Wodór paliwem energetycznym przyszłości. Czy Polska sprosta wymaganiom UE?

Rozważono scenariusze z minimalną mocą 40 GW zainstalowanych elektrolizerów w 2030 roku. Do dalszej analizy wybrano cztery scenariusze z czterech różnych badań spełniających te kryteria:

• EC MIX-H2: osiągnięcie celu 55% GHG w 2030 r. - Sprawozdanie Komisji Europejskiej (2021) z oceny wpływu;
• Zgodność z Porozumieniem Paryskim (PAC3): Budowanie scenariusza energetycznego PAC w celu osiągnięcia celu 1,5°C Porozumienia Paryskiego – Climate Action Network Europe (2020);
• ENTSO DE: TYNDP 2020 Scenario Report, poprzez podejście oddolne (w oparciu o historyczne dane bilansu energetycznego), z uwzględnieniem krajowych planów w zakresie energii i klimatu – ENTSO-E i ENTSOG (2020);
• JRC 1.5: Globalne prognozy dotyczące energii i klimatu (GECO) 2020, Nowa normalność poza Covid-195,scenariusz 1,5°C – Wspólne Centrum Badawcze (2021).

Autorzy raportu stwierdzają, że scenariusz Komisji Europejskiej EC MIX-H2 został wykorzystany w analizie jako scenariusz kotwiczny, ze względu na jego cel dostosowania się do celu Strategii Wodorowej (40 GW mocy zainstalowanych elektrolizerów, co skutkuje produkcją 5 Mt H2 na terenie UE, na podstawie ekwiwalentu 4162 godzin i zawartości energii wodoru ~33,3 kWh/kg H2). Ponieważ drugi cel, jakim jest osiągnięcie 10 Mt (równowartość 333 TWh) popytu na H2 w 2030 r. (w tym na produkcję pochodnych) nie jest spełniony w tym pierwotnym scenariuszu (i zostanie osiągnięty dopiero w latach 2030-2035) przy zwiększeniu skali EC MIX -H2. 

Aby osiągnąć ten cel, przewiduje dwa następujące scenariusze:

1) Jednolity we wszystkich sektorach: wzrost popytu na wodór i jego pochodne (amoniak, metanol, e-paliwa) nastąpi równomiernie we wszystkich sektorach.

2) Tylko bezpośrednie zapotrzebowanie na wodór: wzrost zapotrzebowania dotyczy przede wszystkim bezpośredniego wykorzystania wodoru.

Wyniki modelowania z tych wybranych scenariuszy posłużyły autorom raportu do przedstawienia przeglądu popytu i podaży na wodór i jego pochodne.

Ogólnie autorzy raportu konkludują, że rozwój wodoru i jego pochodnych jest niepewny, co dodatkowo powoduje dalsze zróżnicowanie poziomów możliwego popytu na import. Niemniej jednak, jeśli skonkretyzuje się strategia Komisji Europejskiej w zakresie wodoru, co oznacza zapotrzebowanie na wodór w wysokości 10 mln ton w 2030 r., w tym do produkcji pochodnych, luki w dostawach będą bardziej niż prawdopodobne w 2030 r., a import tych nośników energii będzie w większości przypadków wymagany. Te luki w dostawach w 2030 r. będzie należało uzupełnić importem z krajów i regionów spoza UE.

Analiza trendów rynkowych i luk

W zamyśle autorów niniejszy raport analizuje różne czynniki wpływające na to, w jakim stopniu UE mogłaby rozpocząć, a nawet masowo importować odnawialny wodór i jego pochodne w horyzoncie 2030 roku. Czynniki te są napędzane przez:

• zmiany na rynku unijnym i międzynarodowym, z potencjalnymi rozbieżnościami między produkcją a popytem na wodór i pochodne w UE;

• całkowity koszt wodoru i pochodnych w całym łańcuchu dostaw (koszt importu, na który składają się koszty produkcji i transportu);

Omawiany raport ocenia obecny trend rynkowy przy założeniu, że istnieją luki podażowe w skali UE. Określa, w jaki sposób rynek międzynarodowy (potencjalne rynki eksportowe) mógłby wypełnić te luki. Następnie opisuje główne elementy, parametry techniczne i koszty produkcji, transformacji (lub konwersji) i transportu wodoru odnawialnego i jego pochodnych. 

