Idrogeno verde: ostacoli ad un’alimentazione diretta da impianto eolico o fotovoltaico

Allacciato alla rete o da impianto eolico/fotovoltaico dedicato: sono queste le 2 opzioni di alimentazione degli elettrolizzatori per la produzione di idrogeno “verde”. Le differenti implicazioni delle due opzioni non sono irrilevanti e concorrono a definire il costo di produzione dell’idrogeno. Valori generalizzati sulla base di ipotesi semplificative, come usualmente presentati per lo sviluppo di scenari, non tengono in debito conto di queste distinzioni. Le sfide economiche e regolatorie devono essere calate a livello locale e specifico per consentire una valutazione attendibile dell’effettiva fattibilità della produzione di idrogeno verde. 

L’idrogeno verde è affascinante per un possibile suo utilizzo verso una decarbonizzazione dell’economia ma presenta ancora molte sfide tecniche, economiche, legislative sulla sicurezza e regolatorie lungo tutto il ciclo di produzione, compressione, trasporto, stoccaggio ed utilizzi finali.

Numerose sono le questioni da dipanare per valutare l’effettivo potenziale dell’idrogeno, in particolare quello “verde”, ovvero prodotto tramite elettrolisi da elettricità alimentata da fonti rinnovabili. Domande cui andrebbe cercata risposta prima di lanciarsi in azzardate fughe in avanti, molte delle quali tuttavia non trovano risposta né nelle varie pubblicazioni, anche istituzionali, né nei sempre più numerosi webinar nazionali ed internazionali sul tema.

Le 2 opzioni di alimentazione degli elettrolizzatori con rinnovabili – diretta e da rete – presentano entrambi vantaggi e svantaggi in termini di costi e operatività

In questo commento ci soffermiamo su uno di questi aspetti poco indagati eppure da non trascurare: le 2 opzioni di alimentazione degli elettrolizzatori con fonti rinnovabili e la loro incidenza sui costi dell’idrogeno prodotto, focalizzandoci in particolare sulla seconda:

1. dalla rete attraverso accordi di acquisto di elettricità generata da fonti rinnovabili (PPA- power purchase agreements)
2. da impianti rinnovabili dedicati (e quindi scollegati dalla rete)

Nel primo caso, si devono pagare il costo di trasporto e i servizi ancillari di sistema per le forniture rinnovabili stimabili in Italia in alcune decine di €/MWh a seconda della potenza e della quantità di energia trasportata. I futuri costi di trasporto e ancillari del sistema elettrico addebitati alle FER contrattate deriveranno dallo sviluppo della attuale regolamentazione in discussione per “alleviare” la loro applicazione agli elettrolizzatori come supporto iniziale allo sviluppo dell’idrogeno verde. In ogni caso, se questi costi attuali verranno trasferiti dalle bollette elettriche alle tasse, saranno sempre un costo per i cittadini.

Eventuali incentivi all’idrogeno prodotto con un’alimentazione da rete tramite PPA verrebbero scaricati in bolletta, e quindi sui cittadini

Tutto ciò comporta un costo dell’elettricità più elevato rispetto all’ipotesi di un impianto rinnovabile dedicato. Tuttavia, il maggiore beneficio è proprio la possibilità di ovviare alla principale criticità della seconda modalità di alimentazione – una fornitura elettrica estremamente variabile – mantenendo quindi l’elettrolizzatore a potenza di alimentazione costante senza comprometterne il funzionamento.

Nel secondo caso, la centrale può essere situata nello stesso sito dell’elettrolizzatore o collegata tramite linea elettrica dedicata. I vantaggi in termini di costi sono rappresentati dal fatto che non si devono pagare le spese di trasporto e i servizi ancillari di sistema. Per contro, si devono sostenere i costi di investimento e di gestione e manutenzione (operations & maintenance – O&M) della eventuale linea privata.

Il principale ostacolo di un’alimentazione da impianto eolico/fotovoltaico dedicato è l’elevata variabilità e intermittenza della generazione elettrica

Ma il principale ostacolo è rappresentato dall’elevata variabilità e intermittenza della generazione elettrica da fonti rinnovabili. Un ostacolo che non può che portare numerose domande – sia tecniche che economiche – cui è necessario trovare risposta. Ne proponiamo alcune, confidando che vengano colte da coloro che nell’idrogeno verde ci vogliono investire e a coloro che lo invocano come panacea del futuro sostenibile. Domande che abbiamo presentato in diverse sedi, ma senza ottenere risposta.

È fattibile l’alimentazione di un impianto elettrolizzatore da una centrale eolica e/o fotovoltaica non collegata alla rete? A quali costi ad oggi non esplicitati? Qual è l’effettiva efficienza dell’impianto lungo un anno con la potenza di alimentazione molto variabile rispetto all’efficienza usualmente considerata alla potenza nominale? Ricordiamo che l’efficienza attuale degli impianti per le varie le tecnologie è del 64% secondo la IEA, con l’obiettivo è di salire al 69% nel 2030 e al 75% nel 2050.

È fattibile l’alimentazione di un impianto elettrolizzatore da una centrale eolica e/o fotovoltaica dedicata?

