Il futuro parte con l'idrogeno

I cambiamenti climatici sono una realtà consolidata, non esiste una via d'uscita univoca, bensì un pacchetto di soluzioni in grado di favorire e contribuire al percorso di transizione energetica ed ecologica. Una delle opzioni più convenienti, da diversi punti di vista, è l'idrogeno, dal momento che è in grado di ridurre notevolmente le emissioni di CO2, specie nei settori come raffinazione, trasporto pesante o altri settori gasivori, dove l’elettrificazione (totale o parziale) risulta difficile da realizzare. Già da queste poche righe si capisce come il mix energetico sia una necessità e come con le tecnologie attuali sia necessario a garantire efficienza e marginalità, applicazione per applicazione.

di Daniele Bettini

AUTORI

20 set 2023

A parte le questioni tecnologiche, l'idrogeno presenta elevate criticità, determinate in primis dall'elevato costo di produzione che, sebbene dipenda dalla tipologia progettuale è anche legato al costo dell'energia elettrica
da cui discende. Per questo motivo l'idrogeno rinnovabile è tutto meno che competitivo rispetto a quello grigio o blu e si rendono necessari interventi per attenuarne il prezzo in una visione di sostenibilità economica.

Sono altri poi i fattori che vanno a determinare il prezzo dell'idrogeno, che non rimane alto solo a causa dei costi di investimento iniziali (CapEx), ma principalmente per quelli di mantenimento (opEX) per cui non è stato ancora previsto alcun finanziamento (le Istituzioni stanno lavorando per pubblicare
entro l'anno un Decreto “Opex/Tariffe” che risponda a questa necessità).

Considerazione avvalorata dalla testimonianza di Luca Rofi, Hydrogen Products Line Manager of Ansaldo Green Tech «Il tema della competitività dell’idrogeno rinnovabile rispetto all’idrogeno fossile è centrale. È pertanto opportuno stabilire dei meccanismi di supporto che permettano di ridurre il gap in termini di costo. Analizzando la composizione del costo dell’idrogeno (LCOH), questa è composta prevalentemente dal costo degli opEX, nello specifico dell’energia elettrica e il loro peso rispetto ai CapEX aumenta tanto più aumenta il fattore di utilizzo dell’elettrolizzatore. Per questo motivo è fondamentale lavorare a un meccanismo di incentivazione degli opEX che permetta di supportare inizialmente il mercato».

Inoltre nella composizione del prezzo ci sono anche considerazioni relative all'attuale know how tecnologico che riguardano, in primis, la taglia dell'elettrolizzatore: più è piccolo, maggiore sarà il prezzo, problema che potrà essere superato solo mediante lo sviluppo di una vera filiera e, cioè, da uno
scale-up degli impianti, unitamente allo sviluppo di tecnologie elettrolitiche che ne migliorino le performance massimizzandone l’efficienza.

Come produrre l’idrogeno, una necessità

Sono analisi che Anima nei suoi studi sul settore pone in rilievo a cui si possono aggiungere alcune considerazioni di Andrea Bombardi, Executive Vice President di RINA «Avremo bisogno di tanto idrogeno ed è impossibile pensare di autoprodurlo verde. Da un lato la spinta all'elettrificazione richiede sempre più energia elettrica e il parco delle rinnovabili non sarà probabilmente sufficiente a soddisfare nemmeno questa quota. In generale però questo può rappresentare una grande opportunità per il sistema paese dal momento che data la richiesta del mercato europeo, che ci sarà, e visto che la disponibilità
di rinnovabili sarà più forte in Nord Africa, l'Italia potrebbe diventare uno straordinario hub di distribuzione. Tenendo conto che l'attuale rete del gas è tecnicamente in grado di trasportare anche l'idrogeno con investimenti non troppo importanti».

