USI RESIDENZIALI INDUSTRIALI E FEEDSTOCK
Scopo della presente sezione è l’analisi delle tematiche specifiche legate all’uso in ambito residenziale, commerciale e industriale dell’idrogeno. I temi per il residenziale si concentreranno sui vari usi del vettore H2 all’interno dell’ambiente domestico e/o condominiale quali: produzione di calore, accumulo energetico, cogenerazione, etc. Tali temi comprendono anche la produzione on site residenziale e l’installazione di sistemi residenziali Power-to-Power, o cogenerativi basati su celle a combustibile.
I temi per il settore industriale spazieranno dall’uso dell’idrogeno per calore di processo (anche per altissime temperature), usato in molti settori industriali (vetrerie, acciaierie, etc.), all’uso come reagente chimico riducente, per la sintesi di importanti intermedi chimici (polimeri, e raffinerie) oppure per la produzione di materie prime (ammoniaca, metanolo, etc.). Questo settore di filiera include anche il tema della produzione elettrica da idrogeno.
GREEN H2 PER DECARBONIZZAZIONE DEI PROCESSI INDUSTRIALI
H2 come agente del processo industriale stesso, per ottenere la decarbonizzazione del processo e del/i prodotto/i finale/i. L’analisi evidenzia quindi l’esigenza di concentrare le azioni in favore della promozione dell’uso dell’idrogeno “verde” prodotto da fonti energetiche rinnovabili o con sequestro e confinamento della CO2 nel caso venga prodotto da fonti fossili (CCS).
- • Green H2 per decarbonizzazione processi di raffineria
- • Green H2 per decarbonizzazione processi industriali: produzione acciaio, produzione vetro, costruzioni
- • Green H2 per decarbonizzazione e produzione di prodotti chimici: ammoniaca, metanolo, combustibili sintetici (gas, liquidi), FT products
- • Green H2 per decarbonizzazione altri utilizzi: industria alimentare
GREEN H2 PER FORNITURA ENERGETICA NEI SETTORI INDUSTRIALE, COMMERCIALE, RESIDENZIALE
H2 è considerato come il combustibile green che alimenta il carico finale (che sia industriale, commerciale o residenziale) o che agevola la copertura del carico da parte delle fonti rinnovabili.
- H2/H2 blends per produzione energia in settore Industriale (potenza, calore, CHP)
- H2/H2 blends per produzione energia in settore Residenziale (potenza, calore, CHP)
- H2/H2 blends per produzione energia in settore Commerciale (potenza, calore, CHP)
GREEN H2 COME ELEMENTO DI ACCUMULO ENERGETICO
Utilizzo del green H2 come elemento di accumulo energetico per sistemi di accumulo locale di energie rinnovabili, definiti come Power-to-Power. Lo sviluppo del tema PTP mette in luce le potenzialità/criticità dell’uso dell’idrogeno per accumulare gli eccessi di produzione da fonte energetica rinnovabile (FER) prodotta in loco, ed il suo successivo utilizzo nei momenti di maggiore necessità da parte della struttura per produrre elettricità e calore (quando consentito dalla tecnologia installata).
• Power-to-Power per utilizzo residenziale, commerciale, industriale
GREEN H2 PER DECARBONIZZAZIONE DEI PROCESSI DI RAFFINERIA
PRIORITÀ 1 – Azioni di supporto a progetti su produzione idrogeno in grande scala
Azioni volte al raggiungimento della piena maturità tecnologica per le tecnologie di produzione dell’idrogeno. Gli investimenti attuali devono indirizzare il mercato a dare garanzia di capacità produttiva di elettrolizzatori, abbassandone il costo specifico e garantendo tempi di consegna sostenibili. Si propone di utilizzare fondi strutturali per la definizione di una “Green Deal Call” italiana in sinergia e in linea con le call europee sul tema.
