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2021-05-09 03:14

Rinnovabili Intermittenti ed Elettrolizzatori: Ostacoli, Costi e Regolazione

IDROGENO VERDE

di: 
Alessandro Clerici, Samuel Furfari*

Visto l’interesse sull’argomento e la scarsità di analisi attendibili in circolazione, da RivistaEnergia.it ripubblichiamo il contenuto 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.

Foto di copertina: Ann H su Pexels 

1. Variabilità e intermittenza di eolico e fotovoltaico

Eolico e fotovoltaico sono le tecnologie su cui sono poste le maggiori aspettative di una transizione energetica verso il cosiddetto dopo-fossili. Due sono le maggiori sfide che vengono comunemente riconosciute: 1) trasmissibilità dell’energia e immagazzinamento e 2) variabilità e intermittenza alla produzione.

Il primo punto riguarda il fatto che eolico e fotovoltaico sono convertitori in grado di trasformare l’energia del sole e del vento in elettricità. E l’elettricità è un vettore che non si riesce economicamente a immagazzinare in grandi quantità e per lunghi periodi come avviene con petrolio, carbone e gas naturale che sono invece fonti energetiche primarie.

Per questa ragione la loro crescita è legata ad una maggiore penetrazione dell’elettricità negli usi finali di energia. E per la stessa ragione lo sviluppo di eolico e fotovoltaico è comunemente associato a quello, ancora in fase di sviluppo, delle auto elettriche e delle batterie che le alimentano e, da ultimo, dell’idrogeno verde.

Il secondo punto – la variabilità e l’intermittenza – è una rosa forse ancora più spinosa. Questa caratteristica richiede infatti un adeguamento ed ammodernamento dei sistemi elettrici sui cui si sono andati sviluppando le economie moderne ed i nostri standard di benessere.

Il complesso legame tra rinnovabili intermittenti e sistemi elettrici è stato affrontato da Giovanni Goldoni sulle pagine di ENERGIA ed è una delle concause dei recenti blackout che hanno interessato il Texas, come riportano lo stesso Goldoni e Alberto Clô su RivistaEnergia.it

La produzione elettrica da eolico e fotovoltaico presenta forti variazioni nel corso dell’anno, del mese, del giorno ed anche in una singola ora

Una misura fondamentale per comprendere le rinnovabili intermittenti come fotovoltaico ed eolico è il capacity factor (fattore di capacità), ossia il rapporto tra l’energia elettrica effettivamente prodotta in un determinato periodo di tempo e la potenza di generazione nominale dell’impianto.

Il capacity factor può essere espresso in ore o in percentuale del tempo dello specifico periodo considerata necessaria alla potenza nominale dell’impianto a fornire l’energia totale effettivamente prodotta. Un impianto con un fattore di capacità del 100% significa che produce energia in ogni momento. Si parla anche di ore equivalenti (generalmente di un anno) per produrre con la potenza nominale l’energia totale effettivamente prodotta.

Nota: la figura è valida per i best performant plants negli Stati Uniti con valori per vento e solare nettamente superiori alle medie italiane

Come si può vedere dalla figura, il capacity factor varia ampiamente da fonte energetica e tecnologia. Nel caso di rinnovabili come eolico e fotovoltaico bisogna inoltre considerare che il capacity factor dipende da luogo a luogo in base a variabili come la ventosità, l’irraggiamento e le ore di luce. Nella figura si considerano i best performant plants negli Stati Uniti con valori per vento e solare nettamente superiori alle medie italiane

Queste variabili fanno sì che la produzione di energia da eolico e fotovoltaico presenti forti variazioni non solo nel corso dell’anno, ma anche del mese, del giorno ed anche in una singola ora e con differenze apprezzabili anche nei diversi anni.

Per renderci meglio conto di cosa si parla quando si parla di una fornitura elettrica fortemente intermittente e variabile presentiamo le registrazioni della potenza prodotta da impianti eolici e fotovoltaici in funzione in Italia.

