The Potential for Fuel Cells to Provide Electricity and Heat Supply in Norwegian Buildings

Abstract

Norge blir ofte betegnet som Europas grønne batteri på grunn av den massive mengden vannkraft som finnes rundt i det fjellstrakte landskapet, likevel finnes det et stort potensiale for å kutte karbonfotavtrykket i flere sektorer av økonomien. Norge har over de siste årene hatt en netto import av den europeiske energimiksen, men en kombinasjon av hydrogenteknologier og fornybare energikilder kan være en poteniell bit av puslespillet som gjør landet mindre avhengig av å importere strøm fra Europa.

Energibruk i bygg står for over en tredjedel av energiforbruket i Norge. Denne oppgaven omhandler en undersøkelse av potensialet for bruk av hydrogenbrenselceller til produksjon av elektrisitet og varme, såkalte kraftvarmeanlegg, i norske bygg. Denne undersøkelsen ble gjennomført ved å se på den nåværende tilstanden for hydrogenteknologi i Norge, såvel som resten av verden, og bruke eksisterende tallgrunnlag til å danne et bilde av hvordan energisystemer vil påvirkes ved å introdusere et brenselcelle-kraftvarmeanlegg gjennom simuleringer.

Resultater fra simuleringene viser at den nåværende utviklingen av hydrogenteknologier og fremtidsestimater for kostnadsreduksjon antyder at det vil være lønnsomt å inkludere brenselcelle-kraftvarmeanlegg i norske bygg innen 2050. Energimodellen brukte mikronettet på Campus Evenstad som basis, og introduksjonen av kraftvarmeanlegget resulterte da i en årlig kostnadsreduksjon på 10.7 %, og en reduksjon på 67.5 % i indirekte utslipp fra det lokale energisystemet. Ved investering i brenselceller i 2020 med nåværende priser, var resulterete derimot en økning på 4.4 % for kostnader, og en dekning på kun 13 % av energibehovet.

Gjennom sensitivitetsanalyse og kalkulasjoner av levelized cost of energy ble det klart at prisen for hydrogen må ligge under 1.5 EUR/kgH2 for at introduksjon av kraftvarmeanlegg skal være lønnsomt i norske bygg i dag. Denne prisreduksjonen er ikke ansett som realistisk å oppnå over det kommende tiåret. Sesongbaserte forskjeller vil påvirke den optimale utløseningen av kraftvarmeanlegget, og basert på resultatene ble det foreslått en strategisk operasjonsmetode. Ved å introdusere en selektiv oppetidstaktikk ble antallet start/stopp-sykler redusert fra 219 til 39 sykler gjennom ett år. Dette kan utvide den økonomiske levetiden til anlegget ved å dempe permanente tap i potensiale.

Ved å analysere bruken av kraftvarmeanlegg i seks forskjellige typer bygninger ble det gjort klart at bygninger med høyere varme-til-elektrisk behov var bedre egnet for denne typen teknologi. Leilighetskomplekser, sykehus og sykehjem er bygninger som huser mennesker både på dagtid og på nattetid. Dette resulterer i et mer stabilt energibehov og resulterte og en årlig kostnadsreduksjon på 18.9, 15.6 og 17.0 % respektivt nå brenselcelle-kraftvarmeanlegget ble introdusert.

Blant fremtidig arbeid innen potensialet for implemenering av hydrogenteknologier for energibruk i bygg i Norge, vil det være av interesse å sammenligne teknologier direkte med konkurrerende alternativer, som varmepumper, for å få et mer detaljert helhetsbilde. Det vil videre være interessant å også ta høyde for andre fordeler som teknologien bærer med seg. Disse fordelene inkluderer blant annet potensiale for kutting av effekt-topper, enerilagring og lokal hydrogen-produksjon.

While Norway is often cited as the green battery of Europe due to the sheer amount of hydropower plants scattered through the mountainous landscape, there still exists a huge potential to further decarbonize multiple sectors of the economy. Norway has during the last couple of years been a net importer of electricity, and a potential solution to becoming less reliant on the European energy mix is including hydrogen technologies along with renewable energy sources within the energy sector.

Energy use in buildings account for more than a third of the energy used in Norway. During this thesis the potential for utilizing hydrogen fuel cells to provide electricity and heat in Norwegian buildings were examined. This was done by providing an overview of the state of hydrogen technologies in Norway as well as in the rest of the world, presenting a theoretical foundation for fuel cell and energy system components, and creating an optimization model to examine the economic potential for the inclusion of fuel cells in an energy system.

The results form the simulations indicate that given current trends in the development of hydrogen technologies and future estimates of cost reductions it could become profitable to include fuel cell combined heat and power units in Norwegian buildings by the year 2050. The modeled energy system used the microgrid at Campus Evenstad as a basis, and introducing a fuel cell unit into the system resulted in a decrease of the annual costs of the system by 10.7 % and reducing the indirect emissions by 67.5 %. Using economic parameters for current costs of fuel cells and hydrogen production, however, it was found that it could not currently be considered profitable to include fuel cell combined heat and power in Norwegian buildings. Introducing the fuel cell unit in 2020 ensured that the annual cost of the system increased by 4.4 %, while only covering 13 % of the electricity demand.

Through a sensitivity analysis and levelized cost of energy calculations it was revealed that the price of hydrogen would have to fall below 1.5 EUR/kgH2 to make a fuel cell combined heat and power unit profitable in Norway. This price reduction is deemed unrealistic to achieve within the next decade. With the expected cost reductions for investment in fuel cells, the critical hydrogen cost will be increased to 1.9 EUR/kgH2, which is well below the expected cost for green hydrogen in 2050. Seasonal differences will affect the optimal dispatch of fuel cell units, and based on the results from the optimization model a more strategic dispatch was proposed. By implementing a selective operational scheme for the fuel cell it was possible to reduce the number of start/stop-cycles from 219 to 39 during a year to mitigate permanent potential losses and increase the economic lifetime of the technology.

Analyzing the use of fuel cell combined heat and power units in six different building types revealed that buildings with a higher ratio of thermal-to-electricity demand were better suited for this technology. Apartment buildings, hospitals and nursing homes are facilitating people during the nights as well as the days, requiring a more stable energy demand resulting in a cost reduction of 18.9, 15.6 and 17.0 % respectively.

Among the future work regarding the potential for implementation of hydrogen technologies for energy use in buildings in Norway, is the opportunity to compare the technology directly with competing alternatives, like heat pumps, to make a more informed decision. Furthermore, it will be useful to quantify the added benefits provided by hydrogen solutions. Among these benefits are the potential for peak-shaving, energy storage and on-site fuel production.