Negli ultimi anni si è assistito a numerose dichiarazioni di interesse per l’idrogeno, dall’Australia al Cile passando per Cina, Medio Oriente, Nord America, con una gran cassa di risonanza dei media. Per l’Europa il culmine è arrivato l’8 luglio con la comunicazione della Commissione “A Hydrogen strategy for a climate-neutral Europe”, che pone l’idrogeno come elemento chiave per un’economia a emissioni zero entro il 2050.

L’interesse per l’idrogeno muove dalle molteplici potenziali applicazioni in svariati usi finali

Il tema di fondo più diffuso è che l’idrogeno – che bruciando genera acqua e non CO2 – possa essere realizzato dall’elettrolisi dell’acqua con fonti rinnovabili (idrogeno ‘verde’) e utilizzato negli edifici, nei trasporti, nell’industria e in servizi ancillari del settore elettrico. Sarebbe una rivoluzione per i sistemi energetici europei, ma a quali condizioni e tempi potrebbe realizzarsi?

Le potenziali applicazioni dell’idrogeno (H2) nei vari settori sono note da molti decenni e nel 2002 anche Jeremy Rifkin profetizzava la nuova era dell’idrogeno. La prospettiva è cambiata con l’esplosione delle rinnovabili non programmabili come eolico e fotovoltaico [1], che richiedono sistemi di stoccaggio giornalieri, settimanali e stagionali e altri servizi di rete per garantire sicurezza e qualità nelle forniture da un settore elettrico sempre più importante nell’economia energetica. Per una celere ‘esplosione’ dell’idrogeno, come ventilato da più parti, occorrerebbe, tuttavia, ritornare su alcuni ‘numeri’ e verificare anche implicazioni economiche e di sicurezza.

La produzione di idrogeno avviene oggi per circa il 99% – direttamente o indirettamente – da fonti fossili con relative notevoli emissioni di CO2

L’idrogeno non è praticamente presente allo stato libero sulla terra e deve essere prodotto con svariate tecnologie con differenti emissioni di CO2 [2]. Non è quindi una risorsa energetica primaria. Secondo IRENA, la produzione a livello globale oggi avviene da combustibili fossili (metano 48%, petrolio 30%, carbone 18% ed elettrolisi dell’acqua 4%) con notevoli emissioni di CO2 e rappresenta, con le sue circa 115 milioni di ton/anno nel 2019 (pari a 345 mil. tep), poco meno del 2,5% delle globali energie primarie consumate. Produzione e consumi di idrogeno hanno avuto un incremento medio annuo del 2,8% dal 1990.

Vale la pena riportare in sintesi le caratteristiche energetiche dell’idrogeno e del metano, tralasciando i dati relativi al primo su infiammabilità, coefficiente di diffusione etc. che pongono ancora sfide per la sua estesa applicazione.

Caratteristiche dell’idrogeno e del metano

(valori approssimati)

Dalla tabella appare evidente che il contenuto energetico dell’idrogeno per unità di peso è 2,4 volte quello del metano, ma in volume sia allo stato gassoso che liquido è di 3,2 volte inferiore. Ciò assume grande rilevanza per i costi di trasporto dell’energia e per lo stoccaggio, tenendo anche conto che la temperatura di liquefazione (-253 °C) è ben inferiore a quella del metano.

Venendo a dati concreti come presentati a latere del Congresso Mondiale dell’Energia nel settembre 2019 nella sessione «Hydrogen, bridging sectors and regions», l’attuale costo di produzione a livello mondiale di idrogeno ‘nero’ da fonti fossili (senza penalizzazioni per CO2 emessa) varia tra 1,25 e 2,5 dollari al chilogrammo, e cioè 37,50-75,00 doll/MWh (37,5 euro/MWh in UE secondo la Commissione europea).

Secondo Hydrogen Europe, l’idrogeno prodotto oggi con eolico onshore tedesco a 60 euro/MWh e con 2.000 ore equivalenti di funzionamento alla massima potenza (load factor) costerebbe circa 7,80 euro/kg, corrispondenti a 235 euro/MWh, un valore notevolmente elevato.

