En omställning till ett mer hållbart samhälle pågår både nationellt och internationellt. Arbete läggs på att öka andelen förnyelsebara energikällor där solceller är en populär produkt. När effekttopparna och de förnyelsebara energikällorna ökar i det svenska stamnätet så skapas ett behov av att lagra stora mängder energi. Att lagra den mängden energi i batterier skulle bli kostsamt. Resultatet från utredningen tyder på att vätgas är ett lämpligt alternativ då omvandlingsprocesserna genererar både elektrisk och termisk energi. Komponenterna som används är ursprungligen från industrin vilket gör dom överdimensionerade för vanliga hushåll. Optimalt används vätgassystem i flerfarmilsbostäder där både den termiska energin och elektriska energin kan nyttjas.

As a result of the Paris Agreement goals of reducing emissions by the year 2050, pressure is put on Europe to implement energy transition policies and strategies. Sweden has been one of the pioneers in clean energy with its sustainable energy mix based on renewables. However, solving the issue of energy storage for dynamic balance of supply and demand remains one of the biggest challenges.  Hydrogen is nowadays considered an economically viable energy carrier. It is expected to play a key role in boosting the future energy transition in sectors such as transport and steel industries. These sectors which stand for most greenhouse gases emissions in Sweden, can now be subject for decarbonization thanks to green hydrogen implementation in combination with electrification. The purpose of this paper is to develop and investigate the viability of using the excess of electricity from solar photovoltaics at Uddevalla port for producing hydrogen gas. RISE (Research Institutes of Sweden) provided most of the input data such as the planned solar electricity production and the port energy profiles as well as the potential energy and hydrogen gas demand, only to name a few. The study mainly consists of two parts. A literature study that presents the different methods of hydrogen gas generation and a current study that uses collected data for the calculation of hydrogen gas potential at Uddevalla port. The literature study presents the state of art technologies for electrolysis process, Sweden's energy transition and hydrogen strategies, hydrogen gas applications and future investments in the area of interest. Consequently, four different scenarios have been implemented and simulated to both calculate the potential hydrogen production and investigate the economic viability of such a system increase in the future.  The results show that it is not economically viable to produce hydrogen using only the surplus of electricity from the solar energy production. Such a system would require a large installed capacity of the electrolyser and would produce few operating hours. The results also show that the Alkaline electrolyser generates higher profits and that it would be relatively easy to expand the production capacity.  Lastly, as the study did not extensively take all key parameters into account for such a system and exclusively covers production, further studies and calculations need to be conducted considering the actual increase in electricity prices as it is an important variable that has a major impact on the economic feasibility. Furthermore, the new port construction is still under planning and thus input data may vary and differ from those used in this study. / Projekt NEMO - nollemissionsområde med hamn och industri

Vätgas har en potential som energibärare som har möjlighet att användas i fastigheter. Genom elektricitet och en elektrolysör kan vätgas utvinnas ur vatten för att sedan lagras i tankar. Vätgasen kan sedan passera genom en bränslecell för att generera elektricitet och värme. Genom att göra vätgas under sommarhalvåret när förnyelsebara energikällor som solkraft producerar som mest effekt kan vätgas produceras och lagras till vinterhalvåret. Under vinterhalvåret kan vätgasen används som ett energilager som förser systemet med el. Att använda ett vätgassystem ger förmågan att självförsörja fastigheter med förnybar energi. Flera projekt som använder tekniken undersöks och riktvärden för att möjliggöra dess användning i fastigheter tas fram. Tekniken bedöms vara potentiellt användbar med dyr och tekniskt utmanande men med en stor utveckling på gång. / Hydrogen can be used as an energy carrier with potential in buildings and households. Hydrogen gas can be extracted from water by an electrolyser and then stored in tanks. When needed, the hydrogen gas can then be converted by a fuel cell to electricity and heat. During the summer, when renewable energy sources such as solar power produce extra power, hydrogen can be produced and stored. During the winter, the hydrogen gas can be an extra energy source that supplies the system. Using a hydrogen system is an important step toward shaving households with self-supply of renewable energy. In this work, several projects that use this technology are investigated and guideline values for presuming its use in real estate are developed. The technology is considered to be potentially useful. However, it is expensive and technically challenging with major developments underway.

