Society is facing major challenges to reduce the use of fossil sources. Two of the greatest goals are the UN’s Sustainable Development Goals to ensure access to sustainable energy for all by 2030 and the EU’s goal to be climate-neutral by 2050. Big changes need to be done to achieve this, all while the demand for both electricity and hydrogen gas is expected to increase drastically. The Swedish electricity demand is expected to double by 2045 and the hydrogen demand is expected to quadruple by 2030, compared to today’s levels. This paper has examined the optimal way to produce hydrogen gas in Halland, regarding performance, sustainability, and reliability. This was done by evaluating different scenarios for hydrogen production, the possibilities to utilize the waste heat and how the hydrogen gas is to be converted back to electricity. Three methods to produce hydrogen gas has been examined in this paper, AEC-, PEM- and SOE-electrolysis. Through literature studies PEM-electrolysis has been established as the most efficient way to produce renewable hydrogen gas. The method performs better than the other two regarding both mass of hydrogen gas produced per unit of energy used and the possibility to utilize the waste heat in the local district heating network. Five locations in Halland have been examined since they are considered suitable to house hydrogen production, Hyltebruk, Varberg, Falkenberg and in connection with two offshore windfarms. This paper does not take expansion of the existing electricity grid into consideration, which has made the result dependent on the various locations’ existing transmission capacity. This gives every place its unique conditions, creating unique possibilities. The largest and smallest production possible would be located in Varberg respectively Falkenberg, corresponding to nearly 100 % respectively 0.02 % of the expected hydrogen demand in Sweden by 2030. Due to the enormous requirements the expected future demand is putting on the industry, even the smallest contribution should be welcomed. / Samhället står inför stora utmaningar för att minska användandet av fossila källor. Några av de stora målen består av FN:s globala mål om hållbar energi för alla år 2030 och EU:s mål om klimatneutralitet till år 2050. För att nå dit krävs stora förändringar och behovet av både el och vätgas förväntas öka drastiskt. Sveriges elbehov förväntas mer än dubbleras till år 2045 medan vätgasbehovet förväntas fyrdubblas till år 2030, jämfört med dagens nivåer. Det här arbetet har undersökt hur man på bästa sätt relaterat till prestanda, hållbarhet och reliabilitet kan produceras vätgas i Halland. Detta utfördes genom att utvärdera olika scenarier för vätgasproduktion, möjligheterna till att tillvarata restvärme samt hur vätgasen kan konverteras tillbaka till el. De tre metoder för vätgasproduktion som arbetet baserats på är teknikerna AEC-, PEM- och SOE-elektrolys. Genom litteraturstudier har PEM-tekniken fastställts som den effektivaste metoden för förnybar framställning av vätgas. Tekniken presterar bäst både med avseende på massa vätgas producerad per konsumerad enhet energi och på möjligheten att utnyttja restvärmen i fjärrvärmenätet. Fem olika platser i Halland har undersökts då de ansetts lämpliga för vätgasproduktion, Hyltebruk, Varberg och Falkenberg samt i anslutning till två havsbaserade vindkraftsparker. Arbetet har avgränsats till att inte beröra utbyggnad av det befintliga elnätet vilket gjort att resultatet baserats på den befintliga överföringskapaciteten. Detta ger alla platser unika förutsättningar, vilka leder till unika möjligheter. Den största och minsta möjliga produktionen fastlås möjlig i Varberg respektive Falkenberg, motsvarande uppemot 100 % respektive 0,02 % av det förutspådda vätgasbehovet 2030. Även det minsta bidrag ska dock välkommas, i och med de enorma krav framtidens behov ställer på branschen.

Hydrogen has the potential to become an important energy carrier in the future with many areas of applications, as a clean fuel for transportation, heating, power generation in places where electricity use is not fit, etc. Already today hydrogen plays a key role in numerous industries such as petroleum refineries and chemical industries. There are different production methods for hydrogen. Today, natural gas reforming is the most commonly used. With the growing importance of green production paths, hydrogen production by electrolysis is expected to grow. Two main electrolyzer technologies are used today; alkaline and polymer electrolyte membrane electrolyzer. High-temperature electrolyzers are also interesting techniques, where solid oxide is under development and molten carbonate electrolyzers is researched. In this thesis, a comparative life cycle analysis was performed on the alkaline and molten carbonate electrolyzer. Due to inaccurate inventory data for the molten carbonate electrolyzer, those results are excluded from the published thesis. The environmental performance of the alkaline electrolyzer technology was compared to that of the solid oxide and the polymer electrolyte membrane electrolyzers. The system boundaries were set as cradle to gate. Thereby, the life cycle steps included in the study are raw material extraction, electrolyzer manufacturing, hydrogen production, and transports in between these steps. The functional unit was chosen as 100 kg produced hydrogen gas. The results show that the polymer electrolyte membrane electrolyzer has the lowest environmental impact out of the compared technologies. It is also determined that the lifetime and the current density of the electrolyzers have significant impact on their environmental performance. Moreover, it is established that electricity for hydrogen production has the highest environmental impact out of the electrolyzers life cycle steps. Therefore, it is important to make sure that the electricity used for hydrogen production derives from renewable sources. / Vätgas har potential att spela en viktig