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2021-09-22 23:14

Il Costo dell’Idrogeno Verde

IMPATTO DELLA VARIABILITÀ DELLE FER E DELLA REGOLAZIONE

di: 
Alessandro Clerici* e Samuele Furfari*

Gli autori completano quanto riportato nell’articolo Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione, apportando valutazioni e grafici sul costo di produzione dell’idrogeno da elettrolizzatori alimentati da impianti rinnovabili non collegati alla rete o da impianti rinnovabili collegati alla rete nello stesso sito dell’elettrolizzatore considerato in autoconsumo.

Foto copertina: McPhY - https://mcphy.com/it/ 

1. Introduzione

Il precedente articolo evidenziava le sfide tecnologiche ed economiche per poter funzionare efficacemente con un elettrolizzatore alimentato da una centrale eolica e/o fotovoltaica dedicata all’impianto e non connessa alla rete; ciò viene considerato da molti un’opportunità per non aggiungere al costo di produzione dell’energia rinnovabile i costi di rete per una eventuale connessione. Pur ribadendo le sfide ancora da risolvere, nei calcoli dell’articolo sono stati considerati i valori previsti per il costo degli elettrolizzatori da varie agenzie e si è supposto che l’elettrolizzatore lavori con un load factor equivalente al capacity factor[1] delle variabili Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) che lo alimentano, come implicitamente considerato nelle varie pubblicazioni; ciò è praticamente impossibile date le caratteristiche dei complessi impianti di elettrolisi senza aggiungere sistemi di storage elettrico  aumentandone il costo o collegamenti ad una sorgente di energia locale e programmabile con una  una potenza da definire caso per caso.

I risultati dei calcoli per il costo di produzione dell’idrogeno vengono riportati come Levelized Cost of Hydrogen (LCOH). Il LCOH è praticamente il prezzo minimo medio al quale l'idrogeno verde generato dall'elettrolizzatore deve essere venduto per compensare i costi totali di produzione nel corso della sua vita. I calcoli dell’LCOH sono stati effettuati per i valori del CAPEX (costo al kW) dell’elettrolizzatore e della sua efficienza ad oggi, al 2030 ed al 2050, in funzione del prezzo dell’energia elettrica da FER e del relativo capacity factor.

Viene poi analizzata la possibilità, per un proprietario sia della centrale FER che dell’elettrolizzatore nello stesso sito e collegati alla rete, di poter considerare come autoconsumo l’energia prelevata dall’elettrolizzatore evitando di pagare oneri di rete.

Vengono infine riportate considerazioni sull’idrogeno, specie in Italia. Si ricorda dall’articolo precedente che un  grosso elettrolizzatore, alimentato dalla rete con contratto di acquisto di energia  generata in un sito lontano anche con  le sue variabilità ed intermittenze, in base alla regolazione per i consumatori energetici potrebbe utilizzare/”spalmare” a piacimento nel tempo l’utilizzo dell’energia senza pagare gli oneri di sistema(incentivi vari a rinnovabili ecc.); al limite l’elettrolizzatore, con un’adeguata scelta della sua potenza nominale, potrebbe godere di un’alimentazione a potenza costante nel tempo equivalente ad un load factor di 8760 ore. Chiaramente, si devono pagare al sistema gli oneri di trasporto sulla rete ed i servizi ancillari che, in Italia, sono funzione della potenza trasportata e delle sue ore di utilizzo ed ammontano a qualche decina di €/MWh.

 

2. La strategia idrogeno e gli obiettivi dell’Unione Europea

Si parla sempre più spesso di idrogeno (H₂) e particolarmente di quello “verde”, dall’Australia al Cile passando per Cina, Medio Oriente, Europa e Nord America, con proposte di mega impianti di elettrolisi alimentati da FER.

