Hydrogen production exploiting biomass: an industrial case study

Green hydrogen represents a relevant energy carrier that can help to face climate change challenges, as well as it may lead to greater energy independency of European countries. The thesis aims to analyze the hydrogen production exploiting biomasses according to an industrial case study. A fraction of the biomasses considered are byproducts of the vegetable oil production that is the main activity of the company, while the remaining part is procured on the market. Processes in the industrial area require high- and low-pressure vapor, as well as electricity. To satisfy these demands two CHP plants fed by biomass are operated according to vapors demands. The power plant is oversized in order to exploit the green certificates incentives on the excess electricity sold on the wholesale market. However, the company wants to evaluate new ways to valorize this electricity, since the incentives are ending in 2026. Therefore, according to the case study features, after a deep review of the state of the art of biomass-to-H2 processes, a techno-economic assessment is performed on two configurations based on the most promising technologies. The first configuration is based on biomass steam gasification with syngas upgrading and purification processes. Gasification is modeled by literature experimental data, coupling the biomasses processed in the company with biomasses for which experimental data are available. Furthermore, gasification plant is assumed to operate at the nominal point for a target number of yearly hours. The second process is based on electrolysis which exploits the excess electricity of the industrial site. Given the dynamic features of electrolyzers, an hourly production logic is adopted according to process efficiency, electricity and H2 prices. The analysis of the case study shows optimal sizes for both technologies, 20-30 MWth of biomass input for gasification and 4.0-4.5 MWe for electrolysis, at which correspond respectively a maximum hydrogen production of 2,558 t/y and 630 t/y. The LCOH according to 2019 energy prices are respectively about 5.0 €/kg and 3.5 €/kg, considering sizes of 30 MWth and 4.5 MWe. Gasification results to have a lower dependency on electricity price than electrolysis and it produces a valuable tail gas that is used to substitute NG in the industrial area. On the other side, electrolysis is more mature, and it requires a significantly smaller investment, hence it is less risky. Nevertheless, it is not possible to identify the best solution since the results vary according to electricity, NG, H2 and biomasses prices. Since today's energy markets instability, sensitivity analysis is performed according to several energy markets conditions, showing when investment is feasible for each technology. Results show the need of incentives to invest in green hydrogen production according to technology features and H2 end application, unless NG and H2 prices are above 120 €/MWh and 6.67 €/kg, for which gasification configuration is already competitive.

L'idrogeno verde rappresenta un importante vettore energetico che può aiutare ad affrontare le sfide del cambiamento climatico e a rendere i paesi europei più indipendenti dal punto di vista energetico. La tesi si propone di trattare la produzione di idrogeno sfruttando delle biomasse, basandosi su un caso studio industriale. Le biomasse sono in parte sottoprodotti della produzione di olio vegetale che è l'attività principale nel sito industriale, mentre la restante parte viene reperita esternamente. I processi nell'area industriale richiedono vapore ad alta e bassa pressione, oltre che elettricità. Per soddisfare queste esigenze vengono utilizzati due impianti di cogenerazione alimentati da biomasse che vengono gestiti in base alle richieste di vapore. Questi ultimi sono sovradimensionati in quanto l'eccesso di energia elettrica immesso nella rete nazionale è attualmente incentivato attraverso i certificati verdi. Tuttavia, l'azienda vuole valutare nuove modalità per valorizzare l’eccesso di elettricità, dal momento che l'incentivo scadrà nel 2026. Pertanto, secondo le caratteristiche del caso studio, e dopo un’approfondita revisione dello stato dell'arte dei processi di produzione di H2 da biomassa, viene effettuata una valutazione tecno-economica per le configurazioni basate sulle due tecnologie più promettenti. La prima si basa sulla gassificazione della biomassa con vapore seguita da processi di upgrading e purificazione del syngas. La gassificazione è stata modellata da dati sperimentali di letteratura, accoppiando, secondo la composizione CHNOS, le biomasse trattate in azienda con quelle per le quali sono disponibili dati sperimentali. Inoltre, si assume che l'impianto lavori al punto nominale per un numero target di ore annue. La seconda configurazione si basa sull'elettrolisi, che utilizza l'elettricità in eccesso del sito industriale. Date le caratteristiche dinamiche degli elettrolizzatori, viene adottata una logica di produzione oraria in funzione dell'efficienza del processo e dei prezzi dell'elettricità e dell'idrogeno. L'analisi mostra che le dimensioni ottimali per questo caso studio sono di 20-30 MWth di biomassa in ingresso al gassificatore e 4.0-4.5 MWe per l'elettrolizzatore, a cui corrispondono rispettivamente una produzione massima di H2 di 2,558 t/a e 630 t/a. Considerando taglie di 30 MWth e 4.5 MWe secondo i prezzi dei mercati energetici del 2019, il LCOH è rispettivamente di circa 5.0 €/kg e 3.5 €/kg. Tuttavia, la gassificazione risulta avere una minore dipendenza dal prezzo dell'elettricità rispetto all'elettrolisi e produce come sottoprodotto un syngas che viene valorizzato come sostituto del gas naturale attualmente utilizzato nell'area industriale. D'altra parte, l'elettrolisi è più matura e richiede un investimento notevolmente inferiore, quindi meno rischioso. Tuttavia, non è possibile identificare la soluzione migliore poiché i risultati sono legati ai prezzi dell’elettricità, del gas naturale, dell’H2 e delle biomasse. Data l'instabilità dei mercati energetici odierni, viene eseguita un'analisi di sensibilità in base a diverse possibili condizioni dei mercati energetici, che mostra per ogni tecnologia quando l'investimento è fattibile. I risultati mostrano che, a meno di prezzi del GN e H2 superiori a 120 €/MWh e 6.67 €/kg per i quali la gassificazione è già competitiva, sono necessari incentivi per investire nella produzione di idrogeno verde.