PEM vs Alkalisk vs Fastoxid-elektrolysatorer: Uppgörelsen om vätgasteknik 2025

av Marcin Frąckiewicz
i Energi, Hållbarhet, Teknik
den 15 augusti 2025

PEM vs Alkaline vs Solid Oxide Electrolyzers: The 2025 Hydrogen Technology Showdown

Väteelektrolysatorer är kärnan i den gröna vätgasrevolutionen. I denna omfattande jämförelse utforskar vi de tre ledande teknologierna för vattensönderdelning – Proton Exchange Membrane (PEM), Alkaline och Solid Oxide (SOEC) elektrolysatorer – och belyser hur varje teknik fungerar, deras effektivitet, kostnader, hållbarhet och de senaste utvecklingarna för 2024–2025. Vi tittar också på vilka teknologier som passar intermittent förnybar energi, vilka som är marknadsledare, nya innovationer på horisonten, miljöaspekter och vad experter säger om framtiden för dessa elektrolysatorer.

Driftsprinciper och kemi

Alkaliska elektrolysatorer: Alkaliska system är den äldsta och mest etablerade elektrolysatorteknologin. De använder en flytande elektrolyt (vanligtvis kaliumhydroxid, KOH) och nickelbaserade elektroder. När en ström appliceras, spjälkas vatten vid katoden för att producera vätgas och hydroxidjoner (OH⁻). OH⁻-jonerna vandrar genom elektrolyten till anoden, där de kombineras för att bilda syrgas och vatten energy.gov energy.gov. Den övergripande reaktionen är helt enkelt att vatten spjälkas till H₂ och O₂. Eftersom elektrolyten är flytande, arbetar alkaliska celler vanligtvis vid måttliga temperaturer (< 100 °C, ofta cirka 60–80 °C) energy.gov stargatehydrogen.com. Denna mogna design har använts i årtionden (t.ex. inom klor-alkaliindustrin och gödselmedelsfabriker) och är känd för sin robusthet och enkelhet. Väteproduktionen från alkaliska elektrolysatorer är av hög renhet men kan innehålla små mängder fukt eller KOH, så efterföljande rening kan behövas för vätgas av bränslecells-kvalitet stargatehydrogen.com.

Protonutbytesmembran (PEM) elektrolysatorer: PEM-elektrolysatorer använder ett fast polymermembran (ett protonutbytesmembran) som elektrolyt. Vatten matas in på anodsidan, där det delas upp i syre, protoner (H⁺) och elektroner energy.gov. Membranet leder endast protoner, så H⁺-joner färdas genom membranet till katoden. Där återförenas de med elektroner (som tillförs via den yttre kretsen) för att bilda vätgas energy.gov. Själva PEM-membranet förhindrar att gaserna blandas, vilket ger vätgas med mycket hög renhet (ofta >99,999 %) vid katoden stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. PEM-elektrolysatorer arbetar vid relativt låga temperaturer (vanligtvis ~50–80 °C), liknande alkaliska system energy.gov. De kräver ädelmetallkatalysatorer (iridium vid anoden, platina vid katoden) och ett mycket renat vattenflöde. Den fasta elektrolyten och den snabba protontransporten möjliggör snabb respons och uppstart, vilket gör PEM-enheter mycket flexibla i drift stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com.

Solida oxid-elektrolysörer (SOEC): Solida oxid-elektrolysceller arbetar i ett fundamentalt annorlunda läge – vid höga temperaturer (vanligtvis 700–850 °C) med en solid keramisk elektrolyt som leder syrejoner (O²⁻) energy.gov energy.gov. Istället för flytande vatten tillförs ånga till katoden. Där reduceras ånga (H₂O): den tar upp elektroner och delas upp i vätgas (H₂) och syrejoner energy.gov. O²⁻-jonerna vandrar genom den keramiska elektrolyten till anoden, där de avger elektroner och bildar O₂-gas energy.gov. I princip är SOEC:er som solida oxid-bränsleceller i omvänd riktning – de använder elektricitet (och värme) för att spjälka ånga till H₂ och O₂. Den höga driftstemperaturen innebär att en del av energiinsatsen tillförs som värme, vilket minskar den elektriska energi som krävs per kg väte som produceras. SOEC:er utnyttjar ofta spillvärme från industriella processer eller koncentrerade värmekällor (även kärnkraftverk) för att förbättra effektiviteten energy.gov hydrogentechworld.com. Detta sker på bekostnad av komplexa keramiska material och behovet av att upprätthålla höga driftstemperaturer. (Noterbart är att F&U pågår kring keramisk elektrolys vid intermediära temperaturer runt 500–600 °C med nya material energy.gov, men dagens kommersiella SOEC-enheter körs fortfarande vid ~750 °C eller högre.)

Verkningsgrad och driftstemperaturer

Elektrisk verkningsgrad: I praktiken har konventionella alkaliska och PEM-elektrolysörer liknande verkningsgrader – tvärtemot vissa uppfattningar om att den ena skulle vara inneboende mer effektiv än den andra. När de jämförs på lika villkor (total systemverkningsgrad vid full belastning), “ligger nästan alla PEM- och alkaliska verkningsgrader inom samma intervall” eh2.com. Typiska kommersiella system kräver ungefär 55–60 kWh elektricitet per kilogram H₂ som produceras eh2.com, vilket motsvarar cirka 55–65 % verkningsgrad (baserat på lägre värmevärde). Med andra ord förbrukar både alkaliska och PEM-enheter strax under 60 kWh för att producera 1 kg H₂ (som innehåller ~33 kWh energi LHV). Varje teknik har sina konstruktionsmässiga nyanser – till exempel kan alkaliska celler tappa viss verkningsgrad vid mycket höga strömtätheter, och PEM-system kan uppvisa något högre toppverkningsgrad vid dellast – men i praktiken är deras genomsnittliga prestanda jämförbar eh2.com eh2.com. Färska data från dussintals projekt visar att alkaliska och PEM-elektrolysörer hamnar i samma verkningsgradsintervall när alla förluster (stack + hjälpsystem) räknas in eh2.com.

SOEC-effektivitet vid hög temperatur: Solida oxid-elektrolysörer kan uppnå högre elektrisk verkningsgrad genom att använda värme för att utföra en del av arbetet med att spjälka vatten. Faktum är att en välskött SOEC kan producera 20–25 % mer väte per kW tillförd effekt än en lika stor PEM- eller alkalisk enhet hydrogentechworld.com. Till exempel rapporterades det 2023 att ett 4 MW SOEC-system från Bloom Energy vid NASA genererade väte 25 % mer effektivt än lågtemperatur-elektrolys (PEM/AWE) hydrogentechworld.com. Sunfire (en tysk SOEC-utvecklare) uppnådde på liknande sätt cirka 84 % LHV-verkningsgrad i sin multi-megawatt SOEC-enhet genom att utnyttja spillvärme iea.org. Det är dock viktigt att notera att SOEC:s effektivitetsfördel uppstår endast när högtemperaturånga finns tillgänglig; energi krävs fortfarande för att generera denna ånga. Om en SOEC matas med externt uppvärmd ånga (t.ex. med industriell spillvärme eller värme från en kärnreaktor), är elförbrukningen per kg H₂ dramatiskt lägre än för ett PEM/alkaliskt system iea.org hydrogentechworld.com. Utan en extern värmekälla skulle en SOEC behöva använda en del av sin egen tillförda el för att värma sig själv, vilket minskar nettovinsten. Sammanfattningsvis erbjuder SOEC den högsta teoretiska verkningsgraden av de tre – i storleksordningen 80 % eller mer – men att nå dessa nivåer beror på att elektrolysören integreras med en värmekälla.

Drifttemperaturområden: Drifttemperatur är en viktig skillnad:

Alkalisk: ~60–100 °C i de flesta konstruktioner energy.gov stargatehydrogen.com. Denna måttliga temperatur behövs för god jonledningsförmåga i den flytande elektrolyten men är tillräckligt låg för att vanliga material (stål, nickel) enkelt ska kunna hantera den.
PEM: ~50–80 °C, ibland upp till ~90 °C energy.gov stargatehydrogen.com. PEM-system körs något svalare än alkaliska, eftersom den polymere membranets ledningsförmåga och hållbarhet är optimala inom det intervallet. Den låga driftstemperaturen innebär snabb uppstart och avstängning.
SOEC: ~700–850 °C för oxidjonkeramik energy.gov energy.gov. Denna höga temperatur kräver specialiserade keramiska celler och isolering. Det innebär också att SOEC:er inte kan slås på/av snabbt från kallt läge – de måste vanligtvis hållas varma (eller värmas upp långsamt) för att undvika termisk chock.

