| dc.description.abstract | Gjennom Parisavtalen har Norge forpliktet seg til en reduksjon i klimagassutslipp med 50-55% sammenlignet med 1990-nivå. I og med at landets energiproduksjon utelukkende er basert påfornybar vannkraft må utslippskuttene skje i andre energitunge sektorer. Hydrogen (H2) har potensiale til å erstatte fossile energibærere i både transport- og maritim sektor, men for at det grønne skiftet skal komme raskt i gang må det utvikles både verdikjeder og infrastruktur. PILOT-E prosjektet Hellesylt Hydrogen Hub har som mål å utvikle en helhetlig verdikjede basert på grønt H2 til ferger og cruiseskip i Geirangerfjorden. Ved å produsere H2 lokalt legges det til rette for en overgang til utslippsfrie løsninger i transportsektoren både i fjorden og områdene rundt.
Denne studien evaluerer tekno-økonomiske aspekter i sammenheng med eventuell investering i H2-produksjon ved Litlebø kraftverk i Hellesylt. Studien består av fire caser hvor det fokuseres på problemstillinger, lønnsomhet og effektivitet knyttet opp mot H2-produksjon. I studien vurderes innvirkningen ulike energigrunnlag og produksjonsanleggs spesifikasjoner har for lønnsomheten for slike anlegg, samt potensialet for å imøtekomme både leveringskrav og markedsetterspørsel for produsert H2. Det sees på mulighetene for H2-produksjon ved bruk av lokal innestengt kraft, fornybar energi fra sol- og vindparker og ved bruk av energi fra kraftnettet. Det antas at produksjonsanleggets levetid er 20 år, og lønnsomheten vurderes ut i fra dagens verdi av fremtidige kontantstrømmer (Nåverdi) for anlegget, og hydrogenkostnaden over prosjektetslevetid (LCOH). Beregninger ble gjort ved bruk av en tekno-økonomisk optimeringsmodell. Pro-blemstillingen rundt innestengt kraft i Hellesylt har i senere tid endret seg. Etter at transformatoren på Tomasgard ble oppgradert i 2020 har ingen av kraftverkene i Hellesylt begrensninger i leveringskapasiteten. Denne studien tar utgangspunkt i at problemstillingen rundt innestengtkraft fortsatt er aktuell.
Hovedkonklusjonen fra denne studien er, under antakelsene som er tatt og tidsbegrensningene studien har hatt, at under riktige forutsetninger og en riktig tilpasset forretningsmodell er det mulig å produsere og forsyne lokalt næringsliv med H2 og O2 på en lønnsom måte.
I case 1 ble det sett på H2-produksjon ved bruk av kun innestengt kraft som energigrunnlag, og produksjonsanlegget ble dimensjonert for full utnyttelse av den innestengte kraften. Dette resulterte i en nåverdi på -32,02 millioner norske kroner (MNOK) og LCOH på 158,69 NOK/kg. Nettleie på den innestengte kraften hadde liten innvirkning for lønnsomheten til produksjonanlegget.
I case 2 ble det fastslått at det ikke var lønnsomt med utbygging av fornybar kraftproduksjon fra sol- og vindpark til H2-produksjonen. Dimensjoneringen av anlegget ut i fra gitt leveringskrav til fergesambandet Geiranger-Hellestylt ga en nåverdi på -82,79 MNOK og LCOH ble 100,3NOK/kg. Det var derimot mulig å oppnå en utnyttelsesgrad på 75,54% for elektrolysøren ved bruk av fornybar kraft fra sol- og vindparken.
Det var lønnsomt å produsere H2 til fergesambandet hver dag gjennom hele året ved tilknytning til kraftnettet. I case 3 ble elektrolyseanlegget dimensjonert utelukkende for dette leveringskravet, noe som ga en nåverdi på 40,62 MNOK og LCOH ble 45,34 NOK/kg.
Dimensjonering av produksjonsanlegg med tanke på høy utnyttelsesgrad og høy utnyttelse avtilgjengelig kraft ble ut i fra modellkjøringen lønnsomt. For å kunne utnytte en stor andel av lokal tilgjengelig kraft ble elektrolysøren dimensjonert til 14 MW. Produksjonsanleggets nåverdi ble 733,98 MNOK og LCOH 38,10 NOK/kg. Elektrolysørens utnyttelsesgrad ble 99,9%.
