Idrogeno grigio, blu e verde, un confronto sui costi di produzione attuali

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Se le dinamiche che riguardano i costi di produzione presenti e futuri dell’idrogeno grigio e blu sono chiare, più articolato è il calcolo che riguarda l’idrogeno verde. Ogni colore dell’idrogeno ha i suoi “se” e i suoi “però”, in particolare sul lungo termine. Dalle stime che oggi si possono effettuare si possono trarre diverse conclusioni, generali e per l’Italia. In particolare, sarebbe molto costoso e senza alcuna certezza di ricadute sull’industria nazionale perseguire obiettivi di produzione di idrogeno verde di breve periodo tramite incentivi. È invece di fondamentale importanza recuperare lo svantaggio competitivo che attualmente ci separa da Germania e Francia, puntando sull’idrogeno blu oltre che sul verde. A tal fine, è necessario investire in progetti pilota della taglia necessaria e sufficiente a favorire l’aggregazione delle competenze oggi diffuse tra centri di ricerca ed industria.

[Prima parte]

Presentata la tavolozza e le evoluzioni che la strategia europea delinea per il futuro, vediamo quali sono oggi e come potrebbero evolvere i costi di produzione, in particolare in Italia. Faremo qui riferimento ai “numeri” del già citato rapporto IEA “The future of hydrogen”, da cui attinge anche la strategia europea, ed a quelli della Strategic Research and Innovation Agenda della partnership europea Clean Hydrogen for Europe.

Quanto costano in Italia i colori dell’idrogeno?

Cominciamo dall’idrogeno grigio. Il suo costo di produzione dipende dal prezzo del metano, essendo lo steam reforming un procedimento del tutto maturo e diffuso nei paesi industrializzati, per il quale si può ritenere che i costi di impianto non varieranno in modo significativo in futuro. Al prezzo del metano europeo pre-COVID (13 €/MWh), il costo di produzione era circa 1 €/kg; con il prezzo del metano a 25 €/MWh, il costo sale a 1,5 €/kg.

Dal grigio al blu: costi d’impianto quasi doppi e minore efficienza, ma in futuro la differenza di costo si andrà a ridurre

Per l’idrogeno blu occorre aggiungere i costi per la cattura ed il sequestro della CO2, che fanno aumentare il costo di impianto (oggi a circa 1.500 €/kW-idrogeno contro 800 dell’impianto per l’idrogeno grigio) e calare l’efficienza (circa 69% contro 75-80% del grigio).

Secondo IEA, in futuro il costo di impianto potrebbe ulteriormente ridursi a 1.200 €/kW-idrogeno entro il 2030 e sino a 1.100 nel lungo periodo (>2040). Ai costi di impianto attuali, il costo di produzione dell’idrogeno blu è pari a quello dell’idrogeno grigio maggiorato di 0,5 €/kg; nel lungo periodo, la maggiorazione potrebbe scendere a 0,25 €/kg. Anche in questo caso, la variazione tra diversi paesi del costo di produzione dipende solo dal prezzo locale del metano, conservando le tecnologie impiegate le medesime caratteristiche di funzionamento, a patto naturalmente che venga individuato il sito idoneo per il sequestro della CO2.

Più articolato il calcolo del costo di produzione dell’idrogeno verde

Più articolato il calcolo del costo di produzione dell’idrogeno verde che dipende dal costo degli elettrolizzatori e delle altre componenti di impianto, dal costo dell’energia elettrica rinnovabile che li alimenta e dal fattore di carico (numero di ore annue alla potenza nominale equivalente), che impatta sull’ammortamento dell’impianto di produzione.

Consideriamo, per esempio, elettrolizzatori PEM (si veda la prima parte), con le caratteristiche tecniche ed economiche riportate nel rapporto IEA (pag. 44). Oggi l’efficienza di impianto è compresa tra il 56 e il 60% (facendo riferimento al potere calorifico inferiore dell’idrogeno prodotto; se invece si considera il potere calorifico superiore, il valore appare più alto, fa più effetto, ma il risultato finale ovviamente non cambia), pertanto per produrre 1 kg di idrogeno servono tra 60 e 55 kWh di energia elettrica. Il costo di impianto varia oggi tra 900 e 1.400 €/kWe, a seconda della taglia.

Prendendo per buona la previsione della strategia europea (più ottimista del rapporto IEA), entro il 2030 il costo di impianto dovrebbe ridursi a 450-1.000 €/kWe ed il rendimento aumentare a 63-68% (quindi per ogni kg di idrogeno occorrerebbero da 53 a 49 kWh). Nel lungo periodo, il costo dovrebbe ulteriormente scendere a 180-800 €/kWe ed il rendimento migliorare ancora sino al 67-74% (da 49 a 45 kWh per kg di idrogeno).

