Optimizing hydrogen pathways using Norwegian energy resources dominated by offshore wind

Abstract

Kraftsystemet står overfor flere utfordringer. Klimarisen krever umiddelbar handling for å redusere klimagassutslippene. Samtidig pågår det også en global energikrise, som har økt behovet for krafttilførsel i det Europeiske kraftystemet.

Objektivet i denne masteroppgaven er å undersøke og optimere rollen som norske energiressser vil utgjøre for den fremtidige strøm- og hydrogenproduksjonen i det internasjonale energisystemet. Kapasitetsutvidelsesmodellen "HEIM" ble brukt til å løse optimeringsproblemet, og NTNUs supercomputer Idun ble brukt til å kjøre simuleringene. Landene som grafisk er inkludert i "Nordsjø-case"-et er Sør-Norge, Danmark, Nederland og Tyskland. Systemet omfatter både norsk havvind og kraft produsert på land i prisområdet NO2. Videre innehaver systemet en hydrogen- og elektrisitetsetterspørsel i både Norge og Tyskland. De ulike produksjonsmetodene for hydrogen i systemet er Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis (PEMEL) og naturagassreformering (SMR) med og uten karbonfangst og -lagring (CCS). De vitenskapelige spørsmålene som analysen skal svare på, innebærer å undersøke hvordan hydrogen produksjon korrelerer med varierende karbonpriser, økt havvindproduksjon, naturgass priser, strøm- og hydrogen priser og muligheten for hydrogenlagring.

Resultatene viser at uten en kabonpris er det ingen insentiver til å redusere utslippene, og hydrogen produseres igjennom SMR. Videre viser resultatene at karbonpriser bidrar til å fase inn lavutslippsløsninger. SMR med CCS er den mest gunstige måten å produsere hydrogen på for lavere karbonpriser. Det er fordi den har en lavere kapitalkostnad enn PEMEL, og de operasjonelle kostnadene staffes ikke for mye av utslippskostnadene. Når karbonprisen derimot øker, så vil høyere utslippskostnader gradvis fase ut SMR med CCS til fordel for PEMEL. Mengden hydrogen som produseres er også avgjørende for innfasingen av PEMEL. Dette er fordi mengden hydrogenproduksjon balanserer den høye kapitalkostanden av PEMEL opp mot kostandsbesparelsen av å slippe og betale utslippskostnader.

Kraftproduksjon i seg selv er ikke dikterende for produksjonen av PEMEL. PEMEL produksjonen korrelerer derimot i stor grad med strømprisen, og strømprisen er et resulat av strømtilførsel, kraftimport og krafteksport. Resultatene indikerer at høyere strømtilførsel gir lavere strømpriser, og lavere strømpriser gir mer konkurransedyktig PEMEL produksjon. Vider viser resultatene at strømprisen øker når PEMEL fases inn. Dette er fordi strømkonsumet i systemet øker, og systemet har allerede knapphet på strøm fra før. Tilstrekkelig strømtilførsel for å holde strømprisene nede er derfor avgjørende for konkurransedyktigheten til PEMEL. Videre indikerer resultatene at naturgassprisen er avgjørende for å fase ut de fossil-baserte hydrogenproduksjonsmetodene helt. Dette er på grunn av de høye operasjonelle kostnadene en høyere naturgasspris fører til. Til slutt viser resultatene at hydrogenlagring ikke ble investert i av optimeringsmodellen. Dette er sannsynligvis på grunn av de høye kostnadene i forbindelse med hydrogenlagring.

The energy system is facing several challenges simultaneously. The climate crisis is requiring immediate action to reduce the greenhouse gas emissions. The energy system is also facing a global energy crisis, which has intensified the demand for power supply to the European power system.

The objective of this thesis is to investigate and optimize the role Norwegian energy resources will constitute in future electricity and hydrogen production in the international energy system. The capacity expansion model "HEIM" was utilized to solve the optimization problem, and NTNU's supercomputer Idun was used to run the simulations. The modelled "North Sea system" geographically includes South of Norway, Denmark, Netherlands and Germany. The system encompassing both offshore and onshore Norwegian power production and a demand for hydrogen and electricity in Norway and Germany. The hydrogen production alternatives are Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis (PEMEL) and Steam Methane Reforming (SMR) with or without Carbon Capture and Storage (CCS). The research questions include investigating how the hydrogen production pathways correlates with varying carbon prices, increased offshore power production, natural gas prices, electricity and hydrogen prices, and the importance of hydrogen storage.

The results shows without a carbon price, there are no incentives to reduce the emissions, and hydrogen is produced through SMR. However, the results shows that the carbon price contributes to phase in low-emission solutions. SMR with CCS is favorable for lower carbon prices, due to its lower capital costs, and the operational cost is not excessively penalized by emission costs. As the carbon price increases, the higher emission costs progressively phases out SMR with CCS for the benefit of PEMEL. The amount of hydrogen production is decisive for the phase-in of PEMEL, as this balances the cost savings due to zero emission costs versus the higher capital costs.

Power production itself is not dictating for the production of PEMEL. However, PEMEL production highly correlates with the electricity price. The electricity price is a result of electricity production, import and export. The findings indicate that increasing electricity supply decreases the electricity prices, and lower electricity prices is beneficial for the economic competitiveness of PEMEL. The results also shows that the electricity price increases as PEMEL is phased-in. This is because the system experiences additional electricity demand when there already is a power deficit in the system. Sufficient electricity production to keep the electricity prices at a lower level is crucial for the economic competitiveness of PEMEL. Furtherly, the findings indicate that the natural gas price is decisive phasing out fossil based hydrogen production entirely. This is due to the higher operational costs increased natural gas prices induces. Finally, the results shows that hydrogen storage was not invested in by the optimization model. This is likely due to the significant costs of it.