproduto da produção de cloro.
Figura 1, produção, conversão e uso final de hidrogênio verde em todo o sistema energético
O hidrogênio pode ser produzido com múltiplos processos e fontes de energia; uma nomenclatura de código de cores está se tornando comumente usada para facilitar a discussão (Figura 2).
Figura 2 Tons selecionados de hidrogênio
O hidrogênio verde compete tanto com os combustíveis fósseis quanto com outros tons de hidrogênio. É importante, portanto, entender os fatores que determinam o custo do hidrogênio verde.
O custo de produção do hidrogênio verde depende do custo de investimento dos eletrolisadores, seu fator de capacidade, que é uma medida de quanto o eletrolisador é realmente usado, e do custo da eletricidade produzida a partir de energia renovável.
Em 2020, o custo de investimento para um eletrolisador alcalino é de cerca de US $ 750-800 por quilowatt (kW). Se o fator de capacidade da instalação de hidrogênio verde for baixo, como abaixo de 10% (menos de 876 horas de carga total por ano), esses custos de investimento são distribuídos entre poucas unidades de hidrogênio, traduzindo-se em custos de hidrogênio de US $ 5-6 / kg ou superior, mesmo quando o eletrolisador está operando com eletricidade a preço zero. Em comparação, o custo do hidrogênio cinza é de cerca de US $ 1-2 / kg de hidrogênio (considerando uma faixa de preço do gás natural em torno de US $ 1,9 - 5,5 por gigajoule [GJ]). Se os fatores de carga forem mais altos, no entanto, os custos de investimento têm uma contribuição menor para o custo do hidrogênio verde por kg. Portanto, à medida que o fator de carga da instalação aumenta, a contribuição do custo de investimento do eletrolisador para o custo final de produção de hidrogênio por kg cai e o preço da eletricidade se torna um componente de custo mais relevante.
A um determinado preço da eletricidade, o componente da eletricidade no custo final do hidrogênio depende da eficiência do processo. Por exemplo, com uma eficiência do eletrolisador de 0,65 e preço da eletricidade de US $ 20 por megawatt hora (MWh), o componente de eletricidade do custo total subiria para US $ 30 / MWh de hidrogênio, equivalente a US $ 1 / kg.
Dados os custos relativamente altos do eletrolisador de hoje, a eletricidade de baixo custo é necessária (na ordem de US $ 20 / MWh) para produzir hidrogênio verde a preços comparáveis ao hidrogênio cinza. O objetivo dos produtores de hidrogênio verde agora é reduzir esses custos, usando diferentes estratégias (IRENA, no prelo). Depois que os custos dos eletrolisadores caírem, será possível usar eletricidade renovável de custo mais alto para produzir hidrogênio verde com custo competitivo.
O transporte de hidrogênio gera custos adicionais. Os custos de transporte dependem do volume transportado, da distância e do portador de energia. Em baixos volumes, o custo de transporte de hidrogênio comprimido por 1.000 km em um caminhão é de cerca de US $ 3,5 / kg. Para grandes volumes, o transporte de amônia verde é a opção de menor custo e adiciona apenas US $ 0,15 / kg de hidrogênio (sem considerar os custos de conversão, ou seja, craqueamento). Custos baixos semelhantes podem ser alcançados usando grandes oleodutos (cerca de 2.000 toneladas por dia) em distâncias curtas. O transporte de hidrogênio por gasoduto pode ser um décimo do custo de transporte da mesma energia que a eletricidade.
