Analysis of local and regional hydrogen energy systems for the decarbonisation of the rail sector in Sicily: an optimization approach [Ottimizzazione di sistemi energetici a idrogeno locali e regionali per la decarbonizzazione del settore ferroviario in Sicilia]

To promote and support the global uptake of hydrogen, the European Union advocates for a gradual transition in the transport sectors, such as railways and buses sector. The success of this shift strongly depends on the development of cost- and environmental-effective hydrogen energy systems at local, regional, and national levels. Furthermore, the local availability of renewable energy sources like wind farms and biomass could aid in achieving sustainability goals. However, the main barrier to adopting hydrogen fuel cell trains and hydrogen fuel cell-electric buses is the lack of adequate supply chain infrastructures and local systems, i.e., hydrogen refueling stations. This issue requires comprehensive analyses to ensure the project's sustainability and provide stakeholders with reliable tools for decision-making and planning. This multi-level analysis should integrate different time and space resolutions to assess both local and more geographic-distributed hydrogen systems while considering context-specific constraints as well as economic and environmental overall performances. Several studies have investigated a similar problem through different approaches, ranging from simulation to optimization models. Model-based optimization methods are widely used to design hydrogen supply chains that meet economic, technical, and environmental criteria. Optimization models, with higher space and time resolutions, are also widely implemented for identifying the best set of design and operation decisions for local energy systems. Mixed-integer linear programming (MILP) represents the preferred modeling approach for both system types. To date, just a few works have addressed the optimal design and operation of hydrogen supply chains and refueling stations, specifically tailored to the passenger rail sector. Under these premises, this work proposed two optimization frameworks for the design and operations of two greenfield hydrogen energy systems, a hydrogen supply chain and a hydrogen refueling station. Both optimization models utilize the MILP approach, differing in time and spatial resolutions as well as in their algebraic formulations of constraints and objectives. The models have been applied and validated on three case studies in Sicily. A post-optimal analysis was conducted where different key metrics were formulated and calculated from the optimization outputs to gain important insights into the technical, economic, and environmental performances of each hydrogen system. Specifically, Case Study #1 proposed a multi-objective optimization model, minimizing both total daily costs and emissions, for designing greenfield hydrogen supply chains with wind and solid biomass as primary energy sources. External analysis tools were integrated with the algebraic model to assess local wind energy availability and to conduct an accurate cash flow analysis of different types of forecourt hydrogen refueling stations. Similarly, Case Study #2 addressed the economic optimization of hydrogen supply chain design only already existing wind farms and the national power grid under different demand-level scenarios. Finally, Case Study #3 focused on dynamically optimizing a hydrogen refueling station with on-site electrolysis, considering various input power configurations: the power grid (with and without renewable power purchase agreements) and a photovoltaic plant. Demand-response and linearization techniques as well as novel algebraic constraints were formulated to capture the specific dynamics and operations of some hydrogen systems’ technological units. Key findings from the three case studies highlighted that the exploitation of biomass wastes and wind energy in Sicily could potentially meet hydrogen demand needs from the public transport sector. The last can be covered by the establishment of two large-scale centralized biomass-based plants, with a maximum capacity of 18.000 kgH2/day, and a few wind-sourced on-site electrolysers for residual demands. Even with economies of scale, hydrogen's levelized dispensing cost (6–9 €/kgH2) remains significantly higher than gasoline's (2.2 €/kg). Regarding the hydrogen delivery stages, there are greater economic and environmental gains associated with gaseous hydrogen deliveries over liquid. For a hydrogen refueling station serving a railway track, the hydrogen unit cost per train kilometer is 1.95 €/km, compared to diesel's 2.18 €/km. Under a renewable power purchase agreement, approximately 207 kg of CO2-eq emissions per day can be potentially avoided. Thus, the proposed optimization frameworks have proven to be capable of providing data-driven insights for designing and operating different hydrogen systems. Economic and environmental analyses underline context-specific factors to further leverage on and challenges that are still significantly hindering the massive introduction of hydrogen in the transportation sector.

