Energy and economics in the green hydrogen production chain considering uncertainties

Hydrogen plays a pivotal role in industrial applications, particularly in ammonia synthesis and oil refining, and has recently attracted significant attention as a clean energy vector due to its potential to reduce greenhouse gas emissions when produced from renewable sources. This study investigates the integration of green hydrogen production chains with renewable energy systems for industrial applications, focusing on a case study in Germany. The industrial facility, characterized by a stable but time-varying electrical load, aims to reduce carbon emissions while minimizing capital expenditure. The proposed system includes a photovoltaic (PV) plant and two energy storage options: lithium-ion batteries and hydrogen-based storage through electrolysis and fuel cell reconversion. Three system configurations—battery-only, hydrogen-only, and hybrid storage—are analysed, both in grid-connected and off-grid scenarios. The system is modelled as a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) problem, developed in Python and solved using the Gurobi optimizer. Time-series inputs include industrial energy demand, solar radiation, and electricity market prices. Due to computational constraints, typical days were selected using clustering methods to approximate annual system behaviour. The results indicate that off-grid configurations are unfeasible, primarily due to the excessive PV and storage capacity required to ensure energy autonomy throughout the year. Among the grid-connected scenarios, battery storage proves more effective than hydrogen storage in both economic and environmental performance. This is mainly due to the lower round-trip efficiency and higher capital costs associated with hydrogen technologies. Sensitivity analyses reinforce these findings, showing that—under current cost and efficiency assumptions—hydrogen storage is not a competitive solution. Even when investment costs are reduced, system inefficiencies in the hydrogen chain remain a dominant limiting factor. Additionally, the impact of investment cost variations on the overall cost structure is relatively limited, given the modelling assumptions. The results show that, independently of the investment cost scenarios, the share of each cost component on the final costs remains almost unchanged. The main reason for that was found on the emissions constraint, which limits grid energy import and forces a minimum amount of renewables to be included in the optimal solution, in order to reduce emissions associated with energy supply. Finally, with today’s grid emission factor, setting the emissions reduction constraint at higher levels than 50% resulted in infeasible models. The integration of hydrogen as an energy storage solution offers several advantages, particularly in terms of long-term storage capabilities. Unlike batteries, which suffer from self-discharge over time, hydrogen storage systems can retain energy with minimal losses over extended periods. Simulation results indicate that, contrary to common expectations, the hydrogen storage chain is not prohibitively expensive in terms of capital cost. Rather, its main drawback lies in its significantly higher energy consumption during the conversion and reconversion processes, which negatively impacts global system efficiency and economic viability. Overall, this thesis supports the strategic development of hydrogen in industrial decarbonization pathways and identifies key areas for further optimization.

L’idrogeno riveste un ruolo fondamentale nelle applicazioni industriali, in particolare nella sintesi dell’ammoniaca e nella raffinazione del petrolio, e ha recentemente suscitato un crescente interesse come vettore energetico pulito, grazie al suo potenziale di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra quando prodotto da fonti rinnovabili. Il presente studio analizza l’integrazione di catene di produzione di idrogeno verde con sistemi energetici da fonti rinnovabili per applicazioni industriali, con riferimento a un caso studio situato in Germania. L’impianto industriale oggetto di studio è caratterizzato da un profilo di domanda elettrica stabile ma variabile nel tempo, e ha come obiettivo la riduzione delle emissioni di carbonio, minimizzando al contempo gli investimenti in conto capitale. Il sistema proposto include un impianto fotovoltaico (FV) e due opzioni di accumulo energetico: A)batterie agli ioni di litio, B) accumulo a idrogeno tramite elettrolisi e successiva riconversione tramite celle a combustibile e C) configurazione ibrida, composta da una combinazione di A e B. Le tre configurazioni del sistema sono analizzate in scenari sia connessi che disconnessi dalla rete elettrica. Il sistema è modellato come un problema di programmazione lineare mista intera (MILP), sviluppato in Python e risolto tramite il solutore Gurobi. Gli input temporali comprendono la domanda energetica dell’impianto, la radiazione solare e i prezzi dell’energia elettrica sul mercato. Per limitare il carico computazionale, sono stati selezionati giorni tipici mediante tecniche di clustering, al fine di approssimare il comportamento annuale del sistema. I risultati mostrano che le configurazioni in isola non sono realizzabili, a causa della necessità di sovradimensionare eccessivamente l’impianto FV e i sistemi di accumulo per garantire l’autosufficienza energetica durante tutto l’anno. Tra le configurazioni connesse alla rete, lo stoccaggio a batteria risulta più efficace rispetto all’accumulo a idrogeno, sia in termini economici che ambientali. Ciò è principalmente attribuibile alla minore efficienza del ciclo completo e ai costi di investimento associati alle tecnologie dell’idrogeno. Le analisi di sensitività confermano tali risultati, evidenziando che, alle attuali condizioni di costo ed efficienza, lo stoccaggio a idrogeno non risulta competitivo. Anche ipotizzando una riduzione dei costi di investimento, le inefficienze della catena dell’idrogeno continuano a rappresentare un limite significativo per la sua adozione. Inoltre, l’impatto delle variazioni dei costi di investimento sulla composizione complessiva dei costi è risultato relativamente contenuto, nell’ambito delle ipotesi adottate dal modello. I risultati mostrano infatti che, indipendentemente dallo scenario di costo considerato, la ripartizione percentuale dei diversi componenti di costo sui costi totali rimane pressoché invariata. La causa principale risiede nel vincolo sulle emissioni, che limita l’importazione di energia dalla rete e impone un livello minimo di integrazione delle fonti rinnovabili nella soluzione ottimale, al fine di contenere le emissioni associate all’approvvigionamento energetico. Infine, con il fattore di emissione della rete attualmente in vigore, fissare un obiettivo di riduzione delle emissioni superiore al 50% ha comportato l’infattibilità del modello. Complessivamente, questo lavoro fornisce un supporto alla pianificazione strategica dello sviluppo dell’idrogeno nei percorsi di decarbonizzazione industriale, individuando al contempo aree chiave per ulteriori ottimizzazioni.