POLICY 6.1 – Azioni progettuali per abilitare la filiera nazionale di manifattura elettrolizzatori a iniziative di grande scala e pianificazioni di azioni normative, fiscali e di incentivazione per sviluppo e industrializzazione.
PRIORITÀ 2 – Creazione di “transition super labs”
Diffidenza nel modificare abitudini tecnologiche (well proven in use) a fronte di radicali cambiamenti tecnologici: l’innovazione dovrà essere ragionevolmente graduale e in prima fase come integrazione ai sistemi esistenti, fino a dimostrarne la funzionalità e convenienza in tempi lunghi. La decarbonizzazione e la conseguente modifica dei sistemi di raffineria possono portare a contrazione del numero dei posti di lavoro disponibili nell’industria specifica. Una compensazione potrà venire dalla creazione di hub idrogeno all’intorno dei siti stessi. Un piano industriale “olistico” quindi necessario per mitigare il possibile impatto sociale della transizione.
POLICY 6.2 – Creazione di “Transition super labs” attraverso l’incentivazione della trasformazione/riconversione di siti produttivi con innesto di tecnologie “Green Hydrogen”.
GREEN H2 PER DECARBONIZZAZIONE PROCESSI INDUSTRIALI: PRODUZIONE ACCIAIO, PRODUZIONE VETRO, COSTRUZIONI
PRIORITÀ 3 – Valorizzare prodotti finali green con certificazione d’origine sui feedstock “riportata” a valle del processo
L’attuale mercato non premia i prodotti a basse/zero emissioni di CO2, è necessario quindi;
POLICY 6.3 – Applicare policy specifiche sui prodotti finali di filiere industriali (e.g. acciai, vetri, cementi) realizzati con bassa produzione di emissioni di CO2, applicando una metodologia di certificazione d’origine sui feedstock industriali.
PRIORITÀ 4 – Sostenere la ricerca aziendale (e.g. Forni DRI per acciaio con H2)
I processi esistenti a basse emissioni (es. cementifici con cattura CO2, uso H2 nei processi e/o nella produzione di calore) sono a uno stadio di sviluppo non consolidato. Il supporto per lo sviluppo di progetti pilota (HYBRIT1 ) risulta necessario alla definizione degli investimenti e all’integrazione di questa tecnologia nel tessuto produttivo esistente in EU.
PRIORITÀ 5 – Ampliare settori industriali di applicazione ETS o altra forma di controllo/riduzione emissioni
Manca una spinta incentivante all’implementazione di procedimenti innovativi, come ad esempio un impulso agli end users che volessero investire per ritorno d’immagine e/o green vision aziendale).
POLICY 6.4 – Applicare schemi di Emission Trading Systems – ETS o altra forma di controllo o riduzione delle emissioni a settori industriali più ampi
PRIORITÀ 6 – Sviluppo di una piattaforma per tracciare l’idrogeno a basse emissioni sulla base di certifhy
I costi dell’idrogeno (soprattutto se green) sono troppo elevati per competere con il gas naturale laddove è possibile la semplice sostituzione (e.g. produzione calore). Occorrerebbe favorire la diffusione delle Garanzie di Origine quale strumento di valorizzazione ulteriore degli attributi ambientali dell’idrogeno rinnovabile e a basso contenuto di carbonio. In tale contesto, si segnala che è in corso di revisione la normativa EN 16325 sulle GO, la quale definisce uno schema europeo che include anche i green gases (tra cui l’H2), che è richiamato dalla direttiva RED II che dovrà essere recepita dagli stati membri entro luglio 2021. Si ritiene quindi di primaria importanza considerare in primo
luogo lo schema EU (secondo quanto previsto nella EN 16325 e RED II).
POLICY 6.5 – Riportare su scala nazionale lo schema europeo sulle Garanzie d’Origine dell’idrogeno, secondo quanto previsto dalla EN 16325 e Direttiva EU RED II.