Kapital- (CapEx) och driftskostnad (OpEx)

Kapitalutgift: Alkalina elektrolysörer har en fördel när det gäller startkostnad tack vare deras användning av enkla, billiga material och decennier av tillverkningserfarenhet. I senaste analyser har alkaliska system den lägsta CapEx per kW av de tre teknologierna. Till exempel rapporterade International Energy Agency (IEA) typiska installerade kostnader på cirka $2,000 per kW för alkaliska elektrolysörer jämfört med ungefär $2,450 per kW för PEM system iea.org. (På marknader som Kina med massproducerade alkaliska enheter kan priserna vara så låga som $750–1,300/kW för alkaliska stackar iea.org.) Kostnadsskillnaden beror på PEM:s dyra membran och katalysator: PEM-elektroder använder platinagruppsmetaller som iridium och platina, och själva membranet är en kostsam perfluorerad polymer. Dessa specialmaterial gör att PEM-system är ungefär 20 % dyrare än alkaliska i nuvarande projekt iea.org. Det ska dock sägas att PEM-kostnaderna har sjunkit snabbt – på en tillverkad (oinstallerad) basis uppskattas nya PEM-system till cirka $700–1,100/kW vid låga produktionsvolymer energy.gov, inte långt över alkalinas $500–750/kW intervall energy.gov. När PEM-teknologin skalar upp förutspår experter att skillnaden kommer att minska. Faktum är att en kinesisk PEM-tillverkare förutspådde att år 2030 kan PEM-elektrolysörer kosta endast ungefär dubbelt så mycket som alkaliska (ned från flera gånger högre historiskt) h-raypem.com.

Solidelektrolytceller (SOEC) produceras ännu inte i stor skala, så deras nuvarande CapEx är hög. Pilotanläggningar med SOEC-enheter har idag offererats i spannet $2 000–$3 000/kW energy.gov. Dock förväntas stora kostnadsminskningar i takt med att teknologin mognar. Företag som Bloom Energy och Topsoe siktar på att massproducera SOEC:er på automatiserade produktionslinjer i slutet av 2020-talet, vilket på sikt kan pressa ner kostnaderna till låga hundratals dollar per kW energy.gov iea.org. Sammanfattningsvis: Alkaline är billigast i inköp, PEM är ~20–30 % dyrare för tillfället, och SOEC är för närvarande dyrast (pilotpriser) men har potential för förbättring.

Driftskostnad: Den största delen av driftskostnaden för alla elektrolysörer är elektricitet. Därför är verkningsgrad avgörande – en skillnad på 5 % i verkningsgrad kan avsevärt påverka $/kg vätgas när elpriset är högt. Här kan SOEC:s verkningsgradsfördel ge lägre elkostnad per kg H₂ om billig värme finns tillgänglig (för ånga). För PEM jämfört med alkaline, eftersom deras verkningsgrader är liknande, är elkostnaden per kg ungefär densamma. Istället kommer skillnader i OpEx från underhåll och stackbyte (se nästa avsnitt) samt hur elektrolysören körs (jämn eller varierande belastning). En nyans: PEM-elektrolysörer kan ofta köras vid högre strömtäthet (mer vätgas per cellyta) men på bekostnad av viss verkningsgradsförlust och snabbare degradering energy.gov. Operatörer kan välja att köra PEM-stackar lite hårdare (få ut mer vätgas från en mindre enhet) eller dra ner för bättre verkningsgrad – detta är en design-/driftsavvägning. Alkaline-system använder däremot ofta större cellytor och pressar inte lika hög ström per cm², vilket bidrar till deras större fysiska storlek men också långsiktiga stabilitet.

Underhållskostnader (reservdelar, arbete) påverkar också OpEx. Alkaline-system kan kräva periodisk hantering av den flytande elektrolyten (t.ex. filtrering eller byte av KOH över tid) samt underhåll av pumpar och tätningar, medan PEM-system undviker vätskehantering men kan behöva dejoniseringspatroner för att hålla vattnet ultrarent och noggrann övervakning av membranets hälsa. Vi diskuterar livslängd nedan, men om en PEM-stack behöver bytas ut oftare än en alkaline-stack, ökar det den faktiska OpEx. Å andra sidan behöver alkaline-system ofta nedströms gasrening (för att ta bort KOH-dimma eller säkerställa syrets renhet), vilket innebär en liten verkningsgrads- och underhållskostnad, medan PEM-vätgas är ultraren från början stargatehydrogen.com.

Livslängd och underhållsbehov

En av de viktigaste men mest komplicerade jämförelserna är hållbarheten hos elektrolysörstackarna och vilket underhåll de behöver under sin livslängd.

Livslängd för alkalisk: Traditionella alkaliska elektrolysörer är kända för sin livslängd – decennier av driftserfarenhet i industriella miljöer visar att de kan köras i tiotusentals timmar. Tillverkare anger ofta stacklivslängder på omkring 60 000–90 000 timmar (vilket motsvarar 7–10 års kontinuerlig drift) innan större översyn krävs greenh2world.com. Faktum är att Sunfire har rapporterat att deras moderna trycksatta alkaliska enheter har överstigit 90 000 driftstimmar i fält greenh2world.com. En del av denna hållbarhet beror på de relativt milda driftförhållandena (inga extrema pH-förändringar vid elektroderna eftersom KOH är konstant, och måttliga temperaturer) samt användning av robusta material som rostfritt stål och nickel. Underhållet av alkaliska elektrolysörer anses generellt vara okomplicerat: teknologin är ”lättare att övervaka, underhålla och driva”, som en branschanalys noterar johncockerill.com. Periodiska kontroller av elektrolytkoncentrationen och byte av förbrukningsvaror (packningar, separatorer eller elektrolyt om den blir kolsyrad) är typiska. Många alkaliska system kan servas på plats med vanliga verktyg, och de innehåller inte ömtåliga membranmaterial som kräver specialhantering stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. Dock kan alkaliska elektroder drabbas av korrosion över långa perioder, och deras prestanda kan långsamt försämras när elektroderna åldras eller föroreningar byggs upp. När en stack når slutet av sin livslängd är utbyte eller renovering (t.ex. byte av elektrodplattor) den huvudsakliga underhållsåtgärden.

PEM-livslängd: PEM-elektrolysörer, som är en nyare teknik, hade historiskt sett kortare livslängd – tidiga PEM-stackar kunde bara hålla i 20 000–40 000 timmar innan betydande nedbrytning. Men de senaste framstegen har kraftigt förbättrat hållbarheten. Moderna PEM-stackar siktar nu på 60 000–80 000 timmar i drift energy.gov (7–9 år) under optimala förhållanden. Ändå anses PEM ha en något kortare livslängd än alkaliska av liknande storlek stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. Begränsande faktorer inkluderar kemisk nedbrytning av membranet, slitage på katalysatorskiktet (särskilt om lasten ofta varieras), och mekanisk stress på det tunna polymembranet. PEM-stackar är också beroende av mycket rent vatten; eventuella föroreningar kan förstöra membranet eller katalysatorn, så vattenreningssystem måste underhållas. När det gäller underhåll har PEM-system färre rörliga delar (inga cirkulationspumpar för flytande elektrolyt i många konstruktioner, eftersom vattenmatningen är enklare), men de kräver mer specialiserad uppmärksamhet. Att byta ut en PEM-membran-elektrod-enhet (MEA) är en känslig uppgift som vanligtvis utförs på ett renoveringscenter eller av OEM, inte i en vanlig fabriksverkstad. Behovet av ädelmetallkatalysatorer innebär att återvinning och återanvändning av dessa katalysatorer vid livslängdens slut är viktigt (en kostnadsfaktor men också en återvinningsmöjlighet). Sammantaget tenderar PEM-underhåll att vara mer komplext och kostsamt än alkaliskt, enligt branschens källor stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com – detta inkluderar både den högre kostnaden för delar (membran, katalysatorer) och det specialiserade arbete som krävs för att serva dem. Tillverkarna hanterar detta genom att förbättra membranens livslängd och utveckla billigare, modulära stackdesigner som kan bytas ut lättare.

