Life Cycle Assessment of Hydrogen Production via Electrolysis – A 

Review 

 

Ramchandra Bhandari, Clemens A. Trudewind, Petra Zapp 1) 

1) Forschungszentrum Jülich, Institute of Energy and Climate Research ‐ Systems Analysis and Technology 

Evaluation (IEK‐STE), D‐52425 Jülich, Germany 

 

Executive Summary 

There are several hydrogen production methods. They range from the most widely used fos‐

sil  fuel based  systems  such as natural gas  steam methane  reforming  to  the  least used  re‐

newable energy based systems such as wind electrolysis. Currently almost all the  industrial 

hydrogen need worldwide  is produced using  fossil  fuels.  Electrolytic hydrogen production 

based on renewable resources generated electricity and hydrogen’s energetic use could con‐

tribute to the global needs for a sustainable energy supply. However, also these methods are 

not  free  from environmental burdens. A  life cycle assessment  (LCA) helps  to  identify  such 

impacts considering the entire life cycle of the process chains.  

This paper reviews twenty‐one studies that address the LCA of hydrogen production meth‐

ods, majority of  them addressing also  the electrolytic methods.  It has been observed  that 

the global warming potential (GWP) is the impact category analyzed by almost all those au‐

thors.  The  acidification  potential  (AP)  ranks  the  second. Other  categories  such  as  toxicity 

potential are not often analyzed. The environmental concern of electrolytic hydrogen pro‐

duction  process  is mainly  associated with  the  electricity  supply. GWP  contribution  of  the 

electrolyzer unit is relatively small (e.g. only about 4% for wind based electrolysis for hydro‐

gen production and storage system). From LCA perspective,  it can be concluded  that elec‐

trolysis using wind or hydropower generated electricity is one of the best hydrogen produc‐

tion methods  over  that  using  conventional  grid  electricity mix  or  conventional  fossil  fuel 

feedstock methods.  

Keywords 

LCA, electrolyzer, global warming potential, environmental impact, green electrolysis  

 

Contribution to Journal of Cleaner Production 

   

3

Abbreviations 

  

 

ADP  Abiotic depletion potential 

AP  Acidification potential 

ATP  Aquatic toxicity potential 

CCS  Carbon dioxide capture and storage 

CED  Cumulative energy demand 

CExD  Cumulative exergy demand 

CMM  Coal mine methane mitigation 

COD  Chemical oxygen demand 

EP  Eutrophication potential 

FCV  Fuel cell vehicle 

GHG  Greenhouse gas 

GWP  Global warming potential 

HHV  Higher heating value 

HTE  High temperature electrolysis 

HTP  Human toxicity potential 

ICE  Internal combustion engine 

ISO  International organization for standardization 

LCA  Life cycle assessment 

LCI  Life cycle inventory 

LHV  Lower heating value 

LNG  Liquefied natural gas 

MEA  Membrane electrode assembly 

mPt  Milli‐points 

Nm3  Normal cubic meter 

NREL  US national renewable energy laboratory 

ODP  Ozone depletion potential 

OECD  Organization for economic co‐operation and development 

PEM  Polymer electrolyte membrane 

POCP  Photochemical ozone creation potential 

PSA  Pressure swing adsorption 

PV  Photovoltaics 

R  Radiation 

SMR  Steam methane reforming 

SOE  Solid state electrolysis 

SPE  Solid polymer electrolyte 

UCTE  Union for the co‐ordination of transmission of electricity 

4

I Introduction 

Global energy consumption is expected to increase continuously in the next decades, driven 

by rising standards of living and growing population worldwide. The increased need for more 

energy will  require growth  in energy generation capacity and more  secure and diversified 

energy sources [USDOE, 2009]. The need for a sustainable energy supply  is obvious due to 

declining  fossil energy  resources, environmental pollution,  climate  change,  and  increasing 

dependency on fossil fuels exporting countries. Fossil fuel combustion or reformation causes 

adverse  environmental  impacts, which motivate  researchers  to  look  for  environmentally 

sustainable alternative fuels. Those alternative fuels are required to fulfill criteria such as no 

or less release of carbon dioxide (CO2), suitability for both mobile and stationary sector and 

affordable  price  range  [Romagnoli  et  al.,  2011].  Hydrogen  is  one  of  such  candidates 

[Cetinkaya et al., 2012]. It has several advantages associated with its use: it can be produced 

using renewable energy resources, high yields  in fuel cells, clean combustion without emis‐

sions of CO2 and oxides of nitrogen and sulfur (NOx, SOx), and feasible indirect storage of the 

energy  from  intermittent  renewable energy  resources  [Balat, 2008, Muradov & Veziroglu, 

2008]. 

Like electricity, hydrogen  is an energy  carrier and not a primary energy  source. However, 

hydrogen is so far mainly used for non‐energetic purpose in different industrial applications 

(>95%  of  global  hydrogen  production), with  the  largest  consumer  sector  being  ammonia 

production  (about 62.4%) and  its energetic use  is very small  [Spath & Mann, 2001]. Some 

reports state the global hydrogen production amount in an order of about 500 billion Nm3/yr 

[Saur, 2008].   

Although there might be mass production of hydrogen using renewable energy  in the  long 

term, the fossil fuels are today the major sources for its production [Dufour et al., 2011]. In 

2006,  the global  sources  for hydrogen production were about 48%  from natural gas, 30% 

from oil, 18%  from coal and only 4% by electricity via water electrolysis  [PE  International, 

2010]. This share may not drastically change  in a near  future; though coal, being the most 

abundant primary energy source in many countries worldwide, might play a bigger role than 

natural gas. Electrolytic hydrogen production will also be on focus because hydrogen can be 

produced using the electricity generated from renewable resources in this method. 

Although hydrogen  is  generally  considered  to be  a  clean  fuel during  its use phase  (direct 

combustion or use  in  fuel  cells),  its production has negative  impacts  to  the environment. 

Examining the resource consumption, energy requirements, and emissions from a  life cycle 

point of view gives a complete picture of the environmental burdens associated with hydro‐

gen production [Spath & Mann, 2004]. The production of hydrogen can be categorized into 

three phases: plant  (hardware) manufacturing and  its  installation, plant operation  to pro‐

duce hydrogen (energy used to operate the plant as well as feedstock for hydrogen), and the 

storage and/or delivery of the produced hydrogen (use phase could also be included as the 

fourth phase). The environmental impacts associated with hydrogen production in almost all 

methods,  i.e. from steam methane reforming to electrolysis, are mainly  in the plant opera‐

5

tion phase. In steam methane reforming, it is due to the consumption of natural gas as feed‐

stock, and in electrolysis it is due to the use of electricity to operate the electrolyzer. These 

impacts can be minimized  in electrolysis process when  the hydrogen  is produced by using 

electricity from renewable energy sources (a schematic process flow diagram for electrolysis 

based on renewable energy electricity is shown in Fig. 4). During the operation of such sys‐

tem,  there are almost none or  less direct emissions. However, manufacturing and  installa‐

tion of  renewable energy power plants are mainly  responsible  for environmental  impacts. 

Life cycle assessment (LCA) can be used to understand these  impacts  in different phases of 

the process chain.    

LCA  is an established and  internationally accepted method that  is defined  in ISO standards: 

ISO 14040 [ISO, 2006a] and ISO 14044 [ISO, 2006b]. The life cycle refers to the major activi‐

ties during the product’s  lifetime  from  its manufacturing, use, and maintenance to  its  final 

disposal, including the raw material acquisition required manufacturing the product [Curran, 

2006]. There are numbers of impact assessment methods in use [Frischknecht & Jungbluth, 

2007]. The CML 2001  [Guinee, 2001] and eco‐indicator 95  [Goedkoop, 1997] methods are 

mostly used  for  the  life cycle  impact assessment of  the hydrogen production methods  re‐

viewed under this paper. European Union has developed and recommended a guideline (FC‐

Hy Guide) on how to carry out the LCA of hydrogen production methods [FC HyGuide, 2011]. 

This method also complies with the  ISO series: 14040 and 14044. Since this guideline  is re‐

cently developed, its use in LCA analysis has not been noticed in the published literatures. 

The aim of this paper is to analyze the environmental LCA of different hydrogen production 

routes with the help of published literatures in this field. For this purpose, an intensive liter‐

ature  search  was  carried  out.  LCA  related  papers  and  reports  for  hydrogen  production 

methods were in focus of the review. Altogether twenty one studies (Fehler! Verweisquelle 

konnte nicht gefunden werden.),  consisting of 17 peer‐reviewed papers and 4  reports or 

pre‐prints, were selected for a thorough review. Regionally, articles for every regions of the 

world were  considered.  In  terms  of  publication  years,  articles  and  reports  published  be‐

tween 2000 and 2012 were considered. An extensive  review provides  the  state of  the art 

knowledge on LCA of current hydrogen production routes and the comparison among differ‐

ent methods. Although the paper’s focus is to analyze the LCA of electrolytic hydrogen pro‐

duction, other different hydrogen production methods (e.g. conventional production routes 

using fossil fuels) are also included in the review for comparison of the data/results. 

The  following  section  II  introduces  the different  types of electrolytic hydrogen production 

methods.  In section  III,  the studies under review are classified under two categories: tech‐

nical parameters of the production methods considered by these studies and LCA methods 

employed in these studies. Detailed review results on LCA of hydrogen production methods 

have been presented in section IV under environmental performance of electrolysis. Section 

V concludes the main body of this paper.   

6

II Hydrogen Production via Electrolysis  

Hydrogen can be produced from a variety of feed‐stocks. These include fossil resources such 

as natural  gas  and  coal,  and  renewable  resources  such  as biomass; which  can be directly 

converted to hydrogen via gasification and reformation. Water is used as feedstock in elec‐

trolytic methods, where the electricity needed for electrolysis may be from renewable (e.g. 

solar, wind,  hydropower,  etc.)  or  non‐renewable  (fossil  fuel  or  nuclear  based)  resources. 

