ETD

• 2040
• analisi di sensitività
• Egitto
• Egypt
• energia rinnovabile
• green hydrogen
• hydrogen pipelines
• idrogeno verde
• infrastructure
• infrastruttura
• linee di trasmissione
• optimization
• ottimizzazione
• power system
• PyPSA-Earth
• renewable energy
• risoluzione spaziale
• sensitivity analysis
• sistema elettrico
• spatial resolution
• transmission lines

This thesis develops a detailed model of the Egyptian power and energy system, using PyPSA-Earth, to analyze the interaction between the expansion of the electricity system and the large-scale deployment of green hydrogen, in a country with high renewable energy potential and a declared ambition to become a regional hub for low-emission hydrogen, predominantly export-oriented.
A first methodological objective concerns the spatial representation of the system: the thesis extends the analysis from a baseline configuration of 27 clusters to a higher resolution, up to 178 clusters, to assess whether and how the spatial resolution of the model affects the conclusions on the siting and sizing of electricity and hydrogen transport infrastructure; and up to 275 clusters, to characterize the density of solar and wind potential across the territory, including peripheral regions.
On this basis, the thesis compares two alternative approaches for electricity-hydrogen integration: decentralized production (electrolyzers close to generation, transport via pipeline) and centralized production (electricity transmission to conversion hubs close to demand or export ports).
A final objective concerns uncertainty in investment costs: by systematically varying the CAPEX of transmission lines and hydrogen pipelines, the study assesses which infrastructure components prove robust to this uncertainty.

The analysis is carried out using PyPSA-Earth, an open-source, sector-coupled energy system optimization model with high spatial and temporal resolution. The first step of the work consists in developing and calibrating a detailed representation of the Egyptian power system, subsequently extended to include sector coupling with hydrogen infrastructure (electrolyzers, new and repurposed natural gas pipelines). The model is formulated as a linear programming problem that minimizes total system cost, jointly determining the expansion of generation, electricity transmission, and hydrogen infrastructure.
The baseline configuration represents Egypt with 27 clusters corresponding to administrative governorates (GADM level 1), with a temporal resolution of 3 hours over a reference weather year (2013). Two alternative scenarios drawn from the Egyptian National Low-Emission Hydrogen Strategy are considered — Central (conservative) and Green (ambitious) — each for two time horizons (2030 and 2040), for a total of four scenario-year combinations. Each of these is evaluated under nine infrastructure cost assumptions, obtained by crossing three CAPEX levels (low, medium, high) for hydrogen pipelines with three levels for transmission lines, for a total of 36 model runs.
In a second phase, the electricity model is extended to a higher-resolution spatial representation. Starting from the 27 governorates, the three largest are subdivided into their respective districts, yielding 42 regions, which are further fragmented by imposing decreasing thresholds on the maximum size of each region (from 200 to 100 km), down to configurations with 275 clusters. Both the geometry of the regions and the topology of the transmission connections between them were synthetically reconstructed: adjacency is determined geometrically (0.01° buffer and spatial intersection), and candidate lines are created as straight-line segments between the representative points of each region, with zero initial capacity and full expandability, leaving the optimization to determine their development. This second phase focuses on the Central 2040 scenario and compares the configurations at 27, 90, 134, and 178 clusters (the latter identified as the best trade-off between spatial detail and computational time).

The results show solar photovoltaic emerging as the dominant technology across all scenarios, with the electricity transmission backbone remaining structurally stable as spatial resolution varies, redistributing capacity toward a limited number of high-capacity corridors. The energy mix, by contrast, proves sensitive to spatial resolution, as a more detailed characterization of renewable potential alters the split between solar and wind.
Transmission line expansion is governed primarily by its own CAPEX, with limited cross-sensitivity to hydrogen pipeline CAPEX.
On the hydrogen side, export demand is confirmed as the main driver of expansion, with electrolysis capacity concentrated in hubs close to the Nile Delta/Cairo and in southern areas with high renewable potential. The pipeline network proves considerably more sensitive to spatial resolution than the electricity network, both in extent and topology, and reaches an increasingly cost-robust configuration as 2040 approaches.

