Exploring pathways for Norwegian green hydrogen A techno-economic evaluation of value chains for Power-to-Hydrogen from the Norwegian North Sea
(2021) In LUTFD2/TFEM-21/5167--SE+ (1-63) FMIM01 20211Environmental and Energy Systems Studies
- Abstract
- Renewable hydrogen can be transported using different hydrogen carriers and modes of transport. Each
carrier and mode is associated with different drawbacks and benefits relating to – among other factors –
storage density and losses. The forthcoming expansion of offshore wind is likely to be coupled with hydrogen
production in some way and there are many different ways that this can be done.
This master thesis investigates what value chains for Power-to-Hydrogen and Power-to-X that are most
promising for the Norwegian offshore wind licensing area Sørlige Nordsjø II, assuming an investment in
2030. The model used to perform the necessary calculations is a proprietary business case scenario builder
that was extended to include... (More) - Renewable hydrogen can be transported using different hydrogen carriers and modes of transport. Each
carrier and mode is associated with different drawbacks and benefits relating to – among other factors –
storage density and losses. The forthcoming expansion of offshore wind is likely to be coupled with hydrogen
production in some way and there are many different ways that this can be done.
This master thesis investigates what value chains for Power-to-Hydrogen and Power-to-X that are most
promising for the Norwegian offshore wind licensing area Sørlige Nordsjø II, assuming an investment in
2030. The model used to perform the necessary calculations is a proprietary business case scenario builder
that was extended to include value chain steps downstream of the electrolyser up to delivery at an industrial
cluster. The model is used to calculate the levelised cost of hydrogen for 17 different value chains, involving
transport to two different geographical locations – Porsgrunn in Norway and Rotterdam in the Netherlands.
The levelised cost of ammonia and methanol is also calculated for value chains based on these carriers, to
evaluate the potential of direct utilisation of these chemicals.
The results of the value chain comparison show that onshore and offshore pipeline transport of compressed
hydrogen are the value chains with lowest levelised cost of hydrogen for Porsgrunn and Rotterdam,
respectively. This holds for all uncertainties and sensitivities tested within the thesis. The impact on pipeline
costs of hilly terrain is, however, not considered in the study. The investigation of potential for direct
utilisation of ammonia and methanol shows that more studies are required to answer this question.
Although the study shows clear results regarding the most promising value chains from a levelised cost of
hydrogen-perspective, recognition is given to the fact that more aspects might affect which value chain is
more promising, such as energy efficiency, demand for the products from nearby industries and investment
flexibility. (Less) - Popular Abstract (Swedish)
- Möjliga vägar för grön vätgas från Nordsjön
Hur kan vi förse framtidens användare med vätgas? Den havsbaserade vindkraften är på
frammarsch och vätgas ser ut att kunna bli vindkraftens starkaste allierade. Men hur får vi
vätgasen från vindkraftsområdena till där den ska användas? Behöver vi omvandla den till mer
effektiva former? Vilket transportsätt är bäst? Nu har vi svaret på dessa frågor för vad som
kommer bli Norges största havsbaserade vindkraftspark!
De senaste åren har sett en kraftfull framväxt av initiativ för både havsbaserad vindkraft och
vätgasproduktion, inte minst i Norge som förra sommaren samtidigt lanserade en vätgasstrategi och
öppnade upp två områden för storskalig havsbaserad vindkraft. Vindkraften och... (More) - Möjliga vägar för grön vätgas från Nordsjön
Hur kan vi förse framtidens användare med vätgas? Den havsbaserade vindkraften är på
frammarsch och vätgas ser ut att kunna bli vindkraftens starkaste allierade. Men hur får vi
vätgasen från vindkraftsområdena till där den ska användas? Behöver vi omvandla den till mer
effektiva former? Vilket transportsätt är bäst? Nu har vi svaret på dessa frågor för vad som
kommer bli Norges största havsbaserade vindkraftspark!
De senaste åren har sett en kraftfull framväxt av initiativ för både havsbaserad vindkraft och
vätgasproduktion, inte minst i Norge som förra sommaren samtidigt lanserade en vätgasstrategi och
öppnade upp två områden för storskalig havsbaserad vindkraft. Vindkraften och vätgasen ses ofta
som perfekta parhästar, då vätgasen kan dra nytta av vindkraftens väderberoende. Vätgasproduktion
är därmed högaktuellt när aktörer nu ska slåss om vem som ska få rättigheter att utveckla vindkraft i
GW-skala i området Sörlige Nordsjö II.
