La sfida e la strada verso l’idrogeno verde al 2050

Oggi viene presentata in modalità online la prima edizione dell’Hydrogen Innovation Report 2021. 

Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione odierna.
I partecipanti potranno scaricare una copia in pdf della 1a edizione dell’Hydrogen Innovation Report 2021.

A fondo pagina il PDF con l’Executive Summary completo.

Indice degli argomenti:

• Quali sono le tecnologie di produzione dell’idrogeno?
• Quale è la strategia dell’Europa sull’idrogeno e come è stata sviluppata in Italia e nei principali Paesi Membri?
• Come è organizzata oggi la filiera dell’idrogeno verde e quali sono le condizioni economiche per la sua crescita?

Lo Hydrogen Innovation Report 2021 è il primo Rapporto che Energy & Strategy dedica all’idrogeno, in un momento di grandi riflessioni, a valle della lunga paralisi causata dal COVID-19, sulle prospettive di raggiungimento degli ambiziosi obiettivi di sostenibilità che l’Europa, e non solo, si è data. Obiettivi che devono ora fare i conti con la necessità di garantire, dopo la pandemia appunto, l’indispensabile e sperabilmente sostenuta ripresa economica.

Il report si inserisce quindi nell’ampio e attuale dibattito sulla necessità di accelerare il processo di decarbonizzazione, con il ruolo fondamentale che le economie avanzate intendono dare all’idrogeno.

Il tema dell’idrogeno nel contesto della transizione ecologica è molto ampio, investendo un’ampia filiera dalla produzione al trasporto e infine agli utilizzi finali. Il focus del primo report di Energy Strategy dedicato all’idrogeno sarà rivolto alla produzione, sia dal punto di vista delle tecnologie produttive e delle problematiche connesse, in particolare riguardo alle emissioni di CO₂, sia per quanto riguarda i modelli di business e la sostenibilità economica. L’indagine analizzerà inoltre gli elementi principali della Strategia Europea per l’idrogeno e le conseguenti declinazioni a livello nazionale nei principali Paesi Membri, Italia in particolare, oltre che lo “status quo” dei progetti in essere sull’idrogeno.

Quali sono le tecnologie di produzione dell’idrogeno?

L’idrogeno è l’elemento chimico più diffuso in tutto l’Universo ed è l’elemento chiave alla base della vita sulla Terra. Il nostro corpo così come la totalità della materia organica è infatti principalmente costituita da idrogeno. L’idrogeno è quindi anche alla base di tutti i combustibili fossili come il gasolio, il metano o la benzina, gli stessi che generano le emissioni di CO₂ che si sta cercando di abbattere.

Quando si parla di “idrogeno” nel contesto energetico si intende in realtà la molecola di idrogeno H₂, molecola presente allo stato gassoso in condizioni ambiente e in realtà molto poco diffusa in atmosfera. L’importanza della molecola idrogeno risiede nella possibilità di produrre energia, termica mediante combustione o elettrica mediante elettrolisi, in maniera pulita senza emissione di anidride carbonica. La difficoltà risiede nel fatto che la molecola di idrogeno è scarsamente presente in Natura e va quindi prodotta, consumando a sua volta energia e con un costo associato. Il bilancio tra le emissioni di CO₂ nella produzione della molecola di idrogeno e i costi complessivi per la sua generazione, trasporto e stoccaggio è alla base dell’intero ruolo dell’idrogeno nella transizione energetica.

La tematica della produzione di idrogeno – da qui in avanti è da intendersi la molecola di idrogeno – ha portato a definire una serie di “colori” con i quali distinguere i diversi processi produttivi dell’idrogeno in base alla fonte energetica utilizzata e, conseguentemente, alle relative emissioni di CO₂ in atmosfera. Nel Report saranno descritti in particolare le seguenti tecnologie di produzione, rispettivamente “marrone”, “grigio”, “blu” e “verde” (e “giallo”), in quanto le uniche con uno stadio di sviluppo significativo ad essere presenti oggi sul mercato.