Di seguito sono dapprima riportate le variazioni orarie di energia immessa nella rete elettrica italiana da tutti gli impianti eolici o solari connessi e relativi ai dati preliminari di Terna per il 2020. Successivamente quelle di un impianto eolico da circa 100 MW situato nel Sud Italia e di un impianto fotovoltaico in Sicilia da 12,5 MW: dati non sempre facili da reperire e da cui si possono trarre informazioni rilevanti se non sostanziali.

Sono oltre 2.000 le ore con potenza inferiore al 10% della totale potenza eolica connessa nel 2020 in Italia

Per quanto riguarda l’eolico, la produzione totale è stata di 18.550 TWh con una capacità globale in funzione di 10,75 GW il 1° gennaio 2020 e 10,82 GW il 31 dicembre ed un capacity factor di 1.720 ore/anno. Sono oltre 2.000 le ore con potenza inferiore al 10% della totale potenza connessa e oltre 5.000 le ore con potenza inferiore al 20%.

Variazione annuale della potenza immessa in rete in MW da tutti gli impianti eolici italiani connessi

 

Curva di durata della potenza immessa in rete in MW da tutti gli impianti eolici italiani connessi

Quanto al solare, la produzione totale è stata di 25.550 TWh con una capacità in funzione il 1° gennaio 2020 di 20,85 GW e 21,2 GW il 31 dicembre ed un capacity factor di 1.215 ore /anno. Sono 4.500 le ore in cui non vi è stata alcuna potenza immessa in rete.

Sono 4.500 le ore in cui non vi è stata alcuna potenza fotovoltaica immessa nella rete italiana nel 2020

Totale potenza immessa in rete da tutti gli impianti fotovoltaici connessi
N.B.: non è visibile dal diagramma il valore zero di potenza durante tutte le notti

Curva di durata della potenza immessa in rete in MW da tutti gli impianti fotovoltaici italiani connessi

Rilevante come nel mese di minima potenza (dicembre) il massimo picco sia pari a poco più della metà che nel mese di massima potenza (luglio) e come i minimi picchi giornalieri in inverno siano 1/6 e 1/7 del massimo picco estivo.

I minimi giornalieri invernali del fotovoltaico sono 1/6 del massimo estivo

Confronto tra i mesi di massima e minima potenza immessa in rete da tutti gli impianti fotovoltaici

Da notare poi come i diagrammi mostrati risultino chiaramente meno severi di quelli di un singolo impianto. Se si esamina la potenza immessa in rete ogni 15 minuti da un impianto eolico da circa 100 MW situato nel Sud Italia appare chiaramente che per oltre 1.500 ore nell’anno l’impianto non ha fornito energia. Il capacity factor annuale è stato di circa 1.850 ore. 

Andamento della potenza immessa in rete dal 1° gennaio 2019 al 31 dicembre dall’impianto eolico di 100 MW

Curva di durata della potenza immessa in rete dal 1° gennaio 2019 al 31 dicembre dall’impianto eolico di 100 MW

Se si guarda l’andamento della potenza in 2 consecutive giornate di marzo, settembre e dicembre 2019 si notano quasi 2 giorni consecutivi di assenza totale di potenza e altri giorni con fortissime variazioni in aumento o diminuzione.

2 giorni consecutivi con assenza totale di energia dal vento e 2 con fortissime variazioni

Andamento della potenza di un impianto eolico da 100 MW nel sud Italia in 2 consecutive giornate di marzo, settembre e dicembre 2019

L’andamento della potenza immessa in rete ogni 15 minuti da un impianto fotovoltaico in Sicilia da 12,5 MW è simile a quello della potenza immessa in rete da tutti gli impianti fotovoltaici connessi.

191 i giorni equivalenti in cui l’impianto fotovoltaico in Sicilia da 12,5 MW non ha prodotto energia 

La curva di durata mostra invece con chiara evidenza che per 191 giorni equivalenti l’impianto non ha prodotto energia. Il capacity factor annuale è stato di circa 1.500 ore.

