Life Cycle Assessment (LCA) and economic analysis of e-fuel imports from remote regions: a case study for italy

This thesis investigates the potential role of hydrogen and e-fuels in Italy’s decarbonization strategy. A total of 26 production and import pathways are analyzed, focusing on remote regions with abundant renewable resources, such as Chile (wind power) and Algeria (solar power). The evaluation combines both environmental and economic perspectives under two scenarios: current market prices (2025) and future market (2030) prices. The scenario where nowadays prices are used results in too high and not competitive prices (due to the fact that most of the used technologies are still in developing phase). The latter is considered more representative, given the technological development and cost reductions expected before large-scale deployment. The study also incorporates the use of e-fuels for maritime transport during import to Italy, assessing their impact on overall emissions. While this strategy can further reduce greenhouse gas emissions, its cost-effectiveness measured in €/ton CO₂ avoided varies depending on the case. Among the pathways assessed, direct hydrogen import emerges as particularly promising. In the 2030 scenario, hydrogen produced via SOEC electrolysis in Algeria (solar-based) and delivered through pipelines is estimated to cost 2.43–2.67 €/kg H₂, with associated emissions of 1.31–2.58 kg CO₂-eq/kg H₂. Similarly, hydrogen imported from Chile (wind-based SOEC electrolysis) via ship costs 3.59–4.33 €/kg H₂ using conventional HFO, or 3.73–4.46 €/kg H₂ when hydrogen is used as shipping fuel, with corresponding emissions of 1.79–2.44 and 1.09–1.75 kg CO₂-eq/kg H₂, respectively. Beyond hydrogen, synthetic natural gas (SNG) produced in Chile and shipped to Italy shows strong potential, especially when CO₂ is sourced from cement or biogas plants in Chile. Costs range from 1.33–1.92 €/kg SNG (cement-based CO₂) and 1.42–2.00 €/kg SNG (biogas-based CO₂), with emissions between 1.18–1.56 and 0.68–1.02 kg CO₂-eq/kg SNG, respectively. Among the considered fuels ammonia shows promising results as well. In the Italian context, hydrogen and e-fuels are explored across three applications: direct hydrogen substitution for current grey hydrogen, hard-to-abate emissions industries, and heavy transportation. For direct hydrogen consumption, Algerian imports appear particularly attractive, with abatement costs of 26.02–29.19 €/ton CO₂ avoided. For the other two applications a scenario in which CO2 is captured from HTA industrial sector and used to produce SNG to fuel heavy transportation is studied. In this scenario an hybrid solution in which hydrogen is produced in Algeria, imported in Italy and there finally used to synthesize SNG seems to offer the best solution. This case the cost of CO2 abatement results in higher values (76.9-314.4 €/ton avoided CO2) compared to other CO2 capture techniques. Overall, the findings suggest that hydrogen from Algeria, SNG and ammonia could play a significant role in Italy’s decarbonization, depending on the costs descending trends and the policies adopted by both Italian government and European Union.

In questa tesi il ruolo potenziale dell’idrogeno e degli e-fuels (e-SNG, e-NH3, e-MeOH, e-diesel) come possibile strategia di decarbonizzazione dell’Italia viene analizzato. Sono considerati in totale 26 percorsi che considerano produzione e import, con particolare attenzione alla produzione in regioni remote, ricche di risorse rinnovabili, come il Cile (energia eolica) e l’Algeria (energia solare). La valutazione combina entrambe le prospettive ambientali ed economiche sotto due diversi scenari: prezzi di mercato attuali (2025) e prezzi di mercato futuri (2030). Lo scenario basato sui prezzi attuali porta a costi troppo elevati e non competitivi (a causa del fatto che molte delle tecnologie impiegate sono ancora in fase di sviluppo). Il secondo scenario è considerato più rappresentativo dato lo sviluppo tecnologico e la riduzione dei costi attesi prima di una diffusione su larga scala. Lo studio include anche l’utilizzo degli e-fuels per il trasporto marittimo durante la fase di import in Italia, valutandone l’impatto sulle emissioni complessive. Sebbene questa strategia possa ridurre ulteriormente le emissioni di gas serra, la sua convenienza economica, misurata in €/tonnellata di CO₂ evitata, varia caso per caso rendendo difficile fornire un giudizio univoco. Tra le diverse strategie di import analizzate, l’importazione diretta di idrogeno emerge come particolarmente promettente. Nello scenario 2030 i migliori risultati sono presentati dall’idrogeno prodotto tramite elettrolisi (ad ossidi solidi, SOEC) in Algeria e trasportato tramite gasdotto, con un costo stimato di 2.43–2.67 €/kg H₂ e un impatto ambientale associato pari a 1.31–2.58 kg CO₂-eq/kg H₂. Poco meno conveniente risulta l’idrogeno importato dal Cile via nave, con un costo di 3.59–4.33 €/kg H₂ se viene utilizzato HFO convenzionale, oppure 3.73–4.46 €/kg H₂ se l’idrogeno stesso viene utilizzato come combustibile per il trasporto marittimo ed emissioni rispettivamente pari a 1.79–2.44 e 1.09–1.75 kg CO₂-eq/kg H₂. Tra gli e-fuels considerati il gas naturale sintetico (SNG) prodotto in Cile e trasportato in Italia mostra un forte potenziale, soprattutto quando la CO₂ considerata per la sua produzione è catturata in impianti di produzione del cemento o in impianti di biogas upgrading in Cile. I costi variano da 1.33–1.92 €/kg SNG (CO₂ da cemento) e 1.42–2.00 €/kg SNG (CO₂ da biogas), con emissioni rispettivamente di 1.18–1.56 e 0.68–1.02 kg CO₂-eq/kg SNG. Tra gli e-fuels considerati anche l’ammoniaca presenta buoni risultati. Nel contesto italiano, vengono valutate le applicazioni dell’idrogeno e degli e-fuels in tre settori: la sostituzione del consumo diretto di idrogeno attualmente prodotto da fonti fossili (idrogeno grigio), l’uso di SNG per decarbonizzare sia il cosiddetto settore “hard-to-abate-emissions” (che comprende la produzione di cemento, acciaio, ecc.) che il settore dei trasporti pesanti (camion, navi, aerei). Per il consumo diretto di idrogeno, le importazioni dall’Algeria risultano particolarmente attraenti, con costi di abbattimento pari a 26,02–29,19 €/ton CO₂ evitata. Per le altre due applicazioni, viene analizzato uno scenario in cui la CO₂ viene catturata dal settore industriale HTA e utilizzata per produrre SNG destinato al trasporto pesante. In questo scenario, una soluzione ibrida in cui l’idrogeno viene prodotto in Algeria, importato in Italia e qui utilizzato per sintetizzare SNG sembra offrire la soluzione migliore. In questo caso, tuttavia, il costo di abbattimento della CO₂ risulta più elevato (76,9–314,4 €/ton CO₂ evitata) rispetto ad altre tecniche di cattura della CO₂. Nel complesso, i risultati suggeriscono che l’idrogeno dall’Algeria e il SNG potrebbero svolgere un ruolo significativo nella decarbonizzazione dell’Italia, a seconda dell’andamento futuro dei costi e delle politiche ambientali attuate dall’Italia e dall’Unione Europea.