PRODUZIONE
La produzione di idrogeno rappresenta una delle priorità di azione per la costituzione di una filiera che permetta lo scaling up delle applicazioni. È importante individuare in questo segmento di filiera in prima battuta le tecnologie più adatte alla produzione di idrogeno per i vari settori di intervento (e.g. elettrolisi, reforming del gas naturale). Nello scopo di questa analisi settoriale sull’ambito della produzione, trovano sede diverse argomenti tra cui la modalità di produzione stessa dell’idrogeno, legati alla fonte primaria, alla tipologia di produzione, centralizzata e distribuita, alla certificazione di origine e temi legati ai servizi, come il Power-to-Gas e il bilanciamento delle reti
Un punto importante per affrontare il tema legato alla produzione di idrogeno è rappresentato dal la classificazione delle varie tipologie di idroge no prodotto e delle varie modalità di produzione. Questi aspetti sono associati agli ambiti normativi e regolatori che possono intervenire nel contesto specifico e ne determinano le modalità stesse di intervento.
Qui di seguito si presenta una tabella che riassume le varie tipologie di idrogeno prodotto in relazione alle emissioni carboniche, oltreché ulteriori temi di interesse affrontati.
TEMI LEGATI ALL’EMISSIONE DI CO²
Idrogeno Green
Per idrogeno Verde si definisce l’idrogeno prodotto mediante processi con emissioni di CO2 molto basse, (nulle e Carbon Neutral). Tali processi possono essere:
• Elettrolisi da fonte esclusivamente
rinnovabile,
• Gassificazione/pirolisi di biomassa
Idrogeno Blu
L’idrogeno prodotto da combustibili fossili, ma con la cattura della CO2 emessa, rappresenta un importante tecnologia per la transizione alla produzione di idrogeno verde. I principali processi produttivi sono legati alla
produzione di idrogeno da fonti fossili accoppiati ad un impianto di cattura della CO2
Idrogeno grigio
L’idrogeno grigio è l’idrogeno prodotto esclusivamente da combustibili fossili o da vettori energetici provenienti da combustibili fossili. Tali processi producono forti emissioni di CO2 in atmosfera
TEMI LEGATI ALLA MODALITÀ DI PRODUZIONE
Produzione distribuita
La produzione distribuita di idrogeno considera l’istallazione di sistemi di medio-piccole dimensioni per la produzione di idrogeno, specialmente da sistemi elettrolitici. Questo paradigma di produzione fa uso di fonti rinnovabili più accessibili, eliminando alcuni passaggi come la tassazione e gli oneri di rete. L’idrogeno così prodotto si caratterizza per un costo dell’impianto più alto rispetto a quello relativo alla
modalità centralizzata e un’efficienza di conversione minore, ma permette tuttavia di abilitare tutta una serie di end user (prosumer).
Produzione centralizzata
La produzione centralizzata di idrogeno prevede l’installazione di macro-centrali capaci di produrre elevati quantitativi di H2 da trasportare e poi distribuire per le varie applicazioni. Il maggior vantaggio è il costo contenuto della produzione dato dalle maggiori efficienze dei sistemi di grandi dimensioni, e dall’economicità di altri sistemi produttivi come lo Steam Methane Reforming (SMR). Tuttavia, il costo della produzione in questo caso deve tenere conto anche dei costi di distribuzione e trasporto che a certe condizioni potrebbero mostrarsi superiori rispetto al caso precedente
TEMI LEGATI AI SERVIZI
Bilanciamento di rete
La produzione di H2 per elettrolisi può essere usata anche per fornire alla rete elettrica servizi di regolazione di frequenza e di risoluzione delle congestioni. Tale strumento rappresenterebbe un’ulteriore punto di flessibilità dell’operatore elettrico di trasporto. Sul medio termine sarà interessante valutare l’H2 come mezzo per garantire uno stoccaggio stagionale, che complementi le peculiarità delle principali tecnologie rinnovabili previste dal PNIEC, fotovoltaico ed eolico, le cui produzioni di energia sono dipendenti dal periodo dell’anno in cui vengono effettuate.
TEMI TRASVERSALI AL TAVOLO
Tracciabilità di Origine
La tracciabilità dell’idrogeno attraverso uno schema di Garanzie di Origine informa sia gli operatori commerciali che i consumatori degli attributi rilevanti dell’idrogeno prodotto, a partire dall’origine della fonte primaria utilizzata, rinnovabile o non rinnovabile, dalla tecnologia utilizzata, dallo schema di incentivazione riconosciuto, dalla infrastruttura logistica utilizzata per il suo convogliamento al mercato, permettendo a fornitori e consumatori una scelta consapevole. Il valore di mercato della Garanzia di Origine può costituire una ulteriore fonte di finanziamento dei progetti realizzativi di impianti produttivi di idrogeno.