O custo e o desempenho de hoje não são os mesmos para todas as tecnologias de eletrolisador (consulte a Tabela 1). Os eletrolisadores alcalinos e PEM são os mais avançados e já comerciais, enquanto cada tecnologia tem sua própria vantagem competitiva. Os eletrolisadores alcalinos têm o menor custo instalado, enquanto os eletrolisadores PEM têm uma pegada muito menor, combinada com densidade de corrente e pressão de saída mais altas. Enquanto isso, o óxido sólido tem a maior eficiência elétrica. Como a pilha de células é apenas parte da pegada da instalação do eletrolisador, uma pegada reduzida da pilha de cerca de 60% para PEM em comparação com o alcalino se traduz em uma redução de 20% -24% na pegada da instalação, com uma pegada estimada de 8 hectares (ha) -13 ha para uma instalação de 1 GW usando PEM, em comparação com 10 ha-17 ha usando alcalino. Espera-se que as lacunas de custo e desempenho diminuam com o tempo, à medida que a inovação e a implantação em massa de diferentes tecnologias de eletrólise conduzem à convergência em direção a custos semelhantes.
12/12
Tabela 1, Principais indicadores de desempenho para quatro tecnologias de eletrolisador hoje e em 2050.
O eletrolisador é composto pela chaminé (onde ocorre a divisão real da água em hidrogênio e oxigênio) e o equilíbrio da planta, que compreende o fornecimento de energia, o fornecimento de água e purificação, compressão, possivelmente eletricidade e buffers de hidrogênio e processamento de hidrogênio. Ambos os componentes são importantes para o custo, uma vez que têm participações de custo semelhantes. O maior potencial para redução de custos a curto prazo está neste equilíbrio da planta, enquanto RD&D é necessário para reduzir o custo da pilha e aumentar seu desempenho e durabilidade, já que as compensações entre eles são significativas.
A flexibilidade das pilhas alcalinas e PEM é suficiente para acompanhar as flutuações da energia eólica e solar. A flexibilidade do sistema é limitada, no entanto, pelo equilíbrio da planta (por exemplo, os compressores) em vez da pilha. Além disso, a flexibilidade nas escalas de tempo de muito curto prazo envolvidas (ou seja, sub-segundo) não é a proposta de valor chave para eletrolisadores, já que seu valor principal do sistema reside no armazenamento de energia em massa. Isso efetivamente desacopla a variabilidade de geração da estabilidade de hidrogênio e energia para a demanda X (PtX) por meio do armazenamento de hidrogênio na infraestrutura de gás (por exemplo, cavernas de sal, dutos) e armazenamento de e-combustíveis líquidos.
Não existe uma única tecnologia de eletrolisador com melhor desempenho em todas as dimensões. A combinação de tecnologia futura dependerá da inovação e da competição entre as principais tecnologias e fabricantes, levando a melhorias tecnológicas e um melhor ajuste para diferentes tecnologias e projetos de sistema em cada aplicação específica.
O uso da água e do solo não representam barreiras para a expansão. Em locais com estresse hídrico, a fonte de água para a produção de hidrogênio deve ser explicitamente considerada nas estratégias e posteriormente elaborada no planejamento do projeto. Onde houver acesso à água do mar, a dessalinização pode ser usada com impacto limitado no custo e na eficiência, potencialmente implantando instalações de dessalinização multifuncionais para fornecer benefícios locais. Uma planta de 1 GW poderia ocupar cerca de 0,17 quilômetros quadrados (km2) de terra, o que significa que 1000 GW de eletrólise ocupariam uma área equivalente a Manhattan (Nova York).
Eletrolisadores de água são dispositivos eletroquímicos usados para dividir moléculas de água em hidrogênio e oxigênio pela passagem de uma corrente elétrica. Eles podem ser fragmentados em três níveis (ver Figura 4):
A célula é o núcleo do eletrolisador e é onde ocorre o processo eletroquímico. É composto por dois eletrodos (ânodo e cátodo) imersos em um eletrólito líquido ou adjacente a uma membrana de eletrólito sólido, duas camadas de transporte porosas (que facilitam o transporte de reagentes e remoção de produtos) e as placas bipolares que fornecem suporte mecânico e distribuir o fluxo.
A pilha tem um escopo mais amplo, que inclui múltiplas células conectadas em série, espaçadores (material isolante entre dois eletrodos opostos), vedações, molduras (suporte mecânico) e placas terminais (para evitar vazamentos e coletar fluidos).
