Naast de kosten van elektriciteit hangt de prijs van waterstof grotendeels af van de initiële investeringskosten van de elektrolyzer. Hoe lager het aantal vollasturen, hoe groter de impact. Analist BloombergNEF (BNEF) ziet een aantal verschillende mogelijke paden voor de markt om zich te ontwikkelen.
Alle elektrolyzers hebben een technologiespecifieke stapel in hun midden, waarin water wordt gesplitst in waterstof en zuurstof. Deze bestaat uit zorgvuldig gelaagde, gasdichte, gelaste bipolaire platen en plastic membranen - een van de belangrijkste kostenfactoren in elke elektrolysefabriek. Xiaoting Wang, een analist bij BloombergNEF, sprak met 20 bedrijven wereldwijd als onderdeel van de studie "Electrolysis System Capex [kapitaaluitgaven] kunnen tegen 30 met 2025% dalen" van het bedrijf. Dit gaf haar inzicht in de kostenstructuur voor 30 projecten en maakte het mogelijk om de prijscomponenten te bepalen voor een 10 MW alkalische elektrolysefabriek in China in 2021, als voorbeeld.
De stack was goed voor ongeveer 33% van de totale kosten, zei Wang, met 40% van de kosten afkomstig van de andere technische apparatuur, waaronder vermogenselektronica, gas- en vloeistofscheiding en gaszuivering (zie onderstaande grafiek). Nog eens 27% van de kosten was toe te schrijven aan andere projectkosten, zoals civiele techniek, installatie van apparatuur en huisvesting.
Chinees alkalisch
Het BNEF-rapport stelde dat een alkalisch systeem van 10 MW vaak bestaat uit twee stapels van 5 MW die waterstof leveren bij 16 bar. De fabrikant biedt doorgaans een complete oplossing met alle accessoires en installatie. Chinese ontwikkelaars ontvingen in 2021 zo'n aanbod voor slechts $ 303/kW - dat is een totaalbedrag van ongeveer € 3 miljoen ($ 3.2 miljoen). Dit omvatte niet de vergoeding voor netaansluiting, hoogspanningstransformatoren of andere "zachte" kosten zoals uitgaven voor ontwikkeling, goedkeuringen en financieringsafspraken.
Wang zei dat de projectkosten in westerse markten met binnenlands geproduceerde elektrolyzers ongeveer vier keer zo hoog zijn. Investeringskosten bedroegen gemiddeld € 1,200/kW voor alkalische elektrolyzers en € 1,400/kW voor protonenuitwisselingsmembraan (PEM) elektrolyzers.
Goedkopere aanbiedingen, zoals € 180/kW van Peric voor een 80 MW-centrale in China; of € 521/kW van Thyssenkrupp voor een 2 GW-centrale in Saoedi-Arabië, omvatten niet alle projectkosten en zijn daarom niet vergelijkbaar. Ze omvatten wel elektrolysestapels, gasvloeistofscheiding en -zuivering en de watervoorziening. Vermogenselektronica en schakelkasten zijn echter uitgesloten.
Wang schreef dit grote prijsverschil toe aan de lage arbeidskosten en de gevestigde toeleveringsketens in China, waar fabrikanten van elektrolyzers materialen en componenten kunnen inkopen tegen veel lagere prijzen dan in het Westen. Tot nu toe is de productie van de meeste elektrolyzers niet geautomatiseerd. Chinese fabrikanten produceerden elektrolyzers op megawattschaal voor andere industrieën voordat er vraag was van groene waterstofproducenten, wat betekent dat ze profiteerden van grootschalige productie. Bestaande klanten waren fabrikanten van polysilicium voor fotovoltaïsche cellen.
De Bloomberg-analyse van september 2022 beweerde dat westerse fabrikanten vergelijkbare lage kosten zouden kunnen bereiken. Om dat te doen, zouden ze sterk geautomatiseerde productie moeten gebruiken. Wang zei dat ze al in 2025 aanzienlijke prijsverlagingen verwacht (zie hoofdgrafiek hierboven). Prijzen voor 2021 omvatten ook nog steeds voldoende marges voor engineering-, procurement- en constructiebedrijven (EPC). De ontwikkeling op de lange termijn laat zien dat de prijzen voor elektrolyseprojecten vanaf 2035 wereldwijd zullen convergeren.
Westerse investeerders vertrouwen een EPC-bedrijf vaak toe met de afhandeling van een heel project voor een vast bedrag en vertrouwen op grote, bekende bedrijven. Zulke bedrijven hebben echter doorgaans weinig ervaring met de bouw van elektrolyse-installaties, waardoor de veiligheidspremies in de prijs van het totale aanbod hoog zijn. Met toenemende ervaring en de intrede van gespecialiseerde projectplanners, wat leidt tot meer concurrentie, zouden deze toeslagen moeten dalen.
