Questa sfida è il primo dei pilastri su cui si fonda il Green New Deal”, ha dichiarato Giuseppe Conte intervenendo a Roma lo scorso 10 ottobre alla conferenza “Hydrogen Challenge”.

A cosa si riferiva il Presidente del Consiglio? All’irruzione nello scenario nazionale della carta “idrogeno”, un vettore che, secondo uno studio della Snam, potrebbe consentire di coprire quasi un quarto (il 23%) della domanda italiana di energia al 2050.

Insomma, una piccola bomba mediatica grazie anche alla forte presenza delle istituzioni. In realtà potrebbe trattarsi, almeno in parte, solo di una “bolla” mediatica che evidenzia lo scontro in atto tra il mondo elettrico e quello del gas.

Vediamo dunque ruoli e prospettive di questi comparti.

Il successo inarrestabile delle rinnovabili è stato cavalcato dalle utility più capaci di visione, come ha fatto l’Enel in giro per il mondo. La parola d’ordine per conquistare nuove fette di mercato è stata, ed è, quella dell’elettrificazione in modo da acquisire nuovi mercati nella mobilità e negli edifici.

Una strategia che, se risultasse vincente, sarebbe in grado di accelerare la riduzione delle emissioni climalteranti grazie alla quota crescente di elettricità verde (55/60% nel 2030, per arrivare al 100% nei due decenni successivi).

Secondo Eurelectric, nel suo “Decarbonization Pathway”, la quota dei consumi finali coperta dall’elettricità potrebbe raggiungere il 60% nel 2050 (nella figura Scenario Eurelectric per arrivare a ridurre del 95% le emissioni di CO2 europee al 2050).

Passiamo al gas.

Quale può essere la strategia, in uno scenario “carbon neutral”, dei gestori dei metanodotti?  Far diventare sempre più green il gas, come si è iniziato a fare con il biometano. Ma, soprattutto, cercare un riposizionamento sul medio e lungo periodo grazie all’idrogeno.

Aspirazione legittima, ma che va inquadrata nel più ampio quadro delle strategie climatiche.

Facciamo un passo indietro.

Di false partenze l’idrogeno ne ha viste parecchie. Rifkin nel suo libro Hydrogen Economy del 2002 ipotizzava la creazione di una rete energetica decentrata favorita da un gran numero di celle a combustibile.

In realtà, questo processo è avvenuto, ma non sulle ali dell’idrogeno. È stata la diffusione del fotovoltaico, come già dimostrano gli 800.000 impianti italiani o gli 1,6 milioni in funzione in Germania, a prefigurare uno scenario di generazione elettrica sempre più decentrata.

L’utilizzo dell’idrogeno è stato finora confinato in alcuni comparti industriali – dalla raffinazione alla produzione di ammoniaca – che lo producono a partire soprattutto dal metano. Una soluzione che comporta a livello mondiale l’emissione di grandi quantità di CO2, un valore più che doppio rispetto a quello generato complessivamente dall’Italia.

È evidente che l’elemento decisivo per un impiego su larga scala dell’idrogeno riguarda proprio le modalità di produzione.

In passato, il comparto del nucleare aveva pensato di poter giocare un ruolo. Con la crisi di questa tecnologia, la soluzione su cui ora si punta è quella della generazione da metano attraverso il reforming con successivo sequestro dell’anidride carbonica nel sottosuolo. Il CCS però è una soluzione costosa che non ha avuto finora molto successo, per cui anche questa strada appare accidentata.

Rimangono le rinnovabili che, grazie al processo di elettrolisi, possono produrre H2 senza emissioni di CO2. Il problema è però quello dei costi, al momento elevatissimi.

Ma vediamo pregi e debolezze della proposta Snam presentata.

Un incremento della produzione di idrogeno “verde” è senz’altro utile per affrontare l’emergenza climatica. Negli scenari di decarbonizzazione ci sono infatti settori – come la chimica, la raffinazione, la produzione di acciaio – nei quali potrà giocare un ruolo decisivo. E sul lungo termine, convertito in metano grazie al processo Power To Gas, potrebbe divenire importante come accumulo stagionale nei siti di stoccaggio già esistenti.

Detto questo, le domande da porsi sono: quanto idrogeno si vuole produrre, dove, come e a chi è destinato.

Quali quantità?

