Economic optimisation of integrated H2 and CCS chains for CO2 emission mitigation : the case study of the Puglia region

This work discusses the economic optimisation of the installation and operation of an infrastructure for the mitigation of CO2 emission from industrial sources in a region. Such system includes a carbon capture, transport and storage (CCS) network, a hydrogen supply chain (HSC), and renewable energy sources (RES). A mathematical model is defined to effectively couple the design and operation of the aforementioned infrastructure with the hourly load of existing industries and the hourly electricity supply from thermoelectric power plants. The mathematical framework is tested in an exemplificative case study, focused on a geographical area corresponding to the Italian region of Puglia, chosen due to the high availability of wind and solar energy and for the presence of large-scale CO2-emitting industries. A multi-period spatially explicit mixed integer linear programming (i.e., MILP) problem is solved in order to minimise the total cost of the infrastructure and, at the same time, limit the total CO2 emitted to the atmosphere. Due to the large computational burden of the mathematical model, the optimisation is carried out for a time span of one week, taking into account two cases, which would be representative of a summer and a winter reference. The resulting optimal infrastructure is characterised by a cost of CO2 avoided of 91 €/tCO2 for the two considered time periods, with a total cost of 3.2 G€/y required to reach a 65% CO2 emission reduction target in the summer week, increasing to 3.4 G€/y to achieve the same target in the winter week. If not forced to be present, the HSC is not included in the optimal configuration of the infrastructure, due to the relevant installation and operational costs and a constrained H2-NG blending limit of 15%vol. When forced, the HSC installation favours steam methane reformers (SMRs) with CO2 capture integrated with natural gas combined cycles (NGCCs), along with a limited installation of renewable electricity-fed electrolysers, coupled with storage tanks and a pipeline transportation infrastructure, to satisfy the hydrogen demand from residential utilities.

Questo lavoro discute l'ottimizzazione economica dell'installazione e del funzionamento di un'infrastruttura per la mitigazione delle emissioni di CO2 da fonti industriali in una regione. Tale sistema include una rete di cattura, trasporto e stoccaggio della CO2 (CCS), una catena di produzione e distribuzione dell’idrogeno (ad es. HSC) e fonti di energia rinnovabile (ad es. RES). Viene definito un modello matematico per accoppiare efficacemente la progettazione e l'esercizio della suddetta infrastruttura con il carico orario delle industrie esistenti e la fornitura oraria di energia elettrica da centrali termoelettriche. Il modello matematico è testato in un caso studio esemplificativo, focalizzato su un'area geografica corrispondente alla regione italiana della Puglia, scelta per l'elevata disponibilità di energia eolica e solare e per la presenza di grandi industrie emettitrici di CO2. Un problema di programmazione lineare a variabili intere e continue (MILP) viene risolto al fine di minimizzare il costo totale dell'infrastruttura e, allo stesso tempo, limitare la CO2 totale emessa in atmosfera. A causa del grande carico computazionale del modello matematico, l'ottimizzazione viene effettuata per un arco temporale di una settimana, tenendo conto di due casi, rappresentativi di un riferimento estivo e uno invernale. L'infrastruttura ottimale comporta un costo della CO2 evitata di 91 €/tCO2 per entrambi i periodi di tempo considerati, con un costo totale di 3,2 G€/anno necessario per raggiungere un target di riduzione delle emissioni di CO2 del 65% nella settimana estiva, che aumenta a 3,4 G€/anno per raggiungere lo stesso obiettivo nella settimana invernale. Se non forzata ad essere presente, l'HSC non è inclusa nella configurazione ottimale dell'infrastruttura, a causa dei relativi costi di installazione e di esercizio; quando forzata, l'installazione dell’HSC favorisce la produzione di idrogeno da steam methane reformers (SMRs) con cattura della CO2, integrati nei cicli combinati a gas naturale (NGCC) preesistenti. A tale filiera viene affiancata l'installazione di elettrolizzatori alimentati a energia elettrica rinnovabile, serbatoi di stoccaggio e una rete di tubature, per soddisfare la bassa domanda di idrogeno da parte delle utenze residenziali.