Damiano Cotula, Chief Transformation & Innovation Officer di Valvitalia produttrice di valvole e raccordi, ci mostra il suo punto di vista verso questa necessità «Sono in via di definizione progetti di medio/lungo periodo per la costruzione di nuove infrastrutture per il trasporto dell’idrogeno che richiederanno quindi prodotti già sviluppati e verificati. Tra questi le hydrogen valley in diverse regioni italiane, lo European Hydrogen Bockbone, progetto che riunisce le maggiori aziende produttrici di gas naturale d’Europa o ancora le Green Hydrogen Partnership in atto nel Mediterraneo. In particolare in Italia è di nostro grande interesse il progetto La filiera e l’impegno dell’industria «In Italia l’ecosistema dell’idrogeno è ancora in una fase iniziale di sviluppo, così come in Europa. Tuttavia, l’impegno e l’interesse delle realtà italiane sulle tecnologie abilitanti è in forte crescita e decisamente di alto livello». Prosegue così nella sua testimonianza Luca Rofi di Ansaldo Green Tech «Un interessante riscontro è la partecipazione ai bandi del PNRR, il
bando per la ricerca rivolto alle imprese (investimento M2C2 - 3.5), ad esempio, ha visto la selezione di 15 progetti a fronte di oltre 50 proposte con tematiche che spaziavano dalla produzione di idrogeno, alle tecnologie di stoccaggio, includendo le celle a combustibile e temi legati alle infrastrutture intelligenti. Il bando Hydrogen Valley (Investimento M2C2 – 2.3) ha visto la partecipazione in tutte le regioni di proposte progettuali con una previsione in termini di capacità di elettrolisi installata che supererà i 100MW. Per quanto riguarda gli utilizzatori anche qui la presenza di realtà italiane è tutt’altro
che trascurabile. La prima wave, denominata Hy2Tech, del progetto IPCEI oltre a noi e DeNora impegnate sul fronte della produzione di elettrolizzatori». Sempre Rofi continua «La spinta alla costruzione di un ecosistema virtuoso a livello europeo non è certamente da meno. Giusto per dare un’idea, il Clean Hydrogen Report di quest’anno (documento elaborato da Hydrogen Europe) riporta per il 2023 un consumo di idrogeno rinnovabile superiore a 270mila tonnellate annue nel 2023 che si prevede arrivino a superare i 3 milioni del 2027, Linea Adriatica, una nuova pipeline che nascerà già pronta per trasportare anche l’idrogeno.

L'idrogeno per essere considerato rinnovabile deve soddisfare 4 precisi requisiti: l'impronta carbonica deve essere inferiore ai 3.3kg di CO2 per ogni kg di idrogeno prodotto; deve essere prodotto da fonti rinnovabili addizionali rispetto all’installato
esistente (principio di addizionalità); deve essere prodotto entro un’ora dal momento in cui è stata generata l’energia rinnovabile (principio di contemporaneità) e con la deroga fino al 2027 l’idrogeno prodotto può essere generato entro un mese; inoltre il luogo di produzione di idrogeno e la fonte di energia rinnovabile devono essere collegate alla stessa zona di offerta (principio di correlazione geografica)

Qualora l’Italia riuscisse a divenire l’hub di riferimento per l’idrogeno prodotto nei paesi nord africani e nel Sud Italia, in cui sono presenti grandi quantità di energia solare e disponibilità di acqua, progetti di questo tipo diventerebbero sempre più interessanti». Precisa Bombardi «Un'economia dell'idrogeno è possibile, probabilmente non nella produzione, ma nella decarbonizzazione
dell'industria europea per renderla più competitiva dal punto di vista della sostenibilità, e soprattutto per aiutare la filiera della tecnologia europea sull'idrogeno perché le nostre imprese rimangano ad alta intensità di innovazione». «Ci aspettiamo investimenti sempre maggiori in termini di
infrastruttura dedicata o predisposta a ricevere idrogeno in futuro» Prosegue Damiano Cotula «Questo è legato anche alle numerose potenziali applicazioni dell’idrogeno attualmente in sperimentazione e valutazione come l’alimentazione delle centrali, mezzi di trasporto pesante, riscaldamento, ecc. Chiaramente il “boost” definitivo al mercato dell’idrogeno e al suo posizionamento all’interno delle soluzioni a supporto della transizione energetica complessiva europea e internazionale potrà arrivare non appena le tecnologie di produzione dell’idrogeno “verde” dimostreranno la loro economicità. Attualmente si vedono già risultati incoraggianti in tal senso con
costi in significativa riduzione».

