Osservatorio Politecnico: 3-4 GW di fotovoltaico per obiettivi idrogeno verde al 2030

L’Osservatorio Decarbonization Policy & Technology del Politecnico di Milano, di cui sono partner 15 aziende tra cui Edison e Snam, riporta che i fondamentali dei progetti di idrogeno verde rimangono complessi, soprattutto a causa degli elevati Capex degli elettrolizzatori che non stanno registrando la riduzione attesa negli ultimi anni. L’Osservatorio poi dice a pv magazine Italia che la CCUS richiede comunque sussidi pubblici. 

Idrogeno verde

“Abbiamo osservato che i CapEx degli elettrolizzatori non siano diminuiti come ci si aspettava. Il mercato non ha scalato come ci si aspettava. Se nei prossimi anni ci sarà un certo tipo di produzione su media/larga scala potremmo osservare una riduzione. Ad oggi i segnali non vanno tutti in quella direzione”, ha detto Davide Guelfi, project manager dell’osservatorio. 

Guelfi ricorda le negoziazioni in corso a Bruxelles per l’idrogeno verde che, al momento, richiede impianti dedicati, e quindi capacità aggiuntiva, per la produzione dell’elettricità necessaria per far funzionare gli elettrolizzatori. 

“In sede europea si sta discutendo su una revisione dei criteri del secondo atto delegato alla RED II per rilassare i vincoli, siccome tanti operatori stanno facendo pressioni per questo tipo di modifica”, ha detto Guelfi a pv magazine. 

Questo idrogeno, per essere incentivato, richiederà installazioni addizionali, fungendo quindi da volano per nuove installazioni rinnovabili. 

Il PNIEC fissa al 2030 un obiettivo di consumo pari a circa 0,25 MtH2, prevalentemente destinato ai settori industriali e dei trasporti.

“Nella migliore delle ipotesi rispetto allo schema incentivante di prossima implementazione ci accettiamo una capacità elettrolitica tra circa 1,7 e 3,3 GW, che si porta dietro una capacità FER addizionale compresa tra i 2 e i 7 GW. È un range estremamente ampio, ma per due motivi. Innanzitutto dipende da quale load factor vogliamo che l’elettrizzatore abbia. Secondo punto: quale sarà il rapporto tra gli impianti FER ed elettorizzatori. Prevediamo mediamente tra 3-4 GW di impianti fotovoltaici addizionali”, ha detto Guelfi. 

Nel rapporto, il Politecnico di Milano fa riferimento unicamente all’idrogeno rinnovabile perché il Decreto Tariffe, “che dovrebbe essere introdotto nei prossimi mesi”, andrà a incentivare questo tipo di idrogeno.

Secondo il Politecnico, il Decreto Tariffe, atteso dal mercato ormai da diversi anni, è il tassello fondamentale per rendere gli investimenti economicamente sostenibili.

“Ci troviamo di fronte a un costo dell’idrogeno tra i €12 e i €15 al kg per portare l’investimento al di sopra di una certa soglia di profittabilità che noi abbiamo fissato a un rendimento del 9%”, ha detto Guelfi.

Il dato numerico non fa riferimento al LCOH, ma a un valore più alto, che permetta all’operatore un profitto sufficiente per prendere la decisione di investimento. Questo nel caso di capacità fotovoltaica addizionale. 

“La seconda configurazione invece è quella in cui l’elettrolizzatore è agganciato alla rete elettrica,

in cui ovviamente la variabile più impattante rimane il costo di approvvigionamento dell’energia elettrica. Se me l’avesse chiesto probabilmente qualche mese fa, le avrei detto che ci saremmo aspettati una traiettoria di riduzione del costo dell’energia elettrica. Ad oggi, il sistema sta attraversando un momento non facile”, ha detto Guelfi.

Aree di mercato e approvvigionamento elettrico

Alla domanda se e come cambino le considerazioni in base alle aree di mercato, il project manager dell’osservatorio dell’ateneo milanese ha detto che, considerando un load factor (tasso di utilizzo) di almeno il 70%, la differenza può essere significativa. 

“A seconda che l’elettricista sia nella zona nord, centro-sud o sud, si vede una differenza di un euro al chilo; si tratta di una differenza di quasi il 10%: non poco.”

