Além do custo da electricidade, o preço do hidrogénio depende em grande parte do custo de investimento inicial do electrolisador. Quanto menores forem as horas de carga total, maior será o impacto. O analista BloombergNEF (BNEF) vê vários caminhos possíveis para o desenvolvimento do mercado.
Todos os eletrolisadores possuem uma pilha específica de tecnologia em seu centro, na qual a água é dividida em hidrogênio e oxigênio. Isso consiste em placas bipolares soldadas, cuidadosamente em camadas e à prova de gás, e membranas plásticas – um dos principais fatores de custo em todas as instalações de eletrólise. Xiaoting Wang, analista da BloombergNEF, conversou com 20 empresas em todo o mundo como parte do estudo “O Capex do Sistema de Eletrólise [despesas de capital] pode cair 30% até 2025” da empresa. Isto deu-lhe uma visão da estrutura de custos de 30 projetos e tornou possível determinar os componentes do preço de uma planta de eletrólise alcalina de 10 MW na China em 2021, por exemplo.
A pilha representou cerca de 33% dos custos totais, disse Wang, com 40% dos custos provenientes de outros equipamentos técnicos, incluindo eletrônica de potência, separação de gases e líquidos e purificação de gases (ver gráfico abaixo). Outros 27% dos custos foram atribuíveis a outras despesas do projecto, tais como engenharia civil, instalação de equipamentos e habitação.
alcalino chinês
O relatório da BNEF afirmou que um sistema alcalino de 10 MW geralmente consiste em duas pilhas de 5 MW que fornecem hidrogênio a 16 bar. O fabricante costuma oferecer uma solução completa com todos os acessórios e instalação. Os promotores chineses receberam tal oferta em 2021 por apenas 303 dólares/kW – ou seja, um total de cerca de 3 milhões de euros (3.2 milhões de dólares). Isto não incluiu a taxa de ligação à rede, transformadores de alta tensão ou outros custos “leves”, tais como despesas de desenvolvimento, aprovações e acordos de financiamento.
Wang disse que os custos do projeto nos mercados ocidentais com eletrolisadores produzidos internamente são cerca de quatro vezes maiores. Os custos de investimento foram em média de 1,200 euros/kW para eletrolisadores alcalinos e de 1,400 euros/kW para eletrolisadores de membrana de troca de prótons (PEM).
Ofertas mais baratas, como €180/kW, da Peric para uma central de 80 MW na China; ou €521/kW, da Thyssenkrupp para uma central de 2 GW na Arábia Saudita, não incluem todos os custos do projecto e, portanto, não são comparáveis. Eles incluem pilhas de eletrólise, separação e purificação de gás-líquido e abastecimento de água. No entanto, a electrónica de potência e os armários de controlo estão excluídos.
Wang atribuiu esta grande diferença de preços aos baixos custos laborais e às cadeias de abastecimento estabelecidas na China, onde os fabricantes de eletrolisadores podem adquirir materiais e componentes a preços muito mais baixos do que no Ocidente. Até agora, a produção da maioria dos eletrolisadores não é automatizada. Os fabricantes chineses produziam eletrolisadores à escala de megawatts para outras indústrias antes de haver procura por parte dos produtores de hidrogénio verde, o que significa que beneficiavam da produção em escala. Os clientes existentes incluíam fabricantes de polissilício para células fotovoltaicas.
A análise da Bloomberg, de Setembro de 2022, afirmou que os fabricantes ocidentais poderiam alcançar custos igualmente baixos. Para fazer isso, eles teriam que utilizar uma produção altamente automatizada. Wang disse que prevê reduções significativas de preços já em 2025 (ver gráfico principal acima). Os preços para 2021 também incluíam margens adequadas para empresas de engenharia, compras e construção (EPC). O desenvolvimento a longo prazo mostra que os preços dos projetos de eletrólise convergirão em todo o mundo a partir de 2035.