Oggi la quasi totalità dell’idrogeno prodotto ha un forte e negativo impatto sull’ambiente, immettendo circa 5-10 tonCO2/ton H2 nel caso dello SMR o peggio 18-20 tonCO2/tonH2 nel caso della gassificazione.

D’altra parte, i costi di produzione dell’idrogeno mediante questi processi sono bassi, rispettivamente 1-2 $/kgH2 per lo SMR e 1-1,5 $/kgH2 per la gassificazione.

Il tema centrale della produzione dell’idrogeno sta tutto qui: come produrre idrogeno per gli attuali usi e per gli usi futuri come il trasporto pesante, il riscaldamento urbano o la decarbonizzazione di alcuni processi industriali come la siderurgia, a costi competitivi con gli attuali, ma senza emissioni di CO₂ in atmosfera.

I due processi coinvolti oggi in questa sfida sono l’idrogeno blu e l’idrogeno verde.

Con idrogeno blu si intende la produzione di idrogeno da SMR o, più raramente, da gassificazione accoppiata a processi di sequestro e cattura della CO2 prodotta, (Carbon Capture Utilization and Storage, CCUS). Esistono una serie di impianti pilota a livello industriale per la produzione di idrogeno blu che, con approcci diversi, hanno dimostrato la possibilità di arrivare a un costo complessivo di produzione dell’idrogeno blu attorno ai 2-2,5 $/kg H₂, con circa il 90% come massimo livello di cattura dell’anidride carbonica generato nel processo – corrispondente a una soglia di emissioni di circa 5 ton CO₂/ton H₂. Il problema è che a livello europeo, in accordo alle attuali soglie di emissioni stabilite dalla RED II, la produzione di idrogeno pulito deve mantenere la propria quota di emissioni al di sotto della 3 ton CO₂/ton H₂. Oggi l’idrogeno blu non sarebbe in grado di soddisfare i limiti imposti dalla RED II.

L’idrogeno verde, ovvero la produzione di idrogeno mediante elettrolisi dell’acqua utilizzando elettricità prodotta da fonti rinnovabili, è ad oggi l’unica tecnologia presente sul mercato in grado di rispettare appieno i limiti di emissioni imposte dalla RED II: l’idrogeno verde è quindi il pilastro su cui è centrata tutta la Strategia europea dell’idrogeno.

L’idrogeno verde si basa sulla rottura della molecola dell’acqua H₂O che avviene quando questa è sottoposta ad una tensione superiore a circa 1,48 V in una cella elettrolitica, sviluppando ai due elettrodi rispettivamente H₂ e O₂. La produzione di idrogeno verde avviene quindi alimentando mediante elettricità prodotta da fonte rinnovabile una serie di celle elettrolitiche in serie, denominata stack, che consumano acqua e producono idrogeno e ossigeno. Una serie di stack posti in parallelo, denominato “modulo”, assieme alle componenti necessarie per la purificazione dell’acqua, il trattamento dei gas e l’alimentazione elettrica, il cosiddetto “Balance of System” (BOS), costituiscono complessivamente l’elettrolizzatore.

Esistono diverse tipologie di elettrolizzatori, alcune di esse già presenti sul mercato ed altre in fase di ricerca e sviluppo.

Gli elettrolizzatori alcalini (AEL) sono utilizzati già da molti anni in alcuni comparti industriali come la produzione del cloro-soda e hanno dimostrato una notevole affidabilità.

I vantaggi degli elettrolizzatori AEL sono la sostanziale affidabilità, l’elevata vita utile attorno alle 60.000-100.000 ore di funzionamento e l’uso di materie prime non costose per la realizzazione. Gli svantaggi sono la impossibilità di operare a bassi carichi (< 20%) per il problema del mixing tra H₂ e O₂ che potrebbe generare esplosioni, l’elevato footprint e le alte perdite resistive nell’elettrolita che limitano l’efficienza a valori attorno ai 50-78 kWh/kgH₂.

