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20 luglio 2020 (QualEnergia.it)

Scenari da boom dell'idrogeno. Ma sarà verde?

Le politiche energetiche Ue puntano ad accelerare la competitività dell’idrogeno da rinnovabili, ma, neanche troppo segretamente, c'è chi spinge per l'idrogeno prodotto dal reforming del metano. Uno scontro tra due visioni del futuro. Gianni Silvestrini su QualEnergia.

“Potremmo utilizzare parte delle risorse disponibili nel post-Covid per andare verso un’economia dell’idrogeno, avviando una conversione più veloce di quanto ci si aspettasse prima della pandemia”, ha affermato Diederik Samsom, responsabile del clima per la Commissione Europea.

In effetti, la Ue ha deciso di accelerare, anche per giocare un ruolo significativo a livello mondiale analogamente a quanto sta tentando di fare con il settore delle batterie.

L’8 luglio la Commissione ha così pubblicato il documento: “A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe” che indica obbiettivi ambiziosi con una chiara priorità per la produzione di idrogeno mediante impianti di elettrolisi dell’acqua alimentati da fonti rinnovabili. La Ue si propone di realizzare entro il 2030 impianti per ben 40.000 MW e prevede una potenza analoga nel Nord Africa e in Ucraina.

E per segnalare l’urgenza di un cambio di passo, ha fissato anche un target intermedio al 2024 di 6.000 MW in grado di produrre fino a un milione di tonnellate di idrogeno rinnovabile. Si tratta di un salto incredibile, considerando che al momento in tutto il mondo ci sono solo 250 MW di elettrolizzatori.

Questo sforzo, aiutato dalle risorse post-Covid, dovrebbe consentire di accelerare la competitività dell’idrogeno da rinnovabili. Il suo costo di produzione è calato del 50% dal 2015 e potrebbe ridursi di un altro 30% nel 2025.  All’inizio del prossimo decennio l’idrogeno verde sarebbe competitivo con la produzione dai fossili, secondo molte valutazioni.

Nel documento europeo si ipotizza che nel 2050 circa un quarto dell’elettricità rinnovabile sarà dedicata alla produzione di idrogeno.

In realtà, nello stesso documento, si parla anche di un possibile ruolo temporaneo dell’idrogeno Blu prodotto dal reforming del metano combinato col sequestro della CO2 prodotta, ma non vengono posti obbiettivi per questa soluzione, fatto che ha scontentato le multinazionali fossili.

Siamo, in effetti, di fronte ad una nuova tappa dello scontro tra due visioni del mondo energetico, quello elettrico e quello dei fossili.

Un gruppo di 10 aziende e associazioni, fra cui Enel e WindEurope, aveva predisposto ad aprile un documento chiaramente a favore della produzione di idrogeno verde.

Sull’altro fronte, multinazionali come Eni ed Exxon, spingono per una neutralità tecnologica che lascerebbe le porte aperte all’idrogeno Blu.

Che riflessioni si possono fare?

L’idrogeno sarà necessario nel processo di decarbonizzazione per alcuni comparti industriali, per alimentare sistemi di accumulo stagionale (P2G) e potrebbe essere utilizzato da aerei, navi, forse camion.

Le società elettriche e il mondo delle rinnovabili sostengono con forza la sua produzione a partire dall’elettricità verde. Chi è veramente in difficoltà è invece il mondo del gas.

Dopo il Covid decine gli investimenti per impianti di liquefazione del metano sono stati sospesi. Ma la situazione è critica anche sul fronte della domanda sia per la crescita del solare e dell’eolico che per politiche sul fronte dei consumi.

Negli Usa, ad esempio, diverse città hanno imposto l’opzione “all electric” per le nuove case, evitando così l’allacciamento alle reti di metano.

Le due principali utilities californiane hanno sollecitato una normativa statale che estenda questi obblighi a tutto lo Stato in modo da evitare la realizzazione di reti di distribuzione del gas che rischiano di divenire inutilizzabili già prima del 2045.

Di fronte agli scenari di decarbonizzazione dei prossimi trent’anni – come hanno deciso l’Europa, la Corea del Sud, la Nuova Zelanda e come propongono i Democratici Usa – i gestori dei metanodotti sono dunque alla ricerca di una valenza strategica per le loro infrastrutture.

Ed ecco che arriva la bacchetta magica del Green. In Italia e in qualche paese europeo si sta lavorando alla miscelazione del biometano in rete. Soluzione eccellente, ma con dei limiti quantitativi sul lungo periodo. Limiti che non esistono per l’idrogeno prodotto con le rinnovabili.

