Techno-economic evaluation of green hydrogen production integrated to a floating wind farm

To achieve our commitment to the net zero emissions by 2050, a fundamental role is played by hydrogen. It could have a double functionality, as a fuel or as an energy storage medium. This latter characteristic could help to face the problem of aleatory nature typical of Renewable Energy Sources (RES), storing the production surplus from green sources in a chemical form of energy, and converting it back to electricity when needed. Water electrolysis is the only technology that guarantees the hydrogen production avoiding any Green House Gasses (GHG) emissions. In the context of this project, it is investigated a promising solution for green hydrogen production, namely the coupling of a floating offshore wind farm, developed by Falck Renewables S.p.A., to an electrolysis systems, to exploit in a smart way the greater wind resource available far away from the land. The core of the present work is the right dimensioning, the positioning and the logic of functioning for the electrolyzers system in different assets. The optimization is carried out considering several techno-economic constrains. Among the different scenarios implemented, major interest is given to the choice of having electrolyzers onshore or offshore, at the eventual presence of energy storage system and also to the methodology utilized for the trading of energy produced, being electric energy or hydrogen. All the analysis are executed through an optimization model developed internally to the company on Microsoft Excel and properly customized. By analyzing the results, both technical and economic such as the Internal Rate of Return (IRR) and Levelized Cost Of Hydrogen (LCOH), it results that in the case of pure green hydrogen production the minimum LCOH has an asymptotic value around 6.00 €/kg, making in this way necessary the compensation of the lacks of production of the wind farm by purchasing electricity from the grid, in order to find an asset that could compete with the traditional hydrogen production methods.

Al fine di raggiungere il nostro impegno a zero emissioni nette entro il 2050, un ruolo fondamentale è svolto dall’idrogeno. L’idrogeno può essere utilizzato sia come combustibile, sia come vettore di accumulo energetico. Quest’ultima caratteristica potrebbe aiutare a fronteggiare il problema della natura aleatoria tipica delle fonti energetiche rinnovabili, accumulando l’eccesso di produzione da fonti rinnovabili sottoforma di energia chimica e riconvertendola in corrente elettrica quando necessaria. La tecnologia di elettrolisi dell’acqua garantisce la produzione di idrogeno senza nessuna emissione di gas serra. Nel contesto di questo progetto, viene studiata una soluzione promettente per la produzione di idrogeno verde, ovvero l’accoppiamento di un parco eolico galleggiante, sviluppato da Falck Renewables S.p.A., con un sistema di elettrolisi, per poter sfruttare in maniera intelligente la maggior risorsa di vento disponibile lontano dalla costa. I focus del presente studio sono il dimensionamento, il posizionamento e la logica di funzionamento per il sistema di elettrolizzatori in configurazioni differenti. L’ottimizzazione viene effettuata considerando svariati vincoli tecnico-economici. Tra i differenti scenari implementati, viene dato maggior interesse alla scelta di avere gli elettrolizzatori onshore oppure offshore, all’eventuale presenza di un sistema di accumulo e alla metodologia di vendita dell’energia prodotta, sia essa energia elettrica o idrogeno. Tutte le analisi sono effettuate mediante un modello di ottimizzazione sviluppato internamente all’azienda su Microsoft Excel, adeguatamente personalizzato. Analizzando i risultati, sia tecnici sia economici come ad esempio il ritorno dell’investimento ed il costo di produzione specifico, risulta che nel caso di produzione di idrogeno verde vi è un valore minimo che presenta un valore asintotico intorno a 6,00 €/kg, rendendo necessaria la compensazione della mancata produzione eolica acquistando energia elettrica dalla rete, al fine di trovare un asset che potrebbe competere con i metodi tradizionali di produzione dell’idrogeno.