Expanding Offshore Wind Farms with Hydrogen Production and Storage

Abstract

Formålet med denne avhandlingen er å undersøke og evaluere de tekniske og økonomiske aspektene ved å investere i et produksjons- og lagringssystem for hydrogen som en utvidelse i havvindparker. Avhandlingen tar for seg en hypotetisk profittmaksimerende kraftprodusent som eier og driver en havvindpark med kapasitet på 198 MW. Uregelmessige vindhastigheter forårsaker en usikker kraftproduksjon og gjør det utfordrende å oppnå høye salgspriser i spotmarkedet for kraft. I tillegg fører misforhold i tilbud og etterspørsel til en redusert mengde av produsert vindkraft som kan leveres til strømnettet. Dette fører til usikre inntekter for vindparken, og selskapet ønsker av den grunn å undersøke de mulige økonomiske fordelene ved å investere i et produksjons- og lagringssystem for hydrogen som en utvidelse i kraftanlegget.

Det foreslås en strategi som bruker lineær programmering for å optimalisere konfigurasjon og kapasitet på komponenter samt operasjon av anlegget. Modellen maksimerer inntektene for anlegget basert på de potensielle økonomiske fordelene ved å produsere og selge hydrogen direkte til markedet, eller bruk av hydrogen til regenerering av strøm som eksporteres tilbake til hovednettet. Tidsserier av strømpriser, kraftproduksjon og kraftbehov brukes som usikre parametere i optimaliseringsmodellen. Diskontert kontantstrømanalyse brukes deretter for å evaluere den økonomiske attraktiviteten til investeringen. Den usikre tidsserien med strømpriser og kraftetterspørsel er modellert som en mean-reverting jump-diffusion prosess og er kalibrert ved hjelp av historisk data for strømpriser og kraftforbruk fra Nord Pool, mens kraftproduksjonen fra vindparken er modellert ved hjelp av Markov Chain Monte Carlo basert på historiske værdata.

Resultatene fra analysen viser at et system for hydrogenproduksjon tilbyr en attraktiv løsning for å utnytte overflødig vindkraft generert av havvindparker dersom prisen på hydrogen er tilstrekkelig og dersom alt hydrogen kan selges til markedet. De viktigste funnene fra studien er at hydrogen ikke vil bli produsert på bekostning av å produsere og levere strøm direkte til strømnettet. Videre er det ikke økonomisk å investere i et brenselcelleanlegg for re-elektrifisering av hydrogen under nåværende forhold. Hovedårsaken til dette er de høye investeringskostnadene og den lave tur-retur effektiviteten ved kraft-til-kraft-konvertering.

This thesis investigates and evaluates the technical and economic aspects of investing in a hydrogen production and storage system as an expansion in offshore wind farms. A case study of a hypothetical profit-maximizing power-producer that owns and operates a 198 MW offshore wind farm is considered. The stochastic nature of electricity prices and the uncertain wind power generation makes it challenging for the power-producer to achieve high selling prices in the electricity spot market. Furthermore, power curtailment due to grid constraints and mismatch in supply and demand leads to significant economic losses. Producing hydrogen from offshore wind turbines could offer a potential alternative/complementary source of revenue and increase the value of wind power in the energy system. The firm, therefore, wants to investigate the possible economic benefits of investing in a hydrogen production and storage system as an expansion in their offshore wind farm.

A strategy using linear programming to optimize the system configuration, component sizes, and hourly operation of the plant is proposed. The model maximizes the revenues for the power plant based on the potential economic benefits of producing and selling hydrogen directly to the market as a commodity, or for hydrogen re-electrification to be exported back to the main power grid. Time series of electricity prices, power production, and power demand is used as uncertain input parameters in the optimization model. Discounted cash flow analysis and expected net present value are then used to evaluate the financial attractiveness of the investment. A sensitivity analysis is performed to determine the main technical and economic factors influencing the results. The uncertain time series of electricity prices and power demand is modeled as a mean-reverting jump-diffusion process and is calibrated using historical data of electricity prices and power consumption from Nord Pool, whereas the power production from the wind farm is modeled using Markov Chain Monte Carlo based on historical weather data.

The results of the analysis show that hydrogen production systems offer an attractive solution of utilizing the excess wind power generated by offshore wind farms if the price of hydrogen is sufficiently high and if all hydrogen can be sold to the market. The key findings from the study are that hydrogen will not be produced at the expense of producing and delivering electricity directly to the power grid. Furthermore, investing in a fuel cell system for re-electrification of hydrogen is not economic under current conditions. The main reason for this is the high investment costs and the low round-trip efficiency of power-to-power conversion.