Quali sono le prospettive di costo dell’idrogeno verde al 2030 e al 2050? I costi riportati negli scenari sono indicativi, perché non tengono conto di specificità rilevanti. Consentono tuttavia di trarre importanti considerazioni, come i capacity factor oltre i quali l’idrogeno verde prodotto in Europa può competere con quello prodotto in aree dove il costo delle rinnovabili è inferiore oppure la competizione di prezzo che dovrà affrontare con il gas naturale. Oltre le prospettive di costo non vanno trascurati gli aspetti regolativi. Una domanda apparentemente semplice può essere, ad esempio, dirimente: cos’è un elettrolizzatore, un carico elettrico o un produttore di gas?
Per un investitore di un impianto elettrolizzatore, specie di grosse dimensioni, 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, approfondite interazioni con i possibili fornitori di diverse tecnologie di elettrolizzatori che debbono fornirne garanzie di funzionamento e durata sono essenziali.
Lo abbiamo mostrato in una precedente analisi che prendeva in esame le numerose questioni da dipanare per valutare l’effettiva fattibilità ed economicità di un elettrolizzatore alimentato da una centrale eolica e/o fotovoltaica dedicata.
I costi dell’idrogeno riportati da autorevoli organizzazioni si basano invece su approcci ed ipotesi generalizzate che in realtà sono ben diverse in diverse situazioni. Considerano, ad esempio, capacity factors annuali ed un’efficienza alla potenza nominale che non tengono conto della variabilità delle fonti rinnovabili che alimentano gli elettrolizzatori né delle caratteristiche degli elettrolizzatori. Elementi che abbiamo affrontato in altri due commenti: uno dedicato alla variabilità di eolico e fotovoltaico e uno alle tecnologie degli elettrolizzatori.
Capacity factor e prezzi dell’elettricità sono 2 variabili chiave nel determinare il costo di produzione dell’idrogeno verde
Sono quindi scenari orientativi interessanti ma difficilmente applicabili a casi specifici. Vale tuttavia farne riferimento, se non altro perché il terreno su cui maggiormente si svolge il dibattito sul tema e trarne utili considerazioni.
La tabella che proponiamo sulle prospettive di costo dell’idrogeno al 2030 è ottenuta elaborando i dati IEA sulla base di valori di capacity factor annuali e di un prezzo dell’energia generata da fonti rinnovabili pari a 32 €/MWh (un prezzo molto favorevole pari a meno della metà del valore ottenuto nelle ultime aste in Italia).
e in funzione del capacity factor delle rinnovabili in ore supposto uguale a quello dell’elettrolizzatore avente un CAPEX di €450/kW, efficienza del 69%; prezzo dell’elettricità pari a 32 €/MWh (1,23 US$=1 €).
4.000 ore/anno la soglia di capacity factor oltre il quale l’idrogeno verde prodotto in Europa può competere con quello prodotto in aree dove il costo delle rinnovabili
Una prima considerazione è che in Europa per non avere costi di idrogeno esorbitanti sono necessari capacity factors elevati per l’eolico– al di sopra delle 4.000 ore/anno –, non essendo replicabili nella maggior parte dei paesi UE condizioni di bassissimi costi dell’energia da fotovoltaico come in Medio Oriente, in alcune aree dell’Africa, dell’Australia e del Sud America. Per capacity factor superiori alle -4.000 ore/anno il valore del CAPEX dell’elettrolizzatore assume infatti un’importanza ridotta rispetto al prezzo dominante dell’energia da fonti rinnovabili.
Al 2050, invece, varie prestigiose organizzazioni portano il costo dell’idrogeno al 2050 al valore mantra di 1 €/kg H2 sulla base di un disposto combinato di prezzi e capacity factor delle rinnovabili impensabili per la maggior parte dei paesi UE nonché di grandi ipotetici progressi degli elettrolizzatori. Nonostante questi ottimistici presupposti, va ricordato che 1 €/kg di H2 corrisponde in termini energetici a ben 30 €/MWh.
Per portare il prezzo del gas naturale in linea con le previsioni (ottimistiche) dell’idrogeno verde al 2050 (30 €/MWh) serve un prezzo della CO2 di 100 €/tonnellata
Per confronto, si consideri che l’attuale prezzo all’ingrosso del gas naturale nell’UE che è di 13 €/MWh. Per portare il prezzo del gas naturale a 30 €/MWh dovrebbe essere penalizzato con un prezzo di 100 €/t CO2, un valore che sembra improbabile in un mondo aperto e globale.
