The Value of DHN Heat Recovery for Hydrogen Energy Storage and Production

Abstract

Hydrogen er ofte nevnt som en del av løsningen i overgangen til fornybare energikilder. Men per nå så er adopsjonsraten veldig lav. De to største grunnene til dette er høye kostnader, samt lav elektrisk virkningsgrad.

Store forbedringer er derimot forventet på disse frontene i de kommende tiårene. Denne masteroppgaven tar for seg i hvilken grad varmegjennvinning fra hydrogen-teknologi til fjernvarme, kan øke dens ytelse og konkurranseevne i to forskjellige bruksområder: Energi-lagring, og drivstoffproduksjon.

Energi-lagring vil være strengt nødvendig mange steder i verden om man skal gå over til fornybare energikilder. Her vil Li-ion batteries utvilsomt være en dominant teknologi. Men, det er fortsatt interessant å se på alternativer, da det potensielt kan stilles spørsmål angående bærekraft når det kommer til å fylle et enormt energilagringsbehov kun med batterier.

Det ble derimot funnet, at hydrogenlagring for dette formålet ikke vil være konkurransedyktig med mindre prisen på hydrogen-teknologi går betydelig lavere enn det som er spådd for 2030 per i dag (2024). I det tilfelle at omstendighetene som skal til for at hydrogen nærmer seg å bli konkurranse-dyktig på området, så kan man forvente at implementering av varmegjenvinning kan øke konkurransedyktigheten med 25%. Dette er et minimums-estimat basert på at fjernvarme-energi blir solgt for elektrisitetspris delt på COP (coefficient of performance) verdier til varmepumper. NVE skal utvikle og publisere nye varme-priser etter denne oppgaven er skrevet (i 2024), der varmeprisen er tuftet på dette, men i realiteten kan bli noe høyere for å ta høyde for varmepumpe-relaterte kostnader.

Når det kommer til hydrogen for transport, så rapporterer IEA at hydrogen vil stå for en betydelig andel av energi-bruken i luftfart og skipsfart, mens batteries vil ta opp kun noen få prosent her. Her også er det kostnad på teknologien som er største utfordring. Men det ble også vurdert som interessant å se på til hvilken grad varme-gjenvinning kunne redusere energi-kostnader her også. Her ble det gjort beregninger/modellering for en mulig drivstoff-stasjon for hurtigbåter i Trondheim.

Det ble funnet at ca. 11 - 18% av energi-kostnaden kunne gjenvinnes med dagens (2023/2024) varmepriser. Men, at dette gikk ned til 4 - 7% for rent COP-baserte priser. Varmegjenvinning for hydrogen-produksjon ble derfor konkludert med at er en liten faktor når det kommer til drivstoff-produksjon. Men det ble funnet at den sannsynligvis vil rettferdiggjøre sin egen kostnad for implementering med god margin, både fra økonmiske og samfunnsnygghets-perspektiver.

Hydrogen technology is often quoted as part of the solution when talking about the transition to renewable energy sources. However, as of now it has major downsides that hinders its adoption and its competitiveness. Mainly, this is its low associated efficiencies, and expensive hardware.

Major improvements are however expected in the coming decades, both in cost and efficiency. This thesis investigates the contribution that heat recovery (HR) can bring through district heating networks (DHNs), and to what degree this can increase performance for H₂ technology in two different contexts: Grid-level energy storage, and a fuel production facility.

The first: Large scale grid-level energy storage, will be necessary in the future along with the transition to non-dispatchable energy sources. While Li-ion batteries will likely dominate this space, it is still interesting to look into alternative methods, as filling the large global need for energy storage with batteries only raises questions regarding sustainability.

It was found, that an H₂ energy storage and CHP (combined heat and power) facility would likely not be feasible around 2030. Component costs would have to drop considerably more than what is predicted to do by that time. However, if the circumstances does arise where it is economically profitable, it was found that adding heat recovery can increase performance by about 25%. This was found for a pessimistic heat price based on the equivalent cost of producing the heat with heat pumps. Which means that this 25% increase can be considered an absolute lower-end estimate. This could be a "make or break" addition for this potential application for H₂ technology.

For the transportation sector on the other hand, IEA reports that H₂ will stand for a sizeable share of aerospace and shipping energy, and batteries are not predicted to enter this space (except for a couple percents of total energy use). Here, it was interesting to investigate if recuperating energy costs through HR on fuel production could increase its competitiveness.

It was found, that for Joule-based heat pricing, the recuperated cost was slightly lower than the heat output share of total system energy-input including DHN losses. Ending up at 11% to 18%. However, for COP-based heat pricing, the case study found that the earnings were reduced to about 4 - 7% (depending on system efficiency). Although the latter scenario is quite pessimistic in regards to heat pricing, it was concluded that HR from electrolysis will likely not be a very decisive economic factor regarding H₂ fuel production. But, it was found that it would likely warrant its own cost of implementation by a comfortable margin, both from economical and societal perspectives.