[en] In the recent years, we have seen a growth in energy storage as a solution to the significant energy gap between consumer demand and renewable energy production that results from the timing discrepancy between production and consumption. Energy communities are emerging as a sustainable approach to local energy generation and consumption and energy storage technologies will play a crucial role in meeting their evolving needs. Local energy generation and consumption in energy communities can face challenges due to the intermittent or irregular generation patterns resulting from weather conditions. To address this intermittency of renewable energy production, energy storage solutions are growing in significance. Energy storage solutions such as battery energy storage systems (BESS), pumped hydro, compressed air, and hydrogen storage, enable communities to capture excess renewable generation during the peak hours of production and store it for later consumption during times of low or no production or high demand. This enables energy communities to utilize the renewable energy production technology to its fullest, while reducing its reliance on fossil fuel powered grid energy. The present work focuses on developing a methodology to size the hydrogen system consisting of a Polymer electrolyte membrane (PEM) electrolyzer, hydrogen storage tank and a PEM fuel cell for an energy community with an existing installed solar photovoltaic (PV ) capacity. This methodology is developed to size the hydrogen system based on the excess solar energy available from the existing installed PV system for the given energy community. Various literature for hydrogen system sizing ranging from complex algorithms to optimization tools were reviewed, and for the current work an optimization model based on Excel was chosen. The objective function considered in the present work is the minimization of annual carbon dioxide emissions of the energy community and to perform this optimization, the Excel based "What if analysis" was used in the model. The model developed in the present work is based on the energy flows that will occur in the systems connected in the energy community. The energy community consumption is classified as common uses consumption and household consumptions. The PV system is directly connected to the common uses consumption. The solar energy generated is first consumed by these common uses and is known as self-consumption. The unused solar energy after the self-consumption is termed as excess solar energy and is considered while sizing the storage system. This excess solar energy is either stored in the energy storage system or injected into the grid. Three different scenarios were considered for the optimization, namely- PV+ Hydrogen (daily), PV+ Hydrogen (seasonal), and PV+ BESS+ Hydrogen (seasonal), to study the effects on system sizes based on the different combination of storage systems and their energy dispatch strategies. A result from the study was that the annual carbon dioxide emissions decrease when a storage system is implemented, as the grid intake by the energy community reduces. The hydrogen system sizes obtained using the developed methodology for the PV+ Hydrogen (daily) scenario were 16.5 kW PEM electrolyzer, a 4 kW PEM fuel cell, and a 1.48 m3 storage volume, while a 16.5 kW PEM electrolyzer, 8 kW PEM FC and a 180.25 m3 of storage volume for the PV+ Hydrogen- seasonal scenario. For the PV+ BESS+ Hydrogen- seasonal scenario the system size was found to be a 18 kW PEM electrolyzer, 2 kW PEM fuel cell, and 57.68 m3 of storage volume

[es] En los últimos años, hemos asistido a un crecimiento del almacenamiento de energía como solución al importante desfase energético entre la demanda de los consumidores y la producción de energía renovable que resulta de la discrepancia temporal entre producción y consumo. Las comunidades energéticas están surgiendo como un enfoque sostenible para la generación y el consumo locales de energía, y las tecnologías de almacenamiento de energía desempeñarán un papel crucial para satisfacer sus necesidades cambiantes. La generación y el consumo de energía local en las comunidades energéticas pueden enfrentarse a retos debido a los patrones de generación intermitentes o irregulares derivados de las condiciones meteorológicas. Para hacer frente a esta intermitencia de la producción de energía renovable, las soluciones de almacenamiento de energía están cobrando cada vez más importancia. Las soluciones de almacenamiento de energía, como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), la energía hidráulica bombeada, el aire comprimido y el almacenamiento de hidrógeno, permiten capturar el exceso de generación renovable durante las horas punta de producción y almacenarlo para su consumo posterior en momentos de baja o nula producción o de alta demanda. Esto permite maximizar el uso de energía renovable, reduciendo al mismo tiempo su dependencia de la energía de la red alimentada por combustibles fósiles. El presente trabajo se centra en el desarrollo de una metodología para dimensionar el sistema de hidrógeno consistente en un electrolizador PEM (membrana de intercambio de protones), un depósito de almacenamiento de hidrógeno y una pila de combustible PEM para una comunidad energética con una capacidad solar fotovoltaica (FV) instalada existente. Esta metodología se desarrolla para dimensionar el sistema de hidrógeno basándose en el exceso de energía solar disponible a partir del sistema fotovoltaico instalado existente para la comunidad energética dada. Se ha revisado diversa bibliografía sobre dimensionamiento de sistemas de hidrógeno, desde algoritmos complejos hasta herramientas de optimización, pero para el trabajo actual se ha escogido un modelo de optimización basado en Excel. La función objetivo considerada en el presente trabajo es la minimización de las emisiones anuales de dióxido de carbono de la comunidad energética y para llevar a cabo esta optimización, se utilizó en el modelo el "What if analysis" basado en Excel. El modelo desarrollado en el presente trabajo se basa en los flujos de energía que se producirán en los sistemas conectados en la comunidad energética. Los consumos de la comunidad energética se clasifican en consumos de usos comunes y consumos domésticos. El sistema fotovoltaico está directamente conectado al consumo de usos comunes. La energía solar generada es consumida en primer lugar por estos usos comunes y se conoce como autoconsumo. La energía solar no utilizada tras el autoconsumo se denomina exceso de energía solar y se tiene en cuenta a la hora de dimensionar el sistema de almacenamiento. Este exceso de energía solar se almacena en el sistema de almacenamiento de energía o se inyecta en la red. Para realizar la optimización, se consideraron tres casos diferentes: FV+ Hidrógeno (diario), FV+ Hidrógeno (estacional) y FV+ BESS+ Hidrógeno (estacional), para estudiar los efectos sobre el tamaño del sistema en función de las diferentes combinaciones de sistemas de almacenamiento y sus estrategias de despacho de energía. Se obtuvo que implementando los sistemas de almacenamiento de energía las emisiones anuales de dióxido de carbono se reducen, ya que se reduce el consumo de la red por parte de la comunidad energética. Los tamaños del sistema de hidrógeno obtenidos utilizando la metodología desarrollada para el escenario FV+ Hidrógeno (diario) fueron un electrolizador PEM de 16,5 kW, una pila de combustible PEM de 4 kW y un volumen de almacenamiento de 1,48 m3 , mientras que para el escenario FV+ Hidrógeno-estacional se obtuvieron un electrolizador PEM de 16,5 kW, una pila de combustible PEM de 8 kW y un volumen de almacenamiento de 180,25 m3. En el escenario estacional FV+ BESS+ Hidrógeno, el tamaño del sistema es de 18 kW de electrolizador PEM, 2 kW de pila de combustible PEM y 57,68 m3 de volumen de almacenamiento