Un idrogeno verde che bruciando produce vapor acqueo e che può potenzialmente essere utilizzato in vari settori (industria, mobilità, edifici civili e commerciali) è affascinante. In passato, è stata più volte proposta una estesa applicazione dell’idrogeno ma senza successo. Ora che la politica climatica ha determinato un’esplosione di rinnovabili, come vento e fotovoltaico, con costi d’investimento per unità di potenza ridottisi drasticamente ma con il problema degli stoccaggi per la loro forte variabilità ed intermittenza, si apre l’opportunità di valutare un possibile utilizzo di H₂ anche per tali stoccaggi, possibilmente stagionali, che ad oggi non possono essere forniti economicamente da batterie.

Assistiamo così ad una notevole risonanza mediatica sul futuro di H₂, con tanti numeri sull’ aumento di efficienza e di potenza degli elettrolizzatori, riduzione del costo di H₂ al kg, posti di lavoro creati, ecc. Ma osserviamo che sono pochi i numeri sulle caratteristiche di H₂ e sul costo - non tanto al kg di H₂ - ma dell’energia da idrogeno per utenti finali, inclusi i costi di compressione, trasporto, stoccaggio e distribuzione. Sono limitati i numeri anche sul solo costo dell’energia da H₂ verde al sito di produzione e, pertanto, l’articolo si concentra principalmente su questo primo gradino della filiera.

L’Unione Europea ha ora in funzione 300 elettrolizzatori piccoli/medi che producono circa 7 TWh di H₂, pari a circa il 4% della totale produzione di idrogeno per utilizzazioni chimiche molto specifiche.

Nell’ambito delle politiche per raggiungere un’economia climaticamente neutra, la Commissione Europea (CE) ha pubblicato il 7 luglio 2020 il documento «A Hydrogen strategy for a climate-neutral Europe» dove si pone l’obiettivo strategico per l’UE di installare almeno 6 GW di elettrolizzatori entro il 2024 e di avere al 2030 40 GW di elettrolizzatori per produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno verde” (333 TWh). Sono previsti altri 40 GW addizionali al di fuori della UE per H₂ da importare. Sono menzionati “investimenti di 25-40 miliardi di euro per i soli elettrolizzatori più centinaia di miliardi per impianti RES dedicati“.

Con questo indirizzo e con la disponibilità di ingenti finanziamenti decisi per supplire alla recessione economica dovuta alla pandemia in corso, il mondo politico, finanziario ed industriale dei paesi UE si è lanciato con frenesia ed entusiasmo nell’identificare innumerevoli iniziative.

Ma esaminando i numeri del documento della CE sorgono dubbi sulla loro congruenza ed apprensioni per i possibili costi legati alla produzione di idrogeno. In particolare:

A) 40 GW di elettrolizzatori con un’efficienza del 75% (prevista oggi per il 2050), con un massimo teorico load factor di 8.760 ore/anno e con un potere calorifico inferiore (PCI) dell’idrogeno di 33,3 kWh/kg H₂ darebbero 263 TWh di idrogeno verde pari a 7,9 Mt all’anno e non 10 Mt per i quali occorrerebbero 50 GW di elettrolizzatori.

B) 333 TWh di H₂ con 50 GW di elettrolizzatori sono solo ipotizzabili con un load factor degli elettrolizzatori di 8.760 ore/anno e, quindi, tutti con un’alimentazione dalla rete; e ciò sfruttando dei Power Purchasing Agreements (PPA’s) con FER da sviluppare in aggiunta a quelle già programmate e da riprogrammare nei vari paesi che non devono essere cannibalizzate per produrre H₂. Considerando un rapporto come l’attuale di 1,5 tra potenza eolica e fotovoltaica in UE ed anche aumentando del 25% i loro capacity factors medi attuali occorrerebbe collegare alla rete UE circa 75 GW di fotovoltaico e 110 GW di eolico addizionali a quelli programmati dai singoli PNIEC e che siano in funzione al 2030; vale la pena di ricordare che EUROSTAT dà, per il 2019, potenze in servizio in UE rispettivamente di 104 GW e 157 GW.

