Energiomställningen är avgörande för att begränsa de globala koldioxidutsläppen. Det blir det allt viktigare att hitta sätt att ta tillvara på elöverskott och kunna lagra energi från förnybara energikällor som vind och sol. Vätgas är en energibärare och har stor potential för att ha en nyckelroll i ett hundraprocentigt förnybart energisystem. Syftet med studien var att undersöka förutsättningarna för ett ekonomiskt och tekniskt håll- bart logistiksystem för vätgastransport. Målet var att beräkna överföringskostnader och jämföra olika tekniker för transport av vätgas. Studien inleddes med en djupgående litte- raturstudie och omvärldsanalys. Därefter valdes två olika fall i norra Sverige och utifrån de förutsättningar som fanns på platserna jämfördes transport via pipeline, vägtransport och järnvägstransport. Resultaten för vägtransport via komprimerad form tyder på att det krävs ett stort antal transporter för att leverera den analyserade mängden i de olika fallen vilket resulterar i höga kostnader. Transport via järnväg tyder på relativt hög investeringskostnad och ingen större skillnad mellan fallen. Resultaten tyder på att transport via pipeline har relativt låga överföringskostnader för båda fallen och man kan se en skillnad i investeringskostnad mellan fallen. Överföringskostnader via pipeline tyder på lägre kostnader än att överföra el. Överföringskostnader kan bero på olika faktorer som förutsättningar på platsen, elkostnader, avstånd och volym. Det finns osäkerheter i resultaten för vägtransport och järnväg vilket gör det svårt att dra slutsaster utifrån den data som presenteras. Jämförelsen mellan vätgas och el ska ses som en grov uppskattning på grund av de osäkerheter som finns kopplat till elöverföringen. / The energy transition is crucial to limit the global carbon dioxide emissions. Renewable energy sources like wind and solar are intermittent and we need to find ways to use the electricity surplus and store energy. Hydrogen is an energy carrier and has the potential to be a key to achieve a renewable energy system. The aim of the study is to investigate the feasibility for an economic and technical sustainable system for hydrogen distribution. The goal was to calculate transmission cost for different types of hydrogen transport. A profound literature study and external analysis was made in the beginning. Then two cases were selected in the northern part of Sweden. Based on the conditions, transport through pipeline, road transport and transport by rail were choosen. The results for transport by road suggests that very frequent transports are required to deliver the quantity in the cases taken up, which results in high costs. Distribution cost by rail implies high investment costs and there are no significant difference between distribution cost for the cases. Furthermore the results implies that pipeline has low operating costs for both cases and it also implies a difference between investments cost for the cases. The result also indicates that transmission cost by pipelines is cheaper than transmission cost for electricity. Which one is the best option depends on many different factors such as conditions at the location, electricity price, distance and the volume. There are uncertainties in the results for transport by road and by rail, which makes it difficult to conclude based on the current findings. The comparision between hydrogen and electricity should be seen as a rough estimate due to the uncertanties.

As part of the transition towards a fully sustainable energy system, green hydrogen shows great potential to decarbonise several hard-to-abate sectors. To provide the fossil-free electricity required for electrolysis, offshore wind power has emerged as a suggested option. In this report, four scenarios using different electrolyser placements and technologies are compared and applied in a 30-year case study considering a 1 GW offshore wind farm in the Baltic Sea. The scenarios are evaluated through the optimisation of electrolyser capacities, full system modelling and simulation, a techno-economic assessment, as well as a literature review of technological readiness, safety aspects and operational considerations. It is shown that a range of installed capacities offers only slight differences in levelised costs and that the optimal sizes to a large part depend on future electrolyser cost developments. A 1:1 sizing ratio between electrolyser capacity and maximum available power is not suggested for any of the studied configurations. Further, the simulations indicate that electrolyser inefficiencies constitute 63.2–68.5% of the total energy losses. Power transmission losses are relatively small due to the short transmission distance, while the power demands of several subsystems are nearly insignificant. Onshore H2 production using an alkaline electrolyser system is highlighted, offering the highest system efficiency and largest hydrogen