A Feasibility Study of Hydrogen Production at Hitra

Abstract

Klimaendringer og global oppvarming krever omstillinger i flere sektorer. Spesielt transportsektoren bidrar med store klimagassutslipp, som skyldes bruken av fossilt drivstoff. Hydrogengass er en energibærer med høy spesifikk energi (energiinnhold per masseenhet), som kan erstatte dette. Når hydrogen forbrennes eller brukes i en brenselcelle slippes det kun ut rent vann.

I denne oppgaven undersøkes mulighetene for å produsere konkurransedyktig hydrogen til den maritime sektoren på Hitra. Dette anses å være et passende sted å etablere hydrogenproduksjon, da området har tilgang på ren energi og det er ekstra kapasitet i strømnettet. Hitra ligger også sentralt i forhold til den regionale maritime industri- og transportsektoren. Området er det geografiske midtpunktet for hurtigbåtsambandet mellom Trondheim og Kristiansund. Etter en ny kontraktsperiode, som kan starte i 2024, vil sambandet høyst sannsynlig operere med hydrogendrevne båter. I tillegg er det mulig at brønnbåter, fôringsfartøy og andre båter som brukes i den regionale havbruksnæringen, på sikt kan driftes med hydrogen produsert på Hitra.

Elektrolyse brukes for å produsere hydrogen- og oksygengass ved å kun bruke elektrisitet og rent vann. Alkaliske og PEM vannelektrolysører (AWEr og PEMWEr) er foreløpig de eneste kommersielle teknologiene, og er derfor brukt som grunnlag i denne rapporten. Forskjellene mellom PEM og alkalisk elektrolyse skyldes først og fremst materialbruk. Den solide polymermembranen som brukes i PEM elektrolysører gjør det mulig å følge effektsvingninger. Dette gjør PEM elektrolysører til et bedre alternativ enn alkalisk elektrolysører når det brukes en varierende effektkilde, som for eksempel vindkraft. Men dette gjør også at PEM-elektrolysører er vesentlig dyrere.

Målet med oppgaven er å undersøke hvorvidt hydrogen kan produseres på Hitra til en konkurransedyktig pris. Dette er først og fremst sett på ved å beregne hydrogenkostnad over levetid, LCOH, for to scenarioer. Det første scenarioet utnytter all tilgjengelig effekt til hydrogenproduksjon, med elektrolysørkapasitet på 10 MW. Det andre scenarioet skal dekke dagsbehovet til to hurtigbåter, som er satt til 2500 kg hydrogen, med en elektrolysørkapasitet på 5.5 MW. Kostnadsdata er innhentet for forskjellige utgiftsposter, som investeringskostnader (CAPEX), ikke-materielle kostnader, vedlikeholdskostnader (OPEX), vann- og strømutgifter. Disse dataene er stort sett hentet fra litteraturstudier, noe som har medført visse antagelser, og ikke fra faktiske markedsaktører. På grunn av dette bør resultatene i rapporten anses som veiledende og ikke eksakte.

Når all tilgjengelig effekt utnyttes er det mulig å produsere 1700 tonn hydrogen per år (4.7 tonn per dag), ved bruk av AWE på Hitra. Ved å bruke PEM-elektrolyse er produksjonen en del lavere. En systemlevetid på 20 år og elektrolysører fra Nel Hydrogen er brukt som grunnlag i disse utregningene. Komprimert gass vil bli benyttet som lagringsform, siden dette er den mest utviklede og kostnadseffektive teknologien. I fremtiden kommer flytende hydrogen til å være et alternativ, men dette er foreløpig for dyrt med tanke på det mulige produksjonsvolumet for hydrogen på Hitra.

Beregningene viser at et elektrolyseanlegg på Hitra kan produsere hydrogen med LCOH-verdier fra 36.4 til 37.8 NOK/kg for AWE, og 39.9 til 42.8 NOK/kg for PEMWE. Dette gjelder for total produksjon og produksjon til kun hurtigbåter. Strøm og nettleie utgjør mellom 61 og 65 % av den totale hydrogenkostnaden. Utregningene er basert på en fast strømpris på 0.24 NOK/kWh (ekskludert MVA), som er et gjennomsnitt av estimerte, fremtidige, elektrisitetspriser for de neste ti årene. For hydrogenpriser mellom 44 og 54 NOK/kg er det beregnet nåverdier på mellom 68 og 156 MNOK for scenarioet med produksjon til kun hurtigbåter. Når all tilgjengelig effekt utnyttes er nåverdiene vesentlig høyere. For begge scenarioene er det beregnet tilbakebetalingstider på 6.3 til 4.2 år for det samme prisintervallet.

