Linear Optimisation Model for Analysing Electricity and Hydrogen Production Pathways for Finland, Sweden, and Norway until 2060

Thumbnail Image

Files

master_Tarvainen_Sami_2025.pdf (10.74 MB)

URL

Journal Title

Journal ISSN

Volume Title

School of Engineering | Master's thesis
Unless otherwise stated, all rights belong to the author. You may download, display and print this publication for Your own personal use. Commercial use is prohibited.

Authors

Date

2025-02-21

Department

Major/Subject

Energy Conversion Processes

Mcode

Degree programme

Master's Programme in Advanced Energy Solutions

Language

en

Pages

83

Series

Abstract

This master's thesis introduces a linear optimisation model to study the impact of investments costs on the development of low-carbon electricity and hydrogen production systems in Finland, Sweden, and Norway. Three cost scenarios are developed for variable renewable energy (VRE), including wind and solar, as well as for electrolysers and hydrogen storages, to reflect the parametric uncertainty associated with these technologies. A wind and hydro-dominated power sector, coupled with additional flexibility options, becomes the optimal system design in most scenarios by 2060. Nuclear power capacity decreases from its current level in all scenarios except for two, which assume high capital costs for VRE sources. CCGT-H2 turbines provide significant backup capacity in Finland and Sweden across all scenarios, indicating that hydrogen can serve as an effective solution for seasonal storage of electricity. Higher costs of hydrogen technologies shift flexibility from the hydrogen to the power sector, manifesting as higher electrolyser capacity factors, increased VRE curtailment, and greater electricity transmission capacity. Substantial hydrogen pipeline capacity between Finland and Sweden is only installed in certain scenarios. Electrolysis-based hydrogen production reaches prices of 1.4-2.4 €/kg by 2060, suggesting that electrolysis can replace current grey hydrogen production and contribute to the decarbonisation of hard-to-abate sectors.

Tämän diplomityön yhteydessä kehitetyllä lineaarisella optimointimallila tutkitaan investointikustannusten vaikutusta vähäpäästöisen sähkön- ja vedyntuotannon kehitykseen Suomessa, Ruotsissa ja Norjassa. Tuuli- ja aurinkovoimalle sekä elektrolyysereille ja vetyvarastoille kehitetään kolme kustannusskenaariota näihin liittyvän parametrisen epävarmuuden vuoksi. Suurimmassa osassa skenaarioista optimaalinen sähköjärjestelmä perustuu tuuli- ja vesivoimaan sekä erilaisiin joustoratkaisuihin vuonna 2060. Ydinvoima laskee nykyisestä kapasiteetistaan kaikissa muissa paitsi kahdessa skenaariossa, joissa uusiutuvalle energialle oletetaan korkeat investointikustannukset. Vetykaasuturbiinit tarjoavat merkittävää varavoimakapasiteettia Suomessa ja Ruotsissa kaikissa skenaarioissa, minkä perusteella vedystä tulee kustannustehokas varastointiratkaisu sähkönsaatavuuden kausivaihtelun tasaamiseksi. Korkeat vetyteknologioiden investointikustannukset siirtävät joustoa vetymarkkinoilta sähkömarkkinoille, mikä näkyy kasvavina elektrolyysereiden kapasiteettikertoimina, uusiutuvien tuotannon rajoittamisena sekä suurempana tarpeena sähkönsiirtokapasiteetin kasvattamiselle. Malli optimoi merkittävää vetyputkistokapasiteettia Suomen ja Ruotsin välillä vain osassa skenaarioista. Elektrolyysillä tuotetun vedyn hinta on 1.4-2.4 €/kg vuonna 2060. Tämän perusteella elektrolyyserillä tuotettu vety voi tulevaisuudessa korvata harmaan vedyn tuotannon sekä auttaa päästövähennyksissä sektoreilla, joilla päästöjen vähentäminen on haastavaa.

Description

Supervisor

Keppo, Ilkka

Thesis advisor

Hirvijoki, Eero

Keywords

variable renewable energy, hydrogen storage, energy system modelling, linear optimisation, Nordic countries, scenario analysis

Other note

Citation

Permanent link to this item

https://urn.fi/URN:NBN:fi:aalto-202503182864

Collections

[dipl] Insinööritieteiden korkeakoulu / ENG