Proposte migliorative e priorità d’azione
PRIORITÀ 1 – Tracciabilità e garanzia d’origine
La necessità di un sistema di tracciabilità e di garanzia d’origine risulta essere altamente prioritario al fine di supportare il settore idrogeno e garantire una reale decarbonizzazione del vettore. Lo schema di Garanzie di Origine serve propriamente a garantire al consumatore che ad una certa quantità di energia consumata corrisponde un’equivalente quantità di energia rinno vabile prodotta nel perimetro di validità dello schema delle garanzie d’origine
Questo tema va definito dall’apparato politico-legislativo che dovrebbe delineare un sistema di certificazione basato su Garanzie di Origine al fine di promuovere l’idrogeno rinnovabile. Inoltre, è di primaria importanza considerare l’aspetto dell’interazione dei diversi sistemi di certificazione ed in particolare della conseguente conversione delle garanzie. Infatti, essendo queste sviluppate sulla base delle peculiari caratteristiche del singolo oggetto che vanno a certificare, nel momento in cui vi è una conversione, ad esempio da elettricità a idrogeno (o viceversa), bi sogna accompagnare tale operazione con il trasfe rimento della garanzia dal registro d’origine a quello ricevente, assicurando la cancellazione delle Garanzie di Origine relative al consumo di elettricità rinnovabile necessario alla produzione di idrogeno e al contempo l’emissione di Garanzie di Origine di idrogeno rinnovabile per la quantità prodotta di tale vettore. Ciò al fine di mantenere uno stretto legame tra realtà del mercato dei diversi vettori energetici rinnovabili e quantità delle diverse tipologie di Garanzie di Origine emesse.
POLICY 1.1
Creare una tracciabilità della filiera idrogeno sul modello di CertifHy2
• Incorporare nella Garanzia di Origine il prezzo del valore ambientale dell’idrogeno, divenendo una fonte di finanziamento dei progetti, allineandosi allo schema EU (secondo quanto previsto nella EN 163253 e RED II).
• Ai fini della tracciabilità dell’idrogeno, creare un sistema di certificazione che riguardi tutte le tipologie del vettore,
(si potrebbe ipotizzare uno schema di certificazione che permetta di rintracciare tutte le fonti (rinnovabili e non).
La qualità dell’H2 è normata dalla ISO solo nel settore Automotive, negli altri settori non vi è alcuna norma; non è infatti definita per legge e va valutata la purezza minima, che non deve impattare sul costo dell’idrogeno prodotto, nei limiti degli usi finali.
POLICY 1.2
Valutare armonizzazione o approfondimento della normativa legata alla purezza per i vari usi finali dell’idrogeno.
• Vi è la necessità di integrazione di tecnologia di misura (per portata/qualità gas/odorizzazione ecc.) dell’idrogeno prodotto e nel caso in cui venisse iniettato in rete.
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 (Emission Unit Allowance). 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 1.3
Prevedere entro il Monitoring and Reporting Regulation (Regolamento attuativo della Direttiva EU ETS (Emission Trading System), 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
PRIORITÀ 2 – Impianti di produzione H2
Mediante processi di elettrolisi, la produzione di idrogeno verde è dettata dalla possibilità di approvvigionamento di energia elettrica da fonte rinnovabile. Attualmente, tale disponibilità proviene solo da overgeneration delle fonti rinnovabili e con limitata possibilità di trasporto. Se si osservano i tabulati GSE ed ARERA sui nodi di trasporto elettrico del sud Italia si osserva che c’è già un sistematico eccesso di produzione, soprattutto da eolico. Inoltre, visto l’obiettivo EU di giungere al 32% di quota di energia da fonti rinnovabili nei Consumi Finali Lordi di energia nel 2030 (30% in Italia), e l’annuncio dell’attuale Commissione Europea di revisione imminente di questi target con l’innalzamento delle quote obiettivo, il surplus di energia rinnovabile diventerà sempre più frequente (in particolare per eolico e fotovoltaico). Risulta quindi importante avviare a livello EU iniziative congiunte con associazioni rinnovabili per definire e promuovere piani di sviluppo di grandi impianti integrati FER-H2 anche in aree a maggiore densità energetica per utilizzare l’overgeneration elettrica ai fini della produzione di idrogeno. (eolico: mare del Nord, solare: Spagna, Italia, Grecia, e anche Nord Africa)
POLICY 1.4
• Avviare a livello EU iniziative per definire e promuovere piani di sviluppo di grandi impianti integrati FER-H2.
