Effects of allowing natural gas reformers with carbon capture into a European renewable network

Over the past several years, hydrogen’s popularity as a potential energy vector in the pursuit of a renewable future grew. Its role as an alternative fuel source or as an intermediary method of energy storage allows it to be applied in sectors like electricity, heat generation, and transportation. The two main ways to generate it are through electrolysis or through natural gas reforming. Both technologies have benefits and downsides when used to satisfy electrical and hydrogen demands for a large-scale energy system the size of a continent. While there has been plenty of research done for 100% renewable networks and their associated cost, a mix of renewable and reforming (with carbon capture) may be an effective lower-cost alternative that deserves attention. Reforming natural gas into hydrogen is one of the most popular ways of making hydrogen today. The advantages of this technology’s availability and its low cost make it an interesting candidate for inclusion into a large energy network. Many countries, especially those in the European Union, are currently investigating, some even already implementing, possible pathways to help start their hydrogen futures. Some countries in the European continent have access to large amounts of renewable energy, but even with this, the continent is a net energy importer, especially for natural gas, coming from Norway and Russia which accounts for over 60% of the total demand. Natural gas from these two countries serves as the source for reformed hydrogen that is used in this thesis’ European energy network. When combining natural gas reforming with renewable energy sources, this thesis shows how varied costs of reforming technology impact the energy network. The results answer two main questions: what the changes in each case’s installed technology/costs are and how a range of costs for carbon capture and carbon tax affect the final overall network costs and its competitiveness compared to a 100% renewable case used as a reference. By varying the specific cost steam reformer from 810 €/GW to 1620 €/GW, 11 different cases are compared to determine if there is a cost value at which the mixed system with steam reforming can compete with a renewable system. A portion of the emissions from the reforming process is captured while the remainder is accounted for through carbon taxes in accordance with the current and future range found in Europe. The data used in this thesis is run through a python-based optimizer, which gives the lowest-cost network for each of the 11 cases. Looking at the final energy networks, it can be said that any inclusion of natural gas reforming lowers the total annual cost of the European energy network and there exist cases that have a range of CO2 transportation and storage costs and of carbon taxes, whose final additional cost, when added to the total network’s annual costs, makes them less than or equal to the reference renewable network.

Negli ultimi anni è cresciuta la populairtà dell'idrogeno come potenziale vettore energetico nella ricerca di un futuro basato sulle fonti rinnovabili. Il suo ruolo di carburante alternativo o di metodo intermedio di accumulo di energia gli permette di essere impiegato in settori come la produzione elettrica e termica e i trasporti. Le due modalità principali di generare idrogeno sono l'elettrolisi e lo steam reforming del gas naturale. Entrambe le tecnologie portano sia benefici sia svantaggi se usati per soddisfare il fabbisogno di energia e di idrogeno su ampia scala a livello continentale. Mentre sono state effettuate molte ricerche per reti 100% rinnovabili e per il loro costo, raramente è stato preso in considerazione un sistema misto che sfrutti fonti rinnovabili e reforming di gas naturale (con cattura della CO2 generata), il quale potrebbe essere un'efficace alternativa a basso costo meritevole di attenzione. Attualmente il reforming del gas naturale in idrogeno è uno dei metodi più diffusi di produzione dell'idrogeno. I vantaggi dai dalla disponibilità tecnologica e dal suo basso prezzo la rendono un candidato interessante da includere nei sistemi energetici su larga scala. Molti Paesi, specialmente quelli dell'UE, stanno attualmente indagando, altri addirittura hanno già implementato, possibili strade per dare avvio a un futuro in cui l'idrogeno è protagonista. Alcuni Paesi in Europa hanno accesso a grandi quantità di risorse rinnovabili, ma, nonostante questo, il continente è un importatore netto di energia, soprattutto gas naturale proveniente dalla Norvegia e dalla Russia, che insieme rappresentano oltre il 60% della domanda totale. Il gas naturale proveniente da questi due Paesi rappresenta la fonte per la produzione di idrogeno tramite reforming utilizzato nella rete energetica europea studiata in questa tesi. Questa tesi mostra l'impatto della variabilità del costo della tecnologia dello steam reforming sulla rete energetica. I risultati rispondono a due domande cardine: (i) quali sono i cambiamenti in ciascun caso in termini di tecnologie installate e costi e (ii) come una gamma di costi per la cattura dell'anidride carbonica e di carbon tax sull'emissione residua di anidride carbonica impatteranno il bilancio finale dei costi e la loro competitività rispetto a un caso 100% rinnovabile, preso come riferimento. Variando il costo specifico dello steam reforming da 810 €/GW a 1620 €/GW, 11 casi diversi vengono messi a confronto per determinare se esiste un costo che possa permettere al sistema con steam reforming di competere con un sistema totalmente rinnovabile. Si ipotizza che una porzione delle emissioni del processo di reforming viene catturata, mentre il resto è contabilizzata utilizzando un range di carbon tax in conformità con l'attuale e futuro intervallo riscontrato in Europa. I dati utilizzati in questa tesi sono gestiti da un ottimizzatore basato sul sistema Python, che fornisce come risultato la configurazione di rete a minimo costo per ognuno degli 11 casi. Analizzando le configurazioni di sistema finali, si può concludere che la presenza di steam reforming del gas naturale è sempre in grado di ridurre il costo totale annuo del sistema europeo. Inoltre, esistono casi che hanno un range di costi per il trasporto e stoccaggio dell'anidride carbonica catturata e di carbon tax per la quota residuale emessa, il cui costo annuale aggiuntivo, sommato ai costi totali annuali, rende tali configurazioni ugualmente o meno costose del corrispondente sistema interamente rinnovabile.