Idrogeno verde, soluzione efficace?

di Matteo Codazzi / CEO di CESI

LA COMMISSIONE EUROPEA PREVEDE 6 GW DI ELETTROLIZZATORI AL 2024, CHE DIVENTERANNO 40 GW NEL 2030. I TARGET DEL MISE PER L'ITALIA INDICANO 5 GW ENTRO IL 2030, CON UNA PENETRAZIONE DEL 2 PER CENTO DELL'IDROGENO SULLA DOMANDA ENERGETICA. MA È FONDAMENTALE CAPIRE COME SI POTRANNO RAGGIUNGERE TALI OBIETTIVI. LO STUDIO DI CESI

Negli ultimi tempi si discute sempre di più dell’utilizzo dell’idrogeno a supporto della decarbonizzazione, specialmente nei settori hard-to-abate, quali l’industria siderurgica, quella chimica e il settore dei trasporti pesanti, che difficilmente possono ridurre le proprie emissioni unicamente attraverso il processo di elettrificazione.

Con l’obiettivo di incrementarne l’utilizzo, la Commissione Europea ha previsto l’installazione di 6 GW di elettrolizzatori entro il 2024, che diventeranno 40 GW nel 2030, come indicato nel suo documento A hydrogen strategy for a climate- neutral Europe, pubblicato a luglio 2020. In Italia, nell’ottobre 2020, il Ministero dello Sviluppo Economico, attraverso la Strategia Nazionale Idrogeno, ha delineato gli obiettivi per il nostro Paese: 5 GW di elettrolizzatori da installare entro il 2030, con una penetrazione di circa il 2 per cento dell’idrogeno sulla domanda energetica, equivalente alla produzione di 0,7 Mton/anno.

A questo punto, è fondamentale capire come si potranno raggiungere concretamente tali obiettivi. In particolare: quale sarà il loro l’impatto sul nostro sistema elettrico, sia per gli effetti sui mercati dell’energia sia per l’integrazione delle rinnovabili? Quali sono gli scenari possibili per la produzione di idrogeno verde e quale sarà il costo secondo i diversi scenari? Questi sono alcuni dei quesiti a cui CESI ha tentato di rispondere attraverso la realizzazione di un suo studio, diretto sia a comprendere gli effetti della strategia nazionale per l’idrogeno sia a fornire ipotesi utili per il raggiungimento degli obiettivi stabiliti. Lo studio, appena pubblicato, è scaricabile alla pagina www.cesi.it/views.



La nostra analisi ha evidenziato quattro possibili scenari teorici di implementazione per la produzione, il trasporto e il consumo di idrogeno. Il primo è lo scenario off-grid: gli elettrolizzatori e gli impianti di fonti rinnovabili, questi ultimi non connessi alla rete elettrica, sono entrambi installati presso i centri di consumo. Questo è uno scenario prevalentemente teorico, concretizzabile solo in situazioni particolari (ad esempio, aree remote in Paesi extra-europei).

Nel secondo scenario, decentralizzato e connesso alla rete elettrica, gli elettrolizzatori e gli impianti di fonti rinnovabili, questi ultimi connessi alla rete elettrica, sono entrambi installati in prossimità dei centri di consumo. In questo scenario, l’impatto sul sistema di trasmissione dell’energia e la necessità di investimenti aggiuntivi sono ridotti al minimo. Gli impianti rinnovabili possono esportare verso la rete il surplus di generazione e gli elettrolizzatori possono prelevare l’energia nei momenti di bassa produzione rinnovabile.

Il terzo scenario, trasporto di elettricità, prevede che gli impianti rinnovabili siano installati nelle aree più favorevoli in termini di producibilità di energia e l’elettricità venga trasmessa attraverso la rete elettrica agli elettrolizzatori installati vicino ai siti di domanda di idrogeno.

Infine, anche nell’ultimo scenario, quello relativo al trasporto di idrogeno, gli impianti rinnovabili sono installati nelle zone più favorevoli, in termini di producibilità di energia, insieme agli elettrolizzatori. L’idrogeno così prodotto viene poi trasportato ai siti di consumo attraverso nuovi idrogenodotti o gasdotti riadattati (repurposed gas pipelines), con necessità di investimenti aggiuntivi sulla rete di trasporto.

Per delineare gli effetti di ogni scenario, lo studio CESI ha ipotizzato due tipologie di esercizio degli elettrolizzatori. Con quelli eserciti a bassa flessibilità si ha un ridotto coordinamento in tempo reale tra la generazione di energia rinnovabile e l’elettrolizzatore. In questo caso, il sistema deve compensare con ulteriori riserve la variabilità introdotta dalle rinnovabili addizionali, utilizzate per produrre idrogeno verde. Con gli elettrolizzatori eserciti ad alta flessibilità, ovvero in modo che si coordinino in tempo reale con la produzione di energia rinnovabile, si ottiene una diminuzione dei costi di sistema dovuta alla ridotta necessità di approvvigionarsi con riserve addizionali.