• Promuovere studi che confermino l’efficacia di un impianto “combinato” e migliorare la gestione del trasporto elettrico, in particolare sulle dorsali Sud-Nord, in modo da incrementare la distribuzione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili.
• Avviare progetti per la produzione rinnovabili a costi competitivi interamente dedicata alla produzione di green H2 (es. Nord Africa) e costruire piani di sviluppo di impianti creati ad hoc in simbiosi con sistemi ad idrogeno.
• Rafforzare e rendere di uso comune l’utilizzo di metodologie per analisi strategiche degli scenari di produzione di H2 da energia distribuita a supporto di ogni iniziativa sia dimostrativa che di early market.
PRIORITÀ 3 – Promuovere interfacciamento con le reti energetiche
I promotori di iniziative Power-To-Hydrogen sono generalmente stakeholders del settore gas, mentre i dati sono più facilmente accessibili ad operatori elettrici, che potrebbero privilegiare forme di stoccaggio elettrico. Un interfacciamento con ARERA e TERNA è essenziale dato che i termini di servizio per il bilanciamento di rete si contrattano e concordano con tali enti. Vanno poi divisi gli usi finali dell’idrogeno prodotto, se usato come “consumo di bilanciamento”, cioè l’idrogeno prodotto viene poi venduto sul mercato delle materie prime o su quello dei combustibili, tutti i costi sono a carico del GSE (e contribuiscono alle accise di rete) e poi si riceve anche un premio per il servizio (in questo caso è introducibile sul mercato con le normali tasse/accise per materia prima o combustibile), oppure se usato come “Power-to-Power” (PTP) o di “back-up power”, quindi l’idrogeno prodotto viene riutilizzato per produrre energia elettrica, tutti i costi saranno a carico del committente (GSE) e a questo si aggiunge un premio. Vale in questo caso la normativa di scambio sul posto.
POLICY 1.5
• Confronto ARERA e TERNA essenziale per definire i termini di servizio per il bilanciamento di rete e l’applicazione degli oneri di dispacciamento e trasporto sull’energia elettrica.
• Abilitare il PTG ai servizi del Mercato del Giorno Prima (MGP) e dei servizi di bilanciamento (MSD), convertendo
la quota di energia rinnovabile in green H2.
• Supportare i Case Studies e i Business Case dei sistemi PTG.
• Maggiore coinvolgimento degli operatori della rete elettrica sui progetti PTG.
• Revisione delle regole di mercato per partecipazione dei sistemi PTG e PTP al mercato del dispacciamento con parziale esonero dagli oneri di rete.
Altro aspetto è garantire il level playing field (migliori condizioni) tra i PPA (Power Purchasing Agreement) on site da fonti rinnovabili e i virtual PPA da fonti rinnovabili. La produzione on-site (sistema di produzione semplice o PPA on-site da fonte rinnovabile) beneficia di tutte le esenzioni previste dal TISSPC (Testo Integrato dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo), mentre un virtual PPA si differenzia, prevedendo la corresponsione degli oneri tipici associati all’utilizzo delle infrastrutture di trasporto e distribuzione elettrica nazionali. La tecnologia del PTG è chiaramente legata alla disponibilità di CO2 proveniente dalla filiera fossile. Attualmente il mercato del Carbon Capture and Storage è ancora in una fase inziale, mancano linee guide per il mercato della CO2.
POLICY 1.6
Recepimento della Direttiva (UE) 2019/944 Del Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, con particolare attenzione alla definizione di stoccaggio di energia, art.2 punto 59.
• Azzerare nel caso del virtual PPA gli oneri di dispacciamento per l’energia consumata per la produzione di idrogeno al fine di non limitare geograficamente e quantitativamente le opportunità di sviluppo.
• Revisione regolatoria circa l’assoggettamento agli oneri di rete dell’elettricità destinata a produrre H2 (specie se arriva da fonti rinnovabili)
PRIORITÀ 4 – Supportare la produzione dell’idrogeno a basse emissioni
Questa priorità può essere promossa attraverso piani di sviluppo che incentivino la produzione di Idrogeno verde a scapito dell’utilizzo di idrogeno grigio, anche attraverso il supporto allo scaling-up delle tecnologie di produzione e allo sviluppo delle tecnologie PTG. Il costo di produzione di idrogeno verde è elevato rispetto alle produzioni con processi di H2 blu e grigio. Tale costo deriva da diversi fattori (senza considerare il costo dell’energia elettrica per alimentare gli elettrolizzatori) quali i costi di impianto e dei sistemi di elettrolisi e/o reattori per gasificazioni e/o reforming della biomassa. Nella fase di transizione si ritiene importante non disincentivare la produzione di idrogeno blu.