roll som energibärare i framtiden med många användningsområden, såsom ett rent bränsle för transporter, uppvärmning, kraftförsörjning där elproduktion inte är lämpligt, med mera. Redan idag är vätgas ett viktigt inslag i flera industrier, där ibland raffinaderier och kemiska industrier. Det finns flera metoder för att producera vätgas, där reformering av naturgas är den största produktionsmetoden idag. I framtiden spås vätgasproduktion med elektrolys bli allt viktigare, då hållbara produktionsprocesser prioriteras allt mer. Idag används främst två elektrolysörtekniker, alkalisk och polymerelektrolyt. Utöver dessa är högtemperaturelektrolysörer också intressanta tekniker, där fastoxidelektrolysören är under utveckling och smältkarbonatelektrolysören är på forskningsstadium. I det här examensarbetet har en jämförande livscykelanalys utförts på alkalisk- och smältkarbonatelektrolysören. På grund av felaktiga indata för smältkarbonatelektrolysören har dessa resultat uteslutits från den publika rapporten. Miljöpåverkan från den alkaliska elektrolysören har sedan jämförts med miljöpåverkan från fastoxid- och polymerelektrolytelektrolysörerna. Systemgränserna sattes till vagga till grind. De livscykelsteg som inkluderats i studien är därmed råmaterialutvinning, elektrolysörtillverkning, vätgasproduktion och transporter mellan dessa steg. Den funktionella enheten valdes till 100 kg producerad vätgas.  Resultaten visar att polymerelektrolytteknologin har den lägsta miljöpåverkan utav de tekniker som jämförts. Resultaten påvisar också att livstiden och strömtätheten för de olika teknikerna har signifikant påverkan på teknikernas miljöpåverkan. Dessutom fastslås att elektriciteten för vätgasproduktion har högst miljöpåverkan utav de studerade livscykelstegen. Därför är det viktigt att elektriciteten som används för vätgasproduktionen kommer ifrån förnybara källor.

In conjunction with Sweden's goal of reducing emissions and dependence on fossil fuels in the transport sector, hydrogen technology has received considerable attention. Today, several studies are being carried out into hydrogen technology that focus on developing the production, application, storage and distribution of hydrogen. Energimyndigheten is investigating various strategies for hydrogen development to increase hydrogen production, develop green transports and opportunities for energy storage in Sweden. This study is about estimating the potential for hydrogen in heavy-duty vehicles in Västerås and investigating various possibilities for local hydrogen production. Gasification plants with capacities of 1, 5 and 10 MW are studied to analyze the gasification plant's design, operating conditions, costs and investment profitability. In addition, it is investigating the possibility of building a hydrogen filling station with hydrogen produced by an electrolysis plant in Rocklunda. For the electrolysis plant in Rocklunda, alkaline electrolysis from Nel Hydrogen (A150 and A300) with a power of 660 and 1320 kW and a daily production of 320 and 640 kg of hydrogen respectively are investigated. The electrolysis is connected to the electricity grid and the PV system in Rocklunda, while waste heat from the electrolysis is used to balance the district heating network.   The results of this study show that the potential for hydrogen can vary depending on the number of heavy hydrogen-powered vehicles, the mileage and the depreciation period. Different scenarios are discussed to get an estimation of what the development of hydrogen demand may look like. For a long-term scenario with high hydrogen demand, hydrogen production with a gasification plant is considered suitable. The total investment costs are estimated at 2.3, 4.7 and 7.7 million euros for 1, 5 and 10 MW plants. The production cost for each plant is estimated at 3.45, 2.28 and 2.12 euros per kg of hydrogen. The results also show that efficiency and costs for operation and maintenance are factors that have the greatest impact on production costs. For the net present value, efficiency and sales price are two factors that constitute the greatest impact.  For the A150 and a hydrogen filling station with a storage capacity of 400 kg per day, the total investment cost is estimated at 2.5 million euros. For the A300 and a hydrogen filling station with a capacity of 800 kg per day, the total investment cost amounts to 4.7 million euros. MATLAB is used to optimize hydrogen production that meets the estimated hydrogen demand and minimize costs in Rocklunda. The production cost per kg of hydrogen is estimated at 8 and 7 euros for the A150 and A300. For the electrolysis plant, the results show that the price of electricity has the greatest impact on the production cost, while the net present value is most affected by the electricity price and sales price for hydrogen. Furthermore, the results show that approximately 70% of the annual hydrogen production takes place with the electricity grid between 21 and 05 when the electricity price is low, which means that the hydrogen is not classified as green hydrogen.   The conclusion that has been drawn in this study is that hydrogen enables the electrification of heavy-duty vehicles with long driving distances. In 2024, it is expected that there will be the possibility of selling produced green hydrogen to build hydrogen filling stations in Sweden. Hydrogen production with an electrolysis plant in Rocklunda is a suitable method that can meet the hydrogen demand in the short term. However, this means higher costs for one kg of produced hydrogen.   To produce green hydrogen, green electricity from local electricity grid must be used in the electrolysis. Increased capacity on the PV system in Rocklunda is an alternative for increasing the proportion of green hydrogen. Hydrogen production with a gasification plant entails high investment costs but is suitable for large-scale production, which means that a high demand in the market is required to ensure investment profitability.