Non si accennano quali costi diretti ed indiretti siano previsti per la sola produzione dell’idrogeno considerando gli sviluppi di rete necessari, gli oneri di sistema e i servizi ancillari da applicare al prezzo di produzione delle varie FER per il loro vettoriamento dal sito di produzione alla località dei vari elettrolizzatori. Si rendono quindi necessarie spiegazioni da parte della CE sulla valutazione effettiva delle tonnellate di idrogeno producibili con 40 GW di elettrolizzatori e del costo prevedibile per la sola produzione di H₂.

 

3. Il costo attuale dell’idrogeno

È importante qui osservare che il potere calorifico inferiore (PCI), come sopra accennato, è per l’idrogeno di 33,3 kWh/kg (120 MJ) e quindi, se il costo dell'idrogeno è di 1 €/kg, significa che il costo di 1 kWh è pari a 33,3 €, cioè 0,030 €/kWh o 30 €/MWh.

Secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia (IEA) a livello globale il costo attuale di produzione di H₂ da combustibili fossili è da circa 1 €/kg a 2,7€/kg (e quindi in energia da 30 a 71 €/MWh) in funzione dei costi locali e dell’eventuale cattura della CO2 prodotta. Il costo dell’idrogeno verde da elettrolisi ed a bocca di elettrolizzatore è stimato da 3 a 7,5 €/kg (e quindi da 90 a 225 €/MWh) in funzione dei costi locali di elettricità da FER e relative ore equivalenti per anno.

In Italia, con Carbon Capture Use & Storage (CCUS) della CO2 emessa, con produzione di idrogeno blu da fossili, il costo di H₂ è valutato da primari gruppi italiani a 2,3-2,5 €/kg (da 69 a 75 €/MWh) e disponibile in 2-3 anni.

Considerando che i costi di eolico e fotovoltaico in Italia sono caratterizzati da bassi capacity factors e da costi locali ben diversi da quelli di paesi MENA (Middle East & North Africa) per non parlare di Australia e Cile, l'idrogeno verde a bocca di elettrolizzatore costerebbe circa 3 volte l'idrogeno nero/grigio o l’idrogeno blu e ben 12-15 volte il metano alla borsa italiana, pari nel 2020 a 15 €/MWh senza penalizzazione per le emissioni di CO2.

Risulta interessante riferirsi, per il costo dell’idrogeno, al LCOH già citato e che può essere definito da un'unica formula consigliata dalla IEA (International Energy Agency) dove 1 è l’anno di entrata in servizio dell’impianto e, a t=0, occorre inserire tutti i costi sostenuti prima dell’entrata in servizio dell’impianto. 

Sono stati effettuati i vari calcoli di LCOH secondo varie ipotesi e vengono riportati in questo capitolo quelli relativi al 2020, effettuati con le seguenti assunzioni:

  • I = Spese d'investimento  

Il valore dell’impianto di elettrolisi chiavi in mano (CAPEX) è stato considerato ad oggi pari a 1.000€/kW come da ipotesi di IEA.

I costi dello sviluppatore preliminari all’investimento dell’impianto (non menzionati nei vari scenari ma non trascurabili specie in Italia) come per scelta della località, ottenimento dei vari permessi, acquisto del terreno, studi di fattibilità e ingegneria preliminare dell’impianto e rapporti con fornitori di energie FER e con possibili clienti per acquisto di idrogeno, preparazione ed emissione del bando di gara e successiva aggiudicazione ad un general contractor, ecc. Questi sono stati valutati pari al 15% del CAPEX (ottimistico per molte situazioni italiane specie per impianti non enormi);

  • M = Spese operative e di mantenimento (O&M) nell'anno t e comprendono anche il cambiamento delle membrane e/o dello stack completo e valutate dai fornitori di grossi impianti intorno a 5% del CAPEX ogni anno. E l’eventuale costo dell’affitto del terreno andrebbe aggiunto nel caso non sia stato acquistato;
  • F = Spese di energia elettrica nell'anno t fornita dalle FER;
  • E = Produzione di idrogeno nell'anno t (in funzione della potenza dell’impianto di elettrolisi e del suo rendimento e del suo LF load factor;
  • r = Tasso di sconto in % (che tiene conto di inflazione, tasse, rendimento dell’investimento, oneri finanziari ecc. (IEA considera un 8% mentre alcuni investitori danno valori superiori in funzione del rendimento dell’investimento desiderato e dei rischi);
  • n = Vita operativa del sistema in anni. Tipicamente i Levelized Costs sono calcolati per gli elettrolizzatori con vita operativa di 20 anni.