PRIORITÀ 7 – Inserire una valorizzazione dei “materiali a basse emissioni” nella valutazione degli edifici, oltre che le performance dell’edificio finale
POLICY 6.6 – Favorire schemi di certificazione sugli edifici che valorizzino i Materiali a Basse Emissioni oltre che la performance energetica dell’edifico finale.
GREEN H2 PER DECARBONIZZAZIONE PRODUZIONE CHEMICALS E PER DECARBONIZZAZIONE ALTRI UTILIZZI
PRIORITÀ 8 – Semplificazione di iter autorizzativi
Un iter autorizzativo indipendente dalla taglia di impianto e dal tipo di processo sfavorisce lo sviluppo di impianti di piccola taglia, quali per esempio quelli connessi al settore biogas.
POLICY 6.7 – Sviluppo di linee guida specifiche che distinguano per tipologia di processi di produzione e per scala di impianto, definizione di requisiti adeguati e snellimento delle procedure autorizzative soprattutto per impianti di piccola taglia e con zero emissioni.
PRIORITÀ 9 – Standardizzazione di norme tecniche per uniformare gli aspetti impiantistici
Ad oggi l’unico riferimento tecnico è limitato agli impianti di distribuzione di idrogeno per autotrazione (DM del 23.10.2018). Manca la normativa di riferimento dedicata all’H2 (es. regole tecniche di prevenzione incendi, che potranno in futuro facilitare l’ottenimento dei titoli autorizzativi e uniformare le installazioni). La normativa sarà probabilmente sviluppata quando le tecnologie saranno più mature e diffuse sul territorio nazionale.
POLICY 6.8 – È necessario anticipare lo sviluppo di norme tecniche dedicate ad altri settori di produzione/handling di idrogeno, che permettano una progettazione di impianti uniforme e supportata da base legislativa
PRIORITÀ 10 – Certificazione e garanzia di origine dei prodotti chimici
Mancanza di un certificato verde per i prodotti chimici prodotti da green H2.
POLICY 6.10 – È necessario introdurre una certificazione e una garanzia di origine dei prodotti chimici (rinnovabili, a bassa emissione di CO2).
PRIORITÀ 11 -Tracciamento del CO2 footprint
Il basso costo della CO2 spinge poco a modificare feedstock (da H2 sporco ad H2 pulito o da CH4 ad H2). Tuttavia, si segnala che non è l’allocazione gratuita di EUA a mantenere competitivo il prezzo dei combustibili fossili (soprattutto quelli a alta emissione di CO2: carbone) ma altre motivazioni, quali l’eccesso di EUA in certificazioni. La riforma del sistema ETS mira principalmente a risolvere questa problematica: meccanismi per ridurre gli EUA in circolazione.
POLICY 6.11 – È necessario tracciare il CO2 footprint per abilitare prodotti chimici green.
PRIORITÀ 12 – Incentivazione/detassazione per acquisti di energia rinnovabile dedicata alla produzione di idrogeno
Mancanza di competitività rispetto alla produzione di chemicals da idrogeno prodotto da fonti fossili.
POLICY 6.12
- • Incentivazione/detassazione per aziende che acquistano energia rinnovabile per la produzione di idrogeno. Il premio dovrà essere legato alla quantità di CO2 risparmiata.
- • Dotazione di strumenti finanziari per l’acquisto di impianti per la generazione di idrogeno da filiera biologica (e.g. biogas).