Os investidores ocidentais tendem a confiar a uma empresa EPC a gestão de um projecto completo por um montante fixo e a confiar em empresas grandes e bem conhecidas. Contudo, essas empresas geralmente têm pouca experiência na construção de instalações de eletrólise, por isso os prémios de segurança no preço da oferta global são elevados. Com o aumento da experiência e a entrada de planejadores de projetos especializados, o que leva a mais concorrência, essas sobretaxas deverão diminuir.
Recipientes pré-fabricados
Os fornecedores de equipamentos também buscam oferecer produtos que reduzam a carga de trabalho no canteiro de obras e, assim, reduzam custos. Uma tendência que apoia isto é o desenvolvimento de sistemas contentorizados. Isto significa que os vários componentes do sistema não precisam ser montados no local, mas sim pré-fabricados em uma fábrica, testados e entregues no local pretendido. Isto minimiza as fontes de erro e reduz o tempo de mobilização de pessoal especializado no local.
Numa atualização da sua análise de mercado, a Bloomberg informou sobre ofertas para tais soluções de contentores por 1,000 dólares/kW. Especialistas da indústria relataram ofertas tão baixas quanto US$ 700/kW, disse Wang. Uma dessas soluções de contêiner foi apresentada em um revista pv Webinar na Alemanha em fevereiro de 2023. O eletrolisador PEM do fornecedor alemão H-Tec tem potência de 1 MW e produz 450 kg de hidrogênio por dia. Gravações de revista pv webinars estão disponíveis em pv-magazine.com/webinars.
Quem quiser reduzir custos comprando um eletrolisador da China precisa considerar que os produtos exportados costumam ser vendidos com um prêmio de cerca de 20% a 30%, em relação aos preços do mercado interno, disse a BloombergNEF, o que significa que os custos de desenvolvimento e planejamento do projeto ainda seria maior. É importante considerar que a escolha de uma marca chinesa para fornecer o equipamento principal poderia reduzir a probabilidade de um projecto receber subsídios locais e poderia afectar o financiamento.
Os primeiros projetos de hidrogénio verde foram, e ainda são, concebidos principalmente para extrair eletricidade da rede, com o consumo de eletricidade dos eletrolisadores equilibrado mensal ou anualmente com a geração de eletricidade renovável dos fornecedores. Neste caso, a desvantagem técnica da eletrólise alcalina em termos de flexibilidade não incomodaria os operadores.
No entanto, depois de 2030, a maioria dos novos projetos de hidrogénio verde terá de garantir uma correspondência horária entre a geração de energia e o consumo de energia para sistemas de eletrólise ligados à rede, o que levará ao desenvolvimento de mais projetos fora da rede, disse Wang. Esta tendência não se deve apenas à necessidade de uma definição mais clara de hidrogénio verde. Uma ligação direta a centrais de produção de energias renováveis deverá também melhorar a viabilidade económica no futuro. Afinal, utilizar a rede para transportar grandes quantidades de electricidade custará mais caro no futuro. A eletrólise com eletricidade de rede estável não será, portanto, capaz de produzir hidrogénio mais barato no futuro do que com energia solar e eólica, com os seus baixos custos de produção de eletricidade.
Redução de custos
É aqui que os eletrolisadores PEM entram em ação. Eles podem acompanhar melhor as flutuações do fornecimento de eletricidade e também funcionar de forma eficiente em operação com carga parcial ou fora da rede. No entanto, esta tecnologia ainda precisa de reduzir significativamente a sua dependência de metais caros do grupo da platina, especialmente o irídio, a fim de ganhar uma quota de mercado dominante, disse Wang. A Plug Power, dos Estados Unidos, e a ITM Power, do Reino Unido, utilizam de 200 a 300 gramas de irídio por megawatt de capacidade.
