There is a well-established market for hydrogen, mainly for refining purposes, producing chemicals, and producing fertilizers. Today, almost all hydrogen is sourced from fossil fuels, with less than 1% of hydrogen sourced from renewable sources. Alternative solutions for fossil-free hydrogen are necessary to ensure that the demand for hydrogen can be met in a sustainable fashion. The objective of this study is to analyse the feasibility and cost-effectiveness of combining hydrogen production through electrolysis with electricity production from an array of wave energy converters to supply the hydrogen market with fossil-free hydrogen. A techno-economic analysis is performed for 16 cases of offshore hydrogen production and storage in eastern Japan, using three storage mediums; Compressed hydrogen, liquid hydrogen and ammonia. Technical and economical specifications of all components required for the production systems are modelled for each case to find the most beneficial system through the Levelized Cost Of Hydrogen (LCOH), which is compared to other available renewable and fossil hydrogen sources today. The production systems evaluated in this study reach an LCOH of $5.5-7.1 /kgH2 depending on the hydrogen storage medium, where compressed hydrogen is the cheapest. This can be considered competitive with other renewable hydrogen sources, but not with fossil counterparts. / Det finns en väletablerad marknad för vätgas, främst för raffinering och framställning av kemikalier samt gödningsmedel. Idag produceras nästan all vätgas av fossila bränslen, med mindre än 1% från förnybara källor. Alternativa lösningar för förnybar vätgas är nödvändiga för att möta efterfrågan på ett hållbart sätt. Syftet med denna studie är att analysera om det är ekonomiskt försvarbart att producera vätgas offshore genom elektrolys av el från vågkraftverk för att förse vätgasmarknaden med fossilfri vätgas. Detta utförs genom en tekno-ekonomisk analys av 16 fall av havsbaserad vätgasproduktion och lagring i östra Japan. Fallen behandlar tre lagringsmedium; komprimerad vätgas, flytande vätgas och ammoniak. Tekniska och ekonomiska specifikationer för alla komponenter som krävs för produktionssystemet modelleras för varje fall. Det mest fördelaktiga systemet beräknas genom Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), som jämförs med andra tillgängliga förnybara och fossila produktionssystem för att avgöra systemets konkurrenskraft på marknaden. Produktionssystemen som utvärderas i denna studie har en LCOH från $5.5-7.1 /kgH2 beroende på lagringsmedium, där komprimerad vätgas är det billigaste. Detta resultat kan betraktas som konkurrenskraftigt med andra förnybara vätgaskällor, men inte med fossila motsvarigheter.

This report conducts an in-depth examination of the potential for Small Modular Reactor (SMR)-based hydrogen production in Sweden's emerging nuclear market. Aligned with Sweden's ambitious targets of achieving carbon dioxide neutrality by 2045 and transitioning its steel and industry sectors to fossil-free production by 2035, the report explores the unique value proposition that a focal company can offer. This strategic positioning centres on supplying large volumes of hydrogen to the steel and iron industry while ensuring reliability and stability in production. To safeguard its competitive edge, the focal company leverages lock-in effects, capitalizing on the geographical placement of its facility and the establishment of a long-term Hydrogen Purchase Agreement (HPA) with its customers. Key findings highlight the levelized cost of hydrogen (LCOH) of 3.46 €/kg to 8.27 €/kg in the SMR-based production process. It reveals that transitioning from natural gas-based hydrogen is cost-intensive, resulting in a green premium (GP) ranging from 257% to 1134%. However, when compared to renewable energy sources and other fossil-free competitors, the LCOH proves competitive in every case except for HYBRIT’s, which is relying on low grid electricity prices in Sweden. When stipulating a HPA with a customer and using a real discount rate (RDR) of 3 % and a profit margin (PM) of 50 % over a 20-year analysis period, the project can reach a net present value (NPV) of 920 MEUR and discounted payback time (DPB) of 12 years in the most profitable case. In a more realistic scenario with a RDR of 7% and a PM of 30% the NPV becomes 497 MEUR with a DPB of 13 years. The economic feasibility is in general given at other, less favourable terms as well. This proves that the focal company’s business strategy is feasible. In conclusion, this report offers a strategic pathway for SMR-based hydrogen production in Sweden's evolving nuclear landscape. While feasibility is theoretically established, the presence of uncertainties cannot be overlooked. The report provides valuable insights for influential stakeholders in their decision-making processes and recognizes the substantial challenges and promising opportunities that lie ahead. / Denna rapport genomför en djupgående