Energia

Idrogeno senza rimorsi: come lo vedono i tedeschi

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L’intervento di Giuseppe Tomassetti (vicepresidente FIRE) e Michelangelo Celozzi (presidente esecutivo di TEN srl)

 

L’11 febbraio 2021, Agora, l’Agenzia tedesca per la Transizione Energetica, ha presentato uno studio dal titolo “No regret Hydrogen”3, che abbiamo parafrasato nel nostro titolo, sui prossimi passi per la realizzazione di una infrastruttura Idrogeno in Europa, prodotto da fonti rinnovabili.

Lo Studio è stato posto in inchiesta pubblica internazionale e rappresenta per noi un’occasione per fare il punto su alcuni passaggi cruciali dello sviluppo di una filiera Idrogeno, in base ai quali stabilire le priorità per l’utilizzo delle rilevanti risorse economiche e finanziarie messe a disposizione dall’UE per sostenere la Transizione Energetica.

Innanzitutto, occorre ricordare che la tecnologia dell’Idrogeno non è nuova, essendo stata sviluppata negli ultimi decenni per alcune applicazioni specifiche.

Quindi l’Idrogeno non è un “game changer” per il settore dell’ambiente e dell’energia, ma una delle possibili opzioni da valutare senza preconcetti, ma anche senza false speranze, partendo cioè dalle conoscenze già consolidate. Da cui l’ottimo titolo dello studio “No regret Hydrogen”: per non avere rimorsi…

Di seguito ci si riferisce ad una breve sintesi dello studio, per esporre poi alcuni commenti per la localizzazione in Italia di infrastrutture per la produzione e l’utilizzo dell’Idrogeno.

LA DOMANDA DI H2

Nello Studio, l’analisi della domanda è riferita a due orizzonti temporali: 2030 e 2050. Gli attuali usi termici dell’energia sono in larga parte relativi ad impieghi a temperature inferiori ai 100°C, per soddisfare i quali esistono già soluzioni più efficienti dell’uso dell’Idrogeno. Così pure per lo stoccaggio dell’elettricità, per cui lo studio è stato concentrato sulle applicazioni per le quali l’H2 ha una sua valenza dal punto di vista chimico, prima che energetico.

Attualmente (2020) i settori di impiego dell’H2 sono le raffinerie e la produzione di ammoniaca. In questo decennio si svilupperà l’impiego per la riduzione diretta dei minerali ferrosi; nel decennio 2030-2040 si ridurrà progressivamente l’impiego nelle raffinerie per la diminuzione dei combustili fossili, sostituito, nel decennio successivo, dalla rigenerazione chimica delle plastiche.

La domanda complessiva di H2 in questi tre settori di utilizzo (acciaio, ammoniaca e rigenerazione) è valutato ammontare, per tutta l’UE, a 270 TWh/anno, in termini di energia, abbastanza costante nel periodo in esame; la previsione di domanda annua in Italia è concentrata nelle raffinerie e nell’ILVA per 18-16 TWh/a.

L’OFFERTA DI H2

E’ stata esaminata l’alternativa fra H2 blu (derivato da metano fossile con cattura e stoccaggio della CO2) e l’H2 verde (derivato per elettrolisi dell’acqua, alimentata da elettricità prodotta da fonti rinnovabili); tuttavia questa finestra di scelta tecnico-economica dovrebbe rimanere valida solo per pochi anni, per cui potrebbe interessare solo quei Paesi, come Norvegia e UK, che hanno già sviluppato le tecnologie di utilizzo, cattura e stoccaggio dellaCO24 e soprattutto le relative normative, per cui il contesto fa prevedere più semplici processi autorizzativi.

Per gli altri Paesi si ritiene che le risorse per realizzazione di progetti basati sull’utilizzo dell’Idrogeno Blu, e soprattutto sullo stoccaggio e la distribuzione a distanza sarebbero vanificate dalla prevista riduzione dei costi di produzione dell’Idrogeno, ossia degli elettrolizzatori, valutati in condizioni di mercato tradizionale attorno a 450 €/kW nel 2030 e 260 €/kW nel 2050, ma per i quali si prevede che lo stimolo del mercato con adeguati incentivi (molto probabile) potrebbe abbattere i costi sino a circa a 96 €/kW e 67 €/kW, negli stessi anni.

La riduzione del costo degli elettrolizzatori favorirebbe i paesi dell’Europa Centrale e del Sud, che potrebbero utilizzare senza problemi il fotovoltaico, malgrado la maggiore stagionalità e i più ridotti fattori di carico degli impianti, rispetto ai paesi del Nord, dove è prevalente l’interesse per l’eolico off-shore (con fondali bassi del mare e fattore di carico degli impianti dell’ordine delle 4.000 h/a).

