Com a previsão de aumento na demanda por hidrogênio de baixo carbono, será essencial conhecer as vantagens e desvantagens de cada tipo de eletrolisador de modo a possibilitar decisões inteligentes de investimento.

Trend Paper – 28 de abril de 2023

Com a previsão de aumento na demanda por hidrogênio de baixo carbono, será essencial conhecer as vantagens e desvantagens de cada tipo de eletrolisador de modo a possibilitar decisões inteligentes de investimento.
Este artigo foi elaborado em cooperação com a empresa de consultoria Apricum.

A caminho de cumprir os acordos sobre metas climáticas, prevemos que a demanda global anual por hidrogênio de baixo carbono crescerá de menos de 1 milhão de toneladas em 2021 para 20 a 30 milhões de toneladas ao final da década. A produção de hidrogênio verde exigirá entre 160 e 240 GW de capacidade eletrolítica. Essa meta é um desafio, visto que atualmente temos apenas 130 GW em projetos encaminhados, estimando-se uma produção total de 270 GW até 2030. Para atingir a meta, todos os envolvidos terão que agir com rapidez pois, até o momento, apenas 5% dos projetos anunciados receberam aprovação final de investimento.

Outro pré-requisito essencial para transpor esse marco é a escolha da tecnologia eletrolítica mais adequada, cuja seleção é determinada predominantemente pelo custo médio ponderado do hidrogênio. As tecnologias hoje disponíveis diferem bastante entre si e seus diferentes custos dependem de parâmetros específicos aos projetos. Este artigo analisa as principais diferenças entre as quatro tecnologias eletrolíticas mais avançadas – alcalina, de membrana trocadora de prótons, de membrana alcalina, e de óxido sólido.

“O cavalo de tração”: O eletrolisador alcalino produz hidrogênio a baixo custo quando trabalha sob carga constanteO eletrolisador alcalino gera hidrogênio a partir de uma solução de hidróxido de potássio, permitindo o uso de uma membrana porosa de baixo custo, conhecida como ‘diafragma’, bem como materiais catalisadores de fácil acesso – níquel, por exemplo. A desvantagem é a flexibilidade operacional limitada, pois o diafragma é permeável a gases dissolvidos no eletrólito, limitando cargas operacionais inferiores a cerca de 20% da carga nominal e exigindo uma longa rotina de purga de gás quando o sistema é ligado. Portanto, a inicialização do sistema leva bastante tempo. Além disso, a alta permeabilidade do separador limita a pressão de saída do hidrogênio.

Acima de tudo, é comum que o eletrolisador alcalino seja escolhido por ter o mais baixo custo de investimento, que está entre US$800 e US$1.400 por KW para sistemas na faixa dos megawatts. O ambiente ideal para o eletrolisador alcalino é a instalação industrial de grande escala que requeira produção constante de hidrogênio a baixa pressão. Nesse contexto, o eletrolisador é normalmente conectado à rede elétrica e tem alta taxa de utilização. O custo médio ponderado do hidrogênio depende em grande parte do custo da eletricidade, ao passo que o transporte do hidrogênio e o custo de investimento do eletrolisador respondem por apenas uma pequena parcela.

Um exemplo de projeto é o eletrolisador alcalino de 20 MW instalado em Hofors pela empresa siderúrgica sueca Ovako para substituir o gás propano fóssil antes usado em seus altos-fornos. O eletrolisador foi conectado à rede elétrica local, permitindo uma operação estável e mantendo baixo o custo médio ponderado do hidrogênio. Outro exemplo é o eletrolisador alcalino de 5 MW que a empresa britânica de distribuição de gás SGN usa para substituir por hidrogênio verde o gás natural antes fornecido a residências na Escócia. O eletrolisador é principalmente energizado por uma turbina eólica no litoral próximo, mas também está conectado à rede elétrica de modo a permitir uma operação estável e produção constante de hidrogênio.

“O garanhão de corrida”: A membrana trocadora de prótons responde com flexibilidade a flutuações na fonte de alimentaçãoAo contrário do eletrolisador alcalino, o eletrolisador com membrana trocadora de prótons –o chamado eletrolisador PEM (proton exchange membrane)– usa um eletrólito de polímero para produzir hidrogênio a partir de água destilada. O ambiente ácido desse eletrolisador torna necessário o uso de materiais caros tais como catalisadores à base de platina ou irídio, uma membrana perfluorada de troca iônica e eletrodos à base de titânio. Isso eleva o custo do investimento até um faixa de US$1.200 a US$1.800 por KW. Os principais benefícios desse tipo de eletrolisador são a alta pressão de saída, rápida inicialização e ampla janela de carga operacional, todos resultantes do bloqueio de gases permitido pela membrana. Outra vantagem de usar água destilada em vez de um eletrólito alcalino é a redução da solicitação sobre o equipamento auxiliar (bombas, válvulas, tubulação, etc.), resultando em intervalos de manutenção maiores e custo operacional mais baixo.