La filiera e l’impegno dell’industria

«In Italia l’ecosistema dell’idrogeno è ancora in una fase iniziale di sviluppo, così come in Europa. Tuttavia, l’impegno e l’interesse delle realtà italiane sulle tecnologie abilitanti è in forte crescita e decisamente di alto livello». Prosegue così nella sua testimonianza Luca Rofi di Ansaldo Green Tech «Un interessante riscontro è la partecipazione ai bandi del PNRR, il bando per la ricerca rivolto alle imprese (investimento M2C2 - 3.5), ad esempio, ha visto la selezione di 15 progetti a fronte di oltre 50 proposte con tematiche che spaziavano dalla produzione di idrogeno, alle tecnologie di stoccaggio, includendo le celle a combustibile e temi legati alle infrastrutture intelligenti.

Il bando Hydrogen Valley (Investimento M2C2 – 2.3) ha visto la partecipazione in tutte le regioni di proposte progettuali con una previsione in termini di capacità di elettrolisi installata che supererà i 100MW. Per quanto riguarda gli utilizzatori anche qui la presenza di realtà italiane è tutt’altro che trascurabile. La prima wave, denominata Hy2Tech, del progetto IPCEI oltre a noi e DeNora impegnate sul fronte della produzione di elettrolizzatori». Sempre Rofi continua «La spinta alla costruzione di un ecosistema virtuoso a livello europeo non è certamente da meno. Giusto per dare un’idea, il Clean Hydrogen Report di quest’anno (documento elaborato da Hydrogen Europe) riporta per il 2023 un consumo di idrogeno rinnovabile superiore a 270mila tonnellate annue nel 2023 che si prevede arrivino a superare i 3 milioni del 2027,con l’impiego in settori quali produzione acciaio, ammoniaca, raffineria in primis e a seguire produzione di metanolo, e-fuels e riscaldamento industriale».

L’iniezione di idrogeno nelle tradizionali reti gas presenta varie problematiche che non possono
essere sottovalutate, le aziende gas devono essere messe nelle condizioni di avere un quadro
completo e poter operare in completa sicurezza. Il PNRR ha comunque previsto investimenti
importanti che, se ben sfruttati, potranno sicuramente agevolare l’apertura di questo mercato.

Rossella Mimmi, sustainability and renewable energy manager di Emerson

Enrico D’Angelo, presidente e CEO di Erredue, che progetta e realizza generatori di idrogeno si aspetta che «La spinta che riceveremo dal PNRR servirà a dare un contributo a chi produce idrogeno, perchè al momento questa fonte energetica è ancora troppo costosa. Servono obbligatoriamente dei contributi che lancino questo settore, ormai attivo e dinamico, verso il quale c’è tanto interesse. Ci sono molte iniziative, temi aperti e speriamo che si arrivi ad un punto. Ora stiamo investendo molte delle nostre risorse nella ricerca, sempre importante, ma servono poi concrete occasioni di mercato».

Della stessa opinione anche Perini Simone, Relazioni Istituzionali di Enapter «I fondi del PNRR dedicati sia allo sviluppo tecnologico dei generatori di idrogeno verde, sia all’incentivazione dell’uso di questo gas in settori industriali, aiuteranno sicuramente almeno ad introdurre l’utilizzo dell’idrogeno verde in alcuni settori industriali (ad esempio nei settori hard-to-abate) ad integrazione o sostituzione di alcuni combustibili fossili.

Serviranno ad iniziare una decarbonizzazione dei processi, ma il resto del lavoro dovrà essere fatto dal miglioramento tecnologico orientato alla riduzione del costo totale di gestione degli impianti, dal necessario grande e continuo sviluppo che dovranno avere le rinnovabili in termini di energia prodotta e da un’infrastruttura per la distribuzione che possa diffondere l’uso dell’idrogeno in modo sempre più capillare. Senza questi fattori, questo ecosistema non può definirsi tale».

Il problema normativo

Un altro punto da tenere in forte considerazione sono le normative. Secondo Rossella Mimmi, sustainability and renewable energy manager di Emerson «L'Italia come spesso succede nel mondo del gas naturale, è all’avanguardia nello sviluppo di queste nuove soluzioni. Come abbiamo potuto constatare nel progetto sperimentale avviato da InRete per la rete di Castelfranco Emilia, tante aziende nella filiera si sono già attrezzate per poter sostituire il gas naturale con miscele di idrogeno a percentuali più o meno elevate. A livello europeo altre nazioni si stanno attrezzando, ad esempio la Francia, la Germania e la Spagna con diversi progetti pilota interessanti.

