Techno-Economic Analysis of Geothermal Hydrogen Power Generation for Load Management in Kenya

Abstract

The energy supply worldwide is transitioning from fossil fuels to more sustainable, renewable energy sources. This shift is prompted by the need to mitigate the detrimental impacts of climate change, primarily caused by the combustion of fossil fuels. Within this energy transition, the role of green hydrogen has garnered increasing attention as a promising candidate for the next energy frontier. Kenya is growing into a middle-income country. The country also resorts to fossil fuels during peak hours or when there is an inadequate supply of intermittent renewable energies, wind, and solar. These conventional fossil fuels are not only expensive but also detrimental to the environment. In Kenya, geothermal power plants often generate surplus electricity during off-peak hours, which is vented off. This process is wasteful and harms the environment. Large-scale battery energy storage systems (BESS) have substantial capital expenditure (CAPEX) is a significant challenge. This excess geothermal energy combined with hydrogen through electrolysis offers a sustainable and efficient solution. Geothermal hydrogen can address peak energy demand challenges and ensure a constant power supply. Moreover, incorporating electrolysis could further reduce the production cost of electricity, making geothermal-hydrogen hybrid power generation a cost-effective option for Kenya. This study aims to conduct a techno-economic analysis of geothermal-hydrogen power generation in Kenya and propose necessary policy interventions to enhance the development of this cutting-edge technology. By achieving the mentioned research objectives, this research could contribute to Kenya's more sustainable, balanced, and future-oriented energy mix. The paper provides an in-depth review of Kenya's diverse energy technologies and capacities, the daily and annual energy consumption patterns, and the status of geothermal power generation. A holistic understanding of the nation's energy scenario is important in charting future pathways for successfully integrating geothermal hydrogen power generation. A detailed literature review provides an overview of geothermal hydrogen technology, insights into electrolyzer and hydrogen storage technologies, techno-economic analysis, and a review of various studies in the field, all playing an essential role in the comprehensive understanding of the subject. Therefore, this thesis will adopt a comprehensive techno-economic approach to geothermal-hydrogen power generation in Kenya using Alkaline Water Electrolysis (AWE). It focuses on the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) by assessing various aspects of this prospective energy solution. A critical indicator of the economic feasibility of hydrogen production. A model was developed considering several parameters, including capital costs, operational expenses, electricity costs, and the Higher Heating Value (HHV) of hydrogen. The calculated LCOH for this investigation ranges from $3.3 to $5.01 per kilogram of hydrogen under varying conditions