W studium przeanalizowano również koszty produkcji i transportu:

• wodoru,
• energii w płynie (PtL),
• metanolu oraz
• ciekłego syntetycznego gazu ziemnego (SNG)

do granic UE. Na koniec omówiono bariery i potrzeby regulacyjne w zakresie rozwoju importu wodoru do UE, z naciskiem na wodór odnawialny i jego pochodne.

Autorzy raportu wskazują także, że potencjalne przyszłe kraje eksportujące, a także ich potencjalny wolumen eksportu wodoru ze źródeł odnawialnych w krótkim okresie, analizuje się na podstawie IEE Global PtX Atlas opublikowanego w czerwcu 2017. W celu uszeregowania potencjalnych regionów eksportujących w horyzoncie 2050, metodologia PtX Atlas opiera się na obszernej analizie potencjału produkcyjnego każdego regionu. Największe lądowe potencjały do produkcji odnawialnego wodoru i pochodnych występują w dużych krajach, takich jak Stany Zjednoczone, Australia, Argentyna czy Rosja, z dostępem do przybrzeżnych lub śródlądowych dróg wodnych (ponad 70% potencjału PtX znajduje się w pobliżu wód słodkich ze względu na fakt, że elektroliza wymaga znacznych ilości wody). Śródlądowe drogi wodne zapewniłyby również wydajne środki transportu.

Atlas PtX stwierdza przy tym, że w perspektywie długoterminowej (2050 r.), poza Europą, można by wyprodukować łącznie około 109 000 TWh ciekłego wodoru i odpowiednio 85 000 TWh pochodnych. Oczywiście przydatność do rozwoju infrastruktury odnawialnego wodoru i pochodnych zależy również od warunków społeczno-ekonomicznych w kraju produkującym odnawialny wodór i pochodne.

Raport stwierdza, że biorąc pod uwagę obecny globalny rozwój gospodarki wodorowej, wydaje się, że na całym świecie ogłaszanych jest coraz więcej projektów dotyczących odnawialnych źródeł wodoru. Analiza największych projektów, oczekiwanej pochodnej i potencjalnej wytworzonej ilości tego paliwa została przeprowadzona w oparciu o szereg projektów IEA. Oceniono, że zidentyfikowane, duże projekty ogłoszone na całym świecie osiągną łączną moc elektrolizy 58 GW w 2030 r., co pozwoli na import od 5 do 7,25 Mt/r do UE. Z kolei w perspektywie długoterminowej (2050 r.) na świecie istnieje ogromny potencjał do produkcji wodoru odnawialnego i pochodnych. Jednak w bardzo krótkim okresie, biorąc pod uwagę fakt, że nie ma jeszcze międzynarodowego rynku wodoru, a jednocześnie rosną oczekiwania na całym świecie, możliwości eksportowe do Europy pozostają niepewne i opierają się wyłącznie na obecnie ogłoszonych projektach. Obecnie zakłada się również, że w niedalekiej przyszłości pojawią się nowe ważne projekty, które zapewnią dodatkowe moce produkcyjne na całym świecie i możliwości eksportu do Europy. W celu dopełnienia oceny należy również wziąć pod uwagę koszt tych produktów importowanych do UE, aby porównać ich konkurencyjność z produkcją w UE.

Przypomnijmy, że Power-to-Liquids (PtL) to ścieżka produkcji dla węglowodorów płynnych na bazie energii elektrycznej, wody oraz CO2 jako zasobów. Istnieją dwie główne ścieżki produkcji odnawialnego paliwa do silników PtL:

• Synteza i ulepszanie Fischera-Tropscha (FT).
• Synteza i konwersja metanolu (MeOH).

