L’era dell’idrogeno è davvero alle porte? \2

Negli ultimi anni l’idrogeno ha risvegliato l’interesse di molti per il potenziale impiego nella decarbonizzazione di vari usi energetici. Anche in Europa c’è grossa attesa per un suo sviluppo al 2050. Una valutazione complessiva deve però tener conto delle possibili implicazioni in termini di costi e sicurezza. L’era dell’idrogeno è davvero già arrivata?

[Parte prima]

Esistono due alternative del Power-to-Gas (P2G): la prima è l’impiego dell’idrogeno in maniera diretta per i vari consumi, l’altra è l’utilizzo dell’idrogeno come materia prima in combinazione con la CO₂ per la produzione di un gas sintetico (metano) che bruciando restituisce la CO₂ utilizzata.

I costi stimati del metano sintetico per l’UE sono di 140 euro/MWh nel 2030 e 50-120 al 2050, ma ha il pregio di poter usufruire delle infrastrutture esistenti

Il metano sintetico ha un costo aggiuntivo di ‘metanizzazione’ dell’idrogeno, ma ha il grande vantaggio di poter far uso senza costi addizionali di strutture di trasporto e distribuzione già esistenti e di apparecchi per gli utilizzi finali sperimentati da decenni. Per minimizzare il costo del metano sintetico sono previsti forti sviluppi nelle taglie ed efficienze dei ‘metanizzatori’ e studi caso per caso dimensionando in modo ottimale uno stoccaggio di idrogeno e una appropriata potenza del metanizzatore per aumentarne il load factor.

Tuttavia, secondo STORE&GO Project di Horizon 2020, i costi stimati del metano sintetico per l’UE al 2050 sono tra i 50 e i 120 euro/MWh (4-9 volte i sopra menzionati 13 euro/MWh delle borse del metano in UE) rispetto ai circa 140 nel 2030.

Idrogeno e metano sintetico andrebbero visti in un’ottica di puri stoccaggi o particolari servizi ancillari da confrontare con altre soluzioni.

Anche supponendo un idrogeno a 3 euro/kg nel 2030 e a 1,2 euro/kg nel 2050, con un P2G e successivo Gas-to-Power (G2P), sul puro costo del combustibile del MWh elettrico prodotto, l’idrogeno inciderebbe per almeno 150 euro nel 2030 e 60 euro nel 2050; il metano sintetico per 230 euro nel 2030 e almeno 82 euro nel 2050.

Ciò rispetto all’attuale costo della componente combustibile sull’elettricità prodotta con cicli combinati pari a 23 euro/MWh. Idrogeno e metano sintetico andrebbero quindi visti in un’ottica di puri stoccaggi o particolari servizi ancillari da confrontare con altre soluzioni.

Un valido bilancio costi-benefici delle due alternative (uso dell’idrogeno tal quale o del metano sintetico) si potrà effettuare solo più avanti sulla base dei risultati di approfondite ricerche ed applicazioni prototipali dalla produzione ‘della molecola’, alla compressione e al suo trasporto e utilizzo, non trascurando la necessità di adeguate legislazioni e normative internazionali.

In ogni caso, a parte i sussidi indispensabili, i costi dell’energia elettrica per gli utilizzatori finali europei prevedibili per il 2050 con un P2G e G2P sono ben superiori agli attuali.

Per produrre 10 milioni di tonnellate nel 2030 di idrogeno verde come vuole la strategia europea servono più rinnovabili del previsto: è realizzabile?

L’obiettivo strategico UE di avere al 2030 “40 GW di ettrolizzatori per produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno verde” (con efficienza del 75%, circa 332 TWh, come si osserva dalla Tabella) pone qualche dubbio:

• 40 GW di elettrolizzatori con un’efficienza del 75% alimentati da impianti eolici offshore aventi un super load factor di 5.000 ore/anno darebbero 200 TWh;
• Occorrerebbero quindi 66 GW per alimentazione diretta da super impianti offshore oppure una produzione equivalente di 8.300 ore/anno, ipotizzabile forse con un’alimentazione dalla rete con una difficile aggregazione di varie sorgenti rinnovabili e con costi addizionali per il suo uso (e quindi con costo dell’energia rinnovabile ben superiore a quello ai siti di produzione).