Il CAPEX dell’elettrolizzatore per unità di potenza, il capacity factor della fornitura dell’elettricità assunto, come sopra accennato, pari al LF dell’elettrolizzatore ed i prezzi dell’elettricità sono variabili chiave nel determinare il costo di produzione dell’idrogeno verde.

La Figura 1 riassume in modo sintetico il valore del LCOH in funzione del costo dell’energia FER che alimenta l’impianto e per vari valori di load factor. A parte l’effettiva possibilità di funzionamento e l’esatto valore dell’investimento considerato per alimentazione da una centrale eolica o fotovoltaica isolata, possono dedursi valori anche per alimentazione dalla rete inserendo appropriati costi dell’energia e fattori di capacità. Sono riportati, per l’Italia, sia il valore di LCOH sulla base dell’ultima asta aggiudicata per l’eolico (68€/MWh) e sia quelli considerati tendenziali da alcuni operatori per nuove centrali eoliche e fotovoltaiche con un prezzo di 50 €/MWh per l’energia e fattori di capacità rispettivamente di 1.500 e 2.500 ore all’anno ben superiori alle medie nazionali ed europee che sono intorno a 1.100 e 2.100 ore all’anno.

Figura 1 LCOH oggi con CAPEX dell’impianto elettrolizzatore a 1000 €/kW, efficienza del 64% e tasso di sconto del’8% e 20 anni di vita dell’impianto in funzione del costo dell’energia FER e del fattore di capacità

Si può notare che i 68€/MWh dell’ultima asta per l’eolico in Italia porterebbero il prezzo dell’idrogeno a bocca elettrolizzatore a oltre 7 €/kg mentre il prezzo tendenziale prospettato a 50 €/MWh per fotovoltaico ed eolico darebbe 8,5 e 6 €/kg pur con un fattore di capacità superiore alla media attuale. Sono chiaramente evidenziati in figura i valori nettamente più interessanti basati sui risultati in €/MWh dalle ultime aste per fotovoltaico negli Emirati Arabi Uniti e Spagna e quanto previsto dagli operatori per eolico offshore in Germania e Inghilterra includendo gli oneri di connessione tra impianto offshore e rete onshore. Si può notare che l’eventuale idrogeno blu prodotto in Francia da centrali nucleari ammortate e con estensione sicura della vita costerebbe circa 2,5 €/kg. Nell’ eventualità in Italia di realizzare grossi elettrolizzatori superiori ai 100 MW il CAPEX potrebbe essere intorno a 700 €/kW e porterebbe il valore di LCOH da fotovoltaico ed eolico a circa 6,7 €/kg e 5 €/kg rispettivamente.

Dalla figura 1 si potrebbe dedurre che, per un elettrolizzatore collegato alla rete e che utilizza dei PPA da rinnovabili a 50€/MWh ma con costi di vettoriamento ed ancillari del sistema di circa 25 €/MWh (e quindi un costo dell’energia di 75 €/MWh), il valore di LCOH con circa 7.000 ore di load factor sarebbe di poco inferiore ai 5€/kg H₂.

 

4. LCOH al 2030

Hydrogen Europe preconizza, in Germania al 2030, un costo di H₂ verde a bocca di eletrolizzatore di 3 €/kg (90€/MWh), con un CAPEX di elettrolizzatori dimezzato a 500 €/kW rispetto ai valori 2019, rendimento al 66 % con elettrolizzatori da 100 MW e 50 €/MWh per l’energia FER all’elettrolizzatore da eolico offshore con un capacity factor di 4.500 ore/anno.