Such  diversity  of  these  sources  makes  hydrogen  a  promising  energy  carrier  of  future 

[USDOE,  2012].  A  variety  of  processes/technologies  can  be  used  for  its  production,  e.g. 

chemical,  biological,  electrolytic,  photolytic,  thermochemical,  etc.  Each  technology  is  in  a 

different stage of development and commercialization, and each has  its benefits and draw‐

backs.  Local availability of  feedstock, maturity of  the  technology, market applications and 

demand, policy  issues, and costs  influence  the choice of  the suitable options  for hydrogen 

production [IEA, 2006].  

Several technologies are already available in the market for the industrial production of hy‐

drogen. The first commercial technology to produce pure hydrogen, dating back to the late 

1920s, was  the  electrolysis  of water.  In  the  1960s,  the  industrial  production  of  hydrogen 

shifted  towards  fossil based  feedstock, which  is  the main  source  for hydrogen production 

until today [IEA, 2006]. Currently, only about 4‐5% of global hydrogen production is based on 

electrolysis [Padro & Putsche, 1999, Häussinger et al., 2007]. Other studies already give de‐

tailed technical overview on different hydrogen production techniques, e.g. [Holladay et al., 

2009]. The various hydrogen production methods by outlining the economics, environmental 

impact,  applications,  and  hydrogen  energy  status  around  the  world  are  examined  in 

[Momirlan & Veziroglu, 2002]. State of the art of different electrolytic hydrogen production 

methods  is  reviewed  thoroughly  in  [Ursua  et  al.,  2012],  and  energy  saving possibilities  in 

electrolytic methods are discussed  in  [Stojic et al., 2003]. Nevertheless  the electrolytic hy‐

drogen production method is briefly introduced in the following paragraphs, as it is the focus 

technology for LCA in this paper.  

Water electrolysis is a process whereby water is split into hydrogen and oxygen through the 

application of electrical energy (eq. 1). The electrolysis cell is the basic element of the elec‐

trolytic hydrogen production system (Fig. 1). The cells are connected in parallel or in series to 

form the electrolysis module [Ursua et al., 2012]. 

directcurrent →       (eq. 1) 

 

7

Fig. 1: Typical alkaline electrolysis cell  

 

Source: [Koroneos et al., 2004]  IEK‐STE 2013 

The hydrogen and oxygen generated from the electrolysis are cooled, purified, compressed 

and  stored.  In many  installations,  the oxygen  is not  stored but vented  to  the atmosphere 

instead. There are electrolyzers that produce hydrogen also at high pressure, thus avoiding 

the compression  stage and associated economic and energy costs. Water coming  into  the 

unit  is previously  treated  to  fulfill purity  requirements  to  avoid mineral deposition  in  the 

cells and non‐desired electrochemical reactions. In general, electrolyzers do not require con‐

tinuous maintenance since they hardly include mobile elements. They are silent and have a 

high degree of modularity, thus they are suitable  for decentralized applications  in residen‐

tial, commercial and  industrial areas  [Ursua, 2010]. Although electrolyzers have been used 

for decades, there is still a need for improvements in many aspects ‐ reduction of manufac‐

turing,  distribution,  and  installation  costs;  efficiency  improvement:  electrolysis  module, 

power  supply, control  system, etc.; operation under variable electricity  supply profiles;  in‐

crease of  the operating  temperature and pressure; etc.  [Ursua, 2010]. Currently  there are 

three  broad  types  of  electrolyzers  available:  alkaline,  polymer  electrolyte membrane  and 

high  temperature  solid  oxide  electrolyzers.  They  are  briefly  described  in  following  sub‐

sections. 

II.1 Alkaline electrolyzers 

The alkaline water electrolysis cell consists of  two electrodes separated by a gas‐tight dia‐

phragm (Fig. 1).  If a direct current  is connected to the electrodes, hydrogen  is produced at 

the cathode and oxygen at the anode. This assembly is immersed in a liquid electrolyte that 

is usually a highly concentrated aqueous solution of KOH (25–30 wt.%) to maximize its ionic 

conductivity. Other possible electrolytes solutions of NaOH or NaCl are less commonly used. 

The  main  drawback  of  the  alkaline  electrolyte  is  its  corrosive  character.  Hydrogen  gas 

evolves  from  cathode,  where  water  is  reduced  yielding  hydroxide  anions  that  circulate 

across  the  diaphragm  to  anode  within  the  electric  field  established  by  external  power 

8

source. The hydroxide anions recombine on anode surface to produce oxygen. The following 

reactions take place in an alkaline electrolysis cell:  

: 4 → 2 4       (eq. 2) 

:4 4 → 2         (eq. 3) 

: 2 → 2           (eq. 4) 

The diaphragm  separates  the  reaction  zones  from each other and prevents mixing of  the 

product gases. Hence,  the diaphragm  is permeable  to water  ions but  impermeable  to gas 

[Nitsch, 2003].  In conventional electrolyzers asbestos  (with thickness  in the range of 3 mm 

[Neumann, 2007]) is used as diaphragm material [Häussinger et al., 2007]. Due to the mate‐

rial properties of asbestos the operating temperature of conventional alkaline electrolyzers 

is generally  limited  to 80°C  [Angloher & Dreier, 1999]. The health hazards of asbestos are 

forcing manufacturers  to  replace  it with  other  non‐hazardous material.  Adjacent  to  both 

sides of the diaphragm electrodes are placed. The anode  is usually made of nickel or nickel 

coated steel, while the cathode  is made of steel activated by a coating with different cata‐

lysts. The distance between the anode and cathode  is about 5 mm  in conventional electro‐

lyzers [Neumann, 2007].  

Hydrogen and oxygen can be generated at atmospheric as well as at elevated pressures. At‐

mospheric electrolyzers operate at the pressure of up to 6 bar, while high pressure electro‐

lyzers generate hydrogen at pressures from 6 to 30 bar. However, the higher pressures of up 

to 200 bar are also demonstrated  in  laboratory [Emonts, 2002]. An  important advantage of 

high pressure  is the reduction  in energy expenditures for compressing hydrogen to storage 

pressure levels. Its disadvantage is a reduced purity of the product gases caused by the fact 

that high pressures and high temperatures  increase the permeability for gases through the 

membrane. The energy demand of alkaline electrolyzers is dependent on the characteristics 

of the electrodes and operational conditions. Atmospheric electrolyzers have specific energy 

demand of about 4.1 to 4.5 kWh/Nm³H2 and pressurized electrolyzers have this demand of 

about 4.5  to 5 kWh/Nm³H2. However,  the atmospheric electrolyzers need energy  for com‐

pression of the produced hydrogen making the total body of plant energy demand of about 

4.5 to 7 kWh/Nm³H2 [Smolinka et al., 2011]. The atmospheric electrolyzers have efficiencies 

of up to 85%  (HHV) and high pressure ones have up to 78%  (HHV)  [Smolinka et al., 2011]. 

Life time of alkaline electrolyzers is reported to be up to 30 years, though every 7 to 15 years 

a general overhaul  is necessary to replace/reactivate the electrodes and to replace the dia‐

phragms [Pehnt, 2001, Wenske, 2008, Smolinka et al., 2011]. 

Alkaline water electrolysis  is a mature technology. Those electrolyzers are reliable and safe 

[Smolinka et al., 2011]. As a result, they constitute the most extended electrolysis technolo‐

gy  at  a  commercial  level worldwide  [Ivy, 2004]. The  investment  costs  are  in  the  range of 

1000‐5000 $/kW depending on the production capacity [Rajeshwar et al., 2008]. There are 

many manufacturers worldwide offering  these  systems.  In  the  last years,  the efficiency of 

the electrolyzers has been improved with the aim of reducing operating costs associated to 

the consumption of electricity. And, the operating current densities have been  increased  in 

9

order to reduce the  investment costs. The  investment costs are almost proportional to the 

electrolysis cells surface area. Among others,  these  improvements  include development of 

new advanced materials to be used as diaphragms replacing the previous ones made of as‐

bestos. In this regard, the use of ion exchange inorganic membrane has become an alterna‐

tive  [Vandenborre et al., 1980, Vermeiren et al., 1998]. Also,  the advanced alkaline water 

electrolyzers with working temperatures up to 150oC are developed. Advanced alkaline elec‐

trolyzers are suitable for large scale hydrogen production. The purity levels of hydrogen and 

oxygen can reach 99.9 and 99.7 vol.%, respectively, without auxiliary purification equipment 

[Ivy, 2004]. The purity could be improved by catalytic conversion and adsorptive drying units.  

II.2 Polymer electrolyte membrane electrolyzers 

This  technology  is also  referred  to as proton exchange membrane  (PEM) or  solid polymer 

electrolyte (SPE) electrolyzers. In contrast to alkaline electrolyzers PEM electrolyzers do not 

require a liquid electrolyte. The electrolyte is a gas tight thin polymer membrane. The most 

commonly  used membrane  is Nafion with  a  thickness  of  less  than  0.2 mm  [Ursúa  et  al., 

2012]. As this is the critical component within PEM electrolyzers, lifetime of PEM is limited in 

comparison to alkaline electrolyzers [Smolinka et al., 2011]. Anode, cathode, and membrane 

set  a membrane  electrode  assembly  constitute.  The  electrodes  typically  consist  of  noble 

metals, e.g. platinum or iridium. The following reactions take place in a PEM cell: 

: → 2 2        (eq. 5) 

:2 2 →         (eq. 6) 

At  the  anode, water  is  oxidized  to  produce  oxygen,  electrons,  and  protons  that  circulate 

across the membrane to the cathode where they are reduced closing the circuit and produc‐

ing hydrogen (eqs. 5‐6). PEM electrolyzers are commercially available for  low scale produc‐

tion applications. The hydrogen purity  is  typically above 99.99 vol.%  (in  some  cases up  to 

99.999  vol.%) without  the  need  of  auxiliary  purification  equipment  [Ursua  et  al.,  2012]. 

