Ilaria Rosella Pagliaro I ricercatori della Griffith University introducono un approccio rivoluzionario per il calcolo del costo livellato dell'idrogeno, considerando sovraccarico ed efficienza degli elettrolizzatori
Fonte:https://www.pv-magazine.com/2024/08/09/new-method-to-calculate-levelized-cost-of-hydrogen/
Un gruppo di ricercatori della Griffith University in Australia ha sviluppato un nuovo metodo per valutare il costo livellato dell’idrogeno (LCOH), introducendo due nuovi parametri: la capacità di sovraccarico e l’efficienza dipendente dalla potenza dell’elettrolizzatore.
Per produrre idrogeno verde, si utilizza un dispositivo chiamato elettrolizzatore, che separa l’acqua in idrogeno e ossigeno usando l’energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili come il sole o il vento. Tuttavia, calcolare quanto costa davvero produrre questo idrogeno non è semplice, perché ci sono molti fattori da considerare, come l’efficienza dell’elettrolizzatore e il costo dell’energia usata.
Mostafa Rezaei, autore corrispondente, ha commentato i risultati della ricerca:
Abbiamo scelto un approccio di modellazione tecnico-economica il più vicino possibile alle prestazioni reali del sistema. La mancata considerazione della variabilità nell’efficienza dell’elettrolizzatore, come spesso avviene negli studi sull’idrogeno verde, porta a una sovrastima significativa dei costi di produzione dell’idrogeno.
Il metodo innovativo tiene conto della potenza di ingresso dell’elettrolizzatore, del funzionamento occasionale in condizioni di sovraccarico, e delle caratteristiche operative effettive basate sul tipo di elettrolizzatore. Inoltre, include la durata del sistema di elettrolisi, la vita utile degli stack in ore operative, il tasso di apprendimento per prevedere i costi di sostituzione degli stack a fine vita, e l’economia di scala. Vengono inoltre considerati i costi dell’acqua desalinizzata e del terreno necessario.
L’applicazione del modello nei principali hub dell’idrogeno in Australia
Il modello è stato applicato per analizzare il LCOH in diverse regioni australiane designate come hub per l’idrogeno. Queste regioni includono Bell Bay in Tasmania, la Penisola di Eyre in Australia Meridionale, Gladstone e Townsville nel Queensland, la Valle di Latrobe in Victoria, Hunter Valley nel Nuovo Galles del Sud e Pilbara in Australia Occidentale. Sebbene la metodologia sia stata sviluppata specificamente per queste aree, può essere applicata a qualsiasi altra regione del mondo.
Questo nuovo metodo è molto importante perché aiuta a fare previsioni più precise su quanto costerà davvero produrre idrogeno verde. I ricercatori hanno calcolato le dimensioni e la produzione utilizzando profili orari di energia solare ed eolica specifici per ogni hub, con un costo medio ponderato del capitale (WACC) compreso tra il 2% e l’8%. È stato inoltre valutato se il costo obiettivo di 2-3 dollari australiani per chilogrammo, stabilito dalla National Hydrogen Roadmap dell’Australia, sia raggiungibile, come sottolineato dagli scienziati:
Nel caso base per l’impianto basato su fotovoltaico, il valore target può essere raggiunto solo nella regione di Pilbara. La scala necessaria per ottenere questo risultato è di 350 tonnellate al giorno, che richiederebbe un elettrolizzatore PEM da 2,1 GW.
Tuttavia, l’obiettivo non è raggiungibile in nessun hub per gli impianti basati sull’energia eolica, ad eccezione della Penisola di Eyre e Pilbara, che mostrano il maggiore potenziale.
Attraverso analisi di sensitività, è emerso che il WACC, il fattore di scala, il capitale di spesa (CAPEX), l’efficienza dell’elettrolisi e il sovraccarico influenzano il LCOH. Nel caso di Gladstone, un WACC del 6%, un fattore di scala fotovoltaico (SF) di 0,85 e un SF degli stack PEM di 0,84 sono sufficienti per raggiungere un LCOH di 3 AUD/KG. Alternativamente, se non si possono ottenere significative economie di scala, allora un WACC del 6%, un SF fotovoltaico di 0,88 e un SF degli stack PEM di 0,87, insieme a un aumento dell’efficienza dell’elettrolisi dell’1% all’anno, potrebbero essere sufficienti.
I risultati di questa ricerca sono stati pubblicati nello studio intitolato “Levelised cost of dynamic green hydrogen production: A case study for Australia’s hydrogen hubs”, recentemente apparso su Applied Energy.
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Fonte: Applied Energy
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