A techno-economic assessment of integrated offshore wind-to-hydrogen systems: optimizing configuration and storage for a minimized levelized cost of hydrogen

This thesis presents a techno-economic assessment of an integrated system for green hydrogen production from offshore wind energy, analyzed within the strategic context of the North Sea. The research focuses on the "Island Mode" configuration, an off-grid architecture featuring the direct coupling of an offshore wind farm and an electrolyzer, with energy transmission via subsea cable infrastructure. A significant portion of the work involved the development of an original computational model designed to identify the optimal plant configuration to minimize the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). The tool features a modular structure that, through specific control parameters, allows for seamless switching between different plant architectures and automatically updates inputs for 2025 and 2030 temporal scenarios. To ensure accuracy, the model was validated against the EHO Calculator (European Hydrogen Observatory), confirming the robustness of the simulations and the algorithmic architecture. From a methodological perspective, the economic evaluation is structured by clearly separating the electricity generation phase (Upstream) from the molecular conversion phase (Downstream), adopting a distinct Discounted Cash Flow (DCF) approach for each. This financial decoupling allows for differentiated Weighted Average Cost of Capital (WACC) values based on specific asset risk profiles, preventing mature wind assets from being penalized by the higher risk premiums typical of emerging hydrogen technologies. In this framework, the LCOE calculated for the wind farm serves as the primary input for the final LCOH. This economic analysis was integrated with an hourly simulation based on ERA5 reanalysis data, essential for quantifying the impact of wind intermittency on electrolyzer performance. The analysis compares three configurations (electricity generation only, hydrogen production without storage, and hydrogen with integrated storage) across two temporal horizons: a 2025 baseline (10 MW turbines) and an optimistic 2030 scenario. The optimal solution emerges in the 2030 projection, where the LCOH drops drastically to 4,07 €/kg (a 48% reduction compared to 2025). This achievement results from a synergistic optimization: the adoption of 15 MW offshore turbines, sector-wide financial de-risking, and high-efficiency electrolyzers. In this context, geological salt cavern storage acts as a critical enabler, allowing the system to operate as a baseload plant with 100% reliability and zero energy curtailment. Finally, sensitivity analysis demonstrates that while geological storage provides robust and low-risk architecture, Specific Energy Consumption (SEC) remains the dominant economic driver. The study concludes that the future competitiveness of off-grid offshore hydrogen depends primarily on R&D efforts focused on improving conversion efficiency rather than simple hardware CAPEX reduction.

La presente tesi espone una valutazione tecnico-economica di un sistema integrato per la produzione di idrogeno verde da fonte eolica offshore, analizzata nel contesto strategico del Mar del Nord. La ricerca si focalizza sulla modalità "Island Mode", un'architettura off-grid che prevede l'accoppiamento diretto tra parco eolico ed elettrolizzatore e la trasmissione dell'energia tramite infrastrutture sottomarine in cavo. Buona parte del lavoro di tesi è consistita nello sviluppo di un modello computazionale originale volto a identificare la configurazione di impianto ottimale per minimizzare il Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). Lo strumento è stato progettato con una struttura modulare che, attraverso l'impostazione di specifici parametri di controllo, permette di passare agevolmente tra le diverse configurazioni impiantistiche e di aggiornare automaticamente gli input per riflettere gli scenari temporali al 2025 e al 2030. Per garantire l'accuratezza dei risultati, il modello è stato sottoposto a un processo di validazione attraverso il confronto con l’EHO Calculator (European Hydrogen Observatory), confermando la solidità dello strumento e delle simulazioni effettuate. Dal punto di vista metodologico, la valutazione economica è stata strutturata separando nettamente la fase di generazione elettrica (Upstream) dalla fase di conversione molecolare (Downstream), adottando per ciascuna un distinto approccio di Discounted Cash Flow (DCF). Questo disaccoppiamento finanziario permette di impostare tassi di costo del capitale (WACC) differenti in base allo specifico profilo di rischio dei sistemi: ciò evita di penalizzare gli asset eolici, tecnologia matura e consolidata, con i premi al rischio più elevati tipici delle tecnologie emergenti per l'idrogeno. In questa architettura, l’LCOE calcolato per il parco eolico funge da input primario per determinare l’LCOH finale. Tale analisi economica è stata integrata con una simulazione oraria basata sui dati di rianalisi ERA5, essenziale per quantificare l'impatto dell'intermittenza del vento sulla resa degli elettrolizzatori. L'analisi mette a confronto tre configurazioni (sola generazione elettrica, produzione di idrogeno senza stoccaggio e con stoccaggio integrato), valutate su due orizzonti temporali: una baseline al 2025 (turbine da 10 MW) e uno scenario evolutivo al 2030. La soluzione ottimale emerge in quest'ultimo scenario, dove l'LCOH scende drasticamente a 4,07 €/kg (riduzione del 48% rispetto al 2025). Questo traguardo è frutto di un'ottimizzazione sinergica: l'adozione di turbine offshore da 15 MW, il de-risking finanziario del settore e l'impiego di elettrolizzatori ad alta efficienza. In questo contesto, lo stoccaggio geologico in caverne saline funge da abilitatore critico, permettendo al sistema di operare in regime di baseload con un’affidabilità del 100% e l'azzeramento del curtailment. Infine, l'analisi di sensibilità dimostra che, sebbene lo stoccaggio geologico rappresenti un'architettura intrinsecamente robusta e a bassissimo rischio, il driver economico dominante del sistema è il consumo specifico di energia. Lo studio conclude pertanto che, per garantire la competitività dell'idrogeno off-grid, le future strategie industriali e di ricerca dovranno prioritariamente focalizzarsi sul miglioramento dell'efficienza di conversione degli elettrolizzatori, la quale garantisce ritorni economici ben superiori rispetto alla mera riduzione dei costi di acquisto (CAPEX) dell'hardware.