Technology: Electrolysers – part 1

Electrolyser technology

Hydrogen has many colours and can be produced with a broad range of technologies. Green hydrogen is produced by water electrolysis with renewable electricity. Water electrolysis is the cleanest and most sustainable way to produce hydrogen. The next weeks we will discuss the different electrolyser technologies.

We will discuss the technologies in three parts:

  • Part 1: Electrolyser technologies
  • Part 2: Application
  • Part 3: Advantages and disadvantages of the different technologies

Electrolysis is the electrochemical process splitting water into hydrogen and oxygen by supplying electrical (or thermal) energy given by the equation:There are currently three main technologies for electrolysis:

  • Alkaline Electrolyser
  • Proton Exchange Membrane Electrolyser
  • Solid Oxide Electrolyser
 

Electrolyser

The alkaline electrolyser (ALK) is a mature technology. In an alkaline electrolyser, the electrolyte is usually a 25-30% aqueous KOH-solution and is operated at 60-90˚C. The electrodes are immersed in the liquid electrolyte, separated by a separator that only allows transport of ionic charges. Historically, the separator was made of asbestos, but is currently made of Zirfon PERL.

When a direct current is applied to the water, the water molecule is split into oxygen and hydrogen. The electrolyte let the ions be transported between the electrodes. The purity is 99,5-99,9% for the hydrogen.

The electrolysis reactions: 

Alk redoks reaksjon

 

Alkaline cell

Conceptual set-up of an alkaline cell. Source: The International Journal of Energy

Electrolyser

Proton exchange membrane (PEM) systems are based on the solid polymer electrolyte concept for water electrolysis introduced in the 1960s.  The PEM electrolysers that are commercially available today, are more flexible and tend to have smaller footprint than the alkaline electrolysers. 

A proton exchange membrane separates the two half-cells, and the electrodes are usually directly mounted on the membrane. The membrane only allows transportation of hydrogen ions. It is necessary to use noble metal catalysts like iridium for the anode and platinum for the cathode. Water is supplied at the anode. The cell temperature of a PEM cell is 50-80˚C. 

The electrolysis reactions are as follow:

PEM redoks-reaksjon

The resulting purity is higher than for alkaline and is typically greater than 99,99% H2. PEM has a compact module design because of the solid electrolyte and has a high current density operation compared to alkaline.

pem electrolyser technology
Source: Wood Mackenzie, U.S. Department of Energy

Electrolyser

Electrolysis of water can be performed at high temperature using steam. A Solide Oxide Electrolyser (SOEL) is a high-temperature electrolyser that perform a solid oxide electrolysis and operates at temperatures of 700-900˚C. The technology is currently immature and has only been tested at laboratory scale. High temperature operation results in higher electrical efficiencies than alkaline and PEM, but it has challenges in material stability and also depend on waste heat. The high temperature steam is either supplied by an external heat source or by an electrical heater, therefore the applicability of SOEL is limited to specific instances (more in part 2)

SOEL use a solid ion-conducting ceramic as the electrolyte and comprise of three layers. Yttria-stabilized zirconia is often used as electrolyte.

The half reduction equations:

Solid oxide cell

Conceptual set-up of a solid oxide electrolyser cell. Source: International Journal of Hydrogen Energy

 

Next week we will discuss the applications for the different technologies.


Do you want to be updated on the technologies and the development in the hydrogen market? You can sign up for our  newsletter here. Read more blogposts here. Contact us for an overview of existing and planned projects in Norway and the world: greensight@greensight.no

hydrogen glomfjord air liquide

Greensight-analyser underlag for framtidig hydrogenfabrikk i Glomfjord

hydrogen glomfjord air liquide

Glomfjord Hydrogen og den franske industrigassgiganten Air Liquide signerte nylig en samarbeidsavtale med ambisjon om å etablere en komplett verdikjede for produksjon og flytendegjøring av grønt hydrogen i Glomfjord Industripark.

Målsetningen for samarbeidet er å kunne tilby null-utslipps drivstoff til de nye fergene som skal settes i drift i Vestfjordensambandet i 2024. Statens Vegvesen har tydelig signalisert at det kun er flytende hydrogen som er aktuelt på det  278 km lange sambandet på RV80, Bodø-Røst-Værøy-Moskenes. Hvis vedtaket om at strekningen skal avkarboniseres går gjennom, ventes anbudet for fergene i løpet av mai. 

Storskala produksjon

Prosjektet er satt opp slik at Glomfjord Hydrogen skal produsere hydrogengass basert på elektrolyse med fornybar energi, og Air Liquide skal bidra i prosjektet gjennom sin teknologi og ekspertise om flytendegjøring av hydrogengass. Air Liquide er i dag en av verdens største produsenter av flytende hydrogen.

