Optimising large-scale PEM electrolysis for green hydrogen production : a comprehensive techno-economic case study

Abstract

Grüner Wasserstoff entwickelt sich zu einem wichtigen Energieträger in nachhaltigen Energiesystemen und spielt eine entscheidende Rolle bei der Ausbalancierung von erneuerbaren Energiequellen. Die Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse (PEM), welche eine schnelle dynamische Reaktion ermöglicht, eignet sich besonders gut für Wasserstoffproduktion, obwohl sie erhebliche Abwärme erzeugt. Diese Studie untersucht das techno-ökonomische Potenzial eines großen PEM-Elektrolyseurs, der mit erneuerbarer Energie betrieben wird, der Fokus wird hierbei auf die Produktion von grünem Wasserstoff gelegt. Es werden verschiedene Systemkonfigurationen analysiert, einschließlich Anpassungen der Kapazitäten für Elektrolyseur, Wind- und Photovoltaikanlagen sowie Betriebsstrategien. Zusätzlich wird die Machbarkeit der Abwärmenutzung für ein lokales Wärmenetz zur Effizienzsteigerung untersucht. Ein verifiziertes PEM-Modell wird in eine Simulationssoftware für erneuerbare Energien integriert, um wichtige technische und ökonomische Kennzahlen zu bewerten. Die Ergebnisse zeigen, dass die optimalen Systemkonfigurationen hohe Anteile an installierter erneuerbarer Energie im Vergleich zur Elektrolyseurkapazität aufweisen. Darüber hinaus hat Abwärmerückgewinnung das Potenzial, die Effizienz des Elektrolyseurs um fast 20% Punkte zu steigern. Die berechneten Kosten für die Wasserstoffproduktion liegen unter idealen Bedingungen bei 4.2-4.8 €/kg, wobei die kostengünstigste Variante fluktuierende Stromkäufe aus dem Netz berücksichtigt. Diese Ergebnisse verdeutlichen, dass grüner Wasserstoff auf globaler Ebene noch Schwierigkeiten hat, mit fossilem Wasserstoff zu konkurrieren, selbst unter optimistischen Annahmen zu den Investitionskosten. In dieser Studie führt die Nutzung von Abwärme für Fernwärme nur zu geringen Reduzierungen der Wasserstoffproduktionskosten, während die vollständige Nutzung der überschüssigen Abwärme größere Einsparungen ermöglichen könnte. Darüber hinaus ist die Rentabilität der Abwärmenutzung von der erforderlichen Temperatur abhängig, wobei Wärmepumpen eine entscheidende Rolle spielen. Abschließend zeigt die Studie, dass PEM-Elektrolyse ein erhebliches Potenzial für die Produktion von grünem Wasserstoff aufweist, jedoch weitere Kostenreduktionen erforderlich sind, um auf globaler Ebene mit grauem Wasserstoff konkurrenzfähig werden zu können. Die Erreichung der Wettbewerbsfähigkeit hängt von Fortschritten in der PEM-Technologie und der Senkung der Investitionskosten ab. Forschungen zur Abwärmenutzung und zur Optimierung des Strombezugs könnten ebenfalls dazu beitragen, die Produktionskosten weiter zu verringern und grünen Wasserstoff zu einer nachhaltigen Alternative zu fossilem Wasserstoff zu machen.

Green hydrogen is emerging as a crucial energy carrier in clean energy systems, vital for mitigating the volatility of renewable sources. Proton Exchange Membrane (PEM) electrolysis, providing a fast dynamic response, is well-suited for hydrogen production, though it generates substantial waste heat. This study investigates the techno-economic potential of a large-scale PEM electrolyser powered by renewable energy, focusing on green hydrogen production. System configurations are varied, including adjustments to electrolyser, wind, and photovoltaic capacities, and operational strategies. Additionally, the feasibility of waste heat utilisation for a local district heating network is explored for possible efficiency gain. A verified PEM model is implemented into a renewable energy simulation framework to evaluate key metrics, both technical and economic. Results indicate that optimal system configurations involve a high share of installed renewable energy generation relative to electrolyser capacity. Furthermore, waste heat recovery has the potential to enhance stack efficiency by nearly 20% points. The estimated Levelised Cost of Hydrogen ranges from 4.2-4.8 €/kg under ideal scenarios, with the more cost-effective strategy considering fluctuating electricity purchases from the grid. These findings highlight that green hydrogen faces challenges in competing with fossil-based hydrogen on a global scale, even under optimistic capital cost assumptions. In this study, utilising waste heat for district heating results in only minor reductions of hydrogen production costs, whereas full reuse of the useable excess heat could offer more substantial savings. Moreover, the viability of waste heat supply is contingent on the required temperature level, with heat pumps playing a crucial role. In conclusion, while PEM electrolysis demonstrates considerable potential for green hydrogen production, further cost reductions are essential if it is to compete globally with grey hydrogen. Achieving competitiveness will rely on advancements in PEM technology and reductions in capital expenditures. Research into waste heat recovery and optimising electricity procurement could further help to reduce production costs and create a viable, sustainable alternative to fossil fuel-derived hydrogen.