Men vart ska vätgasen ta vägen när den är producerad? Ska den fraktas med lastbil för användning i
norsk industri? Ska den användas till att tanka fartyg med förnybara bränslen? Eller ska den skickas
med skepp eller pipelines tvärs över Nordsjön för användning i de enorma industriklustren i
Västeuropa? Dessa frågor har examensarbetet försökt besvara, genom att räkna på och jämföra
kostnader för 17 olika värdekedjor för vätgasen.
Studien visar att det mest kostnadseffektiva sättet för att transportera vätgasen är att skicka den
med pipelines till närliggande norska industrikluster eller med pipelines på havsbotten till
industriklustren i Västeuropa. Att omvandla vätgasen till mer lätthanterliga former – som ammoniak
eller metanol – innebär stora effektivitetsförluster. De formerna har dock egna
användningsområden, inte minst som alternativt bränsle för att minska sjöfartssektorns
växthusgasutsläpp. Om sådana användningsområden växer kan även omvandling till ammoniak eller
metanol visa sig vara ett sätt ett ypperligt sätt att transportera vätgasen på, som också ger tillgång till
bredare marknader.
Resultaten kan komma att utgöra beslutsunderlag för både investerare och beslutsfattare, när de
studerade systemen ska växa fram i Norge (Less)
Please use this url to cite or link to this publication:
http://lup.lub.lu.se/student-papers/record/9053536
- author
- Nyberg, Theo LU
- supervisor
- organization
- alternative title
- Utforska vägar för norsk grön vätgas
- course
- FMIM01 20211
- year
- 2021
- type
- H3 - Professional qualifications (4 Years - )
- subject
- keywords
- Hydrogen, ammonia, methanol, Power-to-Hydrogen, Power-to-X, value chain assessment
- publication/series
- LUTFD2/TFEM-21/5167--SE+ (1-63)
- report number
- 21/5167
- ISSN
- 1102-3651
- language
- English
- id
- 9053536
- date added to LUP
- 2021-06-21 11:03:25
- date last changed
- 2021-06-22 07:34:02
@misc{9053536,
abstract = {{Renewable hydrogen can be transported using different hydrogen carriers and modes of transport. Each
carrier and mode is associated with different drawbacks and benefits relating to – among other factors –
storage density and losses. The forthcoming expansion of offshore wind is likely to be coupled with hydrogen
production in some way and there are many different ways that this can be done.
This master thesis investigates what value chains for Power-to-Hydrogen and Power-to-X that are most
promising for the Norwegian offshore wind licensing area Sørlige Nordsjø II, assuming an investment in
2030. The model used to perform the necessary calculations is a proprietary business case scenario builder
that was extended to include value chain steps downstream of the electrolyser up to delivery at an industrial
cluster. The model is used to calculate the levelised cost of hydrogen for 17 different value chains, involving
transport to two different geographical locations – Porsgrunn in Norway and Rotterdam in the Netherlands.
The levelised cost of ammonia and methanol is also calculated for value chains based on these carriers, to
evaluate the potential of direct utilisation of these chemicals.
The results of the value chain comparison show that onshore and offshore pipeline transport of compressed
hydrogen are the value chains with lowest levelised cost of hydrogen for Porsgrunn and Rotterdam,
respectively. This holds for all uncertainties and sensitivities tested within the thesis. The impact on pipeline
costs of hilly terrain is, however, not considered in the study. The investigation of potential for direct
utilisation of ammonia and methanol shows that more studies are required to answer this question.
Although the study shows clear results regarding the most promising value chains from a levelised cost of
hydrogen-perspective, recognition is given to the fact that more aspects might affect which value chain is
more promising, such as energy efficiency, demand for the products from nearby industries and investment
flexibility.}},
author = {{Nyberg, Theo}},
issn = {{1102-3651}},
language = {{eng}},
note = {{Student Paper}},
series = {{LUTFD2/TFEM-21/5167--SE+ (1-63)}},
title = {{Exploring pathways for Norwegian green hydrogen A techno-economic evaluation of value chains for Power-to-Hydrogen from the Norwegian North Sea}},
year = {{2021}},
}