Sempre al 2030, sulla base delle ipotesi generali sopra riportate, e con un CAPEX dell’elettrolizzatore pari a 450 €/kW e con efficienza del 69%, dalla Figura 2, anche con un prezzo di 32 €/MWh per le rinnovabili come considerato a livello globale negli scenari della IEA (un prezzo molto ottimistico per l’Italia con nuovi impianti e con fattore di capacità di 1.500 ore per il fotovoltaico e 2.500 ore per l’eolico superiori alla media attuale) risulta un prezzo dell’idrogeno di 4 €/kg con il fotovoltaico e 3€/kg con l’eolico.

Figura 2 LCOH al 2030 con CAPEX dell’impianto elettrolizzatore a 450 €/kW, efficienza del 69% e tasso di sconto del’8% e 20 anni di vita dell’impianto in funzione del costo dell’energia FER e del fattore di capacità

Si può notare, confrontandosi con la figura1, come al diminuire del CAPEX si riduca il divario dei costi al variare del fattore di capacità della rinnovabile.

Circa 4.000 ore/anno è la soglia del fattore di capacità oltre la quale il costo dell’idrogeno verde prodotto in Europa potrebbe avvicinarsi a quello prodotto in aree dove il prezzo del MWh da rinnovabili è molto basso per alta insolazione o ventosità e per prezzi locali di manodopera e dei terreni nettamente inferiori a quelli europei, come in Medio Oriente, in alcune aree dell’Africa, dell’Australia e del Sud America.

 

5. LCOH al 2050

Al 2050, varie prestigiose organizzazioni portano il costo dell’idrogeno al valore mantra di 1 €/kg H₂ sulla base di un disposto combinato di prezzi e fattore di capacità delle rinnovabili impensabili per la maggior parte dei paesi UE nonché di grandi ipotetici progressi degli elettrolizzatori e di loro elevate potenze per ogni impianto.

L’Agenzia Internazionale delle energie rinnovabili (IRENA) ipotizza, a livello globale nel 2050, un costo di grossi elettrolizzatori di svariate centinaia di MW pari a 200 $/kW. Con le altre ipotesi di IRENA, e cioè un load factor delle rinnovabili di 4.200 ore/anno ed un loro costo di 20 $/MWh, l’idrogeno all’uscita dell’elettrizzatore costerebbe 1,4 $/kg H₂ pari ad 1,2/€ kg H₂.

Con un CAPEX di 200€/kW ed un’efficienza del 75% sono riportati nella Figura 3 i valori di LCOH in funzione del prezzo dell’elettricità rinnovabile e del suo capacity factor.

Anche con 200 €/kW per impianti elettrolizzatori aventi un’efficienza del 75% nel 2050, con 1500 ore/anno di capacity factor ci vorrebbe un prezzo negativo di elettricità da FER per avere un LCOH di 1 €/kg H₂. Con 2.500 ore/anno di load factor occorre un prezzo di 7,5 €/MWh da FER per avere un LCOH di 1 €/kg H₂.

Nonostante questi ottimistici presupposti, va ricordato che il valore mantra di 1 €/kg di H₂ sul quale convergono i principali scenari di prestigiose agenzie ed organizzazioni mondiali corrisponde in termini energetici a ben 30 €/MWh.

Per confronto, si consideri che il prezzo all’ingrosso nel 2020 del gas naturale nell’UE è stato di 13 €/MWh. Per portare il prezzo del gas naturale a 30 €/MWh si dovrebbe penalizzarlo con un prezzo della CO2 di 100 €/t CO2, un valore che sembra improbabile in un mondo aperto e globale.