Produkcja PtL składa się z trzech głównych etapów:

1. Produkcja wodoru z odnawialnej energii elektrycznej za pomocą elektrolizy wody.

2. Zapewnienie odnawialnego CO2 i konwersja.

3. Synteza do ciekłych węglowodorów, a następnie modernizacja/konwersja na paliwa rafinowane.

Jak każdy inny proces syntezy, produkcja PtL skutkuje mieszanką benzyny, nafty, oleju napędowego i innych produktów paliwowych.

Obydwie powyższe ścieżki PtL (poprzez Fischera-Tropscha lub metanol) oferują wysoki poziom gotowości technologicznej. PtL może być produkowane ze skoncentrowanego odnawialnego CO2 źródła wykorzystujące ustalone procesy na skalę przemysłową z poziomami gotowości technologicznej (TRL) między 8 i 9 (z 9). Podczas gdy poszczególne procesy mają został wdrożony na dużą skalę, pełna integracja systemu PtL jest obecnie znacznie postępująca z zakład demonstracyjny szlaku Fischera-Tropscha firmy Sunfire w Dreźnie.

Korzyści środowiskowe z PtL są uzyskiwane dzięki użyciu energii elektrycznej, CO2 i wody ze źródeł odnawialnych. Zapotrzebowanie na wodę przy PtL jest znikome, a wymagania dotyczące gruntów są duże niższe w porównaniu z biopaliwami. Jako paliwo syntetyczne PtL oferuje lepsze spalanie przy mniejszej ilości zanieczyszczeń.

Główne wyzwanie dla krótkoterminowego wdrożenia PtL to koszty produkcji w porównaniu do konwencjonalnych paliw. Redukcje kosztów można osiągnąć poprzez: obniżenie kosztów energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (wiatr, słońce), zwiększenie wydajności dzięki ulepszonym procesom produkcji PtL (elektroliza wysokotemperaturowa, ekstrakcja CO2 itp.) oraz poprzez korzyści skali i liczb. Główną zaletą PtL jest ogromny potencjał wiatru i energii słonecznej – są to moce przekraczające globalne zapotrzebowanie na energię. PtL oznacza zatem zwiększone bezpieczeństwo energetyczne, lokalną wartość dodaną oraz perspektywę zrównoważonego biznesu dla regionów obfitujących w energię odnawialną.

Przypomnijmy też, że metanol (CH3OH), znany również jako alkohol drzewny, jest powszechnie uważany za paliwo alternatywne. Jako paliwo silnikowe metanol ma właściwości chemiczne i fizyczne podobne do etanolu. Paliwo to jest zwykle wytwarzane przez reforming parowy gazu ziemnego w celu wytworzenia gazu syntezowego. Wprowadzanie tego gazu syntezowego do reaktora z katalizatorem wytwarza metanol i parę wodną. Metanol można wytwarzać z różnych surowców, ale gaz ziemny jest obecnie najbardziej ekonomiczny. 

Metanol może być alternatywą dla konwencjonalnych paliw transportowych. Korzyści z metanolu obejmują:

• niższe koszty produkcji — metanol jest tani w produkcji w porównaniu z innymi paliwami alternatywnymi.
• większe bezpieczeństwo — metanol ma mniejsze ryzyko palności w porównaniu z benzyną.
• zwiększone bezpieczeństwo energetyczne — Metanol można wytwarzać z różnych krajowych surowców węglowych, takich jak biomasa, gaz ziemny i węgiel.

Metanol został wprowadzony na rynek w latach 90. jako paliwo alternatywne do kompatybilnych pojazdów. W szczytowym okresie w pojazdach napędzanych paliwami alternatywnymi w Stanach Zjednoczonych rocznie używano prawie 6 milionów galonów benzynowych ekwiwalentów 100% metanolu oraz mieszanek 85% metanolu i 15% benzyny.

