Modelling and optimization of a hydrogen infrastructure with multi-sectoral end uses: A case study for Sicily

Hydrogen represents a great opportunity for the decarbonization of the “hard-to-abate” sectors, which currently account for about one-third of total greenhouse gas emissions. For the development of a hydrogen-based economy an extensive distribution infrastructure connecting supply sources to demand hubs is of the paramount importance. The thesis aims to provide a mixed-integer linear programming model to investigate the cost-optimal design and operation of a future hydrogen supply chain infrastructure. The developed modelling tool combines all the stages of the supply chain, a multi-transport modality formulation, a detailed spatial description, and a year-long analysis with daily resolution. Multiple hydrogen end uses have been investigated, enabling the coupling of the power generation, mobility, and industry sectors. The proposed formulation selects the optimal production, conditioning, storage, and transport technologies, along with the installed capacities and the quantities, from the multiple alternatives implemented in the model for a given spatial domain, and a projected demand, import and export of hydrogen. The model has been applied to the regional case study of Sicily in Italy, thanks to its peculiar characteristics, in various long-term scenarios. The infrastructure requirements for low-carbon hydrogen based light-mobility, heavy-duty mobility (buses, trains, aviation, navigation, and trucks), industrial process heat generation and industrial feedstocks have been analyzed. Electrolysis systems powered by photovoltaic and wind, for which optimal nominal capacity ratios have been investigated, as well as steam methane reforming facilities with carbon capture and storage, provide clean hydrogen production. The average cost of hydrogen delivered to demand nodes ranges from 3.75 €/kgH2 in a single-sector scenario to 3.61 €/kgH2 in a multi-sectoral investigation, with corresponding regional investments of 2 and 10 G€. The resulting optimal infrastructures rely on the concurrent usage of all transport modalities, with pipeline delivery predominance, and on production largely based on renewable energy sources.

L'idrogeno rappresenta una grande opportunità per la decarbonizzazione dei settori “hard-to-abate”, che attualmente rappresentano circa un terzo delle emissioni totali di gas serra. Per lo sviluppo di un'economia basata sull'idrogeno è di fondamentale importanza un'ampia infrastruttura di distribuzione che colleghi le fonti di approvvigionamento ai punti di domanda. La tesi mira a fornire un modello di programmazione lineare misto-intero per studiare la progettazione e il funzionamento ottimali in termini di costi di una futura infrastruttura della catena di approvvigionamento dell'idrogeno. Lo strumento di modellazione sviluppato combina tutte le fasi della catena, una formulazione di modalità multi-trasporto, una descrizione spaziale dettagliata, e un'analisi annuale con risoluzione giornaliera. Sono stati studiati molteplici usi finali dell'idrogeno, consentendo l'accoppiamento dei settori della produzione di energia, della mobilità e dell'industria. La formulazione proposta seleziona le tecnologie di produzione, condizionamento, stoccaggio e trasporto ottimali, insieme alle capacità installate e alle quantità, dalle molteplici alternative implementate nel modello per un dato dominio spaziale e una domanda, un’importazione ed un’esportazione previste di idrogeno. Il modello è stato applicato al caso studio regionale della Sicilia in Italia, grazie alle sue caratteristiche peculiari, in vari scenari di lungo periodo. Sono stati analizzati i requisiti infrastrutturali per la mobilità leggera, la mobilità pesante (autobus, treni, aviazione, navigazione e camion), la generazione di calore dei processi industriali e le materie prime industriali, basati sull'idrogeno a basse emissioni di carbonio. I sistemi di elettrolisi alimentati da fotovoltaico ed eolico, per i quali sono stati studiati rapporti di capacità nominali ottimali, nonché gli impianti di steam reforming da gas naturale con cattura di CO2, forniscono la produzione di idrogeno pulito. Il costo medio dell'idrogeno consegnato ai nodi di domanda varia da 3.75 €/kgH2 in uno scenario mono-settoriale a 3.61 €/kgH2 in un'indagine multi-settoriale, con corrispondenti investimenti regionali di 2 e 10 miliardi di euro. Le infrastrutture ottimali risultanti si basano sull'uso simultaneo di tutte le modalità di trasporto, con predominanza della consegna tramite gasdotto, e sulla produzione basata principalmente da fonti energetiche rinnovabili.