Moreover,  low gaseous permeability of  the polymeric membranes  lowers  the  risk of  flam‐

mable mixtures  formation. PEM electrolyzers operate at  temperature of around 80°C and 

pressure of up  to 15 bar.  Typical PEM electrolyzers have production  capacities of 0.06  to 

30 Nm³H2/hr. Specific energy demand  is  typically  in  the  range of 6  to 8 kWh/Nm³H2 but  it 

could also be  less  than 6 kWh/Nm³H2  in  large‐scale systems having production  rate higher 

than 10 Nm³H2/hr. PEM electrolyzers’ efficiencies are  in  the  range of 67‐82%  [Smolinka et 

al., 2011, Ursua et al., 2012]. 

PEM electrolyzers have ability to work under variable power supply. This  is due to the fact 

that the proton transport across the polymeric membrane responds quickly to power fluctu‐

ations. This is in contrast with alkaline electrolyzers, where the ionic transport in liquid elec‐

trolytes  shows a greater  inertia  [Rajeshwar et al., 2008]. Although commercially available, 

PEM electrolyzers have some drawbacks. The main problem  is their high  investment costs, 

associated to the membranes and the noble metal based electrodes. The production capaci‐

ty needs to be increased for their wider commercialization [Grigoriev et al., 2006]. 

10

II.3 Solid oxide electrolyzers  

Solid oxide electrolyzers  (SOEs) constitute an advanced concept enabling water, or  rather, 

steam electrolysis  at high  temperatures up  to 1000oC, which  results  in higher efficiencies 

compared to alkaline or PEM electrolyzers [Brisse et al., 2008]. Both steam and recycled hy‐

drogen are fed to the cathode, where water is reduced to produce hydrogen. The oxide ani‐

ons generated in cathode pass through the solid electrolyte to anode, where they recombine 

forming oxygen and closing the circuit with the released electrons. The cathode is a cermet 

made of nickel and yttrium stabilized zirconia  (YSZ)  [Ursua et al., 2012], solid electrolyte  is 

made of YSZ and the anode is made of perovskite [Bello & Junker, 2006, Ursua et al., 2012].   

Steam electrolysis emerged with the aim of reducing the energy demand and thus the oper‐

ating costs of conventional water electrolysis [Salzano et al., 1985]. Theoretically up to 40% 

of the energy required to produce hydrogen from steam electrolysis can be supplied as heat 

at 1000oC [Brisse et al., 2008] and electricity demand could be reduced by up to 25% [Pham 

et al., 2000, Brisse et al., 2008]. Therefore,  it  is expected that those electrolyzers can reach 

higher efficiencies  than alkaline and PEM electrolyzers  [Bello &  Junker, 2006]. This  feature 

makes  SOEs  attractive  for  hydrogen  production when  a  high  temperature  heat  source  is 

available;  e.g.  nuclear  reactors,  geothermal  energy,  solar  thermal  energy,  etc.  Currently, 

SOEs are at the research and development stage and they are operated only  in  laboratory 

with hydrogen production rates of up to 5.7 Nm³/hr and power rating of up to 18 kW [Bello 

& Junker, 2006, Smolinka et al., 2011]. The disadvantages associated with high temperature 

electrolyzers are due to material problems. Load changes result heat  losses and changes  in 

cell temperature that cause micro cracks to the membrane. These cracks reduce electrolyz‐

er’s  lifetime significantly. Hence, high temperature electrolyzers are not suitable to be cou‐

pled with sole intermittent renewable energy based electricity [Smolinka et al., 2011].  

The typical specifications of alkaline, polymer and solid oxide electrolyzers have been sum‐

marized in Table 1 below. 

   

11

Table 1: Typical specification of alkaline, PEM and high temperature (solid‐oxide) electro‐

lyzers 

Source: most  of  the  data  compiled  and modified  from  a,b  [Smolinka  et  al.,  2011]  and  c 

[NEEDS, 2008]   IEK‐STE 2013 

 

III Classification of the Studies  

The following sub‐sections present the classification of reviewed literatures on LCA of water 

electrolysis for hydrogen production. Although the study’s focus lies on electrolytic methods, 

few studies with other types of hydrogen production processes, such as fossil fuel reforming 

and thermochemical water splitting, are also analyzed for comparison purpose. Because of 

differences in system boundary assumptions, system sizes, methods used for environmental 

impact assessment, functional units and other several such parameters, it is difficult to make 

a direct comparison of results from one LCA study to the other one. Similar problems were 

also mentioned in a LCA review report by Geerken et al. [Geerken et al., 2004]. However, an 

aggregated comparison has been made  in  this paper. Details on  the  studies  that were as‐

sessed as relevant to fulfill this study’s aim on LCA review of electrolytic hydrogen produc‐

tion methods are listed in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden..  

Specification  Unit  Alkaline a  PEM b  SOEs c 

Technology maturity   State  of  the 

art Demonstra‐

tion  R & D 

Cell temperature  oC  60‐80   50‐80  900‐1000 

Cell pressure  bar  < 30  < 30  < 30 

Current density  A/cm2  0.2‐0.4   0.6‐2.0  0.3‐1.0 

Cell voltage  V  1.8‐2.4   1.8‐2.2  0.95‐1.3 

Power density  W/cm2  Up to 1.0   Up to 4.4  ‐ 

Voltage efficiency  %  62‐82   67‐82  81‐86 

Specific energy consumption, system  kWh/Nm3  4.5‐7.0   4.5‐7.5  2.5‐3.5 

Partial load range  %  20‐40   0‐10  ‐ 

Cell area  m2  < 4   < 300  ‐ 

Hydrogen production, system  Nm3/hr  < 760   < 30  ‐ 

Life time, stack  hr  < 90000  < 20000  < 40000 

System life time   yr  20‐30   10‐20  ‐ 

Purity of hydrogen produced  %  > 99.8  99.999  ‐ 

Cold start up time  min.  15  < 15  > 60 

12

Altogether  twenty  one  studies  were  reviewed  thoroughly.  They  include  four  re‐

ports/preprints and 17 peer reviewed articles. Most of the studies were published in recent 

years (Fig. 2). The trend shows that there are recently more publications in this field, mean‐

ing that interest and importance of LCA in hydrogen production process has been growing. 

Fig. 2: Number of studies and publication years 

 

Source: data from [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

Regionally, most of the studies are published either in Europe or in North America as shown 

in  Fig. 3. Many publications, mainly dealing with  the hydrogen production methods using 

nuclear heated thermochemical cycles, are authored or coauthored in the same institute in 

Canada  (University  of Ontario  Institute  of  Technology;  six  studies  [Cetinkaya  et  al.,  2012, 

Granovskii  et  al.,  2006,  Hacatoglu  et  al.,  2012,  Kalinci  et  al.,  2012,  Ozbilen  et  al.,  2011, 

Ozbilen et al., 2012]. Two papers were generic (not country or region specific) and they were 

using mostly secondary data from different regions of the globe.  

Fig. 3: Regional distribution of the studies 

 

Source: data from [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

13

Indeed it is difficult to distribute the studies spatially, as the whole process chain for hydro‐

gen production is complex; and in cradle to grave analysis, many processes undertake in dif‐

ferent countries. However, it is important to know the grid electricity mix in grid based elec‐

trolytic process and those cases have been paid special attention in this paper.   

Different studies have different goals and  thereby  the  focus  is sometimes on different hy‐

drogen  production  technologies. Most  authors  analyze  environmental  LCA  of  one  or  two 

hydrogen production  technologies  in detail and compare  the  results with  the others using 

secondary  literatures data. All the studies  focus their analysis  in greenhouse gas emissions 

and most of them extend their emissions analysis up to GWP calculations. Few authors ana‐

lyze the cumulative fossil energy demand for hydrogen production. The majority of the stud‐

ies have their focus on the hydrogen production and storage phases without considering its 

use phase. Only three papers  look after the use of hydrogen to drive vehicles and compare 

its GWP results with the use of gasoline. Also, only a few studies (e.g.[NEEDS, 2008, Spath & 

Mann, 2004]) present  the  resources used  in electrolytic hydrogen production process and 

thereby resulted emissions in detail. Others do not detail the LCI data. Even if many studies 

somehow discuss and compare the LCA of electrolytic methods, the majority of these stud‐

ies’  focus  is not  the analysis of electrolytic methods;  rather  it  is of other  fossil  fuel based 

methods or of nuclear based thermochemical cycles. None of the study focuses in comparing 

one electrolyzer with the other from LCA viewpoint. However, one electricity source used for 

electrolysis has been compared to the other as well as one hydrogen production method to 

the other. 

In  the  following  sub‐sections,  the  reviewed  studies  are  analyzed  from  two  perspectives: 

technical aspects and LCA methodological choices. 

III.1 Technical aspects 

Alkaline electrolyzer has been used  in most of  the studies  that discuss electrolysis. Among 

the  electrolytic methods  analyzed,  only  one  study  [Utgikar  &  Thiesen,  2006]  specifically 

mention the use of high temperature SOE, whereas none of them analyze the LCA of PEM 

electrolyzers. Different hydrogen production  capacities have been presented  for different 

methods. Electrolytic methods have generally smaller capacities  (e.g. about 30 Nm3/hr  for 

wind based; 160 kg/day for PV based electrolyzers presented  in the reviewed studies). The 

theoretical capacities of nuclear based high temperature electrolyzers have been presented 

quite high, i.e. about 7.7 ton/hr in [Utgikar & Thiesen, 2006], though such plants are not op‐

erational  and  commercially  available  yet.  Fossil  fuel  based  hydrogen  production methods 

have fairly bigger capacities, e.g. 1.5 Million Nm3/day for a SMR unit used in [Spath & Mann, 

2001]. Also coal gasification and theoretical nuclear thermochemical cycle based plants have 

large production capacities, about 284 ton/day and 125 ton/day, respectively. Smaller capac‐

ities  of  commercially  available  alkaline  electrolyzers  have  been  one  of  the  limitations  for 

widespread use of electrolysis  for hydrogen production, along with economic  factors. Alt‐

hough not  analyzed  in  the  reviewed papers,  there  are  alkaline electrolyzers  commercially 

available  in Europe with  relatively higher  capacities  (e.g. 760 Nm3/hr  from  IHT  in Switzer‐

land). As the electrolyzer units can be built modular, the hydrogen production capacity could 

14

be increased in line with increased power supply capacity from the renewable energy power 

plant.   