L’Europa è sicuramente vista come un punto di riferimento a cui anche le altre nazioni si ispireranno, sia in termini normativi sia per lo sviluppo tecnologico».
Anche per Perini questo è un aspetto su cui c’è ancora strada da fare «Il quadro normativo italiano che regola la produzione, il funzionamento e l’allacciamento dell’idrogeno è piuttosto frammentato e spesso questo si è rivelato un ostacolo allo sviluppo di nuovi progetti. Ad esempio, sebbene il processo di autorizzazione relativo alla produzione e allo stoccaggio dell’idrogeno sia stabilito a livello nazionale, le autorità pubbliche locali possono richiedere requisiti diversi per quanto riguarda l’uso del territorio. Questa divergenza può portare all’incertezza in termini di finanziamento e tempistica dei progetti. Un’altra questione rilevante è la mancanza di una
chiara distinzione, in termini di procedure di autorizzazione, tra la produzione di idrogeno per uso industriale, ottenuto tramite processo di reforming e la produzione di idrogeno verde ottenuto attraverso il processo di elettrolisi». Prosegue sempre Perini «Le autorità ambientali italiane non fanno distinzioni
tra questi due processi con il risultato di imporre lo stesso livello di restrizioni anche se l’elettrolisi è più simile a una reazione elettrica che a un processo chimico come il reforming. Pertanto, una legislazione specifica per la produzione di idrogeno mediante elettrolisi è altamente auspicabile per
semplificare la procedura di autorizzazione e incoraggiare gli investimenti in questo settore a basse emissioni di carbonio».

Un’altra questione rilevante è la mancanza di una chiara distinzione, in termini di procedure di autorizzazione, tra la produzione di idrogeno per uso industriale, ottenuto tramite processo di reforming e la produzione di idrogeno verde ottenuto attraverso il processo di elettrolisi. Le autorità ambientali italiane non fanno distinzioni tra questi due processi.

Perini Simone, Relazioni Istituzionali di Enapter

Inoltre la questione normativa non può essere considerata solo formale perché l'idrogeno per essere considerato rinnovabile deve soddisfare 4 precisi requisiti: l'impronta carbonica deve essere inferiore ai 3,3kg di CO2 per ogni kg di idrogeno prodotto; deve essere prodotto da fonti rinnovabili addizionali
rispetto all’installato esistente (principio di addizionalità); deve essere prodotto entro un’ora dal momento in cui è stata generata l’energia rinnovabile (principio di contemporaneità) e con la deroga fino al 2027 l’idrogeno prodotto può essere generato entro un mese; inoltre il luogo di produzione di idrogeno e la fonte di energia rinnovabile devono essere
collegate alla stessa zona di offerta (principio di correlazione geografica).

L’Italia, così come la Svezia, è suddivisa in più zone di mercato e, ad esempio, un elettrolizzatore installato in Lombardia non potrebbe essere alimentato da una fonte rinnovabile installata in Puglia. Questa definizione di idrogeno rinnovabile da un lato pone chiarezza su quello che può o non può essere considerato come tale, dall’altro rischia di limitare fortemente la diffusione
di un prodotto che oggi non è competitivo rispetto all’idrogeno grigio, ossia quello di derivazione fossile. «Sicuramente il contesto normativo» prosegue Mimmi «si sta sviluppando più lentamente della tecnologia. In Italia, come
nel resto dell’Europa, non è ancora stata completata una normativa di riferimento che regoli l’iniezione di idrogeno nelle reti di trasporto e distribuzione del gas. Nel frattempo, per ottimizzare i tempi, abbiamo comunque proceduto utilizzando l’esperienza maturata nell’ambito del gas e cercando partner di fiducia con cui sviluppare soluzioni innovative».

Un futuro da chiarire

La posizione del gruppo Cannon è di interesse, come evidenzia Maurizio Corti Direttore della R&D del Gruppo «l'impressione che io e Volpato (CEO di Cannon) abbiamo avuto, è la stessa che abbiamo avuto quando eravamo all'inizio dei materiali compositi. C'è interesse, ma il mercato deve ancora arrivare e la svolta arriverà quando ci si impegnerà a sostenere il settore. Considerando 2€ il costo dei carburanti fossili per unità di potenza, quello dell'idrogeno è 7 o 5 euro, in prospettiva rimane divario importante».

