Category: Energia

Energia pulita: idrogeno verde per la decarbonizzazione di alcuni settori industriali e del trasporto pesante, ma servono altri 70 GW di rinnovabili e almeno 15 di elettrolizzatori.
Hydrogen Innovation Report 2022, seconda edizione presenata da Energy&Strategy Group, School of Management Politecnico di Milano.

Purtroppo il piano italiano al momento è fermo a 5 GW di elettrolizzatori al 2030.
Le difficoltà degli ultimi mesi hanno fatto scivolare l’idrogeno in secondo piano, tuttavia le industrie hard-to-abate (acciaio e fonderie, chimica, ceramica, carta e vetro) e alcuni sistemi di trasporto non hanno alternative per ridurre le emissioni climalteranti.

La tensione sui prezzi, la guerra in Ucraina, l’incertezza sulla fornitura del gas russo hanno fatto sì che l’idrogeno – fonte “nuova” alla quale erano state affidate molte aspettative sulla lotta alle emissioni di gas climalteranti – sia un po’ uscito dal dibattito, vuoi per i pesanti investimenti necessari allo sviluppo della capacità produttiva, soprattutto per l’idrogeno “verde”, vuoi per la complessità di organizzare la filiera del trasporto e dello stoccaggio, vuoi ancora per la necessità dei policy maker di risolvere i problemi immediati di fabbisogno energetico.
Ci sono industrie (acciaio e fonderie, chimica, ceramica, carta e vetro, materie plastiche) e trasporti pesanti che non hanno alternative concrete all’idrogeno per decarbonizzarsi e che dovranno sostenere pesanti investimenti di transizione per affrontare sfide economiche e tecnologiche: avranno bisogno di almeno altri 70 GW di rinnovabili e 15 GW di elettrolizzatori, ma il piano italiano al momento è fermo a 5 GW di elettrolizzatori al 2030.
Di questo si occupa l’Hydrogen Innovation Report 2022 redatto dall’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano, presentato e discusso insieme all’ampia compagine delle aziende partner della ricerca, che analizza le potenzialità del mercato dell’idrogeno in Italia focalizzandosi sull’utilizzo in quei settori che risultano difficilmente elettrificabili e in alcuni importanti segmenti dei trasporti, da quello pesante su gomma a quello navale, aereo e su rotaia per le tratte non ancora elettrificate.

“Le nostre analisi evidenziano che lo sviluppo di un mercato dell’idrogeno verde costituisce lo strumento principale per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione nei settori industriali cosiddetti hard-to-abate e nel trasporto pesante – conferma Vittorio Chiesa, direttore dell’Energy&Strategy del Politecnico di Milano -. Occorre però maggiore chiarezza a livello comunitario sulla definizione di green gas, per non rallentare le iniziative in partenza e chiarire le possibili configurazioni di produzione ammissibili, così come servono specifici strumenti di incentivazione per l’idrogeno.
In Italia, in attesa del documento finale sulla Strategia Nazionale per l’idrogeno, vanno definiti chiaramente obiettivi e linee guida per raggiungere una piena decarbonizzazione: snellire gli iter autorizzativi necessari alla crescita delle rinnovabili, favorire l’installazione di nuova capacità legata agli elettrolizzatori e i progetti per applicare l’idrogeno ai settori hard-to-abate, definire le norme tecniche di sicurezza in merito a produzione, trasporto, stoccaggio e utilizzo dell’idrogeno, come previsto dal PNRR.
Allo stato attuale della tecnologia e dei costi di produzione, senza incentivazioni o qualche forma di ‘prescrizione’ gli utilizzatori industriali hanno una scarsa convenienza economica a sostituire il metano o l’idrogeno grigio con l’idrogeno verde”.

Oggi la domanda complessiva di idrogeno in Europa si attesta sulle 8,4 Mton annue: il settore della raffinazione è il principale utilizzatore con il 49% del totale, seguito dalla produzione di ammoniaca (31%) e di metanolo (5%).
La produzione annua europea, invece, si aggira attorno alle 10,5 Mton e deriva prevalentemente da impianti di reforming da gas naturale (SMR) posti nei principali siti di consumo, come le raffinerie e gli impianti di produzione di ammoniaca.

L’Italia è il quinto Paese europeo per consumo di idrogeno, con circa 0,6 Mton: più del 70% della domanda viene dalla raffinazione, circa il 14% dal settore dell’ammoniaca e il resto dalla rimanente industria chimica.
Dal punto di vista tecnologico, per questi comparti non esistono particolari vincoli al passaggio all’idrogeno blu o verde.

