Techno-economic Assessment of a Hybrid Pipeline for the Synergetic Transmission of Liquid Hydrogen and Electrical Energy by High-temperature Superconductivity

Um Klimaneutralität zu ermöglichen, wird die Strom- und Wasserstoffnachfrage in Deutschland voraussichtlich erheblich steigen. Daher benötigt das Land neue Übertragungsinfrastruktur für beide Energieträger. Eine hybride Pipeline überträgt beide Energievektoren effizient, gleichzeitig und platzsparend durch die synergetische Nutzung von flüssigem Wasserstoff – als Kühlmittel und Energieträger – sowie Hochtemperatur‑Supraleitern. Zunehmend haben konzeptuelle Designs und einige Prototypen die Machbarkeit der kombinierten Energieübertragung bewiesen. Dennoch ist keine umfassende techno‑ökonomische Bewertung dieser Technologie verfügbar. ... mehrDiese Dissertation untersucht, unter welchen Bedingungen eine hybride Pipeline kostengünstiger als eine konventionelle Alternative sein kann.

Durch eine umfassende Literaturrecherche wurde eine geeignete Fallstudie zur künftigen Versorgung und Nachfrage beider Energieträger identifiziert. Für die regionale Fallstudie wurde ein Bottom‑up‑Design der hybriden Pipeline entwickelt. Das Design diente zur Abschätzung der Investitionskosten der hybriden Pipeline. Für die techno‑ökonomische Bewertung wurden Systemgrenzen und eine konventionelle Alternative definiert. Die Investitions- und Betriebskosten der Komponenten für die Hybride‑Pipeline- und Konventionelle‑Alternative wurden auf Basis einer ausführlichen Literaturrecherche abgeschätzt. Sensitivitätsanalysen wurden erstellt, um den Einfluss von veränderten grundlegenden Annahmen zu bewerten.

Die Ergebnisse zeigen, dass das Hybride‑Pipeline‑System unter diversen Bedingungen maßgeblich günstiger als die konventionelle Alternative ist. Das Ergebnis trifft zu, wenn die hybride Pipeline 4,0 GWₑ an Strom und 0,55–1,15 GWₜ an importiertem Flüssigwasserstoff über Distanzen bis mindestens 150 km transportiert, und wenn die konventionelle Alternative eine gasförmige Wasserstoffpipeline und unterirdische Hochspannungs‑Gleichstrom‑Übertragungssysteme (HGÜ) umfasst. Der Kostenvorteil gilt für flüssigen und gasförmigen Wasserstoff als Endprodukt. Die 75‑km‑Hybride‑Pipeline senkt z. B. die jährlichen Gesamtkosten im Mittel um 72% für Flüssigwasserstoff und um 28% für das gasförmige Produkt gegenüber dem koventionellen System. Der Vorteil bleibt gültig, wenn die Investitionskosten der unterirdischen HGÜ durch die der HGÜ‑Freileitungen ersetzt werden. Diese Bilanz bietet eine robuste quantitative Grundlage. Sie unterstützt Stakeholder und politische Akteure bei der Entscheidungsfindung zum Ausbau der Strom- und Wasserstoff‑Übertragungsnetze.

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Para posibilitar la neutralidad climática, se prevé que la demanda de energía eléctrica y de hidrógeno aumente sustancialmente en Alemania. Por ello, se requiere nueva infraestructura de transmisión para ambos vectores energéticos. Una tubería híbrida transmite ambos vectores de forma eficiente, simultánea y compacta mediante el uso sinérgico de hidrógeno líquido, que sirve como refrigerante y portador de energía, y superconductores de alta temperatura. Progresivamente, varios diseños conceptuales y algunos prototipos han demostrado la posibilidad de transmitir energía sinérgicamente. Sin embargo, aún no existe una evaluación tecno‑económica integral de esta tecnología. Esta tesis doctoral investiga bajo qué condiciones una tubería híbrida puede ser más rentable que alternativas convencionales de transmisión.