Geprefabriceerde containers
Leveranciers van apparatuur streven er ook naar om producten aan te bieden die de werklast op de bouwplaats verminderen en zo kosten besparen. Een trend die dit ondersteunt, is de ontwikkeling van containersystemen. Dit betekent dat de verschillende systeemcomponenten niet ter plekke hoeven te worden geassembleerd, maar in plaats daarvan in een fabriek worden geprefabriceerd, getest en op de beoogde locatie worden afgeleverd. Dit minimaliseert bronnen van fouten en verkort de inzettijd van gespecialiseerd personeel ter plekke.
In een update van zijn marktanalyse meldde Bloomberg aanbiedingen voor dergelijke containeroplossingen voor $ 1,000/kW. Insiders uit de sector hebben zelfs aanbiedingen gemeld van slechts $ 700/kW, zei Wang. Een dergelijke containeroplossing werd gepresenteerd in een pv tijdschrift Webinar Duitsland in februari 2023. De PEM-elektrolyser van de Duitse leverancier H-Tec heeft een vermogen van 1 MW en produceert 450 kg waterstof per dag. Opnames van pv tijdschrift Webinars zijn beschikbaar op pv-magazine.com/webinars.
Degenen die kosten willen besparen door een elektrolyzer uit China te kopen, moeten er rekening mee houden dat geëxporteerde producten doorgaans worden verkocht tegen een premie van ongeveer 20% tot 30%, vergeleken met de prijzen op de binnenlandse markt, aldus BloombergNEF, wat betekent dat de kosten voor ontwikkeling en projectplanning nog steeds hoger zouden zijn. Het is belangrijk om te bedenken dat het kiezen van een Chinees merk om de kernapparatuur te leveren de kans van een project op lokale subsidies kan verkleinen en de financiering kan beïnvloeden.
De eerste groene waterstofprojecten waren, en zijn nog steeds, voornamelijk ontworpen om elektriciteit uit het net te halen, waarbij het elektriciteitsverbruik van de elektrolyzers maandelijks of jaarlijks wordt gecompenseerd door de hernieuwbare elektriciteitsproductie van de leveranciers. In dit geval zou het technische nadeel van alkalische elektrolyse in termen van flexibiliteit de exploitanten niet hinderen.
Na 2030 zullen de meeste nieuwe groene waterstofprojecten echter een uurlijkse match moeten garanderen tussen stroomopwekking en stroomverbruik voor op het net aangesloten elektrolysesystemen, wat zal leiden tot meer off-grid projecten die worden ontwikkeld, aldus Wang. Deze trend is niet alleen te danken aan de behoefte aan een duidelijkere definitie van groene waterstof. Een directe verbinding met hernieuwbare energiecentrales zou ook de economische haalbaarheid in de toekomst moeten verbeteren. Het gebruik van het net om enorme hoeveelheden elektriciteit te verplaatsen, zal in de toekomst immers meer kosten. Elektrolyse met stabiele netstroom zal daarom in de toekomst niet in staat zijn om goedkopere waterstof te produceren dan met zonne- en windenergie, met hun lage kosten voor elektriciteitsopwekking.
Kostenreductie
Hier komen PEM-elektrolyzers in beeld. Deze kunnen de fluctuerende elektriciteitsvoorziening beter volgen en werken ook efficiënt bij gedeeltelijke belasting of off-grid. Deze technologie moet echter nog steeds aanzienlijk minder afhankelijk worden van dure platinagroepmetalen, met name iridium, om een dominant marktaandeel te verwerven, aldus Wang. Plug Power uit de Verenigde Staten en ITM Power uit het Verenigd Koninkrijk gebruiken 200 gram tot 300 gram iridium per megawatt aan capaciteit.
De huidige wereldwijde productie van iridium bedraagt ongeveer zeven metrische ton per jaar. Zelfs als het hele volume zou worden gebruikt om katalysatoren voor PEM-elektrolyse te produceren, zou deze toeleveringsketen maximaal 35 GW per jaar kunnen ondersteunen. PEM kan de markt voor groene waterstof alleen domineren als fabrikanten erin slagen om het verbruik van iridium per eenheid dit decennium aanzienlijk te verminderen of een gelijkwaardig effect te bereiken parallel aan verbeterde metaalrecycling. Wang zei dat Electric Hydrogen, een nieuwe Amerikaanse fabrikant van PEM-elektrolyzers, al heeft gemeld dat het aanzienlijk minder iridium gebruikt dan concurrenten.
