Fino a poco tempo fa, l’idrogeno verde, prodotto scindendo l’acqua nelle sue due molecole base, era effettivamente molto più caro dell’idrogeno grigio, prodotto riformando il gas metano.
E inoltre c’è il problema che gli elettrolizzatori per la creazione di idrogeno pulito sono tuttora pochissimi al mondo.
Ma il divario di costo potrebbe non rimanere così netto, dando l’opportunità alla filiera dell’idrogeno verde di strutturarsi ed espandersi di più, mettendola nelle condizioni di competere con successo rispetto all’idrogeno grigio o blu, in tempi più rapidi di quanto si pensasse fino a solo pochi mesi fa. Vediamo perché.
Idrogeno
Negli ultimi mesi, la pandemia, le conseguenti strozzature produttive e logistiche, il crollo delle economie mondiali e il successivo rimbalzo inaspettatamente rapido della domanda avevano già fatto impennare i prezzi dell’energia, e in particolare del gas metano.
Negli ultimi giorni, l’invasione russa dell’Ucraina e i timori geo-politici legati alla sicurezza degli approvvigionamenti di gas russo hanno messo ulteriormente sotto pressione un mercato che già era teso come una corda di violino.
La situazione è cambiata, ci ha detto Kees van der Leun, direttore esecutivo della società di consulenza energetica olandese Common Futures.
“A circa 1 euro al chilo, l’idrogeno grigio, da gas naturale senza cattura e stoccaggio del carbonio, era economico e difficile da battere. Ai prezzi odierni del gas e della CO₂, il costo del solo gas naturale e dei permessi di emissione della CO₂ ammonta a 6,5 euro al kg”, cui si deve poi aggiungere la trasformazione della materia prima in idrogeno, ha detto van der Leun a QualEnergia.it.
In altre parole, il prezzo del metano e quello della CO2 sono saliti così tanto da rendere improvvisamente più competitivi i prezzi dell’idrogeno verde.
Poiché la condizione che rende più a buon mercato le varianti rinnovabili dei gas tradizionali è il rincaro del metano, per quanto tempo i prezzi di questo gas fossile sono destinati a rimanere alti?
Dipenderà da variabili economiche, e ora anche militari e geo-politiche, difficili da prevedere, oltre che dal crescente ruolo del gas naturale liquefatto (LNG) che ha creato anche per questa commodity un mercato mondiale che prima non c’era, in cui l’Asia è emersa come attore principale, almeno sul lato della domanda, in concorrenza con l’Europa.
Anche per questo motivo, molti analisti prevedono che il prezzo del gas sia destinato a rimanere a livelli storicamente elevati anche nei prossimi 3-5 anni circa, per poi tornare a calare, ma non a livelli così bassi come negli ultimi anni.
Tale previsione sembra condivisa anche dai trader, dai cui ordini passa una fetta sempre maggiore di approvvigionamenti.
Negli ultimi giorni, i prezzi dei contratti futures sul mercato olandese TTF, cioè il maggiore mercato europeo del gas, che fa da piazza di riferimento, hanno toccato anche i 200 euro al MWh, con stime di prezzi medi attorno a 80 euro nel 2023, 47 euro nel 2024, 32 euro nel 2025, 25 euro nel 2026 e 24 euro nel 2027 – il tutto rispetto ai 15-20 euro al MWh di un anno fa.
Sull’idrogeno grigio pesano poi anche i prezzi della CO2 che, diversamente da quelli del metano, potrebbero non solo rimanere a livelli storicamente alti, ma continuare a salire, toccando nuovi record nei prossimi anni, via via che i diritti di emissione diminuiscono e i requisiti europei di decarbonizzazione diventano più stringenti. Lo stesso effetto lo otterrebbe un’eventuale tassa sul carbonio.
Riguardo l’idrogeno grigio, si inserisce poi la questione della cattura e stoccaggio della CO2 (CCS) generata dal processo. I sistemi CCS consentono all’idrogeno grigio di diventare “idrogeno blu”. Questo però può competere con quello grigio solo quando il costo della cattura e dello stoccaggio del carbonio è inferiore al prezzo della CO₂.
“Il punto di pareggio potrebbe essere intorno ai 60-80 euro per tonnellata di CO₂. Ma ai prezzi odierni del gas, è ancora roba costosa”, ha detto il consulente. Ci sono poi forti dubbi e molte remore attorno al “carbon capture” in quanto tale, ritenuto spesso non efficace su una grossa fetta di emissioni, che continuerebbe a sfuggire, e neanche energeticamente efficiente, sulla base delle esperienze per esempio del progetto canadese di Shell.
