Energy modelling and techno-economic analysis of decarbonisation pathways and decommissioning alternatives for the offshore oil and gas infrastructure in the UK North Sea

The offshore oil and gas sector poses sustainability concerns both during and after its infrastructure's operational life. This study focuses on the decarbonisation and repurposing of 109 offshore oil and gas platforms in the UK North Sea, focusing on the Southern North Sea region. Three scenarios, from 2022 to 2050, are considered, along with a reference scenario, using an adapted SpineOpt.jl economic optimization energy model. It considers emission taxes and explores the use of low-carbon technologies, including offshore wind turbines (OFWT), electric boilers, and HVDC onshore connections. As these platforms reach their economic limit, their decommissioning presents environmental and economic challenges, thus their repurposing for hydrogen and ammonia production is considered as an alternative. The modeling results indicate that with the introduction of 1.8 GW of offshore floating wind turbines and no onshore connections, emissions from normal operations are reduced by 73%. The addition of hydrogen production at a price of 4 €/kg results in 5 GW of hydrogen production plants powered by both OFWTs and onshore connections, yielding a 94% emissions reduction. The introduction of ammonia production at a price of 1.5 €/kg results in 1.1 GW and 1.8 GW of hydrogen and ammonia production plants respectively, powered by both OFWTs and onshore connections, resulting in complete electrification of the system. The study's sensitivity analysis shows that emission taxes drive decarbonisation, but have no influence on the repurposing options. If the hydrogen price is higher than 3.5 €/kg repurposing is more cost-effective than decommissioning. If the price is lower than 4 €/kg or the ammonia price is higher than 1.375 €/kg, hydrogen is less competitive than ammonia as a repurposing option. If ammonia production is also considered as a repurposing option, traditional decommissioning is never competitive. Without the option to retrofit existing pipelines, repurposing remains attractive, but it requires more investment compared to scenarios where retrofitting is possible. If no onshore HVDC connections are considered, the decarbonisation and repurposing activities are not reduced only if both hydrogen and ammonia production are allowed.

Il settore offshore del petrolio e del gas deve affrontare problemi di sostenibilità sia durante che dopo la vita utile delle sue infrastrutture. Questo studio considera la decarbonizzazione e la riconversione di 109 piattaforme offshore nel Mare del Nord britannico, con particolare attenzione alla regione meridionale. Vengono analizzati tre scenari, dal 2022 al 2050, insieme a uno scenario di riferimento, adattando un modello energetico di ottimizzazione economica basato su SpineOpt.jl. Si considerano le tasse sulle emissioni e si esplora l'uso di tecnologie rinnovabili, tra cui le turbine eoliche offshore galleggianti, le caldaie elettriche e i collegamenti HVDC a terra. Quando queste piattaforme raggiungono il loro limite economico, il loro smantellamento pone problemi ambientali ed economici, dunque si considera come alternativa la loro riconversione per la produzione di idrogeno e ammoniaca. I risultati indicano che con l'introduzione di 1,8 GW di turbine eoliche e senza connessioni a terra, le emissioni derivanti dalle normali operazioni sono ridotte del 73%. L'aggiunta della produzione di idrogeno a un prezzo di 4 €/kg porta a 5 GW di impianti l'idrogeno alimentati sia dalle turbine eoliche che dai collegamenti a terra, con una riduzione delle emissioni del 94%. L'introduzione della produzione di ammoniaca a un prezzo di 1,5 €/kg si traduce in 1,1 GW e 1,8 GW di impianti rispettivamente per idrogeno e ammoniaca, con conseguente completa elettrificazione del sistema. L'analisi di sensibilità mostra che le tasse sulle emissioni favoriscono la decarbonizzazione, ma non hanno influenza sulla riconversione delle piattaforme. Se il prezzo dell'idrogeno è superiore a 3,5 €/kg la riconversione è più conveniente dello smantellamento. Se il prezzo è inferiore a 4 €/kg o il prezzo dell'ammoniaca è superiore a 1,375 €/kg, l'idrogeno è meno competitivo dell'ammoniaca come opzione di riconversione. Se si considera anche la produzione di ammoniaca, lo smantellamento non è mai competitivo. Senza la possibilità di riadattare le condutture esistenti, la riconversione delle piattaforme rimane interessante, ma richiede investimenti maggiori rispetto agli scenari in cui il riadattamento delle tubazioni è possibile. Se non si considerano le connessioni HVDC a terra, le attività di decarbonizzazione e riconversione non sono ridotte solo se si consente la produzione sia di idrogeno che di ammoniaca.