L’ipotesi di una copertura del 23% dei consumi a metà secolo desta qualche perplessità. Secondo la Renewable Energy Roadmap (REmap) di Irena la quota dei consumi su scala mondiale soddisfatti dall’idrogeno potrebbe raggiungere il 6% nel 2050. Dunque il valore di Snam presupporrebbe un notevole assorbimento nel paese, una criticità come vedremo.

I luoghi di produzione

Nello studio della Snam si punta ovviamente nel lungo periodo al passaggio alle rinnovabili. Ma questo avverrebbe solo in piccola scala in Italia, mentre la parte maggiore è ipotizzata nei paesi della sponda Sud del Mediterraneo. Qui avverrebbe la produzione di idrogeno da miscelare al metano trasportato in un’Italia con i metanodotti (e in futuro idrogenodotti?). Ma c’è di più. Per valorizzare le connessioni con l’estero, si concepisce il nostro paese come hub europeo dell’idrogeno.

Si riproporrebbe cioè un modello analogo al Desertec, immaginato una decina di anni fa su spinta delle industrie tedesche. L’idea era quella di generare grandi quantità di elettricità da sole e vento da utilizzare in parte in Africa e da inviare anche nel Continente grazie a delle “supergrid”. Allora si ipotizzava di produrre elettricità, adesso si pensa al gas.

Questo schema pone il tema di fondo di quanto spingere sulla generazione decentrata e quanto sugli scambi di energia con l’estero. Un equilibrio delicato, con possibili controindicazioni sul fronte della sicurezza.

Modalità di produzione dell’idrogeno

Nel documento Snam la competitività della elettrolisi da rinnovabili rispetto al classico processo di reforming del metano avverrebbe in Italia attorno al 2030.

Altri studi sono meno ottimisti. Per esempio secondo un’analisi di Irena, “Hydrogen: A renewable energy perspective” del settembre 2019, i miglioramenti nei sistemi di elettrolisi saranno graduali e i costi non si dimezzeranno rispetto all’attuale valore di 840 $/kW prima del 2050. Ma i tempi potrebbero essere più veloci. Secondo un rapporto di Bloomberg, si potrebbe scendere dagli attuali 2,5 dollari per la produzione di un chilo di idrogeno, a 1,4 dollari nel 2030. Molto dipenderà dalle decine di miliardi di euro che verranno riversati in questo settore.

La domanda di idrogeno

Ma, ammesso che si rendano disponibili grandi quantità di idrogeno verde, occorre vedere se queste potranno essere consumate.

E qui nascono delle contradizioni, perché il mondo del gas vorrebbe ricavarsi un ruolo importante sui fronti del trasporto e della climatizzazione (nella figura la diffusione dell’idrogeno al 2050 in Italia nei vari comparti nello scenario “Hydrogen challenge”, della Snam – ottobre 2019).

Per quanto riguarda la mobilità urbana, il documento Snam riconosce che sarà l’auto a batterie a vincere. In effetti sia dal punto di vista dei costi che dei rendimenti di conversione dalle rinnovabili, la distanza appare incolmabile.

Sul medio e lungo periodo si ipotizza invece un contributo dell’idrogeno per le auto sui percorsi extraurbani, e un ruolo importante nel trasporto delle merci, in quello marittimo e in quello aereo. Ma anche su questi fronti niente è scontato.

Passando all’edilizia, l’ipotesi non è quella di realizzare milioni di celle a combustibile, ma di miscelare idrogeno nelle reti del gas.

Anche qui entriamo però in conflitto con le ipotesi di una forte espansione dell’elettricità. il PNIEC già prevede un’ulteriore diffusione delle pompe di calore. Considerando poi il ruolo della climatizzazione estiva anche a seguito dell’aumento delle temperature e delle ondate di calore, nei prossimi decenni è prevedibile un ruolo crescente delle pompe di calore.

Conclusioni

Nei settori dei trasporti e dell’edilizia che negli scenari Snam dovrebbero assorbire oltre l’80% della domanda di idrogeno al 2050, la competizione sarà molto dura e i risultati indicati appaiono improbabili.

Detto questo, dall’idrogeno potrà venire, come già ricordato, un importante contributo al processo di decarbonizzazione.

La proposta presentata sembra però mirata soprattutto alla forte valorizzazione degli assets aziendali, le reti. Programmi leciti, ovviamente, ma che dovrebbero essere contestualizzati da parte di chi governa con le altre opzioni disponibili.

In conclusione, non vendiamo facili illusioni. Impegniamoci invece per un Piano Energia Clima all’altezza delle sfide da affrontare. Se non in questa edizione, nella prossima che sicuramente ci sarà.