IDROGENO COME RISORSA RINNOVABILE VERSO IL NET-ZERO

This thesis will evaluate the potential of hydrogen as a renewable energy carrier towards Net-Zero by 2050. After summarising the main low-carbon fuels, it will analyse: their technological maturity, average costs and environmental impacts, showing hydrogen as still a minor but very flexible option. Global demand for H₂ in the: refining, industrial, transport and power-generation sectors will then be reviewed, quantifying present needs and growth scenarios for 2030-2050, while considering technologies already in use or under development. The central section will compare production routes as: alkaline, PEM and SOEC electrolysis powered by renewables, and reforming with CCS; evaluating efficiency, average cost of hydrogen (LCOH), emission intensity and scalability. Then, transport and storage infrastructures will be analysed: new or converted pipelines, liquefaction and shipping, chemical carriers and on-site production, analysing CAPEX, energy losses and operational flexibility. A well-to-wheel comparison of the GHG emissions of H₂ and its derivatives will set minimum renewable-content shares and identify contexts in which hydrogen is climatically preferable to conventional fuels. The thesis will conclude that, when supplied with competitively priced renewable electricity, green hydrogen and its derivatives can drastically reduce emissions in hard-to-abate sectors, complementing efficiency measures and electrification on the journey to Net-Zero.

Questa tesi valuterà il potenziale dell’idrogeno come vettore energetico rinnovabile verso il Net-Zero al 2050. Dopo una sintesi dei principali combustibili low-carbon ne analizzerà maturità tecnologica, costi livellati ed impatti ambientali; l’idrogeno verrà inquadrato come risorsa ancora marginale ma altamente versatile. Si analizzerà quindi la domanda globale di H₂ nei settori di: raffinazione, industria, trasporti e generazione elettrica, quantificando fabbisogni attuali e scenari di crescita tra 2030 e 2050, con richiami alle tecnologie disponibili o in sviluppo. La sezione centrale confronterà le rotte di produzione: elettrolisi alcalina, PEM e SOEC alimentate da rinnovabili e reforming con CCS; valutandone rendimento, LCOH, intensità emissiva e fattibilità di scala. Seguiranno le infrastrutture di trasporto e stoccaggio: gasdotti nuovi o riconvertiti, liquefazione e shipping, carrier chimici e produzione on-site, analizzandone CAPEX, perdite energetiche e flessibilità. Un confronto “well-to-wheel” delle emissioni GHG di H₂ e derivati definirà soglie di contenuto rinnovabile e contesti in cui l’idrogeno sarà climaticamente preferibile ai combustibili convenzionali. La tesi concluderà che, se alimentato da elettricità rinnovabile competitiva, l’idrogeno verde e i suoi derivati potranno ridurre drasticamente le emissioni nei settori hard-to-abate, affiancando efficienza ed elettrificazione nel percorso verso il Net-Zero.