A high energy efficiency value of up to 85% [Spath & Mann, 2004] has been used in the liter‐

atures for alkaline electrolyzers, though these values differ from study to study (e.g. 80% in 

[Dufour et al., 2012], 77% in [Koroneos et al., 2004]).   For comparison, the energy efficiency 

of SMR process  is higher, e.g. 89%  [Spath & Mann, 2001], whereas  that of nuclear based 

thermochemical water splitting process is lower, e.g. 52% [Solli et al., 2006]. Heat loss in high 

temperature  processes,  such  nuclear  based  ones,  is  relatively  higher.  Efficiency  ranges  of 

different electrolyzer types have been already discussed in section 2. 

Different types of electricity sources have been used for electrolysis. Most common among 

them  is  wind  energy,  followed  by  solar  PV  and  grid  supply.  Solar  thermal,  biomass‐

gasification‐electrolysis,  nuclear  based  high  temperature  electrolysis  has  also  been men‐

tioned by each one author. Almost all the authors discussing electrolytic methods compare 

their results with that of other non‐electrolytic methods – using either primary data or sec‐

ondary  data  from  the  other  publications.  Steam methane  reforming of  natural  gas  is  the 

most widely  studied method. An overview on  the hydrogen production  technology  ranges 

considered in this paper is given in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden..   

III.2 LCA methodological choices 

As mentioned  in section I, LCA has been widely used for the environmental  impact analysis 

of hydrogen production  technologies. A generic methodology on how  to carry out an LCA 

has been detailed  in  ISO standards [ISO, 2006a,  ISO, 2006b]. Those standards are the most 

widely used standards so far for performing the LCA of hydrogen production methods. Un‐

der the framework of an EU project, a specific methodology guideline on how to carry out 

LCA of fuel cell and hydrogen production and use has been developed [FC HyGuide, 2011]. 

Since this is a new document, none of the reviewed studies has adapted this guideline while 

carrying out their LCA.  

Since  the  different  authors  have  different  focus  technologies  and  different  goals  of  their 

studies, the corresponding system boundary also varies highly. As a general trend, it can be 

said that the most often used system boundary is cradle to gate among the reviewed papers.  

In the electrolytic methods, energy and material resources used  in manufacturing,  installa‐

tion, and operation of  renewable energy power plants  (e.g. wind,  solar PV,  solar  thermal, 

etc.)  has  been  considered within  the  system  boundary. Unlike  in  conventional  fossil  fuel 

based methods, majority of the environmental impacts occur during this phase in electrolytic 

methods. Hydrogen production plant manufacturing and  installation have been  included  in 

all the studies. The difference is only on the fact that some studies explicitly detail the mate‐

rial and resources consumption during this phase and others use only aggregated data or the 

secondary data. Plant operation (i.e. production of hydrogen) has been  included within the 

system boundary  in  every  study, whereas  end of  life of  the  energy production  plant  and 

electrolyzer unit has not been specified  in most cases. The studies that consider the use of 

grid electricity for electrolysis take the aggregated environmental impact values for the grid 

15

electricity mix, without giving detail upstream data regarding the power plants and beyond. 

A typical system boundary for the electrolytic hydrogen production system using power sup‐

ply from renewable energy has been shown  in Fig. 4. Outer dashed  line represents the sys‐

tem boundary for such plant, a typical boundary used by most of the reviewed papers. Use 

phase of hydrogen, outside of the boundary in Fig. 4, has been included within the boundary 

only in few cases. 

Fig. 4: LCA relevant stages for renewable energy based alkaline electrolyzer 

 

Source: [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

Generally, studies that use fossil fuels as feedstock to produce hydrogen with conventional 

methods have  included the extraction of these fossil fuels (natural gas, coal, gasoline, etc.) 

within their system boundary. Few studies [Dufour et al., 2009, Solli et al., 2006] even con‐

sider  the environmental  impacts mitigation methods while extracting  these  resources, e.g. 

carbon  dioxide  capture  and  storage  (CCS)  during  natural  gas  extraction.  Similar  CCS  ap‐

proaches and coal mining methane mitigation (CMM) measures have also been employed in 

one study [Solli et al., 2006]. However, the consideration of CCS or CMM measures is not a 

general trend observed so far. In plant operation phase of the conventional fossil fuel based 

methods,  focus has been made  in  feedstock  that  indeed contributes  the most greenhouse 

gas emissions rather than other energy and water resources needed  for hydrogen produc‐

tion.  In nuclear based methods, mining of uranium and nuclear  fuel production has been 

included within the system boundary.  

Studies  that use biomass either as  feedstock or as power supply source  for hydrogen pro‐

duction have considered  the biomass production and collection phase within  their  system 

boundary. Also here, the specifically detailed information such as land preparation, fertilizers 

use, water used for  irrigation, other machinery and processes used for biomass harvesting, 

etc. could not be found for each biomass resources. 

16

Majority of the studies do not consider the use phase of hydrogen, thus their system bound‐

ary is limited to the hydrogen production at the production plant. The physical properties of 

produced hydrogen differ within the studies; e.g. gas pressure, storage in gas or liquid phase, 

etc. Only three studies [Granovskii et al., 2006, Hacatoglu et al., 2012, Lee et al., 2010] con‐

sider  the use of hydrogen  in  fuel cell vehicles and compare  the hydrogen  fuelled  fuel cell 

vehicles with gasoline fuelled internal combustion engine vehicles. While doing so, the stud‐

ies do not  include  the vehicle manufacturing phase within  their system boundary, but  the 

fuel cell life cycle has been included. 

Studies that deal with electrolytic methods use the state of the art technologies and they do 

not  analyze  the  potential  advanced  technology  scenarios  for  future.  Same  is  true  for  the 

conventional fossil fuel based methods as well. However, some authors using grid electricity 

for  electrolysis  have  sometimes  considered  different  future  scenarios  of  electricity  mix 

(share of  fossil  fuel and  renewables as electricity generation  resources).  Studies  that deal 

with nuclear based  thermochemical cycles discuss  the  technology  that  is not yet commer‐

cially available in the market, rather only the theoretical and design data for such hydrogen 

production plants have been used. This  could be  thus  considered as  future  technology as 

well. 

Regarding the environmental emissions, most of the studies convert their emissions results 

into the impact categories, whereas one study [NEEDS, 2008] present the results as only in‐

dividual air emissions without calculating the impact categories. Detailed LCI data are availa‐

ble mainly  in  the  reports  [NEEDS, 2008, NETL, 2006, Spath & Mann, 2001, Spath & Mann, 

2004], whereas the papers use mostly aggregated LCI data and summarized impact category 

results. Both CML and eco  indicator 95 methods are  the mostly used methods  for  impact 

assessment. GWP is the most widely analyzed impact category. It is followed by AP. Few au‐

thors have analyzed also the other  impact categories e.g. eutrophication potential (EP), cu‐

mulative energy demand (CED), radiation (R), ozone depletion potential (ODP) and solid par‐

ticulate matters  (SPM)  (for details,  refer  to  Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden 

werden.). Five studies also present  the single score points derived via eco  indicator meth‐

ods.  

Use of the primary data has been very  limited, especially for renewable energy based elec‐

trolytic methods. A detailed  report on wind based electrolysis prepared at NREL  [Spath & 

Mann, 2004] is the major data source for every papers discussing LCA of this method and it is 

cited by all of them. None of the studies present detailed LCI data on the electrolyzer unit, 

thus it has not been the focus of any studies reviewed here. This is most likely due to the fact 

that the impacts associated with the electricity supply dominate the LCA results and not the 

electrolyzer unit itself. Another report, also prepared at NREL [Spath & Mann, 2001], on LCA 

of SMR method  is  the major data source  for papers discussing  the LCA of  this method.  In 

general, secondary data source dominates the LCI database and thereby the results of the 

LCA. 

Different functional units have been used in these studies. One kg of hydrogen produced at 

the plant has been the mostly used functional unit. Depending upon the hydrogen produc‐

17

tion methods considered,  its pressure and purity  level differ among  the studies. Some au‐

thors extend the  functional unit to one kg of stored hydrogen at high pressure or  in  liquid 

form.  It should be noted that a significant amount of electricity  is needed to compress the 

hydrogen at plant outlet (generally at about 30 bar in alkaline electrolytic methods) pressure 

to tank storage pressure (generally at 200 bar). Also, the steel use in manufacturing of stor‐

age  tanks plays a significant role. This  issue of whether  the same  functional unit has been 

used should be made clear when  the LCA of  two methods are compared with each other. 

One study [Wulf & Kaltschmitt, 2012] uses the functional unit as one kg of hydrogen at refu‐

eling station at 700 bar. After one kg of hydrogen, the second mostly used unit in the litera‐

tures is one normal cubic meter (Nm3) of hydrogen at plat gate. Others use one MJ or TJ of 

hydrogen produced. One study considers the use of one MJ of hydrogen in PEMFC vehicles. 

Another study uses two functional units – one MJ of hydrogen produced and one MJ of me‐

chanical work done  (use of hydrogen to drive a  fuel cell vehicle,  indirectly MJ/km driving). 

The other uses gCO2eq./km of driving  (use  in  fuel cell vehicle) and one MJ hydrogen pro‐

duced.  Fehler! Verweisquelle  konnte nicht  gefunden werden.  shows  the  summarized  in‐

formation on the studies reviewed under this paper. 