Considerando la domanda in crescita di idrogeno industriale (attualmente 115.Mt) sarà difficile anche accettare i prezzi target dell’idrogeno verde oggi ipotizzati.
Sulla base dei capacity factor e dei costi dell’eolico e del fotovoltaico, l’attuale costo dell’idrogeno verde in Italia è stimabile almeno 3 volte quello dell’idrogeno blu prodotto da gas naturale con cattura e stoccaggio della CO2 (CCS).
Per creare rapidamente una domanda di idrogeno in grado di stimolare lo sviluppo dell’offerta sembra quindi opportuno iniziare, pur in via transitoria e dove possibile, con l’idrogeno blu da fonti fossili con CCS. In alternativa con quello cosiddetto “viola”, ovvero con elettrolisi alimentata da centrali nucleari esistenti ed ammortate in UE che hanno un capacity factor di oltre 7.000 ore.
Un passaggio graduale che potrebbe aiutare lo sviluppo della strategia idrogeno proposta dalla Commissione europea, senza correre il rischio della cannibalizzazione di FER tra produzione di idrogeno e di elettricità.
Che cos’è un elettrolizzatore: un carico elettrico o un produttore di gas?
In tale contesto, oltre le prospettive di costo non vanno trascurati gli aspetti regolativi che assumono un’importanza fondamentale nell’indirizzare lo sviluppo dell’idrogeno. Una domanda su tutte, apparentemente semplice, manca ancora di una risposta: cos’è un elettrolizzatore?
Un semplice carico elettrico programmabile che può essere retribuito per servizi resi al mercato elettrico o un produttore di una nuova tipologia di gas che può essere miscelato in percentuali tutte da definire nei gasdotti esistenti o trasportato in vari modi per utilizzi più disparati (come trasporti e industrie) ed eventualmente ritrasformato in elettricità con un processo gas to power (G2P)?
O con riferimento agli incentivi, potrà l’idrogeno prodotto usufruirne in orari nei quali il prezzo marginale è dettato da fonti fossili? Non equivarrebbe ad incentivare consumi di elettricità con produzione di CO2 come evidenziato anche da una decisione della Commissione europea dello scorso dicembre su un aiuto di Stato per uno specifico impianto in Olanda.
Rinnovabili: per produrre elettricità o idrogeno?
Quanto all’Italia, date le già notevoli sfide per raggiungere con il PNIEC gli obiettivi fissati per il 2030 (che saranno rivisti al rialzo in base ai nuovi obiettivi UE di riduzione delle nuove emissioni di CO2), gli obiettivi posti dal piano idrogeno non rischiano di cannibalizzare l’utilizzo di rinnovabili per produrre con incentivi H2? Una domanda non scontata anche alla luce delle ultime gare per rinnovabili andate semi deserte con un 25% di MW offerti rispetto a quelli in gara e con prezzi di 68 €/MWh.
Occorrerà definire, applicare e controllare in fase esecutiva il principio di addizionalità, ossia che i produttori di idrogeno verde dimostrino che l’elettricità da rinnovabili impiegata per la produzione di idrogeno provenga da una fonte aggiuntiva ovvero che non esisterebbe in assenza di quella specifica domanda o sarebbe sprecata (ad esempio in presenza di un surplus stagionale).
Al fine di promuovere uno sviluppo duraturo di un’industria locale dell’idrogeno bisognerà verificare attentamente i settori nei quali investire utilizzando i fondi a disposizione, così da non subire la concorrenza dei produttori che beneficiano di condizioni di vento e sole migliore e quindi con costi inferiori.
Ben vengano investimenti mirati in R&D, sviluppo di prototipi, impianti pilota, ecc. per meglio identificare effettivi costi e realistiche tempistiche di una possibile penetrazione dell’idrogeno senza creare sprechi e super aspettative e illusioni dannose per l’idrogeno stesso e per una efficacetransizione.
Il post è parte di un quartetto di analisi composto da
1. Variabilità e intermittenza di eolico e fotovoltaico
2. Idrogeno, elettrolisi ed elettrolizzatori: la tecnologia prima di tutto
3. Idrogeno verde: ostacoli ad un’alimentazione diretta da impianto eolico o fotovoltaico
4. Idrogeno verde: considerazioni su costi e regolazione
Alessandro Clerici è Honorary Chair di WEC Italy e FAST
Samuele Furfari è Presidente della European Society of engineers and industrialists ed insegna geopolitica dell’energia presso la Free University of Brussels
Su idrogeno leggi anche:
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Foto: Unsplash
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