production, at 55.93% and 2.23 Mton, respectively. This setup is further shown to be the most cost-efficient, offering a levelised cost of hydrogen at 3.15 €/kgH2. However, obstacles in the form of social and environmental concerns and regulations are seemingly larger compared to the scenarios using offshore electrolysis. Further, rapid future cost developments for electrolysers are likely to strengthen the case for offshore and PEM electrolyser configurations. A range of research opportunities are highlighted to fill the identified knowledge gaps and enable further insights. / Como parte de la transicion hacia un sistema energético totalmente sostenible, el hidrógeno verde muestra un gran potencial para descarbonizar varios sectores en los que es difíciles de conseguir. La energía eólica marina ha surgido como una opción para suministrar la electricidad libre de fósiles necesaria para la electrólisis. En este informe se comparan y aplican cuatro escenarios que utilizan diferentes ubicaciones y tecnologías de electrolizadores en un estudio de caso a 30 aoñs que considera un parque eólico marino de 1 GW en el Mar Báltico. Los escenarios se evalúan mediante una optimización de la capacidad de los electrolizadores, la modelización y simulación de todo el sistema, una revisión bibliográfica de la disponibilidad tecnológica, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y las consideraciones operativas. Se demuestra que una gama de capacidades instaladas ofrece sólo ligeras diferencias en los costes nivelados y que los tamaños óptimos dependen en gran medida de la evolución futura de los costes de los electrolizadores. No se recomienda una relación de tamaño de 1:1 entre entre la capacidad del electrolizador y la potencia máxima disponible. Además, las simulaciones indican que las ineficiencias del electrolizador constituyen entre el 63,2% y el 68,5% de las pérdidas totales de energía. Las pérdidas de transmisión de energía son relativamente pequeñas debido a la corta distancia de transmisión, mientras que las demandas de energía de varios subsistemas son casi insignificantes. Destaca la producción de H2 en tierra utilizando un sistema de electrolizador alcalino, que ofrece la mayor eficiencia del sistema y la mayor producción de hidrógeno, con un 55,93% y 2,23 Mton respectivamente. Además, este sistema es el más rentable, con un coste nivelado del hidrógeno de 3,15 €/kgH2. Sin embargo, los obstáculos sociales, medioambientales y normativos parecen ser mayores que en el caso de la electrólisis en alta mar. Además, es probable que la rápida evolución de los costes de los electrolizadores refuerce las configuraciones de electrolizadores marinos y PEM. Se destacan en el documento una serie de oportunidades de investigación con el fin de completar el estado del arte identificado.

As part of the transition towards a fully sustainable energy system, green hydrogen shows great potential to decarbonise several hard-to-abate sectors. To provide the fossil-free electricity required for electrolysis, offshore wind power has emerged as a suggested option. In this report, four scenarios using different electrolyser placements and technologies are compared and applied in a 30-year case study considering a 1 GW offshore wind farm in the Baltic Sea. The scenarios are evaluated through the optimisation of electrolyser capacities, full system modelling and simulation, a techno-economic assessment, as well as a literature review of technological readiness, safety aspects and operational considerations. It is shown that a range of installed capacities offers only slight differences in levelised costs and that the optimal sizes to a large part depend on future electrolyser cost developments. A 1:1 sizing ratio between electrolyser capacity and maximum available power is not suggested for any of the studied configurations. Further, the simulations indicate that electrolyser inefficiencies constitute 63.2–68.5% of the total energylosses. Power transmission losses are relatively small due to the short transmission distance, while the power demands of several subsystems are nearly insignificant. Onshore H2 production using an alkaline electrolyser system is highlighted, offering the highest system efficiency and largest hydrogen production, at 55.93% and 2.23 Mton, respectively. This setup is further shown to be the most cost-efficient, offering a levelised cost of hydrogen at 3.15 €/kgH2. However, obstacles in the form of social and environmental concerns and regulations are seemingly larger compared to the scenarios using offshore electrolysis. Further, rapid future cost developments for electrolysers are likely to strengthen the case for offshore and PEM electrolyser configurations. A range of research opportunities are highlighted to fill the identified knowledge gaps and enable further insights. / Como parte de la transición hacia un sistema energético totalmente sostenible, el hidrógeno