Feasibility study of a green methanol production plant in Norway

Abstract

Aldri før har folk vært så opptatt av miljø som i dag. Det grønne skiftet er mer og mer omtalt i mediene for hver dag som går, og det er enighet om at utfordringene rundt global oppvarming må håndteres så raskt som mulig. En stor påvirkende faktor i den globale oppvarmingen er utslipp fra fossile kilder, da spesielt fra bensin og diesel som brukes i transportsektoren. En mulig forbedring som kan kutte ned på disse utslippene er å bruke grønn metanol som drivstoff. Grønn metanol kan brukes som et lavutslipps-drivstoff i kjøretøy, men det kan også brukes til å lage kjemikalier og andre dagligdagse anordninger.

Hensikten med denne oppgaven er å gjennomføre en tekno-økonomisk studie av et teoretisk anlegg som skal produsere grønn metanol for å finne ut om det er mulig å etablere et slikt anlegg i Norge, og hvis ja, hvor? Det ble bestemt at metanolen som skulle produseres av dette anlegget skulle være e-metanol, som blir produsert av fanget karbondioksid og grønt hydrogen. For å lage e-metanol og grønt hydrogen trengs en fornybar energikilde til produksjonen. Den fornybare energikilden som ble valgt for denne oppgaven var vindenergi, ettersom den har en høy kapasitetsfaktor. I tillegg har Norge en anstendig mengde vind året rundt, grunnet sin lange kystlinje. Den ekstra kraften som vindturbinene ikke kunne dekke vil bli kjøpt fra nettet med opprinnelsesgaranti fra fornybare kilder.

For å finne den mest optimale plasseringen av anlegget ble det valgt fire lokasjoner med ulike breddegrader langst den norske kystlinjen. For disse fire stedene ble det brukt ulike scenarier i beregningene for å få best mulig optimalisering, hvor både elektrolysørtypen som ble brukt til hydrogenproduksjon og strømprisen varierte. Elektrolysørene som ble valgt å bruke i denne oppgaven var proton exchange membrane og alkaliske elektrolysører, og kraftprisene som ble brukt i beregningene varierte mellom 0.05-0.1 \euro/kWh. Det ble også benyttet to forskjellige salgspriser for metanol, en basert på gjennomsnittlig spot-pris, og en basert på gjennomsnittlig kontraktpris på metanol. Beregningene er basert på en metanolproduksjon på 75 000 tonn i året, og for å utføre beregningene ble programmmeringsspråket MATLAB brukt i tillegg til programvaren Excel.

En av de viktigste aspektene når man skal avgjøre om det er mulig å etablere et metanolanlegg i Norge, er det økonomiske aspektet. For å fastslå den økonomiske gjennomførbarheten av et grønt metanolanlegg i Norge, ble det beregnet fem hovedparametere. Disse var levetidskostnad for energi, hydrogen og metanol, diskontert tilbakebetalingstid, samt netto nåverdi. Netto nåverdien var kun positiv for noen av de undersøkte scenariene, noe som indikerer at det er vanskelig å tjene penger på grønn metanol. Måløy var det eneste stedet som hadde positiv netto nåverdi med en kraftpris på 0.08 \euro/kWh, som også er nær gjennomsnitts-kraftprisen i Måløys prissone. Levetidkostnaden til hydrogen var lavere enn den antatte utsalgsverdien på hydrogen, som indikerer at å produsere hydrogenet vil være billigere enn å kjøpe det.

Når man ser på metanolanlegget er forholdet mellom CAPEX og OPEX omtrent det samme for systemet, uavhengig om PEM eller alkaliske eletrolysører blir brukt. Det som bidrar mest til både CAPEX- og OPEX- kostnadene for systemet er elektrolysørene, etterfulgt av vindturbinene som det nest største bidraget. Det som bidro mest til elektrolysørenes OPEX var kompressoren, som sto for omtrent 50\%. De ulike scenariene ga en stor variasjon av diskontert tilbakebetalingstid, som varierte mellom 9.1-17.2 år, hvor det laveste realistiske scenarioet var på rundt 11 år.

Never before have people been as concerned about the environment as they are today. The green transition is more and more discussed in the media with each passing day, and the consensus is that the challenges surrounding global warming must be dealt with as quickly as possible. A major factor in global warming is emissions from fossil sources, especially petrol and diesel used in the transport sector. A possible improvement that could reduce these emissions is using green methanol as a fuel. Green methanol can be used as a low-carbon fuel in vehicles and to synthesise chemicals and other day-to-day items.

This thesis aims to conduct a techno-economical study of a theoretical green methanol plant to find out whether or not it is feasible to establish a green methanol plant in Norway, and if yes, then where? It was decided that the methanol that was going to be produced by the green methanol plant would be e-methanol, which is produced from captured carbon dioxide and green hydrogen. Therefore, renewable energy is needed for the production of e-methanol and green hydrogen. The renewable energy source chosen for this thesis was wind turbines, as they have a high capacity factor. In addition, Norway has a decent amount of wind year-round due to its long coastline. The extra power that the wind turbines could not cover was bought from the grid with a guarantee of origin from renewable sources.

To find the most optimal location for the plant, four locations along the Norwegian coastline with different latitudes were chosen. Different scenarios were applied in the calculations for these four locations to get the best possible solution, where both the electrolyser type used for hydrogen production and the electricity price varied. The electrolysers chosen for this thesis were proton exchange membranes and alkaline electrolysers, and the power prices used in the calculations varied between 0.05-0.1 \euro/kWh. In addition, two different methanol selling prices, the average spot price and the average contract price, were also used. The calculations are based on a methanol production of 75 000 tonnes a year, and to execute the calculations, the programming language MATLAB was used along with the software Excel.

One of the most important aspects when deciding if a methanol plant in Norway could be feasible is the economic aspect. Five main parameters were calculated to establish the economic feasibility of a green methanol plant in Norway. These were the levelised costs of energy, hydrogen and methanol, discounted payback period, and net present value. The net present value was only positive for a few investigated cases, indicating that it is hard to profit from green methanol. Måløy was the only location that had a positive net present value with the middle power price of 0.08 \euro/kWh, which is also close to the mean power price in Måløy's price zone. In addition, the levelised cost of hydrogen was lower than the assumed retail price of hydrogen, which indicates that producing the hydrogen would be cheaper than buying it.

When looking at the methanol plant, the CAPEX to OPEX ratio is about the same for the system, both with PEM and alkaline electrolysers. The electrolysers are the most significant contributor to the system's CAPEX and OPEX costs, with wind turbines being the second biggest contributor. For the electrolysers, the biggest OPEX contributor was the compressor, accounting for about 50\%. The different scenarios gave a considerable variation in discounted payback time, which varied between 9.1-17.2 years, where the lowest realistic scenario was about 11 years.