Syftet med arbetet är att undersöka om energilagring i form av väte producerad från solceller, kan vara en lämplig teknik ur ett praktiskt och ekonomiskt perspektiv för fristående hus belägna i fyra olika regioner i Sverige. Energiförbrukningen och den ekonomiska analysen gjordes i fyra fall: 1. med återvinning av spillvärme. 2. utan återvinning av spillvärme. 3. med en elbil och återvinning av spillvärme. 4. med en bränslecellsbil och återvinning av spillvärme. Resultaten visar att vätesystemet är ekonomiskt dyrt under vintersäsongen på grund av låg systemeffektivitet orsakad av den totala enhetseffektiviteten av elektrolys, bränslecell, och vätekomprimering etc. Ändå är hushållens vätesystem tekniskt möjligt. Ett sådant system kan vara ekonomiskt fördelaktigt om energiförbrukningen för husvärme täcks från en annan värmekälla som pelletsbrännare och fjärrvärme. I Kiruna krävs ett större antal solpaneler med en yta upp till 400 m2 eller större, medan det i Lund bara behövs cirka 200 m2. Detta resulterar i att vätesystemet är olämpligt för städer som har låg solstrålning eller ett större värmebehov. I en teknisk och ekonomisk jämförelse är för närvarande en elbil ett mycket bättre grönt val för ett hus än för en vätgasbil. / The purpose of the work is to investigate whether energy storage in the form of hydrogen produced from solar cell can be suitable technology for detached houses located at four different regions of Sweden from a practical and economic perspective. The energy consumption and economic analysis was made in four cases:  1.  with waste heat recovery. 2. without waste heat recovery. 3. with an electric car and waste heat recovery. 4.  with a fuel cell car and waste heat recovery.  The results show that the hydrogen system is economically expensive due to low system efficiency caused by the mutilation of several unit efficiencies of electrolysis, fuel cell, hydrogen compression etc. for winter season. Nevertheless, household hydrogen system is technically possible. Such a system can be economically benefit if the energy consumption for house heating is covered from another heat source such as pellet burner and district heating. In Kiruna, a larger number of solar panels is required with an area that can be up to 400 m2 or even larger, whereas in Lund, only about 200 m2 is needed. As a result, the hydrogen system is unsuitable for cities that have low solar radiation or have a greater heat demand. In a technical and economic comparison, an electric car is currently a much better green choice for a house than for a hydrogen car. The hydrogen system is economically expensive due to low energy efficiency for the winter season but is technically feasible.

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.

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.