O nível do sistema (ou equilíbrio da planta) vai além da pilha para incluir equipamentos para resfriamento, processamento do hidrogênio (por exemplo, para pureza e compressão), conversão da entrada de eletricidade (por exemplo, transformador e retificador), tratamento do abastecimento de água (por exemplo, deionização) e saída de gás (por exemplo, de oxigênio).
A água purificada é alimentada no sistema por meio de bombas de circulação ou também por gravidade. A água então atinge os eletrodos fluindo através das placas bipolares e através das camadas de transporte porosas. No eletrodo, a água é dividida em oxigênio e hidrogênio, com íons (normalmente H + ou OH-) passando por um eletrólito de membrana líquido ou sólido. A membrana ou diafragma entre os dois eletrodos também é responsável por manter separados os gases produzidos (hidrogênio e oxigênio) e evitar sua mistura. Este princípio geral permaneceu o mesmo por séculos, mas a tecnologia evoluiu desde que William Nicholson e Anthony Carlisle o desenvolveram pela primeira vez em 1800.
Figura 3, componentes básicos de eletrolisadores de água em diferentes níveis
TECNOLOGIAS DE ELETROLISADOR
O princípio da eletrólise da água é simples, mas permite a construção de diversas variações tecnológicas baseadas em diversos aspectos físico-químicos e eletroquímicos. Os eletrolisadores são normalmente divididos em quatro tecnologias principais. Eles são diferenciados com base no eletrólito e na temperatura de operação, que por sua vez guiará a seleção de diferentes materiais e componentes.Os princípios de todos os tipos comercialmente disponíveis de células de eletrólise são exibidos na Figura 6. Existem muitas variações dentro de cada tecnologia, com a maioria das diferenças radicais relacionadas ao design da célula, variação dentro dos componentes e grau de maturidade da tecnologia.
Óxido sólido e membrana de troca aniônica (AEM) têm alto potencial, mas são tecnologias muito menos maduras, com apenas algumas empresas e fabricantes de equipamentos originais (OEMs) envolvidos em sua fabricação e comercialização. A maioria deles está sediada na Europa.
Existem quatro tipos de eletrolisador: membrana de eletrólito alcalina e polimérica (PEM) já são comerciais, enquanto a membrana de troca aniônica (AEM) e óxido sólido, agora em escala de laboratório, prometem um grande avanço
Figura 4, Diferentes tipos de tecnologias de eletrólise disponíveis comercialmente.
A Tabela 2 resume as condições operacionais e os componentes mais importantes para os quatro tipos de eletrolisadores. As células coloridas representam condições ou componentes com variação significativa de diferentes fabricantes ou instituições de P&D. A este respeito, também dá uma ideia das tecnologias menos maduras, o que é claro para os tipos AEM e óxidos sólidos.
Uso de água para produção de hidrogênio verde
A produção de hidrogênio verde usa água como matéria-prima e eletricidade renovável como fonte de energia para separar o hidrogênio e o oxigênio da água em um eletrolisador.Água, tão pura quanto possível, é, portanto, um insumo fundamental. Embora o nível de pureza exigido varie dependendo da tecnologia, o custo da purificação da água é marginal, começando com água do mar dessalinizada (bem abaixo de US $ 1 / metro cúbico (m3) de água). Impurezas na água, no entanto, terão um grande impacto na vida útil da pilha do eletrolisador, que por sua vez pode afetar o custo do hidrogênio, aumentando a anuidade do eletrolisador no custo do hidrogênio. Além dos custos de dessalinização, a necessidade de qualquer tratamento de água na pilha do eletrolisador requer custos adicionais (por exemplo, desionizador). Estes podem se tornar potencialmente significativos, dependendo do nível de pureza necessário, mas ainda são de baixo impacto no custo geral do hidrogênio, pois em geral permanecem em torno de US $ 1 / m3, ou menos do que US $ 0,01 / kg H2.
