Finland has set itself the goal of becoming carbon neutral by 2035, while Sweden wants to achieve net-zero greenhouse gas emissions by 2045. To achieve these goals, fossil fuels must be replaced with renewable energy sources that can be intermittent. Hydrogen is seen as a promising solution enabling surplus electricity to be stored as hydrogen and later converted back into electricity during periods of low wind availability or when the grid is overloaded, while also serving as a valuable chemical precursor. One option for powering hydrogen production is with off-shore wind which present more constant and stronger wind streams than on-shore. Hydrogen production with off-shore wind energy can be an opportunity for both countries to take a leading role and secure a strong global position in the energy transition.

To assess whether hydrogen production coupled with off-shore wind is profitable, this thesisconducts a techno-economic assessment of an off-shore wind farm (1 500 MW) powering an on-shore electrolyzer (500 MW) using cost- and flexibility models. All of the available electricity isdirected toward the electrolyzer. If needed, additional electricity is bought from the grid to supportthe hydrogen production, or surplus electricity from the wind farm is sold to the grid. To avoid high electricity price, the models considers the break-even point, meaning that if the price at which it makes more economic sense to sell electricity than to produce hydrogen, the electricity generated is fed into the grid.

As a result, the production of one kilogram of hydrogen costs 8.89 EUR in Finland and 8.57 EUR/kg H2 in Sweden. Increasing the electrolyzer size and the full load hours of the electrolysis results in lower LCOH in both countries. Ultimately, increasing both factors leads to an increased share of grid electricity and a reduction in overall LCOH. Furthermore, increasing the size and operating hours decreases the share of capital cost at the overall LCOH since it is distributed over a higher amount of produced hydrogen. The most profitable set-up is advantageous from an economic perspective, but with increased use of grid electricity, it will be more difficult to achieve RFNBO certification, which is an essential part of clean hydrogen and the overall decarbonization goal.

To reach a complete picture of this scenario, future work could focus on additional capital and operating costs for transmitting electricity from off- to on-shore, comparing hydrogen produced with wind power to solar power or include social and environmental aspects.

Finland har satt som mål att bli koldioxidneutralt 2035, medan Sverige vill uppnå noll nettoutsläpp av växthusgaser 2045. För att uppnå dessa mål måste fossila bränslen ersättas med förnybaraenergikällor som kan vara intermittenta. Vätgas ses som en lovande lösning som möjliggör lagring av överskottsselektricitet i form av vätgas, vilken senare kan omvandlas tillbaka till elektricitet under perioder med låg vindtillgång eller när elnätet är överbelastat. Samtidigt kan vätgas användas som en värdefull kemisk råvara. Ett alternativ för att driva vätgasproduktion är med havsbaserad vindkraft som erbjuder mer konstanta och starkare vindströmmar än på land. Vätgasproduktion med havsbaserad vindkraft kan vara en möjlighet för båda länderna att ta en ledande roll och säkra en stark global position i energiomställningen.

För att bedöma om vätgasproduktion i kombination med havsbaserad vindkraft är lönsam, genomförs en teknoekonomisk bedömning med hjälp av kostnads- och flexibilitetsmodeller av en havsbaserad vindkraftspark (1 500 MW) som förser en landbaserad elektrolysör (500 MW) med elektricitet. All tillgänglig elektricitet går till elektrolysören. Vid behov köps ytterligare elektricitetfrån elnätet för att användas till vätgasproduktionen, eller så säljs överskott av elektricitet från vindkraftsparken till elnätet. För att undvika höga elpriser beaktar modellen en brytpunkt, vilket innebär att om elpriset gör det mer lönsamt att sälja elektricitet än att producera vätgas, matas elen istället ut på nätet. 

Som resultat kostar produktionen av ett kilogram vätgas 8.89 EUR i Finland och 8.57 EUR/kg H2 iSverige. Att öka storleken på elektrolysören samt antalet fullasttimmar för elektrolysen leder till lägre LCOH i båda länderna. I slutändan leder en ökning av båda faktorerna till en högre andel elektricitet från elnätet och en sänkning av den totala LCOH. Dessutom innebär större elektrolysörkapacitet och fler fullasttimmar att kapitalkostnadens andel av den totala LCOH minskar, eftersom den fördelas över en större mängd producerad vätgas. Den mest lönsamma konfigurationen av elektrolysörkapacitet och fullasttimmar är fördelaktig ur ett ekonomiskt perspektiv, men med ökad användning av elektricitet från elnätet blir det svårare att uppnå RFNBO-certifiering, vilket är en avgörande del av målet om ren vätgas och avkarboniseringen.

För att få en mer fullständig bild av detta scenario kan framtida studier fokusera på ytterligare kapital- och driftskostnader för överföring av el från hav till land, jämföra vätgas som produceras med vind- respektive solkraft, och inkludera sociala och miljömässiga aspekter.