In questo contesto, il concetto di flessibilità si riferisce a come l’elettrolizzatore risponde all’andamento del mercato, nel rispetto del vincolo di produzione di idrogeno nell’orizzonte temporale prestabilito, prevedendo un adeguato stoccaggio locale dell’idrogeno prodotto. Le analisi svolte fanno riferimento agli elettrolizzatori alcalini, che presentano i maggiori vincoli di esercizio. Tuttavia, i risultati ottenuti sono applicabili anche agli elettrolizzatori con tecnologia differente (ad esempio, a membrana polimerica).

Rinviando il lettore, per i dettagli e le principali assunzioni, allo studio completo scaricabile gratuitamente alla pagina www.cesi.it/views, dalle nostre analisi risulta che, nel caso degli elettrolizzatori eserciti a bassa flessibilità, quello più probabile nei primi tempi, gli scenari con il minor costo di produzione dell’idrogeno sono il decentralizzato connesso alla rete elettrica e il trasporto di elettricità, per i quali si stima un costo dell’idrogeno di circa 3,8 euro/kgH2. Il primo dei due scenari menzionati prevede un sovradimensionamento degli impianti rinnovabili, derivante dal tener conto della possibile minore producibilità di energia. Ciò comporta, a sua volta, un maggior costo degli impianti stessi compensato, però, da ridotti investimenti sulle infrastrutture di rete e sui sistemi di accumulo elettrico, grazie alla vicinanza degli elettrolizzatori ai siti di consumo.

Lo scenario di trasporto dell’idrogeno, invece, presenta un costo di circa 4,1-4,4 euro/ kgH2, a causa degli investimenti necessari all’adeguamento dei gasdotti esistenti e alla realizzazione di idrogenodotti in certe tratte (per il trasporto dell’idrogeno si è assunto il costo di investimento medio stimato da European Hydrogen Backbone Initiative 2021 che prevede un range tra 1.000 e 2.000 keuro/km, stime basate su 69 per cento da repurposed gas pipelines e dal 31 per cento new pipeline), combinati con gli investimenti necessari sulla rete elettrica per eliminare le congestioni che si verificano nelle situazioni di alta produzione da fonti rinnovabili.

Lo scenario off-grid presenta i costi più elevati, con 4,7 euro/ kgH2, determinati sia dall’elevato sovradimensionamento degli impianti rinnovabili sia dalla necessità di batterie addizionali per raggiungere la produzione di idrogeno attesa. È importante sottolineare, infine, che in tutti i casi connessi alla rete si registra un aumento dei costi legati ai mercati dell’energia, causato dalla bassa flessibilità di esercizio degli elettrolizzatori, con la conseguente necessità del sistema di procurarsi riserve addizionali. Di contro, gli elettrolizzatori eserciti ad alta flessibilità permettono di far fronte a questo problema, quasi azzerando la spesa aggiuntiva sui mercati dell’energia, in particolare nel mercato dei servizi di dispacciamento. Anche in questo caso, gli scenari più economici sono il decentralizzato connesso alla rete elettrica e il trasporto di elettricità, che riportano un costo complessivo nell’intorno dei 3 euro/kgH2.

Anche lo scenario trasporto di idrogeno presenta un costo inferiore fino a 3,6-3,9 euro/kgH2 rispetto al caso precedente. Gli elettrolizzatori eserciti ad alta flessibilità, infatti, permettono di evitare volumi notevoli di taglio di energia rinnovabile. Con questa modalità di esercizio vanno però considerati possibili costi addizionali per lo stoccaggio dell’idrogeno, di difficile quantificazione perché dipendenti dal tipo di utilizzo finale.



In conclusione, il nostro studio dimostra come gli scenari che prevedono la connessione alla rete elettrica rappresentino una soluzione migliore rispetto allo scenario off-grid. La rete, infatti, permette di esportare il surplus di energia rinnovabile generata, nel caso in cui la produzione superi il consumo degli elettrolizzatori. La stessa rete può, inoltre, fornire energia sostenibile all’elettrolizzatore, quando la generazione locale di energia rinnovabile non raggiunge il target necessario per la produzione di idrogeno. Nel complesso, le soluzioni più economiche per il sistema energetico sono quelle con elettrolizzatori eserciti ad alta flessibilità, sia in configurazione decentralizzata connessa alla rete, che nello scenario trasporto di elettricità, con un costo totale dell’idrogeno di circa 3,3 euro/kgH2. La nostra analisi mette in evidenza, inoltre, che la realizzazione di elettrolizzatori in grado di coordinarsi in tempo reale con la produzione di energia rinnovabile ridurrà i costi associati all’idrogeno e permetterà di integrare in rete maggiori quantità di energia rinnovabile.

Un accenno, infine, ai gasdotti. Nel medio termine, con gli attuali obiettivi al 2030, l’opzione di un’estesa rete di trasporto dedicata unicamente all’idrogeno implica investimenti non trascurabili nelle pipeline (nuove tubazioni e repurposing di esistenti). Tuttavia, in futuro, quando la domanda di idrogeno sarà maggiore e la posizione dei siti di consumo sarà più precisa, nonché l’atteso miglioramento tecnologico delle prestazioni degli elettrolizzatori sarà eventualmente confermato, diverrà opportuno riesaminare le occasioni di investimento nell’infrastruttura di trasporto dell’idrogeno, soprattutto nel caso si possa fare un ricorso esteso al repurposing di gasdotti esistenti, anziché costruire nuovi idrogenodotti.

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