| dc.description.abstract | Med økende søkelys på å nå netto null-utslipp (NZE) innen 2050 retter flere oppmerksomheten mot teknologier som reduserer mengden akkumulert CO2 i atmosfæren, slik som direct air capture (DAC). DAC er en energikrevende prosess, som krever store mengder varme. Et innovativt alternativ er å utnytte den store mengden spillvarme fra kjernekraftverk til å drive DAC prosessen. For å nå de ambisiøse klimamålene er også syntetiske drivstoff anerkjent som en viktig bidragsyter i overgangen mot karbonnøytralitet i den globale transportsektoren innen 2050. Metanol er en type syntetisk drivstoff som kan produseres med elektrisitet fra energikilder med lave CO2 utslipp, grønt hydrogen (H2) og resirkulert CO2, som reduserer CO2-fotavtrykket til metanol sammenliknet med konvensjonell metanolproduksjon basert på fossile brensler.
Denne masteroppgaven sammenligner to anlegg som er planlagt å bygges på midten av århundret og bruker kjernekraft til DAC: referanseanlegget, som bruker en tredje generasjons kjernekraftreaktor for CO2-fangst, og det avanserte anlegget, som bruker en fjerde generasjons kjernekraftreaktor og overskuddselektrisitet etter DAC for H2-produksjon ved hjelp av en proton utveksling membran elektrolysecelle kombinert med CO2 fra DAC for produksjon av grønn metanol. DAC-prosessen er basert på Climeworks-teknologi for faststoffabsorberende DAC og bruker varme ved 100 C. Først ble det gjennomført en teknisk simulering av begge anleggene i UniSim Design R492 før en grundig økonomisk vurdering med en forventet levetid på 40 år for anleggene, og en usikkerhetskvantifisering ble utført med et standardisert økonomisk analyseverktøy.
Den teknologiske analysen viste at CO2-fangsten for referanseanlegget var 14 MtCO2/år, og 14.4 MtCO2/år for det avanserte anlegget. Det avanserte anlegget brukte 9.5% av fanget CO2 til metanolproduksjon. Anlegget produserte 2 735 tMeOH/dag og metanolproduksjonen oppnådde en virkningsgrad på 54.3%. Denne studien fant at referanseanlegget er marginalt mer økonomisk gunstig å bygge enn det avanserte anlegget. Leveliced cost of CO2 (LCOC) for referanseanlegget var 98.3 $/tonn og 104.9 $/tonn for det avanserte anlegget. Denne økningen skyldes større kapitalutgifter knyttet til et større kjernekraftanlegg, en fjerde generasjons kjernekraftreaktor og ekstra kostnader knyttet til metanol syntese, som ikke ble fullstendig dekket av den antatte salgsprisen for metanol på 400 $/tonn. Disse anleggene kan bli økonomisk lønnsomme hvis en CO2-avgift på 100 $/tonn eller mer blir implementert globalt, som antatt i NZE scenarioet.
I 58.8% av de 1000 tilfellene som ble undersøkt i usikkerhetskvantifiseringen, ville referanseanlegget være billigere å produsere enn det avanserte anlegget. Medianen og 90% konfidensintervallet for referanse og det avanserte anlegget var henholdsvis 100.5 (76.1-141.3) $/tonn og 109 (72.9-161.9) $/tonn.
DAC-enhetens kostnad og utgifter knyttet til kjernekraftreaktorene ble identifisert som de to viktigste usikkerhetsfaktorene for de respektive anleggene.
Tallene for LCOC, som varierer fra litt under til litt over 100 $/tonn for henholdsvis referanseanlegget og det avanserte anlegget, er tiltalende lave for DAC-teknologien. Å oppnå de relativt lave kostnadene vil kreve omfattende innovasjon gjennom hele verdikjeden for DAC. En rask oppskalering og kommersialisering av DAC og fjerde generasjons kjernekraftreaktorer er nødvendig for å fastslå og redusere kostnadene. Til slutt er ytterligere forskning nødvendig for å undersøke blandingen av metanol i bensin og diesel, og dermed legge til rette for en god overgang til å bruke ren metanol i fremtiden. | |
| dc.description.abstract | As the urgency to achieve net zero emissions (NZE) by 2050 intensifies, several initiatives are looking into technologies that remove accumulated CO2 from the atmosphere. Direct air capture (DAC) has received increased attention as an option to mitigate climate change. DAC requires a large amount of heat, and an exciting pathway is to utilize the large amount of waste heat produced from nuclear energy for DAC. In addition, synthetic fuels have been recognized as a pivotal element in transitioning toward carbon neutrality in the global transportation sector by 2050. Green methanol, a class of synthetic fuels, can be produced by low-carbon electricity, green hydrogen (H2), and recycled CO2, lowering the CO2 footprint of methanol compared to conventional methanol produced from fossil fuels.
This thesis compares two plants intended to be constructed in the mid-century that use nuclear power for DAC purposes: the reference plant, which utilizes a third-generation nuclear reactor for CO2 capture, and the advanced plant, which employs a fourth-generation nuclear reactor, using excess electricity after DAC for H2 production by a proton exchange membrane electrolyzer combined with DAC CO2 for green methanol production. The DAC process is based on Climeworks technology for solid sorbent DAC utilizing heat at 100 C. First, a comprehensive technical simulation of both plants was conducted in UniSim Design R492 before an in-depth economic assessment assuming a 40-year lifetime, including an uncertainty quantification, was conducted with the standardized economic assessment tool.
The technological analysis found that the CO2 capture capacity for the reference plant was 14 MtCO2/y and 14.4 MtCO2/y for the advanced plant. The advanced plant used 9.5% of the captured CO2 for methanol production. The plant produced 2 735 tMeOH/d, and the efficiency of the methanol synthesis was 54.3%. This work found that the reference plant is marginally more economically favorable to build than the advanced plant. The levelized cost of CO2 (LCOC) for the reference plant was 98.3 $/ton and 104.9 $/ton for the advanced plant. This increase was due to capital expenditures linked to a larger nuclear plant, a fourth-generation nuclear reactor, and additional methanol synthesis costs, not fully recuperated by the assumed methanol sales price of 400 $/ton. These plants could become economically profitable if a CO2 tax of 100 $/ton or more is largely enforced globally, as assumed in the announced pledges and NZE scenario.
The uncertainty quantification showed that in 58.8% of the 1000 instances examined, the reference plant would be cheaper to produce than the advanced plant. The median and 90% confidence interval for the reference and advanced plants were 100.5 (76.1-141.3) $/ton and 109 (72.9-161.9) $/ton, respectively. DAC unit cost and expenditures related to the nuclear reactors were found to be the two main uncertainty factors of the respective plants.
The numbers for the LCOC ranging from slightly under to slightly above 100 $/ton for the reference and advanced plant are attractively low for DAC technology. Reaching these costs would need extensive innovation across the DAC value chain. A rapid scale-up and commercializing of DAC and fourth-generation nuclear reactors are needed to determine and drive costs down. Lastly, more research is needed to investigate the blend of methanol into petrol and diesel, facilitating a smoother transition towards adopting pure methanol as a fuel in the future. | |
