Integration of power-to-hydrogen system with an existing and upgraded wind farm : techno-economic assessment of activation strategies and hydrogen demand scenarios

Over the last 20 years, the energy system has seen a continuous increase in electricity production from renewable sources, in particular from non-programmable sources such as solar and wind. However, the variability and uncertainty of these sources introduce problems in the management of plants and the integration of production into the grid and the electricity market. For these reasons, solutions to store and manage energy flows and extend the flexibility of the electricity grid are now widely discussed and studied. Among these, Power-to-Hydrogen technology seems to be very promising and could play a key role in facilitating the transition to a future, deeply decarbonised energy system. Hydrogen produced from intermittent renewable sources, such as the wind and the sun, could help the decarbonisation of the so-called hard-to-abate sectors, such as road, sea and air transport, heavy industry and the chemical industry. In this thesis, the integration of an electrolyser into an existing wind farm is analysed from a technical-economic point of view, using two analysis methodologies: the first is parametric, focusing on the size of the electrolyser and the selling price of hydrogen, while the second uses MILP (Mixed Integer Linear Programming) optimization logic. Both models take as input the wind electricity production profile, the zonal price profile, the capex and opex values of the electrolyser and its electrical efficiency and give as input different technical and economic indicators of the plant. Four different electrolyser activation strategies are proposed to assess when and how it is more profitable to use the available wind energy to produce green hydrogen, highlighting that curtailment alone is insufficient to guarantee the profitability of the investment and that the current level of costs favours the installation of electrolyzers only with hydrogen prices above 4 €/kg. The study then analyses the benefits of a possible upgrade of the wind farm through the addition of photovoltaic modules or by reblading the existing turbines, showing how this can be beneficial from additionality constraints point of view. Finally, by comparing different hydrogen demand scenarios, the applications that are best suited to intermittent hydrogen production via Power-to-Hydrogen from a wind farm are evaluated.

Negli ultimi 20 anni il sistema energetico ha visto un continuo aumento della produzione di elettricità da fonti rinnovabili, in particolare da fonti non programmabili come il solare e l'eolico. Tuttavia, la variabilità e l'incertezza di queste fonti introducono problemi nella gestione degli impianti e nell'integrazione della produzione nella rete e nel mercato dell'elettricità. Per queste ragioni, le soluzioni per accumulare e gestire i flussi di energia ed estendere la flessibilità della rete elettrica sono oggi ampiamente discusse e studiate. Tra queste, la tecnologia Power-to-Hydrogen sembra essere molto promettente e potrebbe giocare un ruolo chiave nel facilitare la transizione verso un futuro sistema energetico profondamente decarbonizzato. L'idrogeno prodotto da fonti rinnovabili intermittenti, come il vento e il sole, potrebbe aiutare la decarbonizzazione di quei settori cosiddetti hard-to-abate, come il trasporto stradale, navale e aereo, l'industria pesante e l’industria chimica. In questa tesi viene analizzata dal punto di vista tecnico-economico l'integrazione di un elettrolizzatore in un parco eolico esistente, tramite due metodi di analisi: il primo ha un carattere parametrico, con focus sulla taglia dell'elettrolizzatore e sul prezzo di vendita dell'idrogeno, mentre il secondo sfrutta logiche di ottimizzazione MILP (Mixed Integer Linear Programming). Entrambi i modelli prendono come input il profilo di produzione di elettricià dal vento, il profilo dei prezzi zonali, i valori di capex e opex dell'elettrolizzatore e il suo rendimento elettrico e danno come ouput diversi indicatori tecnici ed economici dell’impianto. Vengono proposte quattro diverse strategie di attivazione dell'elettrolizzatore per valutare quando e come sia più profitevvole utilizzare l'energia eolica disponibile per produrre idrogeno verde, evidenziando che il solo curtailment sia insufficiente a garantire la redditività dell’investimento e che il livello attuale dei costi favorisce l’installazione di elettrolizzatori solo con prezzi dell’idrogeno maggiori di 4 €/kg. Lo studio analizza poi i benefici di un possibile potenziamento del parco eolico attraverso l'aggiunta di pannelli fotovoltaici o tramite reblading delle turbine, mostrando come ciò avvantaggi rispetto ai vincoli di addizionalità. Infine, confrontando diversi scenari di domanda dell’idrogeno, vengono valutate le applicazioni che meglio si possono adattare alla produzione intermittente di idrogeno tramite Power-to-Hydrogen da un parco eolico.