Come per gli altri tipi di elettrolizzatori, il valore attuale della CAPEX ha una forchetta molto ampia, dato il basso grado di diffusione e industrializzazione, che è attorno ai 700-1.300 $ per kW di potenza installata.

Un’alternativa alla tecnologia AEL è costituita dagli elettrolizzatori a membrana polimerica (PEM). Gli elettrolizzatori PEM hanno un design molto più compatto, possono essere operati a bassi e alti carichi (>100%) e hanno una vita utile sufficientemente elevata, attorno alle 50.000-80.000 ore di funzionamento. Sono però necessari materiali molto costosi come Pt o Au come ricoperture per la protezione dei materiali dall’ambiente fortemente acido esistente nella cella e, soprattutto, materiali come Platino e Iridio per i catalizzatori.

Il valore della CAPEX per un elettrolizzatore PEM, anch’esso con un range ampio, attorno a 1.000-1.400 $/kW, è oggi superiore ad un AEL.

Una variante che compone i vantaggi delle tue tecnologie AEL e PEM è il cosiddetto elettrolizzatore a membrana anionica (AEM), ancora però ad un basso livello di TRL, in particolare per quanto riguarda la resistenza e la vita utile della membrana.

Gli elettrolizzatori descritti sopra operano tutti a bassa temperatura, attorno ai 70-80 °C, e risentono tutti di una efficienza non molto elevata, attorno ai 50 kWh per kg di H₂. L’elettrolizzatore ad ossidi solidi (SOEC), opera invece ad alta temperatura, attorno ai 700 °C, con consumi energetici inferiori. Il funzionamento si basa su un elettrolita ceramico ad ossido solido, permeabile allo ione O₂^–, e utilizza vapore ad alta temperatura in sostituzione dell’acqua. E’ una tecnologia interessante per il basso consumo energetico, in particolare per quei settori di utilizzo che hanno vapore ad alta temperatura all’interno dei loro processi, ma risente ancora di un TRL relativamente basso, in particolare per la vita utile degli ossidi ceramici.

In sintesi, il cuore della produzione dell’idrogeno verde è rappresentato dall’elettrolizzatore le cui diverse tecnologie costruttive sono in gara per abbassare i valori della CAPEX e delle OPEX, in particolare il consumo di energia elettrica.

La gara tra le diverse tecnologie pe gli elettrolizzatori è molto aperta e il margine di riduzione dei costi molto ampio, in particolare con la crescita dell’industrializzazione dei processi produttivi e con la scala degli acquisti. Come però si è toccato con mano in questi ultimi mesi del 2021, con l’impatto delle materie prime sulla crescita dei costi di produzione, molto critico sarà il ruolo che giocheranno i costi d’acquisto, in particolare per quelle tecnologie che dipendono da materiali scarsi o prodotti in limitate aree geografiche.

La visione di insieme delle principali tecnologie di produzione dell’idrogeno è quindi la seguente:

Quale è la strategia dell’Europa sull’idrogeno e come è stata sviluppata in Italia e nei principali Paesi Membri?

La Strategia Europea per l’idrogeno, rilasciata dalla Comunità Europea nel luglio del 2020, si pone ambiziosamente come uno dei cardini per la completa decarbonizzazione dell’economia e il raggiungimento degli obiettivi di neutralità climatica al 2050 definiti all’interno del Green Deal Europeo a fine 2019.

La Strategia Europea è stata poi seguita dalle singole strategie dei principali Paes Membri, tra cui la Germania, la Francia e la Spagna: per l’Italia, purtroppo, questo non è ancora avvenuto e ci si può basare solo sulle linee guida della Strategia italiana per l’idrogeno emesse dal Ministero dello Sviluppo economico (MISE) a novembre del 2020.

