Hydrogen production from renewable energy: comparison of integrated P2G systems through optimization

This thesis investigates the production of hydrogen from renewable energy sources in different environments, focusing on Foggia, the Atacama Desert, and Shapinsay Island, chosen for their profiles in wind and solar energy. Aiming to find optimal setups for hydrogen production, using both individual and combined RES. Evaluating P2G plants for different hydrogen demands, considering the effects of connect to the electric grid with varying electricity costs, and assesses the environmental impact due to the carbon intensity of each grid. Analysis factors include the LCOH, CO2 emissions, and the operational dynamics of key components such as RES plants, electrolyzers, and storage systems, using a modified P2P/P2G model from POLIMI's energy department. Key findings define wind energy as a better source for off-grid hydrogen production, reaching 4.2 €/kgH2 in the Shapinsay location. In Foggia, with an average wind capacity factor, the LCOH is better at 7.2 €/kgH2 compared to 7.5 €/kgH2 high photovoltaic production in Atacama. Part of this disadvantage is that off-grid configurations that use only PV operates only during daylight. In contrast, wind-connected or mixed-RES systems maintain 24-hour operation. BESS storage is never used when it can be used hydrogen storage. With max 5-6 day_{eq} of autonomy for the Foggia cases, the storage offset short term, monthly renewable variability. Mixed RES configurations, reveal a reduction in LCOH up to 45%, highlighting the efficiency of leveraging both RES. Grid-connected solutions, with low-cost electricity, can achieve hydrogen production costs in the 3.4-6.7 €/kgH2 range, showcasing substantial economic advantages. However, the environmental impact, is a crucial constrain. For truly 'green' hydrogen, the share of grid electricity must remain below specific thresholds to maintain low carbon intensity, emphasizing the need for strategic planning and integration of RES to optimize hydrogen production while adhering to environmental standards.

Questa tesi indaga la produzione di idrogeno da fonti di energia rinnovabile in diversi ambienti, limitatamente a Foggia, il Deserto di Atacama e l'Isola di Shapinsay, scelti per i loro profili in termini di energia eolica e solare. Lo scopo è trovare configurazioni ottimali per la produzione di idrogeno, utilizzando le fonti di energia rinnovabile individualmente e in combinazione. Si valutano gli impianti P2G per diverse domande di idrogeno, considerando gli effetti della connessione alla rete elettrica con vari costi dell'energia e valutando l'impatto ambientale dovuto all'intensità di carbonio di ciascuna rete. I fattori analizzati includono l’LCOH, le emissioni di CO2 e la dinamica operativa di componenti chiave come gli impianti RES, gli elettrolizzatori e i sistemi di stoccaggio, utilizzando un modello P2P/P2G modificato del dipartimento di energia del POLIMI. I risultati principali stabiliscono che l'energia eolica è una fonte migliore per la produzione di idrogeno off-grid, raggiungendo un costo di 4,2 €/kgH2 nella località di Shapinsay. A Foggia, con un fattore di producibilità eolica medio, l’LCOH risulta migliore, con 7,2 €/kgH2 rispetto ai 7,5 €/kgH2 del caso ad alta producibilità fotovoltaica di Atamaca. Parte di questo svantaggio è che le configurazioni off-grid che utilizzano solo il fotovoltaico funzionano solo durante il giorno. Al contrario, i sistemi connessi ad eolicio o RES miste mantengono un funzionamento h24. Lo stoccaggio in batterie BESS non viene mai utilizzato quando può essere impiegato lo stoccaggio di idrogeno. Con un'autonomia massima di 5-6 giorni per i casi di Foggia, lo stoccaggio compensa la variabilità rinnovabile a breve termine, massimo mensile. Le configurazioni RES miste rivelano una riduzione del LCOH fino al 45%, evidenziando l'efficienza dell'utilizzo combinato delle RES. Le soluzioni connesse alla rete, con elettricità a basso costo, possono raggiungere costi di produzione di idrogeno nel range di 3,4-6,7 €/kgH2, mostrando vantaggi economici sostanziali. Tuttavia, l'impatto ambientale è un vincolo cruciale. Per un idrogeno 'verde', la quota di elettricità fornita dalla rete deve rimanere al di sotto di determinate soglie per mantenere una bassa intensità di carbonio.