In questo capitolo si effettua un’analisi dei costi di acquisto, operativi e di manutenzione dei diversi componenti dell’impianto, al fine di definire il prezzo di vendita dell’idrogeno prodotto.
5.1 Stima dei costi capitali
Quando disponibili, come nel caso di alcune componenti del sistema di trattamento acqua, sono stati usati per i costi capitali reali forniti dalle aziende produttrici; per quanto riguarda pompe, scambiatori di calore, compressori ed air cooler i costi effettivi non erano noti e si è provveduto ad effettuare una stima basata su grafici ed equazioni presenti in Analysis,
Synthesis, and Design of Chemical Processes, Turton et al. [39]. Infine per la stima del costo
dell’elettrolizzatore si è fatto riferimento ad un recente articolo di Proost [40]: in particolare l’autore riporta per un elettrolizzatore alcalino commerciale multi-stack di taglia paragonabile a quello utilizzato un costo unitario di circa 650€/kW di potenza installata. Dunque il costo dell’elettrolizzatore, che da solo costituisce la maggior parte dei costi capitali, è risultato essere (arrotondato per eccesso) di 2,4M€. La sezione di liquefazione è stata valutata in circa 670k€ mentre la sezione di trattamento acqua è risultata essere la più economica, non arrivando a 70k€. Al costo complessivo dell’impianto sono poi stati aggiunti un ulteriore 10% circa per includere i costi di engineering e progettazione: ne è risultato un costo totale di 3,450M€. CAPEX Trattamento acqua 65600 € 66 k€ Elettrolisi 2400000 € 2400 k€ Liquefazione 670000 € 670 k€ Engineering +10% Totale 3450 k€
Tabella 11 Stima dei costi capitali per la realizzazione dell'impianto modellato
Data la natura delle fonti le cifre riportate sono affette da un margine di errore del 20% circa, pertanto sono da intendersi come indicative dell’ordine di grandezza dei costi reali di un impianto simile.
5.2 Stima dei costi operativi
Stimare i costi operativi di funzionamento di un impianto di tale complessità non è facile, ed in prima battuta si tendono a considerare dei costi fissi per la manutenzione ordinaria, stimabili intorno al 5% del costo iniziale dell’impianto.
76 In secondo luogo è necessario stabilire il costo dell’energia elettrica. Nel nostro caso si è pensato di utilizzare l’impianto come un carico controllato da attivare quando sia presente sulla rete un surplus di energia elettrica, e di conseguenza il prezzo di vendita dell’energia sia basso o addirittura nullo [41]. Con questa concezione l’impianto funzionerebbe per un numero di circa 500 ore/anno, ma per garantire una produttività più elevata si è estesa l’operatività anche alle ore in cui non c’è un effettivo esubero di energia, ma il prezzo è comunque basso, arrivando in questo modo a contare circa 1500h/y di funzionamento. Il costo medio dell’energia può essere ricavato dalla funzione cumulata del prezzo unico nazionale (PUN) riportata in figura.
Figura 59 Funzione cumulata del PUN (dati GME 2018)
Per le condizioni descritte si può dunque stimare un costo medio dell’energia elettrica in circa 40€/MWh, ma verranno analizzati anche casi in cui il prezzo medio scenda a 20€/MWh e 10€/MWh, casi che potrebbero verificarsi sempre più frequentemente considerando la crescente presenza delle energie rinnovabili aleatorie nel mix elettrico.
5.3 Stima dei ricavi
I ricavi derivano dalla vendita dell’ossigeno liquido e dell’idrogeno. Per quanto riguarda l’ossigeno si è supposto che sia venduto interamente ad un prezzo di mercato fisso. In base al grado di purezza richiesto ed al tipo di utilizzo che se ne deve fare, i prezzi di mercato dell’ossigeno variano tra 0,2€/kg e 1€/kg (i valori più elevati si riferiscono all’ossigeno utilizzato in ambito medico)[42]. In base alla vita utile dell’impianto sarà ricavato il corrispondente costo di produzione dell’idrogeno.
0 0 0 1 1 1 1 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00 180,00 1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 U n its s o ld (MW h ) PUN (€/ MWh )
Hour of the year (h)
77
5.4 VAN
Per mezzo del metodo del VAN, valore attuale netto, si stabilisce in questo paragrafo il costo di produzione dell’idrogeno mediante il sistema descritto. La formula per ricavare il VAN relativo all’anno di riferimento 𝑛 è la 5.1:
𝑉𝐴𝑁𝑛 =
(𝑟𝑖𝑐𝑎𝑣𝑖−𝑠𝑝𝑒𝑠𝑒)𝑛
(1+𝑟)𝑛 + 𝑉𝐴𝑁𝑛−1 (5.1)
dove 𝑟 è il tasso di sconto, ovvero l’interesse che si riceverebbe investendo in modo alternativo il capitale iniziale, fissato generalmente al 5%. Quando il VAN si annulla l’investimento è stato ripagato, pertanto è opportuno che questo avvenga il prima possibile in modo da lasciare spazio ai guadagni prima che l’impianto raggiunga la fine della sua vita utile.
