Hydrogen and the future of energy

Processo di decarbonizzazione nel Regno Unito e aspetti logistici, normativi e commerciali per l’implementazione dell’idrogeno

a cura di Raffaella Aghemo

Il 27 giugno 2019, il Regno Unito è diventato la prima grande economia a impegnarsi per legge a ridurre le sue emissioni di gas serra (GHG) a zero entro il 2050.

Nel recente e lungo “Manuale dell’Idrogeno del Regno Unito — Aspetti legali, normativi, politici e commerciali che incidono sul futuro dell’idrogeno”, edito ed elaborato dallo studio legale K&L Gates nell’ottobre 2020, si legge: «Le misure messe in atto dal governo del Regno Unito negli ultimi due decenni hanno ottenuto miglioramenti significativi nella riduzione delle emissioni annuali di gas a effetto serra — infatti, i dati sulle emissioni annuali della Gran Bretagna del 2019 indicano che le emissioni sono diminuite del 45% rispetto ai livelli del 1990. Questa riduzione è principalmente il risultato di misure per decarbonizzare la rete elettrica mettendo in campo fonti di energia rinnovabile come l’eolico e il solare e mettendo in atto misure per disincentivare la produzione di energia a carbone

Come si legge nella introduzione, infatti «negli ultimi due anni, i record di energia pulita sono stati battuti due volte qui: nel 2019, il 37% dell’energia è stato fornito da fonti rinnovabili, e si è avuto un aumento al 47% nel primo trimestre del 2020.»

E voi penserete, ma perché l’idrogeno? «Si prevede che l’idrogeno sia una componente fondamentale per raggiungere gli obiettivi di zero netto del Regno Unito in queste aree, che includono settori difficili da decarbonizzare come i trasporti pesanti, l’industria e le spedizioni».

Il Regno Unito produce attualmente circa 27 TWh di idrogeno grigio all’anno, che viene utilizzato principalmente dagli utenti industriali e dalla rete limitata di stazioni di rifornimento di idrogeno che supporta i primi utenti del trasporto di superficie. L’idrogeno, inserito come una delle aree di priorità del Green Deal europeo, potrebbe davvero rappresentare il “cuneo” necessario ad accelerare la “ripresa green” auspicata da Stati e da cittadini.

Questo lavoro si configura con una parte introduttiva che abbiamo sommariamente delineato, una Seconda parte, afferente l’attuale panorama normativo per i progetti di produzione di idrogeno blu e verde, nonché il potenziale per lo stoccaggio sotterraneo su larga scala in Gran Bretagna, una Parte III, ove vengono analizzati i regimi legali che si applicano a varie forme di trasporto dell’idrogeno, come camion, ferrovia e oleodotto; la Parte IV che considera le questioni legali che circondano una serie di casi di domanda di idrogeno, come l’iniezione di gas naturale nella rete e l’uso come carburante per il trasporto di superficie, una Quinta parte relativa all’area finanziamenti e l’ultima parte con temi di discussione e confronto.

Nell’ottica di uno scenario prossimo dello zero netto, si ipotizza la necessità di 270 TWh/anno di idrogeno, entro il 2050, un aumento di 10 volte la produzione attuale. «Anche il prezzo è un fattore importante. L’opinione di molti esperti è che l’idrogeno verde attualmente costi troppo per consentirne un’ampia diffusione sin dal primo giorno. Ridurne i costi richiederà l’aumento dell’elettrolisi e volumi significativi di elettricità verde, il che richiederà tempo. Alcuni commentatori ritengono che una significativa riduzione dei costi potrebbe non essere ottenuta prima degli anni ’30 o ‘40»

IDROGENO BLU

Vi sono diversi progetti importanti in questa ottica, tra cui il progetto Acorn: guidata da Pale Blue Dot Energy, con finanziamenti e sostegno dei partner industriali (Chrysaor, Shell e Total), i governi britannico e scozzese e l’Unione europea, Acorn CCS ha ottenuto la prima licenza di valutazione e stoccaggio di CO2 assegnata dall’Autorità per il petrolio e il gas del Regno Unito: Acorn Hydrogen produrrà idrogeno dal gas del Mare del Nord e immagazzinerà la CO2 nell’infrastruttura Acorn CCS. Il progetto intende miscelare l’idrogeno (al 2 per cento (vol)) nel National Transmission System e passare il sistema di distribuzione di Aberdeen al 100% di idrogeno.