This master's thesis covers an investigation of the reduction behavior of different iron oxides when electrolytically reduced with molten salt electrolysis (MSE). The tested iron oxides were wüstite (FeO), hematite (Fe2O3), magnetite (Fe3O4) and magnetite ore concentrate from the Tapuli deposit in Pajala, Norrbotten, Sweden. The properties of the Tapuli magnetite ore and magnetite ore concentrate were analysed from a mineralogical perspective to evaluate how the raw ore material influences the concentrate and its reduction by the MSE technology. The electrolytic experiments were performed in an Inconel 625 cell body within a pit-furnace. The different iron oxides were tested separately. The reduction samples were constructed of one or three iron oxide briquettes of 20 g each within a molybdenum mesh attached on a molybdenum tray with molybdenum wires. The molten electrolyte was kept at 500°C with an applied voltage of 1.7 or 2.1 V. The used electrolyte was sodium hydroxide (NaOH). The mineralogical examination shows that the Tapuli ore varies in composition between different locations of the deposit with respect to magnetite grain size and skarn composition and grain size. Point analyses with Laser Ablation Single Collector Inductively Coupled Plasma Mass Spectrometry (LA-SC-ICP-MS) on magnetite grains in thin sections from five drill cores fromdifferent parts of the deposit show that the element composition in the magnetite grains vary between the samples. Core-to-rim analyses for Fe, Mg, Mn and Al reveal relatively homogenous grades throughout the grains, with a few exceptions. Phase analysis with XRD shows that reduction has occurred in all tested iron oxides. Without prevention, the reduction products from trials on Fe2O3, Fe3O4 and magnetite ore concentrate show distinct XRD peaks of the by-product NaFeO2. According to XRD, the addition of Na2O seems to have reduced the NaFeO2 formation. Interestingly, no NaFeO2 was formed in the FeO trials. This might be explained by the absence of Fe3+ in FeO. The variation of the current-time curves of the trials is interpreted to depend on the voltage applied, the number of briquettes, briquette decomposition and Na2O addition. Electrolysis in molten NaOH can be used to reduce iron oxides. Despite this, NaOH might not be a suitable electrolyte for this process due to its interaction with Fe2O3 and Fe3O4 resulting information of NaFeO2. Na2O can be used as an additive to prevent formation of NaFeO2 but sharply decreases the current response, thus having an apparent negative effect on the process efficiency. Another preventive measure that can be tested is to calibrate the process voltage to decompose the NaFeO2 but not NaOH. Due to the shown interaction tendency of NaOH, other electrolytes should however be considered for this process. Regarding the Tapuli ore concentrate, more tests are needed to draw conclusions about how the trace elements effects its electrolytic behavior. / Denna masteruppsats avhandlar en undersökning av reduktionsbeteendet hos olika järnoxider vid elektrolytisk reduktion i saltsmälta (molten salt electrolysis (MSE)). Järnoxiderna som har testats är wüstit (FeO), hematit (Fe2O3), magnetit (Fe3O4) och magnetitmalmkoncentrat från malmfyndigheten Tapuli i Pajala, Norrbotten, Sverige. Malmkoncentratets egenskaper har analyserats ur mineralogisk synvinkel för att utvärdera hur den råa malmens mineralogi påverkar koncentratet och dess reduktionsbeteende vid elektrolys i saltsmälta. Elektrolysexperimenten utfördes i cellkropp av Inconel 625 placerad i en gropugn. De olika järnoxiderna testades separat. Reduktionsproverna utgjordes av en eller tre järnoxidbriketter på 20 g inuti ett molybdennät, fastvirade på en molybdenbricka med molybdentråd. Den smälta elektrolyten hölls vid en temperatur av 500°C med en applicerad spänning av 1.7 eller 2.1 V. Elektrolyten som användes var natriumhydroxid (NaOH). Den mineralogiska undersökningen visar att tapulimalmens sammansättning varierar mellan olika delar av fyndigheten med avseende på magnetitens kornstorlek och skarnets sammansättning och kornstorlek. Punktanalyser med Laser Ablation Single Collector Inductively Coupled Plasma Mass Spectrometry (LA-SC-ICP-MS) på magnetitkorn i tunnslip från fem olika borrkärnor visar att elementkoncentrationerna i magnetitkornen varierar mellan proverna. Core-to-rim-analyser på magnetitkornen visar att halterna av Fe, Mg, Mn och Al är tämligen homogena genom hela magnetitkornet med undantag av några få avvikande punkter. Fasanalys med XRD indikerar att reduktion har skett i alla försök. Utan prevention visar reduktionsprodukterna från försöken på Fe2O3, Fe3O4 och magnetitmalmkoncentrat klara indikationer av biprodukten NaFeO2. Enligt XRD verkar tillsats av Na2O ha minskat bildningen av Na2O för Fe2O3, Fe3O4 och Tapuli magnetitmalmkoncentrat. Intressant är att ingen NaFeO2 bildades i försöken med FeO. Förklaringen till detta skulle kunna vara avsaknaden av Fe3+ i FeO. De varierande ström-tidkurvorna från försöken tolkas bero på den applicerade spänningen, antalet briketter, brikettsönderdelning och tillsats av Na2O. Elektrolys i smält NaOH kan användas för att reducera järnoxider. Trots detta kanske NaOH inte är lämplig som elektrolyt i denna process, detta på grund av dess påvisade interaktion med Fe2O3 och Fe3O4 som resulterar i bildning av NaFeO2. Na2O kan tillsättas för att förhindra bildning av NaFeO2 men har en kraftigt negativ effekt på strömstyrkan i processen vilket minskar processens effektivitet. En annan preventiv åtgärd som kan testas är att kalibrera processens spänning så att NaFeO2 sönderdelas men inte NaOH. På grund av den konstaterade interaktionstendensen hos NaOH bör andra elektrolyter tas i beaktande för denna process. Angående magnetitmalmskoncentratet från Tapuli behövs fler tester för att dra slutsatser kring hur spårelementen påverkar dess uppförande vid smältelektrolys.