Nie cały metanol jest wytwarzany przy użyciu tych samych materiałów lub w tych samych procesach. Prowadzi to do różnic w poziomie zrównoważenia metanolu jako paliwa przy rozważaniu emisji gazów cieplarnianych:

• Brązowy metanol jest wytwarzany z węgla i może nie zmniejszać znacząco emisji dwutlenku węgla.
• Szary metanol jest wytwarzany z gazu ziemnego i może nie zmniejszać znacząco emisji dwutlenku węgla z odwiertu.
• Niebieski metanol jest produkowany przy użyciu niebieskiego wodoru w połączeniu z technologią wychwytywania dwutlenku węgla, co znacznie zmniejsza emisje dwutlenku węgla w ujęciu „od studni – do zbiornika paliwa”.
• Zielony metanol może być biometanolem wytwarzanym z biomasy lub e-metanolem wytwarzanym z zielonego wodoru, wychwyconego CO2 i odnawialnej energii elektrycznej. Oba sposoby można uznać za umożliwiające neutralne dla emisji dwutlenku węgla w ujęciu „od studni – do zbiornika paliwa”.

Dodajmy także, że syntetyczny gaz ziemny (SNG) to pojęcie, które opisuje różnorodne alternatywy dla gazu ziemnego, które pod względem składu i właściwości są jak najbardziej zbliżone do gazu ziemnego. SNG może być pozyskiwany z węgla, biomasy (odpadowej)  lub syntetyzowany z wykorzystaniem energii odnawialnej. Wyniki tych dwóch ostatnich metod są często określane jako bio-SNG/biogaz i e-gaz/syngaz. W zależności od źródła paliwa, SNG może być niskoemisyjnym lub nawet pozbawionym węgla substytutem paliw kopalnych. Dzięki swojemu składowi może być mieszany i stosowany zamiennie z gazem ziemnym we wszystkich zastosowaniach. SNG w postaci skroplonej lub sprężonej można transportować lub przechowywać w sieci gazowej. Zgazowanie to proces ogrzewania bez spalania, który zamienia stałe paliwa węglowe w wodór, dwutlenek węgla i tlenek węgla. Jeżeli zgazowanie następuje w wyniku naturalnej beztlenowej fermentacji materiałów organicznych, np. kompostu, obornika lub innych odpadów, to nazywa się to bio-SNG lub biogazem, a procesem jest biochemiczna produkcja SNG. Jeśli wodór jest wytwarzany przez elektrolizę (zwykle przy użyciu energii odnawialnej), proces jest określany jako Power-to-Gas lub Power-to-X, a otrzymanym produktem jest e-gaz lub gaz syntezowy. Następujący proces metanizacji (jest to  reakcja chemiczna wspomagana przez katalizator w wysokich temperaturach), zamienia dwutlenek węgla i tlenek węgla w metan, czyli główny składnik gazu ziemnego. Po końcowym etapie czyszczenia może być on używany w ten sam sposób, a także transportowany i przechowywany w tych samych pojemnikach i sieciach lub używany do bezpośredniego zasilania silników gazowych.

Oddziaływanie SNG na środowisko zależy od dwóch głównych czynników: surowca użytego do wytworzenia gazu syntetycznego oraz paliwa zastępowanego gazem w końcowym zastosowaniu. Zastąpienie ciężkiego oleju opałowego gazem syntezowym z reaktora Power-to-Gas, który wychwytuje również węgiel, mogłoby – w idealnych warunkach – potencjalnie obniżyć o 100% emisje w całym łańcuchu wartości. Wszystkie formy SNG mają jedną zaletę: mogą być płynnie wprowadzane do globalnych dostaw gazu w zależności od dostępności. W miarę wzrostu czystszych, neutralnych pod względem emisji zasobów, i gdy ich produkcja staje się bardziej wydajna energetycznie w ramach transformacji energetycznej, mogą one powoli zastępować gaz ziemny.