Inizialmente si pensa di miscelarlo con il metano e successivamente di trasportarlo anche puro, soluzione che potrebbe rappresentare la salvezza di una parte del sistema di metanodotti.

Questo spiega come la Snam ipotizzi la produzione di idrogeno in buona parte nei paesi della costa Sud del Mediterraneo, attribuendo all’Italia un ruolo di “hub” europeo del gas verde, sfruttando le interconnessioni con le varie reti. Secondo il suo Amministratore, Marco Alverà, il 70% dei gasdotti italiani sono già adesso nelle condizioni di trasportare idrogeno.

Del resto, le prospettive dei gestori dei gasdotti europei sono chiaramente descritte nel recente rapporto “European hydrogen backbone” (pdf). L’ipotesi è quella di riqualificare parte delle attuali reti per arrivare a quasi 7.000 km di idrogenodotti nel 2030 e 23.000 km nel 2040.

Se l’intenzione di giocare un ruolo chiaro è evidente, è altamente dubbio che ci sia una domanda per tutto questo idrogeno.

Il ruolo centrale nella sostituzione dei fossili sarà infatti coperto dalle rinnovabili, in larga parte attraverso una elettrificazione spinta, una volta ridotti adeguatamente i consumi.

Ma l’idrogeno green darà il suo contributo ed è certo che sta per esplodere un nuovo comparto con investimenti stimati dalla Ue in 140 miliardi di euro al 2030. Secondo il vicepresidente della Commissione Frans Timmermans: “L’idrogeno può diventare un motore di sviluppo e contribuire al rilancio dopo i danni causati dal Covid-19”.

Alcuni paesi, del resto, sono già lanciati su questo fronte. In Francia, Engie e Air Liquide vogliono costruire impianti solari in grado di alimentare 450.000 edifici e anche di produrre idrogeno. Considerando che le industrie francesi utilizzano annualmente 1 milione di tonnellate di idrogeno, il governo vorrebbe che tra il 20 e il 40% fosse generato dalle rinnovabili entro il 2028.

Se la Francia intende destinare notevoli risorse del Recovery fund all’idrogeno, la Germania ha deciso di allocarvi quasi un quinto delle risorse di stimolo dell’economia. Sette miliardi di euro supporteranno la propria industria dell’idrogeno e la realizzazione di 5.000 MW di impianti di elettrolisi entro il 2030.

E l’Italia? Il nostro paese ha avviato un Tavolo sull’idrogeno, cui hanno aderito oltre 40 operatori, tra enti di ricerca e imprese per definire le priorità nel settore e ci sono aziende in grado di produrre elettrolizzatori.

Ma la scelta forte presa dall’Eni va in un’altra direzione e punta al reforming del metano con cattura della CO2 e l’utilizzo per lo stoccaggio dei giacimenti a gas offshore esauriti del Medio Adriatico utilizzando risorse dei fondi europei per l’innovazione.

Ci riconosciamo nella posizione di Starace che non crede in questa soluzione. In effetti, l’Enel delle passate gestioni era stata scottata dal tentativo di realizzare un CCS a Brindisi, dimostratosi impraticabile.

Se il governo non finanzierà con le risorse di Next Generation Eu un ambizioso programma di produzione di idrogeno Green rischieremo, come sistema Italia, di perdere un’occasione innovativa, replicando il triste ritardo che vive il paese nel decollo dell’auto elettrica a causa della miopia e mancanza di visione di Fiat/Fca.

L’impiego dei fondi europei sull’idrogeno Green consentirebbe di preparare il paese al processo di decarbonizzazione spinta, di potenziare la nostra produzione di elettrolizzatori e di avviare un processo di utilizzo dell’idrogeno nell’industria pesante, dalla petrolchimica alla produzione di acciaio.

Un’attenzione particolare andrebbe rivolta all’acciaieria ArcelorMittal. Lo stesso vice-commissario europeo Timmermans ha sottolineato l’importanza dell’idrogeno verde nella transizione energetica, ricordando che Taranto fa già parte delle aree beneficiarie individuate per il Just Transition Fund.

È un processo non immediato, ma su cui ragionare da subito, vista la drammaticità della situazione di Taranto.

Ci sono infatti già sperimentazioni nell’impiego di idrogeno da rinnovabili in acciaierie. Ad esempio un’alleanza tra ThyssenGroup e RWE consentirà di installare nel 2022 un elettrolizzatore dal 100 MW alimentato da rinnovabili in un impianto a Duisburg in Germania. Un piccolo passo per trasformazioni più ampie da realizzare nel medio e lungo periodo.

L’articolo di Gianni Silvestrini è l’editoriale pubblicato sul n.3/2020 della rivista bimestrale QualEnergia.

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