A quali livelli di prezzo delle emissioni di anidride carbonica sarebbe equivalente adottare idrogeno blu e verde al posto dell’attuale idrogeno grigio? Nel caso dell’idrogeno blu, il costo della CO2 evitata è pari a 100 o 111 €/tonCO2, a seconda che si consideri una percentuale di cattura delle emissioni rispettivamente del 50% o 90%. Questi valori si avvicinano molto all’attuale costo della CO2 sul mercato ETS, che nei primi mesi del 2022 ha superato il valore di 90 €/tonCO2.
Nel caso invece dell’idrogeno verde, il costo della CO2 evitata cresce notevolmente, arrivando fino a 900 €/tonCO2.
Valori al momento “fuori scala”, nonostante la corsa del mercato del CO2 dell’ultimo anno.

Sono stati indagati alcuni settori industriali hard-to-abate che potrebbero adottare l’idrogeno verde come vettore energetico al posto del gas naturale per il soddisfacimento dei consumi termici, qualora l’elettrificazione diretta risultasse difficilmente percorribile.
Per tutte le tecnologie prese in considerazione – cogeneratori a motore alternativo, cogeneratori a turbina, forni e caldaie – l’attuale parco installato risulta già in grado di sopportare una quota di idrogeno in miscela fino al 20%, ma solamente le caldaie sono pronte per essere alimentate al 100% con idrogeno, i cogeneratori ancora no.
In più, un taglio significativo delle emissioni di CO2 si raggiunge solo nel caso di completa sostituzione del gas naturale, con una conseguente domanda di idrogeno verde nell’ordine delle centinaia di kton all’anno.

Lo studio analizza anche alcuni settori dei trasporti caratterizzati da lunghe percorrenze e da grandi quantità di materiali o persone caricate, dove l’elettrificazione non è tecnologicamente perseguibile per l’eccessivo peso delle batterie: trasporto pesante su gomma, trasporto aereo, navale e su rotaia nel caso di linee non elettrificate.
In Europa, i trasporti sono il secondo comparto industriale in termini di emissioni di GHG, con circa 950 MtonCO2eq (23% del totale) e il primo per consumo energetico, con circa 290 Mtep (31% del totale). I settori presi in esame emettono il 30% delle emissioni totali di GHG nel comparto.

Tuttavia, l’introduzione dell’idrogeno e di altri carburanti di sintesi prodotti a partire da esso, come ammoniaca o metanolo, è ancora a uno stato embrionale per motivi tecnologici (efficienza di tutto il processo, dalla produzione di idrogeno al consumo finale), infrastrutturali (mancanza di un network di refilling stations nei possibili punti di consumo) ed economici (attuali costi di produzione dell’idrogeno verde).

Nel trasporto pesante su gomma, le iniziative più promettenti relativamente agli e-fuels riguardano l’adozione di e-Idrogeno nelle Fuel Cell oppure di e-Diesel ed e-Metano/e-GNL negli attuali motori MCI. Nel trasporto navale si evidenzia maggior attività di ricerca per l’uso di e-Idrogeno nelle Fuel Cell oppure l’adozione di e-Diesel, e-Metano/e-GNL, e-Ammoniaca ed e-Metanolo negli attuali propulsori, o attraverso lo sviluppo di motori di nuova generazione.

Il trasporto aereo vede iniziative di decarbonizzazione più limitate, almeno nel breve periodo, mentre nel medio-lungo termine si guarda con interesse all’e-Idrogeno nelle Fuel Cell e nelle turbine (insieme all’e-Jet). Infine, il trasporto su rotaia nelle tratte non ancora elettrificate, dove le iniziative si sono concentrate solo sull’adozione di e-Idrogeno in Fuel Cell.

Le policy di sviluppo per la filiera dell’idrogeno in Europa
Dei 40 GW di elettrolizzatori previsti dalla Commissione Europa al 2030, circa il 65% dovrebbe arrivare da Italia, Olanda, Germania, Spagna, Portogallo e soprattutto Francia, che con i suoi 6,5 GW, sarà la capofila per la produzione di idrogeno da elettrolisi sfruttando il basso tasso emissivo della propria rete elettrica.