 

 

Table 2: Reviewed literatures on LCA of hydrogen production (alphabetical list after author’s name)   

      Hydrogen production methods  Impact categories 

Remarks 

      Electrolytic  Non‐electrolytic  

GWP 

AP 

EP 

Others 

Single score 

(points)Authors (alphabetical) 

Year 

Region A 

Wind 

Hydro 

Solar PV 

Grid based 

Nuclear B 

SMR natural 

gas 

Coal gasifica‐

tion 

Biomass gasi‐

fication 

Boyano et al. [Boyano et al., 2011]  2011 Global (aggregated) x  x  x    x  x  x  x  x        x   

Cetinkaya et al. [Cetinkaya et al., 2012]  2012 North America  x    x    x  x  x    x           

Dufour et al. [Dufour et al., 2009]  2009 Europe (OECD)            x      x  x  x a x  b 

Dufour et al. [Dufour et al., 2012]  2012 Europe   x    x  x    x      x    c   d 

Giraldi et al. [Giraldi et al., 2012]  2012 Mexico          x        x          e 

Granovskii et al. [Granovskii et al., 2006]  2006 North America  x    x      x      x    f   g 

Hacatoglu et al. [Hacatoglu et al., 2012]  2012 North America  x    x    x  x       x      f   g 

Kalinci et al. [Kalinci et al., 2012]  2012 North America  x    x    x  x    x  x           

Koroneos et al. [Koroneos et al., 2004]  2004 Europe (Greece)  x  x  x      x      x  x  x h x   

Koroneos et al. [Koroneos et al., 2008]  2008 Europe (Greece)                x  x  x  x    x  i 

Lee et al. [Lee et al., 2010]  2010 Asia (Korea)  x      x          x    j   k 

Marquevich et al. [Marquevich et al., 2002]  2002 Global (generic)            x      x          l 

NEEDS  [NEEDS, 2008]  2008 Europe        x          xm           

NETL [NETL, 2006]  2006 North America            x  x    x          n 

Ozbilen et al. [Ozbilen et al., 2011]  2011 North America  x    x    x  x      x  x      x  o 

Ozbilen et al. [Ozbilen et al., 2012]  2012 North America          x        x  x  x p    

Solli et al. [Solli et al., 2006]  2006 Europe (Norway)          x  x      x  x  x q    

Spath & Mann [Spath & Mann, 2001]  2001 North America            x      x           

Spath & Mann [Spath & Mann, 2004]  2004  North America  x                x           

19

Source: compiled from [Bhandari et al., 2012]            IEK‐STE 2013 

A   country is relevant mainly in grid based electrolysis B   both high temperature electrolysis and thermochemical water splitting 

a   also ozone depletion potential and winter/summer smog considered 

b   hydrogen production via thermal and auto‐catalytic decomposition of methane (from natural gas) also analyzed 

c   both cumulative energy and exergy demand 

d   auto‐maintained methane steam methane reforming (SMR), solar based thermochemical cycles and water photo‐splitting methods analyzed 

e   GWP values for aggregated energy sources: fossil, biomass and renewables are also presented (secondary data); different electricity supply 

scenarios for S‐I cycle method 

f   cumulative energy demand 

g   utilization of gasoline fuel in internal combustion engine) ICE and hydrogen fuel in proton exchange membrane fuel cell (PEMFC) vehicles con‐

sidered 

h   solid particulate matters 

i   biomass gasification – electricity – electrolysis route 

j   abiotic resource depletion; cumulative energy demand, radiation 

k   life cycle costing also carried out 

l   hydrogen production by steam reforming of hydrocarbon feedstock (methane (from natural gas) and naphtha) and vegetable oils (rapeseed 

oil, soybean and palm oil) 

m   GWP not calculated but the individual gas emission listed 

n   for LNG steam methane reforming, the application of CCS considered; and for coal, CMM option considered 

o   biomass gasification – electricity – electrolysis route 

p   eutrophication potential, abiotic resource depletion potential, ozone depletion potential, photochemical oxygen creation potential, and radia‐

tion 

q   human toxicity potential, eutrophication potential, and radiation 

r   PV, wind, hydro and biomass renewable electricity mix considered as green electricity 

Utgikar & Thiesen [Utgikar & Thiesen, 2006]  2006 North America  x  x  x    x  x      x  x          

Wulf & Kaltschmitt [Wulf & Kaltschmitt, 2012] 2012 Europe (Germany)  r r r x    x  x  x  x           

IV Environmental Performance of Electrolysis 

Under this section, the environmental  impact results of different studies will be discussed. 

Being the electrolytic method  in focus of this paper, the  inventory data for this system will 

be first presented using the exemplary values for wind based electrolysis prepared at NREL 

[Spath & Mann, 2004].  In  that  report,  the resource consumption and energy use, material 

and energy balances are performed  in a cradle  to grave manner. The system  incorporates 

three 50  kW wind  turbines with  an electrolyzer with hydrogen production  capacity of 30 

Nm3/hr.  This  electrolyzer  system  converts  the  electricity  to  hydrogen  at  an  efficiency  of 

about 85% (HHV). Thus produced hydrogen is compressed to a pressure of 20 MPa, stored, 

and  dispensed  at  the  fueling  station.  For  this wind/electrolysis  system,  the materials  re‐

quired to construct the wind turbines, electrolyzer, and hydrogen storage tanks were taken 

within the system boundary.   

Fossil fuels, metals, and minerals are used as major inputs in this process. The iron, which is 

mostly used in manufacturing the wind turbines and hydrogen storage vessels, accounts for 

37.4% of the resources used. The large amount of limestone, 35.5% of the major resources, 

is used for the turbines’ concrete foundations. Coal, which is consumed primarily to produce 

the steel, iron, and concrete, accounts for 20.8% of the remaining resources. This is followed 

by oil at 4.7%, and natural gas at 1.6%, which are primarily used in manufacturing the wind 

turbines. Water is consumed not only in the electrolysis operation, but also in upstream pro‐

cesses and  its total consumption rate  is about 26.7  liters/kgH2. Nearly 45% of this water  is 

used by the electrolyzer, while 38% and 17% is used in wind turbines and hydrogen storage 

vessels manufacturing,  respectively.  The  average  resources  consumed  in  the  process  are 

summarized in Table 3.  

Table 3: Average consumption of resources in wind electricity electrolysis system   

Source: [Spath & Mann, 2004]  IEK‐STE 2013 

Note: * percentage numbers are rounded 

Resource  Total (g/kgH2) For  wind  tur‐

bines (%)* For electrolysis (%)*  For storage (%)*

Coal  214.7  68  5  27 

Iron (Fe, ore)  212.2  64  6  30 

Iron scrap  174.2  53  8  39 

Limestone  366.6  96  1 (0.3 real value)  3 

Natural gas  16.2  72  15  13 

Oil  48.3  76  13  11 

21

For this system, the GWP is presented to be about 0.97 kgCO2 eq./kgH2. About 78% of it was 

from wind turbine production and operation; about 4.4% was from electrolyzer production 

and operation; and about 17.6% was from hydrogen compression and storage. Average en‐

ergy consumption was 9.1 MJ/kgH2. The majority of the energy consumption, i.e. 72.6%, was 

from manufacturing of the wind turbines (LHV). Contribution form electrolysis was 4.8% and 

that from storage was 31.6%. In emissions CO2 is emitted at the highest rate, about 95% by 

weight. In general, majority of air emissions come from the process steps  in manufacturing 

and installation of wind turbines. Table 4 shows air emission values for the described system. 

Table 4: Average air emissions from wind based electrolysis (% numbers rounded)   

Source: [Spath & Mann, 2004]  IEK‐STE 2013 

Life cycle approach for hydrogen production have been documented in detail also in NEEDS 

project report [NEEDS, 2008]. It contains relatively detailed LCI data on electrolytic hydrogen 

production plant; though for wind based system often the cross‐referencing has been made 

to the data in [Spath & Mann, 2004]. The LCA analysis here considers four phases: construc‐

tion  (of  electrolyzer  components  and  accessories),  operation  (component  replacement, 

maintenance, etc. excluding electricity supply),  fuel supply  (i.e. electricity needed  for elec‐

trolysis, including electricity generation system), and disposal. Fig. 5 shows the contribution 

analysis for electrolytic hydrogen production phases by using then UCTE grid mix (17% hydro 

and renewables, 29% nuclear and the rest fossil fuel based electricity).  

Air emission  Total (g/kgH2) From  wind  tur‐

bines (%) 

From  electrol‐

ysis (%) 

From  stor‐

age (%) 

Carbon dioxide  950  78  4  18 

Carbon monoxide  0.9  80  4  16 

Methane  0.3  92  3  5 

Nitrogen oxides  4.7  46  47  7 

Nitrous oxides  0.05  67  6  27 

Non‐methane  hy‐

drocarbons 4.4  63  7  30 

Particulates  28.7  94  1  5 

Sulfur dioxide  6.1  62  26  12 

22

Fig. 5: Contribution analysis for electrolytic hydrogen production   

 

Source: [NEEDS, 2008]  IEK‐STE 2013 

A huge contribution  in all emission categories comes  from electricity  supply, namely  from 

the fuel used to generate the grid electricity, thus the source of electricity is very important 

while carrying out environmental analysis. This can viewed  in Fig. 6 where the same study 

has compared different air emissions values while operating  the  same electrolyzer  system 

using two power supply sources:  aforementioned UCTE grid electricity mix and then Iceland‐

ic electricity grid mix (82% hydro and 18% geothermal).  

Fig. 6: Comparison of contributions: UCTE (UCTE mix) vs. Icelandic grid (IS mix)   

 

Source: [NEEDS, 2008]  IEK‐STE 2013 

23

The contribution values shown in Fig. 6 are given in percentage. It can be seen that the emis‐

sions could be reduced by more than 90% (for CO about 88%) if the renewable sources sup‐

ply the electricity needs instead of fossil fuel dominated conventional grids.  

As discussed  in section 3, there are many differences  in  individual studies.   An attempt has 

been made  for a  summarized comparison of different environmental  impact categories of 

different hydrogen production methods in the following sub‐sections. 

IV.1 Global warming potential  

Global warming potential has been analyzed/presented by almost all  the authors with an 

exception. Summarized GWP values  for different electrolytic methods are shown  in Fig. 7. 