L’obiettivo della Strategia Europea, che si sviluppa in tre successive fasi temporali, è quello di generare la nascita, lo sviluppo e la diffusione del mercato dell’idrogeno e il conseguimento della totale produzione di idrogeno per gli utilizzi finale mediante idrogeno verde al 2050.

La strategia punta quindi a favorire la nascita e lo sviluppo della filiera dell’idrogeno, a partire dalla sua produzione mediante elettrolizzatori, passando per il trasporto e lo stoccaggio, fino all’utilizzo finale a partire dagli attuali utilizzatori primari, come la chimica e la petrolchimica, e a seguire per il trasporto pesante, per la decarbonizzazione di alcuni settori industriali come il siderurgico fino all’utilizzo nel riscaldamento urbano e industriale. Argomento centrale nella Strategia Europea dell’idrogeno sarà lo sviluppo delle infrastrutture per il trasporto e lo stoccaggio dell’idrogeno sia mediante l’ammodernamento degli attuali gasdotti e la creazione di reti dedicate ma anche tramite meccanismi di trasporto alternativi.

Oltre che per gli usi primari, l’idrogeno viene visto all’interno della Strategia Europea anche come abilitatore per la decarbonizzazione dei trasporti, in particolare quelli pesanti e di lungo raggio così come per gli usi nel riscaldamento, in parte in competizione e in integrazione con il processo di elettrificazione degli stessi.

In accordo al disegno della Strategia Europea, mentre l’idrogeno blu potrà giocare durante la fase di transizione nella diminuzione degli attuali livelli di emissione dell’idrogeno grigio, il ruolo delle rinnovabili (e quindi dell’idrogeno verde) viene visto come essenziale nella produzione dell’idrogeno “a regime”.

In sintesi, gli obiettivi previsti dalla Strategia Europea puntano a fare crescere l’utilizzo dell’idrogeno nei consumi finali dall’attuale livello del 2% fino al 14%, con un obiettivo di installare 40 GW (più ulteriori 40 GW nelle aree geografiche confinanti del medio-oriente) al 2030 e di raggiungere 500 GW di capacità di elettrolizzatori installata nel 2050. Gli investimenti complessivi saranno molto ingenti, attorno ai 320-458 mld € al 2030, di cui 220-340 mld € per aumentare la capacità di produzione di energia fotovoltaica ed eolica asservita alla produzione di idrogeno verde.

Purtroppo esistono una serie di gravi difficoltà al raggiungimento di tali obiettivi, difficoltà generate dalla stessa normativa europea in merito alle emissioni.

In parte le difficoltà sono legate alla tempistica necessaria per rendere il costo dell’idrogeno verde competitivo con gli attuali costi di produzione e al conflitto tra questa tempistica con la necessità di fare nascere una filiera per il trasporto e l’utilizzo dell’idrogeno nei tempi previsti. I vincoli alle emissioni posti dalla RED II per l’idrogeno pulito non rendono possibile l’adozione dell’idrogeno blu nel transitorio di adozione dell’idrogeno verde e pongono una forte criticità allo sviluppo di tutta la Strategia.

Un altro serio ostacolo allo sviluppo della Strategia è rappresentato dagli ulteriori vincoli posti dalla RED II dove, considerando le linee guida fornite dalla Commissione Europea per la produzione di combustibili rinnovabili liquidi o gassosi, si presuppone che l’idrogeno possa essere considerato “pulito” solo quando dovesse rispettare i principi di:

1. Addizionalità, ove l’energia elettrica rinnovabile prodotta e utilizzata per la produzione dell’idrogeno deve essere aggiuntiva rispetto a quella prodotta da impianti FER esistenti;
2. Contemporaneità, ove l’energia elettrica rinnovabile deve essere prodotta contestualmente alla generazione di idrogeno verde per evitare di generare scompensi all’interno della rete elettrica;
3. Mancanza di congestioni della rete elettrica, ove la produzione di idrogeno verde non deve tradursi in un eccesso di energia elettrica immessa in rete o di capacità connessa alla rete.