Curva di durata della potenza dall’impianto fotovoltaico da 12,5MW in Sicilia

Il confronto della potenza immessa in rete durante 2 consecutivi giorni soleggiati rispettivamente in luglio e dicembre mostra come l’energia immessa in rete sia ben differente e con un periodo notturno di quasi 16 ore in inverno e 12 ore in estate senza produzione di energia. Da notare inoltre lo sfasamento di 1 ora tra luglio e dicembre dovuto all’ora legale.

Confronto della potenza immessa in rete da un impianto fotovoltaico da 12,5MW in Sicilia durante 2 consecutivi soleggiati rispettivamente in luglio e dicembre

È possibile che la variabilità/intermittenza di fotovoltaico ed eolico venga colmata da una loro complementarietà?

Per valutare se la complementarietà di eolico e fotovoltaico sia o meno in grado di ovviare alla loro rispettiva variabilità e intermittenza proponiamo una simulazione dell’andamento della potenza combinata virtuale producibile da due impianti adiacenti entrambi da 50 MW nel mese di marzo e la curva di durata della potenza immessa da gennaio a dicembre.

Andamento della potenza combinata virtuale producibile due impianti eolico e fotovoltaico adiacenti entrambi da 50 MW nel mese di marzo

Curva di durata della potenza immessa da gennaio a dicembre da due impianti eolico e fotovoltaico adiacenti entrambi da 50 MW

Ne risulta chiaramente che:

  • si riducono le ore a zero potenza rispetto ad un puro fotovoltaico
  • aumenta il capacity factor a circa 2.100 ore, rispetto alle 1.850 dell’eolico e 1.500 del fotovoltaico
  • ma la variabilità risulta tuttavia notevole.

Queste osservazioni possono apparire prettamente tecniche, ma sono invece sostanziali nel dibattito sulle prospettive della transizione energetica, in particolare se 100% rinnovabile come da più parti si sostiene si dovrebbe ambire.

Il dibattito sull’idrogeno verde su cui si sono amplificati i riflettori in Italia con l’approssimarsi della redazione del Recovery Plan, ad esempio, non può prescindere da considerazioni sulla relazione tra elettrolizzatori e produzione variabile e intermittente e i fondamentali valori che devono essere garantiti per un loro efficiente funzionamento; sull’effettiva possibilità/convenienza tecnica ed economica di alimentare in tipiche condizioni italiane un elettrolizzatore da un impianto dedicato eolico o fotovoltaico; o in alternativa dai vantaggi e svantaggi di un’alimentazione dalla rete utilizzando PPA (Power Purchase Agreements) con impianti rinnovabili collegati alla rete.


2. Idrogeno, elettrolisi ed elettrolizzatori: la tecnologia prima di tutto

Si parla sempre più spesso di idrogeno verde – prodotto tramite l’elettrolisi dell’acqua alimentata da energie rinnovabili – con numeri roboanti per nuova occupazione, riduzione dei costi, impatto sul PIL, ecc.

Ben poco si sottolineano, invece, le sfide di come si comportano e di come dimensionare i complessi impianti elettrolizzatori ipotizzati – sempre più potenti fino al GW – per sfruttare effetti scala ed utilizzanti risorse eoliche e/o fotovoltaiche.

Analizziamo nel dettaglio i punti principali della questione partendo dal processo di elettrolisi dell’acqua per passare poi alle tecnologie ad oggi presenti per la produzione di idrogeno.

L’elettrolisi dell’acqua è ben nota da tempo per la produzione di laboratorio e di nicchia, ma è necessaria una massiccia produzione industriale se si vuol promuovere lo sviluppo dell’idrogeno

L’elettrolisi dell’acqua è ben nota da tempo, ma è una produzione ancora di laboratorio e di nicchia. Una massiccia produzione industriale e la realizzazione di impianti sempre più grandi in grado di sfruttarne l’effetto scala è fondamentale per ridurre i costi del capitale di investimento e migliorare affidabilità, efficienza e flessibilità, specie quando si tratta di tecnologie alimentate da fonti rinnovabili come eolico e fotovoltaico.

