Mitigazione del curtailment delle rinnovabili in Sicilia al 2030 mediante produzione di idrogeno: ottimizzazione di sistema e valutazione del costo dell'H2

The rapid expansion of non-programmable renewable energy sources in the Italian power system is generating increasing volumes of curtailment, the deliberate reductions in renewable output imposed by the grid operator to ensure system stability. The phenomenon is particularly severe in Sicily, a region endowed with high solar and wind potential but characterised by structurally congested transmission infrastructure and limited export capacity to the mainland. This thesis investigates the potential of green hydrogen production via Proton Exchange Membrane (PEM) electrolysis, optionally coupled with Battery Energy Storage Systems (BESS), as a primary curtailment mitigation strategy in Sicily at the 2030 horizon. The model is built as a full-year hourly energy balance specific to the Sicily bidding zone, calibrated on the installed capacities of the PNIEC Policy 2030 scenario, with generation profiles derived from reanalysis data and electricity demand scaled on official Terna–Snam projections. The curtailment mitigation chain is modelled sequentially: Terna's planned utility-scale storage and the Tyrrhenian Link HVDC interconnection reduce gross curtailment before the residual surplus is made available to the electrolyzer. For several electrolyzer size configurations, with and without BESS support, the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) is computed using a Capital Recovery Factor approach, assuming zero electricity input cost since the energy originates from otherwise curtailed surplus. An optimization analysis identifies the economically optimal electrolyzer capacity by maximising net annual profit at multiple hydrogen price scenarios. A CAPEX sensitivity analysis quantifies the investment cost thresholds compatible with economic viability at the time horizons projected by IEA scenarios. Results highlight the complementary roles of BESS and hydrogen in valorising renewable surplus, and confirm that the competitiveness of curtailment-fed hydrogen depends critically on the electrolyzer cost reduction trajectory and on the evolution of hydrogen market prices.

La crescente penetrazione delle fonti energetiche rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico italiano genera volumi sempre più significativi di curtailment, ossia tagli forzati alla produzione rinnovabile imposti dal gestore di rete per garantire la stabilità del sistema. Il fenomeno è particolarmente rilevante in Sicilia, regione caratterizzata da un elevato potenziale solare ed eolico ma da una rete di trasmissione strutturalmente congestionata e da una limitata capacità di esportazione verso il continente. Il presente lavoro analizza le opportunità di mitigazione del curtailment rinnovabile in Sicilia all'orizzonte temporale del 2030, mediante la produzione di idrogeno verde tramite elettrolisi a membrana polimerica (PEM) eventualmente accoppiata a sistemi di accumulo elettrochimico (BESS). Il modello sviluppato è un bilancio energetico orario annuale specifico per la zona Sicilia, costruito a partire dalle capacità installate previste dallo scenario PNIEC Policy 2030, con profili di generazione simulati tramite dati realistici e domanda elettrica scalata su proiezioni ufficiali Terna–Snam. La catena di mitigazione è modellata sequenzialmente: lo stoccaggio utility-scale pianificato da Terna e il Tyrrhenian Link HVDC riducono il curtailment lordo prima che il surplus residuo venga destinato all'elettrolizzatore. Per diverse configurazioni di taglia dell'elettrolizzatore, con e senza BESS di supporto, viene calcolato il Costo Livellato dell'Idrogeno (LCOH) tramite approccio CRF, assumendo costo nullo dell'energia elettrica in ingresso in quanto proveniente da surplus altrimenti perso. L'analisi di ottimizzazione individua la taglia economicamente ottimale dell'elettrolizzatore tramite massimizzazione del profitto netto annuo a diversi scenari di prezzo dell'idrogeno. L'analisi di sensitività al CAPEX quantifica i valori soglia di costo dell'investimento compatibili con la competitività economica del progetto agli orizzonti temporali previsti dagli scenari IEA. I risultati evidenziano il ruolo complementare di BESS e idrogeno nella valorizzazione del surplus rinnovabile, e confermano che la competitività dell'idrogeno da curtailment dipende criticamente dalla traiettoria di riduzione dei costi di investimento degli elettrolizzatori e dal livello dei prezzi di mercato dell'idrogeno.