PRIORITÀ 13 – Politiche a supporto dello sviluppo della filiera dell’idrogeno e del syngas rinnovabili
La Direttiva sulla promozione delle fonti rinnovabili (RECAST) dà mandato alla Commissione Europea di elaborare un quadro di regole sui gas rinnovabili di origine non biologica da emanare il 31 dicembre 2021.In particolare ad un impianto che converte energia elettrica prelevata dalla rete andrebbe:
- – riconosciuto all’idrogeno prodotto un contenuto rinnovabile calcolato a partire da ogni singola ora dell’anno solare in corso e dalla zona in cui il prelievo e la conversione si sono verificati;
- – riconosciuta la possibilità di conseguire il contenuto rinnovabile medio della zona di prelievo attraverso acquisto di Garanzie di Origine di energia elettrica rinnovabile prodotta nella stessa zona;
- – riconosciuta la possibilità di considerare pienamente rinnovabile l’energia elettrica prelevata in esito alla partecipazione del mercato di bilanciamento attivato per risolvere un problema di overgeneration;
- – riconosciuta la possibilità di emettere Garanzia di Origine per l’idrogeno prodotto o per il gas sintetico prodotto per metanazione di idrogeno e CO2 biogenica;
- – riconosciuta la possibilità di emettere Garanzia di Origine per l’idrogeno immesso nella rete del gas naturale.
- – riconosciuto un criterio di addizionalità previsto dalla RED II, secondo cui l’idrogeno rinnovabile deve essere prodotto a partire da nuove risorse di energia elettrica rinnovabile, che sia compatibile con le tempistiche di realizzazione degli impianti. Una difficoltà nel rispettare tale requisito sarà infatti rappresentata dal fatto che la realizzazione di risorse dedicate di impianti FER per la produzione di energia elettrica da convertire in idrogeno richiede tempi più lunghi di quelli necessari alla realizzazione degli elettrolizzatori, con il rischio che l’elettrolizzatore realizzato non possa per diverso tempo rispettare il criterio di addizionalità.
POLICY 6.13 – Occorre interloquire con le strutture tecniche del governo italiano affinché nelle direttive e nel quadro regolatorio siano presenti criteri che favoriscano lo sviluppo della filiera dell’idrogeno e del syngas rinnovabili
PRIORITÀ 14 – Sviluppo di normativa per trasporto dell’idrogeno in reti
CEN TC 234 “Gas Infrastructure” sta affrontando la tematica dell’immissione dell’Idrogeno nelle reti di gas naturale trasversalmente a tutti i WG, al fine di sopperire alla mancanza di normativa tecnica a riguardo. WG1 Gas Installation, WG2 Gas Supply Systems, WG3 Gas Transportation, WG4 Gas Underground Storage, WG5 Gas Measuring, WG6 Gas Pressure Regulation, WG7 Gas Compression, WG8 Industrial Piping, WG10 Service Lines, WG11 Gas Quality, WG12 Safety and Integrity management.
POLICY 6.14 – Sviluppare la Normativa europea per il trasporto dell’idrogeno con nuove pipeline e utilizzo delle infrastrutture esistenti del gas naturale per il trasporto di idrogeno e di miscele di gas naturale e idrogeno.
PRIORITÀ 15 – Stesura di norme europee nel settore alimentare per uso di H2 puro o miscelato con NG
Stesura di norme europee per le specifiche e l’idoneità all’utilizzo di gas H2 e H2-CH4. Aggiornare le norme europee esistenti specifiche per i prodotti del settore alimentare estendendo le prove necessarie all’inserimento di H2 come gas idoneo. Test volontari da parte di costruttori di apparecchi presso laboratori di terza parte che operano già con combustibili H2 o CH4-H2.
POLICY 6.15 – Aggiornare le norme europee esistenti specifiche per i prodotti del settore alimentare estendendo le prove necessarie all’inserimento di H2 come gas idoneo. Test volontari da parte di costruttori di apparecchi presso laboratori di terza parte che operano già con combustibili H2 o CH4-H2.