Man ser for seg et anlegg som skal produsere 10 tonn hydrogen per dag, altså ~20 MW installert elektrolysørkapasitet, ~25 MW med flytendegjøringsanlegget. I dag produseres det 20 tonn flytende hydrogen i Europa per dag, og daglig totalt 325 tonn globalt. Anlegget utgjør altså rundt 3 prosent av dagens flytende hydrogen-produksjon.

Anlegget skal være klart til oppstart i 2024, når fergene på Vestfjorden etter planen skal settes i drift.

Aktørene ser mulighet for oppskalering av produksjonen slik at man kan tilby flytende og komprimert hydrogen også til andre forbrukere innen maritime, landtransport og industri.

hydrogen glomfjord air liquide

Den gamle hydrogenfabrikken i Glomfjord. Kilde: Glomfjord Hydrogen AS

Hvorfor Glomfjord?

Glomfjord var fra 1949-1993 verdens største produsent av hydrogen fra elektrolyse, og hadde på det meste 168 elektrolysører i drift. Lokalt har man derfor lang erfaring og unik kompetanse knyttet til å drive hydrogenproduksjon. Dette innebærer også at det er tilrettelagt infrastruktur, god nettilgang (over 60 MW) og gunstig nettleie. Stedet ligger gunstig til sør for Bodø, og kan levere til både Vestfjordensambandet og andre større framtidige avtagere i regionen. 

I 2016 ble Glomfjord Hydrogen AS dannet, og eiere er i dag Nel, Greenstat og Meløy Energi. Selskapet har siden oppstarten, med tidligere fabrikksjef Finn Nordmo i spissen, jobbet målrettet med industriutvikling for å få til storskala produksjon i området. 

Greensight-analyser viser at flytende hydrogen er konkurransedyktig

Greensight har de siste årene levert flere analyser til Glomfjord Hydrogen knyttet til distribusjon og tekno-økonomiske vurderinger som grunnlag for investeringsbeslutninger. Denne og andre analyser har blant annet  vist at flytende hydrogen basert på fornybar energi vil bli en konkurransedyktig nullutslipps-løsning for maritim sektor, forutsatt at produksjon skjer på strategiske lokasjoner som Glomfjord, i store volumer, med lav strømpris og levert gjennom effektive og sikre leveransekjeder.

Trenger du hjelp til å evaluere og sette i gang hydrogenprosjekt?

Greensight er spesialister på hydrogenverdikjeder, fra energiproduksjon til sluttbruker. Greensight har lang erfaring med å analysere og vurdere hydrogenprosjekter, anbefale tekniske løsninger, forretningsmodeller og strategier.

Kontakt: greensight@greensight.no

hydrogen finnmark maritim hydrogen infrastruktur

Greensight skal utrede infrastruktur for hydrogen til martimt bruk i Varanger

hydrogen finnmark maritim hydrogen infrastruktur

Grensight har fått oppdraget med å utrede hvilken type infrastruktur som er mest hensiktsmessig for å kunne levere hydrogen til fartøy på kai i Berlevåg, Vadsø og Kirkenes.

Oppdragsgiver er Troms og Finnmark fylkeskommune som har en ambisiøs hydrogenstrategi og igangsatt flere prosjekter knyttet til bruk av hydrogen blant annet i maritim sektor. Blant annet vurderer man muligheten for å starte opp en hydrogendrevet hurtigbåtrute mellom Vadsø og Kirkenes.

Infrastruktur for store og små fartøy

Studien skal kartlegge mulige bunkringskonsepter, samt gi kostnadsoverslag for å kunne fylle både små og mellomstore fartøy med hydrogen eller hydrogenbaserte drivstoff. Studien skal derfor ikke bare se på en framtidig hurtigbåt, men også vurdere om det finnes løsninger som også kan utløse et marked for fiskebåt, lastebåt og  hurtigrute.

Hydrogen fra Raggovidda

Fartøyene tenkes i første omgang å benytte hydrogen produsert fra vindkraft fra Raggovidda vindpark og demonstrasjonsanlegget med en 2,5 MW elektrolysør som i utgangspunktet er planlagt å stå klar til sommeren. Vindparken har konsesjon for 200 MW installert kapasitet, en foreløpig er kun 45 MW bygget på grunn av manglende kapasitet i nettet. Dette er en av grunnen til at man ønsker man å produsere hydrogen i stedet for å selge elektrisiteten.