«Anzitutto ci dev’essere un’estrema chiarezza» conclude Mimmi «sulle iniziative green e sugli obiettivi che si pongono, che devono essere specifici e raggiungibili. A questo devono seguire investimenti mirati e incentivi dei governi per poter realizzare impianti pilota che testino le varie apparecchiature e tecnologie che si stanno studiando. L’iniezione di idrogeno
nelle tradizionali reti gas presenta varie problematiche che non possono essere sottovalutate, le aziende gas devono essere messe nelle condizioni di avere un quadro completo e poter operare in completa sicurezza. Il PNRR ha comunque previsto investimenti importanti che, se ben sfruttati, potranno sicuramente agevolare l’apertura di questo mercato». Anche per Enrico D’Angelo, di Erredue il futuro va in questa direzione «Ci sono molte iniziative, molti temi aperti e molti progetti e speriamo che si arrivi finalmente in un punto di svolta perché per ora l’idrogeno viene sfruttato maggiormente a livello industriale, ma c’è margine di miglioramento anche per il residenziale. Però è inutile addizionarlo all’1% o in basse percentuali al gas immesso in rete. Dobbiamo arrivare almeno fino al 20%, lavorando sulle reti già presenti e si, fare i cambiamenti necessari. L’idrogeno è una molecola molto piccola, si insinua in microfessure, oltre alle altre problematicità che presenta. Dobbiamo lavorare sui materiali, sulla messa in rete, sulle norme, ma è questa la strada giusta. Il futuro dei costruttori di elettrolizzatori non potrà prescindere da forti investimenti nel settore R&S al fine di costruire impianti sempre più efficienti e performanti con l’obiettivo di ridurre i costi di produzione ed incrementare le prestazioni».

Conclude Favero, Direttore Generale Baxi «Siamo entusiasti dei risultati ottenuti finora e ottimisti: la fase di sperimentazione sta volgendo al termine e il nostro obiettivo è la diffusione di massa non appena infrastrutture e normativa lo consentiranno. I risultati stanno dunque iniziando a premiare gli
anni di studio (fin dal 2016), investimenti e impegno. Dopo i primi test avviati tra il 2017 e il 2018 e la prima installazione pilota a Rozenburg (Olanda) avvenuta nel 2019, le caldaie a idrogeno sono state installate anche in Inghilterra, Francia e Germania. In Italia, purtroppo, mancano ancora le infrastrutture per il loro utilizzo, ma è solo questione di tempo: stiamo avviando i primi progetti pilota per portare questa tecnologia anche nel nostro paese. Siamo tuttavia certi che l’idrogeno sia una delle soluzioni per la decarbonizzazione, destinata ad affermarsi nei più svariati campi applicativi».

Toyota e il mondo dell’idrogeno

La corsa alla decarbonizzazione vede Toyota impegnata su più fronti, uno dei più importanti è quello dei carrelli elevatori. Vi è un incremento della produttività dal momento che il rifornimento, che vale 8 ore di autonomia,
avviene in 2-3 minuti. Inoltre non rilascia inquinanti nel luogo dove è utilizzato, permette di immagazzinare e utilizzare energia elettrica verde prodotta localmente anziché venderla.

Dal punto di vista dei clienti risolve la preoccupazione per la carenza di elettricità nel futuro. L'elettrificazione dei veicoli a combustione interna procede rapidamente mentre la capacità della rete è limitata e l'idrogeno
rappresenta un modo per garantire la crescita e la continuità dell'attività. La tariffazione dell'elettricità si basa, inoltre, sui picchi di potenza: la ricarica delle flotte agli ioni di litio causa grandi picchi, ma l'idrogeno nei carrelli elevatori può rappresentare un modo per compensare questi problemi. I clienti guardano poi ad altri veicoli per decarbonizzarsi con l'idrogeno. Al momento non è possibile far funzionare camion e auto diesel con le batterie, quindi la logistica interna potrebbe essere il punto di contatto per la messa a punto di un’infrastruttura da utilizzare più avanti per i veicoli pesanti (contigui anche dal punto di vista logistico).