Figura 3 LCOH al 2050 con CAPEX dell’impianto elettrolizzatore a 200 €/kW, efficienza del 75% e tasso di sconto del’8% e 20 anni di vita dell’impianto in funzione del costo dell’energia FER e del fattore di capacità

 

6. Impianto di elettrolisi in autoconsumo

A parte centrali FER non collegate alla rete e nell’ipotetica ipotesi che sia fattibile una efficace produzione di idrogeno con la variabilità ed intermittenza dell’alimentazione riportata in dettaglio in Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione  , un’alternativa potrebbe essere quella schematizzata in Figura 4 (con una centrale FER eolica) per meglio sfruttare i vantaggi dati alle rinnovabili dalla regolazione.

Si tratterebbe di avere un unico proprietario nello stesso luogo sia di centrale FER e sia del “carico” elettrolizzatore, entrambi collegati alla rete, e di considerare autoconsumo l’energia fornita dalla centrale FER all’elettrolizzatore, energia che non sarebbe assoggettata ad oneri di rete.

Figura 4 Impianto di elettrolisi in autoconsumo alimentato, ad esempio, da una centrale eolica collegata alla rete e sullo stesso sito appartenente alla stessa impresa

L’elettrolizzatore potrebbe essere dimensionato con la sua potenza nominale per assorbire potenza solo al di sotto di una certa soglia della potenza nominale dell’impianto FER aumentando il capacity factor dell’energia fornita all’elettrolizzatore[AC1] .

Considerando il diagramma della potenza immessa in rete dall’impianto eolico da 100 MW in sud Italia e dell’impianto fotovoltaico in Sicilia di 12,5 MW del precedente articolo, è stato calcolato il capacity factor dell’energia fornita ad un elettrolizzatore avente una potenza nominale variabile dal 10% al 100% della potenza nominale dell’impianto FER ed i risultati sono riportati in Figura 5.

Appare chiaramente come, al diminuire della potenza nominale dell’elettrolizzatore al di sotto della potenza nominale della centrale FER, ci sia un drastico aumento del capacity factor dell’energia fornita e assunto (con tutti i ma più sopra riportati) pari al load factor dell’elettrolizzatore riportato in ore/anno; tale aumento del load factor porta il chiaro vantaggio di ridurre il contributo del CAPEX dell’elettrolizzatore nella valutazione del costo dell’idrogeno prodotto.

In particolare, per una potenza nominale dell’elettrolizzatore pari al 30% della potenza nominale dell’impianto FER, sia nel caso della centrale eolica che di quella fotovoltaica, si arriverebbe ad un pratico raddoppio del capacity factor, portandoli rispettivamente a 4.200 e 3.000 ore.

Figura 5-Andamento del capacity factor dell'alimentazione FER di un elettrolizzatore al variare del dimensionamento della sua potenza nominale in % della potenza nominale dell’impianto FER fotovoltaico ed eolico di cui al capitolo 1 di Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione

L’energia FER non assorbita dall’elettrolizzatore verrebbe immessa in rete e retribuita secondo le tipologie degli accordi di vendita stabiliti dal proprietario dell’impianto FER. Chiaramente la potenza di alimentazione dell’elettrolizzatore avrebbe un load factor ben maggiore ma avrebbe ancora una variabilità apprezzabile e le stesse ore anno di potenza nulla immessa in rete e che erano circa 1.700 ore anno per l’impianto eolico e 191 giorni per l’impianto fotovoltaico come dalle figure del primo capitolo di Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione.

L’andamento della potenza di alimentazione di un elettrolizzatore con potenza nominale di 30 MW, rispetto alla potenza di 100 MW dell’impianto eolico al sud d’Italia, è riportato in figura 6 e presenta chiaramente ancora variabilità notevoli che mettono in dubbio un possibile efficace funzionamento dell’elettrolizzatore senza assorbire potenza dalla rete o da impianti di generazione locale o di accumulo per avere un load factor pari al capacity factor della FER che lo alimenta.