Tutti i Paesi hanno già definito gli investimenti da realizzare entro il 2030 per favorire lo sviluppo della filiera dell’idrogeno, destinati in modo trasversale a ogni componente: tecnologie per la produzione, tecnologie/progetti per la penetrazione nei settori hard-to-abate, attività di ricerca e sviluppo, studi di fattibilità per impianti di trasporto e distribuzione.
L’aggiornamento della mappatura a livello europeo delle installazioni annunciate o pianificate di impianti per la produzione di idrogeno a basso impatto ambientale mostra come la Germania sia il primo Paese in termini numerici, mentre per capacità è la Spagna a occupare il primo posto con circa 70 GW di idrogeno verde, seguita dalla Gran Bretagna (circa 22 GW di capacità, dove però l’80% sarà idrogeno blu).
A parte il caso dello UK, la maggior parte della produzione è stata pianificata mediante elettrolizzatori integrati con rinnovabili dedicate, con una certa prevalenza per gli impianti eolici offshore.

Quale sarà il potenziale di mercato dei settori hard-to-abate in Italia?
Infine, è stato valutato il potenziale di mercato legato allo sviluppo della filiera dell’idrogeno per i settori hard-to-abate in Italia, in particolare le industrie dell’acciaio, della carta, del vetro e della ceramica. L’attuale domanda annua di 0,51 Mton, legata alle raffinerie e alla produzione di ammonica, se fosse coperta da idrogeno verde si tradurrebbe in un fabbisogno addizionale di energia rinnovabile pari a circa 29,6 TWh.
Nell’ipotesi di rispettare il solo vincolo di addizionalità, questo comporterebbe almeno 16,4 GW di nuova capacità rinnovabile, valore che salirebbe notevolmente nel caso si rispettasse anche il vicolo di contemporaneità. Si determinerebbe inoltre la necessità di prevedere nuova capacità di elettrolizzatori compresa tra 3,7 GW, nel caso di funzionamento a pieno carico (8.000 ore equivalenti), e circa 9 GW nel caso di funzionamento a 3.300 ore annue.
Per la valutazione dei consumi di idrogeno verde legati ai settori industriali hard-to-abate che attualmente non utilizzano idrogeno, ma che potrebbero in futuro adottare l’idrogeno verde come vettore di energia termica, sono stati identificati differenti scenari di blend idrogeno verde e-gas naturale pari rispettivamente al 10%, 20% e 100% in volume.
Il caso di blend al 100% – l’unico che darebbe un contributo significativo all’abbattimento delle emissioni – determinerebbe un consumo complessivo addizionale di idrogeno verde pari a circa 2 Mton/anno e consumi ulteriori di energia elettrica rinnovabile pari a circa 117 TWh, che potrebbero essere coperti da 64,9 GW di nuova capacità rinnovabile nell’ipotesi di rispettare il solo vincolo di addizionalità.

A livello di elettrolizzatori, la nuova capacità necessaria per produrre questi volumi di idrogeno sarebbe compresa tra 14,6 GW, nel caso di funzionamento a pieno carico (8.000 ore equivalenti), e 35,4 GW nel caso di funzionamento a 3.300 ore annue equivalenti.

www.som.polimi.it

Alpine solar plant in Switzerland. Axpo plans to install the first large-scale, alpine solar plant in Switzerland on the Muttsee dam at the Limmern pumped storage plant. With the 2-megawatt pioneer project, Axpo is driving forward the expansion of renewable energies in Switzerland. The plant will generate about half of its power production during the winter – when there is generally a power shortage.

The Muttsee dam is extremely well suited for a photovoltaic plant thanks to its existing infrastructure, its location and its altitude.
The plant will deliver about half of its power production during the winter – a comparable plant in Central Switzerland generates only one quarter of its total production volume during the winter.

Axpo has requested the SFOE to include the pioneer facility at the Muttsee in the list of lighthouse projects
The project “PV Muttsee” foresees a plant with an installed capacity of 2 megawatts and an annual production of 2.7 gigawatt-hours. Some 6,000 PV modules will be installed on a surface of 10,000 square metres. Axpo will submit the building permit application in the upcoming days.

“The Muttsee dam is extremely well suited for photovoltaics,” says Christoph Sutter, Head of New Energies at Axpo. “We have the existing infrastructure with a grid connection and the dam has a southern exposure with optimal sunlight. Furthermore, the plant is located at an altitude of 2500 metres and will deliver a great deal of power, especially during the winter months.”

In contrast to plants in the lowlands, alpine photovoltaic plants generate about half their power production during the winter half-year. There are various reasons for this:
– There is less fog at higher altitudes and there is more solar radiation.
– The efficiency of PV modules is higher at low temperatures.
– Sunlight is reflected by the snow cover resulting in a higher solar power harvest during the winter.

The solar project on the Muttsee dam is unique in Switzerland and a trailblazing undertaking
As a result, Axpo has requested the SFOE to include the facility in the list of lighthouse projects. Axpo is currently in negotiations with potential partners that are interested in buying the solar power generated at the Muttsee under long-term power purchase agreements.