PRIORITÀ 16 – Rating emissivo di carbonio per idrogeno immesso in rete e consegnato a un operatore
Questo ha come conseguenza il doppio pagamento delle quote di CO2 emesse sia nella fase di produzione (blue e grey H2) che nella fase di consumo (non tiene conto della quota di H2 nel GN). In caso di produzione di blue H2 e grey H2 le emissioni di carbonio vengono allocate al produttore di tale idrogeno, che deve corrispondere un equivalente ammontare di EUA. L’idrogeno, anche di origine fossile, non emette carbonio nella fase di consumo. Il green H2 invece non emette CO2 neanche in fase di produzione. Ai fini della tracciabilità dell’idrogeno immesso in rete è quindi necessario prevedere oltre alle GO green H2 anche le GO blue H2 e le GO grey H2 (per il green hydrogen c’è il mandato EU della RED II, per il blue e grey hydrogen la scelta di includerli negli schemi delle GO è di competenza nazionale).
POLICY 6.16 – Prevedere entro il Monitoring and Reporting Regulation (Regolamento attuativo della Direttiva EU ETS), che l’idrogeno immesso in rete, e consegnato commercialmente ad un operatore tramite la rete del gas, riceva un rating emissivo di carbonio pari a zero.
H2/H2 BLENDS PER PRODUZIONE ENERGIA IN SETTORE INDUSTRIALE (POTENZA, CALORE, CHP)
PRIORITÀ 17 – Interventi a favore della produzione energetica nel settore industriale
POLICY 6.17 – Eliminare gli oneri di sistema del costo dell’energia elettrica prelevata dalla rete, in particolare quando l’impianto PTG opera prelevando energia elettrica da overgeneration (congestione sull’infrastruttura elettrica).
POLICY 6.18 – Semplificazione e velocizzazione dell’iter autorizzativo, in particolare considerando l’installazione di impianti da FER in aree marginali e da riqualificare (es. SIN – Siti d’Interesse Nazionale).
POLICY 6.19 – Favorire lo sviluppo di una logistica di trasporto e distribuzione dell’idrogeno sul territorio nazionale, in grado di garantire l’accesso al servizio da parte degli utilizzatori di H2, sfruttando la capillare infrastruttura del gas già esistente (inizialmente per blends NG/H2, poi via via verso trasporto di H2 in frazioni molari crescenti), senza importanti costi addizionali per il sistema Paese.
POLICY 6.20 – Incentivare la filiera nazionale della tecnologia di produzione di H2 (elettrolisi, altri processi innovativi)
POLICY 6.21 – Abbassare il costo del lavoro nei settori green e dei settori strategici che contribuiscono allo sviluppo industriale del Paese con incentivo alla R&S&I dei settori green.
POLICY 6.22 – Necessità di stabilire parametri di qualità che consentano l’utilizzo di miscele più ricche di idrogeno confrontandosi con i produttori di gas appliance per verificare il parco apparecchiature esistenti.
BLENDS PER PRODUZIONE ENERGIA IN SETTORE RESIDENZIALE (POTENZA, CALORE, CHP) e PER PRODUZIONE ENERGIA IN SETTORE COMMERCIALE (POTENZA, CALORE, CHP)
PRIORITÀ 18 – Ecobonus o superbonus per sistemi fuel cell
Risulta opportuno segnalare agli enti e agenzie competenti (es. MiSE, ENEA, …) la difficile applicabilità dei vantaggi fiscali dati dall’Ecobonus per l’installazione di sistemi cogenerativi a fuel cell a emissioni zero. Tramite le detrazioni fiscali 65% contenute nell’ECOBONUS si ha a disposizione uno strumento che sulla carta promuove la tecnologia ma che in realtà non è spendibile. Allo stato attuale, infatti, in assenza dei decreti attuativi, a meno di un’assunzione di responsabilità notevole e rischiosa, nessuno può garantire di poter beneficiare del 65% con un cogeneratore (a meno che non si esegua la mera sostituzione di un’unità esistente, ma questo limita pesantemente l’utilizzabilità di questa misura). Occorre chiarire il concetto di “sostituzione dell’impianto termico esistente”. La sostituzione del generatore, infatti, può essere anche funzionale, non necessariamente fisica. Esistono realtà che assicurano all’utente finale di poter beneficiare delle detrazioni fiscali 65% installando un micro-cogeneratore in sostituzione, totale o parziale, dell’impianto esistente (caldaia, pompa di calore, etc..). Le proposte di cui sopra non sono caratterizzate dalle soluzioni tecnologiche basate su FC.
