Hourly attributional prospective LCA of the italian electricity grid from 2024 to 2040

This thesis presents an attributional prospective Life Cycle Assessment (LCA) of the Italian National Electricity Grid over the 2024-2040 horizon, aligned with the National Climate and Energy Plan (PNIEC) and the country’s roadmap toward full decarbonization. The main objectives were to calculate, analyse, and apply national hourly emission factors for electricity, and to compare their use against annual-averaged factors on the same consumption profile to assess temporal effects on environmental results. Hourly emission factors were derived from a cost-optimization energy model that simulated Italy’s evolving generation mix under PNIEC constraints. The model projected a steep decline in fossil fuel-based electricity and a significant expansion of solar photovoltaics and onshore wind, which exceeded half of the national generation in 2040. National gas maintained a strategic balancing role, while imports, exceeding 50% in some winter hours, ensured grid stability during low renewable output. Sixteen environmental impact categories were assessed using the ecoinvent database, revealing three main clusters: categories such as acidification and freshwater eutrophication showed steady decreases in both averages and variability, while land use and resource exploitation exhibited growing temporal variability (up to 80% by 2040) attributed to the intermittency of renewables. Categories such as climate change and non-renewable energy use, fell in both, annual average and variability, following the radical reduction in the overall fossil fuel share after the base year. Likewise, the methodology was applied to a Positive Energy District in Bologna (1.938 MWp of photovoltaic capacity and 41,000 m2 of heating / cooling area). This application demonstrated that time-resolved emission factors provide greater insight than annual averages, particularly for seasonally sensitive impacts. The district achieved up to 82% and 40% reductions in land use and ionising radiation impacts by 2040, respectively. Notably, by 2040 exporting PV electricity caused 11,000 kg CO₂-eq more impact on climate change than consuming grid electricity.

Questa tesi presenta una valutazione del ciclo di vita (LCA) di tipo attribuzionale e prospettico della rette elettrica nazionale italiana nel periodo 2024-2040, in linea con il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) e con la strategia nazionale verso la completa decarbonizzazione. Gli obiettivi principali sono stati quelli di calcolare, analizzare e applicare fattori di emissione orari nazionali per l’elettricità, nonché di confrontare l’uso con i corrispondenti fattori medi annuali sul medesimo profilo di consumo, al fine di valutare gli effetti temporali sui risultati ambientali. I fattori di emissione orari sono stati derivati da un modello energetico di ottimizzazione dei costi che ha simulato l’evoluzione del mix di generazione elettrica italiano secondo i vincoli del PNIEC. Il modello ha previsto un forte calo della produzione da fonti fossili e una notevole espansione del solare fotovoltacio e dell’eolico onshore, che insieme hanno superato la metà della generazione nazionale entro il 2040. Il gas naturale ha mantenuto un ruolo strategico di bilanciamento, mentre le importazioni, che in alcune ore invernali hanno superato il 50%, hanno garantito la stabilità della rete nei periodi di bassa produzione rinnovabile. Sono state valutate sedici categorie di impatto ambientale utilizzando il database ecoinvent, individuando tre principali raggruppamenti: categorie come acidificazione ed eutrofizzazione delle acque dolci hanno mostrato diminuzioni costanti sia nei valori medi sia nella variabilità, mentre uso del suolo e sfruttamento delle risorse materiali hanno evidenziato una crescente variabilità temporale (fino all’80% nel 2040) attribuita all’intermittenza delle fonti rinnovabili. Categorie come cambiamento climatico e uso di risorse energetiche non rinnovabili sono invece diminuite sia in termini di media annuale sia di varibilità, in seguito alla drastica riduzione della quota fossile dopo l’anno base. La metodologia è stata inoltre applicata a un Positive Energy District situato a Bologna (1,938 MWp di capacità fotovoltaica e 41.000m2 di superficie climatizzata). Tale applicazione ha dimostrato che l’uso di fattori di emissione a risoluzione temporale oraria fornisce una compresione più approfondita rispetto ai valori medi annuali, soprattutto per gli impatti sensibili alla stagionalità. Il distretto ha conseguito riduzioni fino all’82% e al 40% rispettivamente negli impatti legati all’uso del suolo e alla radiazione ionizzante entro il 2040. È importante notare che, entro il 2040, l’esportazione di elettrictità fotovoltaica ha causato un impatto sul cambiamento climatico superiore di 11.000 kg CO2 eq rispetto al consumo della stessa quantità di elettricità prelevata dalla rete.