Flexibility of Power-to-Methanol in 2030 - An investigation of the flexibility provided through electricity consumption in different scenarios for 2030
Authors
Schneider, Nils Thomas ; Lagoni, Zenia
Term
4. Term
Publication year
2023
Submitted on
2023-06-02
Pages
94
Abstract
Denmark aims for full decarbonization by 2045, which by 2030 implies a power system with high shares of variable renewables and substantial new electricity demand from Power-to-X. This thesis investigates how flexibly a Power-to-Methanol plant can consume electricity from the grid when participating in the day-ahead market in 2030, given the technical constraints of methanol production. Drawing on Socio-Technical Transition Theory and a literature study, four scenarios are modeled in the techno-economic tool energyPRO: (0) a base case with expected 2030 prices and tariffs, (1) a direct line to an external wind farm enabling power purchases, (2) time-of-use tariffs, and (3) large-scale hydrogen storage with an oversized electrolyser. Flexibility is quantified using adapted demand response metrics and evaluated via multi-criteria decision analysis. Results show that all scenarios provide flexibility to the Danish grid; both electrolysis and methanol synthesis can ramp and enable load shifting. The hydrogen storage scenario is the only one that increases flexibility relative to the base, while a direct wind connection and time-of-use tariffs reduce flexibility. Sensitivity analysis indicates that electricity prices and methanol sales prices have the greatest impact; as the methanol price approaches the assumed cost of e-methanol, flexibility declines significantly. The study suggests that Power-to-Methanol can support system balancing in 2030 through flexible electricity consumption, with design choices and market conditions determining the extent.
Danmark sigter mod et fuldt dekarboniseret samfund i 2045, hvilket i 2030 indebærer et elsystem med høj andel af fluktuerende vedvarende energi og nye store elforbrug fra Power-to-X. Dette speciale undersøger, hvor fleksibelt et Power-to-Methanol-anlæg kan forbruge elektricitet fra elnettet ved deltagelse på day-ahead-markedet i 2030, givet de tekniske begrænsninger i metanolproduktionen. Med udgangspunkt i Socio-Technical Transition Theory og en litteraturstudie modelleres fire scenarier i det techno-økonomiske værktøj energyPRO: (0) et basisscenarie med forventede 2030-priser og tariffer, (1) direkte linje til en ekstern vindpark med mulighed for køb af strøm, (2) tidsdifferentierede tariffer, og (3) stort brintlager og overdimensioneret elektrolyse. Fleksibilitet måles med tilpassede metrics fra efterspørgselsstyring og vurderes via multi-kriterie-beslutningsanalyse. Resultaterne viser, at alle scenarier kan levere fleksibilitet til det danske elsystem; både elektrolyse og metanolsyntese kan rampes og muliggør lastforskydning. Scenariet med brintlager er det eneste, der øger fleksibiliteten sammenlignet med basisscenariet, mens direkte vindforbindelse og tidsvariable tariffer reducerer fleksibiliteten. Følsomhedsanalyse peger på, at elpriser og salgspris for metanol har størst indflydelse; når metanolprisen nærmer sig den antagne omkostning for e-metanol, falder fleksibiliteten markant. Specialet indikerer, at Power-to-Methanol i 2030 kan understøtte netstabilitet gennem fleksibelt elforbrug, men at valg af design og markedsvilkår er afgørende for omfanget.
[This apstract has been generated with the help of AI directly from the project full text]
Keywords