Life-cycle assessment (LCA) of emerging and promising technologies for blue and green hydrogen

This Ph.D. thesis applies the Life Cycle Assessment methodology to study hydrogen production through various pathways: (i) electrolysis powered by renewable electricity (green H₂), (ii) natural gas reforming with carbon capture and storage (blue H₂), (iii) biogas/biomethane reforming in an electrified steam methane reformer with carbon capture and storage (an alternative to green H₂), and (iv) methane pyrolysis using electrified or fired reactors (turquoise H₂, an alternative to blue H₂). Additionally, the research examines hydrogen applications in the transportation sector, comparing them with conventional and current mobility solutions. To provide a broader perspective, part of the study also focuses on the carbon footprint of lithium-ion batteries and biofuel production as alternative mobility solutions. For green H2, an updated scenario for PV-based hydrogen production considering the advances in the photovoltaic industry, applying state-of-the-art modules that offer higher efficiencies and are manufactured under lower energy and material consumption conditions, is presented. The wind-based H2 production in the updated scenario is based on a European supply chain for wind turbine production using the updated European steel market and Vestas turbines. Both scenarios utilize an alkaline electrolysis system for hydrogen production. The Global Warming Potential (GWP) values for PV-based hydrogen production in Italy can experience up to 60% reduction, ranging between 1.76 and 2.25 kg CO₂ eq./kg H₂. For onshore and offshore wind-based green hydrogen in Italy, carbon footprint reductions of up to 15% and 19% are observed, with values varying from 0.8 to 1.36 kg CO₂ eq./kg H₂ and 0.84 to 1.22 kg CO₂ eq./kg H₂, respectively, placing them at the lower end of reported values in the literature. For blue hydrogen production, the integration of auto-thermal reforming (ATR) of natural gas and low-temperature (cryogenic) carbon capture techniques (partial condensation and desublimation) are simulated, analyzed, and compared to ATR with absorption-based carbon capture (MDEA and Selexol), including an analysis of the effect of the natural gas supply chain on the carbon footprint of blue H2. The findings of this Ph.D. thesis align with the lower bound of GWP values for blue hydrogen from existing studies. The climate profile of blue hydrogen can be below the EU taxonomy threshold when produced from low-impact natural gas supply chains (e.g., those utilizing low-emission energy and maintaining methane leakage rates below 1%) and can be comparable with wind-based H2 when an ultra-low-emission natural gas supply chain is assumed. In this study, the average carbon footprint of blue hydrogen powered by PV electricity, based on four different natural gas datasets, is 2.8 kg CO2 eq./kg H2. Among alternatives to green and blue hydrogen, biogas reforming in an electrified steam methane reformer shows a highly variable carbon footprint, ranging from 13.4 to -7.5 kg CO₂ eq./kg H₂, depending on plant configuration (e.g., the presence of carbon capture and biogas upgrading to biomethane) and electricity source. Biogas-based hydrogen production with carbon capture enables carbon removal from the atmosphere—an advantage not offered by other production routes. Meanwhile, methane pyrolysis currently results in a carbon footprint above 3 kg CO₂ eq./kg H₂, highlighting the need for further research and development in this production pathway. In addition, hydrogen application in mobility can be promising and lead to a comparable carbon footprint of biofuels. H2 in passenger cars can outperform battery electric vehicles equipped with Chinese or semi-Chinese lithium-ion batteries circulating in Italy.