I Uppsala är elnätet hårt belastat vilket gör att den tillgängliga effekten är begränsad och varierar beroende på om det är höglasttid eller låglasttid. Ett sätt att förhålla sig till situationen är att ta fram energieffektiva lösningar och att bättre utnyttja de resurser som redan finns tillgängliga. Vätgas är en molekyl som har många tillämpningsområden och som därmed spelar en viktig roll i en sådan energiomställning. Projektet undersöker möjligheterna att integrera en elektrolysör, som skapar vätgas från vatten och elektricitet, till metaniseringsprocessen på Kungsängens gård i Uppsala med hjälp av en simulering byggd i Excel. Kungsängens gård är en biogasanläggning där kompost och avfall omvandlas till biogas som i sin tur kan användas som bränsle till Uppsala Regionens bussar. Med en installerad solcellseffekt på 4 200 kW och drygt 3 000 kW installerad effekt av vindkraftverk kan tre extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med en elektrolysör på 2 000 kW. Med enbart en installerad solcellseffekt på 4 200 kW kan två extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med hjälp av en elektrolysör på 1 800 kW. I båda scenarierna skulle det dock krävas en vätgastank för att kompensera för säsongsvariationer i energitillförseln till elektrolysören. Även scenarier där el från elnätet används undersöks i projektet. Att använda vätgasen direkt som bränsle, alternativt omvandla vätgasen till el med en bränslecell och använda denna för att driva elbussar, skulle kunna driva ungefär dubbla antalet bussar men skulle kräva nya investeringar.

År 2045 är det långsiktiga målet för Sverige att inte ha några nettoutsläpp av växthusgaser. För att nå nettonollutsläpp görs satsningar på förnybara energikällor som vind- och solenergi. Dessa energikällor har en ojämn energiproduktion och på grund av det ökar intresset för att lagra energin, vilket är möjligt med vätgas. Syftet med examensarbetet är att utreda möjligheterna för ett radhus, punkthus och lamellhus placerade i Gävle att bli självförsörjande med solceller och vätgaslager. Studien är baserad på datainsamling och simulering. Simuleringar utförs i programvarorna IDA ICE och Winsun PV för att ta fram byggnadernas energianvändning och solelproduktion. Simuleringar utförs även i Excel där en egen beräkningsmodell har skapats för vätgassystemet. Det som presenteras i rapportens metod är hur beräkningsmodellen har byggts upp och de grundekvationer som har använts. De frågeställningar som ställs och besvaras är: Hur påverkas självförsörjningsgraden av el och värme för flerbostadshus genom installation av solceller och vätgaslagring? Hur påverkar husens utformning självförsörjningsgraden? Hur påverkar solceller och vätgaslager husens utsläpp av växthusgaser? Husmodellerna som analyseras har olika förutsättningar och förses med olika storlekar på elektrolysör och vätgaslager samt ett varierat antal bränsleceller. Husmodellerna utgår alla ifrån ett tomt lager och simuleras för två år. När analysen är genomförd utses de mest lämpade husmodellerna med högst självförsörjningsgrad. Därefter görs en analys av hur stora besparingar av växthusgasutsläpp som kan göras vid inrättande av solcells- och vätgassystem. Resultatet visar att självförsörjningsgraden är som högst för radhuset och punkthuset. För dessa system är självförsörjningsgraden 93 % respektive 89%. Lamellhuset har lägst självförsörjningsgrad, 71 %. Slutsatsen är att antal hushåll att försörja samt de olika husmodellernas förutsättningar att installera solceller har en betydande inverkan på självförsörjningsgraden. Vid inrättandet av solcells- och vätgassystem minskar utsläppen av växthusgaser med 36– 44 %. Följande visar på att inrättande av hållbara energisystem är en förutsättning för omställningen till förnybara energisystem och därmed nå klimatmålen. / In 2045, the long-term goal for Sweden is to have no net emissions of greenhouse gas. To reach net zero emissions, investments are made in renewable energy sources such as wind and solar energy. These energy sources have an uneven energy production, due to this there is an increase in interest for storing energy in the form of hydrogen. The aim of the thesis is to investigate the possibilities for a terraced house, tower block and low-rise apartment building located in Gävle to become self-sufficient with solar power and hydrogen storage. The study is based on data collection and simulation. The software IDA ICE and Winsun PV were used to simulate the buildings electricity needs and solar production. In Excel, a separate calculation model has been created for the hydrogen system. The method of the report presents how the calculation model has been constructed from the basic equations used. The question statements are: How is the degree of self-sufficiency of electricity and heat for apartment buildings affected by the installation of solar cells and hydrogen storage? How does the design of the houses affect the degree of self-sufficiency? How do solar cells and hydrogen storage affect greenhouse gas emissions? The house models analyzed have different prerequisites and are equipped with different sizes of electrolyser, fuels cells and hydrogen storage. The house models are all based on an empty storage and simulated for two years. Once the analysis is completed, the most suitable house model with the highest self-sufficiency rate is selected. This is followed by an analysis of how much greenhouse gas emissions can be saved by installing a solar and hydrogen system. The results shows that the self-sufficiency is highest for the terraced house and tower block. For these systems, the degree of self-sufficiency is 93% and 83%. The low-rise building has the lowest degree of self-sufficiency, 71%. The conclusion is that the number of households to support and the various house models’ conditions for installing solar cells have a significant impact on the degree of self-sufficiency. When using solar cells with hydrogen storage, greenhouse gas emissions are reduced by 36-44%. This shows that the establishment of sustainable energy systems is the prerequisite for the transition to renewable energy systems in order to reach the climate goals.

