The potential of gas to hydrogen processes for low-emission industry and power

A decarbonized economy requires hydrogen for energy storage and industry decarbonization, and dispatchable low-emission electricity. This work analyses systems for the production of low-emission hydrogen from natural gas, with CO2 capture and storage (CCS) and with flexible features for integration into an energy system dominated by intermittent renewable sources. Two primary case studies are investigated: (i) a flexible blue-hydrogen and power generation “Powdrogen” plant, and (ii) a Methane Pyrolysis & Carbon Capture and Storage (MPCCS) process, proposed in this work for the first time. The Powdrogen plant considers Fired Tubular Reformer (FTR) and Autothermal Reformer (ATR) technologies with varying degrees of electrification and CO2 capture, while the MPCCS features decentralized hydrogen production plants via methane pyrolysis and a centralized catalyst regeneration plant based on solid carbon oxyfuel combustion with CCS. Dedicated process models were developed exploring diverse plant design configurations that enable operational flexibility. Comprehensive techno-economic analyses evaluated the impact of main feedstocks and utilities costs, scale and logistics on the final cost for hydrogen. Furthermore, an hourly-based annual system optimization model—incorporating intermittent renewable energy supplies (PV, Wind), associated storage (Battery electric storage systems -BESS, and H2 storage), and thermal backup via Combined Cycles (CC)—was performed to assess and minimize overall system costs. Results show that proposed solutions can achieve high carbon capture ratios (>90-95%) even at smaller scales thanks to electrification. The optimal technology strongly depends on electricity and natural gas prices, as well as on the scale of operation. The analyses identify key techno-economic drivers and market scenarios, showing that relative hydrogen/electricity selling prices, resource availability, scale, logistics, and (to a lesser extent) the cost of CO2 emission, determine final profitability. These findings are of significant interest to companies in the energy sector and researchers developing flexible, low-emission hydrogen and power production technologies integrated with renewable energy systems. Hybrid and flexibly operated reactors, require experimental validation and more robust cost assessment. The present analysis assumes (i) steady-state operation, neglecting transients and dynamic behaviour, and (ii) continuous full-load operation with a fixed hydrogen demand, and participation in day-ahead markets only. Finally, the optimization is deterministic, neglecting uncertainties associated with renewable resource availability.

Un'economia decarbonizzata richiede idrogeno per lo stoccaggio di energia e la decarbonizzazione dell'industria, nonché elettricità a basse emissioni e dispacciabile. Questo lavoro analizza sistemi per la produzione di idrogeno a basse emissioni da gas naturale, con cattura e stoccaggio di CO2 (CCS) e con caratteristiche flessibili per favorirne l'integrazione in un sistema energetico dominato da fonti rinnovabili intermittenti. Sono stati esaminati due casi di studio principali: (i) un impianto flessibile di produzione di idrogeno blu e di energia elettrica “Powdrogen” e (ii) un processo di pirolisi del metano con cattura e stoccaggio del carbonio (MPCCS), proposto per la prima volta in questo lavoro. L'impianto Powdrogen prende in considerazione le tecnologie Fired Tubular Reformer (FTR) e Autothermal Reformer (ATR) con vari gradi di elettrificazione e cattura di CO2, mentre l'MPCCS prevede impianti decentralizzati di produzione di idrogeno tramite pirolisi del metano e un impianto centralizzato di rigenerazione del catalizzatore basato sulla combustione di ossicombustibile solido con CCS. Sono stati sviluppati modelli di processo dedicati che esplorano diverse configurazioni di progettazione degli impianti al fine di consentire flessibilità operativa. Tramite analisi tecnico-economiche complete si è valutato l'impatto dei principali costi delle materie prime e delle utenze, delle dimensioni e della logistica sul costo finale dell'idrogeno. Inoltre, è stato realizzato un modello di ottimizzazione annuale del sistema su base oraria, che incorpora forniture di energia rinnovabile intermittente (fotovoltaico, eolico), stoccaggio (sistemi di stoccaggio elettrico a batteria -BESS e stoccaggio di H2) e backup termico tramite cicli combinati (CC), al fine di valutare e ridurre al minimo i costi complessivi del sistema. I risultati dimostrano che le soluzioni proposte possono raggiungere elevati tassi di cattura del carbonio (>90-95%) anche su scala ridotta grazie all'elettrificazione. La tecnologia ottimale dipende fortemente dai prezzi dell'elettricità e del gas naturale, nonché dalla scala operativa. Le analisi identificano i principali fattori tecnico-economici e gli scenari di mercato, dimostrando che i prezzi relativi di vendita dell'idrogeno/elettricità, la disponibilità delle risorse, la scala, la logistica e (in misura minore) il costo delle emissioni di CO2 determinano la redditività finale. Questi risultati sono di grande interesse per le aziende del settore energetico e per i ricercatori che sviluppano tecnologie flessibili e a basse emissioni per la produzione di idrogeno ed energia integrate con i sistemi di energia rinnovabile. I reattori ibridi e a funzionamento flessibile richiedono una validazione sperimentale e una valutazione dei costi più solida. La presente analisi ipotizza (i) un funzionamento in condizioni di equilibrio, trascurando i transitori e il comportamento dinamico, e (ii) un funzionamento continuo a pieno carico con una domanda fissa di idrogeno e la partecipazione solo ai mercati del giorno prima. Infine, l'ottimizzazione è deterministica, trascurando le incertezze associate alla disponibilità di risorse rinnovabili.