LCOH ble i alle tilfeller over 30,33 NOK/kg, som var ansett som gunstig i EUs rammeverksprogram Horizon 2020. Det var stor variasjon i LCOH i hver av casene. Det må merkes at en LCOH på 30.33 NOK/kg er å ettertrakte for store produksjonsanlegg. Siden LCOH i case 3 med en 2 MW elektrolysør ble 45,34 NOK/kg, og LCOH ble 38,10 NOK/kg case 4 med en elektrolysør på 14 MW kan dette tyde på at resultatene i både case 3 og 4 er svært gode ut fra produksjonsanleggets størrelse og lokasjon. | |
| dc.description.abstract | Through the Paris Agreement, Norway has committed itself to a reduction in greenhouse gasemissions of 50-55% compared with the 1990 level. As the country’s energy production is basedexclusively on renewable sources, the emission cuts must take place in other energy-heavy sectors. Hydrogen (H2) has the potential to replace fossil energy carriers in both the transport andmaritime sectors, but for the green shift to start quickly, both value chains and infrastructuremust be developed. The PILOT-E project Hellesylt Hydrogen Hub aims to develop a compre-hensive value chain based on green H2 for ferries and cruise ships in the Geirangerfjord. By producing H2 locally, it facilitates a transition to emission-free solutions in the transport sector both in the fjord and the surrounding areas.
This study evaluates techno-economic aspects in connection with possible investment in H2 production at Litlebø power plant in Hellesylt. The study consists of four cases where the focus is on issues, profitability and efficiency linked to H2 production. The study assesses the impact that different energy bases and production plant specifications have on the profitability of such plants, as well as the potential for meeting both delivery requirements and market demand for produced H2. The possibilities for H2 production by using locally trapped power, renewable energy from solar and wind farms and by using energy from the power grid are looked at. It is assumed that the life of the production plant is 20 years, and the profitability is assessed on the basis of the net present value of future cash flows (Present value) for the plant, and the levelized cost of hydrogen (LCOH). Calculations were made using a techno-economic optimization model. The problem of trapped power in Hellesylt has recently changed. After the transformer at Tomasgard was upgraded in 2020, none of the power plants in Hellesylt have limitations in delivery capacity. This study is based on the premise that the issue of trapped power is still relevant.
The main conclusion from this study is, under the assumptions made and the time constraints the study has had, that under the right conditions and a properly adapted business model, it is possible to produce and supply local businesses with H2 and O2 in a profitable manner.
In case 1, H2 production was considered using only trapped power as an energy basis, and the production plant was sized for full utilization of the trapped power. This resulted in a present value of -32,02 million Norwegian kroner (MNOK) and LCOH of 158,69 NOK/kg. Grid rent on the trapped power had little effect on the profitability of the production plant.
In case 2, it was established that it was not profitable to develop renewable power production from solar and wind farms to H2 production. The dimensioning of the plant based on given delivery requirements for the ferry connection Geiranger-Hellestylt gave a present value of -82,79 MNOK and LCOH was 100,3 NOK/kg. On the other hand, it was possible to achieve a utilization rate of 75,54% for the electrolyser by using renewable energy from the solar and windfarm.
It was profitable to produce H2 for just the ferry connection every day throughout the year by connecting to the power grid. In case 3, the electrolysis plant was sized exclusively for this delivery requirement, which gave a present value of 40,62 MNOK and LCOH was 45,34 NOK/kg.
Dimensioning of production facilities with a view to a high degree of utilization and a high utilization of available power became profitable based on the model run. In order to be able to utilize a large proportion of locally available power, the electrolyser was sized at 14 MW. The production value of the production plant was NOK 733.98 million and LCOH NOK 38,10 / kg. The utilization rate of the electrolyzer was 99,9%.
LCOH was in all cases over 30,33 NOK / kg, which is considered favorable in the EU framework program Horizon 2020. There was great variation in LCOH in each of the cases. It must be noted that an LCOH of 30,33 NOK/kg is desirable for large production facilities. Since LCOH in case 3 with a 2 MW electrolyser was 45,34 NOK/kg, and LCOH was 38,10 NOK / kg case 4 with an electrolyser of 14 MW, this may indicate that the results in both case 3 and 4 are very good based on the size and location of the production facility. | |