This work aims and is based on a desire by Euromekanik AB and PowerCell AB to design a calculation model for energy optimization and dimensioning of hydrogen storage. For this, a simulation tool has been created, which in this work is evaluated based on a project Euromekanik and PowerCell have with the brewery ÅBRO. ÅBRO requests the results of 10 trucks that are to be refueled with self-produced hydrogen, the hydrogen is also to be converted and support the own electricity consumption. The hydrogen system broadly consists of an electrolyser, fuel cell and hydrogen storage.  The questions that were asked and answered was: How should the components be dimensioned? How should the warehouse be dimensioned? Which scenario is the most energetically and financially profitable? What could further expansion of energy production look like? The scenarios were divided into three different ones with different sizes of electrolyser. After that, they were divided into a and b scenarios, which had different sizes of fuel cell. When the analysis was completed, the two best scenarios with the optimal storage size was selected, then an analysis is made of how the installation of a wind turbine would have worked in combination with these systems in comparison to expanding the solar cell plant. The result obtained is that the method part answers how a calculation model for energy optimization and dimensioning of hydrogen storage can look like. Scenario 2a with storage size of 1 ton is best from an economic and energy perspective. However, if energy production were to be expanded further, scenario 3a with a storage size of 1.5 tones would be best from an energy perspective.

Hydrogen gas (H2), that is not produced from fossil oil or natural gas, is expected to become a cornerstone in the energy transition strategy in Europe. The recent years, technological and economic advances in the electrolyzer area, along with political and corporate support, have put H2 at the forefront of many countries’ climate change agenda. Consequently, green H2 is poised to play a large role in the coming energy transition to combat climate change. The possible advantages of integrating H2 production with a combined heat and power plant, or CHP, is investigated in this study. More precisely, the water electrolysis is carried out based on the purified flue gas condensate water and excess heat is recovered as district heating. A comparison of today’s three most common electrolyzer technologies was made, where Proton Exchange Membrane, or PEM, technology was chosen for this project, mainly for its high purity of H2 gas, robust construction, and the ability to run it as a fuel cell. Based on a mass and energy balance, a model including the integration of a PEM with a generic CHP plant was developed. The model was made modifiable, making it possible to change governing parameters, to be able to investigate different possible scenarios. Production flows, losses and other relevant data was calculated from the model. Operational data for the PEM electrolyzer were collected from several manufacturers where a mean value of the data was used as a base-case for the calculations. Based on literature and consulting experts, several assumptions were made, for example the selling price of H2 and the price for electricity. From the base-case were two cases made: a linear and non-linear case. The linear case uses the same input data each year for 20 years, while the non-linear case uses a changing input data each year for 20 years. Calculations were based on an electrolyzer size of 1,4 MW, where auxiliary equipment consumed additional 0,04 MW, resulting in a total energy consumption of 1,44 MW. An operational temperature of 80°C was assumed along with an operational pressure of 5 and 30 bar for the anode and cathode respectively. This resulted in an H2 production flow of 26 kg/h, a process water requirement of 0,2 m3/h, and a possible heat recovery amount of 0,34 MWh with a relevant temperature for the use in district heating. The study shows that the condensate-water at E.ON could provide for ~4000 hours of operation in the wintertime. To enable full operation all year around, a purchase of tap water would be necessary. The economical calculations resulted in an H2 production cost of 53 SEK/kg for the linear case and 58 SEK/kg for the non-linear case. The linear case showed a positive internal rate of return, or IRR, of 1,7%, while the non-linear case resulted in IRR < -25%. A sensitive analysis was made to examine governing parameters. The results of the sensitivity analysis showed that the largest driving variables, that significantly affect the IRR, are the price for electricity and the selling price for H2. The largest OPEX cost was found to be the price of electricity. The results showed that it is feasible to produce H2 at E.ON Örebro in a resource efficient way under certain circumstances, correlated to the electricity and H2 market. With a low electricity price and a selling price of ~50 SEK/kg for H2, good profitability is expected.  It is also clear that future work should focus the areas of O2 usage, infrastructure, and market investigation for a more definitive conclusion.

