Valutazione dell’impatto dei fattori che influenzano il prezzo dell’elettricità sui costi di produzione dell’idrogeno in Europa: un’analisi tecnico-economica basata sul LCOH

Abstract

Questa tesi analizza l'influenza delle condizioni del mercato elettrico sul costo di produzione di idrogeno tramite elettrolisi con impianti collegati alla rete. L'analisi considera Germania, Francia, Italia e Paesi Bassi, caratterizzati da diversi mix di generazione, livelli di penetrazione delle fonti rinnovabili, disponibilità nucleare e dipendenza dal gas naturale.

Nella prima parte è stato sviluppato un modello econometrico IV-2SLS applicato ai prezzi orari giornalieri nel periodo 2018–2024. Il modello valuta l'effetto della generazione da fonte rinnovabile, della domanda di elettricità, dei prezzi del gas naturale, delle quote ETS UE, della generazione nucleare e del commercio transfrontaliero. Tutti sono stati considerati fattori che determinano il prezzo dell'elettricità. I risultati mostrano che le fonti rinnovabili e l’energia nucleare tendono a ridurre i prezzi all'ingrosso, mentre gas, CO₂ e domanda esercitano pressioni al rialzo.

Le proiezioni di prezzo ottenute vengono quindi integrate in un modello tecno-economico per elettrolizzatori alcalini e PEM di diverse dimensioni. Il costo livellato dell'idrogeno e gli indicatori finanziari mostrano che il prezzo dell'elettricità è il principale motore economico. Le centrali da 100 MW sono generalmente più competitive grazie alle economie di scala, mentre scenari con maggiore crescita delle rinnovabili permettono una significativa riduzione del costo dell'idrogeno. La competitività dell'elettrolisi dipende, quindi, soprattutto dall'accesso a elettricità a basso costo, dalle dimensioni dell'impianto, dal fattore di utilizzo e dalla possibilità di sfruttare l'ossigeno come coprodotto.

This thesis analyses the influence of electricity market conditions on the cost of hydrogen production by electrolysis with grid-connected plants. The analysis considers Germany, France, Italy and the Netherlands, characterized by different generation mixes, levels of penetration of renewable sources, nuclear availability and dependence on natural gas.

In the first part, an IV-2SLS econometric model is developed applied to day-ahead hourly prices in the period 2018–2024. The model assesses the effect of renewable-source generation, electricity demand, natural gas prices, EU ETS allowances, nuclear generation and cross-border trade. All of them are considered as electricity price drivers. The results show that renewable sources and nuclear energy tend to reduce wholesale prices, while gas, CO₂ and demand exert upward pressure.

The price projections obtained are then integrated into a techno-economic model for alkaline and PEM electrolysers of different sizes. The levelized cost of hydrogen and financial indicators show that the price of electricity is the main economic driver. 100 MW plants are generally more competitive thanks to economies of scale, while scenarios with greater growth in renewables allow a significant reduction in the cost of hydrogen. The competitiveness of electrolysis therefore depends above all on access to low-cost electricity, the size of the plant, the utilization factor and the possibility of exploiting oxygen as a co-product.