Techno-Economic Analysis of Green Hydrogen Production from PV Plants

Abstract

Klimaforandringer skjer i et raskt tempo og fører til store problemer over hele verden, med et enormt behov for endring. For å effektivt bekjempe klimaproblemene er det nødvendig med en tydelig overgang fra fossile brensler, noe som har ført til en betydelig økning i bruken av fornybar energi som solcelleanlegg og vindkraft de siste årene. Høy bruk av varierende fornybar energi fører også til mange usikkerheter og stabilitetsproblemer. Derfor trenger verden fortsatt ny, grønn teknologi som kan bidra til å stabilisere det fremtidige energilandskapet. Å bruke hydrogen som energilagring kan derfor fremstå som en god løsning. Hydrogen kan for eksempel brukes som et rent drivstoff i kjøretøy. I tillegg til å tilby en bærekraftig løsning, er produksjon av hydrogen fra fornybare kilder en sentral idé for å fastsette retningen mot et pålitelig og lavkarbon energisystem. Men en utfordring er at storstilt grønn hydrogenproduksjon fortsatt er relativt nytt, og det er høyst nødvendig med en grundig teknisk-økonomisk analyse. Derfor kommer denne avhandlingen til å undersøke dette temaet for å finne den mest optimale måten å produsere hydrogen på ved bruk av fornybare energikilder, slik som solkraft.

Før simuleringene ble det utført en detaljert litteraturgjennomgang. Basert på denne ble det bestemt at fokuset skulle være på alkaliske (ALK) og protonutvekslingsmembran (PEM) elektrolysører, grunnet deres modenhet. I tillegg ble det bestemt at for lagring av hydrogen skulle et høytrykks komprimert gasslagringssystem brukes. Dette ble valgt på grunn av tilgjengelighet og pris. For å få et realistisk perspektiv ble et eksisterende solcelleanlegg i Nepal valgt som grunnlag for en casestudie. Dataene som ble levert for anleggene ble først analysert og deretter forsøkt gjenskapt i simuleringsprogrammet HOMER Pro for å simulere et grønt hydrogenproduksjonssystem. Flere scenarioer ble inkludert i simuleringene, med fokus på å finne den beste løsningen, både teknisk og økonomisk, enten ved å bruke begge anleggene eller bare ett, ved å koble systemet til strømnettet eller ikke, og ved bruk av ALK- eller PEM-elektrolysører.

Ifølge studien kan ALK-elektrolysører være mye rimeligere enn PEM-elektrolysører. I tillegg er det lønnsomt å ha en nettverkskobling for et slikt hybridsystem, siden det både gir muligheten til å selge overskuddstrøm og kjøpe strøm i perioder med lav solenergiproduksjon. Utfordringen med et nettverkstilkoblet system er at elektrisitetsmiksen spiller en stor rolle i hvor lave utslippene knyttet til hydrogenproduksjonen er, og om det produserte hydrogenet faktisk kan klassifiseres som grønt hydrogen. Casestudien viser at for en ALK-elektrolysør er et gjennomsnitt på 1200 kg hydrogen om dagen det meste systemet kan produsere med ett solcelleanlegg, der produktet fortsatt kan regnes som grønt.

Climate change is currently increasing at a rapid pace, causing major problems all over the planet and resulting in a demand for significant change. To take action to fight these changes, there is a clear indication that a shift away from fossil fuels is highly necessary. Therefore, there has been a large increase in intermittent renewable energy sources (RES), like wind and solar power. However, there are many uncertainties and stability issues when there is a high integration of RESs. Hence, the world still needs new, green technology to help stabilise the future energy landscape. Utilising hydrogen as energy storage seems like a desirable solution to this problem. For instance, hydrogen can also be used as a clean fuel in the transport sector. In addition to providing a sustainable solution, producing hydrogen from renewable sources such as solar presents itself as a key idea in determining the direction of a reliable, low-carbon energy system. However, large-scale green hydrogen production is relatively new, so in-depth techno-economic analysis is needed, which is why this thesis will investigate the topic to figure out the optimal way to produce hydrogen sourced from solar power.

Before starting the simulations, a detailed literature review was done. From this, it was decided that the electrolysers to investigate should be alkaline (ALK) electrolysers and proton exchange membrane (PEM) electrolysers, mostly due to the maturity of the technologies. In addition, it was chosen to use high-pressure compressed gas storage because of accessibility and cost. To get a real-life perspective, an existing PV plant located in Nepal has been the basis of a case study. The given data for the PV plants was first analysed and then recreated in HOMER Pro to simulate green hydrogen production. Several cases were included in the case study, focusing on finding the best feasible option, both technical and economic, whether that is utilising both or one PV plant, having a grid connection or not, and using ALK or PEM electrolysers.

As the study suggests, an ALK electrolyser can be a much more affordable option than a PEM electrolyser. In addition, having a grid connection is also profitable for this type of hybrid system, allowing the system to sell excess electricity and purchase electricity in cases of low solar generation. However, the downside with a grid connection is that the grid's electricity mix is an important factor in ensuring low enough emissions to call the produced hydrogen green. The case study in Nepal showed that for an ALK electrolyser, an average of 1200 kg of hydrogen per day over a year is the threshold that one of the PV plants can produce to still be able to classify the produced hydrogen as green.