Dodajmy też, że  Fraunhofer IEE PtX Atlas to bezpłatna aplikacja WebGIS, która przedstawia symulacje w wysokiej rozdzielczości pod względem czasu i przestrzeni dla pierwszego pozaeuropejskiego scenariusza ilościowego Power-to-X, a także analizy lokalizacji specyficzne dla danego kraju pod względem charakterystyki produkcji i terminowe koszty produkcji paliw opartych na energii elektrycznej. W zamyśle autorów atlas został opracowany, aby zapewnić zainteresowanym stronom ze świata polityki i przemysłu kompleksowy wgląd w wyniki badań. Korzystając z funkcji mapy, użytkownicy mogą uzyskać wgląd w analizy GIS o wysokiej rozdzielczości w celu identyfikacji obszarów PtX. Na tej podstawie można wyszukiwać wyniki symulacji dotyczące ilości wytwarzania i przyszłych kosztów w poszczególnych krajach. Autorzy Atlasu wskazują, że paliwa oparte na energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii – tj. neutralne pod względem emisji CO2 paliwa syntetyczne i ekologiczny wodór – są uważane za kluczowy instrument ochrony klimatu: mają one zastąpić paliwa kopalne w obszarach, w których bezpośrednie wykorzystanie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii nie jest możliwe. Na przykład producenci stali mogą stosować wodór zamiast węgla, a paliwa syntetyczne zastępują naftę lub ciężki olej i olej napędowy w ruchu lotniczym i statkowym. Zielony amoniak można również stosować np. w przemyśle nawozowym. Elektrownie równoważące wymagane do zapewnienia bezpiecznego zasilania mogą być zasilane syntetycznym gazem ziemnym lub wodorem zamiast paliw kopalnych. Syntetyczne wytwarzanie paliw opartych na energii elektrycznej umożliwia dekarbonizację tych sektorów, a tym samym stwarza doskonałą okazję do wdrożenia systemu energetycznego niemal neutralnego pod względem emisji gazów cieplarnianych w 2050 roku.

Atlas PtX jako aplikacja WebGIS ma zasadniczo dwie główne funkcje. Z jednej strony analizy GIS o wysokiej rozdzielczości mogą być wyświetlane w przestrzeni za pomocą funkcji mapy. Z drugiej strony zintegrowany pasek boczny umożliwia graficzną reprezentację obszernych wyników symulacji dla prawie 600 symulowanych lokalizacji, a także zbiorczą ocenę na poziomie kraju. W pierwszym etapie, odpowiednie obszary do wykorzystania dla technologii PtX zostały zidentyfikowane przy użyciu katalogu kryteriów wraz z kryteriami wykluczenia i odległości. Identyfikacja tych potencjalnych obszarów PtX opiera się na globalnie jednolitej, opartej na GIS analizie obszarów i mapowaniu sześciu  kategorii obszarów PtX. W ten sposób można wyróżnić regiony preferowane przez PtX z różnymi źródłami wody i odnawialnymi zasobami energii. Podział ten identyfikuje obszary z dobrymi zasobami wiatrowymi, dobrymi zasobami słonecznymi oraz kombinacją dobrych zasobów wiatrowych i słonecznych. Ponadto rozróżnia się wodę słodką i morską jako źródło wody wymagane do wytworzenia zielonego wodoru lub jego pochodnych. Na podstawie określenia potencjalnego obszaru PtX do atlasu włączono pierwszy pozaeuropejski scenariusz ilości PtX. Scenariusz wolumenu rozróżnia wytwarzanie PtX w lokalizacjach hybrydowych (wiatr + fotowoltaika) oraz w lokalizacjach z samym wiatrem lub z samą fotowoltaiką. Możliwe jest również zróżnicowanie na podstawie źródła zaopatrzenia w wodę. Wybrano do pięciu lokalizacji dla każdej kategorii lokalizacji z największych ciągłych potencjalnych obszarów każdego kraju i wykorzystano je do opartego na szeregach czasowych i zoptymalizowanego kosztowo systemu oraz planowania ekspansji technologii PtX. Oprócz charakterystyki wytwarzania, modelowanie zapewnia dokładną wiedzę na temat optymalnego pod względem kosztów składu systemów i umożliwia oszacowanie kosztów PtX dla różnych wariantów paliwa. 