POLICY 6.23 – Chiarimento, almeno nel transitorio, della possibilità di accedere all’ECOBONUS anche per un intervento di sostituzione funzionale e non fisica di un generatore esistente.
PRIORITÀ 19 – Microgeneratori a FC: specificità e iter autorizzatorio
Al Senato la commissione 10^ Industria ha espresso parere favorevole a numerose osservazioni al RECEPIMENTO DIRETTIVA EED 2 tra cui
– si chiede al Governo di valutare l’introduzione della mCHP nel Conto Termico;
– si chiede al Governo di prevedere che il GSE si confronti con le associazioni di categoria di riferimento, al fine di identificare gli attuali ostacoli che limitano la diffusione della cogenerazione ad alto rendimento e le più efficaci azioni correttive.
POLICY 6.24 – Inserimento dei micro-cogeneratori FC nelle Comunità Energetiche e semplificazione delle autorizzazioni all’esercizio di un mCHP.
PRIORITÀ 20 – Certificati bianchi
A inizio anno il GSE ha pubblicato alcuni chiarimenti operativi per la Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR). Si indica che per le unità di cogenerazione che recuperano anche il calore latente dai fumi, quindi più efficienti, è necessario calcolare i rendimenti degli impianti utilizzando il potere calorifico superiore del combustibile. Ovviamente, se non meglio chiarito o specificato, questo genera delle incongruenze nel calcolo dei Certificati Bianchi. Risultano temi di particolare rilevanza:
– La fiscalità, la semplificazione dei permessi, la connessione alla rete elettrica e la qualifica CAR;
– Incentivazione biometano da utilizzare con mCHP;
– Revisione Sistemi Efficienti di Utenza SEU,
– Produzione elettrica distribuita e Comunità Energetiche;
– Schema di incentivazione alla rottamazione degli impianti termici non più compatibili con le vigenti disposizioni normative sulle emissioni;
– CEI 0-21 E CEI 0-16;
– Rapporto con valutazione del potenziale nominale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento.
POLICY 6.25 – Avviare il confronto con GSE e MISE sulla tematica dei certificati bianchi.
PRIORITÀ 21 – Favorire lo sviluppo di apparecchi idonei all’uso di blend NG+H2 o H2 puro
– Test volontari da parte di costruttori di caldaie presso laboratori di terza parte che operano già con combustibili H2 o CH4-H2;
– Stesura di specifiche “analisi dei rischi” su utilizzo di H2 come combustibile sia per laboratori di prova e laboratori di ricerca e sviluppo dei costruttori;
– Stesura di norme europee per le specifiche e l’idoneità all’utilizzo di gas H2 e H2-CH4;
– Aggiornare le norme europee esistenti specifiche per i prodotti del settore food estendo le prove necessarie all’inserimento di H2 come gas idoneo;
– Valutazione della bozza della linea guida BSI “PAS4444” sull’utilizzo di bruciatori funzionanti al 100% di H2.
POLICY 6.26 – Incentivare la ricerca e sviluppo e immissione nel mercato da parte dei costruttori di apparecchi idonei in ambito residenziale/commerciale all’utilizzo del gas combustibile NG e H2 o H2 puro.
POWER-TO-POWER PER UTILIZZO RESIDENZIALE, COMMERCIALE, INDUSTRIALE
PRIORITÀ 22 – Sviluppo di norme tecniche per sistemi di accumulo a idrogeno con ptp
C’è una assoluta mancanza di normativa tecnica di installazione in ambiente non industriale. Il sistema di generazione, accumulo e ri-trasformazione in energia elettrica dell’energia rinnovabile utilizzando l’idrogeno è da considerarsi una unica macchina composta da diversi elementi da installare in ambienti domestici e non industriali. Si propone di definire una normativa tecnica specifica sull’idrogeno non attraverso un adeguamento delle norme vigenti per l’utilizzo di gas naturale in ambito non industriale.
