Vätgas producerad från förnybar el har en stor potential att minska utsläppen från flera olika branscher. Detta genom att införa nya innovativa ändamål och även genom storskalig ersättning av vätgas som idagproduceras med fossila bränslen. Men för en storskalig förändring behöver kostnaden för förnybar vätgasproduktionsjunka. Förutom den generella teknikutveckling och storskalighetsfördelar finns det effektivasätt att bättre nyttja existerade teknik för att sänka kostnaden för vätgas mot slutkund. Exempel på detär försäljning av spillvärme från systemet till lokala fjärrvärmesystem samt nyttjandet av vätgassystemetför att agera på balansmarknader. Denna studie undersökte hur ett vätgassystem innehållandes elektrolysörer, lager, kompressor och gasturbinerkan utformaras och driftas för att på ett effektivt sätt agera på marknader för el och vätgas. Det gjordes genom att studera hur en anläggning kopplat till vindkraftsproduktion genom ett Power purchaseagreement (PPA) kan utformas och driftas för att tillgodose ett industriellt vätgasbehov. Stort fokus ladespå hur ett sådant system kunde nyttjas för att agera på balansmarknader genom att sälja stödtjänsteroch hur erbjudandet av stödtjänster påverkade resten av vätgassystemet. Fallstudien som genomfördes utgick från ett potentiellt vätgassystem i Helsingborg med två stora industriellakunder som ville skifta från nyttjandet av vätgas producerad genom ångreforming till vätgasproducerad genom elektrolys med förnybar el. Då mycket fokus i studien var på balansmarknader ochflexibilitet ansågs PEM-elektrolsyören var den bäst lämpade. Vidare valdes komprimerad vätgaslagringoch ett antal alternativ för vätgasturbiner. Då produktionen var kopplad till en intermittent energikällagjordes bedömningen att systemet skulle vara assisterat med möjligheten att handla el på dagenföre- ochintradagsmarknaden. Om all eltillförsel skulle ske från vindkraften hade lagret behövt vara orimligt stortför att säkerställa förmågan att klara leveranskrav under perioder med låg elproduktion. För att analyseradet valda systemet modellerades ett vätgassystem i Energy Optima 3, en programvara som nyttjar linjärprogrammering för totaloptimering av energisystem. För att undersöka hur dem olika komponenternaskulle dimensioneras gjordes ett antal helårsoptimeringar med tidsupplösning om en timme för att se hursystemet presterade med olika kombinationer av storlek på elektrolysör, lager samt typ av gasturbin. Vid värdering av vilken konfiguration som var mest lämpad användes den utjämnade vätgaskostnaden.Den konfiguration som bedömdes vara mest lämpad för det studerade fallet var en PEM-elektrolysör på 55MW, ett komprimerat lager som motsvarade 12 timmars behov från kunderna och en gasturbin på 24 MW.Den konfigurationen kunde under den studerade tidsperioden producera vätgas till en utjämnad kostnadpå 4,7 EUR/kg. Allmänt kan sägas att studien visade att agerande på balansmarknaden gav stor intäkterför systemet och hade en betydande påverkan på systemets lönsamhet. Försäljning av spillvärme hade idet studerade fallet inte en lika kritiskt påverkan på systemet då intäkter var betydligt lägre. En viktigtinsikt från studien var att värdet av att agera på dem olika marknaderna ofta ställdes mot varandradå deltagande på balansmarknaden ibland innebar att elektrolysören inte kunde nyttja all kapacitet.Samtidigt innebar uppbunden kapacitet på balansmarknaden att flexibiliteten i systemet inte kundenyttjas för att agera på intradagsmarkanden och/eller hantering av prognosfel från vindkraftsproduktion. Studien visade allmänt att utformning och prissättning av PPA har en avgörande roll i ett vätgassystemsgångbarhet. I studien användes ett pay-as-produced-avtal, vilket resulterade i att elektrolysören vid vissatillfällen hade underskott på el (och el från intradagsmarknaden behövde köpas in för att kompensera)och vid vissa tillfällen var det överskott på el (och el behövde säljas vidare på dagenföre- eller intradagsmarknaden.)Vidare bedömdes försäljning av vätgas med långsiktiga kontrakt vara det mest lämpadealternativet då det säkrar intäkter för vätgas producenter och tillgången på vätgas till för industrierna. / Hydrogen produced from renewable electricity has significant potential to reduce emissions in variousindustries, both through new innovative applications and as a large-scale replacement for hydrogen currentlyproduced using fossil fuels as a feed stock. However, in order for large scale adaptation of renewablehydrogen the costs associated with it must decrease. In addition to technological advancements and economiesof scale, there are effective ways to better utilize existing technology to lower the cost of hydrogenfor end user. Examples include selling excess heat from the system to local district heating networks ifthe location of the electrolyzer allows for it, as well as utilizing the hydrogen system to participate inbalancing markets. This study investigated how hydrogen systems containing electrolyzers, storage, compressors, and gasturbines can be designed and operated to effectively participate in electricity and hydrogen markets. Itwas done by studying how a facility connected to wind power production through a Power PurchaseAgreement (PPA) can be designed and operated to meet an industrial hydrogen demand. A major focuswas placed on how such a system could be utilized to participate in balancing markets by providingancillary