undersökning av potentialen för vätgasproduktion baserad på små modulära reaktorer (SMR) på den framväxande kärnkraftsmarknaden i Sverige. I linje med Sveriges ambitiösa mål att uppnå koldioxidneutralitet år 2045 och övergå sina stål- och industrisektorer till fossilfri produktion år 2035 utforskar rapporten det unika värdeerbjudandet som ett fokalföretag kan erbjuda. Denna strategiska positionering fokuserar på att leverera stora volymer av vätgas till stål- och järnindustrin samtidigt som tillförlitlighet och stabilitet i produktionen säkerställs. För att skydda sin konkurrensfördel utnyttjar det fokala företaget inlåsningseffekter genom att dra nytta av den geografiska placeringen av sin anläggning och etableringen av ett långsiktigt avtal om vätgasköp (HPA) med sina kunder. De viktigaste resultaten lyfter fram den utjämnade kostnaden för vätgas (LCOH) från 3.46 €/kg till 8.27 €/kg i produktionsprocessen baserad på SMR. Det visar att övergången från naturgasbaserad vätgas är kostnadsintensiv och resulterar i en grön premie (GP) som varierar från 257% till 1134%. Men när den jämförs med förnybara energikällor och andra fossilfria konkurrenter visar LCOH sig vara konkurrenskraftig i varje fall förutom i HYBRIT’s fall, vilket är beroende av låga elnätspriser i Sverige. När ett HPA stipuleras med kunden och man använder en verklig diskonteringsränta (RDR) på 3 % och en vinstmarginal (PM) på 50 % över en 20-års analysperiod, kan projektet nå ett nettonuvärde (NPV) på 920 MEUR och en diskonterad återbetalningstid (DPB) på 12 år i det mest lönsamma fallet. I ett mer realistiskt scenario med en RDR på 7 % och en PM på 30 % blir NPV 497 MEUR med en DPB på 13 år. Den ekonomiska genomförbarheten ges i allmänhet även på andra mindre förmånliga villkor. Det bevisar att det fokala företagets affärsstrategi är genomförbar. Sammanfattningsvis erbjuder denna rapport en strategisk väg för vätgasproduktion baserad på SMR i det svenska utvecklande kärnkraftslandskapet. Även om genomförbarheten teoretiskt är fastställd kan närvaron av osäkerheter inte bortses från. Rapporten ger värdefulla insikter för inflytelserika intressenter i deras beslutsprocesser och erkänner de betydande utmaningar och lovande möjligheter som ligger framöver.

The Next Generation funds have promoted energy transition projects and specially in Spain many green hydrogen projects are being presented throughout the territory. When developing renewable hydrogen-related projects multiple parameters and inputs must be considered since the characteristics of the sites' surroundings will have a great impact in the profitability of the project.  The main objective of this master thesis is to develop a methodology which helps with the process of selecting a suitable site to deploy a green hydrogen production facility. The study is limited to the green hydrogen production through electrolysis in the Valencian Community. It starts with georeferenced data gathering of the identified parameters that may have an impact in the viability of the project such the sun, wind and water resources avaliable as well as the transportation infrastructures and main hydrogen potential consumtions. Special attention is given to the water allocation since hydrogen could be exported and with it, the water resources from the Valencian Community. Afterwards this data is processed in a geographic information system software by performing a multi-criteria weighted overlay analysis. The weight of each criteria is given following the Analytic Hierarchy Process.  Once these steps have been completed, a suitability map of the Valencian Community is obtained in which one can see the most suitable locations to deploy green hydrogen production projects based on the selected criteria. In this thesis, the sites with the highest suitability score are selected in each of the three provinces of the Valencian Community and several parameters such as the green hydrogen production potential in tons/year or the levelized cost of hydrogen (LCOH) have been calculated.  The results showed many similarities among the three locations in terms of green hydrogen production and LCOH due to its relativley close geographical situation. However, interesting findings such as the crucial need of having nearby a source of avaliable water and the key role of desalination plants have been depicted. / Next Generation-fonderna har främjat energiomställningsprojekt och särskilt i Spanien presenteras många gröna vätgasprojekt över hela territoriet. Vid utveckling av förnybara vätgasrelaterade projekt måste flera parametrar och ingångar beaktas eftersom egenskaperna hos platsernas omgivning kommer att ha stor inverkan på projektets lönsamhet.  