Lo studio ipotizza quindi la diffusione di impianti alimentati da fonte eolica nei Paesi del Nord ed impianti alimentati da fotovoltaico in Europa Centrale e Meridionale.

LA LOGISTICA

Questo tema è estremamente rilevante, dato che la tecnologia dell’Idrogeno non è nuova e sono ben conosciuti i problemi di stoccaggio e trasporto. Purtroppo, è anche il tema più delicato e più difficile, laddove dati e informazioni sono meno certi e consolidati: qui non si tratta di sostituire un componente in una filiera già attiva e strutturatasi in decenni, ma si tratta di ipotizzare una filiera del tutto nuova che deve rispondere ad una serie di parametri spesso dipendenti dal territorio.

Gli usi preferenziali saranno quelli che forniture costanti e garantite. L’industria gasiera oggi garantisce le forniture, miscelando produzioni interne ed importazioni, grazie ad una rete di gasdotti interconnessi, estesa a livello regionale, ed una serie di rigassificatori, alimentati da navi metaniere per il trasporto del GNL. Per gestire le variazioni stagionali della domanda si utilizzano, laddove esistono, giacimenti esauriti di gas utilizzati come serbatoi di accumulo.

Un’infrastruttura di questo tipo, dedicata all’H2, non esiste; d’altra parte, i volumi attesi sono solo una piccola percentuale dei consumi attuali di metano, quindi è possibile, considerando la  complessità degli aspetti di sicurezza per utilizzi distribuiti, che questa infrastruttura non nasca neanche in futuro. Le infrastrutture per l’uso dell’H2, infatti, non hanno il vincolo della localizzazione delle fonti di approvvigionamento delle materie prime energetiche, quindi è previsto il loro sviluppo, almeno in una fase iniziale, senza connessioni tra loro, attorno ai punti di consumo più rilevanti, con stretto collegamento fra produzione ed utilizzo.

La produzione di H2 da fonti rinnovabili, e per via fotovoltaica in particolare, riflette tutti i problemi di intermittenza, sia giornaliera che stagionale, della produzione elettrica da fonti rinnovabili, quindi richiede una infrastruttura di accumulo, di elettricità o di Idrogeno, di dimensioni adeguate alle caratteristiche del singolo impianto.

Lo studio indica per l’Europa meridionale la necessità di accumulo dell’ordine del 40% del consumo annuale; il metano accumulato nei serbatoi italiani, pur con tutte le ridondanze esistenti, è circa il 20% del consumo annuale.

Non esistono tuttavia esperienze di accumulo di Idrogeno in cavità naturali, né sono definite le normative da seguire per adeguarle a questa funzione; lo studio non esclude che in futuro si possano impiegare come serbatoi per Idrogeno i giacimenti metaniferi esauriti ed usati per lo stoccaggio di metano, ma si ritiene che l’unica soluzione che possa ricevere una rapida approvazione sia quella delle caverne in giacimenti di sale.

Per volumi molto ridotti sono possibili accumuli in serbatoi metallici, ma con alti costi sia di costruzione che di esercizio (per la compressione a 700 atm), connessi ai rischi per la sicurezza.5

Lo studio accenna ai problemi del possibile impiego di metanodotti esistenti per la distribuzione dell’H2, ma non approfondisce la valutazione dei rilevanti problemi tecnici (perdite e frattura fragile), né, tanto meno, quelli normativi. Lo Studio ha valutato il possibile impiego dell’H2 miscelato col metano6 nelle reti, ma con esito negativo per la perdita di valore del prodotto in confronto ai costi di investimento

CONCLUSIONI

Lo studio valuta i costi per le diverse soluzioni logistiche ed arriva alla conclusione che sono ipotizzabili quattro aree europee candidabili per reti locali di idrogeno per impieghi concentrati in attività difficili da de-carbonizzare:
• una fra Dunkerque ed Amburgo, attraverso Belgio e Olanda,
• una seconda sulla costa catalana,
• una terza fra Polonia e Lituania,
• infine, una quarta nei Balcani.

L’Italia è esclusa per la mancanza di giacimenti di sale nei quali potenzialmente realizzare gli accumuli.

Si cita a proposito solo un case study sulla costa toscana, con H2 portato via mare (verosimilmente sotto forma di NH3) con uso di serbatoi metallici; se ne deduce tuttavia un costo per lo stoccaggio triplo di quello per la produzione dell’H2.

Sulla base delle valutazioni riportate nello Studio, si possono aggiungere alcuni commenti sullo sviluppo non tanto di una filiera Idrogeno italiana, non essendo verosimile il suo isolamento dal contesto europeo, ma delle caratteristiche di possibili progetti sviluppabili in Italia e dei tempi di sviluppo.