POLICY 6.27 – Si propone di definire, attraverso opportuni enti, una norma tecnica di installazione specifica di sistemi di accumulo dell’energia che utilizzano l’idrogeno come veicolo energetico PTP.
PRIORITÀ 23 – Norma per installazione di sistemi di accumulo idrogeno in ambito non industriale
La norma dovrà essere chiara e condivisa da tutti gli organismi istituzionali che dovranno rilasciare relativi permessi di installazione. Il sistema di accumulo dell’energia utilizzando l’idrogeno è il serbatoio, ge neralmente, ma non solo, in stato gassoso e in pressione. Manca una norma specifica per l’installazione dei serbatoi di idrogeno in ambiti non industriali.
POLICY 6.28 – Si propone di definire, attraverso opportuni enti, una norma che regolamenti l’installazione dei serbatoi di accumulo dell’idrogeno in ambito non industriale.
PRIORITÀ 24 – Supporto ai sistemi PTP a idrogeno con politiche e schemi di incentivazione
Visto l’attuale costo elevato di sistemi PTP, ad uso non industriale, anche dovuto alla mancanza di stimoli all’industrializzazione in massa, sono necessari incentivi e agevolazioni finanziarie per chi installa tali sistemi e per le imprese che intendano industrializzare il prodotto
POLICY 6.29 – Si propone di stimolare il governo a sviluppare una politica energetica a breve, medio e lungo termine, che contempli anche i sistemi di recupero dell’energia rinnovabile non utilizzata con tecnologie ad idrogeno, con opportuni e proporzionali supporti di incentivazione per gli utenti non industriali, e finanziamenti, anche a fondo perduto, per le aziende che industrializzeranno il prodotto
PRIORITÀ 25 – Interfacciamento dei sistemi PTP con la rete elettrica nazionale
I sistemi ad idrogeno PTP possono dare un notevole contributo alla stabilità della rete, anche quando ci sono tanti piccoli sistemi installati in ambiti non industriali. Perché tutti questi sistemi possano dare un contributo positivo significativo alla rete, c’è bisogno di una regolamentazione sinergica tra gestori dell’energia e utenze.
POLICY 6.30 – C’è la necessità di istituire un tavolo di discussione tra gestori rete elettrica e rappresentanza delle utenze non industriali (domestiche, commerciali, artigianali, ecc.) al fine di produrre un documento operativo che regolamenti le modalità che i sistemi PTP dovranno avere per interfacciarsi in modo attivo e di reciproca utilità e convenienza con la rete elettrica nazionale.
PRIORITÀ 26 – Supporto alla comunicazione sull’uso corretto dei sistemi di accumulo idrogeno
L’opinione pubblica ha la percezione che l’idrogeno sia un gas pericoloso. C’è la mancanza di comunicazione e informazione sui rischi dell’utilizzo dell’idrogeno come veicolo energetico e un’errata comunicazione sulla sostenibilità delle batterie, costruzione, smaltimento, limiti di utilizzo, pericolosità.
POLICY 6.31 – Si propone una campagna informativa corretta sull’utilizzo di sistemi di accumulo dell’energia rinnovabile in ambito non industriale e per una corretta informazione sulla pericolosità dell’idrogeno.
Vedi altri elementi della FILIERA IDROGENO – Fonte @reportH2IT
Progetto Italiano per un economia dell’idrogeno
IDROGENO NEGLI EDIFICI
Le celle a combustibile fisse sono unità che forniscono elettricità (e talvolta calore) ma non sono progettate per essere spostate. Questi includono cogenerazione (CHP), sistemi di continuità (UPS) e unità di alimentazione primaria.