Figura 6- Andamento in due giornate consecutive nei mesi di settembre e marzo della potenza di alimentazione di un elettrolizzatore dimensionato per 30 MW rispetto alla potenza nominale di 100 MW dell’impianto eolico che lo alimenta

Occorre sottolineare che, rispetto al caso di non connessione alla rete, l’elettrolizzatore potrebbe avere dalla rete a prezzi adeguati quantità di energia verde per alimentare il BOP (Balance of Plant) dell’impianto durante i periodi di assenza di produzione FER, riducendo così i tempi di cold starting alla ripartenza della produzione FER. Si potrebbe anche avere dalla rete, a prezzi adeguati e per i tempi necessari, una alimentazione che assicuri una potenza che sia sempre superiore alla minima richiesta per il funzionamento dell’impianto elettrolizzatore (circa il 20% per elettrolizzatori alcalini), minimizzando la non produzione di idrogeno. Tali supporti dalla rete consentirebbero un aumento dell’effettivo load factor dell’elettrolizzatore che si avvicinerebbe al capacity factor della potenza FER disponibile per la sua alimentazione.

Si può notare che, nel caso dell’impianto eolico da 100 MW e con elettrolizzatore da 30 MW supposto funzionante con un load factor pari al capacity factor della potenza di alimentazione (4.200 ore), l’energia elettrica annua per la produzione di idrogeno ammonterebbe a 126 GWh e quella immessa in rete a 55 GWh. Per l’impianto fotovoltaico da 12,5 MW con una potenza dell’elettrolizzatore pari a 3,7 MW i valori sarebbero di 11 GWh per produzione di idrogeno e 6,4 GWh immessi in rete.

 Per l’impianto eolico  da 100 MW, per assicurare una potenza superiore al 20% di quella nominale dell’elettrolizzatore occorrerebbero 15 GWh/anno verdi dalla rete e pari all’8% della totale energia annua prodotta dall’impianto FER; tale valore sarebbe nettamente inferiore nel caso di elettrolizzatori con tecnologia PEM (menzionati al capitolo 2 di Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione) i quali hanno tuttavia rispetto alla tecnologia alcalina costi ad oggi superiori sia  per il CAPEX e sia per gli oneri di manutenzione.

È chiaro che decisioni del globale investimento centrale FER + elettrolizzatore per cessione sia di energia rinnovabile e sia di idrogeno richiedono sofisticate ottimizzazioni tecnico economiche per verificarne la fattibilità con indispensabili modelli dinamici di complessi impianti elettrolizzatori che sono differenti a seconda delle tecnologie.

 

7. Considerazioni generali sull’idrogeno, specie quello verde

Per una diffusione di possibili impieghi dell’idrogeno si ravvisano 3 priorità fondamentali:

  1. una chiara definizione di regole e standards di sicurezza, almeno a livello UE, relative a produzione, trasporto, storage ed utilizzi dell’idrogeno. L’Italia deve impegnarsi per un celere accordo a livello UE, contribuendo con studi e proposte da finanziare opportunamente (nessun investitore metterà soldi e costruirà impianti senza tali certezze);
  2. una chiara definizione di regole di mercato su produzione e trasporto e vendita di H. Che cos’è un elettrolizzatore? Un carico programmabile che può favorire il funzionamento del sistema elettrico ricevendo un compenso per i servizi resi? Un produttore del gas idrogeno con un mercato parallelo a quello del gas naturale o un produttore con CO2 di un metano o un miscelatore di H₂ nel metano?
  3. definire chiaramente come evitare una cannibalizzazione per produzione di idrogeno verde da rinnovabili già in funzione (o programmate in ambito PNIEC per lo sviluppo, ad esempio, di veicoli elettrici, pompe di calore, ecc.). Deve essere stabilito e controllato un principio di addizionalità, evitando di dedicare FER già esistenti e già contabilizzate nel PNIEC ad alcuni progetti sull’idrogeno.