These values vary  from one study to the other and those varying ranges are shown by ex‐

tended thin lines on tips of the bars. Even if many studies analyzed the GWP for wind based 

electrolysis, they all present the same GWP value of 0.97 kg/CO2 eq./KgH2, initially reported 

by [Spath & Mann, 2004]. Also, no such variation in the GWP values for electrolytic methods 

using hydro, biomass and high temperature nuclear based electrolytic methods can be seen 

in Fig. 7. This  is due to the  fact that either one study has analyzed each technology or the 

values presented are similar. For solar PV based electrolysis this values vary more than the 

factor of two. A small variation can be seen also for grid based electrolysis.  In some cases, 

the GWP values are derived from the graphs published in the reviewed papers, since no nu‐

meric data was detailed. This may have caused slight deviation on these presented values in 

Fig. 7 from the exact original value. 

Wind based electrolysis ranks as the best method followed by hydro. GWP values for solar 

PV, solar thermal and biomass based electrolytic methods are also only slightly higher than 

the hydro or wind electrolysis. This shows that the electrolytic methods based on renewable 

energy generated electricity are one of the best methods to produce hydrogen. 

Fig. 7: GWP of electrolytic hydrogen production methods   

 

Source: [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

24

As shown previously also in Fig. 5, the environmental concern of electrolytic process for hy‐

drogen production  is mainly  in  its operation phase –  i.e. electricity supply  (based on  fossil 

fuel or renewable resources generated). This is why, the GWP values for different electrolyt‐

ic methods highly vary (e. g. electrolysis with German (UCTE) grid based electrolysis  is over 

30 times than that based on wind based electrolysis). Highest value for GWP can be seen for 

grid based electrolysis. This  is due  to high share of  fossil  fuel based  resources  (about 54% 

excluding nuclear in 2010) in the grid electricity mix.  

LCA of electrolytic hydrogen production using wind energy shows that adverse environmen‐

tal contribution from electrolyzer is relatively small. In contrast, the wind turbine itself is the 

major contributor to GWP and other  impact categories (Fig. 8; values from [Spath & Mann, 

2004]).  

Fig. 8: A Share of GWP (970gCO2 eq./kgH2) in wind electrolysis methods   

 

Source: [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

A comparison of GWP values for different electrolytic and non‐electrolytic methods is shown 

in Fig. 9. Similar to in Fig. 7 the GWP ranges of different studies is shown by extended lines 

on the tips of bars (e.g. value for steam methane reforming of natural gas varies from 8.9 to 

12.9 kgCO2 eq./kgH2). 

Nuclear based thermochemical cycles seem to be the best methods of hydrogen production 

from GWP perspective. Coal gasification performs the worst among conventional methods. 

However, when the CCS and CMM measures are applied during coal mining and coal gasifi‐

cation, this method  is competitive with renewable energy based electrolytic methods from 

GWP perspectives. Steam methane reforming follows the coal gasification method. Because 

of efficiency losses in multi‐step energy conversion processes in fossil fuel based electrolytic 

methods, the conventional (non‐electrolytic) fossil fuel based hydrogen production methods 

perform  better  in  terms  of GWP.  Surprisingly,  the  biomass  gasification  performed worse 

than biomass‐electrolysis route. One of the main reasons  for this was the assumption that 

the biomass‐gasification‐electricity power plant produces all the electricity required for elec‐

trolysis and hydrogen  liquefaction steps without need of additional power source for these 

provisions. On  the  other  hand  the  gasification  steam  reforming  plant  requires  additional 

electricity due to compression requirements that involve the steam reforming and PSA pro‐

25

cesses. This electricity  is assumed to come from the grid, which  is mainly fuelled with non‐

renewable energy sources.  

Fig. 9: GWP values of different hydrogen production methods    

 

Source: data from [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

Other  impact  categories beyond  the GWP  should  also be  analyzed before one method  is 

claimed to be superior to the other when the overall environmental impacts of the hydrogen 

production methods are concerned. Unfortunately, many studies limit their scope to GWP. 

IV.2 Acidification potential  

As already summarized  in Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.,  the sec‐

ond mostly analyzed  impact category  is acidification potential  (AP). The average AP values 

discussed  in the reviewed  literatures are given  in Fig. 10. For the remaining hydrogen pro‐

duction technologies shown in Fig. 9, no analysis of this impact category has been made by 

the respective authors. 

Nevertheless, wind based electrolytic method ranks the second also  in AP, followed by hy‐

dro. Solar PV has  relatively higher values of GWP and AP, mainly due  to  the material and 

energy  intensive process chains  involved during the manufacturing of solar PV modules. Bi‐

omass based electrolysis performs the worst under this category, and the values are almost 

double to that of natural gas based SMR. Emissions during the biomass production process 

(plantation, fertilizers use, etc.) are the major causes behind it. 

26

Fig. 10: Average AP values of different hydrogen production methods    

 

Source: data from [Bhandari et al., 2012]  IEK‐STE 2013 

Also under  this  category,  the nuclear based  thermochemical  cycle performs  the best. The 

environmental  impacts  (both  global warming  and  acidification)  of  the nuclear  system  are 

primarily due  to  the  activities  associated with mining,  fabrication  and  construction of  the 

plants. Authors of the nuclear based methods, e.g.  [Utgikar & Thiesen, 2006], suggest that 

these activities will occur over a short time period compared to the operational life time of 

the plant, which itself has relatively minor adverse impact on the environment and it may be 

easier to manage these short‐term emissions through carbon dioxide sequestration and acid 

gas neutralization technologies to mitigate their environmental impact. However, the socie‐

tal concerns of use of nuclear fuel management and nuclear waste disposal may need atten‐

tion before making the conclusions that nuclear based option is better than the other meth‐

ods.  

IV.3 Other categories 

The rest categories such as EP, HTP, etc. are discussed only occasionally in the reviewed lit‐

eratures. Few authors consider the primary energy demand and resources use including the 

water consumption  in electrolytic process. Others mentioned the solid particulate matters. 

Two studies [Ozbilen et al., 2012, Solli et al., 2006] mentioned human toxicity and radiation 

impacts of using nuclear based water splitting methods. Also EP and winter smog (solid par‐

ticulate matters, SPM) along with GWP and AP are analyzed  in  [Koroneos et al., 2004]  for 

high  pressure  alkaline  electrolysis  using  renewable  energy  electricity  (wind,  hydropower, 

solar PV, solar thermal and biomass) and steam reforming of natural gas. For all these four 

categories, electrolysis via wind electricity shows the best results followed by hydro and so‐

lar thermal electricity. GWP, AP, EP, ADP, ODP, POCP and R for nuclear‐based hydrogen pro‐

duction via thermochemical water splitting using the Cu‐Cl cycle (three‐, four‐ and five‐step 

27

Cu‐Cl cycles) are analyzed in [Ozbilen et al., 2012]. Solli et al. [Solli et al., 2006] presented a 

comparative hybrid LCA (combining process LCA and input‐output model) for two hydrogen 

production methods: nuclear based water  splitting  and natural  gas  steam  reforming with 

CCS. The natural gas based system performs better for HTP and R whereas the nuclear alter‐

native has a better score for GWP, AP and EP; the  impacts often associated with emissions 

from  combustion. Except  for  radiation,  the numbers are  in  the  same order of magnitude, 

ratio from natural gas to nuclear varying from factor of 1.4 to 4.5. For these categories no 

detailed quantitative data could be found and thus their comparison has not been graphical‐

ly presented in this paper, unlike for GWP and AP. 

IV.4 Single score comparison  

Some authors present their results as single score point and claim a technology group win‐

ner over the other. Sometimes, due to different assumptions in weighting procedure, differ‐

ent winners could also be possible for the same emissions.  

In the compilation of LCA results  in [Boyano et al., 2011], the eco‐indicator points for elec‐

trolytic  hydrogen  production  vary  from  0.05  mPt/Nm3H2  for  wind  electrolysis  to  10.30 

mPt/Nm3H2 for biomass‐gasification‐electricity‐electrolysis route. The values for hydropower 

and  solar PV based electrolysis  are  given  as 0.08  and 0.52 mPt/Nm3H2,  respectively. As  a 

comparison,  their  value of 0.4 mPt/Nm3H2  for natural gas SMR makes  this process better 

than solar PV based electrolysis. Also the single score results in [Koroneos et al., 2004] show 

the solar PV as the worst option with a score of 0.05 mPt/MJH2. This is followed by biomass, 

natural gas,  solar  thermal, hydropower, and wind electrolysis, which has  the  score nearly 

0.005 mPt/MJH2. It is important to note in this study that CO2 equivalent emission for natu‐

ral gas option  is double to that  for PV system  (0.08 vs. 0.04 kg/MJH2), whereas the overall 

single score point  for the  former one  is only about 0.75% of the  later one. This shows the 

clear risk of considering only one impact category in LCA analysis and making the decision on 

superiority of one method to the other  from whole environmental perspectives. Dufour et 

al. [Dufour et al., 2009] studied the thermal and autocatalytic decomposition of natural gas 

(methane) and compared the results with steam reforming with and without CCS. Their eco‐

indicator single score results for full autocatalytic decomposition is  about 0.24 mPt/Nm3H2. 

Steam reforming with CCS is far better than without CCS in terms of CO2 emissions (0.31 vs 

0.95  kgCO2  eq./Nm3H2); however,  surprisingly,  the  latter  is  slightly better  for  single  score 

point (0.45 vs. 0.47 mPt/Nm3H2). This  is due to the fact that the CCS process requires elec‐

tricity  leading  to more NOx  emissions  than  conventional  SMR  and  thus  leading  to  higher 

acidification and winter smog  impacts (reference has been made for World Energy Outlook 

electricity  generation mix  for  year  2004). Only  the  use  renewable  electricity would make 

SMR with CCS attractive in this case. There are also authors (e.g. [Ozbilen et al., 2011]) who 

present  the single score  for natural gas SMR  the worst  (more  than  the  factor of 3) among 

solar, wind and biomass based electrolysis systems. Nuclear based thermochemical cycle has 

been given the best score, though the radiation and nuclear waste management issues have 

not been considered. 

28

While looking at these single score results, no straight conclusion on the best technology can 

be drawn  regarding  the environmental  impact of different hydrogen production methods. 