Un problema dell’idrogeno sono i costi elevati, sia attuali che in prospettiva al 2050

Per rendere competitivo l’idrogeno verde si prevedono ingenti investimenti per aumentare l’efficienza al 75% e la taglia degli elettrolizzatori fino a oltre 100 MW entro il 2030 (successivamente fino a 1.000 MW). Tuttavia, anche ipotizzando per i prossimi anni una forte riduzione dei costi di investimento (CAPEX) per gli elettrolizzatori, il prezzo dell’idrogeno resterebbe alto:

- con oltre un dimezzamento a 500 euro/kW, Hydrogen Europe ha mostrato un prezzo dell’idrogeno al 2030 di 3 euro/kg (90 euro/MWh), con elettricità a 50 euro/MWh da eolico offshore e un load factor di 4.500 ore/anno;

- con più che un ulteriore dimezzamento al 2050 rispetto al 2030 e un load factor di 4.200 ore/anno di energia rinnovabile a 20 doll/MWh, IRENA ipotizza un costo di produzione dell’idrogeno all’uscita dell’elettrolizzatore di 1,4 doll/kg (42 doll/MWh, un prezzo ben superiore ai 13 euro/MWh dei mercati UE del metano pre-COVID 19 che li ha fatti crollare).

Con la riduzione del CAPEX degli elettrolizzatori, la principale componente del costo di produzione dell’idrogeno resta il prezzo dell’energia rinnovabile utilizzata. Viene generalmente considerato un elettrolizzatore a bocca di produzione elettrica o collegato con una linea ‘diretta’ per evitare gli oneri di trasporto e vari oneri addizionali legati a un collegamento alla rete elettrica.

Ma qui si pone il problema del trasporto dell’idrogeno [3], sia in relazione alla sua bassa densità energetica per unità di volume e sia agli standard di sicurezza, ancora tutti da definire.

Idrogeno e metano sintetico

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.

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 elettrolizzatori 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.

NOTE

[1] A. Clerici: “Energy transition with holistic, pragmatic and sustainable approaches. PART 2. Challenges for integration in electricity systems of variable renewable energy resources” n. 305, August 2019 – ELECTRA.

[2] “Per i ‘colori’ da attribuire all’idrogeno in funzione della sua produzione non esiste una definizione univoca. In questa sede si considerano:

idrogeno ‘nero’, da combustibili fossili, senza alcuna cattura delle emissioni di CO2;

idrogeno ‘grigio’, prodotto con parziali emissioni di CO2;

idrogeno ‘blu’, da energie non rinnovabili ma senza emissioni di CO2 (ad esempio da combustibili fossili con totale cattura della CO2 o con elettrolisi da elettricità da nucleare);

idrogeno ‘verde’, prodotto completamente da energie rinnovabili.

[3] “I principali trasporti ‘diretti” dell’idrogeno allo stato gassoso sono:

a bassa pressione fino a 200 bar o ad alta pressione fino a 1.000 bar in contenitori o fasci di contenitori trasportati su strada o per ferrovia;

in tubazioni, con costi per energia trasportata superiori a quelli del metano che ha un potere calorifico per unità di volume oltre 3 volte superiore.

Il trasporto allo stato liquido dopo liquefazione a -253 °C (che consuma un terzo del contenuto energetico dell’idrogeno) avviene in contenitori criogenici via terra, ferrovia o navi cisterna e presenta consumi addizionali per mantenere la temperatura costante, nonché tassi di evaporazione di pochi % al giorno. Sono in discussione e già sperimentati sia trasporti ‘indiretti’ e sia stoccaggi ad esempio via ammoniaca o metanolo allo stato liquido o allo stato solido con idruri metallici che agiscono da ‘spugne’; l’idrogeno viene poi “liberato” al momento voluto nel punto di utilizzo.