A produção mundial atual de irídio é de cerca de sete toneladas métricas por ano. Mesmo que todo o volume fosse utilizado para produzir catalisadores para eletrólise PEM, esta cadeia de abastecimento só poderia suportar um máximo de 35 GW por ano. A PEM só poderá dominar o mercado do hidrogénio verde se os fabricantes conseguirem reduzir significativamente o consumo de irídio por unidade nesta década ou alcançarem um efeito equivalente em paralelo com uma melhor reciclagem do metal. Wang disse que a Electric Hydrogen, um novo fabricante de eletrolisadores PEM com sede nos Estados Unidos, já relatou usar significativamente menos irídio do que os concorrentes.
Há também uma chance de que a eletrólise da membrana de troca aniônica (AEM) possa substituir o PEM após 2030 porque não utiliza metais caros. Isto significa que os fabricantes devem ter sucesso no desenvolvimento de pilhas adequadas para projetos de grande escala. A Enapter é pioneira em AEM, construindo pequenas pilhas e montando-as em unidades maiores de 1 MW que ainda são pequenas em comparação com outros eletrolisadores. A empresa Verdagy, sediada na Califórnia, está apenas começando a vender módulos de 20 MW, cada um composto por duas pilhas de 10 MW.
Pilhas maiores
Produzir mais hidrogénio a partir de uma única pilha é outro caminho para a redução de custos. Uma maneira de conseguir isso é aumentando o tamanho da própria pilha. A maior pilha comercial, com 15 MW, que chegou ao mercado em setembro de 2023, vem da Longi, segundo Wang. Embora aumentar o tamanho da pilha pareça simples, ele tem várias desvantagens. Primeiro, fica mais difícil movimentar grandes unidades, principalmente para vendas internacionais. Em segundo lugar, com unidades maiores, as forças e tensões mecânicas tornam-se mais desiguais, o que afecta a segurança e está associado a uma menor eficiência.
Mais rendimento pode ser alcançado aumentando a densidade de corrente. Simplificando, quanto mais elétrons passarem pela pilha, mais hidrogênio poderá ser produzido. A simples aplicação de uma tensão mais alta pode aumentar a densidade da corrente, mas tem um efeito prejudicial na eficiência. A estratégia para manter ou mesmo aumentar a eficiência é revisar as estruturas internas e introduzir catalisadores e membranas avançadas.
No longo prazo, é preferível aumentar a densidade da corrente, disse Wang. Plug Power e ITM Power estão na liderança aqui com uma densidade de corrente superior a 3A/cm2 (amperes por cm2) seguido pelo fabricante AEM Verdagy, com 2A/cm2. A maioria dos eletrolisadores alcalinos chineses tem apenas 0.3A/cm2. Wang, por sua vez, aprendeu com a Electric Hydrogen que seu produto teria uma densidade de corrente ainda maior do que Plug Power e ITM Power. Ela estimou que, até 2030, densidades atuais próximas de 10A/cm2 será típico para os demais fabricantes de eletrolisadores PEM.
Mais competição
Os custos dos produtos ocidentais poderão inicialmente cair cerca de 30% até 2025. Além do progresso tecnológico, a concorrência também deverá aumentar. Fabricantes em todo o mundo anunciaram uma capacidade de produção de 52.6 GW para este ano, enquanto as entregas são otimistas de apenas 5 GW, de acordo com a previsão da BloombergNEF. Na China, onde já existe uma concorrência acirrada pelas encomendas dos promotores de projectos, as margens dos fabricantes são pequenas. Além disso, os desenvolvedores protegem o seu risco contra o fabricante pagando apenas até 85% do preço acordado na entrega e o restante quando o comissionamento for concluído e o desempenho ainda for bom após 18 meses.
A pressão ainda não é tão elevada nos mercados ocidentais, uma vez que os investidores e promotores de projectos na Europa e nos Estados Unidos podem contar com subsídios relativamente elevados. No entanto, as capacidades de produção também estão a aumentar aqui e as fábricas precisam de ser plenamente utilizadas. Se os fabricantes chineses também procurarem a sua salvação nas exportações, é previsível que a guerra de preços aumente em todos os mercados.
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