Qualsiasi progetto non potrà prescindere da un preventivo studio tecnico-economico di fattibilità, per individuare il possibile utilizzo industriale dell’Idrogeno, le tecnologie applicabili, in particolare per l’accumulo di energia per la stabilizzazione del funzionamento dell’impianto a fronte dell’intermittenza della fonte energetica primaria disponibile, di breve durata o stagionale, e delle interazioni con le esistenti infrastrutture elettriche e gas.

Per l’Italia, la scelta della tecnologia fotovoltaica per la decarbonizzazione dell’elettricità è già stata fatta, e ne deriva la necessità di destagionalizzare questa produzione specie se si vogliono sostituire i combustibili fossili nel riscaldamento invernale, utilizzando pompe di calore elettriche.

Per l’Idrogeno, in linea di principio assumono priorità le applicazioni per impieghi concentrati in specifiche applicazioni, che appaiono operativamente e temporalmente più percorribili, laddove i maggiori e concentrati volumi di domanda consentono sostenere i costi di produzione dell’Idrogeno a breve-medio termine.

Richiedono verosimilmente un maggiore approfondimento le applicazioni più diffuse, sia per i volumi in gioco che per le problematiche di sicurezza nelle fasi di accumulo e distribuzione dell’Idrogeno, anche dal punto di vista delle norme tecniche per l’autorizzazione alla costruzione ed esercizio, ancora mancanti, e che parta dalle condizioni specifiche (tecniche, economiche e normative) del sistema energetico italiano.

Alcune proposte in tal senso sono già state presentate al Ministero dello Sviluppo Economico, per la costruzione di un “Importante Progetto di Interesse Comune Europeo” (IPCEI) di valorizzazione delle opportunità di utilizzo dell’Idrogeno, nell’ambito delle iniziative di politica industriale promosse dall’Italia in raccordo con gli altri Stati Membri della UE e la Commissione Europea. Tra queste, una riguarda lo studio di fattibilità di un impianto integrato per la produzione ed utilizzo di Idrogeno prodotto con l’elettricità generata da un impianto fotovoltaico dedicato, che consentirebbe di aumentare la penetrazione delle fonti rinnovabili negli usi finali di energia finora soddisfatti esclusivamente da combustibili fossili, come gli usi termici ad alta temperatura.

Poiché l’Idrogeno può essere prodotto per via elettrolitica anche utilizzando l’acqua di mare, questo tipo di applicazioni sarebbe replicabile in tutto il Mediterraneo. L’ipotesi di progetto si basa sull’impego innovativo di tecnologie mature, per accelerare i tempi di sviluppo e valorizzare le competenze dell’industria italiana, valutando le possibilità di sviluppo in termini di capacità produttiva dei sistemi costituenti l’impianto di produzione di Idrogeno e di scala dell’impianto, riducendo i rischi di performance ed i costi di sviluppo, costruzione, esercizio e manutenzione.

  • La proposta prevede quattro fasi:
    • Studio di Fattibilità Tecnico Economica per la realizzazione e la localizzazione di un impianto integrato per la produzione di Idrogeno “verde”, comprendente quattro sezioni:
  • Impianto fotovoltaico di generazione elettrica asservito alla produzione di Idrogeno
  • Impianto di accumulo elettrico, di regolazione della produzione elettrica giornaliera
  •  Elettrolizzatore per la produzione di Idrogeno e sistema di approvvigionamento idrico
  • Sistema di conferimento dell’Idrogeno all’impianto di utilizzazione finale e gestione della fornitura

Lo studio dovrà identificare le possibili localizzazioni dell’impianto in relazione alla topologia delle infrastrutture elettriche e gasiere esistenti, dei potenziali siti industriali di utilizzazione e delle caratteristiche climatiche, oltre che delle scelte ingegneristiche per la gestione ottimale della fornitura di Idrogeno (analisi dei rischi, stabilità, regolazione).
• Inchiesta pubblica. Gli esiti dello studio saranno posti in inchiesta pubblica internazionale, per acquisire i possibili contributi derivanti da esperienze diverse.
• Analisi Costi Benefici per ottimizzare la taglia e la localizzazione dell’impianto, secondo metodologie riconosciute a livello internazionale
• Progettazione Preliminare dell’Impianto e determinazione delle specifiche tecniche per affidare al mercato la decisione finale di investimento per la Costruzione e l’Esercizio dell’Impianto.

In assenza di questo tipo di analisi, in futuro sarà difficile realizzare investimenti significativi per la Transizione Energetica, in grado di innescare un processo di rilancio ed innovazione della nostra economia.

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