verde muestra un gran potencial para descarbonizar varios sectores en los que es difíciles de conseguir. La energía eólica marina ha surgido como una opción para suministrar la electricidad libre de fósiles necesaria para la electrólisis. En este informe se comparan y aplican cuatro escenarios que utilizan diferentes ubicaciones y tecnologías de electrolizadores en un estudio de caso a 30 años que considera un parque eólico marino de 1 GW en el Mar Báltico. Los escenarios se evalúan mediante una optimización de la capacidad de los electrolizadores, la modelización y simulación de todo el sistema, una revisión bibliográfica de la disponibilidad tecnológica, teniendo en cuenta los aspectos de seguridad y las consideraciones operativas. Se demuestra que una gama de capacidades instaladas ofrece sólo ligeras diferencias en los costes nivelados y que los tamaños óptimos dependen en gran medida de la evolución futura de los costes de los electrolizadores. No se recomienda una relación de tamaño de 1:1 entre entre la capacidad del electrolizador y la potencia máxima disponible. Además, las simulaciones indican que las ineficiencias del electrolizador constituyen entre el 63,2% y el 68,5% de las pérdidas totales de energía. Las pérdidas de transmisión de energía son relativamente pequeñas debido a la corta distancia de transmisión, mientras que las demandas de energía de varios subsistemas son casi insignificantes. Destaca la producción de H2 en tierra utilizando un sistema de electrolizador alcalino, que ofrece la mayor eficiencia del sistema y la mayor producción de hidrógeno, con un 55,93% y 2,23 Mton respectivamente. Además, este sistema es el más rentable, con un coste nivelado del hidrógeno de 3,15 €/kgH2. Sin embargo, los obstáculos sociales, medioambientales y normativos parecen ser mayores que en el caso de la electrólisis en alta mar. Además, es probable que la rápida evolución de los costes de los electrolizadores refuerce las configuraciones de electrolizadores marinos y PEM. Se destacan en el documento una serie de oportunidades de investigacin ócon el fin de completar el estado del arte identificado.

Europeiska Unionen presenterade den 8 juni 2020 sin vätgasstrategi i syfte för att minska koldioxidutsläppen. Det unionen vill uppnå med sin vätgasstrategi är att uttnytja konceptet Power-to-X där elektricitet omvandlas till energi. Om elektricitetkällan kommer från förnyelsebar energi kommer grön vätgas produceras. Problemet med vätgas idag är lagring, transport och hanteringstrukturen för ämnet men vätgas kan lagras i flertal applikationer. En av de mest lovande lagringsalternativen är ammoniak som bildas när vätgas med kvävgas reagerar med varandra via ammoniaksyntes. Eftersom vätgasproduktionen idag använder fossila bränslen kommer även dess applikation göra det, men med grön vätgas kommer dess applikation även att bli grön. Idag står ammoniakproduktion för 2 % av fossilbränsleanvändning globalt och frigör mer än 400 miljoner ton CO2 årligen. Dessa utsläpp skulle försvinna om produktionen av ammoniak gjordes med Power-to-X konceptet. Syftet med detta examensarbete är att undersöka förutsättningarna ur ett ekonomiskt, tekniskt och säkerhetsmässigt hållbart Power-to-X koncept i form av en Grön Ammoniakanläggning i Norra Sverige. Det innebär att processer för en ammoniakproduktion skall analyseras ur ett teknisk synvinkel där fokus på funktion mot grön ammoniak är i fokus. Den ekonomiska synvinkeln innebär vad kapitalkostnaden (CAPEX) blir för anläggningen samt driftkostnaden (OPEX) som processen får. Arbetet innehåller först en analys av de processer som krävs för att kunna producera ammoniak. Därefter en analys över möjliga tekniker för dessa processer, hur väl de fungerar mot grön ammoniak och vilka antaganden som är i detta arbete. Anläggningen skulle vara storskalig vilket innebär en produktion på 500 ton NH3 $/dag. Det är även antaget en kontinuerlig eltillförsel samt att elnät redan är tillgänglig. Detta gav att vätgasproduktionen gjordes med en PEM-elektrolys, där kvävgas fås från kryogen destillation och ammoniak produceras med HB-processen. Resultatet visades att anläggningens CAPEX och OPEX blev 2 820 MSEK respektive 1 272 MSEK/år. Den dominerande faktorn för kapitalkostnaden var för vätgasproduktion som utgjorde 60 % av CAPEX. Den höga kostnaden för PEM-elektrolys är dels för att utvecklingen av processen inte är fullbordad, där utvecklingen för tekniken skulle kunna ge en stor kostnadsreducering. Det elbehov som anläggningen kräver är 1,6 TWh och och utgör en påverkan på OPEX är 55,4 %. Den process som kräver mest energi är vätgasproduktionen vilket omfattar 94 % av hela anläggningens totala elbehov. En stor anledning till de dyra driftkostnaderna är elpriset. I detta arbete valdes elpriset till ett medelvärde för SE1 i Sverige under en 10 års period. I ett verkligt scenario hade vätgasproduktionen kunnat optimeras för uppnå billigare drift.