Such comparisons are plausible only when exactly similar assumptions on weighting factors 

and single score calculation methods are applied for the methods under  investigation. Oth‐

erwise, comparing either individual impact category (e.g. defined by CML) or individual envi‐

ronmental emissions would be more accurate  than comparing a  single  score value of one 

method to the other.    

V Conclusions 

Several studies are published on LCA of hydrogen production methods. Major hydrogen pro‐

duction methods are steam methane reforming of natural gas followed by coal gasification. 

Share of electrolysis in global hydrogen production is still small, i.e. about 4%. Three types of 

electrolysis are discussed in the literature: alkaline, polymer membrane electrolyte, and solid 

oxide electrolysis. 

Most of the LCA studies compare environmental impacts of electrolytic hydrogen production 

methods with conventional fossil fuel based methods. Studies dealing with electrolysis com‐

pare the environmental  impacts of hydrogen production via conventional grid electricity to 

via renewable energy (mainly wind and solar) electricity. Hydro and wind energy based elec‐

trolytic hydrogen production methods have been proven to be the best methods for hydro‐

gen production from ecological point of view. Although the nuclear based high temperature 

methods would perform better  in GWP and AP categories, analysis of other  impact catego‐

ries  is necessary before declaring  it as  the best method. Solar PV based electrolysis  is also 

better  than  the grid based electrolysis and  fossil  fuel  feedstock based methods. Although 

biomass based methods perform very well  in GWP category, they are problematic  in other 

categories, mainly AP and EP. Biomass plantation processes and fertilizer use during biomass 

growth are the main reasons behind it. 

Electrolyzer has been analyzed as a single component. Therefore details on the contribution 

from individual components of electrolyzer such as electrodes, membrane, etc. could not be 

understood from this review. An electrolyzer unit focused LCA study needs to be carried out 

to understand individual component’s contribution. In future, it is recommended to broaden 

the  scope of  the  LCA  studies on hydrogen production methods by  including other  impact 

categories beyond the GWP. It would only be possible to compare the different electrolytic 

methods (alkaline, PEM and SOE) from LCA perspective if the electrolyzer is not analysed as 

a black‐box of hydrogen production process chain,  rather  the contribution  from  individual 

components  of  the  electrolyzer  are  also  detailed.  Such  electrolyzer  focused  LCA  analysis 

would also be important, for example when the toxicity related impacts caused by asbestos 

membranes in alkaline electrolyzers are to be analyzed. This membrane material is of specif‐

ic interest as some countries have already banned the use of asbestos in membranes citing 

health related  issues. The electrolyzer focused LCA study – taking an example of wind elec‐

tricity based alkaline electrolyzer – will be our next research in this context.   

 

29

Acknowledgements 

Authors acknowledge the financial support from the European Union under the 7th Frame‐

work Program for the Elygrid project.   

30

VI References 

ANGLOHER,  J. & DREIER,  T.  (1999)  Techniken und  Systeme  zur Wasserstoffbereitstellung  : Perspektiven  einer  Wasserstoff‐Energiewirtschaft  (Teil  1).  Koordinationsstelle  der Wasserstoff‐Initative Bayern (wiba), München. 

BALAT, M.  (2008) Potential  importance of hydrogen as a  future  solution  to environmental and transportation problems. International Journal of Hydrogen Energy, 33:15, 4013‐4029.  

BELLO,  B.  &  JUNKER,  M.  (2006)  Large  Scale  Electrolysers.  16th  World  Hydrogen  Energy Conference 2006 (16th WHEC 2006), Lyon (Frankreich), 13.‐16. Juni 2006. 

BHANDARI,  R.,  TRUDEWIND,  C.  &  ZAPP,  P.  (2012)  Life  Cycle  Assessment  of  Hydrogen Production Methods – A Review. STE Research Report.  IEK‐STE, Forschungszentrum Jülich. 

BOYANO,  A.,  BLANCO‐MARIGORTA,  A.  M.,  MOROSUK,  T.  &  TSATSARONIS,  G.  (2011) Exergoenvironmental analysis of a  steam methane  reforming process  for hydrogen production. Energy, 36:4, 2202‐2214.  

BRISSE, A.,  SCHEFOLD,  J. &  ZAHID, M.  (2008) High  temperature water electrolysis  in  solid oxide cells. International Journal of Hydrogen Energy, 33:20, 5375‐5382.  

CETINKAYA, E., DINCER, I. & NATERER, G. F. (2012) Life cycle assessment of various hydrogen production methods. International Journal of Hydrogen Energy, 37:3, 2071‐2080.  

CURRAN, M.  A.  (2006)  Life  cycle  assessment:  Principles  and  practics.  U.  S.  National  Risk Management Research Laboratory, Ohio, EPA/600/R‐06/060, USA. 

DUFOUR, J., SERRANO, D. P., GALVEZ, J. L., GONZALEZ, A., SORIA, E. & FIERRO, J. L. G. (2012) Life  cycle assessment of alternatives  for hydrogen production  from  renewable and fossil sources. International Journal of Hydrogen Energy, 37:2, 1173‐1183.  

DUFOUR,  J.,  SERRANO,  D.  P.,  GALVEZ,  J.  L., MORENO,  J.  &  GARCIA,  C.  (2009)  Life  cycle assessment  of  processes  for  hydrogen  production.  Environmental  feasibility  and reduction of greenhouse gases emissions. International Journal of Hydrogen Energy, 34:3, 1370‐1376.  

DUFOUR,  J., SERRANO, D. P., GALVEZ,  J. L., MORENO,  J. & GONZALEZ, A.  (2011) Hydrogen Production  from  Fossil  Fuels:  Life  Cycle  Assessment  of  Technologies  with  Low Greenhouse Gas Emissions. Energy & Fuels, 25:5, 2194‐2202.  

EMONTS,  B.  (2002)  Teststand  zur  Qualifizierung  von  Diaphragmen  für  die  alkalische Wasserelektrolyse bei hohem Druck. Projekt‐Nr: 261 107 99, Jülich. 

FC HYGUIDE (2011) Guidance Document for performing Life Cycle Assessment (LCA) on Fuel Cells  (FCs)  and  Hydrogen  (H2)  Technologies.  A  project  funded  by  Fuel  Cell  and Hydrogen – Joint Undertaking, EU. 

FRISCHKNECHT, R. & JUNGBLUTH, N. (2007) Implementation of life cycle impact assessment methods. Swiss Centre for Life Cycle Inventories, Dübendorf, Switzerland. 

GEERKEN, T., LASSAUX, S., RENZONI, R. & TIMMERMANS, V. (2004) Review of hydrogen LCA’s for the Hysociety project. Vito / Ulg. 

GIRALDI, M. R., FRANCOIS,  J. L. & CASTRO‐URIEGAS, D.  (2012) Life cycle greenhouse gases emission analysis of hydrogen production from S‐I thermochemical process coupled to  a  high  temperature  nuclear  reactor.  International  Journal  of  Hydrogen  Energy, 37:19, 13933‐13942.  

31

GOEDKOOP, M. (1997) From Eco‐indicator 95 to Eco‐indicator 97. Euromat 97 ‐ Proceedings of  the  5th  European  Conference  on  Advanced  Materials  and  Processes  and Applications: Materials, Functionality & Design, Vol 4, 589‐592.  

GRANOVSKII, M., DINCER,  I. & ROSEN, M. A.  (2006) Life cycle assessment of hydrogen  fuel cell and gasoline vehicles. International Journal of Hydrogen Energy, 31:3, 337‐352.  

GRIGORIEV, S. A., POREMBSKY, V.  I. & FATEEV, V. N.  (2006) Pure hydrogen production by PEM  electrolysis  for  hydrogen  energy.  International  Journal  of  Hydrogen  Energy, 31:2, 171‐175.  

GUINEE,  J.  (2001)  Handbook  on  life  cycle  assessment  ‐  Operational  guide  to  the  ISO standards. International Journal of Life Cycle Assessment, 6:5, 255‐255.  

HACATOGLU,  K.,  ROSEN, M.  A. & DINCER,  I.  (2012)  Comparative  life  cycle  assessment  of hydrogen and other selected fuels. International Journal of Hydrogen Energy, 37:13, 9933‐9940.  

HÄUSSINGER,  P.,  LOHMÜLLER,  R.  &  WATSON,  A.  M.  (2007)  Hydrogen.  Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry.155, Wiley‐VCH Verlag GmbH & Co. KGaA. 

HOLLADAY, J. D., HU, J., KING, D. L. & WANG, Y. (2009) An overview of hydrogen production technologies. Catalysis Today, 139:4, 244‐260.  

IEA (2006) Hydrogen production and storage ‐ R & D priorities and gaps. International Energy Agency (IEA), Paris. 

ISO (2006a) ISO 14040: Environmental management – Life cycle assessment ‐ Principles and framework. International Organization for Standardization. 

ISO (2006b) ISO 14044: Environmental management ‐ Life cycle assessment ‐ Requirements and guidelines. International Organization for Standardization. 

IVY, J. (2004) Summary of electrolytic hydrogen production. U.S. National Renewable Energy Laboratory, Golden, U.S.A. 

KALINCI, Y., HEPBASLI, A. & DINCER, I. (2012) Life cycle assessment of hydrogen production from biomass gasification systems.  International Journal of Hydrogen Energy, 37:19, 14026‐14039.  

KORONEOS,  C.,  DOMPROS,  A.  &  ROUMBAS,  G.  (2008)  Hydrogen  production  via  biomass gasification ‐ A life cycle assessment approach. Chemical Engineering and Processing, 47:8, 1267‐1274.  

KORONEOS,  C.,  DOMPROS,  A.,  ROUMBAS,  G.  &  MOUSSIOPOULOS,  N.  (2004)  Life  cycle assessment of hydrogen fuel production processes. International Journal of Hydrogen Energy, 29:14, 1443‐1450.  

LEE, J. Y., AN, S., CHA, K. & HUR, T. (2010) Life cycle environmental and economic analyses of a hydrogen station with wind energy. International Journal of Hydrogen Energy, 35:6, 2213‐2225.  