Dunque ipotizzando una durata dell’impianto di 20 anni ed un’operatività di 1500ore/anno il costo di produzione si ottiene facendo annullare il VAN dell’ultimo anno di vita utile.
5.5 Costo di produzione dell’idrogeno
In questo paragrafo si calcolerà il costo di produzione dell’idrogeno al variare di alcuni parametri: costo dell’energia elettrica, prezzo di vendita dell’ossigeno, efficienza di elettrolisi. Limitando una prima analisi al solo impianto di elettrolisi, dunque trascurando la liquefazione e la vendita dell’ossigeno, si ottengono i costi di produzione riportati nella tabella sottostante.
Prezzo e.e.[€/MWh] 40 20 10
Costo H2 [€/kg] 5,87 4,73 4,15
Tabella 12 Costo di produzione dell'idrogeno in funzione del prezzo di acquisto dell'energia elettrica
Questi valori sono in linea con quelli reperibili in letteratura [40] per sistemi con analoghe caratteristiche, ma nonostante il prezzo molto basso dell’energia elettrica non sono competitivi con il costo di produzione dell’idrogeno da fonte fossile (steam reforming del gas naturale o gassificazione del carbone) che si attesta tra 0,60€/kg e 1,20€/kg [43] in base al processo e al grado di purezza richiesto.
Aggiungendo i costi relativi alla liquefazione dell’ossigeno ed ai ricavi che si possono ottenere dalla vendita dello stesso, si ottengono invece i seguenti costi netti per l’idrogeno in funzione del prezzo di acquisto dell’energia elettrica e di vendita dell’ossigeno:
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O2\e.e 40 20 10
0,2 5,57 4,26 3,61
0,5 3,17 1,86 1,21
0,8 0,77 -0,53 -1,18
Tabella 13 Costo di produzione dell'H2 [€/kg] in funzione del prezzo di acquisto dell'energia elettrica (colonne, in €/MWh) e di vendita dell'O2 (righe, in €/kg)
Come si nota per il valore più basso del prezzo dell’ossigeno, 0,2€/kg, il costo di produzione dell’idrogeno è ancora alto rispetto alla controparte fossile; al prezzo intermedio la produzione di idrogeno inizia a diventare più economica, specialmente se il prezzo medio di acquisto dell’energia elettrica si abbassa; infine se si immagina di vendere tutto l’ossigeno al prezzo più elevato, paragonabile a quello che si otterrebbe destinandolo al settore medico, il costo dell’idrogeno diventa competitivo rispetto a quello proveniente dallo steam reforming del gas naturale, arrivando addirittura a valori negativi in corrispondenza dei prezzi più bassi per l’energia elettrica.
Dunque vendendo l’ossigeno ad un prezzo elevato l’impianto sarebbe capace di ripagarsi teoricamente anche senza la vendita dell’idrogeno. La doppia incognita risiede nella capacità del settore medico di assorbire l’intera produzione di ossigeno, che per un solo impianto di queste dimensioni si attesta intorno alle 800t/anno, e nell’effettivo valore del prezzo medio pagato per l’energia elettrica, che raggiunge valori molto bassi solo per poche ore ogni anno. Di conseguenza si può supporre che il costo di produzione dell’idrogeno da elettrolisi si attesterà verosimilmente su valori intermedi, ovvero intorno ai 2-3€/kg, per cui allo stato attuale le fonti fossili rimangono ancora economicamente convenienti rispetto all’elettrolisi per la produzione di idrogeno. Le cose cambiano leggermente qualora si consideri il costo della CO2 emessa da questi impianti: per impianti di steam reforming un vengono prodotti circa 12
kgCO2/kgH2, pertanto al costo attuale dei certificati verdi (ca. 27€/tCO2) il costo di produzione
salirebbe da 1,2€/kg a circa 1,5€/kg.
Fare previsioni da questo punto di vista è piuttosto complicato in quanto il costo dei certificati versi è piuttosto fluttuante. Invece per quanto riguarda l’elettrolisi ci sono prospettive interessanti sul fronte degli l’efficienza che si prevede possa aumentare nei prossimi anni dall’attuale 65% ad un 75% e, limitatamente alle SOEL, anche oltre l’80% [6].