Urgent CO2 mitigation strategies are crucial to combat climate change. Power-to-X encompasses the conversion of renewable electricity into carbon-neutral fuels, such as hydrogen and its derivatives. E-methanol, both an e-fuel and a platform chemical, can be obtained by combining hydrogen with biogenic CO2. Moreover, e-methanol holds the potential to defossilize both heavy transportation and chemical sectors, by reducing the reliance on fossil fuels. Sweden and Finland are global leaders in the wood processing industry, offering substantial potential for capturing and utilizing biogenic CO2 emissions from industrial flue gases in e-methanol production. The pulp and paper industry and the energy sector with combined heat and power plants are identified as the best point sources for biogenic emission capture in Sweden and Finland, due to their substantial use of biomass and biofuels. The thesis comprises a quantitative analysis with cost curve calculations to identify the key cost drivers of a power-to-methanol project. Additionally, a qualitative analysis is conducted to examine other important aspects influencing the project’s feasibility, such as power plant availability, environmental benefits, and grid availability. The levelized cost of e-methanol is calculated to range from 1,873 to 951 €/t depending on production capacity and electricity price area, compared to the current market value of fossil methanol estimated at an average of approximately 250 €/t. The key cost drivers for e-methanol projects include initial investments in technologies such as water electrolysis and carbon capture technology, as well as potential requirements for seasonal CO2 storage. A project’s geographical location will also impact production costs due to fluctuating electricity prices and grid availability in different electricity price areas. Among these areas, price area FI turned out to be the most feasible, while SE1 and SE3 are considered the least feasible regions for implementing a power-to-X project. Nevertheless, power-to-methanol presents an opportunity for the establishment due to society’s dependence on carbon. However, due to the high production costs, the realization of a power-to-methanol project might be infeasible without financial support, subsidies, and regulatory frameworks promoting and increasing the demand for sustainable and environmentally friendly fuels. / Akuta åtgärder krävs för att minska koldioxidutsläpp som är avgörande för att bekämpa den pågående klimatförändringen. Power-to-X innebär omvandling av förnybar elektricitet till koldioxidneutrala bränslen, såsom vätgas och dess derivat. E-metanol är både ett elektrobränsle och en viktig komponent inom kemikalieindustrin som främställs genom att kombinera grön vätgas och biogen koldioxid. E-metanol har potential att minska beroendet av kol inom sektorer för tungtransport och kemikalieindustrin genom att ersätta användandet av fossila bränslen. Sverige och Finland är världsledande inom skogsindustrin och har en betydande potential att fånga och använda biogen koldioxid från industriella rökgaser i produktionen av e-metanol. Pappersmassafabriker och energisektorn med kraftvärmeverk identifieras som de bästa punktkällorna för infångning av biogena utsläpp i Sverige och Finland, tack vare deras omfattande användning av biomassa och biobränslen. Uppsatsens omfattas en kvantitativ analys för kostnadsberäkningar, samt en kvalitativ analys för att undersöka andra viktiga aspekter som påverkar projektets genomförbarhet, såsom tillgänglighet av industrier, miljöfördelar samt möjligheten till att få en anslutningspunkt på elnätet. Produktionskonstnaden för e-methanol beräknas variera mellan 1 873 €/t till 951 €/t beroende på productionskapacitet och elprisområde, jämfört med det nuvarande marknadsvärdet för metanol som ligger runt 250 €/t. De primära kostnadsdrivarna i dessa projekt är investeringskostnaderna i tekniker så som elektrolyser och teknik för koldioxidinfångning, samt eventuella kostnader för långtidslagring av koldioxid. Projektets geografiska placering påverkar också produktionskonstanderna på grund av variationer i elpris och tillgång till elnätskapacitet i olika områden. Resultaten pekar på att det mest lämpliga prisområdet är FI, medan prisområde SE1 och SE3 anses vara minst lämpliga för implementeringen av ett power-to-X-projekt. Trots detta finns det stor potential för realiseringen av e-metanol baserat på samhällets beroende av kol. På grund av de höga produktionskostnaderna kan projektets genomförbarhet dock vara osäker utan ekonomiskt stöd, subventioner och regulationer som förespråkar och ökar efterfrågan på miljövänliga bränslen.