Primero se realizó un amplio análisis bibliográfico para identificar un caso de estudio adecuado, basado en la futura oferta y demanda de ambos portadores de energía. Luego se diseñó la tubería híbrida para el caso regional seleccionado. El diseño se usó para estimar los costos de inversión de la tubería híbrida. Para la valoración tecno-económica, se definieron los límites del sistema y una alternativa convencional. Los costos de inversión y operación de los componentes para los sistemas de transmisión se estimaron con base en una revisión exhaustiva de la literatura. Además, se efectuaron análisis de sensibilidad para evaluar el efecto de variaciones en los supuestos subyacentes sobre el costo total.

Los resultados indican que el sistema de transmisión mediante la tubería híbrida es significativamente más económico que la alternativa convencional bajo un rango amplio de condiciones. Este hallazgo es válido cuando 4,0 GWₑ de energía eléctrica y 0,55–1,15 GWₜ de hidrógeno líquido importado se transportan en trayectos de hasta por lo menos 150 km, y cuando la alternativa convencional incluye una tubería de hidrógeno gaseoso y un cable subterráneo de corriente continua de alta tensión (HVDC). Por ejemplo, la alternativa de tubería híbrida de 75 km reduce el costo medio anual total en 72% para la entrega de hidrógeno líquido y en 28% para el suministro de hidrógeno gaseoso, en comparación con el sistema convencional. Además, la ventaja persiste cuando el costo de inversión de los cables subterráneos HVDC se reemplaza por el de líneas aéreas HVDC. Los resultados brindan una base cuantitativa robusta. Ésta apoya la toma de decisiones de las partes interesadas y de los responsables de políticas respecto a la expansión de la infraestructura de transmisión de electricidad e hidrógeno.

To enable climate neutrality, the demand for both electrical energy and hydrogen is expected to increase substantially in Germany. Therefore, new transmission infrastructure is required for both energy vectors. A hybrid pipeline transmits both energy carriers efficiently, simultaneously, and compactly through the synergetic use of liquid hydrogen—serving as coolant and energy carrier—and high‑temperature superconductors. Increasingly, multiple conceptual designs and a few prototypes have demonstrated the feasibility of combined energy transmission. However, a comprehensive techno‑economic assessment of this technology is still not available. ... mehrThis dissertation investigates under which conditions can a hybrid pipeline be more cost-effective than conventional transmission alternatives.

An extensive literature review was carried out to identify a suitable case study, based on the future supply and demand for both energy carriers. A bottom‑up design of the hybrid pipeline was developed for the selected regional case study. The design was used to estimate the investment costs of the hybrid pipeline. For the techno‑economic assessment, system limits and a conventional transmission alternative were defined. To estimate the investment and operating costs of the components for both hybrid pipeline and conventional transmission alternatives, a comprehensive literature review was conducted. Sensitivity analyses were performed to evaluate the effect of varying underlying assumptions on the total costs.

The results indicate that the hybrid pipeline transmission system is significantly more cost-effective than the conventional alternative under a range of conditions. This finding is valid when 4.0 GWₑ of electrical energy and 0.55–1.15 GWₜ of imported liquid hydrogen are transported over distances up to at least 150 km, and when the conventional alternative comprises a gaseous hydrogen pipeline and an underground high‑voltage direct‑current (HVDC) cable system. The cost advantage holds for both liquid and gaseous hydrogen as the end‑use product. For example, the 75 km long hybrid pipeline alternative reduces the total average yearly cost by 72% for liquid hydrogen delivery and by 28% for gaseous hydrogen supply compared with the conventional system. Additionally, the advantage also applies when the investment cost of underground HVDC cables is replaced by that of overhead HVDC lines. These outcomes provide a solid quantitative basis. It supports stakeholders and policy actors in deciding how to expand the electricity and hydrogen transmission infrastructure.