Per promuovere e sostenere l’adozione globale dell’idrogeno, l’Unione Europea sostiene una transizione graduale nei settori dei trasporti, come il settore ferroviario e quello degli autobus. Il successo di questo cambiamento dipende fortemente dallo sviluppo di sistemi energetici a idrogeno efficaci in termini di costi e impatto ambientale a livello locale, regionale e nazionale. Inoltre, la disponibilità locale di fonti di energia rinnovabile, come parchi eolici e biomassa, potrebbe favorire il raggiungimento degli obiettivi di sostenibilità. Tuttavia, il principale ostacolo all’adozione di treni a celle a combustibile a idrogeno e autobus elettrici alimentati a celle a combustibile a idrogeno è la mancanza di infrastrutture adeguate per la catena di approvvigionamento e di sistemi locali, come le stazioni di rifornimento di idrogeno. Questa problematica richiede analisi approfondite per garantire la sostenibilità del progetto e fornire agli stakeholder strumenti affidabili per il processo decisionale e la pianificazione. Tale analisi multilivello dovrebbe integrare diverse risoluzioni temporali e spaziali per valutare sia sistemi a idrogeno locali che geograficamente più distribuiti, considerando vincoli specifici del contesto, nonché le prestazioni complessive economiche e ambientali. Diversi studi hanno investigato un problema simile attraverso approcci differenti, che spaziano dalla simulazione ai modelli di ottimizzazione. I metodi di ottimizzazione basati su modelli sono ampiamente utilizzati per progettare catene di approvvigionamento di idrogeno che soddisfino criteri economici, tecnici e ambientali. I modelli di ottimizzazione, con risoluzioni spaziali e temporali più elevate, sono anche ampiamente implementati per identificare il miglior set di decisioni progettuali e operative per sistemi energetici locali. La programmazione lineare mista intera (MILP) rappresenta l’approccio di modellazione preferito per entrambi i tipi di sistemi. Ad oggi, solo pochi studi hanno affrontato la progettazione e l’operatività ottimali di catene di approvvigionamento di idrogeno e stazioni di rifornimento, specificamente adattati al settore ferroviario per il trasporto passeggeri. In questo contesto, il presente lavoro propone due framework di ottimizzazione per la progettazione e l’operatività di due sistemi energetici a idrogeno greenfield: una catena di approvvigionamento di idrogeno e una stazione di rifornimento di idrogeno. Entrambi i modelli di ottimizzazione utilizzano l’approccio MILP, differenziandosi per le risoluzioni temporali e spaziali, nonché per le formulazioni algebriche dei vincoli e degli obiettivi. I modelli sono stati applicati e validati su tre casi studio in Sicilia. È stata condotta un’analisi post-ottimale in cui sono stati formulati e calcolati diversi indicatori chiave a partire dai risultati di ottimizzazione per ottenere importanti approfondimenti sulle prestazioni tecniche, economiche e ambientali di ciascun sistema a idrogeno. Nello specifico, il Caso Studio #1 ha proposto un modello di ottimizzazione multi-obiettivo, minimizzando sia i costi totali giornalieri sia le emissioni, per la progettazione di catene di approvvigionamento di idrogeno greenfield con energia eolica e biomassa solida come fonti energetiche primarie. Strumenti di analisi esterni sono stati integrati con il modello algebrico per valutare la disponibilità locale di energia eolica e condurre un’analisi accurata dei flussi di cassa di diversi tipi di stazioni di rifornimento di idrogeno. Allo stesso modo, il Caso Studio #2 si è concentrato sull’ottimizzazione economica della progettazione della catena di approvvigionamento di idrogeno utilizzando solo parchi eolici esistenti e la rete elettrica nazionale in diversi scenari di domanda. Infine, il Caso Studio #3 si è focalizzato sull’ottimizzazione dinamica di una stazione di rifornimento di idrogeno con elettrolisi in loco, considerando diverse configurazioni di input energetico: la rete elettrica (con e senza accordi di acquisto di energia rinnovabile) e un impianto fotovoltaico. Tecniche di risposta alla domanda e linearizzazione, così come nuovi vincoli algebrici, sono stati formulati per catturare le specifiche dinamiche e operazioni di alcune unità tecnologiche dei sistemi a idrogeno. I risultati chiave dei tre casi studio hanno evidenziato che lo sfruttamento dei rifiuti di biomassa e dell’energia eolica in Sicilia potrebbe potenzialmente soddisfare le esigenze di domanda di idrogeno del settore del trasporto pubblico. Questa domanda potrebbe essere coperta dall’istituzione di due impianti centralizzati su larga scala a base di biomassa, con una capacità massima di 18.000 kgH2/giorno, e di alcuni elettrolizzatori in loco alimentati da energia eolica per le richieste residue. Anche considerando le economie di scala, il costo livellato di erogazione dell’idrogeno (6–9 €/kgH2) rimane significativamente più alto rispetto alla benzina (2,2 €/kg). Per quanto riguarda le fasi di consegna dell’idrogeno, ci sono maggiori vantaggi economici e ambientali associati alle consegne di idrogeno gassoso rispetto a quello liquido. Per una stazione di rifornimento di idrogeno a servizio di una linea ferroviaria, il costo unitario di idrogeno per chilometro di treno è di 1,95 €/km, rispetto ai 2,18 €/km del diesel. Sotto un accordo di acquisto di energia rinnovabile, possono essere potenzialmente evitate circa 207 kg di emissioni di CO2-eq al giorno. Pertanto, i framework di ottimizzazione proposti si sono dimostrati capaci di fornire approfondimenti basati sui dati per progettare e gestire diversi sistemi a idrogeno. Le analisi economiche e ambientali sottolineano fattori specifici del contesto su cui fare leva ulteriormente e sfide che ostacolano ancora significativamente l’introduzione massiccia dell’idrogeno nel settore dei trasporti.