Winter power shortage: Alpine PV as part of the solution
Switzerland consumes more power than it produces during the winter. This winter power problem will become more acute in the upcoming years, when existing large-scale power plants in Switzerland and abroad are taken off grid. In recent years, renewable photovoltaic production capacities in Switzerland were mainly developed in Central Switzerland (between 2013 and 2017 nearly 90 per cent of expansion was in the area of photovoltaics). However, this expansion does not mitigate the winter power problem. Photovoltaic plants in Central Switzerland generate only about one fourth of their total power production volume during the winter.

Axpo sees potential in alpine photovoltaic plants as a possible starting point to support the Federal Energy Strategy 2050 and, at the same time, to produce winter power.

“We see that it is possible to produce large volumes of power with PV,” says Andy Heiz, Deputy CEO and Head of Assets at Axpo. “Of course, the plant on the Muttsee dam is not enough to make a significant contribution. Other locations in non-protected areas and with existing infrastructure must be developed. However, that will also require the right political and economic framework conditions.”

– SmartEfficiency is Developer Partner with AXPO Energy Solutions

https://axpo.com/alpinsolar

Tassonomia gas e nucleare mina sicurezza ambientale. A seguito dell’inclusione del gas fossile e dell’energia nucleare nella tassonomia, cioè nell’elenco degli investimenti ritenuti sostenibili dall’UE, Greenpeace annuncia che intraprenderà un’azione legale contro la Commissione europea.

A Strasburgo il Parlamento europeo non ha infatti raccolto abbastanza voti per bloccare il controverso piano della Commissione. Solo 278 eurodeputati hanno votato contro l’etichetta sostenibile per il gas e il nucleare, non raggiungendo i 353 voti necessari per bloccare la proposta.

In risposta al voto del Parlamento, Ariadna Rodrigo, della campagna Finanza sostenibile di Greenpeace UE, dichiara: «È oltraggioso etichettare il gas fossile e il nucleare come “verdi” e far fluire così più denaro verso le casse che finanziano la guerra di Putin in Ucraina. Per questo continueremo opporci in tribunale.
Le vergognose trattative interne alla Commissione europea influenzate dalle lobby dei combustibili fossili e del nucleare non basteranno. Siamo ispirati dalle attiviste e dagli attivisti per il clima che questa settimana si sono riuniti a Strasburgo, e siamo fiduciosi che i tribunali annulleranno questo tentativo di greenwashing sostenuto dalla politica, in quanto si tratta di una chiara violazione delle leggi dell’Unione europea».

Prima che l’azione legale abbia inizio, Greenpeace presenterà alla Commissione europea una richiesta formale di revisione interna. In caso di esito negativo, Greenpeace porterà la causa alla Corte di Giustizia europea.

Il voto che ha dato il via libera all’etichetta green per false soluzioni come il gas fossile e l’energia nucleare – che, oltre a non aver risolto i suoi problemi di sicurezza, gestione a lungo termine delle scorie e proliferazione atomica, richiede molte più risorse finanziarie e tempi più lunghi rispetto alle rinnovabili – è in netto contrasto con quanto servirebbe davvero in un momento storico come questo, in cui gli effetti dei cambiamenti climatici – ondate di calore in tutta Europa, siccità e tragedie come quella avvenuta sul ghiacciaio della Marmolada – hanno gravi conseguenze sulla vita di tutte e tutti noi.

Secondo Greenpeace il voto del Parlamento europeo rischia di rallentare ulteriormente la lotta alla crisi climatica, esponendo le persone e il pianeta a eventi climatici sempre più estremi.

www.greenpeace.org

Geotermia energia italiana pulita ed abbondante. “Il Consiglio Nazionale dei Geologi, attraverso il lavoro di coordinamento della Piattaforma Geotermia, sta operando da tempo al fine di promuovere la geotermia nelle sue diverse forme, con l’obiettivo di favorirne e sostenerne il valore nell’ambito della transizione ecologica, come richiesto nel Piano Nazionale per la Ripresa e la Resilienza (PNRR)”. Con queste parole il coordinatore della Piattaforma, Emanuele Emani, consigliere del CNG, ha aperto i lavori dell’importante convegno sugli STATI GENERALI DELLA GEOTERMIA, tenutosi a Roma il giorno 16 giugno presso la sala conferenze Capranichetta, un confronto tra politici, esperti in materia di energia e stakeholders, in un momento storico particolare per l’intero pianeta.