Na poszczególnych podstronach paska bocznego znajdują się oceny poszczególnych analiz dla poszczególnych krajów:

• Wstępne analizy społeczno-ekonomiczne na poziomie krajowym
• Identyfikacja obszaru oparta na GIS dla aplikacji PtX
• Wyprowadzenie wielkości generacji PtX
• Charakterystyki lotne generacji PtX
• Zakresy kosztów paliw PtX
• Koszty importu paliw PtX do UE

Ponadto można wyświetlić następujące oceny specyficzne dla miejsca:

• Konstrukcja systemu i charakterystyka wytwarzania
• Składniki kosztowe paliw PtX
• Production, transformation and transport technology

Warto także nadmienić, że prawie 95% wodoru jest produkowane na drodze węglowodorowej ze względu na niższe koszty produkcji. Proces ten nazywa się termochemicznym, gdyż wykorzystuje ciepło i reakcje chemiczne do uwalniania wodoru z materiałów organicznych, takich jak paliwa kopalne i biomasa. Jedną z wad tego procesu jest emisja dwutlenku węgla, zwłaszcza gdy nie ma wychwytywania dwutlenku węgla. Jedną z przyjaznych dla środowiska alternatyw do produkcji wodoru jest wykorzystanie wody jako surowca. Obecnie najbardziej rozwiniętą komercyjnie dostępną technologią wytwarzania wodoru z wody jest elektroliza. Elektroliza wody to rozkład wody (H2O) na jej podstawowe składniki, wodór (H2) i tlen (O2), uzyskany poprzez przepływ prądu elektrycznego. Dzięki temu procesowi energia elektryczna może być magazynowana jako energia chemiczna powstałego wodoru. Woda jest idealnym źródłem do produkcji wodoru, ponieważ uwalnia tlen jako produkt uboczny podczas przetwarzania. Wodór wytwarzany przez rozkład wody podczas korzystania z odnawialnego źródła energii nazywany jest zielonym wodorem. Elektroliza przekształca energię elektryczną w energię chemiczną, przechowując elektrony w postaci stabilnych wiązań chemicznych. Nowo wytworzona energia chemiczna może być wykorzystana jako paliwo lub w razie potrzeby zamieniona z powrotem na energię elektryczną.

Elektrolizer składa się z dwóch elektrod (zwanych katodą i anodą). Katoda jest elektrodą naładowaną ujemnie, podczas gdy anoda jest naładowana dodatnio. Obie katody są oddzielone membraną zwaną elektrolitem i otoczone wodą. Istnieją różne typy elektrolizerów, które działają w nieco inny sposób ze względu na użycie innego rodzaju materiału jako elektrolitu. Istnieją dwa rodzaje separatorów, jeden jest stosowany w elektrolizerze, a drugi do ogniwa paliwowego. Separator elektrolizy wody jest potrzebny do produkcji wodoru, który musi wytrzymać warunki o wysokiej temperaturze i wilgotności. Separator ogniw paliwowych jest używany w ogniwach paliwowych i jest potrzebny do utylizacji wodoru. Elektrolit jest elementem niezbędnym, ponieważ czysta woda jest niewystarczająca z powodu braku jonów. Na anodzie woda jest utleniana do gazowego tlenu i jonów wodoru. Na katodzie woda jest redukowana do gazowego wodoru i jonów wodorotlenowych.