POLICY 1.7
• Creare piani di sviluppo di sistemi per la produzione di H2 verde attraverso incentivi.
• Disincentivare la produzione di H2 grigio, penalizzando secondo l’emissione di CO2.
• Incentivare la produzione di H2 verde collocandolo tra i biocarburanti avanzati al pari del biometano.
• Favorire a livello nazionale lo scale up del settore favorendo lo sviluppo industriale e l’abbattimento del costo della tecnologia.
Il costo di produzione di idrogeno verde è elevato anche per l’elevato costo della sorgente elettrica rinnovabile. Il Levelized Cost of Energy (LCOE) riferito alle rinnovabili, attualmente pari a circa 45 euro/MWh, è ancora distante dall’obiettivo che molti suggeriscono per rendere l’idrogeno verde competitivo, pari a 20 euro/MWh.
POLICY 1.8
• Elaborare uno schema di sostegno per l’idrogeno verde. Il costo dell’energia elettrica è legato al costo del gas naturale, anche nei momenti in cui vi è un surplus. L’ETS verrà rivisto per allinearsi ai nuovi obiettivi di riduzione delle emissioni stabiliti con il “2030 Climate Target Plan”4
La Commissione si sta muovendo per estendere l’ETS anche ad altri settori finora non ricompresi. Un altro aspetto critico, è il “Carbon Leakage”, o spostamento della produzione ad alta emissione di CO2 fuori Europa, e la connessa allocazione gratuita di EUA al fine di mantenere competitivo il prezzo di combustibili fossili (specialmente non solidi) in certi settori strategici. Anche la riduzione del rischio dei cosiddetti “Carbon leakages” è oggetto di una proposta della Commissione. Si tratta della proposta di un “Carbon bordet adjustment mechanism”, che introdurrebbe un legame tra prezzo dei prodotti importati ed il loro contenuto CO2
POLICY 1.9
• Estensione del sistema ETS ad un numero maggiore di settori.
• Promozione di meccanismi che mirano a ridurre le EUA in circolazioni.
I sistemi di produzione di Idrogeno Blu richiedono impianti addizionali che aumentano il costo dell’idrogeno prodotto sia in termini di investimento iniziale che di costi operativi. I costi degli impianti CCS (Carbon Capture and Storage) sono ancora elevati ed altamente impattanti sul prezzo finale dell’idrogeno. Gli investitori privati associano ai progetti CCS un alto rischio e richiedono quindi un premio che innalza i costi di finanziamento.
POLICY 1.10
• Elaborare uno schema di sostegno per l’idrogeno blu, anche di tipo temporale per favorire la transizione.
Nell’ambito biomassa, e in riferimento a tale risorsa nel contesto H2, l’aggiornamento normativo periodico, tenendo conto anche delle innovazioni specifiche del settore e delle tecnologie messe a disposizione, rappresenta un’importante azione
POLICY 1.11
• Aggiornamento normativo per includere nei processi di conversione energetica delle biomasse e dei rifiuti, la possibilità di fare upgrade a idrogeno con accesso a dei certificati e/o incentivi specifici che favoriscano questa rotta tecnologica e favoriscano la messa a disposizione del vettore energetico.
• Regolamentazione della gestione dei rifiuti e delle materie prime secondarie (troppo limitativa ed esclusiva) per essere poi utilizzata per la produzione di idrogeno.
Vedi altri elementi della FILIERA IDROGENO – Fonte @reportH2IT
Idrogeno: energia del futuro? (ENG)
Idrogeno energia del futuro? It’s been hailed as fuel of the future. Hydrogen is clean, flexible and energy efficient. But in practice there are huge hurdles to overcome before widespread adoption can be achieved.
Filiera Idrogeno: 7.7 SUPPLY CHAIN E TEMATICHE TRASVERSALI
ENEL, Tamburi: “Rispetteremo target chiusura centrali carbone nel 2025”
Enel rispetterà il termine del 2025 fissato dal Gruppo per la decarbonizzazione e, dopo la centrale di Brindisi, è pronta a chiudere in le centrali a carbone di Fusina e La Spezia per gli inizi del 2021. È quanto ha annunciato il direttore di Enel Italia, Carlo Tamburi, in audizione in commissione Bilancio alla Camera sul Recovery Fund.