Con il progetto Humber Zero, si vuole sviluppare un distretto industriale a zero emissioni di carbonio intorno Immingham, sulla costa orientale dell’Inghilterra: nella prima fase, verrà installato CCUS (Carbon Capture, Utilisation and Storage: un processo attraverso il quale la CO2 prodotta nella combustione di combustibili fossili viene catturato e poi utilizzato in altri processi, come quelli industriali, o trasportato per lo stoccaggio a lungo termine in formazioni geologiche come i campi di petrolio e gas esauriti), per catturare le emissioni di due centrali elettriche a gas e due raffinerie. Nella seconda fase, sarà sviluppato un hub di idrogeno per produrre idrogeno blu e verde per servire una terza centrale elettrica e l’industria locale, come British Steel.

Ma per portare avanti simili progetti occorrono anche una serie di manovre chiave da mettere in atto, che nel documento vengono elencate in questa maniera:

- Fornitura di gas naturale: gli impianti di idrogeno e CCUS situati strategicamente nei principali porti, terminali e impianti di stoccaggio del gas consentirebbero di utilizzare il gas, importato o prodotto a livello nazionale, come materia prima. Il gas potrebbe essere acquistato con contratti a lungo termine, da operatori di gas naturale esistenti.

- Fornitura di acqua: la produzione di idrogeno blu richiede grandi volumi di acqua, da utilizzare come vapore nel processo di riformazione. In pratica, ciò richiederà un collegamento alla rete idrica locale, che sarà tipicamente gestita dall’azienda idrica locale monopolistica. In alternativa, se il progetto si trova vicino alla costa, potrebbe essere installata un’unità di desalinizzazione e l’acqua di mare potrebbe essere prelevata per il consumo.

- Accordi di prelievo CO2: i progetti attuali, come il progetto Acorn CCUS e il progetto Humber Zero discussi sopra, vedono sviluppatori di idrogeno blu collaborare con compagnie petrolifere e del gas per fornire CO2 offshore dedicato, pertanto, attualmente, non è chiaro quali possano essere le condizioni commerciali di questi accordi.

- Approvazioni ambientali e di pianificazione: non esiste un quadro normativo dedicato applicabile allo sviluppo di progetti di idrogeno blu. Tuttavia, si sono stabiliti regimi ambientali e di pianificazione per le industrie chimiche e di trasformazione del gas, nonché per le attività e le sostanze pericolose, che saranno rilevanti per gli impianti di idrogeno blu.

Ai sensi dei regolamenti sulla pianificazione urbanistica e territoriale del 2017, potrebbe essere necessaria una valutazione dell’impatto ambientale (VIA), prima di poter sviluppare un impianto di idrogeno blu. Le attività che attivano automaticamente un requisito VIA per un impianto di idrogeno blu includono:

• Produzione su scala industriale di prodotti chimici inorganici di base (che includerebbe l’idrogeno) utilizzando processi di conversione chimica;

• Stoccaggio di prodotti chimici con capacità pari o superiore a 200.000 tonnellate; e

• Cattura di flussi di CO2 allo scopo di stoccaggio geologico o dove la cattura totale annua è 1,5 milioni di tonnellate o più.