Produksjonsanlegget ligger i Berlevåg, en av havnene som skal utredes. De resterende kaianleggene må få tiltransportert hydrogen, enten via vei eller sjø, eller eventuelt opprette lokal produksjon av hydrogen der tiltransportering ikke er mulig. Studien kartlegge hva som er den mest kostnadsvarende løsningen. Ved  produksjon på kai vil anleggene benytte strøm fra nettet.

Klimasats-støtte

Troms og Finnmark fylkeskommune har fått tildelt milder til å utrede infrastruktur til hurtigbåt og maritime applikasjoner gjennom Klimasatsordningen. Prosjektet antas å være ferdig august/september  2020.

Greensight er spesialister på hydrogenverdikjeder, fra energiproduksjon til sluttbruker. Vi har lang erfaring med å analysere og vurdere hydrogenprosjekter, anbefale tekniske løsninger, forretningsmodeller og strategier.

Har du et prosjekt du ønsker utredet eller rett og slett lurer på noe angående hydrogen?

Ta konktakt med oss på greensight@greensight.no

hydrogen meråker

Hydrogenproduksjon på Meråker kan utløyse hydrogenmarknad i Norge og Sverige

hydrogen meråker

 

Studie frå Greensight viser at det er mogleg å oppretta verdikjeder for hydrogen i Sverige og Norge basert på konkurransedyktig hydrogen frå Meråker kommune i Trøndelag.

Moglegheitstudien er gjennomført på oppdrag frå Meråker Næringspark og andre lokale samarbeidsaktørar. Den aktuelle lokaliteten er Elkem si gamle smelteverkstomt på Kopperå, som næringsparken no disponerer. Tomta er stor, har all nødvendig infrastruktur lett tilgjengeleg, og det er gjennom studien ikkje identifisert spesielle sikkerheitsutfordringar mtp. hydrogenproduksjon på denne tomta. Gjennom Meråker kommune går både E14 og Meråkerbanen mellom Trondheim og Östersund. Jernbana passerer like inntil næringstomta på Kopperå, og hadde tidlegare sidespor inn på smelteverksområdet.

hydrogen produksjon meråker Mons Ole Sellevold

Mons Ole Sellevold fra Greensight presenterer moglegheitstudien for kommunestyret i Meråker, januar 2020.

Kraftoverskudd

Meråker kommune har eit betydeleg kraftoverskudd frå den store vasskraftproduksjonen i kommunen. Dette gjorde seg særleg gjeldande etter at smelteverket på Kopperå blei lagt ned i 2006. Krafta blir derfor i dag heller eksportert til resten av Trøndelag, men på grunn av begrensningar i overførings- og innmatingskapasitet i linjenettet går noko av denne krafta tapt, både som flaumtap og overføringstap. Det er derfor av lokal og samfunnsøkonomisk interesse å finna andre lokale brukarar av denne «innestengde» krafta, og det opnar potensielt for gunstige kraftprisavtalar.

Men det er ikkje nok med god infrastruktur og tilgang på billeg kraft, ein treng òg ein marknad med sluttbrukarar av hydrogen, og helst éin større avtakar som står for størstedelen av forbruket, for å sikra forutsigbarheit.

Konkurransedyktig hydrogen

For å klara å produsera konkurransedyktig hydrogen på Kopperå har Greensight sine analysar (pre korona) vist at det bør etablerast ein produksjonskapasitet på minimum 4 – 5 tonn/døgn (~10 MW). Eit ev. lokalt H2-forbruk i Meråker vil aldri kunna bli så stort. Greensight har derfor gjennomført ein grundig studie av det potensielle H2-forbruket i heile «nedslagsfeltet» til Meråker. Dette inkluderer naturleg nok store delar av Trøndelag, men sidan Meråker ligg like ved svenskegrensa har me òg sett på marknadspotensialet på svensk side, i Jämtland. Og det er nettopp dette som viser seg å kunna bli det store konkurransefortrinnet til eit produksjonsanlegg i Meråker.

Hurtigbåtar kan sikra større hydrogenmarknad i Trøndelag

På norsk side er det særleg Trøndelag fylkeskommune sine planar om utsleppsfrie hurtigbåtar som peikar seg ut som den største og mest aktuelle framtidige enkeltbrukaren av hydrogen. Her er behovet estimert til inntil 4 tonn/dag. Andre aktuelle aktørar på norsk side er sjølvsagt landtransportsektoren (både privat, kollektiv og næring), tog (Trønder- og Nordlandsbanen), havbruksnæringa m.fl. Dei sistnemnde aktørane representerer samla sett eit stort H2-volum, men består derimot av mange små enkeltforbrukarar som gir relativt liten forutsigbarheit, og mindre moglegheit for større enkeltleveransekontraktar. Desse bør derfor heller sjåast på som ei potensiell oppside som kan gi eit meirsal i ein sekundær marknad, då marginalkostnadane ved å auka H2-produksjonen er liten når anlegget først er på plass.