In face of climate change, Europe and other global actors are in the process of transitioning to carbon-neutral economies, aiming to phase out of fossil fuels and power industries with renewable energies. Hydrogen is going to play a crucial role in the transition, replacing fossil fuels in hard-to-decarbonize industries and acting as energy carrier and energy storage for renewable electricity. However, the hydrogen production method with the lowest carbon intensity, water electrolysis in combination with renewable electricity, is often not cost competitive to other production methods. Even though policies and initiatives are providing subsidies to scale up low-carbon hydrogen production, companies hesitate to invest due to the complexity of hydrogen production systems and the uncertainties of cost competitiveness. This research aims to develop a tool for optimizing the capacity of a water electrolysis system to produce low-carbon hydrogen and to lay the groundwork for optimizing the operation of electrolysis hydrogen production plants. The objective is to find the optimal plant capacity to achieve the lowest cost of hydrogen production for a defined hydrogen demand and energy supply. The scope is limited to the electrolysis system as optimizing asset which is modeled with technology-specific costs and characteristics, gained from manufacturer interviews and internal company data. This includes the often neglected characteristics of load-dependent efficiency and degradation effects. Further, the tool is enabled to buy and sell electricity on the spot market according to predicted prices in order to minimize the electricity costs. The developed tool is tested, benchmarked and applied to two different industry-based test scenarios in Germany and Portugal. The test scenario in Germany describes a mid-scale hydrogen production case for a transport application with a demand increase over 10 years (80 to 1,800 tons per year) and regional renewable energy supply via power purchase agreements. The lowest costs of hydrogen production for this scenario can be reached with an alkaline electrolysis system of a capacity of 16 MWel considering only renewable energy sources, achieving a LCOH of 4.75 €/kg of green hydrogen. The second test scenario describes a large-scale production case in Portugal for application in the refinery industry. The yearly hydrogen demand increases from 5,000 tons up to 17,100 tons within three years and is assumed to stay constant for the residual years. The electricity for the electrolysis process is secured through large solar PV and offshore wind power purchase agreements. Utilizing the alkaline electrolysis technology with a capacity of 128 MWel, a LCOH of 3.31 €/kg of green hydrogen can be achieved at the output point of the plant. The study concludes that the optimal solution and the achievable hydrogen production costs are highly dependent on the hydrogen demand (quantity and profile), the energy supply (quantity, profile, costs), and the chosen technology (efficiency, degradation, costs) and need to be evaluated under the case-specific prerequisites. The thesis further highlights the significant impact of the electrolysis system efficiency and capital expenditures on the capacity decision and achievable hydrogen production costs. / Mot bakgrund av klimatförändringarna håller Europa och andra globala aktörer på att ställa om till koldioxidneutrala ekonomier, med målet att fasa ut fossila bränslen och driva industrier med förnybara energikällor. Vätgas kommer att spela en avgörande roll i omställningen genom att ersätta fossila bränslen i industrier som är svåra att koldioxidneutralisera och fungera som energibärare och energilagring för förnybar el. Den metod för vätgasproduktion som har lägst koldioxidintensitet, vattenelektrolys i kombination med förnybar el, är dock ofta inte kostnadsmässigt konkurrenskraftig i förhållande till andra produktionsmetoder. Även om politik och initiativ tillhandahåller subventioner för att skala upp koldioxidsnål vätgasproduktion, tvekar företagen på grund av komplexiteten i vätgasproduktionssystemen och osäkerheten kring konkurrenskraften. Denna forskning syftar till att utveckla ett verktyg för att optimera kapaciteten hos ett vattenelektrolyssystem för att producera grön vätgas och att lägga grunden för att optimera driften av elektrolysanläggningar för vätgasproduktion. Målet är att hitta den optimala anläggningskapaciteten för att uppnå den lägsta kostnaden för vätgasproduktion för en definierad vätgasefterfrågan och definierad energiförsörjning. Omfattningen är begränsad till elektrolyssystemet som en optimerande tillgång som modelleras med teknikspecifika kostnader och egenskaper, hämtade från tillverkar-intervjuer och från företags interna marknadsdata. Detta inkluderar de ofta försummade egenskaperna hos lastberoende effektivitet och degraderingseffekter. Vidare kan verktyget köpa och sälja el på spotmarknaden enligt förutspådda priser för att minimera elkostnaderna. Det utvecklade verktyget testas, jämförs och tillämpas på två olika industribaserade testscenarier i Tyskland och Portugal. Testscenariot i Tyskland beskriver en medelstor vätgasproduktion för en transporttillämpning där efterfrågan ökar över 10 år (80 till 1 800 ton per år) och regional förnybar energiförsörjning via energiköpsavtal (power purchase