Obecnie istnieją następujące, wiodące technologie elektrolizy:

• Elektroliza alkaliczna (AEL) to uznana technologia stosowana na skalę przemysłową od ponad 100 lat. Pierwszy duży zakład elektrolizy alkalicznej został otwarty w Norwegii jeszcze w 1927 roku. W tym przypadku jako elektrolit jest powszechnie używany wodorotlenek potasu (KOH) - mocna zasada i substancja żrąca. Elektrolit przewodzi prąd elektryczny, aby nastąpiła elektroliza. Anoda i katoda są oddzielone przesłoną oddzielającą gazowy wodór i tlen, zapobiegając ich ponownemu zmieszaniu. Na katodzie woda jest rozdzielana, tworząc H2 i uwalniając aniony wodorotlenkowe, które przechodzą przez przeponę i łączą się ponownie na anodzie, tworząc O2. Komercyjne elektrolizery alkaliczne działają w temperaturze 100–150°C
• Elektroliza z membraną do wymiany protonów (PEM) jest stosunkowo najnowszą technologią, wykorzystywaną komercyjnie od kilku lat. Ma kilka zalet w porównaniu z AEL, takich jak czystość gazu/produktu podczas pracy przy częściowym obciążeniu. W elektrolizerze PEM elektrolit jest stosowany w postaci stałego, specjalnego tworzywa sztucznego. Po stronie anodowej proces rozkłada wodę z wytworzeniem tlenu i dodatnio naładowanych jonów wodoru (protonów). Ponadto elektrony przepływają przez obwód zewnętrzny, podczas gdy jony wodorowe przechodzą przez PEM do katody. Na katodzie jony wodorowe wiążą się z elektronami wypływającymi z obwodu zewnętrznego i razem tworzą gazowy wodór. Technologia wymiany protonów eliminuje potrzebę stosowania silnych, żrących zasad niezbędnych do napędzania procesu elektrolizy. Elektrolizery PEM pracują w temperaturze 70–90°C.
• Elektrolizer tlenków stałych (SOE). Elektrolizery alkaliczne i PEM są znane jako elektrolizery niskotemperaturowe (LTE). Jednak z drugiej strony istnieje także metoda oparta o elektrolizer tlenków stałych (SOE), który jest znany jako elektrolizer wysokotemperaturowy (HTE) i który wykorzystuje stały materiał ceramiczny jako elektrolit. Łączy wodę na katodzie z elektronami z obwodu zewnętrznego, aby wytworzyć wodór i ujemnie naładowane jony tlenu. Następnie transportuje jony tlenu przez stałą membranę ceramiczną w celu reakcji na anodzie w celu wytworzenia gazowego tlenu i wygenerowania elektronów dla obwodu zewnętrznego. Technologia ta jest obecnie w fazie rozwoju i została zastosowana w kilku zakładach pilotażowych. HTE przeprowadza elektrolizę pary wodnej w wysokich temperaturach, co prowadzi do wyższej wydajności (80-90%) w porównaniu z poprzednimi opcjami. Ponadto może również wykorzystywać ciepło odpadowe i kompensować potrzebną energię elektryczną. Wraz ze wzrostem temperatury część energii potrzebnej do rozszczepienia wody jest wprowadzana w postaci ciepła, podczas gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną lub wymagane napięcie maleje. Elektrolit jest stałym materiałem przewodzącym jony typu tlenku cyrkonu stabilizowanego tlenkiem itru (YSZ). Ponieważ przewodnictwo jonowe zaczyna się dopiero powyżej 700 ° C, więc dla prawidłowego działania tego typu elektrolizy sugerowana temperatura wynosi od 700 do 800 ° C.
• Elektroliza membrany anionowymiennej (AEM). Membrana anionowymienna (AEM) ma podobną strukturę do ogniwa PEM, z tą różnicą, że membrana transportuje aniony (OH–) zamiast protonów (H+). Dlatego technologia AEM wykorzystuje ten sam proces w elektrodach, co w tradycyjnych ogniwach alkalicznych. Jedną z kluczowych zalet jest to, że membrana jest tańsza w porównaniu z elektrolizerem PEM. Elektrolizery nie wykorzystują również katalizatorów z grupy platynowców (PGM), takich jak ogniwa PEM. W porównaniu z tradycyjnymi elektrolizerami alkalicznymi, AEM zapewnia również wodór o wysokiej czystości pod wysokim ciśnieniem.