Norsk hydrogen og laks på Inlandsbanan?

Det kanskje mest interessante potensialet er likevel levering til svensk side. I Jämtland er det stor interesse for hydrogen, og det er spesielt eitt konkret prosjekt som peiker seg ut. Gjennom heile innlands-Sverige går Inlandsbanan. Denne er lite brukt i dag, men det er eit stort behov for å auka godstrafikken (malm, stål, tømmer og norsk laks) på denne bana i åra som kjem. Strekninga er ikkje elektrifisert, og det er av baneeigar vurdert å vera for dyrt og tidkrevjande å etablera elektrifisering. Det er i tillegg uttalt at tradisjonell dieseldrift ikkje vil bli aktuelt/akseptert, av klimaomsyn. Baneeigar vurderer derfor hydrogen som framtidig føretrekt drivstoff på banestrekninga, og estimerer eit potensielt døgnforbruk på 15 tonn H2. Inlandsbanan passerer gjennom Östersund, som igjen ligg 180 km (2,5 h) langs Meråkerbanen frå Kopperå. Dette stiller Kopperå i ein god posisjon som framtidig leverandør av hydrogen, på jernbane, til Inlandsbanan.

For å kunna realisera eit større produksjonsanlegg på Kopperå er det nødvendig med forutsigbarheit i kraftleveranse og kraftpris, samt langsiktig leveringsavtale med ein eller fleire større avtakarar. Det ligg òg eit stort potensiale for levering til mindre aktørar i ein sekundærmarknad.

Treng du hjelp til å evaluere og sette i gang hydrogenprosjekt? Greensight har lang erfaring med å jobbe med heile verdikjeden – frå kraftproduksjon til sluttbrukar og kan gi råd om forretningsmodellar og strategi. Kontakt: greensight@greensight.no

Meld deg på nyheitsbrevet vårt HER.

Greensight Hydrogen Economics Tool – profitable hydrogen business models.

hydrogen economics tool

Understanding how to get the most out of investments in zero emission solutions is maybe more important than ever, and our Hydrogen Economics Tool has you covered.

Greensight continue to work with hydrogen and forecasting production costs as industries, markets, and technologies develop and change.

We have developed Greensight Hydrogen Economics Tool for use in calculating hydrogen production prices and required sales prices to realize real business models that are profitable and sustainable.

 

What this tool does:

The Hydrogen Economics Tool enables us to calculate, visualize, and evaluate hydrogen production prices from a total value chain aspect using specific inputs relevant to the case analysed. The tool works for hydrogen in both compressed and liquefied states and for on-site or distributed use.’

How it works:

Specific data inputs relevant to the project such as required hydrogen outputs in the short and longer term, technical aspects, equipment costs, operating costs and electricity prices are gathered together into a techno-economic model.
The model calculates the specified results such as cash flow, ROI, payback period, cost per kg H2 by category and displays it in both numerical and graphical representations for further analysis.

What this tool enables:

Feasibility Analysis:

The tool enables fast feasibility analysis of different hydrogen production plants so that business’ can identify best opportunities available today and to strategize to develop opportunities for tomorrow.

Detailed analysis:

The tool enables detailed results on each aspect of the hydrogen production value chain allowing decision makers to identify and focus their efforts on the aspects that are both influenceable and important in order to realize the best results.

Comparability:

The tool enables directly comparable results and analysis of different investments, production plant setups.

Specific:

Often hydrogen calculations are done with rules of thumb; such as electricity is 80% of the cost of hydrogen or maintenance is 5% of the initial capital cost. The Hydrogen Economics Tool uses specific real-world inputs to simulate actual results on specific cases.

Modularity:

The tool has add-inns to integrate sale of excess heat and oxygen from the electrolysers.

 

Who can benefit from the use of this tool?

 

Hydrogen consumers (current or prospective) who are looking to understand the cost of producing hydrogen for their own use or for use in negotiations with hydrogen suppliers.

Hydrogen producers who want to understand the true cost of hydrogen production and investigate different business cases and understand trade-offs between investments in different designs.

Energy producers who have VRE (Variable Renewable Energy) and want to take control of the variability of electricity production through the use of hydrogen to optimize time of electricity production.

Interested in learning more about our Hydrogen Economics Tool? Chat with us now or send us an email, we would love to hear from you!  Email: greensight@greensight.no

 

Follow us on LinkedIn and Facebook!