agreements). De lägsta kostnaderna för vätgasproduktion för detta scenario kan uppnås med ett alkaliskt elektrolyssystem med en kapacitet på 16 MWel som endast använder förnyelsebara energikällor och uppnår en LCOH på 4,75 €/kg grön vätgas. Det andra testscenariot beskriver en storskalig vätgasproduktion i Portugal för tillämpning inom raffinaderi-industrin. Det årliga vätgasbehovet ökas från 5 000 ton till 17 100 ton inom tre år och antogs förbli konstant under de återstående åren. El för elektrolysprocessen säkras genom stora energiköpsavtal (power purchase agreements) för solceller och havsbaserad vindkraft. Genom att använda alkalisk elektrolysteknik med en kapacitet på 128 MWel kan en LCOH på 3,31 €/kg grön vätgas uppnås vid anläggningens utgångspunkt. Studien visar att den optimala lösningen och de uppnåbara vätgasproduktionskostnaderna är starkt beroende av vätgasbehovet (mängd och profil), energiförsörjningen (mängd, profil, kostnader) och den valda tekniken (effektivitet, nedbrytning, kostnader) och måste utvärderas utifrån de fallspecifika förutsättningarna. Avhandlingen belyser vidare den betydande inverkan som elektrolyssystemets effektivitet och kapitalutgifter har på kapacitetsbeslutet och de uppnåeliga kostnaderna för vätgasproduktion.

The Next Generation funds have promoted energy transition projects and specially in Spain many green hydrogen projects are being presented throughout the territory. When developing renewable hydrogen-related projects multiple parameters and inputs must be considered since the characteristics of the sites' surroundings will have a great impact in the profitability of the project.  The main objective of this master thesis is to develop a methodology which helps with the process of selecting a suitable site to deploy a green hydrogen production facility. The study is limited to the green hydrogen production through electrolysis in the Valencian Community. It starts with georeferenced data gathering of the identified parameters that may have an impact in the viability of the project such the sun, wind and water resources avaliable as well as the transportation infrastructures and main hydrogen potential consumtions. Special attention is given to the water allocation since hydrogen could be exported and with it, the water resources from the Valencian Community. Afterwards this data is processed in a geographic information system software by performing a multi-criteria weighted overlay analysis. The weight of each criteria is given following the Analytic Hierarchy Process.  Once these steps have been completed, a suitability map of the Valencian Community is obtained in which one can see the most suitable locations to deploy green hydrogen production projects based on the selected criteria. In this thesis, the sites with the highest suitability score are selected in each of the three provinces of the Valencian Community and several parameters such as the green hydrogen production potential in tons/year or the levelized cost of hydrogen (LCOH) have been calculated.  The results showed many similarities among the three locations in terms of green hydrogen production and LCOH due to its relativley close geographical situation. However, interesting findings such as the crucial need of having nearby a source of avaliable water and the key role of desalination plants have been depicted. / Next Generation-fonderna har främjat energiomställningsprojekt och särskilt i Spanien presenteras många gröna vätgasprojekt över hela territoriet. Vid utveckling av förnybara vätgasrelaterade projekt måste flera parametrar och ingångar beaktas eftersom egenskaperna hos platsernas omgivning kommer att ha stor inverkan på projektets lönsamhet.  Huvudsyftet med denna masteruppsats är att utveckla en metod som hjälper till med processen att välja en lämplig plats för att driftsätta en produktionsanläggning för grön vätgas. Studien är begränsad till grön vätgasproduktion genom elektrolys i Valencia-regionen. Den börjar med georefererad datainsamling av de identifierade parametrarna som kan ha en inverkan på projektets genomförbarhet, såsom tillgängliga sol-, vind- och vattenresurser samt transportinfrastruktur och huvudsakliga potentiella vätgasförbrukningar. Särskilt uppmärksamhet ägnas åt vattentilldelningen eftersom vätgas kan exporteras och därmed vattenresurserna från Valencia-regionen. Därefter bearbetas dessa data i ett geografiskt informationssystem genom att utföra en viktad överlagringsanalys med flera kriterier. Vikten av varje kriterium ges enligt den analytiska hierarkiprocessen.  När dessa steg har slutförts erhålls en lämplighetskarta över regionen Valencia där man kan se de lämpligaste platserna för att genomföra projekt för produktion av grön vätgas baserat på de valda kriterierna. I denna avhandling väljs de platser med högst lämplighetspoäng i var och en av de tre provinserna i Valencia-regionen och flera parametrar som den gröna vätgasproduktionspotentialen i ton/år eller den nivellerade kostnaden för vätgas (LCOH) har beräknats.  Resultaten visade många likheter mellan de tre platserna när det gäller produktion av grön vätgas och LCOH på grund av deras relativt nära geografiska läge. Det har dock gjorts intressanta upptäckter, t.ex. det avgörande behovet av att ha en tillgänglig vattenkälla i närheten och avlastningsanläggningarnas nyckelroll.