Er is ook een kans dat anion exchange membrane (AEM) elektrolyse PEM na 2030 kan vervangen, omdat het geen dure metalen gebruikt. Dit betekent dat fabrikanten erin moeten slagen om stacks te ontwikkelen die geschikt zijn voor grootschalige projecten. Enapter is een AEM-pionier, die kleine stacks bouwt en deze samenvoegt tot grotere 1 MW-eenheden die nog steeds klein zijn in vergelijking met andere elektrolyzers. Het in Californië gevestigde bedrijf Verdagy begint net met de verkoop van 20 MW-modules, elk bestaande uit twee 10 MW-stacks.
Grotere stapels
Meer waterstof produceren uit een enkele stack is een andere route naar kostenreductie. Een manier om dit te bereiken is door de stack zelf groter te maken. De grootste commerciële stack, met 15 MW, die in september 2023 op de markt kwam, komt van Longi, aldus Wang. Hoewel het vergroten van de stack eenvoudig klinkt, heeft het verschillende nadelen. Ten eerste wordt het moeilijker om grote units te verplaatsen, vooral voor internationale verkoop. Ten tweede worden mechanische krachten en spanningen bij grotere units ongelijkmatiger, wat de veiligheid beïnvloedt en gepaard gaat met een lagere efficiëntie.
Meer opbrengst kan worden bereikt door de stroomdichtheid te verhogen. Simpel gezegd, hoe meer elektronen er door de stapel gaan, hoe meer waterstof er kan worden geproduceerd. Het simpelweg toepassen van een hogere spanning kan de stroomdichtheid verhogen, maar heeft een nadelig effect op de efficiëntie. De strategie om de efficiëntie te behouden of zelfs te verhogen, is om de interne structuren te herzien en geavanceerde katalysatoren en membranen te introduceren.
Op de lange termijn is het beter om de stroomdichtheid te verhogen, aldus Wang. Plug Power en ITM Power lopen hierin voorop met een stroomdichtheid van meer dan 3A/cm2 (ampère per cm2) gevolgd door AEM-fabrikant Verdagy, met 2A/cm2De meeste Chinese alkalische elektrolyzers hebben slechts 0.3 A/cm2. Wang heeft op zijn beurt van Electric Hydrogen vernomen dat hun product een nog hogere stroomdichtheid zou hebben dan Plug Power en ITM Power. Ze schatte dat tegen 2030 stroomdichtheden dicht bij 10A/cm2 zal typerend zijn voor de overige fabrikanten van PEM-elektrolysers.
Meer concurrentie
De kosten van westerse producten zouden in eerste instantie met ongeveer 30% kunnen dalen tegen 2025. Naast de technologische vooruitgang zal de concurrentie waarschijnlijk ook toenemen. Fabrikanten wereldwijd hebben een productiecapaciteit van 52.6 GW aangekondigd voor dit jaar, terwijl de leveringen optimistisch slechts 5 GW bedragen, volgens de prognose van BloombergNEF. In China, waar al hevige concurrentie is voor orders van projectontwikkelaars, zijn de marges van fabrikanten klein. Bovendien dekken ontwikkelaars hun risico af tegen de fabrikant door slechts tot 85% van de overeengekomen prijs te betalen bij levering en de rest nadat de ingebruikname is voltooid en de prestaties na 18 maanden nog steeds goed zijn.
De druk is nog niet zo hoog op de westerse markten, aangezien investeerders en projectontwikkelaars in Europa en de Verenigde Staten rekening moeten houden met relatief hoge subsidies. De productiecapaciteit neemt echter ook hier toe en fabrieken moeten volledig worden benut. Als Chinese fabrikanten ook hun heil zoeken in de export, is het te voorzien dat de prijzenoorlog op alle markten zal toenemen.
De standpunten en meningen in dit artikel zijn van de auteur en weerspiegelen niet noodzakelijk die van pv tijdschrift.
Deze content is auteursrechtelijk beschermd en mag niet worden hergebruikt. Als u met ons wilt samenwerken en een deel van onze content wilt hergebruiken, neem dan contact op met: editors@pv-magazine.com.
Bron van pv tijdschrift
Disclaimer: De hierboven vermelde informatie wordt onafhankelijk van Cooig.com verstrekt door pv-magazine.com. Cooig.com geeft geen verklaringen en garanties met betrekking tot de kwaliteit en betrouwbaarheid van de verkoper en producten.