Questa tesi di dottorato applica la metodologia dell'Analisi del Ciclo di Vita (LCA) per studiare la produzione di idrogeno attraverso diversi percorsi: (i) elettrolisi alimentata da elettricità rinnovabile (idrogeno verde), (ii) reforming del gas naturale con cattura e stoccaggio del carbonio (idrogeno blu), (iii) reforming del biogas/biometano in un reformer a vapore elettrificato con cattura e stoccaggio del carbonio (un’alternativa all’idrogeno verde) e (iv) pirolisi del metano utilizzando reattori elettrificati o a combustione (idrogeno turchese, un’alternativa all’idrogeno blu). Inoltre, la ricerca esamina le applicazioni dell'idrogeno nel settore dei trasporti, confrontandole con le soluzioni di mobilità convenzionali e attuali. Per offrire una visione più ampia, parte dello studio si concentra anche sull'impronta di carbonio delle batterie agli ioni di litio e sulla produzione di biocarburanti come soluzioni alternative per la mobilità. Per l'idrogeno verde, viene presentato un aggiornamento dello scenario di produzione basato sul fotovoltaico, tenendo conto dei progressi nell'industria fotovoltaica, con l'applicazione di moduli all'avanguardia che offrono efficienze più elevate e sono prodotti con minori consumi energetici e di materiali. La produzione di idrogeno eolico nello scenario aggiornato si basa su una filiera europea per la produzione di turbine eoliche, utilizzando il mercato europeo dell'acciaio aggiornato e le turbine Vestas. Entrambi gli scenari prevedono l'uso di un sistema di elettrolisi alcalina per la produzione di idrogeno. I valori del Potenziale di Riscaldamento Globale (GWP) per l'idrogeno da fotovoltaico in Italia possono ridursi fino al 60%, variando tra 1,76 e 2,25 kg CO₂ eq./kg H₂. Per l'idrogeno verde da energia eolica onshore e offshore, si osservano riduzioni fino al 15% e al 19%, con valori rispettivamente tra 0,8-1,36 e 0,84-1,22 kg CO₂ eq./kg H₂, tra i più bassi riportati in letteratura. Per la produzione di idrogeno blu, sono state simulate, analizzate e confrontate l'integrazione del reforming autotermico (ATR) del gas naturale e delle tecniche di cattura del carbonio a bassa temperatura (condensazione parziale e desublimazione) con l’ATR accoppiato alla cattura del carbonio basata sull'assorbimento (MDEA e Selexol). Inoltre, è stato valutato l'effetto della filiera di approvvigionamento del gas naturale sull'impronta di carbonio dell'idrogeno blu. I risultati di questa tesi di dottorato sono in linea con il limite inferiore dei valori di GWP per l'idrogeno blu presenti negli studi esistenti. Il profilo climatico dell'idrogeno blu può essere inferiore alla soglia stabilita dalla tassonomia UE se prodotto da catene di approvvigionamento di gas naturale a basso impatto (ad esempio, utilizzando energia a basse emissioni e mantenendo tassi di perdita di metano inferiori all'1%) e può essere paragonabile all’idrogeno eolico se si assume una filiera del gas naturale a emissioni ultra-basse. In questo studio, l'impronta media di carbonio dell'idrogeno blu alimentato da elettricità fotovoltaica, basata su quattro diversi set di dati sul gas naturale, è di 2,8 kg di CO2 eq./kg H2. Tra le alternative all’idrogeno verde e blu, il reforming del biogas in un reformer a vapore elettrificato mostra un'impronta di carbonio altamente variabile, compresa tra 13,4 e -7,5 kg CO₂ eq./kg H₂, a seconda della configurazione dell’impianto (ad esempio, presenza di cattura del carbonio e aggiornamento del biogas a biometano) e della fonte di elettricità. La produzione di idrogeno basata sul biogas con cattura del carbonio consente la rimozione della CO₂ dall'atmosfera, un vantaggio non offerto da altre vie produttive. Nel frattempo, la pirolisi del metano attualmente presenta un’impronta di carbonio superiore a 3 kg CO₂ eq./kg H₂, evidenziando la necessità di ulteriori ricerche e sviluppi per migliorare questo metodo di produzione. Inoltre, l'applicazione dell'idrogeno nel settore della mobilità può essere promettente e portare a un'impronta di carbonio comparabile a quella dei biocarburanti. L'idrogeno nei veicoli passeggeri può superare i veicoli elettrici a batteria equipaggiati con batterie agli ioni di litio cinesi o semi-cinesi circolanti in Italia.