Användandet av fossila bränslen som energikälla leder till stora utsläpp av växthusgaser och klimatförändringar, vilket börjar bli ett hot som växer sig större för varje år. Genom att använda e-bränslen kan man ersätta fossila bränslen, minska utsläppen av växthusgaser och lyckas uppnå klimatmålen. Examensarbetet specialiserade sig på produktion av e-metanol som är en slutprodukt av e-bränslen. Syftet var att undersöka förutsättningarna för ett ekonomiskt, tekniskt och säkerhetsmässigt hållbart Power-to-X koncept i form av en e-metanolanläggning i Norra Sverige. Detta gjordes genom att ta fram mass- och energibalans för metanolproduktion, dimensionera och genomföra en ekonomisk analys för en e-metanolanläggning. För dimensionering undersöktes metanolbehovet och vad nuvarande konventionella metanolanläggningar producerar. En teknisk kartläggning av e-metanolproduktion och olika elektrolys-tekniker utfördes, för att uppskatta en genomförbar storlek av e-metanolanläggning i Norra Sverige. För examensarbetet utfördes inte en teknisk kartläggning för koldioxidavskiljning, CO2-råvaran valdes att köpas in som en driftskostnad. Ett förenklat flödesschema togs fram med vald PEM-elektrolysteknik och direkt CO2-hydrering baserad på liknande studier inom metanolproduktion. För ekonomiska analysen utvärderades anläggningens totala kapitalinvesteringskostnad och driftskostnad för metanolproduktion och elektrolysör separat. Kostnaden för utrustningen inom metanolproduktionen togs från studier med ett liknande flödesschema. Utrustningen som beaktades var kompressorer, värmeväxlare, reaktor, separator och destillation. Efterfrågan på förnybar metanol i Sverige och resten av världen är stor och förväntas fortsätta att öka, för att användas i flera tusentals vardagsprodukter, inklusive plast, färg, kosmetiska och bränslen. För e-metanolanläggningen krävs det stora mängder el och vatten till elektrolysören och koldioxid för metanolproduktionen. En e-metanolanläggning med 500 kton/år i kapacitet, anses vara fullt genomförbar att realisera i Norra Sverige. Tekniken finns för att kunna skapa den mängd CO2 och H2 som anläggningen kräver. Största svårigheten är att få råvarorna, CO2 och H2, till en rimlig kostnad och kapital för att bygga anläggningen. Vidare är det osäkert ifall det finns tillräckligt med förnybar CO2 från netto CO2-neutrala källor i Norra Sverige. Den totala kapitalkostnaden för denna storlek uppskattades till 1,61 miljarder SEK fördelat på tre konstruktionsår, vilket till största del bestod av kostnaden för elektrolysören med 72 %. Den totala driftskostnaden uppskattades till 1,74 miljarder SEK per år, vilket till största del bestod av kostnaden för elektriciteten med 72 %, där majoriteten gick till elektrolysören. Priset på CO2 har en stor inverkan beroende på val av källa och teknik för koldioxidavskiljning. Dessa kostnader är en uppskattning och kan vara högre för ett verkligt fall, när skatter, plats etc. tas i hänsyn och när elprisets variation är medräknat. E-metanol kan bli konkurrenskraftig med fossil metanol om kostnaden för elektrolysören och elpriset, skulle minska avsevärt och ifall det finns tillräckligt med förnybar CO2 tillgängligt.