and assumptions. It is worth noting that electricity costs and capital expenses significantly influence the LCOH, underlining their crucial role in determining the economics of hydrogen production. This investigation integrates a sensitivity analysis to comprehend the effect of changes in technical and economic parameters on the LCOH. The role of the sensitivity analysis is to demonstrate how changes in variables such as electrolyzer efficiency, electricity price, and capital costs can affect the economic viability of geothermal hydrogen power generation. The results of this analysis are critical to the economic implications of potential variations in these parameters. Further, this study delves into the implications of integrating a Compressed Air energy Storage facility to counteract the intermittent nature of renewable energy. The inclusion of a storage facility adds to the costs and energy losses, yet it markedly enhances the system's operability by ensuring a consistent supply of hydrogen. Despite the additional cost, the capability of uninterrupted hydrogen supply holds significant potential for practical applications, pushing the LCOH toward the upper limit of the projected range. A novel solution proposed by the study to mitigate high operational costs involves harnessing excess geothermal energy currently vented and unused by redirecting this underutilized energy to hydrogen production. The research emphasizes the prospect of capitalizing on the excess geothermal energy currently vented for hydrogen production at reduced costs. Proposing a system where this excess energy is charged at $0.01/kWh to cover the operational costs of the geothermal power plant, this innovative approach has the potential to decrease the LCOH, thereby enhancing the economic feasibility of hydrogen production. The Levelized cost of hydrogen significantly reduces from 3.3$/kgH2 to 1.754$/kgH2 at 1MW. 2.9$/kgH2 to 1.485$/kgH2 at 50 MW due to economies of scale. Fundamentally, this study proposes policy implication, development, and application of the policy on standards and safety of efficient realization of geothermal-hydrogen power generation in Kenya. This new cutting-edge technology will require international cooperation for technology exchange and expertise. Fiscal incentives and the provision of financial support for institutions investing in this field will be vital for the adoption of geothermal hydrogen. Besides energy generation, other Power-to-X technologies such as manufacturing, transport, and agriculture-fertilizer production can benefit from green hydrogen for social, environmental, and economic benefits. Water consumption and purification have been highlighted on the detrimental side of this technology. Water is a requirement for hydrogen generation. Large-scale hydrogen power plants will require vast amounts of water, which might affect the ecosystem of rivers and lakes. Purification of the water is detrimental to the environment. Conducting an environmental assessment for water availability is essential before project implementation. Lastly, the present study presents unique challenges and limitations. Geothermal-hydrogen technology is a developing technology with scanty and inadequate standardized data. The economic assumptions remain unclear due to the novelty of various factors such as geographical location and market forces. The thesis provides some insights into the potential for geothermal hydrogen power generation in Kenya, applying AWE, thus paving the way for further research.