Idrogeno verde e idrogeno blu
Ai prezzi attuali dell’elettricità rinnovabile e del gas, l’idrogeno verde sarebbe più economico da produrre rispetto al blu in Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti, Qatar e Oman, con prezzi che variano da 2,62 a 4,51 $ al kg, secondo la società di ricerche Platts.
L’idrogeno blu costerebbe invece tra 4,66 e 4,80 dollari al chilo in questi stessi paesi mediorientali, ha aggiunto Platt. E una situazione simile esiste anche in Australia, dove l’idrogeno verde costa quasi la metà rispetto al blu.
La storia è purtroppo diversa in Europa, dove i prezzi dell’idrogeno verde sarebbero ancora oggi molto più alti del blu, nonostante i costi record del gas e del carbonio. Nel Regno Unito e in Olanda, secondo Platts, il prezzo dell’idrogeno verde sarebbe, rispettivamente, di 18,47 e 14,66 $/kg, contro i 10,55 e 6,49 $/kg per l’idrogeno blu.
Se non ci saranno delle sovvenzioni al settore è improbabile che l’idrogeno verde diventerà più economico del blu in questo decennio in Europa, e bisognerà quindi attendere gli anni del decennio 2030, secondo la recente analisi di Aurora Energy Research, una società di ricerche britannica.
È comunque probabile che il caro-gas e il caro-CO2 faranno risparmiare qualche anno allo sviluppo di un’infrastruttura competitiva per l’idrogeno verde, facendo sì che quello che sembrava un orizzonte di lunghissimo termine (20-30 anni) diventi una prospettiva un po’ più vicina.
“A lungo termine, probabilmente l’idrogeno verde sarà più economico di quello grigio e blu, anche quando i prezzi del gas naturale scenderanno di nuovo. Ma attualmente, gli elettrolizzatori sono ancora costosi, e abbiamo bisogno dell’energia rinnovabile per la domanda diretta di elettricità, per sostituire i combustibili fossili”, ha commentato van der Leun.
Biometano
Ma non è tutto: la stessa dinamica riguardante l’idrogeno verde favorisce anche altri tipi di gas rinnovabili, come il biometano.
“A 55-80 euro al MWh, il biometano era caro rispetto al gas naturale, che costava 15-20 euro al MWh solo un anno fa. Oggi, il gas naturale costa oltre 170-180 euro al MWh, e i permessi per la CO₂ necessari a bruciarlo aggiungono altri 15 euro al MWh”, ci ha detto il direttore esecutivo di Common Futures.
La società di consulenza guidata da Kees van der Leun sta lavorando con la European Biogas Association (EBA), maggiore associazione di settore in Europa, e un gruppo di 30 aziende di tutta la filiera su un piano per aumentare le forniture Made in EU a 35 miliardi di metri cubi l’anno, capaci di generare 350 TWh di elettricità annui, entro il 2030.
Collegato a questo piano, da prima ancora che scattasse l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia, Common Futures propone un piano d’investimento di 9,5 miliardi di euro per generare in Ucraina entro il 2030 ulteriori 6 miliardi di metri cubi l’anno di biometano, che potrebbe essere importato anche nell’Ue.
Le economie di scala dovrebbero ridurre i costi di produzione del biometano, ma i costi dei materiali e delle materie prime potrebbero salire, dando luogo a prezzi sostanzialmente stabili, ha detto van der Leun.
“La tecnologia c’è, bisognerà solo costruire nuovi impianti e connetterli alla rete. Finché il biometano costerà meno del prezzo del gas naturale sommato a quello della CO₂, possiamo dire che è già competitivo”, ha detto il consulente olandese.
Con una programmazione coraggiosa e una stretta collaborazione fra pubblico e privato, sarà insomma possibile raggiungere risultati anche migliori di quelli attesi.
Conclusioni
Scenari che sembravano consolidati e prevedibili stanno mutando rapidamente di fronte ai nostri occhi. Tali mutamenti, pur di origine diversa, nel loro complesso spingono tutti ancora più intensamente l’Europa, e a maggior ragione l’Italia, verso un impegno molto più intenso per lo sviluppo delle infrastrutture e delle filiere per le energie verdi e i gas rinnovabili.
Senza dimenticare l’efficienza energetica, soprattutto degli edifici, che può fare molto per ridurre i consumi nel giro di mesi o pochi anni, invece che di decenni.
Siamo in ritardo di diversi anni rispetto a quello che sarebbe stato necessario per una maggiore indipendenza energetica e resilienza climatica. Ma probabilmente non c’è momento più propizio di oggi per puntare con forza su elettricità verde, stoccaggi e gas rinnovabili, come il biometano o l’idrogeno verde.