SOEC Livslängd: Solida oxid-elektrolysörer är fortfarande i ett tidigt kommersialiseringsskede, och hållbarhet är en av deras största utmaningar. Drift vid 800 °C orsakar termiska spänningar och materialnedbrytning som kan förkorta stackens livslängd. Nuvarande demonstrationsenheter för SOEC har rapporterat livslängder på omkring 20 000 timmar (bara ett par år) innan betydande prestandaförsämring energy.gov. Målet är att nå 40 000–60 000 timmar med ytterligare F&U energy.gov. Felmoder för SOEC inkluderar sprickor från termisk cykling, sintring eller förgiftning av elektroder samt tätningfel. På grund av dessa utmaningar kan SOEC-stackar behöva bytas ut oftare tills teknologin mognar. Om underhåll: SOEC-system är komplexa – de kräver högtemperaturisolering, värmeväxlare och ibland ånggenereringsutrustning. Detta innebär att det finns fler stödfunktioner som behöver underhåll (brännare eller elektriska värmare för uppstart, varmgasfläktar, etc.). Oplanerad kylning och återuppvärmning av stacken kan belasta cellerna, så operatörer försöker hålla SOEC-stackarna vid temperatur, och låter dem gå på låg effekt vid behov, istället för att ofta stänga av dem. Högtemperaturmaterialen (keramiska celler, mellanled av speciallegeringar) är inte lika lätt att hantera som metaller; om en stack går sönder måste den i allmänhet bytas ut som en hel enhet. Tillverkare som Bloom och Sunfire drar nytta av sin erfarenhet från solida oxid-bränsleceller för att förlänga SOEC-livslängden – till exempel använder Blooms SOEC-enheter samma cellplattform som deras SOFC:er, vilka har samlat miljarder celltimmar i fält hydrogentechworld.com. Tidiga resultat är lovande: Blooms 4 MW-pilot körde i 4 500 timmar på full last med stabil prestanda hydrogentechworld.com. I takt med att teknologin förbättras förväntar vi oss att SOEC:s underhållsintervall förlängs och närmar sig andra elektrolysörers, men för närvarande kräver SOEC troligen oftare stackbyten och noggrann termisk hantering.

Lämplighet för intermittent förnybar energi

Att integrera elektrolysörer med intermittenta förnybara energikällor (sol, vind) är ett nyckelanvändningsområde för att producera verkligt “grönt” väte. Olika typer av elektrolysörer hanterar varierande effektinmatning på olika sätt:

PEM-elektrolysatorer är mycket flexibla och utmärkta på att hantera varierande effekt. De har snabb uppstart och snabba responstider, och kan gå från standby till full produktion på sekunder eller minuter stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. Detta gör PEM mycket lämplig för direktkoppling till sol-/vindkraft som kan ha snabba svängningar. De kan också arbeta effektivt över ett brett lastintervall – även vid 10 % eller 20 % av kapaciteten kan en PEM-elektrolysator fortfarande producera väte utan större verkningsgradsförlust eller risk för skador. Detta breda dynamiska omfång är en stor fördel för integration av förnybar energi. I praktiken har PEM-enheter använts för att dynamiskt absorbera överskottsel från elnätet eller följa en solcellskurva minut för minut.
Alkaliska elektrolysatorer har historiskt haft långsammare upp- och nedrampning och fungerar bäst vid jämn drift, men moderna konstruktioner har förbättrats avsevärt. Traditionella alkaliska system behövde tid för att värmas upp och stabiliseras; dessutom kunde plötsliga effektändringar leda till problem som gasbubblor i elektrolyten eller tryckvariationer. Nya ”trycksatta alkaliska” elektrolysatorer har fått funktioner för att hantera detta: de arbetar vid högre tryck och har bättre intern gasseparation, vilket gör att de kan rampa snabbare och cykla mer flexibelt johncockerill.com johncockerill.com. Tillverkare rapporterar att avancerade alkaliska enheter nu kan ”följa variabla förnybara energilaster” mycket bättre än tidigare johncockerill.com. Med det sagt är alkaliteknik fortfarande generellt långsammare att starta och justera effekten än PEM stargatehydrogen.com. Om en vindpark plötsligt går från 50 % till 100 % effekt kan en PEM-elektrolysator omedelbart ta emot den extra effekten, medan ett alkaliskt system kan behöva en kontrollerad rampning. För applikationer med mycket frekventa på- och av-cykler eller där elektrolysatorn kan stå still och sedan startas dagligen, föredras ofta PEM. Alkaliska system kan absolut fungera med förnybar energi – faktiskt är många stora solcellsdrivna H₂-projekt 2023–2024 baserade på alkaliska system – men de kan köra elektrolysatorerna mer i jämn drift (buffra korta svängningar med ett litet batteri eller genom att begränsa lite av soleffekten istället för att cykla elektrolysatorn för hårt).
SOEC-elektrolysatorer är mindre lämpade för intermittens i sitt nuvarande skick. Eftersom en SOEC måste förbli het (hundratals grader Celsius) är det inte genomförbart att stänga av den helt när solen går ner eller vinden mojnar – frekvent termisk cykling skulle drastiskt förkorta dess livslängd. SOEC:er är därför tänkta att användas antingen med konstanta energikällor (t.ex. kärnkraft, geotermisk) eller i industriella nav där de kan använda stabila spillvärmeströmmar. Om de kombineras med förnybar energi kan en SOEC behöva någon form av energilagring eller extra uppvärmning för att bibehålla temperaturen när den elektriska tillförseln minskar. Det är dock värt att notera att dynamisk drift inte är omöjlig. Bloom Energy visade att deras SOEC kunde gå från 100 % effekt ner till 5 % på under 10 minuter utan negativa effekter, och även vid låg belastning förblev verkningsgraden hög hydrogentechworld.com. Detta tyder på att om en SOEC-anläggning hålls varm (kanske genom att lagra värme eller använda ett hybridsystem för uppvärmning), kan den justera väteproduktionen något. Men i praktiken är SOEC bäst för ganska jämn, högutnyttjande drift, medan PEM (och förbättrad alkalisk) bättre kan hantera direktkoppling till mycket intermittenta källor.

Sammanfattningsvis är PEM ofta det bästa valet för projekt med intermittent förnybar energi tack vare dess snabba respons och effektivitet vid dellast stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. Alkalisk teknik håller på att komma ikapp med trycksatta, mer dynamiska konstruktioner som gör den användbar för många system drivna av förnybar energi (särskilt större anläggningar där små fördröjningar eller lite buffring är hanterbara) johncockerill.com johncockerill.com. SOEC, å andra sidan, är för närvarande inriktad på användningsområden med kontinuerlig drift, även om framtida innovationer (eller användning av hybridkonfigurationer) kan göra det möjligt för dem att fungera med variabel effekt i nischade situationer.

Kommersiell tillgänglighet och användningsområden

Både alkaliska och PEM-elektrolysörer är fullt kommersiella (TRL 9), och används i stor utsträckning världen över iea.org. Alkaliska elektrolysörer är arbetshästen inom industriell vätgasproduktion – de har använts i över ett halvt sekel i tillämpningar som ammoniakproduktion, oljeraffinering (för vätebehandlingsprocesser), tillverkning av floatglas och kemikalier. Många äldre installationer var små (några MW), men alkaliska enheter har skalats upp: flera projekt med alkaliska elektrolysörer på över 100 MW är på gång eller i drift. Faktum är att alkalisk teknik för närvarande står för cirka 70–90 % av nya elektrolysörinstallationer årligen johncockerill.com, tack vare dess lägre kostnad och långa meritlista. PEM-elektrolysörer, som är nyare, har snabbt vunnit mark i tillämpningar som kräver flexibilitet eller vätgas med hög renhet. De är vanliga vid vätgastankstationer (där snabb respons och kompakt format behövs), i power-to-gas-demonstrationer, och som en del av projekt för energilagring från förnybar energi. Den största PEM-elektrolysören i drift hittills har en kapacitet på cirka 20 MW johncockerill.com (vid Air Liquides anläggning i Bécancour, Kanada, samt liknande enheter i Tyskland och Kina) – medan alkaliska elektrolysörer har överträffat den skalan (till exempel har en enskild alkalisk anläggning i Kina en kapacitet på 260 MW, som diskuteras nedan). Ändå går även PEM mot större projekt, med PEM-anläggningar i 100 MW-klassen under planering eller konstruktion (såsom Shells Refhyne II-projekt i Tyskland, planerat till ~2027).

Solid Oxide (SOEC)-teknologi är på gränsen till kommersialisering. Den befinner sig för närvarande på demonstrationsstadiet (TRL 7–8), med ett fåtal pilotanläggningar på flera megawatt som bevisar konceptet iea.org iea.org. Till exempel installerades 2023 en 2,6 MW SOEC-elektrolysör vid ett Neste oljeraffinaderi i Nederländerna – vid den tiden det största SOEC-systemet globalt iea.org. Bara några veckor senare tog Bloom Energy i drift ett ännu större 4 MW SOEC-system vid NASA:s Ames Research Center i Kalifornien iea.org. Dessa projekt har visat att SOEC kan integreras i industriella miljöer (Neste kommer att använda vätgasen i raffinaderiprocesser) och kan skalas upp till flera megawatt. Användningsområden för SOEC utnyttjar dess höga verkningsgrad när billig värme eller ånga finns tillgänglig. Industrier som raffinaderier, petrokemisk industri eller stålverk – som har högvärdig spillvärme – är utmärkta kandidater för att hysa SOEC-elektrolysörer. Ett annat framväxande användningsområde är ko-elektrolys, där SOEC kan ko-elektrolysera ånga och CO₂ tillsammans för att producera syntesgas (en blandning av H₂ och CO) för produktion av syntetiska bränslen. Företag som Sunfire har demonstrerat denna process för att tillverka e-bränslen. Även om det ännu inte är utbrett, kan ko-elektrolys bli en game-changer för hållbara flygbränslen och plaster, och SOEC är särskilt lämpad för detta (eftersom den går tillräckligt varmt för att hantera CO₂-reduktion).