services and how offering these services affected the rest of the hydrogen system. The case study was focused on a potential hydrogen system in Helsingborg with two large industrialcustomers interested in transitioning from steam reforming hydrogen production to electrolysis using renewableelectricity. As the study heavily emphasized balancing markets and flexibility, a PEM electrolyzerwas chosen over other technologies. Additionally, compressed hydrogen storage and several options forhydrogen gas turbines were selected. Since the production was linked to an intermittent energy source,it was assessed that the system would need to be supported by trading electricity on the day-ahead andintraday markets. If all electricity supply were to come from wind power, the hydrogen storage wouldhave to be unreasonably large to ensure the ability to meet delivery requirements during periods of lowelectricity production. To analyze the selected system, a hydrogen system was modeled using EnergyOptima 3, a software that utilizes linear programming for total optimization of energy systems. Severalyear-long optimizations with 1-hour resolution were performed to examine how the system performedwith different combinations of electrolyzer and storage sizes, as well as types of gas turbines. When evaluating which configuration was most suitable, the levelized cost of hydrogen (LCOH) was used.The configuration deemed most suitable for the studied case consisted of a 55 MW PEM electrolyzer,compressed storage equivalent to 12 hours of customer demand, and a 24 MW gas turbine. This configurationcould produce hydrogen at a levelized cost of 4.7 EUR/kg during the studied period. Overall,the study demonstrated that participating in the balancing market generated significant revenue for thesystem and had a substantial impact on its profitability. The sale of waste heat had a less critical effecton the system in the studied case, as the revenues were considerably lower. An important insight fromthe study was that the value of participating in different markets was often weighed against each other,as participating in the balancing market some times meant that the electrolyzer could not utilize itsfull capacity, while having tied-up capacity in the balancing market limited the system’s flexibility toparticipate in the intraday market and/or manage forecast errors related to wind power production. The study generally showed that the design and pricing of Power Purchase Agreements (PPAs) plays acrucial role in the viability of a hydrogen system. In the study, a pay-as-produced design was used, whichresulted in both electricity deficits and surpluses at certain times. Furthermore, selling hydrogen throughlong-term contracts was deemed the most suitable option for large industrial producers, as it ensuresrevenue for hydrogen producers and a stable supply of hydrogen for the industries.

Wind power has become a major supplier of electricity in the European market in the last years. In 2020, 13% of electricity generated on the European continent was wind energy (onshore and offshore) and these shares are projected to increase in the next years due to reasons such as climate change and the energy security aspect. While an increased share of renewable electricity in the electricity mix has a lot of benefits, it also comes with challenges. One of these challenges are the electricity market design and the offtake mechanisms that find application. If national expansion goals for wind energy are to be achieved, wind power plants need to be profitable and hence be an attractive and competitive investment. If wind farms are running within the prevalent merit order system where the energy source with the highest marginal cost sets the electricity price, there is a risk of low or even negative income at times of high wind or solar irradiation. The unforeseeable and potentially low revenues also lead to worse conditions in the financing of wind projects, resulting in high financing costs. To counteract this challenge, governments have set up policy frameworks and subsidies and owners of wind farms have adopted different offtake mechanisms such as pay-as-produced PPAs (power purchase agreements) and baseload PPAs. Additionally, many operators hedge their assets, meaning that risks are reduced by deployment of different offtake mechanisms. All of this is where this study ties in. The objective was to evaluate how the design of markets and offtakes and their respective pricing level and predictability impact the best turbine fit in North and Central Europe. To get to an answer, two key onshore markets within the region have been chosen and characterized, namely Germany and Sweden. Two different turbine types, one with a low capacity factor but high rated power and one with a lower rated power but high capacity factor, have been examined in these markets in order to evaluate which turbine type performs better. A third turbine type which is a new concept in the technology demonstrator stage has been added to the study to assess its performance as compared to the existent turbines. The evaluation has been performed in form of a Use Case Analysis and Sensitivity Study. Finally, the results have been compared and generalized into key takeaways that can be transferred into other markets in the region of North and Central Europe. The study finds that different market characteristics and