The need for energy and fuels is predicted to grow within the next decades, in parallel to the need of decreasing the emissions to air and water to operate within the planetary boundaries. The alternatives to consider as energy or fuel options need to be environmentally friendly, evaluated over the whole life cycle. Hydrogen is one of the considered alternatives because it contains no carbon and has a good environmental performance when produced from renewable sources. It can be produced by a variety of methods, where electrolyzers have a good potential environmental impact if powered by renewable energy. Electrolyzers cleave water into hydrogen and oxygen, by using electricity and water. There are currently four technologies on the market or under development but there is a lack of LCA-studies that compare these. This study is an attributional LCA-study, evaluating the potential environmental performance of two electrolyzers: PEMEC and SOEC. The result from this study is thereafter compared to a parallel study of one other electrolyzer: Alkaline. The LCA study considers six impact categories: Abiotic Depletion (element), Abiotic Depletion (fossil), Acidification Potential, Eutrophication Potential, Global Warming Potential and Photochemical Ozone Creation Potential. The system boundary is set as cradle to gate. The electricity source for hydrogen production is evaluated in a sensitivity analysis, together with a scenario of future estimated developments. The electricity during hydrogen production has the highest impact of the life cycle for PEMEC and SOEC, where the energy source has a great impact on the result. PEMEC has the lowest potential environmental impact, in comparison to Alkaline and SOEC, which comes from low energy consumption and low weight of materials with high environmental impact. / Energi- och bränslebehovet förväntas öka inom de närmsta decennierna, samtidigt som utsläpp till luft och vatten måste minska för att nå uppsatta klimatmål. De alternativ som tas fram behöver vara miljövänliga, med bra klimatresultat sett över hela livscykeln. Vätgas är ett alternativ som övervägs, på grund av högt energiinnehåll och låga utsläpp till följd av att den är fri från kol. Vätgas kan produceras med en mängd metoder, där genom elektrolys anses vara en av de bästa teknikerna ur miljösynpunkt. En elektrolysör producerar vät- och syrgas genom att sönderdela vatten med hjälp av elektricitet. Det finns fyra elektrolys-varianter på marknaden och under utveckling, men det saknas LCA-studier där dessa jämförs mot varandra. Denna studie är en bokförings LCA av två elektrolyser: PEMEC och SOEC, som jämförs med resultatet från en parallell studie av en annan elektrolys-typ: Alkalisk. Potentiell miljöpåverkan mättes i sex stycken kategorier: resursutarmning (fossila resurser och ämnen), försurning, övergödning, global uppvärmning och fotokemiskt marknära ozon. Systemgränsen är satt från råmaterialutvinning till vätgasproduktion. Valet av elektricitetskälla för vätgasproduktion utvärderas i en känslighetsanalys, tillsammans med påverkan av framtida teknikers konstruktion. Livscykelfasen ”produktion av vätgas” har övervägande högst påverkan över livscykeln för SOEC och PEMEC, där elektriciteten är den bidragande faktorn. Elektrolysmodellen PEMEC har uppskattningsvis lägst miljömässig påverkan över livscykeln. Den låga påverkan för PEMEC kan härledas till låg elektricitetsförbrukning under vätgasproduktionen samt låga vikter av material med hög miljömässig påverkan.

