An optimization approach for the design and operations of nation-wide hydrogen production systems with competing technologies and market uncertainties

Hydrogen is increasingly recognized as a cornerstone of low-carbon energy systems, yet its environmental and economic performance varies widely across production, conditioning, and delivery pathways. This study integrates life-cycle assessment (LCA), techno-economic simulation, and optimization modeling to evaluate and compare green and blue hydrogen supply chains and to identify pathways that minimize emissions while improving cost competitiveness. A comprehensive LCA compares 18 green hydrogen pathways incorporating different solar technologies—conventional photovoltaic (PV), photovoltaic-thermal (PV-T), and concentrated photovoltaic-thermal collectors—along with multiple conditioning and transport options, including compressed hydrogen, liquefied hydrogen, ammonia, and methanol. Results show that the pathway combining concentrated photovoltaic-thermal electricity generation with hydrogen compression yields the lowest environmental impact, emitting 2.67 kg CO₂ per kg H2. A parallel LCA of 18 blue hydrogen pathways evaluates Steam Methane Reforming, Partial Oxidation, and Autothermal Reforming coupled with carbon capture and conditioning options. The lowest emissions are achieved through autothermal reforming with carbon capture and storage and delivery as ammonia, with 2.12 kgCO₂eq per kg H2. Cross-comparison indicates that integrating renewable energy through concentrated solar collectors can reduce emissions by 45–67% relative to blue pathways. To assess technological performance, dynamic simulations using TRNSYS compare PV and PV-T systems for solar-driven electrolysis in Doha, Tunis, and Stuttgart. PV-T systems significantly outperform conventional PV in hydrogen output, increasing production by 78% in Doha, 59% in Tunis, and 25% in Stuttgart. Although PV systems remain more cost-effective, with hydrogen costs ranging from $4.92/kg to $9.66/kg compared to $6.66/kg to $16.80/kg for PV-T, the higher efficiency of PV-T enhances overall system productivity. A mixed-integer linear programming model optimized for Qatar (2025–2050) further demonstrates that PV-T collectors dominate long-term green hydrogen production due to superior efficiency, while PV primarily supplies electricity to the grid. Treated sewage effluent is the preferred water source, and oxygen by-product sales represent a major revenue stream. Sensitivity and scenario analyses show that medium-demand conditions yield the lowest expected levelized cost of hydrogen and a resilient pathway for deployment. The findings highlight the environmental advantages of renewable-powered hydrogen, the transitional role of blue hydrogen, and the growing importance of advanced solar technologies—particularly PV-T and concentrated collectors—in achieving scalable, low-emission, and economically viable hydrogen supply chains.

L’idrogeno è sempre più riconosciuto come un elemento fondamentale dei sistemi energetici a basse emissioni di carbonio; tuttavia, le sue prestazioni ambientali ed economiche variano notevolmente a seconda dei percorsi di produzione, condizionamento e distribuzione. Questo studio integra la valutazione del ciclo di vita (LCA), la simulazione tecnico-economica e la modellazione di ottimizzazione per valutare e confrontare le filiere dell’idrogeno verde e blu e per individuare percorsi in grado di minimizzare le emissioni migliorando al contempo la competitività dei costi. Una LCA completa confronta 18 percorsi di idrogeno verde che incorporano diverse tecnologie solari—fotovoltaico convenzionale (PV), fotovoltaico-termico (PV-T) e collettori fotovoltaico-termici a concentrazione—insieme a molteplici opzioni di condizionamento e trasporto, tra cui idrogeno compresso, idrogeno liquefatto, ammoniaca e metanolo. I risultati mostrano che il percorso che combina la generazione elettrica tramite fotovoltaico-termico a concentrazione con la compressione dell’idrogeno produce il più basso impatto ambientale, emettendo 2,67 kg di CO₂ per kg di H₂. Una LCA parallela di 18 percorsi di idrogeno blu valuta Steam Methane Reforming, ossidazione parziale e reforming autotermico accoppiati alla cattura del carbonio e a opzioni di condizionamento. Le emissioni più basse sono ottenute tramite reforming autotermico con cattura e stoccaggio del carbonio e distribuzione sotto forma di ammoniaca, con 2,12 kg CO₂eq per kg H₂. Il confronto trasversale indica che l’integrazione di energia rinnovabile tramite collettori solari a concentrazione può ridurre le emissioni del 45–67% rispetto ai percorsi blu. Per valutare le prestazioni tecnologiche, simulazioni dinamiche condotte con TRNSYS confrontano sistemi PV e PV-T per l’elettrolisi alimentata da energia solare a Doha, Tunisi e Stoccarda. I sistemi PV-T superano significativamente il fotovoltaico convenzionale in termini di produzione di idrogeno, aumentando la produzione del 78% a Doha, del 59% a Tunisi e del 25% a Stoccarda. Sebbene i sistemi PV rimangano più convenienti dal punto di vista dei costi, con costi dell’idrogeno compresi tra 4,92 e 9,66 $/kg rispetto a 6,66–16,80 $/kg per i sistemi PV-T, la maggiore efficienza dei PV-T migliora la produttività complessiva del sistema. Un modello di programmazione lineare intera mista ottimizzato per il Qatar (2025–2050) dimostra inoltre che i collettori PV-T dominano la produzione di idrogeno verde nel lungo periodo grazie alla loro efficienza superiore, mentre il PV fornisce principalmente elettricità alla rete. L’effluente fognario trattato è la fonte idrica preferita, e la vendita dell’ossigeno come sottoprodotto rappresenta un’importante fonte di ricavi. Le analisi di sensibilità e di scenario mostrano che condizioni di domanda media producono il più basso costo livellato atteso dell’idrogeno e un percorso resiliente per la diffusione della tecnologia. I risultati evidenziano i vantaggi ambientali dell’idrogeno alimentato da fonti rinnovabili, il ruolo transitorio dell’idrogeno blu e la crescente importanza delle tecnologie solari avanzate—in particolare PV-T e collettori a concentrazione—nel conseguire filiere dell’idrogeno scalabili, a basse emissioni ed economicamente sostenibili.