Anmärkningsvärda användningsområden och installationer:

Storskaliga gröna vätgasanläggningar: Alkalinelektrolysörer används i ”vätgasgårdar” kopplade till förnybar energi. Kina har lett utvecklingen med massiva projekt – till exempel använder Sinopecs gröna vätgasanläggning i Xinjiang 260 MW alkalielektrolysörer som drivs av en solcellspark. Den togs i drift 2023 och kommer att producera 20 000 ton H₂ per år för att försörja ett närliggande raffinaderi, vilket ersätter vätgas från naturgas reuters.com reuters.com. Detta är för närvarande världens största enskilda elektrolysanläggning. På liknande sätt kommer NEOM-projektet i Saudiarabien (under uppbyggnad) att använda hundratals MW alkalielektrolysörer för att producera grön ammoniak för export. Dessa projekt föredrar alkalisk teknik för dess stordriftsfördelar.
Nätbalansering och Power-to-Gas: PEM-elektrolysörer har använts i projekt där det är avgörande att ta upp överskottsel från förnybara energikällor. I Tyskland använder flera power-to-gas-anläggningar PEM-stackar för att omvandla överskottsvindkraft till vätgas, som sedan matas in i naturgasnätet eller metaniseras. Förmågan att snabbt reglera upp och ner gör PEM-elektrolysörer idealiska även för tjänster som reglerar nätfrekvensen. Några 10–20 MW PEM-system i Europa (som REFHYNE:s 10 MW-anläggning vid Shells Rheinland-raffinaderi) fungerar både som vätgasförsörjning och som en flexibel last som kan hjälpa till att balansera det lokala elnätet.
Transport och tankning: Många vätgastankstationer (för bränslecellsfordon) använder PEM-elektrolysörer på plats. Företag som Nel Hydrogen installerar kompakta PEM-elektrolysörmoduler vid stationerna eftersom de producerar högtrycks, ultraren H₂ som kan fyllas direkt i fordonstankar stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com. PEM:s fördelar med liten yta och hög renhet är viktiga i detta användningsområde. Alkalina system ger däremot oftast vätgas vid lägre tryck (vilket kräver en extern kompressor för tankning) och eventuellt med spår av fukt/alkali som kräver extra rening, så PEM har dominerat segmentet för transporttankning.
Industriell vätgas på plats: Många industrier som idag får vätgas levererad i flaskor eller som flytande vätgas går över till elektrolysörer på plats av tillförlitlighets- och kostnadsskäl. Både PEM och alkalina används här beroende på skala: en halvledarfabrik eller glasfabrik som behöver en jämn tillförsel av 99,999 % H₂ kan välja alkalina för storskalig produktion plus en renare, eller PEM om de vill ha en mindre, nyckelfärdig enhet. Livsmedelsindustrier som använder hydrerade oljor, floatglasfabriker, elektronikproducenter (som behöver ultraren H₂ för processer) – alla dessa installerar elektrolysörer. Alkalinas långsiktiga driftsäkerhet är attraktiv i tuffa industrimiljöer johncockerill.com, medan PEM:s höga renhet och kompakta skids passar bra där utrymmet är begränsat eller hög renhet är ett krav.
Integration med värmekällor: Som en framtidsinriktad tillämpning övervägs SOEC:er för kärnkraftverk och koncentrerade solkraftverk. En högtemperatur-gaskyld reaktor eller ett smältsalt-soltorn kan leverera ånga vid över 700 °C direkt till en SOEC, vilket skapar vätgas mycket effektivt. Pilotprogram i Europa (som att koppla SOEC till forskningsreaktorer) och i Japan utforskar detta. Om det lyckas kan det öppna en nisch där kärnkraftsreaktorer producerar vätgas under timmar med låg elförbrukning genom att mata ånga och el till ett SOEC-system.

Sammanfattningsvis är alkaliska och PEM-teknologier redan ryggraden i den växande gröna vätgasindustrin, där de båda hittar sina nischer: alkaliska i stora, kostnadsdrivna projekt och PEM i tillämpningar som kräver flexibilitet eller renhet. SOEC är på väg att slå igenom för specialiserade industriella användningsområden och högverkningsgradsintegrationer, och förväntas bli en del av den kommersiella mixen inom ett par år när pilotprojekt övergår till fullskalig drift iea.org iea.org.

Nuvarande marknadsledare och modeller

Den ökade efterfrågan på elektrolysörer har fått många företag världen över att expandera sin tillverkning. Här är några av de ledande leverantörerna och anmärkningsvärda modellerna i varje kategori:

Alkaliska tillverkare: Väletablerade industriföretag och nya aktörer konkurrerar inom alkaliska elektrolysörer. Thyssenkrupp Nucera (Tyskland, ett joint venture mellan Thyssenkrupp och De Nora) är en ledande leverantör för stora projekt – de levererar 2 GW alkaliska elektrolysörer till NEOM-projektet. Nel ASA (Norge) är en annan stor aktör, med erfarenhet av atmosfäriska alkaliska system; deras containerbaserade A-Series alkaliska enheter används i många projekt greenh2world.com. John Cockerill (Belgien) tillverkar trycksatta alkaliska elektrolysörer i 5 MW modulskids och har levererat enheter till projekt i Europa och Asien greenh2world.com. I USA erbjuder Cummins (via sitt förvärv av Hydrogenics) HySTAT®-serien av modulära alkaliska elektrolysörer, kända för tillförlitlighet och enkel skalbarhet genom att koppla samman flera enheter greenh2world.com greenh2world.com. Kinesiska företag har snabbt vuxit och dominerar nu tillverkningsvolymen: PERIC (statligt ägt) och privata företag som Sungrow, LONGi Hydrogen och Tianci levererar stora alkaliska system till inhemska projekt (Kina har nu cirka 60 % av den globala tillverkningskapaciteten) iea.org iea.org. Från och med 2023, leder alkalisk teknik marknadsandelen – den stod för cirka 70–90 % av de årliga leveranserna räknat i kapacitet, enligt BloombergNEF johncockerill.com.
SOEC-utvecklare: SOEC-området leds av några få specialiserade företag. Bloom Energy (USA) är en ledande aktör – känd för sina bränsleceller med fast oxid, Bloom utnyttjade den tekniken för att skapa ett 4 MW SOEC-system och bygger nu en produktionslinje för fastoxid-elektrolys iea.org iea.org. Sunfire (Tyskland) är en annan pionjär, levererade 2,6 MW SOEC till Neste och arbetar med co-elektrolysteknologi; Sunfire är också unikt genom att erbjuda både SOEC- och alkaliska produkter (efter att ha förvärvat en alkalisk tillverkare säljer de “HyLink” alkaliska moduler samt SOEC-system) greenh2world.com greenh2world.com. Topsoe (Danmark), ett stort namn inom katalys, har utvecklat en SOEC-design och bygger en fabrik med kapacitet för 500 MW SOEC-produktion per år, förväntas tas i drift 2025 iea.org iea.org. I Storbritannien arbetar Ceres Power på en fastoxid-elektrolysör (i samarbete med Shell för en pilotanläggning) med sin stålstödda keramiska cellteknik. Andra anmärkningsvärda namn inkluderar FuelCell Energy (USA), som har utforskat reversibla SOFC/SOEC-system, och Elcogen (Estland), som levererar komponenter till fastoxidceller. Från och med mitten av 2025 står SOEC-leverantörer redo för de första kommersiella beställningarna – till exempel siktar Topsoe på att leverera sina första stora SOEC-enheter till projekt under 2025–2026, och Sunfire har aviserat ett 10 MW SOEC-projekt inom Finlands stålindustri.

Det är också värt att nämna Anjonbytesmembran (AEM)-elektrolysörer som en framväxande teknik. AEM försöker kombinera fördelarna med PEM och alkalisk (med ett alkaliskt membran, ingen flytande elektrolyt och icke-ädla katalysatorer). Företag som Enapter och Fusion Fuel är små men växande aktörer här iea.org. Dock är AEM fortfarande i ett tidigt skede (installationer i liten skala), så den största delen av marknaden de kommande 5 åren kommer att tillhöra alkaliska, PEM och möjligen de första kommersiella SOEC-enheterna.