offtake mechanisms do in fact impact turbine selection and the best turbine fit. Important factors that have been found in this research are the key financial metric (NPV and IRR), market constraints such as a grid constraint, and offtake mechanisms and the predictability of revenues that comes with the offtake. The main impacts on wind turbine selection that can be tied to offtake mechanisms are the payment received per unit of electricity and the level of security that comes with the offtake mechanism. Constant incomes improve financing conditions, meaning that resources from crediting institutes are granted at better conditions if the income can be anticipated. For both markets, the optimal turbine fit varies depending on the boundary conditions. High capacity factor turbines have been found to be a better fit if the developing company considers the IRR as focal financial metric. If the NPV is the focal metric, the results are less clear: While low capacity turbines are a better fit for sites with low revenues from electricity pricing and lower wind conditions, turbines with high rated power benefit from high and secured electricity pricing and high wind speeds where rated power is reached. The German EEG as a special case promotes installation of high capacity turbines due to high and constant revenues per MWh. While the overall Value Pool (payment per MWh of electricity) is higher for Germany, business cases in Sweden benefit from higher turbine lifetimes. / Vindkraft har under de senaste åren blivit en viktig leverantör av el på den europeiska marknaden. År 2020 var 13 % av elproduktionen på den europeiska kontinenten vindkraft (på land och till havs) och dessa andelar förväntas öka under de kommande åren på grund av orsaker som klimatförändringar och energisäkerhet. Även om en ökad andel förnybar el i elmixen har många fördelar, kommer den också med utmaningar. En av dessa utmaningar är elmarknadens utformning och de uttagsmekanismer som tillämpas. Om de nationella utbyggnadsmålen för vindkraft ska kunna uppnås måste vindkraftverken vara lönsamma och därmed utgöra en attraktiv och konkurrenskraftig investering. Om vindkraftsparkerna drivs inom det rådande merit order-systemet, där den energikälla som har högst marginalkostnad sätter elpriset, finns det risk för låga eller till och med negativa intäkter vid tillfällen med mycket vind eller solinstrålning. De oförutsägbara och potentiellt låga intäkterna leder också till sämre villkor för finansiering av vindkraftsprojekt, vilket resulterar i höga finansieringskostnader. För att motverka denna utmaning har flera regeringar inrättat politiska ramverk och subventioner och ägare av vindkraftsparker har infört olika uppköpsmekanismer såsom PPA (Power Purchase Agreement) med betalning efter produktion och PPA för basbelastning. Dessutom säkrar många operatörer sina tillgångar, vilket innebär att riskerna minskas genom användning av olika upptagningsmekanismer. Målet var att utvärdera hur utformningen av marknader och upptag samt deras respektive prisnivå och förutsägbarhet påverkar den bästa turbinanpassningen i Nord- och Centraleuropa. För att komma fram till ett svar har representativa marknader inom regionen valts ut och karakteriserats, nämligen Tyskland och Sverige. Två olika turbintyper, en med låg kapacitetsfaktor men hög nominell effekt och en med lägre nominell effekt men hög kapacitetsfaktor, har undersökts på dessa marknader för att utvärdera vilken turbintyp som presterar bättre. En tredje turbintyp som är ett nytt koncept i teknikdemonstratorstadiet har lagts till i studien för att bedöma dess prestanda jämfört med de befintliga turbinerna. Utvärderingen har utförts i form av en användningsfallsanalys och en känslighetsstudie. Slutligen har resultaten jämförts och generaliserats till viktiga slutsatser som kan överföras till andra marknader i regionen Nord- och Centraleuropa. Studien visar att olika marknadsegenskaper och uppköpsmekanismer påverkar valet av turbin och vilken turbin som passar bäst. Viktiga faktorer som har hittats i denna forskning är det viktigaste finansiella måttet (NPV och IRR), marknadsbegränsningar som spetshöjd eller nätbegränsningar, och uppköpsmekanismer och förutsägbarheten av intäkter som kommer med uppköpet. De viktigaste faktorerna som påverkar valet av vindkraftverk och som kan kopplas till avsättningsmekanismer är den betalning som erhålls per enhet el och den säkerhetsnivå som följer med avsättningsmekanismen. Konstanta inkomster förbättrar finansieringsvillkoren, vilket innebär att resurser från kreditinstitut beviljas på bättre villkor om inkomsterna kan förutses. För båda marknaderna varierar den optimala turbinpassningen beroende på gränsvillkoren. Turbiner med hög kapacitet har visat sig passa bättre om utvecklingsföretaget betraktar internräntan som ekonomiska nyckeltal. Om NPV är det centrala måttet är resultaten mindre tydliga: Medan turbiner med låg kapacitet passar bättre för platser med låga intäkter från elpriser och lägre vindförhållanden, gynnas turbiner med hög nominell effekt av höga och säkra elpriser och höga vindhastigheter där nominell effekt uppnås. Det tyska EEG är ett specialfall som främjar installation av turbiner med hög kapacitet på grund av höga och konstanta intäkter per MWh. Medan den totala värdepoolen (betalning per MWh el) är högre för Tyskland, gynnas affärsfall i Sverige av högre livslängd för turbinerna.