Se si producesse idrogeno in Italia da fotovoltaico o eolico offshore: stime ipotetiche dei costi

Per calcolare il costo di produzione in Italia, supponiamo che l’impianto sia alimentato da un parco fotovoltaico dedicato, localizzato in un’area ad elevato irraggiamento, con un fattore di carico del 16,5% (1.450 h) e costo di generazione di 45 €/MWh. In questa ipotesi, l’idrogeno verde italiano costerebbe oggi da 6 a 8,7 €/kg, a seconda della taglia dell’elettrolizzatore. Al 2030, ipotizzando che il fattore di carico aumenti al 17,7% (1.550 h), rimanendo invariato il costo di generazione, l’idrogeno costerebbe da 3,7 a 5,9 €/kg. Infine, nel lungo periodo, supponendo che il costo di generazione dell’elettricità fotovoltaica scenda a 35 €/MWh, ancora con fattore di carico del 17,7%, l’idrogeno costerebbe da 2,1 a 4,4 €/kg.

Per confronto, se l’elettrolizzatore fosse alimentato da un parco eolico offshore con fattore di carico del 45% (4.000 h) e costo di generazione di 50 €/MWh, come accade oggi nel mar del Nord, l’idrogeno costerebbe da 4 a 5,2 €/kg, mentre al 2030, ipotizzando un aumento del fattore di carico al 51% (4.500 h), a parità di costo di generazione del kWh elettrico, costerebbe da 3 a 3,9 €/kg. Nel lungo periodo, infine, con un fattore di carico del 57% (5.000 h) e costo di generazione di 40 €/MWh, il costo sarebbe compreso tra 2 e 2,8 €/kg.

L’idrogeno verde costerebbe comunque più di quello blu…

La figura riassume i risultati sin qui ottenuti. È importante rimarcare che se pure l’idrogeno verde fosse prodotto in condizioni più favorevoli a quelle disponibili in Italia, esso costerebbe certamente meno che in Italia, ma non meno dell’idrogeno blu che potrebbe essere prodotto in Italia.

…anche se alimentato da rete al 100% rinnovabile

Oltre che da generatori (eolici o solari) dedicati, l’elettrolizzatore potrebbe essere alimentato da rete, in uno scenario di lungo periodo con generazione elettrica completamente decarbonizzata, perciò con la possibilità di un elevato fattore di carico. In questo caso, anche considerando un fattore di carico del 95%, il costo di produzione dell’idrogeno sarebbe superiore al caso dell’alimentazione diretta. Infatti, se anche considerassimo un rendimento del 90% (come il rapporto IEA ipotizza per il lungo periodo per gli elettrolizzatori SOEC) sarebbe comunque necessario acquistare dalla rete 37 kWh per ogni kg di idrogeno, ad un prezzo che è difficile ipotizzare inferiore a 100 €/MWh. I costi di ammortamento e di manutenzione dell’impianto inciderebbero poco, in ragione dell’elevato fattore di carico, ed il costo di generazione dell’idrogeno sarebbe di 4 €/kg.

Infine, in uno scenario di lungo periodo completamente rinnovabile, nel quale si verificherebbero inevitabilmente numerose situazioni di eccesso di generazione, si potrebbe alimentare l’impianto di elettrolisi ancora da rete, ma con energia elettrica “tagliata” e quindi ritirata al prezzo dei soli oneri di trasmissione (più altri oneri eventualmente decisi dal regolatore). Analizzando gli scenari elettrici italiani 100% rinnovabile, si ricava che la potenza in eccesso (inutilizzata sia dai carichi veri e propri che dalle batterie) ha un andamento molto variabile, pertanto il fattore di carico dell’elettrolizzatore dipenderebbe dalla sua taglia e sarebbe compreso tra l’11% (taglia pari al picco della potenza in eccesso) ed il 20% (taglia pari al 20% del picco). Ipotizzando un prezzo dell’energia elettrica prelevata da rete di soli 50 €/MWh, nel migliore dei casi il costo di produzione dell’idrogeno sarebbe di 2,6 €/kg.

Conclusioni

Da quanto visto, possiamo trarre alcune conclusioni:

1. L’idrogeno potrebbe diventare nei prossimi 20-30 anni un vettore determinante per la decarbonizzazione di alcuni settori industriali ad elevata intensità energetica e per i trasporti pesanti e a lungo raggio.

2. L’idrogeno verde potrebbe diventare competitivo nel lungo periodo, dopo il 2040; prima di allora il suo costo di produzione sarà nettamente maggiore (in Italia sino a 8 volte) rispetto a quello dell’idrogeno grigio e blu, e soprattutto varierà in modo considerevole da regione a regione d’Europa, a seconda della disponibilità delle fonti rinnovabili.

Idrogeno blu potrebbe non soddisfare per intero la domanda

3. L’idrogeno blu, decarbonizzato al 90%, è anch’esso più costoso di quello grigio, ma la maggiorazione, dovuta ai costi di stoccaggio della CO2, è al massimo del 50%, perciò è e sarà ancora più competitivo di quello verde almeno sino al 2040 in tutta Europa, ma ancor più in Italia; tuttavia esso può essere prodotto solo se vi è la disponibilità di un serbatoio naturale sufficientemente capiente per lo stoccaggio della CO2 sequestrata o di processi industriali nei quali la stessa CO2venga riutilizzata; pertanto qualora nel lungo periodo la domanda fosse molto elevata, l’idrogeno blu non potrebbe soddisfarla per intero; d’altronde, nell’ipotesi di domanda molto elevata, c’è da attendersi che per le grandi economie di scala il costo di produzione dell’idrogeno verde possa essere minore delle migliori stime che qui abbiamo riportato e che quindi esso sostituisca progressivamente il blu senza shock di prezzo.