Innovationer och kommande utvecklingar (2024–2025)

Elektrolysörfältet utvecklas snabbt. Nya innovationer och kommande produkter inkluderar:

Effektivare konstruktioner: Start-up-företaget Hysata (Australien) har utvecklat en kapillärmatad elektrolyscell som uppnådde anmärkningsvärda 80 % verkningsgrad (LHV) i laboratorietester iea.org. Istället för konventionella plattor används en svampliknande kapillärstruktur för att minska resistansförluster. Denna teknik, som nu skalas upp, kan avsevärt överträffa verkningsgraden hos vanliga PEM/alkaliska celler om den bevisas i större skala. På samma sätt har Sunfires SOEC redan nått 84 % verkningsgrad LHV i pilotskala iea.org, och ytterligare förbättringar av högtemperaturmaterial kan driva den elektriska verkningsgraden närmare de teoretiska gränserna.
Kostnadsreduktion för katalysatorer: Eftersom PEM är beroende av ädelmetaller pågår flera insatser för att minska eller eliminera platinagruppsmetaller (PGM). År 2023 utvecklade ett företag vid namn Bspkl (Storbritannien) ett nytt katalysatorbelagt membran som använder 25× mindre iridium och platina än konventionella PEM-konstruktioner iea.org. En annan innovatör, Clean Power Hydrogen (CPH2), har en membranlös elektrolysördesign – i princip ett alkaliskt system som producerar en blandad gas och sedan separerar ut vätet, vilket innebär att man inte använder något dyrt membran eller PGM-katalysatorer iea.org. Toshiba Energy och partnern Bekaert har presenterat en teknik för att minska iridiumanvändningen med 90 % genom att använda nanobeläggningar på PEM-elektroder iea.org. Dessa framsteg är avgörande eftersom iridium, som används vid PEM-anoder, är extremt sällsynt – IRENA har varnat för att den globala iridiumproduktionen kan begränsa PEM-tillverkningen till ~10 GW per år om användningen inte minskas johncockerill.com johncockerill.com. Genom att minska mängden katalysator via bättre utnyttjande (eller genom att använda alternativa katalysatorer som nya legeringar och oxider) kan PEM-kostnaderna sjunka och leveranskedjans begränsningar minska. Även alkalisk teknik gynnas av FoU på katalysatorer: nya slitstarka beläggningar för alkaliska elektroder (t.ex. nickel-järnbeläggningar eller blandade metalloxider) kan förbättra verkningsgraden vid höga strömmar och förlänga livslängden, vilket gör att alkaliska elektrolysörer kan köras hårdare utan nedbrytning.
Uppskalning av tillverkning: Ett antal stora fabriker tas i drift för att möta efterfrågan. Nel öppnade en helt automatiserad produktionslinje för alkaliska elektroder 2024, med målet att producera flera GW/år. Topsoes ovan nämnda fabrik i Danmark (ursprungligen 500 MW/år kapacitet för SOEC) är på väg att stå klar 2025 iea.org. Cummins/HyLYZER bygger en ny PEM-elektrolysanläggning i Spanien (med 500 MW/år kapacitet) och expanderar i Kanada. Plug Power har trappat upp en gigafabrik i New York för produktion av PEM-stackar. Dessa anläggningar bör driva stordriftsfördelar och förväntas sänka kostnaderna genom automatisering och volym – IEA noterar att förväntat högre fabriksutbyte kan minska investeringskostnaderna för alla elektrolysteknologier iea.org. Till 2030 uppgår globala tillkännagivna planer till >160 GW/år i tillverkningskapacitet, upp från ~25 GW/år 2023 iea.org iea.org.
Nya aktörer och partnerskap: Branschen ser samarbete över teknologigränser. Till exempel meddelade Thyssenkrupp Nucera (främst inriktad på alkaliska) 2024 ett partnerskap med Fraunhofer för att utveckla egna solid oxide-elektrolysörer, med sikte på en pilot till 2025 hydrogeninsight.com thyssenkrupp-nucera.com. Detta visar att etablerade tillverkare av alkaliska/PEM-elektrolysörer gardera sig genom att investera i nästa generations SOEC-forskning. Samtidigt går företag som traditionellt varit inom bränsleceller eller andra områden in i elektrolysörer: t.ex. Versogen (USA) och Ohmium (USA/Indien) är startups som fokuserar på AEM respektive PEM, med nytt kapital. Stora biltillverkare och olje- & gasbolag samarbetar eller investerar också i elektrolysörer för att säkra tillgången – 2024 meddelade GM och Nel ett partnerskap för att utveckla lågkostnads-elektrolysörstackar med hjälp av tillverkningstekniker från bilbranschens bränsleceller.
Anmärkningsvärda kommande produkter: Några exempel vid horisonten: Siemens Energy arbetar på en nästa generations PEM-stack med >1 000 cm² cellarea för att öka vätgasproduktionen per stack, som förväntas ingå i Silyzer 300-uppgraderingarna till 2025. ITM Power har omdesignat sin PEM-stack (Mk.2) för bättre tillförlitlighet efter lärdomar från tidigare installationer, med nya 5 MW-modulprototyper som testas från och med 2024. McPhy (Frankrike) utvecklar en stor alkalisk elektrolysör (“Augmented McLyzer”) i 20 MW-modulklassen, med ett referensprojekt på 100 MW planerat i Normandie. Ceres Power och Shells pilot-SOEC (1 MW-skala) i Indien kommer att testa Ceres unika keramiska stackar i en verklig industriell miljö till 2025. Och inom AEM-området har Enapter öppnat en massproduktionsanläggning 2023 för att tillverka standardiserade 2,5 kW AEM-elektrolysörmoduler, med målet att samla tusentals av dem i större system iea.org.
Mjukvaru- och systeminnovationer: Utöver stackhårdvaran möjliggör förbättringar inom kraftelektronik och mjukvarustyrning bättre prestanda. Till exempel levereras fler elektrolysörer nu med smart effektstyrning som kan hjälpa till att tillhandahålla nätjänster (t.ex. dynamiskt justera belastningen för att balansera frekvensen). “Digitala tvillingar” av elektrolysanläggningar används för att optimera drift och prediktivt underhåll – vilket minskar stillestånd och underhållskostnader genom att upptäcka problem tidigt. Dessutom höjer balance-of-plant-optimeringar som effektivare gasseparatorer, värmeväxlare och kompressorer (för trycksättning av H₂) successivt den totala systemeffektiviteten och sänker kostnaden.

Sammantaget är perioden 2024–2025 en tid av snabb innovation inom elektrolysörer. Effektivitetsrekord slås och kapitalkostnaderna sjunker stadigt. Som en expert från det amerikanska energidepartementet sammanfattade finns det ett samlat FoU-fokus på att “sänka kapitalkostnaden, förbättra effektivitet och prestanda samt öka livslängden” för alla typer av elektrolysörer energy.gov – och vi ser precis detta: mer hållbara membran, billigare katalysatorer, större produktionslinjer och smartare konstruktioner.

Miljöpåverkan och resursanvändning

I satsningen på grön vätgas är det inte bara driftutsläppen som räknas (elektrolysörer som drivs med förnybar el släpper inte ut växthusgaser) – även miljöavtrycket från att bygga och driva elektrolysörer beaktas. Varje teknik har olika påverkan:

Materiella resurser: Alkaliska elektrolysörer har fördelen att använda jordartsrika material för sina kärnkomponenter. Elektroderna är vanligtvis nickelbaserade (ibland med beläggningar av nickeloxid eller järnlegeringskatalysatorer) och separatorn är ofta asbestfri porös plast eller zirkoniabaserade membran i moderna konstruktioner (äldre system använde asbestseparatorer, vilket är en miljö- och hälsorisk som branschen har fasat ut). Elektrolyten är KOH, vilket är en stark bas men kan hanteras säkert med rätt rutiner och kan återvinnas eller neutraliseras vid livscykelns slut. En anledning till att alkaliska system är billiga är frånvaron av ädelmetaller – inget platina eller iridium behövs. Detta innebär också att uppskalning av alkaliska system inte står inför kritiska flaskhalsar för råmaterial på samma sätt som PEM kan göra. Stål, nickel och kaliumhydroxid är lättillgängliga (även om nickelbrytning har sina egna miljöaspekter, såsom energianvändning och avfall). Alkaliska system kräver en betydande volym flytande elektrolyt, som vanligtvis byts ut med jämna mellanrum; bortskaffning av använd KOH (som kan innehålla föroreningar från korrosion) måste göras noggrant, men den kan ofta återvinnas av leverantören.
PEM-resursanvändning: PEM-elektrolysörer är beroende av vissa sällsynta material. Mest anmärkningsvärt är iridium, som används som anodkatalysator. Iridium är ett av de sällsyntaste grundämnena på jorden – en biprodukt från platinabrytning, med en årlig global produktion på bara några ton. Som nämnts, om varje MW PEM använder flera gram Ir, finns det en oro att den globala Ir-tillgången utan besparingsåtgärder kan begränsa PEM-expansionen johncockerill.com johncockerill.com. Insatser för att minska mängden iridium per MEA (t.ex. avancerade katalysatorer och beläggningstekniker) är därför avgörande för hållbarheten. Platina (katodkatalysator) används också, men i mindre mängder och platina är mer tillgängligt (och kan återvinnas från bränsleceller, etc.). PEM-membranet är vanligtvis en perfluorerad polymer (PFSA) – i princip en typ av PFAS ”evighetskemikalie.” Dessa membran (t.ex. Nafion) presterar utmärkt, men PFAS granskas på grund av deras beständighet i miljön och potentiella hälsorisker. Som John Cockerills rapport påpekade, PEM-membran är PFAS, vilket kan ackumuleras och orsaka avfallsproblem johncockerill.com johncockerill.com. Förbränning vid livscykelns slut kan förstöra PFAS, men det måste ske vid hög temperatur i specialanläggningar för att undvika utsläpp. Den goda nyheten är att mängden membran per elektrolysör inte är stor (några kilogram), men det är ändå en faktor. Viss forskning undersöker PFAS-fria membran för PEM, även om inga kommersiellt matchar Nafions prestanda än. På den positiva sidan undviker PEM-elektrolysörer, genom att producera så höggradigt väte, behovet av ytterligare kemiska reningssteg och tillhörande kemikalier.
Material av fast oxid: SOEC:er använder keramiska och metalliska material som skiljer sig från ovanstående. Elektrolyten är ofta yttriumstabiliserad zirkonia (YSZ) – i princip zirkoniumoxid med lite yttrium. Zirkonium är inte sällsynt (bryts som zirkon), och yttrium är måttligt vanligt (ofta från sällsynta jordartsgruvor, men behövs i mycket mindre mängder än t.ex. neodymmagneter). Elektroderna innehåller vanligtvis nickel (i en nickel-YSZ-cermet) och perovskitoxider som strontiumdopad lanthanumferrit eller liknande. Strontium och lanthanum är också grundämnen som måste brytas (lanthanum är en lätt sällsynt jordartsmetall, men återigen krävs relativt små mängder per cell). Viktigt är att SOEC:er inte kräver platinagruppsmetaller eller PFAS-membraner, vilket är en stor fördel ur ett kritiskt materialperspektiv. De använder högtemperaturlegeringar (för kopplingsplattor, rör) som kan innehålla krom eller kobolt, men dessa är vanliga i högtemperaturutrustning. Den största miljömässiga oron med SOEC kan vara energin och materialen som krävs för att tillverka de keramiska cellerna – sintring av keramik vid höga temperaturer, säkerställande av snäva toleranser – och det faktum att om de har kortare livslängd, måste man tillverka ersättare oftare (vilket innebär mer materialanvändning över tid). Återvinning av SOEC-stackar är ett område som fortfarande utvecklas; i princip kan metaller som nickel återvinnas, och keramik kan malas ner, men det är inte lika enkelt som att återvinna metaller från ett PEM- eller alkaliskt system.
Vattenanvändning: Alla elektrolysörer förbrukar vatten – ungefär 9 liter vatten per 1 kg H₂ som produceras (eftersom reaktionen är 2 H₂O → 2 H₂ + O₂). I områden där vatten är en bristvara kan detta vara en faktor om man skalar upp till tusentals ton väte. Alkalina och PEM behöver vanligtvis avjoniserat vatten (för att undvika mineralavlagringar eller membranförgiftning). SOEC behöver också renat vatten (och omvandlas till ånga). Vattenförbrukningen är identisk på kemisk basis; dock kan kylbehov skilja sig. Alkaliska system kan behöva mer kylvatten i stora anläggningar (eftersom de körs kontinuerligt och vid lägre temperatur, överskottsenergi avges som låggradig värme), medan SOEC kan utnyttja högvärdig värme mer internt. Om man använder elektrolysörer med havsvatten placeras vanligtvis en avsaltningsenhet före – vilket har sin egen energikostnad och saltlakeutsläpp, men i stora kustprojekt räknas det in (och vattenbehovet för t.ex. 1 ton H₂ är ~9 ton vatten, vilket är försumbart jämfört med vattenuttaget från ett medelstort avsaltningsverk). Intressant att notera: en studie av IEA fann att alkalisk elektrolys för en given väteproduktion använder mindre höggradigt rent vatten än ångreformering av metan (SMR) skulle göra, men kan använda mer havsvatten om man räknar in kylbehov, även om dessa jämförelser beror på systemdesign horizoneuropencpportal.eu.
Utsläpp från elkälla: Ur ett miljöperspektiv beror väteproduktionens koldioxidavtryck via elektrolys helt på elens ursprung. Om förnybar energi eller kärnkraft används är vätet i princip koldioxidfritt. Men om elnätet (med fossil mix) används kan de faktiska utsläppen vara betydande (även om de i många regioner minskar i takt med att elnäten blir renare). Alla tre elektrolysörtyperna producerar själva inte CO₂ – endast syre som biprodukt. Däremot har tillverkningen av dem ett inbäddat koldioxidavtryck (stål, cement för anläggningsbygge, etc.). Livscykelanalyser visar att användningsfasen dominerar påverkan (på grund av elförbrukningen), så att avkarbonisera elen är det viktigaste för att göra vätet “grönt.”
Livslängdsslut och återvinning: Alkalina elektrolysörer består främst av stålramar, nickelelektroder och vissa plastkomponenter – dessa kan återvinnas (nickel och stål är vanliga återvinningsmetaller). KOH-elektrolyten kan neutraliseras. PEM-stackar innehåller värdefullt platina och iridium – återvinningsprocesser finns redan (liknande återvinning av använda katalysatorer eller bränslecellsstackar) för att återvinna dessa metaller, vilket är bra både ekonomiskt och miljömässigt. Membranet (PFAS) kräver noggrann hantering vid avfall. SOEC-stackar, som är relativt nya, har ännu inte etablerad återvinning, men forskare undersöker hur man kan återvinna material eller säkert göra sig av med förbrukade celler. Lyckligtvis innehåller ingen av elektrolysörtyperna giftiga tungmetaller som bly eller kvicksilver. Den främsta “giftiga” varningen gäller PFAS-polymeren i PEM, som nämnts är under regulatorisk granskning; branschen kommer troligen att se till att dessa polymerer antingen återvinns eller förbränns korrekt vid livslängdsslut för att undvika miljöutsläpp.

Övergripande har alkalina elektrolysörer det minsta fotavtrycket av exotiska material, PEM har utmaningen med ädelmetaller och PFAS, och SOEC undviker ädelmetaller men använder avancerad keramik och kräver mer energi vid tillverkning. Positivt är att alla dessa teknologier möjliggör en vätgaskedja med noll växthusgasutsläpp vid användning, vilket är en stor miljöfördel om det ersätter fossilbaserat väte (eller fossila bränslen vid slutanvändning). Experter betonar att hantering av tillgången på kritiska material (som iridium) och att säkerställa hållbar tillverkning blir viktigt när vi skalar upp från megawatt idag till gigawatt de kommande åren johncockerill.com johncockerill.com.

