The energy sector’s transition to renewable sources is critical for mitigating climate change. Hydrogen presents a promising solution as an energy vector for decarbonizing the transport, industry, and power sectors by storing intermittent renewable energy, such as solar energy. This thesis investigates the potential of implementing Solar-toHydrogen plants in the Nordics through techno-economic optimization. The primary objective is to minimize the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) by leveraging revenues from side streams and ancillary grid services. The optimization framework minimizes LCOH by balancing capital expenditures, operational costs, feedstock expenses, and revenues from side streams. The model is formulated as a non-convex Mixed-Integer Quadratically Constrained Program and optimized using the Gurobi solver, which finds globally optimal solutions to complex nonlinear problems. Assuming a 50 kg/h constant hydrogen take-off and an 80 MW solar panel capacity, the optimized system achieves an LCOH of 6.70 €/kg with a 3 MW electrolyzer capacity, 208 kW fuel cell capacity, and 2000 kg hydrogen storage size. The optimal strategy involves selling solar power during high electricity prices and producing hydrogen when prices are lower, thereby maximizing revenues through participation in the Automatic Frequency Restoration Reserve market. Capital expenditure, particularly for solar panels, is the most significant factor influencing LCOH. The sustainability of Solar-to-Hydrogen plants aligns with the United Nations Sustainable Development Goals, particularly in water use, energy access, sustainable consumption, and climate action. The potential for carbon dioxide emission reduction is evaluated based on substituting fossil fuels with hydrogen. The optimization model developed in this thesis can be further refined to assess the value of flexible operation and system dimensioning in solar-to-hydrogen investment projects.

Future research should explore battery integration, multiple electrolyzer types, operational capacity limits, solar power projections, and optimized solar panel capacity.

Energisektorns övergång till förnybara källor är avgörande för att mildra pågående klimatförändringarna. Vätgas erbjuder en lovande lösning för att avkarbonisera transport-, industri- och energisektorerna. Speciellt betraktas vätgas som en energibärare som lagrar intermittent förnybar energi, t.ex. solenergi. Genom tekno-ekonomisk optimering undersöker detta master examensarbete potentialen i att implementera ett hybridenergianläggningskoncept, Solar-to-Hydrogen i Norden. Huvudmålet är att minimera Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) genom att utnyttja intäkter från sidoströmmar och kompletterande nättjänster. Optimeringen minimerar LCOH genom att balansera kapitalutgifter, driftskostnader, råvaruutgifter och intäkter från sidoströmmar. Modellen är konstruerad som ett ickekonvext Mixed Integer Quadratic Constrained Program och optimeras med hjälp av Gurobi-solvern, som kan hitta globalt optimala lösningar på komplexa, icke-linjära problem. Som input till optimeringen antas en konstant uttag av vätgas på 50 kg/h och en solkraftskapacitet på 80 MW. Det optimerade systemet uppnår en LCOH på 6,70 €/kg med en elektrolysörkapacitet på 3 MW, en bränslecellkapacitet på 208 kW och en lagringskapacitet på 2000 kg vätgas. Den optimala strategin är att sälja solenergi vid höga elpriser och producera vätgas när priserna är lägre. Deltagande på aFRR-marknaden visar högre lönsamhet i att sälja solenergi snarare än att producera vätgas. Anläggningskostnader är den faktor som mest påverkar LCOH, där den största investeringen görs i solpaneler. Hållbarhetsaspekten av solar-to-hydrogen-anläggningar stämmer väl överens med Förenta Nationernas hållbarhetsmål för hållbar utveckling, speciellt inom vattenanvändning, energitillgång, hållbar konsumtion och klimatåtgärder. Koldioxidreduktionspotentialen beräknas baserat på användningen av vätgas istället för fossila bränslen och visar på att vätgas kan minska utsläpp. Optimeringsmodellen som utvecklats i detta arbete kan ytterligare finjusteras för att förstå värdet av flexibel drift och systemdimensionering i potentiella solar-to-hydrogen-investeringsprojekt. Framtida forskning bör undersöka integrationen av batterier, flera typer av elektrolysörer, begränsningar av driftkapacitet, prognoser för solkraft, och optimerad solkraftskapacitet.