O uso de água não é uma barreira para o aumento da eletrólise. Mesmo em locais com estresse hídrico, a dessalinização da água do mar pode ser usada com penalidades limitadas no custo ou eficiência
De uma perspectiva estequiométrica pura, 1 kg de hidrogênio requer 9 kg de água como entrada. Devido a algumas ineficiências no processo, porém, levando em consideração o processo de desmineralização da água, com consumo típico de água, a relação pode variar entre 18 kg e 24 kg de água por quilo de hidrogênio. O maior consumo de água está na verdade a montante e é mais alto quando o eletrolisador está acoplado ao PV. O consumo de água para hidrogênio verde de PV pode variar entre 22 e 126 kg de água por kg de hidrogênio, dependendo da radiação solar, vida útil e conteúdo de silício. A escassez de água é altamente específica para uma região, uma vez que compara o uso da água para a reposição de água na área, portanto, avaliações de impacto local são necessárias quando há produção de hidrogênio em regiões com escassez de água. Um dos métodos para avaliar o impacto do uso da água no nível do ponto médio é o método WAter Remaining (AWARE), desenvolvido por um grupo de trabalho da UNEP-SETAC Life Cycle Initiative.
Em termos do impacto da produção de hidrogênio na disponibilidade de água, isso claramente não é um problema, desde que se presuma que seja usada água do mar dessalinizada. Se a água doce for a fonte de água preferida, uma comparação pode ser feita com o consumo atual de água doce para usinas termelétricas. Considerando um eletrolisador de 1 GW muito grande, operando com uma eficiência de 75% por 8.000 horas por ano, a produção anual de hidrogênio seria de 0,15 milhões de toneladas de hidrogênio e 3 milhões de toneladas de água (assumindo 20 kg de uso de água por quilo de hidrogênio) . Isso corresponde ao consumo de água de uma pequena cidade (cerca de 70 mil habitantes) com um consumo de 45 m³ por habitante. A aceitabilidade disso dependerá da disponibilidade de água no local da planta, com a dessalinização permanecendo uma opção chave para fazer parte do projeto da planta, especialmente em regiões com escassez de água. A fonte de água para a produção de hidrogênio em grande escala deve ser explicitamente considerada nas estratégias de hidrogênio, uma vez que os volumes podem ser significativos para regiões com escassez de água. A dessalinização pode, no entanto, ser implantada em conjunto para a produção de hidrogênio, bem como outros usos (por exemplo, consumo humano e agricultura), com a produção de hidrogênio ajudando a aumentar o abastecimento de água, conduzindo a implantação de instalações de dessalinização multiuso em regiões com escassez de água.
Para os esperados 19 exajoules (EJ) de hidrogênio verde (aproximadamente 160 megatoneladas [Mt]) no Cenário de Energia em Transformação do IRENA Global Renewables Outlook, precisaríamos de cerca de 3 bilhões de m3 de água por ano em 2050. Isso é 0,08% de o atual consumo global de água doce. Como a água doce é utilizada para uma multiplicidade de usos não energéticos (por exemplo, agricultura), uma melhor comparação é o consumo atual das usinas termelétricas, que é significativamente maior: por exemplo, o consumo estimado de água por usinas termelétricas nos Estados Unidos em o caso de referência de 2030 foi de 5,8 bilhões de m3. Mesmo para cenários mais ambiciosos, onde a descarbonização é mais rápida e o hidrogênio desempenha um papel maior, a demanda geral de água seria relativamente pequena em comparação com o consumo global de água. Além disso, qualquer hidrogênio verde produzido que seja usado em células de combustível para fins de transporte, ou eventualmente reeletrificação, produzirá água ultra pura que poderá ser recuperada onde for economicamente viável, em particular em aplicações estacionárias.
Produção de água ultrapura para água de alimentação de eletrolisador para hidrogénio verde