Expertutlåtanden och perspektiv

Vad säger branschexperter och analytiker om dessa teknologier och deras framtid? Några insiktsfulla citat och synpunkter hjälper till att ge en bild:

Ingen universallösning: En nyligen genomförd analys av John Cockerill (en ledande leverantör av elektrolysörer) drog slutsatsen att ”Det finns ingen enskild elektrolysteknologi som presterar bättre inom alla områden” johncockerill.com. Det bästa valet beror på användningsområde och prioriteringar – om det handlar om kostnad, effektivitet, skalbarhet eller renhet. Till exempel, om lägsta kapitalkostnad och beprövad tillförlitlighet är avgörande (till exempel för en stor kemisk anläggning), kan alkalisk teknik föredras. Om utrymmet är begränsat eller elen är variabel, kan PEM vara bättre. Detta understryker att varje teknik har sin nisch, och många experter tror att en portfölj av alla kommer att behövas. Som John Cockerill-rapporten vidare noterar, ”alkalisk… kan enkelt skalas upp när behoven förändras, och erbjuder robust och tillförlitlig produktion för de flesta industrier, medan specialiserade sektorer som transport kan finna PEM:s renhet och kompakta storlek som det bättre valet” johncockerill.com johncockerill.com.
Om vikten av effektivitet: Dr. Ravi Prasher, CTO på Bloom Energy (som bygger SOEC:er), betonade hur avgörande effektivitet är för ekonomin: ”Mängden elektricitet som behövs av elektrolysören för att producera vätgas kommer att vara den mest avgörande faktorn för att bestämma produktionskostnaden för vätgas. Av denna anledning blir effektiviteten … den mest kritiska mätpunkten.” hydrogentechworld.com. Detta speglar en vanlig expertuppfattning att, även om kapitalkostnaderna sjunker, kommer driftskostnaden (driven av elförbrukning) att vara den avgörande faktorn – särskilt när projekten växer och el blir en stor utgift. Hans kommentar kom när Bloom demonstrerade sin högpresterande SOEC, och han noterade att deras 4 MW-system producerade vätgas vid 37,7 kWh per kg (ovanligt lågt tack vare användning av ånga) och att även vid dellast överträffade dess effektivitet andra teknologier hydrogentechworld.com hydrogentechworld.com. Sådana framsteg ger optimism om att tekniska förbättringar kan sänka vätgaskostnaderna avsevärt.
Flexibilitet och energilagring: Med hänvisning till integrering av väte med förnybar energi betonade Blooms VD, KR Sridhar, elektrolysatorernas roll i energilagring: ”Väte kommer att vara avgörande för att lagra intermittent och begränsad energi samt för att minska koldioxidutsläppen från industriell energianvändning. Kommersiellt gångbara elektrolysatorer är nyckeln till att lösa energilagringspusslet.” hydrogentechworld.com. Han hävdar att avancerade elektrolysatorer som SOEC erbjuder ”inneboende överlägsen teknik och ekonomiska fördelar” på lång sikt hydrogentechworld.com, men detta är förstås ur ett SOEC-perspektiv. Ändå ser många energiexperter väte (producerat med vilken elektrolysteknik som helst när det finns överskott av förnybar energi) som en nyckel för säsongslagring och svårreducerade sektorer.
Industrins uppskalning och investeringar: Fatih Birol, verkställande direktör för IEA, noterade i slutet av 2023 att ”Tillväxten av nya projekt tyder på ett starkt investerarintresse för att utveckla produktion av vätgas med låga utsläpp”, men han varnade också för att många tillkännagivna projekt faktiskt måste nå byggstart iea.org illuminem.com. Han framhöll att efterfrågan på ren vätgas måste stärkas för att ge förtroende för investeringar i elektrolysatorer carboncredits.com. Detta belyser en bredare expertoro: politiskt och marknadsmässigt stöd måste växa i takt med teknologin. Från och med 2025 inför regeringar i Europa, Nordamerika, Kina och på andra håll incitament (skatteavdrag, subventioner, vätgasköpsavtal) för att minska kostnadsgapet och driva på införandet. Dessa åtgärder är avgörande i branschledarnas ögon för att skala upp utbyggnaden av elektrolysatorer från hundratals MW idag till de tiotals GW per år som krävs för klimatmålen iea.org iea.org.
Perspektiv på ny teknik: Vissa experter inom akademin varnar för att även om ny teknik som AEM och SOEC är spännande, så bör de inte ta fokus från att implementera det som redan finns tillgängligt. Professor Jack Brouwer vid UC Irvine (en forskare inom vätgasenergi) sade på ett panelsamtal 2024 att vi bör “implementera, implementera, implementera” beprövad PEM och alkalisk teknik nu, samtidigt som FoU på nästa generations teknik fortsätter – eftersom uppskalning sänker kostnaderna och vi lär oss genom att göra (citatet är parafraserat från evenemanget). Denna pragmatiska syn är vanlig: använd de kommersiella verktyg som finns (AWE/PEM) för att börja minska utsläppen, samtidigt som man ser till att vårda den nya tekniken för framtiden.
Europas ledarskap och energisäkerhet: Nils Aldag, VD för Sunfire, talade om MultiPLHY SOEC-projektet och sade “Banbrytande vätgasprojekt som MultiPLHY lägger grunden för att säkra Europas position som en global ledare inom ren teknik.” energytech.com. Detta speglar en känsla i Europa att driva utvecklingen inom elektrolysörer (oavsett om det gäller högverkningsgrad SOEC eller alkalisk teknik i gigawattskala) inte bara hjälper klimatmålen utan också bygger en inhemsk industri för energiomställningen. Hans betoning på Europas position visar hur elektrolysörprojekt är en källa till teknologisk stolthet och internationell konkurrens.

Sammanfattningsvis erkänner experter över hela linjen att varje typ av elektrolysör har sina unika styrkor och att det snabba innovationsklimatet är ett positivt tecken. Det råder enighet om att vi kommer att behöva alla elektrolysörteknologier för att möta olika behov: alkalisk för storskalig, billig vätgas; PEM för dynamiska och hög-renhetsapplikationer; och SOEC för högverkningsgrad i integrerade system. Fokus nu ligger på att skala upp tillverkningen, pressa ner kostnaderna och förbättra hållbarheten. Som IEA kortfattat uttryckte det, behövs fortsatt innovation för att “minska de totala kapitalkostnaderna, även om dessa insatser också måste väga in avvägningar mot livslängd och verkningsgrad” energy.gov. Att balansera dessa faktorer är avgörande.

Senaste nyheter och utveckling (2024–2025)

De senaste två åren har vätgaselektrolysörprojekt och partnerskap annonserats i allt snabbare takt. Här är några av de mest anmärkningsvärda aktuella utvecklingarna:

Rekordbrytande projekt: I mitten av 2023 startade Kinas Sinopec världens största gröna vätgasanläggning i Xinjiang – en 260 MW alkalisk elektrolysanläggning som nämnts tidigare. I slutet av 2024 ökade anläggningen produktionen och visade både Kinas ambition och vissa utmaningar med inlärningskurvan (rapporter indikerade att den initialt kördes på endast ~30 % utnyttjande medan systemen justerades) energynews.biz. På andra håll, i Europa, nådde stora projekt milstolpar: i juli 2024 tog Shell ett slutgiltigt investeringsbeslut om 100 MW Refhyne II PEM-elektrolysören i Tyskland (ska vara i drift 2027) reuters.com refhyne.eu, och samma månad höll EU:s Green Hydrogen Bank sin första auktion för att stödja 3 miljoner ton H₂, vilket gav projekten långsiktigt prisstöd iea.org iea.org – en politisk innovation för att säkerställa avsättning för stora elektrolysanläggningar.
Offentlig-privata partnerskap: Stora olje- och gasbolag har samarbetat med elektrolysföretag. Till exempel tillkännagav BP och Thyssenkrupp Nucera ett samarbete 2024 för att installera 500 MW elektrolysörer vid BPs raffinaderier. ExxonMobil investerade i Electric Hydrogen (ett amerikanskt startupföretag som utvecklar avancerade PEM-system) för att arbeta med billigare lösningar för industriell vätgas. Och i ett anmärkningsvärt steg uppströms investerade Saudi Aramco 2025 i ett sydkoreanskt företag för att utveckla fastoxid-elektrolys för billig vätgas, kopplat till möjlig användning av värme från raffinaderier.
SOEC i stålindustrin: Ett banbrytande pilotprojekt startades av CSIRO och BlueScope Steel i Australien, där en tubulär SOEC-elektrolysör drevs i 1 000 timmar med spillvärme från ett stålverk för att producera vätgas csiro.au. Denna testkörning i slutet av 2024 visade både effektivitet och hållbarhet, och markerade ett av de första verkliga testerna av SOEC i stålindustrin (som så småningom kan använda vätgas för att ersätta kol vid järnreduktion). I Europa arbetar Salzgitter Steel tillsammans med Sunfire för att integrera en SOEC-enhet i ett stålverk till 2025 som en del av Salzgitter’s SALCOS-projekt för att minska koldioxidutsläppen vid stålproduktion.
Elbolag går in i vätgas: Elproducenter tittar på elektrolysörer för att lagra överskottsel och skapa nya intäkter. År 2024 tillkännagav NextEra Energy (en stor utvecklare av förnybar energi i USA) planer på flera hundra MW elektrolysörer för att använda begränsad vind- och solkraft i Texas till att producera grön vätgas för närliggande industrier. På liknande sätt startade EDF i Frankrike ett projekt där en kärnreaktor kopplas ihop med en 30 MW PEM-elektrolysör för att leverera vätgas till gödselproduktion – intressant nog genom att använda den jämna kärnkraftsproduktionen istället för att låta reaktorn modulera, vilket visar att även baskraftproducenter ser vätgas som en avsättning.
Vätgasknutpunkter och finansiering: Det amerikanska “Hydrogen Hub”-programmet (stödd av infrastruktur-lagen från 2021) tilldelade i slutet av 2023 nästan 8 miljarder dollar till regionala konsortier, varav många involverar stora elektrolysörinstallationer. Till exempel planerar vätgasknutpunkten i Kalifornien cirka 150 MW elektrolysörer (vissa PEM, vissa alkaliska) för att leverera bränsle till transporter; knutpunkten i Mellanvästern kommer att använda kärnkraft för vätgas (troligen PEM- eller alkalisk teknik), och knutpunkten i Texas integrerar massiv vind/sol för vätgas till petrokemisk användning. Dessa knutpunkter kommer att driva beställningar för elektrolysörtillverkare och fungera som testbäddar för olika tekniker under olika förhållanden.
Nya produkter levereras: På företagssidan levererade Nel Hydrogen de första enheterna av sin nya helautomatiserade alkaliska elektrolysörlinje till ett 20 MW-projekt 2024, vilket visar deras förmåga att sänka tillverkningskostnaderna med upp till 40 %. Plug Power lanserade en 5 MW modulär PEM-elektrolysrörsmodul (kallad “ML 5”) riktad mot enkel installation för projekt runt 100 MW (genom att installera 20 moduler). McPhy påbörjade byggandet av sin Gigafactory i Frankrike för både alkaliska och AEM-elektrolysörer efter att ha säkrat stora beställningar. Och Enapter började leverera sina massproducerade AEM-elektrolysörmoduler från sin nya tyska fabrik 2023, med målet att installera dem i tusental på ett skalbart sätt.
Säkerhet och standarder: Parallellt med tillväxten ligger fokus på säkerhet och standarder. År 2024 släppte International Electrotechnical Commission (IEC) uppdaterade standarder för elektrolysörsäkerhet, som täcker allt från elektrisk isolering till detektering av vätgasläckage, vilka tillverkarna nu antar. Det inträffade också en incident vid ett stort projekt i Asien där vissa alkaliska elektrolysörmoduler behövde stängas av på grund av tätningfel som orsakade läckage av lut hydrogeninsight.com – vilket understryker behovet av robust ingenjörskonst och delning av bästa praxis när fler först-i-sitt-slag-stora anläggningar tas i drift. Branschen svarade genom att bilda ett nytt säkerhetsforum under Hydrogen Council för att sprida lärdomar.
Marknadsdynamik: År 2025 har vi sett ett visst överskott av tillverkning i vissa regioner (t.ex. Kina), vilket faktiskt bidrog till att pressa ner priserna. IEA noterade att den globala tillverkningskapaciteten (25 GW/år 2023) är långt över nuvarande utbyggnad (~1 GW/år) iea.org iea.org. Detta har lett till konkurrenskraftiga priser och viss konsolidering – t.ex. ryktas det i början av 2025 att ett stort olje- och gasutrustningsföretag kan komma att förvärva en av de mindre elektrolysör-startupbolagen för att integrera i sin portfölj.