IPCC SR15 rapporterade att alla framtida scenarier för att begränsa klimatförändringen till 1,5°C är starkt beroende av negativa utsläppstekniker, såsom geografisk CO2-lagring som används av Stockholm Exergi’s Värtaverket. Men kan man uppnå starkare klimatvinster genom en cirkulär koldioxidekonomi? Bildandet av en cirkulär koldioxidekonomi är absolut nödvändigt för att uppnå global koldioxidneutralitet, men hur kommer vi dit? Elektrolys av CO2 erbjuder en ekonomiskt och miljömässigt attraktiv väg för att uppgradera CO2-utsläpp till värdefulla bränslen och råvaror, vilket minskar användningen av fossila resurser och CO2-utsläpp till atmosfären. Detta examensarbete undersöker möjligheten att ta bort 720 000 ton-CO2-utsläpp från det avfallseldade kraftvärmeverket i Högdalen som fallstudie, via elektrokemisk reduktion av CO2 till eten, med målet att producera polymera konstruktionsmaterial, för att fungera som en kolsänka. Dessa polymerer har utvärderats utifrån kriterier som kapacitet som kolsänka, marknadsstorlek och LCA. Eten är den mest användbara råvarukemikalien för polymerproduktion och har ett betydande koldioxidavtryck på 1,73 ton CO2 per producerade eten. Att använda eCO2RR skulle minska betydande CO2-utsläpp och överbrygga luckan mellan fossila och förnybara resurser. Detta examensarbete föreslår en preliminär processdesign, komplett med en teknoekonomisk modell för att beräkna ekonomin, mass- och energibalanser för ett flertal scenarier. Över hundra elektrokatalysatorer har studerats i en litteraturgenomgång, där 5 st elektrokatalysator har valts ut baserat på olika styrkor i särskilda meritvärden, för att fastställa prestationsmål för lönsamhet. Den teknoekonomiska modellen drog slutsatsen att vid nuvarande prisläge på 700 SEK/MWh kunde ingen av elektrokatalysatorerna uppnå lönsamhet. Att sänka elpriset till LCOE för vindkraft till 335 SEK/MWh, blev resultaten mycket lönsamma, inklusive IRR upp till 41,3%. Modellparametrar ändrades för att fastställa de viktigaste variablerna i en omfattande känslighetsanalys. Vi kan dra slutsatsen att strömtätheter på 400-600 mA/cm2 är gynnsamma och med så låg bibehållen cellspänning som möjligt (<2,4V). Om man specifikt inriktar sig på eten som produkt kan det vara fördelaktigt att ytterligare öka lönsamheten genom att producera myr- eller ättiksyra som ett nästa steg, vilket har fördelen av enklare vätskegasseparering och för att undvika produktion av metan och etanol. För lönsamhet krävs en livstid på minst 2-4 år för elektrokatalysatorn (CCM), 10 år för stacken och 20 år för elektrolyssystemet. I miljöanalysen studerades massbalans-lagringen av CO2. Detta uppnåddes genom att ta bort de direkta utsläppen från Högdalenverket. De indirekta utsläppen förhindrades genom att ersätta konventionella processer av elkällans kolintensitet. Baserat på genomsnittet av elektrokatalysatorerna skulle värdlandet behöva kräva en kolintensitet för elproduktionen under 101 och 153 tCO₂/GWh för NET-direkt respektive indirekt CO2-avlägsnande. Följaktligen kan högre CO2-besparingar uppnås genom handel med koldioxidsnål svensk el till grannländer med mycket högre koldioxidintensitet. Totalt sett var den direkta koldioxidminskningen mellan 487 300 till 575 000 ton CO₂ och en indirekt minskning på mellan 1 065 000 till 1 219 000 ton CO₂, beroende på energieffektivitet och produkter. Den största utmaningen för kommersiell framgång för alla eCO2RR-projekt bortsett från de tekniska prestandaaspekterna är att nödvändiga förändringar i skatteregelverket behövs, så att el från elektrolysprojekt till gröna kemikalier blir skattebefriade, som jämförbart med förbränning av förnybar biomassa är befriad från CO2-skatter. / The IPCC SR15 reported that all future scenarios to limit climate change to 1.5°C are heavily reliant on negative emission technologies, such as geographical CO2 storage employed by Stockholm Exergi’s Värtaverket. But can stronger climate benefits be achieved through a circular carbon economy? The formation of a carbon circular economy is imperative towards achieving global carbon neutrality, but how do we get there? Electrolysis of CO2 offers an economically and environmentally attractive route to upgrade CO2 emissions to valuable fuels and feedstocks, thus reducing the use of fossil resources and CO2 emissions to the atmosphere, hence closing the cycle.  This thesis explores the possibility of removing the 720,000 tCO2 emissions of the case study waste-fired CHP plant, Stockholm Exergi’s Högdalenverket, via the electrochemical reduction of CO2 (eCO2RR) towards ethylene, with the goal of producing polymeric construction materials, to act as a carbon sink. These polymers were evaluated on criteria such as, capacity as a carbon sink, market size and LCA. Ethylene is the prevailing commodity chemical for polymer production and has a significant carbon footprint of 1.73 tonCO2 per tonne of ethylene produced. Displacement via the eCO2RR would prevent substantial CO2 emissions and bridge the gap between fossil and renewable resources.  