Operating strategies for a large-scale electrolyser providing grid support

The electricity power sector is currently changing fast due to the profound evolution of the energy mix. The main cause is the global warming, largely attributed to emissions in the atmosphere of greenhouse gases from industrial activities, mostly based on fossil fuels. Besides the pollution and the progressive fossil fuels depletion, the geographical position of these resources creates economic and political problems. Therefore, all countries are called to face an energy transition based on the diversification of the sources and on a more efficient and sustainable use of them. The most developed countries have already changed their own energy mix privileging renewable production. However, the non-programmability and the absence of rotational inertia cause serious problems of integration within the electricity system. The uncertainty and fluctuations on the supply side complicate the grids operational management and require a simultaneous change in both the way power systems are structured and in the way they are operated. In this scenario, the option of Power-to-Gas (P2G) finds a place as a storage system, able to offer a solution to the power balancing problem. P2G systems convert electrical energy into chemical energy in the form of hydrogen, which can then be used in a number of applications, such as mobility or heat production, allowing also the decarbonisation of other sectors. This thesis consists in the development of a numerical model for assessing the economic benefits of the installation of an electrolyser in Belgium, from the point of view of the electrolyser operator. A Matlab model simulates the dynamic operation of the electrolysis unit in order to maximize the economic return. Two operating strategies have been considered: the first one takes advantage of fluctuating electricity prices; the second one considers the participation in the ancillary market. In the first section, a theoretical linear, and then quadratic, relation between the power input and electricity price is proposed, as this price is a significant barrier to the electrolysers expansion. The second section analyses the possibility of offering primary reserve in order to increase the profitability and to stabilize the grid. The goal of this analysis is to estimate which is the nominal power and the capacity to be reserved, at which the electrolyser should be ran to maximize the revenue. Four specific types of primary reserve exist in Belgium. All of them have been investigated to evaluate which is the most profitable service to deliver. The analysis takes into account the most recent profiles of the Belgian electricity price, the profile of the frequency, the Belgian electricity market economics and regulation policies on balancing service remuneration. Sensitivity analyses have been performed on the most significant economic factors. The results demonstrate that even if the electrolysers power input was able to follow the electricity price, the investment would not be even close to be profitable, due to the high investment cost and low hydrogen selling price. The possibility to generate extra revenue from ancillary services is a valid option. Running the electrolyser at 55% of its capacity on average and offering the maximum primary reserve, downward and upward, is a profitable solution to consider. The downside is the lower production of hydrogen, hence of the harnessing of the electrolyser potential. This thesis was elaborated at Ghent University, in Belgium. In this country there is a relatively large number of industrial players active in the hydrogen or renewable energy sector, also considering the foreseen phase-out of the nuclear power plants. The work carried out is a contribution to the ”Greenports” project, proposed by the company WaterstofNet within the ”Power-to-Gas” cluster active in Flanders, supported by the Flemish government. In the cluster, more than 30 companies are gathered to build knowledge on hydrogen and develop projects to implement the technology. The Greenports project has started in November 2018; it is supported by 9 other partners and is still ongoing. The main goal is to deliver optimal economic and technical solutions for the conversion, by electrolysis, of excess wind energy. The onshore and offshore installed capacity, in the North Sea, is expected to increase up to 2.3 GW, by 2020. Moreover, the Zeebrugge port is also the largest European terminal for the regasification of liquefied natural gas, from which the interest in the hydrogen injection into the natural gas network.