79
Conclusioni
In questa tesi è stato sviluppato tramite il software Aspen Custom Modeler il modello di un elettrolizzatore alcalino commerciale, al fine di valutarne l’efficienza di funzionamento al variare di alcuni parametri operativi quali la pressione, la temperatura e la densità di corrente. L’elettrolizzatore è stato poi inserito all’interno di un modello, sviluppato tramite il software Aspen Hysys, di un impianto che comprende una sezione di trattamento acqua, necessaria per produrre l’acqua demineralizzata consumata durante l’elettrolisi, una sezione di elettrolisi ed una sezione di liquefazione dell’ossigeno, inserita nel modello per la possibilità di trasportare e dunque vendere più agevolmente l’ossigeno. L’obbiettivo di questo impianto è quello di costituire un carico controllato da inserire sulla rete elettrica nei momenti in cui vi siano degli esuberi di energia dovuti alla presenza di fonti rinnovabili aleatorie, e più in generale quando il costo unitario dell’energia risulti esse basso.
In accordo con i dati sperimentali reperibili in letteratura per un funzionamento in condizioni stazionarie sono state ottenute efficienze di cella 𝜂𝐻𝐻𝑉 comprese tra il 65% e l’87%: come
atteso si è osservato un incremento dell’efficienza al crescere della temperatura, mentre un decremento avveniva aumentando la pressione operativa o la densità di corrente.
Relativamente alla convenienza di effettuare l’elettrolisi ad alta pressione è stato effettuato un confronto con un’elettrolisi a pressione atmosferica e una successiva compressione dei gas prodotti. Per le condizioni di pressione e temperatura alle quali dovevano essere erogati i gas prodotti (30bar, 70°C) l’elettrolizzatore pressurizzato è risultato più efficiente; nel caso in cui non fosse stato necessario comprimere l’ossigeno il consumo specifico con le due configurazioni è risultato invece praticamente identico, con una differenza dello 0,3%.
Si è effettuato un possibile dimensionamento di massima dell’impianto e sono stati fatti i relativi bilanci di massa ed energia, quindi si è proceduto a valutare l’efficienza dell’impianto. Questa è risultata essere in condizioni nominali (25bar, 70°C, 0,35A/cm2) pari a 𝜂
𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡𝐻𝐻𝑉 =
63,1%. Tale valore, sensibilmente più basso di quelli riportati in letteratura, è condizionato dalla presenza della sezione di liquefazione dell’ossigeno, che incide sull’efficienza per circa il 5%.
Infine è stata effettuata un’analisi economica: sono stati stimati i costi capitali ed i costi operativi, quindi sulla base delle caratteristiche dell’impianto e sulle modalità di conduzione previste sono stati fatte delle ipotesi sul costo dell’energia elettrica e sul possibile prezzo di vendita dell’ossigeno prodotto. Facendo riferimento a queste cifre sono stati calcolati dei possibili valori del costo di produzione dell’idrogeno, che è stato poi confrontato con il costo di produzione a partire da fonti fossili quali carbone e gas naturale. Non considerando la parte relativa alla liquefazione ed alla vendita dell’O2 si ottiene un costo unitario per l’idrogeno che
va da 4,15€/kg a 5,87€/kg in relazione al prezzo unitario dell’energia elettrica. Considerando invece la vendita dell’ossigeno ad un prezzo variabile di 0,20-0,80€/kg il costo di produzione dell’idrogeno è risultato notevolmente più basso, oscillando nelle condizioni più verosimili nel range 0,77-4,26€/kg in funzione del prezzo di O2 ed energia elettrica. Da un confronto con il
80 che per rendere competitivo sul mercato l’idrogeno elettrolitico non si può prescindere dalla valorizzazione dell’ossigeno. Nel caso in cui l’elettrolisi fosse alimentata tramite fonti di energia rinnovabile avrebbe il vantaggio di non dover pagare per le emissioni di anidride carbonica, che invece nel caso dell’idrogeno da steam reforming del metano comporterebbero un costo ulteriore per 0,27€/kg. Inoltre la ricerca sulle celle elettrolitiche sta mostrando un certo margine di miglioramento per quanto riguarda l’efficienza di conversione, che potrebbe aumentare del 5-10% nell’arco di pochi anni, anche per le applicazioni commerciali, con ulteriori benefici sul costo finale di produzione dell’idrogeno. Anche una maggiore penetrazione delle energie rinnovabili può portare benefici da questo punto di vista, poiché si prevede che aumenterebbero il numero di ore/anno in cui il prezzo di vendita dell’energia elettrica fosse basso, con conseguenti ripercussioni positive sui costi di un elettrolizzatore che fosse fatto funzionare in tali periodi.
In conclusione un impianto come quello modellato combinando la vendita di idrogeno ed ossigeno potrebbe, in determinate condizioni, risultare economicamente competitivo con le tecnologie tradizionali di produzione di idrogeno ed ossigeno. Dal punto di vista tecnico ne è stata calcolata l’efficienza energetica in condizioni stazionarie, ma per valutarne la fattibilità come primo stadio di processi più complessi come gli accumuli energetici sono necessari ulteriori studi sul comportamento dinamico.
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