Mit Power-to-X (PtX) wird eine Reihe von Verfahren beschrieben, die elektrische Energie in andere Kraft-, Brenn- und Grundstoffe umwandeln. Mögliche Anwendungsbereiche der strombasierten Stoffe finden sich beispielsweise im Verkehrs-, Wärme- und Industriesektor. PtX leistet damit einen wichtigen Beitrag für eine Kopplung des Verkehrs- und Energiesektors. Damit PtX einen signifikanten Anteil zum Klimaschutz leisten kann, wird als Basistechnologie die Umwandlung von erneuerbaren Energien zu grünen Wasserstoff (H2), mittels eines Elektrolyseurs, angestrebt. Für die Wettbewerbsfähigkeit von grünen H2, müssen insbesondere die Gestehungskosten gesenkt werden. Dazu werden im Bericht folgende wesentliche Einflussfaktoren identifiziert: Anlagengröße und Automatisierungsgrad der Herstellung, Anzahl der Betriebsstunden (Auslastungsgrad), Stromeinkaufspreis (aus erneuerbaren Energien), Stromnebenkosten (Steuern, Abgaben und Umlagen). Darüber hinaus spielt der Genehmigungsaufwand für die Wettbewerbsfähigkeit von Elektrolyseuren eine wichtige Rolle. Zur Optimierung dieser Einflussfaktoren in Richtung einer wirtschaftlichen und wettbewerbsfähigen Produktion von grünen H2 benennt der vorliegende Bericht verschiedene politische Handlungsempfehlungen. Grundsätzlich ist es von großer Bedeutung, ein Level-Playing-Field zu schaffen und die Energiewende konsequent voranzutreiben. Dies soll vor allem durch eine umfängliche CO2-Bepreisung aller Energieträger und einen massiven Ausbau an erneuerbaren Energien in Deutschland erfolgen. Zudem schlägt die AG 5 vor, bereits heute schon den Aufbau von zukünftigen H2-Märkten weltweit zu unterstützen. Zur Senkung der Investitions- und Stromnebenkosten empfehlen die Experten der AG 5 eine ambitionierte Umsetzung der europäischen Gesetzgebung (RED II) und die Prüfung von Beimischquoten von grünem Wasserstoff in der Wärmeversorgung. Des Weiteren spricht sich die AG 5 für eine Reduzierung von Umlagen (insbesondere der EEG-Umlage) und der Beibehaltung der Netzentgeltbefreiung aus. Ein wesentlicher Schritt zur Marktreife von grünem Wasserstoff sind Skaleneffekte bei Elektrolyseuren. Dazu muss das bereits heute bestehende Marktpotential genutzt werden. Vor allem in der Industrie und in Raffinerien bestehen große Bedarfe an H2 zur stofflichen Verwendung, die derzeit noch überwiegend durch die Dampfreformierung gedeckt werden.:1 Executive Summary 2 Ausgangslage und Zielsetzung 3 Sachstand und Fokus 4 Marktpotenzial Elektrolyse 4.1 Heutige Markte für H2 In Deutschland 4.2 Potenzielle Markte für grünen Wasserstoff 4.2.1 Warme 4.2.2 Verkehr 4.2.3 Speicher 5 Wettbewerbsfähigkeit von grünem H2 5.1 Regionale Verteilung 5.2 Transportkosten für zentrale Elektrolyse 5.3 Anwendungsfalle 5.4 Ausbaubedarf erneuerbarer Energien 6 Handlungsempfehlungen 7 Anhang 7.1 Überschlägige unverbindliche Berechnung der Transportkosten von Wasserstoff Im Gasnetz

High-temperature Co-electrolysis of H2O and CO2 in a solid-oxide electrolyser (Co-SOE) for syngas production is a high-efficiency renewable electricity conversion and storage method part of the Power-to-X technologies. Syngas, a mixture of H2, CO and CO2, is a critical building block to make several chemical and synthesis fuels. The thesis aimed to model the Co-electrolysis process in a steady-state process modelling tool called Aspen Plus. The model was designed at thermoneutral mode and four cases with electrolysis temperatures of 700 °C, 750 °C, 800 °C and 850°C. The results from the model were used to perform an economic assessment and check the feasibility of Co-SOE. The analysis included calculation of Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) and the Levelised cost of Syngas (LCOS). The LCOS from Co-SOE was compared to the benchmark technology of syngas production in a Reverse Water Gas Shift (RWGS) reactor. The H2 feed to the RWGS reactor was assumed to be obtained from a Proton Exchange Membrane Electrolyser(PEME). A sensitivity analysis was performed to check the effect of electricity price, electrolyser stack price, electrolyser lifetime, CO2 feed price, by-product O2 revenue and discount rate on the LCOS. The LCOS was calculated to be 0.697, 0.727, 0.752 and 0.783 €/kg at 700 °C, 750 °C, 800 °C and 850 °C, respectively, increased with temperature due to increased electricity consumption at thermoneutral mode. The average LCOS from Co-SOE was 18.5% cheaper than the benchmark technology due to the high investment in the PEME and low conversion efficiency of the RWGS process. There was a trade-off between LCOS and system efficiency due to the effect of internal methanation occurring on the cathode side of the SOE. 750 °C was found to be the optimum design temperature to minimise the LCOS and maximise the efficiency. LCOS was most sensitive to electricity price, followed by O2 revenue and discount rate, while other parameters were less significant. The thesis also discussed key challenges to overcome in the future development of the Co-SOE technology. Co-SOE was found to be a promising technology for green syngas production. However, challenges concerning low stack lifetime, high capital investment and high cost of electricity have yet to be overcome to demonstrate it at a commercial scale.