Il processo di scissione della molecola dell’acqua in idrogeno e ossigeno può essere schematizzato come nella seguente figura.

Processo di scissione della molecola dell’acqua in idrogeno e ossigeno
Fonte: elaborazione degli autori

Diamo ora un’occhiata più da vicino a come funziona un elettrolizzatore.

Un elettrolizzatore non è un semplice dispositivo con due elettrodi in un serbatoio pieno d’acqua, ma è un sistema complesso con vari sottosistemi e componenti. Fondamentalmente, l’esperienza pluridecennale del loro funzionamento è stata con l’alimentazione dalla rete e la variazione della produzione di idrogeno tramite il controllo della corrente alla cellula (lo stack). Le esperienze con l’alimentazione diretta da elettricità rinnovabile variabile sono scarse e prevalentemente su piccoli impianti prototipo.

 Le quattro tecnologie attuali per gli elettrolizzatori

Quattro sono le principali tecnologie per gli elettrolizzatori impiegabili per la produzione di idrogeno verde. Le prime due sono già ben posizionate nel mercato e hanno uno stack (la cellula dell’impianto dove le molecole d’acqua vengono scisse in ossigeno e idrogeno) con potenza nell’ordine dei MW. Le altre due hanno una dimensione dello stack nell’ordine dei kW e con una durata ridotta, offrono buone prospettivo di sviluppo ma non sono ancora consolidate nel mercato.

1. Cella elettrolitica alcalina (AEC) è oggi la più diffusa; opera a bassa temperatura, ha un basso costo di capitale ma è meno flessibile della PEM; ha una catena di fornitura e capacità produttiva consolidate.

2. Membrana a scambio protonico (PEM)opera anche lei a bassa temperatura con i protoni che passano attraverso una speciale membrana; offre una risposta dinamica più rapida e intervalli di potenza di funzionamento più ampi rispetto all’AEC ma ha una durata dello stack inferiore; attualmente presenta costi di capitale più elevati rispetto all’AEC.

3. Anion Exchange Membrane (AEM): opera a bassa temperatura e offre un potenziale di sviluppo interessante. Il basso costo dei materiali utilizzati e il semplice bilanciamento del sistema consentono di costruire in modo efficiente un elettrolizzatore da 2,4 kW; l’obiettivo principale è impiegarlo in una produzione di idrogeno decentralizzata/distribuita con componenti standardizzati che possono essere addizionati a piacere. Fino ad ora solo poche aziende sono attive in questa tecnologia, ma una società ha centinaia di piccoli impianti fino a 20 kW attualmente in servizio in 36 paesi.

4. Solid Oxide Electrolier Cell (SOEC): opera ad alta temperatura (700–800 °C) e offre un potenziale di sviluppo molto elevato, ma è tuttora in fase di sperimentazione con alcuni prototipi sebbene si prevedano in futuro altissime efficienze; fino ad ora sono attive solo poche aziende con prezzi elevati data la necessità di raggiungere la maturità.

La figura tratta dal Centro Comune di Ricerca della Commissione europea per il caso della tecnologia PEM, mostra la complessità dell’impianto e del suo Balance of Plant (BOP).

Sistema tipico e BOP per un elettrolizzatore PEM
Fonte: JRC Report 2018- EU harmonised terminology for low-temperature water electrolysis for energy-storage applications

L’impianto di elettrolisi è quindi molto più complesso del semplice elemento stack che per il suo efficace funzionamento richiede molti sottosistemi che impattano sull’efficienza dell’impianto, sul suo comportamento dinamico e quindi sulla sua flessibilità (lo stack ha un’elevata flessibilità capace di rispondere alla variazione dell’energia fornita).

Passiamo adesso a vedere i costi attuali e prospettici delle tecnologie, lo stato di efficienza e gli obiettivi.