Keywords: Alkaline Water Electrolysis (AWE), Geothermal power, Green Hydrogen, Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), Compressed Air Energy Storage (CAES), Power-to-X (P2X) technology

세계의 에너지 공급은 화석 연료에서 지속가능한, 재생가능한 에너지원으로 전환하고 있다. 이러한 전환은 화석 연료의 소비에 따른 기후변화의 가속화를 완화하기 위한 전 세계적인 요망에 따라 추진되고 있다. 이러한 에너지 전환에서 녹색 수소(green hydrogen)의 역할이 최근 들어 크게 주목받고 있다. 중소득 국가로 성장일로에 있는 케냐에서는 전력수요 첨두부하 시간이나 바람과 태양 같은 간헐성(intermittent) 재생가능 에너지의 공급이 부족한 때에는 화석 연료에 전적으로 의존하고 있다. 이러한 전통적인 화석 연료의 과다소비는 높은 비용과 함께 환경에도 나쁜 영향을 미친다. 케냐의 지열 발전소는 기저수요 시간대에도 발전하여 남는 지열스팀을 외부로 방출하고 있다. 이 과정은 에너지 낭비적이며 환경에 해롭습니다. 대형 배터리 에너지저장 시스템(BESS)은 상당한 자본 지출(CAPEX)이 소요되어 큰 도전이 되고 있습니다. 반면 과잉 지열 에너지와 수전해 수소생산 시스템을 결합하면 지속가능하고 비용효과적 해결책이 나오게 된다. 이렇듯 수소는 첨두부하 시간대 전력수요/공급 제를 해결하고 지속적고 안정적인 전력 공급이 가능하게 된다. 또한 버려지는 전력을 수전해 과정에 사용하면 발전비용을 더욱 줄일 수 있어, 지열-수소 하이브리드 발전이 케냐에게 비용 효과적인 옵션이 될 수 있다. 따라서 본 연구의 목표는 케냐의 지열-수소 발전에 대한 기술-경제 분석과 이러한 혁신적인 기술의 개발 및 도입/확산을 위한 정책적 함의를 도출하는 것이다. 이러한 연구목표를 달성함으로써, 케냐의 지속 가능하고 균형 잡히고 미래 지향적인 에너지시스템 구축에 기여할 수 있을 것이다. 또한 본 연구는 케냐의 다양한 발전 원/기술과 설비용량, 일일 및 연간 전력부하패턴, 그리고 지열발전 상황에 대한 정보 및 심층분석 결과를 제공하고 있다. 케냐 발전부문에 대한 종합적인 이해는 지열-수소 발전의 비용효과적 통합시스템을 구축하기 위한 선결 조건이다. 본 논문은 케냐 발전부문에서 알칼리 수전해(Alkali Water Electrolysis: AWE)를 사용한 지열-수소 발전에 대한 종합적인 기술-경제 접근법을 시도하였다. 잠재적인 전력수급 해결책의 여러 측면을 평가하는 가운데, 본 연구는 수소생산의 경제적 타당성의 주요 지표로서 평균수소생산단가 (Levelized Cost of Hydrogen: LCOH)에 분석의 초점을 맞추고 있다. 여러 매개변수를 고려한 종합적인 모델이 개발된 바, 이에는 자본비, 운영비, 전기료, 그리고 수소의 연소열(Higher Heating Value: HHV)이 포함된다. 분석결과로서 계산된 LCOH은 다양한 조건과 가정 하에 $3.3~$5.01/kgH의 범위를 나타낸다. 전기료와 자본 비가 LCOH에 중대한 영향을 미치면서, 수소 생산의 경제성을 결정하는 중요한 변수로 작용한다. 본 연구는 LCOH에 대한 기술 및 경제 매개변수의 변화의 영향을 알아보기 위해 민감도 분석을 실시하였다. 민감도 분석의 역할은 전해설비 효율, 전기료, 자본비 등의 변수가 지열-수소 발전의 경제성에 어떻게 영향을 미치는지 보여주는 것이다. 더 나아가 재생가능 에너지의 간헐적인 특성을 상쇄하기 위해 압축공기 에너지저장 시설을 통합하는 대안도 검토하였다. 저장시설의 포함은 추가부담 비용과 에너지 손실을 늘리지만, 수소의 일관된 공급을 보장함으로써 시스템의 운용성을 크게 향상시킨다. 본 연구에서 제안하는 새로운 해결책은 현재 방출되고 사용되지 않는 과잉 지열 에너지를 수소생산에 활용하여 운영 비용을 줄이는 동시에 발전시스템의 안정적 운영을 기하는 것이다. 과잉 지열에너지가 운영비용을 저감하는 시스템을 제안함으로써(전기료: $0.01/kWh), LCOH를 더욱 낮춰, 수소 생산의 경제적 타당성을 높일 것으로 기대된다. 또한 규모의 경제로 인해 LCOH가1MW규모설비의 경우3.3$/kgH2에서 1.754$/kgH2로, 50 MW경우 2.9$/kgH2에서 1.485$/kgH2로 크게 감소하였다. 본 연구의 중요한 정책함의의 하나로서 케냐의 지열-수소 발전에 대한 표준 및 안전에 대한 정책의 개발 및 적용을 들 수 있다. 지열-수소발전 시스템은 신규 첨단 기술로서 기술 교환과 전문 지식의 공유를 위한 국제협력이 필요하다. 기술개발에 대한 다양한 정책지원과 투자기관에 대한 재정 지원 제공을 통해 지열-수소 발전의 상용화를 촉진시키도록 한다. 발전부문 외에도 수소 제조, 운송, 농업-비료 생산 등의 Power-to-X (P2X) 기술은 사회적, 환경적, 경제적 편익을 창출하게 될 것이다. 결론적으로 본 연구를 통해 케냐에서 지열-수소 발전이 경제적으로 실현 가능하다는 것이 입증되었다. 이는 새로운, 지속가능하고, 비용 효과적인 에너지 전환의 가능성을 보여준다. 또한, 정부, 산업, 연구소 등 이해 당사자들에게 혁신적인 에너지 솔루션을 개발하고 적용하는 데 유용한 통찰력을 제공할 것이다. 지열-수소 하이브리드 발전은 케냐의 미래 지속가능한 에너지믹스의 중요한 대안으로 정착할 것으로 기대된다. 키워드: 알칼리수전해(AWE), 지열 발전, 그린수소, 수소 평균생산단가 (LCOH), 압축 공기 에너지 저장 (CAES), P2X 기술