E l’Italia? Per passare dall’idrogeno ‘nero’ a quello ‘verde’ necessiterebbe di ulteriori 12-18 mila MW da fonti rinnovabili rispetto ai già ambiziosi programmi del PNIEC al 2030

Venendo all’Italia, sia un costo dell’idrogeno di 90 euro/MWh all’elettrolizzatore sia un metano sintetico di 140 euro/MWh basati su un idrogeno a 3 euro/kg sono impensabili al 2030. Con un load factor come da PNIEC dei nostri eolici di 2.200 ore (rispetto alle 4.500 e più di impianti offshore e onshore su coste oceaniche) l’idrogeno avrebbe infatti un costo superiore ai 5,5 euro/kg (183 euro/MWh).

E non possiamo certo aspettarci valori più bassi da elettrolizzatori alimentati anche da grossi (ma quanto possibile?) impianti fotovoltaici con costi di produzione del MWh elettrico almeno di 2,5 volte superiori ai 15-20 doll/MWh come dai risultati di aste in Medio Oriente per mega impianti intorno ai 1.000 MW con load factor più elevati.

Se si volesse decarbonizzare entro il 2030 la produzione di idrogeno ‘nero’ (al 2021 di 600.000 tonnellate), a parte valutazioni economiche e legislative, occorrerebbero 26 TWh di elettricità ‘verde’; e ciò corrisponderebbe a 12.000 MW addizionali di eolico o 18.500 MW di fotovoltaico, rispetto ai già ambiziosi programmi del PNIEC al 2030.

L’ipotetica sostituzione dal 2030 al 2050 del gas naturale con metano sintetico da idrogeno verde nella sola produzione di elettricità (dal PNIEC 153 TWh nel 2030) implicherebbe circa 140 GW addizionali di eolico o 205 GW di fotovoltaico, quasi il doppio di quanto necessario per produrre elettricità da rinnovabili e da immettere direttamente in rete. Supponendo di produrre i 153 TWh da idrogeno verde occorrerebbe una potenza di rinnovabili di oltre il 30% superiore a quella necessaria per immettere in rete la stessa energia.

La sostituzione del metano convenzionale con metano sintetico o idrogeno verde nel settore elettrico (con un P2G e poi G2P) non è dunque conveniente specie nel nostro Paese e sarà da verificare per specifiche applicazioni a stoccaggi o servizi ancillari, da confrontare con altre soluzioni (tipo pompaggi idro proposti da Terna).

L’era dell’idrogeno verde, specie in Italia, non è ancora né vicina né economica: serve un confronto equilibrato tra tutte le alternative

Con il potere calorifico dell’idrogeno pari a un terzo di quello del metano, nell’ipotetica introduzione in tutta la rete di trasporto del metano italiana di una componente del 10% in volume di idrogeno (blending), si avrebbe su 60 miliardi di metri cubi/anno di metano (525 TWh) un contributo dell’idrogeno di 6 miliardi di metri cubi/anno (16,6 TWh) che farebbe perdere però quasi il 7% in potere calorifico di tutta la miscela trasportata (36 TWh/anno).

Se i metanodotti fossero impiegati al 100% per l’idrogeno, come ventilato da alcuni, a parte serie verifiche ed eventuali upgrading o sostituzione di sottosistemi (es. pompaggi) e nuovi standard, a pari pressione avrebbero un terzo dell’attuale capacità energetica di trasporto.

In conclusione, adottando un approccio equilibrato tra quello della ragione e quello spesso troppo ottimista spinto da ideologie o interessi particolari, l’era dell’idrogeno verde non appare così vicina ed economica specie in Italia dove, date le sue particolarità, occorre esaminare in quali ambiti della catena da produzione a utilizzi finali converrebbe concentrare possibili importanti ricerche e sviluppi.

Solo i risultati di indispensabili ricerche, impianti sperimentali, standard internazionali e reazioni di mercati e clienti energetici potranno delineare quote effettive di mercato e tempistiche perché possa avviarsi la profetizzata economia dell’idrogeno.

Alessandro Clerici è Presidente Onorario FAST e Past President AEIT

Su idrogeno leggi anche:

L’idrogeno verde passa dal giallo e dal blu, di Stefano Verde, 1 luglio 2020
Transizione energetica europea a rischio, di Redazione, 25 giugno 2020
Il prestigiatore, di Alberto Clò, 24 ottobre 2019

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