Sarebbero oggi prematuri e molto costosi incentivi all’idrogeno verde

4. Pertanto, fissare oggi in Italia obiettivi di produzione di idrogeno verde di breve periodo (ad esempio 2030), del tipo quota minima di blending con il metano nella rete nazionale o di impiego in alcuni settori industriali ecc., perseguendoli a mezzo di incentivi, in primo luogo sarebbe molto costoso; infatti, da quanto visto prima, promuovere in Italia la produzione di idrogeno verde nel decennio 2021-2030 significherebbe erogare incentivi, nella migliore delle ipotesi, compresi tra 5 e 3 €/kg, cioè valutare tra 600 e 350 €/ton la CO2evitata; se poi il legislatore decidesse di incentivare anche la produzione con piccoli impianti, allora l’incentivo dovrebbe essere compreso tra 7,7 e 5 €/kg e la CO2 evitata prezzata tra 850 e 550 €/ton. In secondo luogo, l’erogazione di incentivi così generosi attirerebbe legittimamente investitori di ogni tipo che userebbero le tecnologie disponibili sul mercato, a prescindere dalla provenienza, senza alcuna certezza di positive ricadute sull’industria italiana. Insomma, un film già visto!

Ridurre lo svantaggio competitivo favorendo la crescita di nuove filiere industriali nazionali

5. È fondamentale invece che il nostro Paese abbia un ruolo di primo piano nello sviluppo dell’industria dell’idrogeno decarbonizzato, sia blu che verde; oggi i principali produttori europei di elettrolizzatori sono in Germania e Francia: è comprensibile che i governi di quei Paesi spingano per far crescere in fretta il mercato dell’idrogeno verde, in modo da sfruttare il vantaggio competitivo della loro industria; in Italia sono invece presenti alcune realtà produttive medio piccole, attive con successo in settori di nicchia (ma che difficilmente riuscirebbero a colmare il gap in tempi rapidi, da sole) e diversi centri di ricerca di eccellenza; in questa fase e per i prossimi anni, in Italia è necessario investire (fondi pubblici e privati) in progetti pilota della taglia necessaria e sufficiente a favorire l’aggregazione delle competenze oggi diffuse tra centri di ricerca ed industria, in modo da perfezionare e dimostrare nuove tecnologie sia sul lato della produzione, trasporto e stoccaggio dell’idrogeno verde, sia sul lato dell’utilizzo dell’idrogeno di qualsiasi colore (incluso ad esempio un progetto pilota per la produzione di acciaio primario, del tipo dei due prototipi già avviati in Europa), che aiutino la crescita di nuove filiere industriali nazionali.

Puntare sulle competenze nazionali già consolidate

6. In parallelo, sarebbe opportuno favorire da subito la realizzazione di impianti per la produzione nazionale di idrogeno blu, il cui costo è nettamente più contenuto, sfruttando le ottime competenze offshore derivanti dal settore oil&gas; si potrebbe così soddisfare la domanda, che i cluster dovrebbero far crescere, con idrogeno blu di produzione nazionale, che sarebbe poi sostituito da quello verde, nel lungo periodo. Per rendere competitivo l’idrogeno blu con quello grigio, nei prossimi 20 anni sarebbe necessario un incentivo compreso tra 0,5 e 0,25 €/kg, più di 10 volte inferiore a quello necessario per l’idrogeno verde.

Per favorire la diffusione dell’idrogeno meglio partire da quello blu

7. Dalle anticipazioni apparse sugli organi di stampa, si evince che la strategia dell’idrogeno che il Governo italiano sta elaborando punterebbe ad incentivare la produzione e l’uso del solo idrogeno verde, in modo che nel 2030 ne siano prodotte in Italia da 300 a 700 mila tonnellate/anno, da destinare a vari usi industriali e nei trasporti. Da quanto visto sopra, un piano di questo genere richiederebbe, solo per rendere competitiva la produzione di idrogeno verde rispetto al grigio, incentivi che nei 10 anni ammonterebbero ad un totale ipotizzabile tra 8 e 18 mld di €. Se gli stessi obiettivi al 2030 fossero invece da perseguire con idrogeno blu, basterebbero nei 10 anni in tutto tra 0,56 e 1,3 mld di €. Nel secondo caso, con i miliardi risparmiati si potrebbero finanziare numerosi progetti pilota, di cui al punto 5, che rafforzerebbero il ruolo dell’industria nazionale e favorirebbero davvero la penetrazione dell’idrogeno in molti settori cruciali, inclusa la produzione di acciaio primario. (Fonte: rivisitaenergia)