A tutto idrogeno? Cosa bolle nella pentola della sfida energetica per contrastare la crisi climatica

L’hanno annunciata in grande stile la Francia e la Germania. In Italia se ne parla ancora a mezza bocca, rilanciata da settori industriali. È la cosiddetta economia dell’idrogeno, la carta da giocare per il Green New Deal e la crisi climatica. Bomba o “bolla” mediatica, per sedersi al tavolo del Recovery Plan?


L’analisi di GIANNI SILVESTRINI, direttore scientifico Kyoto Club

«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. Rilanciata nei giorni scorsi, con alti squilli di tromba, da Il Sole 24 Ore e la Repubblica. 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, anche sull’uso dei miliardi in arrivo col Recovery Plan.

Vediamo ruoli e prospettive di questi interessi in campo. Il successo inarrestabile delle rinnovabili è stato cavalcato dalle aziende dei servizi di pubblica utilità 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 che alterano il clima 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.

Sul fronte del gas, quale può essere la strategia dei gestori dei metanodotti, in uno scenario di “neutralità climatica”? Far diventare sempre più green il gas, come si è iniziato a fare con il biometano. Ma, soprattutto, cercare di riposizionarsi sul medio e lungo periodo grazie all’idrogeno. Aspirazione legittima, che va inquadrata, tuttavia, nel più ampio quadro delle strategie climatiche.

Facciamo un passo indietro. Di false partenze l’idrogeno ne ha viste tante. Jeremy Rifkin nel suo libro Economia all’idrogeno 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. È questa, però, 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 idrogeno senza emissioni di CO2. Il problema è quello dei costi, al momento elevatissimi.

Vediamo, allora, 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, potrebbe divenire importante come accumulo stagionale nei siti di stoccaggio già esistenti.

Detto questo, chiediamoci quanto idrogeno si vuole produrre, dove, come e destinato a chi. L’ipotesi di una copertura del 23% dei consumi a metà secolo desta 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 nostro Paese. Con una seria criticità, come vedremo tra breve.

Nello studio della Snam, nel lungo periodo si punta sul 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 Italia con i metanodotti (e in futuro idrogenodotti?). 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 del “Desertec” era quella di generare grandi quantità di elettricità da sole e vento utilizzate in parte in Africa e inviate in Europa grazie alle “supergrid”, le grandi reti per il trasporto di elevati volumi di energia. Allora si ipotizzava di produrre elettricità, adesso lo stesso schema è applicato al gas. Questo pone un tema di fondo: quanto bisogna spingere sulla produzione decentrata e quanto sugli scambi di energia con l’estero. Un equilibrio delicato, con possibili controindicazioni sul fronte della sicurezza.

Nel documento Snam la competitività della elettrolisi da rinnovabili rispetto al classico processo di sintesi chimica del metano avverrebbe in Italia attorno al 2030. Altri studi sono meno ottimisti. 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. Un rapporto di Bloomberg ipotizza che si possa 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.

Ammesso che si rendano disponibili grandi quantità di idrogeno verde, occorre vedere se queste potranno essere consumate. E qui nascono le contraddizioni. Il mondo del gas vorrebbe ricavarsi un ruolo importante sui fronti del trasporto e della climatizzazione. Sulla mobilità urbana, il documento Snam riconosce, però, che sarà l’auto a batterie a vincere la sfida. In effetti, sia dal punto di vista dei costi che dei rendimenti di conversione dalle rinnovabili, la distanza appare oggi incolmabile. Sul medio e lungo periodo si ipotizza 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 nulla è scontato.

Nel campo dell’edilizia, l’ipotesi non è quella di realizzare milioni di celle a combustibile, ma di miscelare idrogeno nelle reti del gas. Anche qui si entra, però, in conflitto con le ipotesi di una forte espansione dell’elettricità. Il Piano Energia Clima 2030 già prevede un’ulteriore diffusione delle pompe di calore. Con l’aumento delle temperature e delle ondate di calore estive, nei prossimi decenni è prevedibile un ruolo crescente di questa forma di climatizzazione.

Conclusione. Nei trasporti e nell’edilizia gli scenari Snam prevedono di assorbire oltre l’80% della domanda di idrogeno al 2050. La competizione − questo è chiaro − sarà molto dura, e i risultati indicati sembrano improbabili. Detto ciò, dall’idrogeno potrà venire, come già ricordato, un importante contributo al processo di decarbonizzazione. Ma la proposta presentata sembra mirata soprattutto alla forte valorizzazione degli assets aziendali, e cioè le reti. Programmi ovviamente leciti, che dovrebbero essere contestualizzati da chi governa, mettendoli a confronto con le altre opzioni disponibili. Tirate tutte le somme, non vendiamo facili illusioni.

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Gianni Silvestrini

Ha svolto attività di ricerca presso il Cnr e il Politecnico Milano, dove è responsabile del master “Ridef – reinventare l’energia”. È stato direttore generale del ministero dell’Ambiente e consigliere di Pierluigi Bersani al ministero delle Sviluppo economico. È direttore scientifico del Kyoto Club un’organizzazione non profit, creata nel febbraio del 1999, costituita da imprese, enti, associazioni e amministrazioni locali, impegnati nel raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni dei gas climalteranti. È anche direttore scientifico della rivista e del portale “QualEnergia” promossi da Legambiente e da Kyoto Club. È presidente di Exalto, una società impegnata nella transizione energetica in atto. Autore di oltre 100 pubblicazioni scientifiche e di cinque libri, fra cui “2 °C - Innovazioni radicali per vincere la sfida del clima e trasformare l’economia”, 2016, e “Le trappole del clima”, 2020, scritto insieme a GB Zorzoli, Edizioni Ambiente.

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