Secondo il Politecnico di Milano, gli elettrolizzatori richiedono infatti un load factor molto alto. 

“Se vai ad alimentare l’elettrolizzatore soltanto nelle ore in cui le rinnovabili cannibalizzano il prezzo, ad esempio in Sicilia, non riesci comunque a spalmare tutti i Capex su una produzione così bassa.”

Questo porta l’Osservatorio a concludere che la produzione di idrogeno verde sarà possibile solo con il “giusto mix di approvvigionamento elettrico”.

“I PPA che rispettino il principio di addizionalità, il principio di correlazione temporale e il principio di correlazione geografica, che prevedano contemporaneamente forniture importanti per un load factor dell’80% hanno prezzi molto elevati”, ha detto Guelfi.

Gli operatori dovranno quindi selezionare pacchetti di asset complementari, puntando per esempio su impianti fotovoltaici con batterie o promuovendo l’accoppiamento solare-eolico.

“Oggi la maggior parte dei progetti di idrogeno verde fa principalmente riferimento alle raffinerie. Ma questo perché? Perché l’anno scorso è arrivata la RED III, che ha fissato l’obiettivo di penetrazione dell’idrogeno rinnovabile nell’industria. La Spagna è stata brava a inserirsi, grazie al suo costo dell’energia elettrica molto basso”, ha detto Guelfi.

Rispondendo al ruolo della Spagna nel settore dell’idrogeno verde europeo, il project manager riporta le peculiarità della Penisola Iberica.

“La Spagna ha un surplus di rinnovabili abbastanza notevole e non ha alcun modo di esportare questo surplus, perché da una parte ha la Francia, che non ha bisogno di energia elettrica. La Spagna si trova in netto ritardo nello sviluppo di batterie elettrochimiche, a differenza nostra, che invece, incredibile da dire, ci siamo comportati da first mover in questo ambito col Macse. In Spagna gli elettrolizzatori distribuiti sul territorio possono dare una mano al sistema elettrico spagnolo. Nel nostro caso non abbiamo questo tipo di esigenza e quindi abbiamo implementato con molta lentezza tutte le misure in tal senso”.

La Spagna, che ha approfittato del meccanismo europeo Auction-as-a-Service, si vedrà finanziare una serie di progetti di idrogeno verde. 

“C’è stata una volontà politica chiara e forte. Da noi è mancata”, ha detto Guelfi. 

CCUS, idrogeno blu e usi commerciali

L’osservatorio considera la CCUS come uno strumento necessario. 

“Se parliamo del processo di decarbonizzazione risulta evidente che la CCUS sia un tassello necessario per quella parte di emissioni che non hanno un’alternativa. Faccio riferimento alle emissioni di processo soprattutto in certi tipi di produzione, in cui le cui emissioni non dipendono dalla combustione di fossili, ma da appunto emissioni di processo: produzione di acciaio primario e cemento per esempio”. 

Secondo Guelfi, è una tecnologia su cui l’Europa può giocare un un ruolo importante. 

“Questo perché è una tecnologia il cui know-how tecnologico è sempre stato ad appannaggio del mondo occidentale, principalmente Stati Uniti, ma anche in realtà Paesi del Nord.”

I progetti di CCUS però, come detto, dovrebbero ottenere finanziamenti, secondo il Politecnico di Milano.

“Con l’implementazione della legge delega, gli operatori saranno interessati sicuramente a entrare nel mercato. Ovviamente gli operatori privati necessitano di uno schema di supporto finanziario senza il quale né i progetti di cattura, né poi tantomeno tutti i progetti infrastrutturali, sono percorribili,” 

Guelfi è convinto che l’idrogeno dovrà inizialmente concentrarsi su applicazioni poco distribuite, poli-industriali, ecosistemi portuali o ecosistemi industriali in cui il consumo possa essere abbastanza locale.

“Nei poli industriali, ad esempio, ci possono essere molte, molte sinergie tra le varie applicazioni, in tutta l’industria chimica, ma a livello prospettico anche nella produzione di fibre sintetiche. Laddove la scala aiuterà e comporterà riduzioni di costo, si potrà pensare a tutte le altre applicazioni”.