A Feasibility Study of Large Scale Wind Powered Hydrogen Production

Abstract

Det er skiftende tider, og verden gjennomgår for tiden en omstilling fra en levemåte basert på fossile brenselskilder, til et fornybart og utslippsfritt samfunn. Land over hele verden viser handlingskraft i forbindelse med implementering av fornybare energikilder som vind, sol og vann som en del av prosessen for å avkarbonisere kraftsektoren. Elektrisitet generert fra fornybare energikilder vil i fremtiden være den dominerende energikilden, men er ikke i stand til å løse det grønne skiftet på egenhånd, og det er her hydrogen kommer inn i bildet. Som en energibærer, kan hydrogen som produseres av fornybar kraft komplimentere den svingende krafttilførselen fra de fornybare energikildene. Dette gjør at hydrogen kan fungere som en midlertidig lagring av energi, og bidra til en økt energisikkerhet. I tillegg kan hydrogen brukes i sektorer som vanligvis er vanskelige å avkarbonisere ved bruk av ren elektrisitet, som blant annet transportsektoren, industri og til oppvarming.

Formålet med denne oppgaven er å utføre en teknisk-økonomisk analyse av storskala hydrogenproduksjon, drevet av vindkraft. For å undersøke muligheten for storskalaproduksjon gjennomføres det en case-studie for flere scenarier, hvor den tilgjengelige mengden kraft danner grunnlaget for kalkulasjonene. To forskjellige elektrolyseteknologier blir analysert; alkaliske og PEM vannelektrolysatorer (AWE og PEMWE). De anses for å være de to mest modne teknologiene tilgjengelig i dagens marked. Scenariene er modellert i MATLAB over en estimert levetid på 20 år for hydrogenproduksjonsanlegget, og simuleringene er basert på data samlet fra et litteratursøk. Datainnsamlingen består av kapitalutgifter (CAPEX), driftskostnader (OPEX), andre kostnader (ikke-materielle kostnader) samt vann- og strømkostnader. Fra kostnadsdataene blir det simulert et fullkomment produksjonsanlegg for hydrogen. Hydrogenproduksjonsanlegget er designet og optimalisert for å finne den beste avveiningen mellom kostnad og produksjon.

Hydrogen i sin naturlige form har lav volumetrisk tetthet, og må bearbeides for å øke tettheten og dermed kunne bli vurdert til å være en konkurransedyktig energikilde. Det er vanskelig å lagre store mengder hydrogen på en energieffektiv og billig måte. I dag blir dette normalt sett gjort ved komprimering, men det kan også gjøres ved blant annet omdanning til flytende hydrogen. I denne oppgaven er omdanning til flytende hydrogen brukt som lagringsform. Ved å gjøre om hydrogengassen til flytende form, reduseres den volumetriske tettheten med en faktor på 790.

Ved bruk av modelleringsverktøyet MATLAB, ble det designet et hydrogenproduksjonsanlegg for tre ulike scenarier; ved 1, 3 og 5 TWh tilgjengelig energi. Med dette som utgangspunkt ble de tilhørende hydrogenproduksjonskostnadene (LCOH) funnet. Ved å analysere tre scenarier av ulik størrelse, er det mulig å se hvordan størrelsen på anlegget påvirker totalkostnadene ved produksjonen. Analysen av de største anleggene, koblet opp mot 5 TWh vindenergi, ga en LCOH på 4.71 €/kg for PEMWE-baserte anlegget og en LCOH på 4.31 €/kg for det tilsvarende AWE-baserte anlegget. Elektrisitetskostnadene står for den største andelen av utgiftene ved produksjon, og utgjør omtrent 65% av OPEX og omlag 40% av totalkostnadene. Basert på analyser av kraftkjøpsavtale (PPA), er en strømpris på 30 €/MWh satt som en gjennomsnittspris på strøm i løpet av de 20 årene anlegget er i drift. Tilbakebetalingstiden for en rekke prispunkter analyseres også, og tilbakebetalingstid med en salgspris på 7 €/kg er estimert til å være 12 år for det største PEMWE-baserte anlegget og 10,73 år for det største AWE-baserte anlegget.

The times they are a-changin', and the world is currently undergoing a shift from a fossil fuel based way of living, to a renewable and carbon neutral society. Countries all across the globe are heavily invested into the concept of large scale implementation of renewable energy sources such as wind, solar and hydro as part of the process to decarbonize the energy sector. Electricity generated from renewable energy sources will be the dominant source of energy in the coming years, but are unable to solve the problems single-handedly. This is where hydrogen comes into play. As an energy carrier, hydrogen coupled to, and produced from renewables, is able to operate in tandem with the often fluctuating energy source to function as a temporary storage of energy, thus providing an increased energy security. Additionally, hydrogen can be used in sectors that are typically difficult to decarbonize by use of pure electricity, such as the transportation sector, industry and heating.

The objective of this thesis is to perform a techno-economical analysis of large scale hydrogen production, powered from wind-generated energy. To investigate the feasibility of large scale production, a case study is conducted for several scenarios, with the available energy from wind functioning as the base of the calculations. Two different electrolyzer technologies are analyzed; alkaline and PEM water electrolyzers (AWE and PEMWE). They are considered to be the two most mature technologies available in today's market. The scenarios are modelled in MATLAB over an estimated lifetime of 20 years for the hydrogen production facility, and the simulations are based on data collected from literature review. The data collection consists of capital expenditure (CAPEX) and operational expenses (OPEX) for various components, other costs (non-material costs) as well as water and electricity costs. From the cost data, a hydrogen production plant is simulated. The hydrogen production plant is designed and optimized to find the best trade-off between costs and production.

Hydrogen in its natural form has a low volumetric density, and needs to be processed in order to increase the density to be considered a competitive source of energy. Storing large amounts of hydrogen in an energy-efficient and cheap way is difficult. The method of storage chosen for this thesis is by liquefaction. By liquefying the hydrogen, its volumetric density decreases by a factor of 790 compared to its natural gaseous form. The major drawback of liquefaction is the high cost.

The optimal plant design for a hydrogen production facility is found for three scenarios; 1, 3 and 5 TWh of available energy, with the corresponding levelized cost of hydrogen (LCOH) also obtained from the calculations. The reasoning behind the analysis of the three aforementioned scenarios, is to be able to see how the cost of production is affect by a change in plant size as a result of economies of scale. Because PEMWE is considered to be the better suited electrolyzer technology for coupling with intermittent wind-generated electricity, it is used as an example for most of the sensitivity analysis conducted. The largest PEMWE hydrogen facility analyzed resulted in a LCOH valued at 4.71 €/kg, whereas the equivalent AWE system were calculated to 4.31 €/kg. Electricity accounts for roughly 65% of the OPEX, and 40% of the overall cost, and is therefore an important part of the hydrogen production chain. Based on power purchase agreement analysis (PPA), an electricity price of 30 €/MWh is set as an average price of electricity over the 20 years of operation. Discounted payback period for a number of price points are also analyzed. For a sales price of 7 €/kg, the discounted payback period is estimated to be 12 years for the largest PEMWE-based system, and 10.73 years for the largest AWE-based system.