Il settore dell’energia elettrica sta cambiando rapidamente a causa della profonda evoluzione del mix produttivo. Il riscaldamento globale, in gran parte attribuito alle emissioni nell’atmosfera dei gas serra derivanti da attività industriali, per lo piu' basate sui combustibili fossili, ne e' la causa principale. Oltre all’inquinamento e al progressivo esaurimento dei combustibili fossili, la posizione geografica di queste risorse crea problemi economici e politici. Pertanto, tutti i paesi sono chiamati ad affrontare una transizione energetica basata sulla diversificazione delle fonti e su un loro uso piu' efficiente e sostenibile. I paesi piu' sviluppati hanno già cambiato il proprio mix energetico privilegiando la produzione da fonti rinnovabili. Tuttavia, la non programmabilità e la mancanza di masse rotanti o di un accoppiamento con la frequenza di rete, causano seri problemi di integrazione all’interno del sistema elettrico. L’incertezza e le fluttuazioni nell’offerta di energia complicano la gestione operativa della rete e richiedono un cambiamento simultaneo sia nel modo in cui il sistema elettrico é strutturato sia nel modo di gestirlo. In questo scenario, la tecnologia Power-to-Gas (P2G) trova posto come sistema di accumulo, in grado di offrire una soluzione ai problemi di sbilanciamento. Il sistema, tramite elettrolizzatore, converte l’energia elettrica in energia chimica dell’idrogeno, che può poi essere utilizzato in una serie di applicazioni che vanno dal campo automobilistico a quello del riscaldamento residenziale, con decarbonizzazione delle stesse. Il mio elaborato di tesi consiste nello sviluppo di un modello numerico per valutare i benefici economici dell’installazione di un elettrolizzatore in Belgio, dal punto di vista dell’operatore dell’impianto. Il modello sviluppato in Matlab, simula il funzionamento dinamico dell’unità di elettrolisi al fine di massimizzare i ricavi. Sono state considerate due strategie di gestione dell’impianto: la prima considera il vantaggio di operare l’elettrolizzatore in base al prezzo dell’elettricità, considerata una barriera significativa alla diffusione di tale tecnologia; la seconda, considera quello di poter partecipare al mercato dei servizi ancillari, come ulteriore fonte di ricavo. Nella prima sezione viene proposta una relazione lineare, e poi quadratica, tra la potenza in ingresso all’elettrolizzatore e il prezzo dell’elettricità; la seconda sezione analizza la possibilità di offrire servizi ancillari al fine di aumentare la redditività e stabilizzare la rete. L’obiettivo di questa analisi `e stimare la potenza nominale dell’elettrolizzatore e la capacità di riserva da offrire, per massimizzare le entrate. In Belgio esistono quattro tipi specifici di regolazione primaria, la cui analisi ha consentito di valutare quale sia il mercato più conveniente a cui partecipare. L’indagine svolta tiene conto dei profili più recenti del prezzo dell’elettricità e di frequenza, dell’economia del mercato elettrico e delle politiche di regolamentazione sulla remunerazione del servizio di bilanciamento. Analisi di sensitività sono state eseguite sui fattori economici più significativi. I risultati dimostrano che, anche se la potenza assorbita dall’elettrolizzatore fosse in grado di seguire il prezzo dell’elettricità, l’investimento non sarebbe nemmeno vicino ad essere redditizio, a causa dei costi di investimento molto elevati e del basso prezzo di vendita dell’idrogeno. Tuttavia, la possibilità di generare ricavi extra da servizi ancillari `e un’opzione al momento valida. Operare l’elettrolizzatore al 55% della sua capacità e offrire la massima riserva, a scendere e a salire, é una soluzione redditizia da considerare. Il rovescio della medaglia é la minore produzione di idrogeno, dunque un minor sfruttamento del potenziale dell’elettrolizzatore. Questa tesi é stata elaborata presso l’Università di Ghent, in Belgio. In questo Stato il numero di attori industriali attivi nel settore dell’idrogeno o delle energie rinnovabili é relativamente elevato, vista anche la decisione di definitiva chiusura delle centrali nucleari. Il lavoro svolto é un contributo al progetto ”Greenports”, proposto dalla societ`a WaterstofNet all’interno del cluster ”Power-to-Gas” attivo nelle Fiandre, sostenuto dal governo fiammingo. Nel cluster più di 30 società collaborano per consolidare le conoscenze sull’idrogeno e sviluppare progetti per implementarne la tecnologia. Il progetto Greenports é iniziato a Novembre 2018; é supportato da altri 9 partners ed é tuttora in corso. L’obiettivo principale é fornire soluzioni ottimali dal punto di vista economico e tecnico per la conversione, tramite elettrolisi, di energia eolica in eccesso. Entro il 2020 la capacità onshore ed offshore, installata nel Mare del Nord, é prevista aumentare fino a 2.3 GW. Il porto di Zeebrugge, inoltre, é un importante centro di produzione ma anche il maggior terminale europeo di rigassificazione del gas naturale liquefatto, da cui l’idea di valorizzare l’idrogeno tramite immissione nella rete del gas naturale.