O eletrolisador PEM é ideal para instalações fora da rede alimentadas por fontes de energia renovável sujeitas a grandes flutuações, tais como usinas fotovoltaicas ou turbinas eólicas. A rápida inicialização e a ampla janela de carga operacional permitem uma taxa de utilização mais alta do que a dos sistemas alcalinos. O eletrolisador PEM é instalado próximo a usinas de energia renovável; esse fato aliado ao dinamismo de sua operação geralmente exige que o hidrogênio seja comprimido antes de ser transportado e armazenado. Assim, pode-se aproveitar a capacidade do eletrolisador PEM de produzir hidrogênio a pressões elevadas de até 50 bares, ou 725 psi. Nesse contexto, o custo médio ponderado do hidrogênio é determinado principalmente pelo investimento no eletrolisador e pela logística do hidrogênio, e os fatores decisivos na redução de custos são a taxa de utilização e a pressão desejada.

O eletrolisador PEM é, portanto, especialmente pertinente para empreendimentos diretamente conectados a instalações fotovoltaicas, cuja produção de eletricidade é flutuante. Um exemplo é o eletrolisador PEM de 20 MW construído pela concessionária espanhola Iberdrola, conectado a uma usina fotovoltaica de 100 MW em Puertollano para produção de adubo verde. Outra área em que o eletrolisador PEM é preferencial são os projetos alimentados por energia eólica, também flutuante, especialmente onde o eletrolisador é instalado ao largo da costa. Esse é um caso em que ficam evidentes os benefícios da eletrólise PEM –a saber, grande variabilidade de carga, alta pressão de saída e reduzida necessidade de espaço ou manutenção. Exemplos incluem o projeto piloto de 1 MW PosHYdon, localizado numa plataforma gasífera no Mar do Norte holandês, e a turbina eólica marítima SG 14-222 DD da Siemens Gamesa, com um eletrolisador PEM integrado.

“O cavalo saltador”: Eletrolisador de óxido sólidoAs altas temperaturas alcançadas pelo eletrolisador de óxido sólido permitem elevar a eficiência do sistema até acima de 80% e utilizar materiais catalisadores de baixo custo facilmente encontráveis. O eletrolisador tem um separador de cerâmica refratário de óxido sólido que facilita o transporte de íons em temperaturas entre 500°C e 900°C. As altas temperaturas de operação reduzem a flexibilidade do eletrolisador e aumentam a solicitação sobre todo material exposto ao calor, limitando sua vida útil. Para maximizar sua eficiência na conversão e obter uma vantagem competitiva sobre os eletrolisadores PEM e alcalino, o eletrolisador de óxido sólido exige calor de baixo custo. Isso limita seu potencial comercial. O primeiro sistema de óxido sólido na faixa de megawatts do mundo foi instalado pela Sunfire na refinaria da Neste em Rotterdam. Ele usa calor residual para pré-aquecer o vapor que entra no eletrolisador.

“O potro novato”: A membrana alcalina fornece benefícios atraentes para aplicações específicasO eletrolisador de membrana de troca alcalina associa uma membrana de troca iônica a um eletrólito alcalino. Assim, ele reúne os principais benefícios dos eletrolisadores alcalino e PEM, ou seja, um material catalisador de baixo custo e a flexibilidade operacional de membranas de polímero impermeáveis a gás. A comercialização e o uso industrial do eletrolisador de membrana de troca alcalina são restritos principalmente pela curta vida útil de suas pilhas, atribuível à durabilidade limitada das membranas de troca iônica em ambientes alcalinos.

Os eletrolisadores PEM e alcalino dominam o panorama de projetos no futuro próximoPara cerca de 10% dos cerca de 130 GW em projetos já encaminhados para 2030, já está definido o tipo de eletrolisador a ser utilizado. Segundo os dados, prevê-se que os eletrolisadores PEM e alcalino respondam por partes quase iguais do mercado, enquanto o óxido sólido continue sendo uma tecnologia para aplicações específicas.