Con riferimento al fotovoltaico (la cui variabilità abbiamo presentato qui), come fornire elettricità all’insieme dell’impianto (BOP – balance of plant presentato qui) per mantenerne in funzione alcune parti e cosi ridurre al minimo i tempi di avvio mattutini od a seguito di giornate piovose? Bisogna infatti tener presente che il fotovoltaico non fornisce elettricità di notte, che in termini di ore possono variare per uno specifico impianto del Sud/Centro Italia da circa 11 in estate a circa 16 in inverno.

Un problema che per l’eolico è rappresentato dai giorni senza ventosità (come abbiamo presentato sempre qui) e dalle fortissime variazioni. Va notato, per chi se lo chiedesse, che una soluzione complementare fotovoltaico/eolico allevia ma non risolve il problema, come abbiamo dimostrato nel nostro precedente commento.

Sempre con riferimento al solare, a prescindere dalle differenze di ore notturne senza elettricità tra le stagioni, nelle giornate solari invernali la produzione di energia elettrica è di gran lunga inferiore a quella estiva, quale dovrebbe essere la taglia nominale dell’impianto elettrolizzatore per trarne il massimo vantaggio e minimizzare gli inconvenienti di queste variazioni?

Non solo questioni tecniche, ma anche economiche

Se l’impianto  di elettrolisi viene dimensionato per la massima potenza estiva dell’impianto fotovoltaico, si avrà una produzione massima di idrogeno nell’anno ma un elevato investimento per l’elettrolizzatore e un load factor (equivalente al capacity factor ma per un impianto che consuma energia) annuo ridotto.

Al contrario, se l’impianto elettrolizzatore è dimensionato per la bassa potenza invernale, l’impianto produrrà meno idrogeno ma non sfrutterà tutta l’elettricità disponibile in estate. Un trade off solo in parte compensato da un minor investimento per l’elettrolizzatore e da un maggior load factor.

Un possibile stoccaggio dell’idrogeno durante l’estate con una produzione di elettricità da idrogeno (gas to power – G2P) in inverno potrebbe essere analizzato al fine di ottimizzare i ricavi complessivi dell’idrogeno venduto? Una domanda cui è possibile rispondere solo con un approccio sistemico comprendente l’investimento e funzionamento sia della centrale FER e sia del complesso sistema elettrolizzatore con eventuali stoccaggi.

Solo l’esperienza derivante da un adeguato periodo di funzionamento di impianti di elettrolisi con diverse tecnologie fornirebbe dati tecnici ed economici affidabili

Se, come affermano vari produttori di elettrolizzatori, lo stack (cellula, presentata qui) può seguire le notevoli variazioni di vento e sole anche rapide, che dire di un impianto completo di grandi dimensioni nel quale il BOP (balance of plant anch’esso presentato qui) influisce sulla flessibilità e sull’efficienza a diversi livelli di potenza dell’impianto? Qual è il limite di potenza di alimentazione sotto il quale l’impianto non può funzionare? Da quel che ci risulta, per la tecnologia attualmente più diffusa (la Cella elettrolitica alcalina – AEC presentato sempre qui) è precluso il funzionamento per una potenza inferiore a circa il 20% della nominale.

E ancora, i ripetuti avviamenti a freddo con il tempo necessario per raggiungere la potenza nominale e la “ginnastica” per seguire le notevoli rampe in salita e discesa nella potenza di alimentazione come influiscono sulla durata dello stack e dell’intero impianto e sulla riduzione delle prestazioni nel tempo?

In definitiva, come dimensionare l’impianto elettrolizzatore alimentato da FER variabili e intermittenti ottimizzato per una produzione economica di idrogeno? Risultano necessari sistemi di accumulo che compensino la variabilità della fornitura elettrica e ottimizzino l’alimentazione dell’elettrolizzatore, ma anche eventuali accumuli lato idrogeno potrebbero risultare opportuni.

Il consumo dell’acqua non può essere trascurato

Un ulteriore elemento che non si può trascurare è l’elevato consumo di acqua che può creare problematiche nelle scelte del sito, specie per grossi impianti. Il rapporto è di circa 20 litri di acqua per un kg di idrogeno prodotto, mentre si stima che un impianto da 100 MW consumi circa 2.000 m³ di acqua al giorno pari al consumo medio giornaliero di oltre 2.000 famiglie italiane.

Come incidono tutte queste variabili sul costo dell’idrogeno prodotto non è al momento dato sapere né ci pare adeguatamente affrontato nei pur numerosi tavoli di discussione. Solo l’esperienza derivante da un adeguato periodo di funzionamento di impianti di elettrolisi con diverse tecnologie fornirebbe dati tecnici ed economici affidabili per un approccio di sistema indispensabile per ottimizzare ad hoc ogni specifico impianto di elettrolisi.

Valori generalizzati e con ipotesi semplificative usualmente presentati per lo sviluppo di scenari non ci paiono indicativi dei costi di produzione dell’idrogeno che ne deriverebbero per impianti specifici soggetti a legislazioni e normative e costi locali.

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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

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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

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