E l’Italia? Purtroppo, il nostro Paese è in ritardo nella elaborazione della propria strategia per l’idrogeno e, al momento dell’uscita del Report, l’unico documento esistente sono le “Linee guida della Strategia Nazionale dell’idrogeno”, rilasciate a fine 2019. All’interno delle linee guida si traccia uno sviluppo che riflette in maniera consistente quanto riportato all’interno della Strategia Europea. Più in particolare, le linee guida pongono un obiettivo di capacità di elettrolizzatori di 5 GW al 2030 con conseguenti investimenti previsti per circa 10 mld€ di cui 5-7 mld € per la produzione di H2 (non per la generazione rinnovabile necessaria, 2-3 mld € per lo sviluppo di infrastrutture e 1 mld € per la ricerca.

Le linee guide definiscono anche alcune possibilità di configurazione di filiera che vanno dalla produzione e consumo di energia elettrica ed idrogeno in loco, alla produzione di idrogeno in loco con trasporto di energia elettrica, fino alla produzione centralizzata in situ con trasporto di idrogeno mediante carri bombolai o gasdotti. In pratica, le configurazioni proposte all’interno delle linee guida si scontrano con le già citate restrizioni imposte dalla RED II sia in merito alle emissioni dell’idrogeno green, che quindi limita totalmente l’utilizzo di idrogeno blu e giallo, sia per i principi di addizionalità, contemporaneità e mancanza di congestioni.

Un aspetto decisamente positivo relativamente allo sviluppo dell’idrogeno nel nostro Paese viene, invece, dagli importanti investimenti stanziati all’interno del PNRR italiano dove si considera di investire nell’idrogeno complessivi 3,7 mld €, in particolare per lo sviluppo della siderurgia verde.

In sintesi, in Italia possiamo riconoscere una situazione in “chiaroscuro”, con un forte impegno di spesa previsto nel PNRR, ma con ancora poca chiarezza nelle regole e negli obiettivi.

Per quanto riguarda, infine, gli altri principali Paesi europei, i principali come Germania, Francia e Spagna hanno già emesso la propria strategia, ciascuna sostanzialmente in linea con quella Europea ma con atteggiamenti diversi e specifici per quanto riguarda il periodo di transizione dall’attuale idrogeno grigio a quello verde.

Come è organizzata oggi la filiera dell’idrogeno verde e quali sono le condizioni economiche per la sua crescita?

Nei prossimi anni sono stati annunciati ingenti investimenti in termini di costruzione di impianti per produrre idrogeno a «bassa emissione»; infatti, si dovrebbe passare da una capacità attuale di circa 700 MW a oltre 36,5 GW al 2030.

Le tecnologie principali sono l’ATR+CCS (Autothermal Reforming) per l’idrogeno blu, di cui sono stati annunciati progetti con una capacità complessiva pari a 13,1 GW e gli elettrolizzatori PEM per l’idrogeno verde, che vedranno una crescita di installato pari a 10,4 GW.

L’analisi effettuata sui settori finali di utilizzo dell’idrogeno evidenzia che i settori Hard-to-abate saranno i maggiori utilizzatori l’idrogeno prodotto. Oltre a questi settori risulta rilevante anche la capacità destinata alla Grid Injection, ovvero quei progetti in cui l’idrogeno prodotto non è utilizzato direttamente da un utilizzatore finale, ma che viene immesso nelle reti di trasporto e distribuzione.

L’analisi svolta ha permesso di osservare come allo stato attuale, senza nessuna incentivazione o senza una qualche forma di «prescrizione» all’utilizzo di una quota di idrogeno verde, gli utilizzatori finali, che attualmente utilizzano metano o idrogeno grigio, non hanno alcuna convenienza economica nello «switchare» all’idrogeno verde.