Alla dessa utvecklingar pekar på en sak: elektrolysörteknologier är på väg ut ur labb- och pilotfasen och in i storskalig industriell användning. Regeringar stöttar, stora företag investerar och tekniska utmaningar löses en efter en. När utbyggnaden ökar kommer vi att se ännu mer lärande och förfining av varje teknologis roll.

Slutsats

Genom att jämföra PEM-, alkaliska och fastoxid-elektrolysörer sida vid sida är det tydligt att var och en har unika fördelar:

Alkalisk elektrolys erbjuder låga kostnader, beprövad tillförlitlighet och är idealisk för storskalig vätgasproduktion där utrymme och stabil drift finns tillgängligt.
PEM-elektrolys ger flexibilitet, snabb respons och hög renhet på vätgasen, vilket gör den perfekt för integration med variabel förnybar energi och användningsområden som kräver kompakta, högpresterande system.
Fastoxid-elektrolys har potential för högsta verkningsgrad och integration med värmekällor, och kan potentiellt revolutionera vätgasproduktionen i industriella miljöer om dess hållbarhet och kostnader fortsätter att förbättras.

Valet mellan dem beror på projektets specifika förutsättningar – kraftkälla, önskad vätgasproduktion och renhet, budget och dynamisk driftprofil. Som en branschexpert klokt uttryckte det, “beroende på användningsområde kan en vara bättre lämpad – elkostnad, tryckbehov, platsbehov och andra faktorer avgör beslutet” johncockerill.com johncockerill.com.

Det som är uppmuntrande är att alla tre teknologier utvecklas snabbt. Kostnaderna sjunker (tack vare FoU och stordriftsfördelar), verkningsgraden ökar och nya lösningar adresserar tidigare begränsningar (från bättre katalysatorer i PEM, till mer responsiva alkaliska system, till längre livslängd på SOEC-stackar). Perioden 2024–2025 har särskilt visat en mängd innovationer och de första implementeringarna av många “nästa generations”-koncept.

Experter tror att grönt väte kommer att spela en avgörande roll i en nettonoll-ekonomi – och att uppnå detta kommer att bero på att använda rätt elektrolysör för uppgiften. Oavsett om det är en alkalisk enhet som producerar väte för ammoniakgödsel, en rad PEM-enheter som följer belastningen från en vindkraftpark, eller en högtemperatur-SOEC som utnyttjar spillvärme vid ett raffinaderi, bidrar var och en till att minska utsläppen i sektorer som har få andra alternativ (som tung industri, kemikalier och långväga transporter).

De kommande åren kommer sannolikt att innebära en enorm uppskalning av elektrolysörkapacitet globalt – från cirka 1 GW totalt installerat idag till hundratals GW planerade till 2030 iea.org iea.org. Denna uppskalning, stödd av policy och privata investeringar, kommer ytterligare att driva på förbättringar. Med tiden kan vi också få se hybridsystem (som använder både PEM och alkalisk tillsammans för att täcka olika driftområden, eller SOEC för baslast plus PEM för topplaster, etc.). Samarbete och sund konkurrens mellan teknologierna kommer att driva på effektivitetsvinster och kostnadsreduktion, vilket gynnar väteekonomin som helhet.

Sammanfattningsvis har PEM-, alkaliska och SOEC-elektrolysörer alla en viktig roll att spela. “Vinnaren” i denna jämförelse är inte en teknik som slår ut de andra, utan snarare klimatet och industrierna som får en uppsättning lösningar för att producera rent väte. Som väteexperten Paul Martin skämtsamt sa, att fråga vilken elektrolysör som är bäst är som att fråga “vilket är det bästa verktyget: en hammare, en skiftnyckel eller en skruvmejsel?” – det beror på uppgiften, och det är bäst att ha en välutrustad verktygslåda. Med fortsatt innovation och implementering kommer dessa elektrolysörteknologier tillsammans att driva övergången till grönt väte från en nisch till en globalt omdanande lösning.

Källor:

U.S. Department of Energy – Väteproduktion: Elektrolys (Hur elektrolysörer fungerar, driftsförhållanden) energy.gov energy.gov
International Energy Agency (IEA) – “Electrolysers” 2024-rapport (teknikstatus, kostnader, effektivitet och projekt) iea.org iea.org
Electric Hydrogen Co. – White paper 2024 (analys av PEM vs alkalisk effektivitet och kostnader) eh2.com eh2.com
John Cockerill Hydrogen – Teknisk rapport 2024 (jämförelse mellan alkalisk och PEM, marknadsandel och material) johncockerill.com johncockerill.com
Hydrogen Insight – Leigh Collins, “Världens största fastoxid-elektrolysör installerad” (SOEC effektivitet och kostnadsfördel) hydrogentechworld.com
Hydrogen Tech World – “Bloom Energy börjar producera väte vid NASA SOEC” (Bloom 4 MW SOEC prestanda och expertcitat) hydrogentechworld.com hydrogentechworld.com
EnergyTech Magazine – “Sunfire installerar 2,6 MW SOEC hos Neste” (SOEC driftsdetaljer och citat från Sunfires VD) energytech.com energytech.com
Reuters – Andrew Hayley, “Sinopecs första gröna vätgasanläggning startar produktion” (260 MW alkalisk projektinformation) reuters.com reuters.com
IEA – Innovationsinsikter (iridiumreduktion, nya rekord för elektrolysörers effektivitet, Toshiba-katalysator) iea.org iea.org
Stargate Hydrogen – Blogg “PEM vs Alkaline Electrolysers” (tillgänglig förklaring av för- och nackdelar) stargatehydrogen.com stargatehydrogen.com
Shanghai H-Ray – Pressmeddelande 2024 (kostnadsreduktion för PEM och framtidsutsikter) h-raypem.com

Can Verdagy's Green-Hydrogen Overtake Gasoline?

Watch this video on YouTube.

Tags: Elektrolysatorer, Energiteknik, Vätgasteknik