Det kommer fram at hydrogen produsert på Hitra ikke vil bli like billig som marin gassolje, som er det vanligste drivstoffet i maritim sektor i dag. Likevel så regner flere aktører med å kunne levere hydrogen til under 50 NOK/kg til dette formålet, noe som også vil være mulig på Hitra. Ved å se på estimerte nåverdier og tilbakebetalingstider bør det altså være mulig å produsere konkurransedyktig hydrogen til den regionale, maritime, sektoren på Hitra. På lengre sikt gjelder dette også for sluttbrukere innenfor landtransport, som lastebiler. Et elektrolyseanlegg på Hitra, som har tilgang til ren energi, vil dessuten kunne produsere miljøvennlig hydrogen med lavt karbonfotavtrykk.

- Climate change and global warming call for realignments within many sectors. For instance, the transport sector contributes with substantial greenhouse gas (GHG) and particulate emissions, as fossil fuels are used in most cases. Hydrogen, being an energy carrier with high specific energy (amount of energy per kilogram), can replace these fuels. The use of hydrogen does not cause any emissions except from pure water, when used in a fuel cell.

In this thesis, the feasibility of hydrogen production for the maritime sector at Hitra is investigated. It is likely to be an appropriate location for hydrogen production, having access to local wind energy and a transformer with surplus capacity at Sandstad (Hitra Harbor). Hitra is also central for the regional maritime industry and transport sectors. It is the midpoint of the high-speed craft (HSC) connection between Trondheim and Kristiansund, which is likely to be operated by hydrogen powered boats after a new contract period starts in 2024. Additionally, well-boats, feeding carriers and other vessels used in the regional aquaculture industry, can probably be powered by hydrogen from Hitra in the longer term.

Electrolysis is a method to produce hydrogen and oxygen gas from using only water and electricity. Alkaline and PEM water electrolyzers (AWEs and PEMWEs) are the only commercial technologies today, and are therefore of interest in this thesis. The differences between these are mainly caused by the materials that are used. The solid polymer electrolyte membrane used in a PEMWE makes it possible to operate at load-following conditions. This makes a PEMWE advantageous over an AWE when using an intermittent power source as for instance wind energy. However, this also makes PEMWE more expensive.

The objective of this study is to investigate the feasibility and competitiveness of hydrogen production at Hitra. This is mainly carried out through studying costs and calculating the levelized cost of hydrogen, LCOH, for two scenarios. The first scenario exploits all available power to hydrogen production, with an electrolyzer capacity of 10 MW. The second scenario covers a daily demand for two high-speed crafts, set to be 2500 kg of hydrogen, with an electrolyzer capacity of 5.5 MW. Cost data is collected for different expenditure variables, including capital expenditures (CAPEX) for different components, non-material costs, operational expenses (OPEX), water and electricity. The cost data is in general obtained from literature review, entailing some assumptions. It has not been supplied by actual suppliers. Therefore, the results are to be treated as indicative and not exact.

When all available power is exploited, it should be possible to produce 1700 tons of hydrogen per year (4.7 tons per day) by an AWE operating at Hitra. Production from using a PEM electrolyzer is somewhat lower. A system lifetime of 20 years and electrolyzers from Nel Hydrogen are used as a basis for these calculations. The hydrogen is further thought to be stored as compressed gas, as this is the most developed and cost efficient technology. In the future, liquid hydrogen will be an alternative, but this is currently too expensive for the amount of hydrogen that is possible to produce at Hitra.

Hydrogen can likely be produced at LCOH values of 3.72 to 3.86 €/kg for AWE, and 4.08 to 4.38 €/kg for PEMWE. This applies to both total production and production to HSCs only, and covers the costs for hydrogen that is ready to be refueled by a boat. Electricity contributes with approximately 61 to 65 % of the LCOH. Electricity and grid tariffs are therefore very important to consider. The calculations are based on a fixed electricity price of 24.57 €/MWh, excluding VAT, which is an average of projected prices for the next ten years. For hydrogen prices between 4.5 and 5.5 €/kg, net present values of 7 to 16 M€ are found for hydrogen production to HSCs only. When all available power is exploited, this is even higher. Simple payback times are found to be 6.3 to 4.2 years for the same price intervals.

Based on comparison of different fuels, it is evident that hydrogen produced at Hitra cannot match the price of marine gas oil, which is the fuel used in maritime transport today. However, suppliers aim to deliver hydrogen for this purpose at prices below 5.0 €/kg. Based on net present values and payback times found in this thesis, it should be possible to produce hydrogen for the maritime sector at Hitra at a competitive cost. This is also the case for end users within land transport, as trucks, which are interesting in the longer term. Lastly, a production facility at Hitra will have access to green power, and can provide hydrogen with low carbon footprints.