Varrà inoltre la pena:

- di approfondire le sfide tecnologiche ed economiche ancora aperte per produzione/trasporto/distribuzione/stoccaggio di H₂ con analisi serie in collaborazione tra entità nazionali e mondiali, realizzando congiuntamente impianti prototipali; solo sulla base dei loro risultati sarà possibile definire obiettivi concreti e scenari credibili a costi sostenibili;

- in particolare, limitandosi alla produzione di idrogeno verde, occorre verificare l’effettiva fattibilità tecnica ed economica di ottenerlo da complessi impianti di elettrolisi (vedi figura al capitolo 2 del precedente articolo) non connessi alla rete con l’idea di risparmiare gli oneri di trasporto di FER sul sistema elettrico per produrre  un idrogeno più economico; occorrono  sofisticati e comprovati modelli sul comportamento dinamico dell’intero impianto di elettrolisi e non del solo “stack”( la cellula nella quale avviene la scissione della molecola dell’acqua in idrogeno e ossigeno)

- considerando che, inizialmente, l’idrogeno verde in Italia costerà ben di più di quello blu con CCSU, sarà utile partire con un iniziale utilizzo - al limite transitorio - dell’idrogeno blu per far crescere una domanda con costi più accessibili;

- di ricordarsi che l’Italia non sarà certo competitiva - anche a livello UE nella produzione di idrogeno verde con mega impianti (ma dove?) - con il suo eolico e fotovoltaico con altri paesi UE (senza considerare, MENA, Australia e Cile), e tanto meno di H₂ blu da centrali nucleari ammortate e con sicura estensione della vita (e la UE ha la percentuale di energia elettrica più elevata per fonte singola proprio dal nucleare con un 25,5%);

- in attesa di mega impianti di produzione e trasporto, considerare anche piccoli impianti modulari già sul mercato e collocabili vicini a possibili utenze e FER; e in Italia abbiamo già la fabbrica di alcuni produttori di tali elettrolizzatori;

- di ricordarsi il problema acqua; un impianto elettrolizzatore consuma oltre 20 litri di acqua per ogni kg di H₂ prodotto, oltre il doppio del valore stechiometrico;

- di procedere con cautela nel proporre, ora, troppo ottimistici tempi e bassi costi energetici per l’idrogeno che, anche con il valore mantra tanto declamato a circa 1 €/kg H₂, al 2050 equivarrebbe a 30 €/MWh a bocca di elettrolizzatore rispetto ai 13 €/MWh del mercato in borsa nel 2020 del gas UE che, per arrivare ad una valorizzazione di 30 €/MWh, dovrebbe considerare una CO2 valutata a 100 €/t.

- per un investitore di un possibile impianto elettrolizzatore, specie di grosse dimensioni, a parte legislazioni di sicurezza e regolatorie ben definite, occorrono sofisticate analisi tecnico economiche taylor made sulle specificità dell’impianto, delle sorgenti rinnovabili considerate per la sua alimentazione, delle caratteristiche della domanda di H₂ e sulle condizioni locali di costi e regolamentazioni; sono necessarie approfondite interazioni con i possibili fornitori di diverse tecnologie di elettrolizzatori che debbono fornirne garanzie di funzionamento e durata. Non ci si può basare sui valori generali riportati da autorevoli organizzazioni ma validi solo per scenari globali;

- il possibile autoconsumo di un elettrolizzatore in un complesso impianto con centrale FER + elettrolizzatore nello stesso sito ed appartenente ad una stessa società e collegato alla rete potrebbe offrire soluzioni interessanti da verificare caso per caso con appropriate e sofisticate analisi tecnico economiche.

- la futura regolazione specie su applicazione/esenzione di oneri di sistema e su autoconsumi e la fiscalità incideranno notevolmente sui costi di produzione dell’idrogeno verde e sulle tipologie di soluzioni da adottare

 

*Alessandro Clerici è Presidente onorario del WEC Italia e di FAST
*Samuele Furfari è Presidente della European Society of engineers and industrialists ed insegna geopolitica dell’energia presso l’Università libera di Bruxelles

 

NOTE


[1]Capacity factor per una centrale e load factor per un carico, espresso in ore all’anno, è dato dal rapporto tra l’energia prodotta o consumata nell’anno e la potenza nominale dell’impianto.

[AC1]