This thesis describes a preliminary process design, complete with technoeconomic model to calculate the economics, mass and energy balances of numerous scenarios. Electrocatalyst data from an in-depth literature review comprising of over 100 catalysts was drawn, with 5 electrocatalyst candidates selected based on strengths in particular figures of merit, to determine performance targets for profitability. The technoeconomic model concluded that at the current price point of 700 SEK/MWh, none of the electrocatalysts could achieve profitability. Lowering the electricity price to the levelized-cost of electricity (LCOE) for wind, 335 SEK/MWh, yielded highly profitable results, including IRR up-to 41.3%. Model parameters were changed to determine the most important variables in an extensive sensitivity analysis. Concluding that performance targets require current densities of 400-600 mA/cm2 whilst maintaining as low cell voltage as possible (<2.4 V). When specifically targeting ethylene, it is beneficial to increase profitability through targeting more valuable, formic, or acetic acid, which has the advantage of easier liquid-gas separation and to avoid production of methane and ethanol. For stability, 2-4 years minimum is required for the catalyst-coated membrane (CCM), 10 years for the stack and 20 years for the electrolyser systems.    In the environmental analysis, capabilities for carbon storage were studied via CO2 balance. This was achieved by taking the direct emissions removed from Högdalenverket, the indirect emissions prevented by replacing conventional processes and by the carbon intensity of the electricity source. Based on the average energy efficiency and performance of the electrocatalysts, the host country would require a carbon intensity of electricity production below 101 and 153 tCO₂/GWh for NET direct and indirect CO2 removal, respectively. Consequently, higher CO2 savings were achieved by trading low-carbon Swedish electricity to neighbouring countries with much higher carbon intensities. Overall, the direct carbon reduction was between 487,300 to 575,000 tCO₂ and indirect reduction of between 1,065,000 to 1,219,000 tCO₂, subject to energy efficiency and targeted products.  It remains that aside from the technical performance aspects of the eCO2RR catalysts, the major roadblock towards the commercial success of all eCO2RR projects is the required adjustments to regulatory framework, such that electricity for electrolysis projects towards green chemicals exempt from taxes in a similar way to renewable biomass combustion exempt from CO2 taxes.

The exigent need to address climate change and its adverse effects is felt all around the world. As pioneers in tackling carbon emissions, the European Union continue to be head and shoulders above other continents by implementing policies and keeping a tab on its carbon dependence and emissions. However, being one of the largest importers of Natural Gas in the world, the EU remains dependent on a fossil fuel to meet its demands.  The aim of the research is to investigate the barriers and constraints in the EU policies and framework that affects the natural gas decarbonization and to investigate the levelized cost of hydrogen production (LCOH) that would be used to decarbonize the natural gas sector. Thus a comprehensive study, based on existing academic and scientific literature, EU policies, framework and regulations pertinent to Natural gas and a techno economic analysis of possible substitution of natural gas with Hydrogen, is performed. The motivation behind choosing hydrogen is based on various research studies that indicate the importance and ability to replace to natural gas. In addition, Portugal provides a great environment for cheap green hydrogen production and thus chosen as the main region of evaluation.  The study evaluates the current framework based on a SWOT ((Strength, Weakness, and Opportunities & Weakness) analysis, which includes a PESTEL (Political, Economic, Social, Technological, Environmental & Legal) macroeconomic factor assessment and an expert elicitation. The levelized cost of hydrogen is calculated for blue (SMR - Steam Methane Reforming with natural gas as the feedstock) and green hydrogen (Electrolyzer with electricity from grid, solar and wind sources). The costs were specific to Portuguese conditions and for the years 2020, 2030 and 2050 based on availability of data and the alignment with the National Energy and Climate Plan (NECP) and the climate action framework 2050. The sizes of Electrolyzers are based on the current Market capacities while SMR is capped at 300MW. The thesis only considers production of hydrogen. Transmission, distribution and storage of hydrogen are beyond the scope of the analysis.  Results show that the barriers are mainly related to costs competitiveness, amendments in rules/regulations, provisions of incentives, and constraints in the creation of market demand for low carbon gases. Ensuring energy security and supply while being economically feasible demands immediate amendments to the regulations and policies such as incentivizing supply, creating a demand for low carbon gases and taxation on carbon.  Considering the LCOH, the cheapest production costs continue to be dominated by blue hydrogen (1.33 € per kg of H2) in comparison to green hydrogen (4.27 and 3.68 € per kg of H2) from grid electricity and solar power respectively. The sensitivity analysis shows the importance of investments costs and the efficiency in case of electrolyzers and the carbon tax in the case of SMR. With improvements in electrolyzer technologies and increased carbon tax, the uptake of green hydrogen would be easier, ensuring a fair yet competitive gas market. / Det starka behovet av att ta itu med klimatförändringarna och deras negativa effekter är omfattande världen över. Den europeiska unionen utgör en pionjär när det gäller att såväl hantera sina koldioxidberoende och utsläpp som att implementera reglerande miljöpolitik, och framstår därmed som överlägsen andra stater och organisationer i detta hänseende. Unionen är emellertid fortfarande mycket beroende av fossilt bränsle för att uppfylla sina energibehov, och kvarstår därför som en av världens största importörer av naturgas.  