La necessità di allontanarsi sempre più dalle fonti fossili a favore delle rinnovabili, costituisce l’obiettivo principale rispetto a quelli fissati nell’agenda 2030 dell’ONU e fatti propri dalla Commissione Europea nel Green Deal, da cui poi sono derivate le iniziative del Next Generation UE.

Azioni condivise da tutti i componenti della Piattaforma, vale a dire Enti che a vario titolo si occupano di geotermia come: ENEA, CNR, ISPRA, GSE, RSE, ITACA e le Associazioni che operano in questo ambito (AICARR, ANIGhp, ANIM, ANIPA, ANISIG, IAH, AIRU, FINCO, UGI, COSVIG, Ass.ne Acque Sotterranee), che hanno partecipato agli Stati Generali della Geotermia con un comune obiettivo finale, quello della decarbonizzazione. All’evento è intervenuto, tra gli altri, il Ministro dell’Energia Roberto Cingolani, che si è soffermato a lungo sul fatto che “la decarbonizzazione costituisce un obiettivo facilmente raggiungibile entro il 2030 per il 55% rispetto al 1990”, precisando come “le richieste di nuovi allacci da energie rinnovabili pervenute al 31 maggio 2022 siano state pari a circa 5.6 Gigawatt/ora”. “È necessario – ha proseguito Cingolani – operare su due diverse direzioni, quella di diversificare il più possibile l’approvvigionamento energetico da fonti rinnovabili e quello di accelerare maggiormente le procedure; non è pensabile concentrarsi solo ed esclusivamente su una delle risorse trascurandone altre, anche perché l’Italia è un Paese geologicamente, morfologicamente e geograficamente assai vario, che offre diverse opportunità di approvvigionamento energetico in maniera non omogenea”.

Il calore interno della terra quindi si candida come importante fonte di energia del futuro che concorrerà entro 2030 al raggiungimento della soglia dei 230 Terawatt/ora da rinnovabili che, secondo il Ministro Cingolani, costituisce la soglia oltre la quale “è possibile iniziare a parlare di mobilità elettrica e di elettrificazione industriale”. Nel suo intervento il Ministro sottolinea inoltre come “un’auspicabile crescita del PIL porterà inevitabilmente ad un’ulteriore richiesta di energia, con un impiego in 6-7 anni di rinnovabili a spettro largo con la massima laicità, cercando di sfruttare il meglio del nostro Paese nei diversi posti”.

Il programma passa ovviamente per un importante impegno economico pari complessivi 360 miliardi di euro, suddivisi in 230 miliardi del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza e del Piano Complementare, da impiegare entro il 2026, e 130 miliardi di euro per i fondi strutturali europei della programmazione 2021-2027 ed il Fondo Sviluppo e Coesione (FSC), utilizzabili anche oltre la scadenza del 2026 fissata per il PNRR.

Sullo stesso concetto si sofferma il prof. Bruno della Vedova, presidente dell’Unione Geotermica Italiana, che specifica come “il territorio nazionale offra eccellenti opportunità per la produzione di energia elettrica”, citando il caso della Toscana che copre oggi il 30% dei consumi elettrici della Regione, pari a 6.0 TWh (pari al 2% dei consumi elettrici nazionali).

Geotermia legata quindi ad alte temperature (alta e media entalpia) per il teleriscaldamento di quartieri, città ed industria, e produzione di energia elettrica mediante impianti innovativi di abbattimento degli inquinanti gassosi ad alta efficienza, ma anche geotermia per piccoli impianti domestici per il riscaldamento ed il raffrescamento mediante pompe di calore (geoscambio a bassa entalpia), una nuova tecnologia che secondo il Prof. Della Vedova “può dare un’accelerazione significativa alla transizione energetica strategica del Paese”.

Sull’importanza dell’argomento trattato è intervenuto anche il Presidente del Consiglio Nazionale dei Geologi Arcangelo Francesco Violo, che ha evidenziato come questo appuntamento costituisca “un’importante occasione di rilancio del Paese e delle politiche di sostenibilità ambientale e sociale, un confronto su una tematica che è da ritenersi un’imprescindibile condizione per tutti gli interventi che impattano sul territorio, come espressamente previsto dagli obiettivi principali del Piano, che pongono un’attenzione massima proprio nei confronti di due termini ormai utilizzati quotidianamente: resilienza e sostenibilità”.
Il territorio, difatti – conclude Violo – costituisce l’ossatura portante, e la “Geologia” – al suo interno – assume un ruolo fondamentale nella pianificazione infrastrutturale, nella gestione delle risorse idriche, nella rigenerazione urbana, nella riqualificazione ambientale e nella mitigazione dei rischi geologici ed ambientali, sia di carattere nazionale che planetario”.

www.cngeologi.it