Power to X, hereinafter PtX, is a conversion of electricity into some kind of energy carrier, such as gas or liquid. The purpose of the technique is often to store “excess” energy from renewable energy sources, usually wind power, in order to use it later. One aspect ofPtX is Power to Gas, hereinafter PtG, which involves the conversion of electricity often by the use of an electrolyser into a gaseous energy carrier, such as hydrogen or methane. The technology is a promising strategy for balancing the electricity supply in countries that striveto have near zero carbon dioxide emissions and have to rely on renewable energy sources. Another part of PtX that has received more attention lately and that may be important in the future, with more fluctuating electricity prices due to a larger share of renewableenergy in the energy systems, is the technique Power to gas to power, PtGtP. In PtGtP electrical energy, often with the help of anelectrolyser, is converted and stored in a gaseous energy carrier and later on when there is an electricity shortage it is converted backinto electrical energy through fuel cells. PtGtP can therefore be seenas a further development of PtG. The purpose of the study is therefore to investigate the potential forPtX, more specifically PtG and PtGtP in Sweden in terms ofprofitability. PtG was investigated considering production of hydrogenand methane where the hydrogen was sold as fuel for vehicles and the methane was injected into the gas distribution network in Stockholm.The methane production also results in surplus heat which was injected into the district heating network. To investigate this, a qualitativecase study was carried out on two hypothetical facilities. One fromthe Swedish company Euromekanik, that produces hydrogen and one from the German company Electrochaea that produces methane. Euromekanik’s facility was also used for the PtGtP application. The results weremainly based on the electricity prices of 2019. However, electricityprices for 2017, 2018 as well as more volatile electricity prices havebeen examined. Simulations of the input- and output flows in thefacilities have been performed in MATLAB and profitabilitycalculations have been performed using the net present value methodand the profitability index. A sensitivity analysis was conducted inwhich the values of the most important parameters were varied. The results regarding PtG in this study show that the idea ofproduction should take place when the electricity prices are low canbe rejected. The results also show that the conversion of hydrogeninto methane decreases the profitability. Running the PtG plant allhours of the year and producing hydrogen is therefore the mostprofitable design of the plant, even though this set-up still resultsin a negative net present value of approximately 24 MSEK after 20years. The result from the investigation of PtGtP shows that due tothe low system efficiency, the electricity sold back to the grid needsto have a price of 5000-6000 SEK/MWh for the plant to break-even when purchasing electricity a fourth of the hours of the year with thelowest electricity price. With the pattern and prices on the Swedish electricity market today this technique will not be profitable.However, both PtG and PtGtP will most likely have another value than solely the economic profitability in terms of energy storage andsystem balancing functions, though that has not been examined in this thesis.

This thesis deals with Sector coupling problematics. First, it deals with the development and present situation in the generation and consumption of electric power and the development and present situation in the extraction and consumption of natural gas in the Czech Republic and in the European union. Further, the thesis deals with Sector coupling, this concept is explained, and it is adumbrated what questions it deals with. Then, the technologies that can be achieved in the future of Sector coupling are introduced. Pilot projects of these technologies are presented as part of the discussion about these technologies. Finally, a consideration of the future use of Sector coupling technologies in the Czech Republic is given.