MARQUEVICH, M.,  SONNEMANN,  G. W.,  CASTELLS,  F.  & MONTANE,  D.  (2002)  Life  cycle inventory  analysis  of  hydrogen  production  by  the  steam‐reforming  process: comparison between  vegetable oils  and  fossil  fuels  as  feedstock. Green Chemistry, 4:5, 414‐423.  

MOMIRLAN, M. & VEZIROGLU, T. N. (2002) Current status of hydrogen energy. Renewable & Sustainable Energy Reviews, 6:1‐2, 141‐179.  

32

MURADOV, N.  Z. & VEZIROGLU,  T. N.  (2008)  "Green" path  from  fossil‐based  to hydrogen economy:  An  overview  of  carbon‐neutral  technologies.  International  Journal  of Hydrogen Energy, 33:23, 6804‐6839.  

NEEDS (2008) Generation of the energy carrier hydrogen ‐ In context with electricity buffering generation through fuel cells. Icelandic New Energy  

NETL (2006) Life‐cycle analysis of greenhouse gas emissions for hydrogen fuel production  in the United States from LNG and coal. U. S. National Energy Technology Laboratory. 

NEUMANN,  B.  (2007)  Wasserstofftechnologie:  Kapitel  6  Herstellung  von  Wasserstoff. Vortragsfolien  zur  Vorlesung  Regenerative  Energiequellen.  Hamburg,  Technische Universität Hamburg‐Harburg. 

NITSCH,  J.  (2003)  Potenziale  der Wasserstoffwirtschaft  :  Externe  Expertise  für  das WBGU‐Hauptgutachten  2003  "Welt  im Wandel:  Energiewende  zur Nachhaltigkeit".  Berlin, Springer‐Verlag. 

OZBILEN, A., DINCER, I. & ROSEN, M. A. (2011) A comparative life cycle analysis of hydrogen production  via  thermochemical  water  splitting  using  a  Cu‐Cl  cycle.  International Journal of Hydrogen Energy, 36:17, 11321‐11327.  

OZBILEN, A., DINCER, I. & ROSEN, M. A. (2012) Life cycle assessment of hydrogen production via  thermochemical water splitting using multi‐step Cu‐Cl cycles.  Journal of Cleaner Production, 33, 202‐216.  

PADRO, C. E. G. & PUTSCHE, V.  (1999) Survey of  the Economics of Hydrogen Technologies. National  Renewable  Energy  Laboratory  (NREL),  NREL/TP‐570‐27079,  Golden (Colorado, USA). 

PE  INTERNATIONAL  (2010)  Hydrogen  production  from  renewable  energy  by  electrolysis. Centre for Research into Energy for Sustainable Transport (CREST), Perth, Australia. 

PEHNT,  M.  (2001)  Ganzheitliche  Bilanzierung  von  Brennstoffzellen  in  der  Energie‐  und Verkehrstechnik.  Institut  für  Energiewirtschaft  und  Rationelle  Energieverwendung (IER), Universität Stuttgart, 240.  

PHAM, A.‐Q., HASLAM, J. J., WALLMAN, H., DICARLO, J. & GLASS, R. S.  (2000) Natural‐Gas‐Assisted Steam Electrolysis for Distributed Hydrogen Production. U.S. Department of Energy  (DOE),  Lawrence  Livermore  National  Laboratory  (LLNL),  Livermore (Kalifornien, USA). 

RAJESHWAR, K., MCCONNELL, R. & LICHT, S.  (2008) Solar Hydrogen Generation. Toward A Renewable Energy Future. New York, Springer. 

ROMAGNOLI, F., BLUMBERGA, D. & PILICKA,  I. (2011) Life cycle assessment of biohydrogen production  in  photosynthetic  processes.  International  Journal  of Hydrogen  Energy, 36:13, 7866‐7871.  

SALZANO,  F.  J.,  SKAPERDAS,  G.  & MEZZINA,  A.  (1985) Water‐vapor  electrolysis  at  high‐temperature  ‐  systems  considerations  and  benefits.  International  Journal  of Hydrogen Energy, 10:12, 801‐809.  

SAUR,  G.  (2008) Wind‐to‐hydrogen  project:  electrolyzer  capital  cost  study.  U.S.  National Renewable Energy Laboratory, Golden, U.S.A. 

SMOLINKA,  T.,  GÜNTHER, M.  &  GARCHE,  J.  (2011)  Stand  und  Entwicklungspotenzial  der Wasserelektrolyse  zur  Herstellung  von  Wasserstoff  aus  regenerativen  Energien. Nationale Organisation Wasserstoff‐ und Brennstoffzellentechnologie (NOW GmbH), Berlin. 

33

SOLLI, C., STROMMAN, A. H. & HERTWICH, E. G. (2006) Fission or fossil: Life cycle assessment of hydrogen production. Proceedings of the Ieee, 94:10, 1785‐1794.  

SPATH, P. L. & MANN, M. K. (2001) Life cycle assessment of hydrogen production via natural gas steam reforming. U.S. National Renewable Energy Laboratory, Golden, U.S.A. 

SPATH, P. L. & MANN, M. K. (2004) Life cycle assessment of renewable hydrogen production via wind/electrolysis. U.S. National Renewable Energy Laboratory, Golden, U.S.A. 

STOJIC, D. L., MARCETA, M. P., SOVILJ, S. P. & MILJANIC, S. S.  (2003) Hydrogen generation from water  electrolysis  ‐  possibilities  of  energy  saving.  Journal  of  Power  Sources, 118:1‐2, 315‐319.  

URSUA,  A.  (2010)  Hydrogen  production  with  alkaline  electrolyzers:  Electrochemical modelling,  electric  power  supplies  and  integration  with  renewable  energies  (PhD dissertation). Deptartment of Electrical and Electronic Engineering, Public University Navarra, Pamplona, Spain.  

URSUA,  A.,  GANDIA,  L.  M.  &  SANCHIS,  P.  (2012)  Hydrogen  Production  From  Water Electrolysis: Current Status and Future Trends. Proceedings of  the  Ieee, 100:2, 410‐426.  

URSÚA,  A.,  GANDÍA,  L.  M.  &  SANCHIS,  P.  (2012)  Hydrogen  Production  From  Water Electrolysis: Current Status and Future Trends. Proceedings of  the  IEEE, 100:2, 410‐426.  

USDOE (2009) Hydrogen production ‐ overview of technology options. Freedom Car and Fuel Partnership  Project,  EERE,  DOE. http://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/h2_tech_roadmap.pdf. August: 2012. 

USDOE  (2012)  Hydrogen  production. http://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/production/basics.html.  August 2012. 

UTGIKAR, V. & THIESEN, T. (2006) Life cycle assessment of high temperature electrolysis for hydrogen production via nuclear energy.  International  Journal of Hydrogen Energy, 31:7, 939‐944.  

VANDENBORRE,  H.,  LEYSEN,  R.  &  BAETSLE,  L.  H.  (1980)  Alkaline  Inorganic‐Membrane‐Electrolyte  (Ime) Water  Electrolysis.  International  Journal of Hydrogen  Energy, 5:2, 165‐171.  

VERMEIREN,  P.,  ADRIANSENS, W., MOREELS,  J.  P. &  LEYSEN,  R.  (1998)  Evaluation  of  the Zirfon  (R)  separator  for  use  in  alkaline  water  electrolysis  and  Ni‐H‐2  batteries. International Journal of Hydrogen Energy, 23:5, 321‐324.  

WENSKE,  M.  (2008)  Wasserstoff  –  Herstellung  per  Elektrolyse.  XV.  energie‐symposium: Nutzung  regenerativer  Energiequellen  und  Wasserstofftechnik,  Fachhochschule Stralsund,  06.‐08.  November  2008,  http://www.fh‐stralsund.de/dokumentenverwaltung/dokumanagement/psfile/file/4/tb_regwa_2491d57f6cdcb6.pdf (Stand: 03.12.2012). 

WULF, C. & KALTSCHMITT, M.  (2012) Life cycle assessment of hydrogen supply chain with special attention on hydrogen refuelling stations.  International  Journal of Hydrogen Energy, in press.  

 

 

Preprints 2013 

 

01/2013  Stenzel, Peter, Bongartz, Richard, Kossi, Ewgenij: Potenzialanalyse für Pumpspeicher an Bundeswasserstraßen in Deutschland 

02/2013  Fischer, Wolfgang: Kein CCS in Deutschland trotz CCS‐Gesetz?  

 

 

 

 

Research Reports 2013 

01/2013  n.a. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

Systems Analysis and Technology Evaluation  

at the Research Centre Jülich 

Many of the issues at the centre of public attention can only be dealt with by an interdisci‐

plinary energy systems analysis. Technical, economic and ecological subsystems which inter‐

act with each other often have to be investigated simultaneously. The group Systems Analy‐

sis and Technology Evaluation (STE) takes up this challenge focusing on the  long‐term sup‐

ply‐ and demand‐side characteristics of energy systems. It follows, in particular, the idea of a 

holistic, interdisciplinary approach taking an inter‐linkage of technical systems with econom‐

ics, environment and  society  into account and  thus  looking at  the  security of  supply, eco‐

nomic efficiency and environmental protection. This triple strategy is oriented here to socie‐

tal/political guiding principles such as sustainable development. In these fields, STE analyses 

the consequences of technical developments and provides scientific aids to decision making 

for politics and  industry. This work  is based on the further methodological development of 

systems analysis tools and their application as well as cooperation between scientists from 

different institutions. 

 

Leitung/Head: Prof. Jürgen‐Friedrich Hake 

Forschungszentrum Jülich 

Institute of Energy and Climate Research 

IEK‐STE: Systems Analysis and Technology Evaluation 

52428 Jülich 

Germany 

Tel.: +49‐2461‐61‐6363 

Fax: +49‐2461‐61‐2540, 

Email: preprint‐ste@fz‐juelich.de 

Web: www.fz‐juelich.de/ste