Syftet med denna forskningsavhandling är att undersöka befintliga hinder och restriktioner i EU: s politiska ramverk som medför konsekvenser avkolningen av naturgas, samt att undersöka de utjämnande kostnaderna för väteproduktion (LCOH) som kan användas för att avkolna naturgassektorn. Därmed utförs en omfattande studie baserad på befintlig akademisk och vetenskaplig litteratur, EU: s politiska ramverk och stadgar som är relevanta för naturgasindustrin. Dessutom genomförs en teknisk-ekonomisk analys av eventuella ersättningar av naturgas med väte. Valet av väte som forskningsobjekt motiveras olika forskningsstudier som indikerar vikten och förmågan att ersätta till naturgas. Till sist berör studien Portugal. som tillhandahåller en lämplig miljö för billig och grön vätgasproduktion. Av denna anledning är Portugal utvalt som den viktigaste utvärderingsregionen.  Studien utvärderar det nuvarande ramverket baserat på en SWOT-analys ((Strength, Weakness, and Opportunities & Weakness), som inkluderar en PESTEL (Political, Economical, Social, Technological, Environmental och Legal) makroekonomisk faktoranalys och elicitering. Den utjömnade vätekostnaden beräknades i blått (SMR - Ångmetanreformering med naturgas som råvara) och grönt väte (elektrolyser med el från elnät, sol och vindkällor). Kostnaderna var specifika för de portugisiska förhållandena under åren 2020, 2030 och 2050 baserat på tillgänglighet av data samt anpassningen till den nationella energi- och klimatplanen (NECP) och klimatåtgärdsramen 2050. Storleken på elektrolyserar baseras på den nuvarande marknadskapaciteten medan SMR är begränsad till 300 MW. Avhandlingen tar endast hänsyn till produktionen av vätgas. Transmission, distribution och lagring av väte ligger utanför analysens räckvidd.  Resultaten visar att hindren är främst relaterade till kostnadskonkurrens, förändringar i stadgar och bestämmelser, incitament och begränsningar i formerandet av efterfrågan på koldioxidsnåla gaser på marknaden. Att säkerställa energiförsörjning och tillgång på ett ekonomiskt hållbart sätt kräver omedelbara ändringar av reglerna och politiken, såsom att stimulera utbudet, att skapa en efterfrågan på koldioxidsnåla gaser och genom att beskatta kol.  När det gäller LCOH dominerar blåväte beträffande produktionskostnaderna (1,33 € per kg H2) jämfört med grönt väte (4,27 respektive 3,68 € per kg H2) från elnät respektive solenergi. Osäkerhetsanalysen visar vikten av investeringskostnader och effektiviteten vid elektrolysörer och koldioxidskatten för SMR. Med förbättringar av elektrolys-tekniken och ökad koldioxidskatt skulle upptagningen av grön vätgas vara enklare och säkerställa en rättvis men konkurrenskraftig gasmarknad.

There has recently been an increased interest in hydrogen, both as a solution for seasonal energy storage but also for implementations in various industries and as fuel for vehicles. The transition to a society less dependent on fossil fuels highlights the need for new solutions where hydrogen is predicted to play a key role. This project aims to investigate technical and economic outcomes of different strategies for production and storage of hydrogen based on hydrogen demand and source of electricity. This is done by simulating the operation of different systems over a year, mapping the storage level, the source of electricity, and calculating the levelized cost of hydrogen (LCOH). The study examines two main cases. The first case is a system integrated with offshore wind power for production of hydrogen to fuel the operations in the industrial port Gävle Hamn. The second case examines a system for independent refueling stations where two locations with different electricity prices and traffic flows are analyzed. Factors such as demand, electricity prices, and component costs are investigated through simulating cases as well as a sensitivity analysis. Future potential sources of income are also analyzed and discussed. The results show that using an alkaline electrolyzer (AEL) achieves the lowest LCOH while PEM electrolyzer is more flexible in its operation which enables the system to utilize more electricity from the offshore wind power. When the cost of wind electricity exceeds the average electricity price on the grid, a higher share of wind electricity relative to electricity from the grid being utilized in the production results in a higher LCOH. The optimal design of the storage depends on the demand, where using vessels above ground is the most beneficial option for smaller systems and larger systems benefit financially from using a lined rock cavern (LRC). Hence, the optimal design of a system depends on the demand, electricity source, and ultimately on the purpose of the system. The results show great potential for future implementation of hydrogen systems integrated with wind power. Considering the increased share of wind electricity in the energy system and the expected growth of the hydrogen market, these are results worth acknowledging in future projects.