Dall’attuale 64% al 75% al 2050 l’obiettivo di incremento di efficienza degli elettrolizzatori

I costi in termini di CAPEX/kW attuali e prospettici al 2050 per differenti tecnologie sono riportati in tabella e sono elaborati sulla base dei risultati del progetto STORE & GO del programma europeo Horizon 2020. Fanno riferimento alle taglie massime attuali (5-6 MW) e per una potenza di 100 MW. Aumenti delle taglie fino a 1.000 MW e oltre consentirebbero ulteriori riduzioni.

Fonte: elaborazioni dei dati del Progetto Store&Go

Per la tecnologia AEM il prezzo attuale per i sistemi modulari da 2,5–20 kW è di 2.500- 3.500 €/kW; sono in fase di sviluppo soluzioni containerizzate di qualche MW ed entro il 2025 i produttori di AEM prevedono un costo inferiore rispetto agli elettrolizzatori PEM di pari potenza.

L’efficienza attuale degli impianti per le varie tecnologie è del 64% secondo la IEA. L’obiettivo è di salire al 69% nel 2030 e al 75% nel 2050 (44 kWh/kg H₂).

C’è una tecnologia privilegiata? IRENA: ogni tecnologia ha le sue sfide, dai materiali critici alle prestazioni, alla durata e alla maturità.

Ma c’è una tecnologia privilegiata? IRENA afferma che “Ogni tecnologia ha le sue sfide, dai materiali critici alle prestazioni, alla durata e alla maturità; non c’è un chiaro vincitore in tutte le applicazioni, il che lascia la porta aperta alla concorrenza e all’innovazione che riducono i costi”.

Le caratteristiche dell’alimentazione rinnovabile e della domanda di idrogeno dettano la tecnologia più appropriata, l’architettura e l’ingegnerizzazione del completo impianto. Differenti costi e legislazioni locali, poi, concorrono a rendere ogni impianto di una certa taglia uno specifico progetto integrato.

Le esperienze con l’alimentazione diretta da elettricità rinnovabile variabile sono scarse e prevalentemente su piccoli impianti prototipo

Per le prestazioni e il costo del sistema elettrolizzatore per le varie tecnologie sono fondamentali i valori di parametri tecnici che debbono essere garantiti dai fornitori come, ad esempio:

  • gamma di potenza nella quale è possibile il funzionamento e relativi tempi di sovraccaricabilità
  • efficienza in tutta la gamma di potenza di alimentazione
  • tempi di avviamento dell’impianto a freddo ed a caldo
  • capacità per il completo impianto e non del solo stack di seguire forti rampe di potenza in salita e discesa
  • requisiti di purezza e di temperatura dell’acqua per il corretto funzionamento
  • pressione finale di uscita dell’idrogeno in funzione della relativa domanda
  • durata di vita dello stack e durata dell’impianto
  • requisiti minimi di potenza di alimentazione dell’impianto in caso di assenza prolungata di energia da fonti rinnovabili per minimizzare le conseguenze dei parametri sopra indicati al momento del ritorno della potenza minima utile per il funzionamento.

Molti di questi fondamentali valori rischiano di essere messi in discussione a fronte di una fornitura elettrica fortemente intermittente e variabile. Il dibattito da poco apertosi – pur con gran fermento e aspettative – sulla produzione di idrogeno verde come svolta nella transizione energetica e nella lotta ai cambiamenti climatici deve quindi porre primaria attenzione a questi aspetti tecnici per valutarne l’effettivo potenziale.


3. Idrogeno verde: ostacoli ad un’alimentazione diretta da impianto eolico o fotovoltaico
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 (della cui variabilità abbiamo parlato), come fornire elettricità all’insieme dell’impianto (BOP – balance of plant) per mantenerne in funzione alcune parti e così 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 illustrato in precedenza) 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 già dimostrato.
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, di cui abbiamo parlato nella parte precedente dell’articolo) 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 ) 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) 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.

 

4. Idrogeno verde: considerazioni su costi e regolazione
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 nella precedente analisi che prende 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 nelle parti precedenti.

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).

Fonte: elaborazione dei diagrammi IEA (The Future of Hydrogen, giugno 2019)

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 efficace transizione.


 

*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