Il costo finale di produzione dell’idrogeno è legato soprattutto ai costi dei consumi elettrici dell’elettrolizzatore e dell’eventuale compressore. Le eventuali misure di incentivazione, a differenza di quanto fatto in passato per le FER, dove si è puntato ad abbattere le CAPEX, dovrebbero puntare ad abbattere il costo dell’energia elettrica utilizzata dall’elettrolizzatore, al fine di rendere comparabile il costo dell’idrogeno verde con quello grigio.

Ad oggi, per un operatore che valutasse la possibilità di realizzare un impianto fotovoltaico o eolico in presenza di incentivi FER 1 (incentivi legati all’immissione in rete) non risulterebbe economicamente conveniente accoppiare il proprio impianto ad un elettrolizzatore. Diversa potrebbe essere la situazione se esistesse una forma di incentivazione ad hoc in merito all’energia prodotta da un impianto FER e autoconsumata in loco dall’elettrolizzatore.

Si è analizzato se il fabbisogno di energia rinnovabile previsto dalle Linee guida della strategia italiana sia in linea con gli obiettivi di volume di produzione dell’idrogeno previsti.

Più in particolare sono stati sviluppati due seguenti scenari.

Nel primo scenario si considera il fabbisogno energetico di elettricità addizionale generato dalla copertura della differenza tra gli attuali consumi di idrogeno e quelli attesi al 2030. In questo contesto quindi al 2030 i 5 GW previsti di elettrolizzatori saranno chiamati a produrre 0,2 Mton di H2 all’anno.

Nel secondo scenario si considera, invece, il fabbisogno energetico di elettricità addizionale generato non solo dalla copertura della differenza tra gli attuali consumi di idrogeno e quelli attesi al 2030, ma anche dalla sostituzione del 50% dell’attuale produzione di idrogeno non «green». In questo contesto quindi i 5GW di elettrolizzatori sono chiamati a produrre al 2030 0,45 Mton di H2 /anno.

I risultati delle analisi mostrano come nel primo scenario la capacità prevista di elettrolizzatori e una generazione di rinnovabile aggiuntiva di 7,5 GW sia assolutamente compatibile con la necessità di produzione di idrogeno mentre nel secondo scenario la capacità di 5 GW di elettrolizzatori sia insufficiente.

Alla luce di tutte queste considerazioni, si conferma ancora la necessità da parte dell’Italia di finalizzare la propria Strategia nazionale per l’idrogeno, definendo chiaramente gli obiettivi che si vogliono raggiungere e i percorsi per traguardarli. Inoltre, al fine di ottimizzare lo sviluppo «primordiale» del mercato, potrebbe essere necessario creare nuovi sistemi di incentivazione o modificare gli attuali, ma anche avviare possibili progetti pilota volti a valutare le differenti configurazioni lato produzione, trasporto e utilizzo finale.

Gli obiettivi per il settore dell’idrogeno dovrebbero essere integrati a loro volta all’interno della roadmap di decarbonizzazione prevista dal Fit for 55, al fine di pianificare ad esempio, uno sviluppo «aggregato» delle FER e la relativa roadmap necessaria a raggiungere questi obiettivi.

Appare indispensabile, quindi, implementare un percorso volto ad attuare azioni di policy – quali ad esempio l’ottimizzazione degli iter autorizzativi – per permettere una crescita delle rinnovabili sul territorio italiano coerente non solo con gli obiettivi presenti nel Fit for 55, ma anche con la volontà di creare – come descritto all’interno delle linee guida dell’Hydrogen Strategy – un mercato relativo all’idrogeno verde.

Hydrogen Innovation Report 2021
Mercoledì 29 settembre ore 9.30

Scarica l’Executive Summary della a edizione dell’Hydrogen innovation Report 2021

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