2030 electrolyzer project pipeline by technology

A previsão é de que o tamanho médio dos projetos de eletrolisador alcalino a implantar seja de 120 MW –quase o dobro dos projetos de eletrolisador PEM, cujos projetos preveem principalmente configurações descentralizadas em projetos de tamanho por volta de 70 MW em média. O eletrolisador alcalino foi escolhido para todo projeto conectado à rede pela possibilidade de ser alimentado por ela, pelo menos como reserva de emergência. Por seu lado, o eletrolisador PEM, quando conectado diretamente a uma fonte de energia renovável flutuante e descentralizada, oferece um benefício potencial de custo em relação ao eletrolisador alcalino. Prevê-se a utilização de eletrolisadores PEM em cerca de 60% dos projetos anunciados que terão ligação direta a fontes renováveis de energia, enquanto que cerca de 40% prevê a utilização de eletrolisadores alcalinos.

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Com o custo favorável de eletricidade e com o rigor da União Europeia na definição de hidrogênio verde, subiu para cerca de 90% a proporção de projetos com conexão direta a usinas de energia renovável. Isso atesta a necessidade crescente de flexibilizar os eletrolisadores e enfatiza a competitividade da eletrólise PEM, apesar do alto investimento. O tamanho do projeto e sua taxa de utilização decidirão qual dos dois tipos de eletrolisador –PEM ou alcalino– resultará num menor custo médio ponderado de hidrogênio.

Isso é demonstrável pelo gráfico de isocusto da variação nas taxas de utilização e na despesa de capital (CAPEX) do sistema. Um aumento de ~10% na taxa de utilização pode justificar um aumento de 15–20% de investimento num projeto-referência de 10 MW com taxa de utilização básica de 70% e uma CAPEX de US$1.000/KW, mantendo o custo médio ponderado do hidrogênio em US$5,9/kg. A diferença máxima de CAPEX compensável pela utilização seria de 50% para o mesmo projeto-referência.

Iso-cost curve for electrolyzers with different utilization rates and systems CAPEX

O eletrolisador ideal combinará a flexibilidade da eletrólise PEM com o custo da eletrólise alcalina.
Os fabricantes estão atualmente trabalhando exatamente nisso, e a previsão é que ambas tecnologias melhorem significativamente no futuro. A próxima geração de eletrolisadores alcalinos terá separadores de última geração com o aprimoramento do bloqueio de gás e o aperfeiçoamento da circulação de eletrólitos de modo a estender a faixa de carga aceitável e reduzir o tempo de inicialização. Por sua vez, os futuros eletrolisadores PEM provavelmente operarão com quantidades menores de metais do grupo da platina, reduzindo seu custo de investimento.

No entanto, devido a suas vantagens complementares, prevê-se que ambas tecnologias coexistirão durante a próxima década. A expectativa a longo prazo é que apareçam sistemas híbridos que combinarão pilhas eletrolíticas alcalinas operando a uma carga básica, em conjunto com pilhas PEM suplementares para absorver picos excepcionais de energia.

Você poderá se encontrar com fabricantes de eletrolisadores e parceiros de projetos no Fórum e Exposição de Hidrogênio Verde (pavilhão B2, Messe München) na ees Europe de 14 a 16 de junho de 2023. O Fórum de Hidrogênio Verde (estande B2.550) realizará um programa de apresentações em todos os três dias da feira, abertas a qualquer visitante.


Expositoras:
• Rolls-Royce Solutions GmbH, estande B2.410
• H-Tec Systems GmbH, estande B2.518
• Kyros Hydrogen Solutions, estande B2.619
• Lhyfe GmbH, estande B2.450 F
• European Electrolyzer & Fuel Cell Forum EFCF, estande B2.617

Fórum de Hidrogênio Verde
• Quarta-feira 14 de junho, quinta-feira 15 de junho e sexta-feira 16 de junho, 13h–14h
Apresentação ao vivo sobre indústria/produtos
• Quarta-feira 14 de junho, 14h–15h25
Green Hydrogen within the EU
• Quinta-feira 15 de junho, 14h–15h25
How to Obtain Suitable Conditions from Banks and Insurance Companies
• Sexta-feira 16 de junho, 14h–15h
Best Practice in Hydrogen

Podcast The smarter E
Electrolyzer solutions for sustainable energy | Dr. Oldenburg, Apricum | The smarter E Podcast 118

Para mais informações, visite:
www.ees-europe.com
www.TheSmarterE.de

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