Huvudsyftet med denna masteruppsats är att utveckla en metod som hjälper till med processen att välja en lämplig plats för att driftsätta en produktionsanläggning för grön vätgas. Studien är begränsad till grön vätgasproduktion genom elektrolys i Valencia-regionen. Den börjar med georefererad datainsamling av de identifierade parametrarna som kan ha en inverkan på projektets genomförbarhet, såsom tillgängliga sol-, vind- och vattenresurser samt transportinfrastruktur och huvudsakliga potentiella vätgasförbrukningar. Särskilt uppmärksamhet ägnas åt vattentilldelningen eftersom vätgas kan exporteras och därmed vattenresurserna från Valencia-regionen. Därefter bearbetas dessa data i ett geografiskt informationssystem genom att utföra en viktad överlagringsanalys med flera kriterier. Vikten av varje kriterium ges enligt den analytiska hierarkiprocessen.  När dessa steg har slutförts erhålls en lämplighetskarta över regionen Valencia där man kan se de lämpligaste platserna för att genomföra projekt för produktion av grön vätgas baserat på de valda kriterierna. I denna avhandling väljs de platser med högst lämplighetspoäng i var och en av de tre provinserna i Valencia-regionen och flera parametrar som den gröna vätgasproduktionspotentialen i ton/år eller den nivellerade kostnaden för vätgas (LCOH) har beräknats.  Resultaten visade många likheter mellan de tre platserna när det gäller produktion av grön vätgas och LCOH på grund av deras relativt nära geografiska läge. Det har dock gjorts intressanta upptäckter, t.ex. det avgörande behovet av att ha en tillgänglig vattenkälla i närheten och avlastningsanläggningarnas nyckelroll.

The exigent need to address climate change and its adverse effects is felt all around the world. As pioneers in tackling carbon emissions, the European Union continue to be head and shoulders above other continents by implementing policies and keeping a tab on its carbon dependence and emissions. However, being one of the largest importers of Natural Gas in the world, the EU remains dependent on a fossil fuel to meet its demands.  The aim of the research is to investigate the barriers and constraints in the EU policies and framework that affects the natural gas decarbonization and to investigate the levelized cost of hydrogen production (LCOH) that would be used to decarbonize the natural gas sector. Thus a comprehensive study, based on existing academic and scientific literature, EU policies, framework and regulations pertinent to Natural gas and a techno economic analysis of possible substitution of natural gas with Hydrogen, is performed. The motivation behind choosing hydrogen is based on various research studies that indicate the importance and ability to replace to natural gas. In addition, Portugal provides a great environment for cheap green hydrogen production and thus chosen as the main region of evaluation.  The study evaluates the current framework based on a SWOT ((Strength, Weakness, and Opportunities & Weakness) analysis, which includes a PESTEL (Political, Economic, Social, Technological, Environmental & Legal) macroeconomic factor assessment and an expert elicitation. The levelized cost of hydrogen is calculated for blue (SMR - Steam Methane Reforming with natural gas as the feedstock) and green hydrogen (Electrolyzer with electricity from grid, solar and wind sources). The costs were specific to Portuguese conditions and for the years 2020, 2030 and 2050 based on availability of data and the alignment with the National Energy and Climate Plan (NECP) and the climate action framework 2050. The sizes of Electrolyzers are based on the current Market capacities while SMR is capped at 300MW. The thesis only considers production of hydrogen. Transmission, distribution and storage of hydrogen are beyond the scope of the analysis.  Results show that the barriers are mainly related to costs competitiveness, amendments in rules/regulations, provisions of incentives, and constraints in the creation of market demand for low carbon gases. Ensuring energy security and supply while being economically feasible demands immediate amendments to the regulations and policies such as incentivizing supply, creating a demand for low carbon gases and taxation on carbon.  Considering the LCOH, the cheapest production costs continue to be dominated by blue hydrogen (1.33 € per kg of H2) in comparison to green hydrogen (4.27 and 3.68 € per kg of H2) from grid electricity and solar power respectively. The sensitivity analysis shows the importance of investments costs and the efficiency in case of electrolyzers and the carbon tax in the case of SMR. With improvements in electrolyzer technologies and increased carbon tax, the uptake of green hydrogen would be easier, ensuring a fair yet competitive gas market. / Det starka behovet av att ta itu med klimatförändringarna och deras negativa effekter är omfattande världen över. Den europeiska unionen utgör en pionjär när det gäller att såväl hantera sina koldioxidberoende och utsläpp som att implementera reglerande miljöpolitik, och framstår därmed som överlägsen andra stater och organisationer i detta hänseende. Unionen är emellertid fortfarande mycket beroende av fossilt bränsle för att uppfylla sina energibehov, och kvarstår därför som en av världens största importörer av naturgas.  