Questa tesi sviluppa un modello dettagliato del sistema elettrico ed energetico egiziano, utilizzando PyPSA-Earth, per analizzare l'interazione tra l'espansione del sistema elettrico e la diffusione su larga scala dell'idrogeno verde, in un paese con elevato potenziale rinnovabile e l'ambizione dichiarata di diventare un hub regionale per l'idrogeno a basse emissioni, prevalentemente orientato all'esportazione.
Un primo obiettivo metodologico riguarda la rappresentazione spaziale del sistema: la tesi estende l'analisi da una configurazione di base a 27 cluster a una risoluzione più elevata: fino a 178 cluster, per valutare se e come la risoluzione spaziale del modello influenzi le conclusioni su localizzazione e dimensionamento delle infrastrutture elettriche e di trasporto dell'idrogeno; e fino a 275 cluster, per caratterizzare la densità di potenziale solare ed eolico del territorio, incluse le regioni periferiche.
Su questa base, la tesi confronta due approcci alternativi per l'integrazione elettricità-idrogeno: produzione decentralizzata (elettrolizzatori vicino alla generazione, trasporto via pipeline) e produzione centralizzata (trasmissione elettrica verso hub di conversione vicini alla domanda o ai porti di esportazione).
Un ultimo obiettivo riguarda l'incertezza sui costi di investimento: variando sistematicamente il CAPEX di linee di trasmissione e pipeline dell'idrogeno, si valuta quali componenti infrastrutturali risultano robuste rispetto a questa incertezza.

L'analisi è condotta con PyPSA-Earth, un modello open-source di ottimizzazione di sistemi energetici sector-coupled, ad alta risoluzione spaziale e temporale. Il primo passo del lavoro consiste nello sviluppo e nella calibrazione di una rappresentazione dettagliata del sistema elettrico egiziano, successivamente estesa per includere l'accoppiamento settoriale con l'infrastruttura per l'idrogeno (elettrolizzatori, pipeline nuove e riconvertite da gas naturale). Il modello è formulato come un problema di programmazione lineare che minimizza il costo totale di sistema, determinando congiuntamente l'espansione della generazione, della trasmissione elettrica e dell'infrastruttura idrogeno.
La configurazione di base rappresenta l'Egitto con 27 cluster corrispondenti ai governatorati amministrativi (livello GADM 1), con risoluzione temporale di 3 ore su un anno meteorologico di riferimento (2013). Vengono considerati due scenari alternativi tratti dalla Strategia Nazionale per l'Idrogeno a Basse Emissioni egiziana — Central (conservativo) e Green (ambizioso) — ciascuno per due orizzonti temporali (2030 e 2040), per un totale di quattro combinazioni scenario-anno. Ognuna di queste è valutata sotto nove ipotesi di costo infrastrutturale, ottenute incrociando tre livelli di CAPEX (basso, medio, alto) per le pipeline dell'idrogeno con tre livelli per le linee di trasmissione, per un totale di 36 run di modello.
In una seconda fase, il modello elettrico viene esteso a una rappresentazione spaziale a risoluzione più elevata. Partendo dai 27 governatorati, i tre più estesi vengono suddivisi nei rispettivi comuni, ottenendo 42 regioni, ulteriormente frammentate imponendo soglie decrescenti sulla dimensione massima di ciascuna regione (da 200 a 100 km), fino a configurazioni con 275 cluster. Sia la geometria delle regioni sia la topologia delle connessioni di trasmissione fra di esse sono state ricostruite sinteticamente: l'adiacenza è determinata geometricamente (buffer di 0.01° e intersezione spaziale), e le linee candidate sono create come segmenti rettilinei tra i punti rappresentativi di ciascuna regione, con capacità iniziale nulla e completamente espandibili, lasciando che sia l'ottimizzazione a determinarne lo sviluppo. Questa seconda fase si concentra sullo scenario Central 2040 e confronta le configurazioni a 27, 90, 134 e 178 cluster (quest'ultima identificata come miglior compromesso tra dettaglio spaziale e tempi di calcolo).

Dai risultati il solare fotovoltaico emerge come tecnologia dominante in tutti gli scenari, con la dorsale di trasmissione elettrica che resta strutturalmente stabile al variare della risoluzione spaziale, ridistribuendo la capacità verso un numero limitato di corridoi ad alta capacità. Il mix energetico risulta invece sensibile alla risoluzione spaziale, poiché una caratterizzazione più dettagliata del potenziale rinnovabile ne modifica la ripartizione tra solare ed eolico.
L'espansione delle linee di trasmissione dipende principalmente dal proprio CAPEX, con interazioni incrociate limitate rispetto al CAPEX delle pipeline dell'idrogeno.
Lato idrogeno, l'export si conferma il principale driver dell'espansione, con la capacità di elettrolisi concentrata in hub vicini al Delta del Nilo/Cairo e in aree meridionali ad alto potenziale rinnovabile. La rete di pipeline risulta molto più sensibile alla risoluzione spaziale rispetto a quella elettrica, sia in estensione sia in topologia, e raggiunge una configurazione sempre più robusta al variare dei costi con l'avvicinarsi al 2040.