Decarbonizing steel: techno-economic evaluation of load-following SMRs and TES integration

This thesis presents a techno-economic assessment of two energy system configurations based on Light Water Reactor Small Modular Reactors (LWR-SMRs), aimed at support- ing the decarbonization of steel production. The first configuration consists of two LWR-SMR units operating in load-following mode, supplying electricity to both Electric Arc Furnaces (EAFs) and the power grid. The sec- ond, more advanced configuration incorporates a Thermal Energy Storage (TES) sys- tem,utilizing Therminol-66 as the heat transfer and storage medium,and a High- Temperature Steam Electrolyser (HTSE). This hybrid setup enables the co-generation of electricity for EAFs and hydrogen for Direct Reduced Iron (DRI) production, thereby contributing to emission reductions in both secondary and primary steelmaking. The primary objective of the work is to compare the two configurations from both technical and economic perspectives. In the first phase, dynamic system modeling is carried out using the Dymola environment to analyze the operational behavior of each configuration and to identify their key differences. In the second phase, an economic analysis evaluates the Net Present Value (NPV) under various scenarios, while also assessing the sensitivity of results to several critical parameters. The technical investigation highlights a significant challenge in the TES-integrated system: with realistic input parameters, the hot tank (HT) level tends to increase excessively, leading to overfilling. To mitigate this issue, a greedy control strategy is implemented, which seeks to maximize hydrogen production while ensuring that the HTlevel remains within its allowable range (0 ≤ HTlevel ≤ 1). Although this approach prevents simulation tank overfilling , it substantially reduces the dynamic utilization of the TES, limiting its overall contribution to system flexibility. From an economic perspective, the TES-integrated system exhibits considerable potential under favorable market and financial conditions. At a hydrogen price of 4.7 €/kg, paired with low electricity costs and a 20-year operational timeframe, this configuration sur- passes electricity-only systems, yielding an NPV of approximately −14 M€. The financial outlook improves significantly with moderate CAPEX reductions and becomes strongly positive at elevated hydrogen prices. However, under rising electricity price scenarios, the profitability of the TES configuration declines. Higher external procurement costs coupled with discounted long-term revenues lead to a negative NPV. Conversely, under the baseline scenario characterized by decreasing electricity prices and an extended oper- ational lifespan, the TES-integrated system delivers substantial profitability,exceeding the performance of the baseload electricity-only configuration under similar conditions. Although the baseload electricity-only configuration initially presents a negative NPV (−340.83 M€) under conservative assumptions, it becomes economically viable through financial optimizations such as CAPEX reductions and lower discount rates. Its economic performance improves further under rising electricity prices, with an NPV of 294.6 M€, and remains favorable across extended operational lifespans, positioning it as a com- petitive solution in high-price markets. In contrast, the load-following electricity-only configuration consistently underperforms, with negative NPVs across all tested scenarios, including those incorporating advantageous financial conditions. Overall, the evaluation underscores the central role of market dynamics,particularly electricity and hydrogen pricing,and financial variables in shaping the viability of ad- vanced energy systems. Strategic system design and adaptability to market conditions are essential to unlocking long-term economic feasibility.

Questa tesi presenta una valutazione tecnico-economica di due configurazioni di sistemi energetici basati su reattori modulari di piccola taglia ad acqua leggera (LWR-SMR), con l’obiettivo di supportare la decarbonizzazione della produzione siderurgica. La prima configurazione prevede due unità LWR-SMR in modalità load-following, che forniscono elettricità sia ai forni elettrici ad arco (EAF) sia alla rete elettrica. La seconda configurazione, più avanzata, integra un sistema di accumulo termico (TES),che utilizza Therminol-66 come fluido di trasferimento e stoccaggio del calore,e un elettrolizzatore a vapore ad alta temperatura (HTSE). Questo assetto ibrido consente la cogenerazione di elettricità per gli EAF e di idrogeno per la produzione di DRI, contribuendo alla riduzione delle emissioni sia nella produzione di acciaio sia primario che secondario. L’obiettivo principale del lavoro è confrontare le due configurazioni dal punto di vista tec- nico ed economico. Nella prima fase viene effettuata una modellazione dinamica del sis- tema attraverso l’ambiente Dymola, per analizzare il comportamento operativo di ciascuna configurazione e individuarne le differenze principali. Nella seconda fase viene condotta un’analisi economica volta a valutare il Valore Attuale Netto (NPV) in diversi scenari, analizzando anche la sensibilità dei risultati rispetto a parametri critici. L’indagine tecnica evidenzia una sfida significativa per il sistema integrato TES: con parametri di ingresso realistici, il livello del serbatoio caldo (HT) tende a crescere ecces- sivamente, portando a un riempimento oltre i limiti. Per mitigare il problema, è stato implementato un controllo greedy, finalizzato a massimizzare la produzione di idrogeno garantendo che l’HTlevel rimanga entro l’intervallo consentito (0 ≤ HTlevel ≤ 1). Sebbene questa strategia eviti il riempimento eccessivo nelle simulazioni, limita fortemente l’utilizzo dinamico del TES, riducendone il contributo complessivo alla flessibilità del sistema. Dal punto di vista economico, il sistema integrato TES mostra un notevole potenziale in condizioni di mercato e finanziarie favorevoli. A un prezzo dell’idrogeno di 4,7 €/kg, associato a bassi costi dell’elettricità e a un periodo operativo di 20 anni, tale configu- razione supera i sistemi elettrici, con un NPV pari a circa −14 M€. Il quadro finanziario migliora sensibilmente con riduzioni moderate del CAPEX e diventa fortemente positivo a prezzi elevati dell’idrogeno. Tuttavia, in scenari con prezzi dell’elettricità crescenti, la redditività della configurazione TES si riduce. L’aumento dei costi di approvvigionamento esterno, unito alla riduzione dei ricavi futuri per effetto del tasso di sconto, porta a un NPV negativo. Al contrario, nello scenario base caratterizzato da prezzi dell’elettricità decrescenti e da una maggiore durata operativa, il sistema TES-integrato genera una red- ditività significativa,superando le performance della configurazione baseload elettrica in condizioni equivalenti. La configurazione baseload elettrica, sebbene inizialmente presenti un NPV negativo (−340,83 M€) in condizioni conservative, diventa economicamente sostenibile attraverso ottimizzazioni finanziarie quali la riduzione del CAPEX e del tasso di sconto. La sua performance migliora ulteriormente in presenza di prezzi dell’elettricità in crescita, rag- giungendo un NPV di 294,6 M€, e continua a generare ritorni positivi in scenari di lunga durata, risultando una soluzione competitiva con prezzi elevati. Al contrario, la configu- razione load-following elettrica mostra una costante mancanza di redditività, con NPVs negativi in tutti gli scenari analizzati, anche in presenza di condizioni finanziarie favorevoli. In conclusione, l’analisi evidenzia il ruolo cruciale delle dinamiche di mercato,soprattutto dei prezzi di elettricità e idrogeno,e dei parametri finanziari nella definizione della sosteni- bilità economica dei sistemi energetici avanzati. La progettazione strategica e l’adattabilità del sistema alle condizioni di mercato si confermano fondamentali per garantirne la fat- tibilità economica a lungo termine.