Idrogeno: cosa c’è ancora da fare

Idrogeno: cosa c’è ancora da fare.

Abbondanza in natura, leggerezza e alta densità energetica da un lato; necessità di produzione e criticità infrastrutturali dall’altro. Questo, in sintesi, il profilo dell’idrogeno, che, pur essendo stato escluso per la quota parte prodotta da fonti fossili dal recovery fund, presenta comunque potenzialità legate a nuovi mercati e finalità d’uso. Per mettere a fuoco il tema, ne abbiamo parlato con Luca Lavazza, direttore tecnico per il settore Energy & Hydropower e Nicolò Novati, project engineer del gruppo Energy, di Stantec.

La transizione ecologica (legata a doppio filo a quella energetica) passa necessariamente anche attraverso una rimodulazione dei consumi e dell’approvvigionamento delle risorse energetiche. Il tema non riguarda, quindi, soltanto il passaggio a fonti rinnovabili e/o alternative, ma anche la creazione di nuove infrastrutture per la distribuzione e l’utilizzo. L’idrogeno può rappresentare, in questo senso, un caso paradigmatico?

Piccola premessa: l’idrogeno è un vettore energetico già largamente prodotto e utilizzato (circa 70 milioni di tonnellate all’anno), in particolare nella raffinazione degli idrocarburi e nella chimica di base. Attualmente, più del 99% dell’idrogeno viene prodotto a partire dal metano e dal carbone, emettendo in atmosfera una quantità di CO₂ compresa tra i 7 e i 9 kg per ogni kg di idrogeno prodotto. Questa tipologia di idrogeno è definita “grigia” o “blu” a seconda che ci sia o meno la captazione di CO₂.

Proprio a luglio di quest’anno la comunità europea ha stabilito che la produzione di idrogeno blu non rispetta i parametri “green” fissati dall’Unione Europea che, pertanto, non concederà fondi per questa tecnologia nell’ambito del recovery plan. È questo quanto contenuto in un documento in cui i tecnici della Commissione europea analizzano il piano di ripresa e resilienza italiano (Pnrr). L’idrogeno verde, invece, viene ricavato dall’acqua grazie a un processo di elettrolisi ad alta temperatura. A differenza degli altri metodi di produzione, non si basa, quindi, sull’utilizzo di fonti energetiche fossili e non produce anidride carbonica.

Tornando alla domanda e presupponendo che si faccia riferimento all’idrogeno “verde”, la risposta è certamente sì: è un caso paradigmatico perché, in quanto vettore, si andrebbe a creare sia un nuovo mercato legato alla produzione (rinnovabili associate ad elettrolizzatori) sia legato alla domanda (usi finali, dai trasporti all’industria pesante).

Costi di produzione, mercato di riferimento e rete di distribuzione in Italia: cosa è stato fatto a oggi e cosa manca ancora?

Il costo di produzione dell’idrogeno verde è attualmente stimato tra i 2,5 €/kg e i 6,5 €/kg (fonte Iea) contro i 0,75 €/kg – 3 €/kg dell’idrogeno “grigio”.

Il mercato di riferimento per ora è limitato ai settori che già utilizzano l’idrogeno come input di processo (raffinerie, produzione ammoniaca, chimica di base). Va creato un nuovo mercato per nuovi utilizzi, dai trasporti pesanti (tir, navi, alcune tratte ferroviarie non elettrificabili) a siderurgia, cementifici eccetera (“hard-to-abate”). Soprattutto si devono fare alcune considerazioni che includano un costo dell’energia prodotta dalle fonti rinnovabili che integrino il concetto per cui, se non si immagazzina questa energia in idrogeno, questa risorsa va persa.

Utilizzare l’idrogeno come combustibile è uno spreco ed è davvero lontano dagli obbiettivi “green” a cui si vuole mirare; la combustione è il problema chiave per quanto riguarda l’inquinamento atmosferico e va limitata in tutto e per tutto. Gli ossidi di azoto si producono dalle combustioni; bruciare idrogeno in aria e non in ossigeno puro, infatti, non cancellerebbe il problema enorme di inquinamento atmosferico.

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In quali settori l’idrogeno potrebbe essere impiegato in sostituzione dei combustibili fossili? È possibile stimare, anche per approssimazione, i benefici ambientali ed economici potenzialmente derivanti da questo processo di sostituzione?

Alcuni studi ambientali stimano benefici sulla riduzione totale CO₂ dell’industria pari al 5% (dal 25 % del totale al 20% con idrogeno) e sui trasporti del 4-5% (dal 16% attuale al 12-11% con idrogeno). È chiaro che più si spingono le rinnovabili, più il sistema diventa virtuoso perchè l’energia prodotta da fonti rinnovabili è, di per sé, carbon free. La strategia per arrivare all’idrogeno verde è aumentare enormemente la disponibilità di altri rinnovabili.

I benefici economici sono difficili da stimare. All’attuale prezzo della CO₂ (da ETS, circa 40 €/ton) non risulta economicamente vantaggioso (lo sarebbe se prezzo della CO₂ fosse 215-300 €/ton – come emerso da uno studio di Florence School of Regulation – o se ci fosse una tassa sulla CO₂). Diversi studi (Iea, Irena eccetera) stimano il costo dell’idrogeno verde competitivo con quello dell’idrogeno grigio al 2030, ma è necessario incentivare in questo decennio la produzione (elettrolizzatori e rinnovabili) e stimolare la domanda (creazione di stazioni di rifornimento, treni, modifiche impiantistiche nelle industrie), così come è stato fatto per il fotovoltaico 15 anni fa. In ogni caso, sono tutte misure previste nel Pnrr nella missione 2 (23.78 Mld €):

• la produzione di idrogeno nelle aree industriali dismesse: 0.5 Mld € (incentivo produzione);
• l’utilizzo di idrogeno in settori “hard-to-abate” (letteralmente difficili da abbattere, sostanzialmente con alti costi di riduzione delle emissioni ): 2 Mld € (stimolo domanda);
• la sperimentazione dell’idrogeno per il trasporto stradale (Brennero, Pianura Padana): 0.23 Mld € (stimolo domanda);
• la sperimentazione dell’idrogeno per trasporto ferroviario: 0.3 Mld € (stimolo domanda);
• ricerca e sviluppo sull’idrogeno: 0.16 Mld € (stimolo produzione e domanda)