The role of green hydrogen in Belgium's future energy system
Author
Gysels, Emilie Godelieve P
Term
4. Term
Publication year
2018
Submitted on
2018-06-08
Pages
109
Abstract
Belgien sigter mod markante reduktioner i drivhusgasudledninger frem mod 2050, men transport og industri er fortsat afhængige af fossile brændsler og bruger i stor stil fossilbaseret brint (grå brint). Elsektoren har taget store skridt med vedvarende energi, men sol og vind varierer over tid, og havvindens placering giver netubalancer og tilslutningsudfordringer. Denne afhandling undersøger, hvilken rolle grøn brint kan spille i det belgiske energisystem som svar på disse udfordringer. Grøn brint fremstilles ved elektrolyse, hvor vedvarende el spalter vand til brint og ilt. Vi fremskriver efterspørgslen efter grøn brint i 2050 på tværs af industri, transport og opvarmning til i alt 55 TWh (ca. 1.660 kton), med størst behov i transporten, efterfulgt af industrien. Denne efterspørgsel ligger til grund for et produktionssystem koblet til en havvindmøllepark. To måder at bringe havvindens energi i land sammenlignes: (1) via elnettet med elektrolyse på land og (2) med elektrolyse til havs, hvor brinten transporteres i land gennem eksisterende gasrør. Den omkostningsmæssigt optimale dimensionering er et elektrolyseanlæg på 22 GW og en havvindmøllepark på 24,5 GW. På grund af den varierende vind kører elektrolyseanlægget på fuld kapacitet 43% af tiden. En samfundsøkonomisk analyse viser, at niveauiseret omkostning for brint (LCOH, den gennemsnitlige omkostning per kg) er lavere for elektrolyse på land end til havs, primært på grund af høje driftsomkostninger offshore: 4,5 €/kg på land mod 5,2 €/kg til havs. Ingen af scenarierne kan dog matche prisen på grå brint (2,88 €/kg), og elprisen er den dominerende faktor for LCOH. Afhandlingens tredje del ser på grøn brints rolle i netbalancering i et 2050-scenarie med høj andel af vedvarende el i Belgien. Der opstår lange perioder med både overskud og underskud, som kan håndteres med brint som langtidslagring: overskud kan udnyttes, når elpriserne er lave eller negative, og energi kan leveres, når priserne er høje. Dette kan være økonomisk attraktivt, når brint produceres til meget lave priser, men resultaterne er følsomme over for usikre elpriser og kræver stor forskel mellem priserne ved forbrug og ved tilbageføring til nettet. Endelig kobles systemerne ved også at bruge elektrolyseanlægget på land til netbalancering, hvilket giver en lidt lavere samlet systemomkostning.
Belgium aims to sharply cut greenhouse gas emissions by 2050, yet transport and industry still rely on fossil fuels and make extensive use of fossil-based hydrogen (grey hydrogen). The power sector has added more renewables, but solar and wind are variable, and the offshore location of wind farms creates grid imbalances and connection challenges. This thesis examines how green hydrogen could help address these issues in the Belgian energy system. Green hydrogen is produced by electrolysis, which uses renewable electricity to split water into hydrogen and oxygen. We forecast Belgium’s 2050 demand for green hydrogen across industry, transport, and heating at 55 TWh (about 1,660 kilotons), with the largest need in transport, followed by industry. This demand guides the design of a production system linked to an offshore wind farm. Two routes for bringing offshore wind energy ashore are compared: (1) transmitting electricity to shore and doing electrolysis on land, and (2) doing electrolysis offshore and transporting hydrogen to shore through existing gas pipelines. The cost-optimal sizes are a 22 GW electrolyser and a 24.5 GW wind farm. Because wind output varies, the electrolyser operates at full capacity 43% of the time. A socio-economic analysis finds a lower levelised cost of hydrogen (LCOH, the average cost per kilogram) for onshore electrolysis than for offshore, mainly due to higher offshore operating costs: 4.5 €/kg onshore versus 5.2 €/kg offshore. However, neither option is yet competitive with grey hydrogen (2.88 €/kg), and electricity cost is the dominant driver of LCOH. The third part studies green hydrogen’s role in grid balancing in a 2050 scenario with high shares of renewables in Belgium. There are long periods of both excess and deficit generation that can be managed with hydrogen as long-term storage: absorbing excess when prices are low or negative and supplying energy when prices are high. This can be economically promising when hydrogen is produced at very low prices, but outcomes are sensitive to uncertain electricity prices and require a large spread between prices when consuming power and when feeding energy back to the grid. Finally, coupling the demand and storage systems by also using the onshore electrolyser for grid balancing slightly reduces total system cost.
[This abstract was generated with the help of AI]
Keywords
Documents