Power to X, hereinafter PtX, is a conversion of electricity into some kind of energy carrier, such as gas or liquid. The purpose of the technique is often to store “excess” energy from renewable energy sources, usually wind power, in order to use it later. One aspect ofPtX is Power to Gas, hereinafter PtG, which involves the conversion of electricity often by the use of an electrolyser into a gaseous energy carrier, such as hydrogen or methane. The technology is a promising strategy for balancing the electricity supply in countries that striveto have near zero carbon dioxide emissions and have to rely on renewable energy sources. Another part of PtX that has received more attention lately and that may be important in the future, with more fluctuating electricity prices due to a larger share of renewableenergy in the energy systems, is the technique Power to gas to power, PtGtP. In PtGtP electrical energy, often with the help of anelectrolyser, is converted and stored in a gaseous energy carrier and later on when there is an electricity shortage it is converted backinto electrical energy through fuel cells. PtGtP can therefore be seenas a further development of PtG. The purpose of the study is therefore to investigate the potential forPtX, more specifically PtG and PtGtP in Sweden in terms ofprofitability. PtG was investigated considering production of hydrogenand methane where the hydrogen was sold as fuel for vehicles and the methane was injected into the gas distribution network in Stockholm.The methane production also results in surplus heat which was injected into the district heating network. To investigate this, a qualitativecase study was carried out on two hypothetical facilities. One fromthe Swedish company Euromekanik, that produces hydrogen and one from the German company Electrochaea that produces methane. Euromekanik’s facility was also used for the PtGtP application. The results weremainly based on the electricity prices of 2019. However, electricityprices for 2017, 2018 as well as more volatile electricity prices havebeen examined. Simulations of the input- and output flows in thefacilities have been performed in MATLAB and profitabilitycalculations have been performed using the net present value methodand the profitability index. A sensitivity analysis was conducted inwhich the values of the most important parameters were varied. The results regarding PtG in this study show that the idea ofproduction should take place when the electricity prices are low canbe rejected. The results also show that the conversion of hydrogeninto methane decreases the profitability. Running the PtG plant allhours of the year and producing hydrogen is therefore the mostprofitable design of the plant, even though this set-up still resultsin a negative net present value of approximately 24 MSEK after 20years. The result from the investigation of PtGtP shows that due tothe low system efficiency, the electricity sold back to the grid needsto have a price of 5000-6000 SEK/MWh for the plant to break-even when purchasing electricity a fourth of the hours of the year with thelowest electricity price. With the pattern and prices on the Swedish electricity market today this technique will not be profitable.However, both PtG and PtGtP will most likely have another value than solely the economic profitability in terms of energy storage andsystem balancing functions, though that has not been examined in this thesis.

The interest in hydrogen as an energy carrier is growing. The whole world is investing in development of the technology surrounding hydrogen. In general the research regarding hydrogen focuses on hydrogen as an energy carrier, either for transportation as fuel or for storage and usage at a more profitable time or in times of need. In Sweden most of the current research focus on the transportation sector. This thesis explores the other part, stored hydrogen used at a more profitable time. A biogas-plant outside Uppsala city is used as a case exploring if the investment in hydrogen production and storage in combination with a battery storage is economically feasible. A model of a battery, an electrolyser and a hydrogen storage were created in Simulink where the output is the power flow: optimised towards the highest economic profit. Then, an economic analysis is made to explore the feasibility of the investment. The results show that the investment is not feasible in 2021. If the investment cost of the hydrogen system is reduced by 60%, the maintenance costs are reduced by 20% and the profit is increased by 50% the investment becomes feasible with a payback period of 15,2 years. These changes are reasonable in the coming 10 to 20 years with hydrogen technology developing and an increasingly unstable electric grid allowing for higher compensation for frequency regulating services. / Intresset för vätgas som energibärare växer. Hela världen investerar i forskningen kring vätgas. Oftast inriktar forskningen sig på vätgas som en energibärare med två tydliga huvudfokus: som bränsle för transporter eller för lagring och att använda energin vid ett bättre tillfälle. I Sverige fokuserar den mesta forskningen på transportsektorn. Denna rapport bearbetar den andra delen, att använda vätgas för lagring och utnyttja den vid ett mer lönsamt tillfälle eller vid behovssitutioner, till exempel då elnätet blir instabilt. En biogasanläggning utanför Uppsala används som ett fall för att undersöka om investeringen i vätgasproduktion och lagring i kombination med ett batterilager är ekonomisk lönsamt. En modell av ett batteri, en elektrolysör och ett vätgaslager skapades i Simulink där utparametern är effektflödet optimerad mot ekonomisk lönsamhet. Sen undersöktes systemet ekonomiskt utifrån effektflödet för att undersöka om investeringen var lönsam. Resultatet visade att så inte var fallet: det krävs en sänkt investeringskostnad för vätgassystemet med 60%, de årliga kostnaderna behöver sjunka med 20% och den årliga vinsten behöver öka med 50% för att investeringen ska bli lönsam med en återbetalningstid på 15,2 år. Dessa förändringar kan dock ske inom de kommande 10 till 20 åren då vätgasteknologin fortsätter utvecklas samtidigt som ett allt mer instabilt elnät bidrar till möjligheten för ökad ersättning för frekvensregleringstjänster.