Evaluating pathways for hydrogen produced from low-carbon energy sources

Abstract

Drastiske tiltak kreves for å transformere Europa mot klimanøytralitet, og hydrogen forventes å spille en viktig rolle i avkarboniserings-prosessen, med et voksende politisk klima i favør av hydrogenbaserte teknologier. Denne masteroppgaven har som mål å analysere effekten av storskala integrering av hydrogen i et framtidig europeisk energisystem. Analysen er utført med hjelp av en investeringsmodell som minimerer kostnader relatert til investering i elektrisk- og hydrogeninfrastruktur. Modellen brukes på et utviklet scenario i 2050, bestående Nordsjølandene, som er inndelt i noder.

Hovedfunnene i oppgaven er at hydrogen produsert fra elektrolyse er den dominerende produksjonsmetoden, med en produksjonsandel på 65% i base case scenarioet. En CO2- pris på 60 € /t favoriserer CCS-basert hydrogen fra naturgass (SMR), som utgjør den resterende andelen av hydrogenproduksjonen. Resultatene viser også høy lagringsutnyttelse, ettersom 30 % av hydrogenet produsert på elektrolyse går via lager før bruk. Kombinasjonen av kostnadsreduksjoner for teknologier og integrering av hydrogenproduksjon bidrar til ekspansjon av onshore og offshore vind i systemet. Resultatene viser at systemfleksibiliteten som er gitt ved integrering av hydrogenproduksjon og lagring i energisystemet, øker nettoandelen av fornybare energikilder i elektrisitetsmiksen fra 63,5 % til over 70,9 %, noe som reduserer CO2 utslipp med 6 millioner tonn.

Videre viser resultatene at CO2-prisen er svært innflytelsesrik på energi og hydrogenproduksjonsmiksen, ettersom CCS-teknologi blir introdusert i kraftproduksjon til 30 € /t CO2, og i SMR mellom 30 og 60 € /t CO2.

Gjennomsnittlig produksjonspris for hydrogen er beregnet mellom 1.57 og 2.6 € /kg, med produksjonskostnader observert mellom 1 € /kg og 2.6 € kg for ulike kostnadsnivåer til fremtidige elektrolyse og fornybar energi teknologier. Naturgassprisen er også funnet til å ha betydelig påvirkning på systemet, med 38 % andel av kraftproduksjonen fra fossile brensler ved en 50 % prisreduksjon fra base case naturgasspris på 11.5 € / MMBtu, uten CO2 kostnad. Kostnadspariteten mellom elektrolyse og SMR med CCS er funnet til en naturgasspris på rundt 8.1 € / MMBTU med en CO2-pris på 60 € /t.

For å gi mer robuste resultater bør masteroppgaven kompletteres med studier med høyere tidsmessig og detaljmessig oppløsning, og med ytterligere hydrogenproduksjonsmetoder.

Funnene indikerer imidlertid at integrering av storskala hydrogenproduksjon i energisystemet øker integreringen av fornybar energi og at bruken av en CO2-pris er et sentralt virkemiddel til avkarbonisering

Drastic measures are required in the transformation of the European economy towards climate neutrality, and hydrogen is expected to play an integral part in the decarbonisation process, with a political climate growing in favour towards the expansion of hydrogen-based technologies. This master’s thesis has the objective to analyse the influence of large-scale deployment of hydrogen in a future European multi-energy carrier system. The analysis is conducted with the use of a least-cost capacity investment model developed for this purpose, which co-optimises investments in electricity generation and hydrogen production infrastructure. The model is applied to a developed scenario in 2050, comprising of the North Sea countries aggregated into nodes.

The main findings are that hydrogen produced from electrolysis is the dominant production pathway, with 65 % of the production share in the base scenario. The deployment of a CO2 price of 60 €/t, favours CCS-based H2 production from steam-methane reforming (SMR), constituting the remaining share. Storage facilities see high utilisation, as 30 % of the electrolytic hydrogen is transported via storage before consumption.

The combination of technology cost-reductions and hydrogen production integration effectuates deployment of large shares of onshore and offshore wind. The system flexibility provided by the integration of hydrogen production and storage in the energy system is found to increase the net share of renewable energy sources (RES) in the electricity mix from 63.5 % to above 70.9 %, reducing CO2 emissions by 6 million tonnes.

Moreover, the CO2 price is found to be highly influential of the energy and hydrogen production mix, as CCS-technology is introduced in power generation at 30 €/t CO2, and in SMR between 30 and 60 €/t CO2.

The average hydrogen production price is estimated between 1.57 and 2.6 €/kg, with price levels seen between 1 €/kg and 2.6 €/kg for varying future electrolyser and renewable energy costs.

The system is also found to be significantly impacted by natural gas prices, with a 38 % share of power generation from fossil fuels at a 50 % price reduction from the base case natural gas price of 11.5 €/MMBtu, with no CO2 cost. The cost parity between electrolysis and SMR with CCS is found at a price natural gas price around 8.1 €/MMBTU with a CO2 price of 60 €/t.

The study should be complemented with research of higher temporal and spatial resolution, considering additional hydrogen pathways, to provide more robust results.

Nonetheless, the findings indicate that integrating large-scale hydrogen production into the energy system can facilitate renewable energy penetration and that the deployment of a CO2 price is a pivotal measure towards decarbonisation.