Syftet med denna forskningsavhandling är att undersöka befintliga hinder och restriktioner i EU: s politiska ramverk som medför konsekvenser avkolningen av naturgas, samt att undersöka de utjämnande kostnaderna för väteproduktion (LCOH) som kan användas för att avkolna naturgassektorn. Därmed utförs en omfattande studie baserad på befintlig akademisk och vetenskaplig litteratur, EU: s politiska ramverk och stadgar som är relevanta för naturgasindustrin. Dessutom genomförs en teknisk-ekonomisk analys av eventuella ersättningar av naturgas med väte. Valet av väte som forskningsobjekt motiveras olika forskningsstudier som indikerar vikten och förmågan att ersätta till naturgas. Till sist berör studien Portugal. som tillhandahåller en lämplig miljö för billig och grön vätgasproduktion. Av denna anledning är Portugal utvalt som den viktigaste utvärderingsregionen.  Studien utvärderar det nuvarande ramverket baserat på en SWOT-analys ((Strength, Weakness, and Opportunities & Weakness), som inkluderar en PESTEL (Political, Economical, Social, Technological, Environmental och Legal) makroekonomisk faktoranalys och elicitering. Den utjömnade vätekostnaden beräknades i blått (SMR - Ångmetanreformering med naturgas som råvara) och grönt väte (elektrolyser med el från elnät, sol och vindkällor). Kostnaderna var specifika för de portugisiska förhållandena under åren 2020, 2030 och 2050 baserat på tillgänglighet av data samt anpassningen till den nationella energi- och klimatplanen (NECP) och klimatåtgärdsramen 2050. Storleken på elektrolyserar baseras på den nuvarande marknadskapaciteten medan SMR är begränsad till 300 MW. Avhandlingen tar endast hänsyn till produktionen av vätgas. Transmission, distribution och lagring av väte ligger utanför analysens räckvidd.  Resultaten visar att hindren är främst relaterade till kostnadskonkurrens, förändringar i stadgar och bestämmelser, incitament och begränsningar i formerandet av efterfrågan på koldioxidsnåla gaser på marknaden. Att säkerställa energiförsörjning och tillgång på ett ekonomiskt hållbart sätt kräver omedelbara ändringar av reglerna och politiken, såsom att stimulera utbudet, att skapa en efterfrågan på koldioxidsnåla gaser och genom att beskatta kol.  När det gäller LCOH dominerar blåväte beträffande produktionskostnaderna (1,33 € per kg H2) jämfört med grönt väte (4,27 respektive 3,68 € per kg H2) från elnät respektive solenergi. Osäkerhetsanalysen visar vikten av investeringskostnader och effektiviteten vid elektrolysörer och koldioxidskatten för SMR. Med förbättringar av elektrolys-tekniken och ökad koldioxidskatt skulle upptagningen av grön vätgas vara enklare och säkerställa en rättvis men konkurrenskraftig gasmarknad.

There has recently been an increased interest in hydrogen, both as a solution for seasonal energy storage but also for implementations in various industries and as fuel for vehicles. The transition to a society less dependent on fossil fuels highlights the need for new solutions where hydrogen is predicted to play a key role. This project aims to investigate technical and economic outcomes of different strategies for production and storage of hydrogen based on hydrogen demand and source of electricity. This is done by simulating the operation of different systems over a year, mapping the storage level, the source of electricity, and calculating the levelized cost of hydrogen (LCOH). The study examines two main cases. The first case is a system integrated with offshore wind power for production of hydrogen to fuel the operations in the industrial port Gävle Hamn. The second case examines a system for independent refueling stations where two locations with different electricity prices and traffic flows are analyzed. Factors such as demand, electricity prices, and component costs are investigated through simulating cases as well as a sensitivity analysis. Future potential sources of income are also analyzed and discussed. The results show that using an alkaline electrolyzer (AEL) achieves the lowest LCOH while PEM electrolyzer is more flexible in its operation which enables the system to utilize more electricity from the offshore wind power. When the cost of wind electricity exceeds the average electricity price on the grid, a higher share of wind electricity relative to electricity from the grid being utilized in the production results in a higher LCOH. The optimal design of the storage depends on the demand, where using vessels above ground is the most beneficial option for smaller systems and larger systems benefit financially from using a lined rock cavern (LRC). Hence, the optimal design of a system depends on the demand, electricity source, and ultimately on the purpose of the system. The results show great potential for future implementation of hydrogen systems integrated with wind power. Considering the increased share of wind electricity in the energy system and the expected growth of the hydrogen market, these are results worth acknowledging in future projects.