Impact of Production Technology Flexibility in a Multi-horizon Stochastic Hydrogen Facility Location Problem

Abstract

Hydrogen presenterer en spennende mulighet som et nullutslippsdrivstoff, spesielt for tungtransport og langtransportkjøretøyer. Dette potensialet gjør det til en nøkkelspiller i reduksjonen av Norges klimagassutslipp. I de senere ˚arene har den norske regjeringen investert betydelig for ˚a initiere en norsk ren hydrogenforsyningskjede, og har gitt betydelige subsidier til relevant forsking og prosjekt innen privat industri. Følgelig planlegger n˚a mange beslutningstakere drift av hydrogenproduksjon, og st˚ar overfor kritiske valg om lokalisering, timing og tilnærming til etablering av produksjonsanlegg. Produsentenes m˚al er ˚a møte fremtidig etterspørsel til lavest mulig kostnad. Merkbar er det at elektrisitetskostnader utgjør 70-88% av de totale kostnadene ved produksjon av utslippsfri hydrogen. Som s˚adan, kunne utnyttelsen av fleksibiliteten gitt av forskjellige produksjonsteknologier hjelpe med ˚a optimalisere disse kostnadene. Denne avhandlingenutforsker innflytelsen av fleksibiliteten som tilbys av hydrogenproduksjonsteknologier p˚a investeringsbeslutninger for hydrogenanlegg i Norge, og tar hensyn til usikkerhetene ved elektrisitetspriser og fremtidig hydrogenbehov i transportsektoren. Vi introduserer en flertrinns, flerhorisont stokastisk modell for anleggslokalisering for ˚a innkapsle usikkerhet og variasjoner i elektrisitetspriser p˚a et operasjonelt niv˚a, og langsiktige usikkerheter i etterspørsel p˚a et strategisk niv˚a. Denne modellen søker ˚a minimere totale forventede kostnader ved investering, produksjon, og transport. Den omfatter strategiske beslutninger relatert til anleggsinvesteringer, inkludert lokalisering, kapasitet, og teknologivalg. Modellen gir plass for trinnvise forbedringer i produksjonseffektivitet og investeringskostnader knyttet til forskjellige teknologier. Kapasitet installert i tidligere trinn kan brukes til ˚a møte etterspørselen i senere trinn. N˚ar elektrisitetspriser blir kjent, optimaliserer modellen tilsvarende produksjonen under den operasjonelle fasen. Ved ˚a integrere flere tidsperioder p˚a dette stadiet, fanger v˚ar modell opp timeprisfluktuasjoner i elektrisitet, og vurderer dermed virkningen av operasjonell fleksibilitet, gitt av teknologi, p˚a strategiske investeringsbeslutninger. S˚a vidt vi vet, er dette det første tilfellet av et flerstegs flerhorisont anleggslokaliseringproblem som blir brukt for et lokasjonsproblem. For˚a forbedre løsningstider og h˚andtere større problemer, utviklet vi en Lagrange-relaksering. Imidlertid overgikk den kommersielle løseren Gurobi denne tilnærmingen for problemer som kan løses innen v˚ar maksimale tidsramme p˚a 48 timer (172 800 sekunder). V˚are funn antyder at produksjonsfleksibilitet har minimal innvirkning p˚a investeringsbeslutninger i den norske konteksten p˚a grunn av lav timevolatilitet i elektrisitetspriser. De primære bestemmelsesfaktorene er i stedet funnet ˚a være produksjonseffektivitet og investeringskostnader. Alkalisk teknologi, som er mer kostnadseffektiv, dominerer derfor Norges hydrogenforsyningskjede i 2023 og 2028, mens den mer fleksible PEM-teknologien blir foretrukket innen 2033 ettersom kostnadsforskjellen smalner. Kostnadsfordelingen samsvarer med tidligere studier: 60-70% produksjon, 5-10% investering, 20-30% transport. En distribuert forsyningskjede med en gjennomsnittlig hydrogen transportavstand p˚a 161 km er optimal, favoriserer kapasitetsinstallasjoner nær etterspørsel. Inter-regional hydrogen flyt trender fra nordlige til sørlige soner p˚a grunn av pris og transportkostnader. Det er en mild preferanse for ˚a bygge større anlegg tidligere, noe som antyder stordriftsfordeler

Hydrogen presents an exciting opportunity as a zero-emission fuel, particularly for heavyduty and long-haul vehicles. This potential makes it a key player in reducing Norway’s greenhouse gas emissions. Over recent years, the Norwegian Government has put an extensive focus towards initiating a large-scale clean hydrogen supply chain in Norway, giving substantial subsidies towards relevant research and private industry projects. Consequently, many decision-makers are now planning hydrogen production operations, facing crucial choices about the location, timing, and approach for establishing production facilities. Their objective is to meet future demand at the lowest possible cost. Notably, electricity expenses make up 70-88% of the total cost of producing emission-free hydrogen. As such, leveraging the flexibility of different production technologies could help optimize these costs. This thesis explores the influence of the flexibility offered by hydrogen production technologies on investment decisions for hydrogen facilities in Norway, considering the uncertainties of electricity prices and future hydrogen demand in the transportation sector. We introduce a multi-stage, multi-horizon stochastic model for facility location to encapsulate uncertainty and variations in electricity prices at an operational level and long-term uncertainties in demand at a strategic level. This model seeks to minimize total anticipated investment, production, and transportation costs. It encompasses strategic decisions related to plant investments, including location, capacity, and technology choices. The model allows for stepwise improvements in production efficiency and technology-related investment costs. Capacity installed in earlier stages is employable to meet demand in later stages. When electricity prices become known, the model accordingly optimizes production during the operational stage. By integrating multiple time periods at this stage, our model captures hourly electricity price fluctuations, thus assessing the impact of operational flexibility, granted by technology, on strategic investment decisions. To the best of our knowledge, this is the first instance of a multi-horizon facility location problem being presented in the literature. We developed a Lagrange relaxation to improve solution times and handle larger problems. However, the commercial solver Gurobi outperformed this approach for problems solvable within our 48-hour (172,800 seconds) maximum timeframe. Our findings suggest production flexibility has minimal impact on investment decisions in the Norwegian context due to low hourly volatility in electricity prices. The primary determinants are rather found to be production efficiency and investment costs. Alkaline technology, being more cost-effective, therefore dominates Norway’s hydrogen supply chain in 2023 and 2028, while the more flexible PEM technology becomes preferred by 2033 as the cost disparity narrows. Cost distribution aligns with previous studies: 60-70% production, 5-10% investment, 20-30% transportation. A distributed supply chain with an average hydrogen transport distance of 161 km is optimal, favoring capacity installations near demand. Inter-zone hydrogen flow trends from northern to southern zones due to price and transportation costs. There’s a mild preference for building larger facilities earlier, suggesting economies of scale.