Hydrogen Utilization of Floating Offshore Wind Farms

Abstract

Havvind og hydrogen er blant de mest attraktive løsningene innen fornybar energi ettersom de har potensialet til å være en sterk bidragsyter i avkarboniseringen av ulike sektorer. I løpet av de siste årene har utviklingen innen havvind tatt betydelige steg og industrien opplever en kontinuerlig nedgang i kostnader. Tilsvarende gjelder for hydrogen, som også har opplevd en eksplosiv økning i interesse. Når det er sagt, så har det aldri blitt produsert hydrogen på en havvindpark tidligere.

Tre konfigurasjoner er undersøkt, hvor den første er produksjon av elektrisitet på en offshore vindpark som er transportert til land via undervanns kabler. Den andre er produksjon av hydrogen på en offshore vindpark, hvor hydrogenet er transportert ved rørledninger til land. Den tredje er produksjon av hydrogen på en offshore vindpark, hvor hydrogenet er transportert ved spesialtilpassede skip til land. Det er altså den optimale måten å utnytte og transportere energien fra havvindparkene på som er identifisert som forskningsgapet i denne masteroppgaven, og Levelized Cost of Electricity (LCOE) er benyttet for å evaluere lønnsomheten til de ulike alternativene. Akademisk litteratur og tidligere gjennomførte prosjekter danner noe av datagrunnlaget til oppgaven, men hovedandelen er innhentet fra semistrukturerte intervjuer med Kongstein som innehar verdifull innsikt og kunnskap om en relativt umoden teknologi og industri.

Evalueringen av den økonomiske levedyktigheten for de ulike alternativene tar utgangspunkt i forventet prisnivå for 2030, men oppgaven inkluderer tre ulike scenarioer for å ta høyde for usikkerheten knyttet til estimat og forventninger. Det var forventet at alternativ en ville være det mest lønnsomme, ettersom de to andre alternativene også inkluderer kostnaden ved å produsere hydrogen offshore. Resultatene bekrefter antakelsen, hvor alternativ en fikk LCOE på 96,97€/MWh. Alternativ to og tre blir beregnet ut i fra Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) som tar høyde for produksjon av hydrogen. Alternativ to fikk en LCOH på 9,81€/kg, mens alternativ tre var på 9,97€/kg.

Til tross for høye kostnader for de ulike alternativene i basis scenarioet, så viser sensitivitets- and lønnsomhetsanalysen at det beste scenarioet vil resultere i betydelig lavere kostnader og høyere profitt. Når dette er sagt, så er resultatene sterkt korrelert med det forventede prisnivået for elektrisitet og hydrogen i Norge på det gitte tidspunktet. Dessuten bør det understrekes at beliggenheten i Sørlige Nordsjø II er en spesifikk kontekst som påvirker utfallet til prosjektet med tanke på fundament, vindforhold, størrelse på vindparken og distanse til fastland. Analysen viser avslutningsvis at det ikke er økonomisk lønnsomhet for alternativene i basis scenarioet, men flere er lønnsomme dersom de beste scenarioene blir gjeldene.

Offshore wind and hydrogen are some of the most promising renewable solutions and receives an increasing amount of attention due to their potential to reduce carbon emissions. The offshore wind industry has been further developed during recent years and is continuously experiencing decreasing costs. However, hydrogen production at an offshore wind farm has never been developed before. In light of this, three configurations are investigated based on the site of Sørlige Nordsjø II in 2030.

First, producing electricity at an offshore wind farm and transporting it to shore by subsea cables. Second, convert the electricity to hydrogen offshore and transport it by pipeline to shore. Third, convert the electricity to hydrogen offshore and transport it by vessels to shore. The optimal way of hydrogen utilization and transportation is identified as the research gap, and the Levelized Cost of Electricity (LCOE) is used to evaluate the alternatives and measure the most profitable alternative. Some of the data are collected from academic literature and previous pilot projects, but most data are gathered from the semi-structured interviews with Kongstein, who enhance valuable industry insight about a relatively immature technology and industry.

Evaluating the economic viability for the different ways of utilizing the power represents the expected cost level for 2030, but three scenarios are established to take the high level of uncertainty into account. It was expected that alternative one had the lowest LCOE since alternative two and three also included offshore hydrogen production. This was also the case, and alternative one resulted in an LCOE of 96,97€/MWh. Alternative two was the hydrogen alternative with the lowest Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) with a value of 9,81€/kg. Despite the high LCOE/LCOH in the base scenario that resulted in negative economic viability, the sensitivity- and profitability analysis illustrate that the best scenario results in significantly lower LCOE/LCOH and positive viability. This is closely correlated to the forecasted price levels of electricity and hydrogen in Norway at that time.