Al di sopra delle due o cinque tonnellate entrano in azione altre normative dedicate. Probabilmente sarà richiesto anche un permesso ambientale separato (EP) per un sito di produzione di idrogeno a seconda della scala proposta e del volume di produzione di idrogeno nel sito. Inoltre, ma non meno importante, i datori di lavoro hanno il dovere generale di garantire, per quanto ragionevolmente possibile, la salute, la sicurezza e il benessere sul lavoro di tutti i dipendenti. Questo dovere si estende a questioni quali le disposizioni per garantire la sicurezza e l’assenza di rischi per la salute in relazione all’uso, alla manipolazione, allo stoccaggio e al trasporto di articoli e sostanze (l’atto legislativo principale è l’Health and Safety at Work Act del 1974 (HSWA)).

Rimangono, inoltre, sfide significative per lo sviluppo del settore dell’idrogeno blu più in generale ed è emersa una serie di ostacoli all’ulteriore utilizzo dell’idrogeno nel Regno Unito. Ad esempio, le iniziative incoerenti del governo e la mancanza di incentivi sono state identificate come impedimenti che possono rendere difficile per gli attori del settore privato impegnarsi in progetti a lungo termine. Inoltre, le infrastrutture insufficienti e il mancato adattamento delle infrastrutture esistenti alla produzione di idrogeno blu renderanno più difficile il compito della creazione del mercato. Si spera che queste preoccupazioni vengano affrontate nel prossimo futuro!

IDROGENO VERDE

L’idrogeno verde viene prodotto utilizzando l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili per l’elettrolisi dell’acqua. Non vengono create emissioni durante la sua produzione, rendendo l’idrogeno verde una fonte di energia a zero emissioni di carbonio. Tuttavia, l’idrogeno verde è attualmente la forma più costosa di idrogeno da produrre, con un costo da tre a sei volte superiore rispetto all’idrogeno grigio o blu.

Un recente rapporto dell’Offshore Wind Industry Council e dell’Offshore Renewable Energy Catapult ha suggerito che un’industria dell’idrogeno verde, in questa nazione, potrebbe valere fino a 320 miliardi di sterline per l’economia britannica entro il 2050 e potrebbe supportare fino a 120.000 nuovi posti di lavoro.

Anche qui si stanno sviluppando alcuni progetti interessanti, come il Progetto Dolphin: “Dolphyn” (Produzione Locale Offshore di Idrogeno in acque profonde) è un concetto sviluppato da ERM. Il progetto è guidato da ERM e mira a produrre idrogeno verde dall’eolico offshore galleggiante in località di acque profonde. Il progetto include una turbina eolica galleggiante su larga scala (di nominali 10 MW) con un’unità di desalinizzazione integrata ed un elettrolizzatore, che lavorano tutti insieme per produrre idrogeno verde che può essere convogliato a terra. Attualmente sono in corso i lavori per la progettazione di un sistema prototipo da 2 MW; o anche il Progetto PosHydon: è stato il primo progetto offshore di idrogeno verde e si trova nel Mare del Nord olandese. L’idrogeno è prodotto dall’acqua di mare mediante elettrolisi su una piattaforma petrolifera e del gas in disuso, Q13-a. L’obiettivo del progetto pilota è acquisire esperienza nell’integrazione di sistemi energetici in mare e nella produzione di idrogeno in ambiente offshore, e pur essendosi formato al di fuori del territorio britannico, appare importante per sviluppi e strategie correlate.

Anche qui, gli sviluppatori del progetto dovranno accedere a quanto segue per sviluppare e gestire un impianto di idrogeno verde:

• Elettrolizzatore

• Fornitura d’acqua

• Alimentazione rinnovabile

• Approvazioni ambientali e di pianificazione

Non mi addentrerò in disamine altamente tecniche e ai riferimenti alla necessità di acquisire elettricità da progetti di energia rinnovabile, attuabili attraverso PPA (Power Purchase Agreement, accordo per la vendita e l’acquisto di elettricità da un generatore di elettricità), diretti o fisici, o ancora attraverso VPPA, la quale è una transazione puramente finanziaria (piuttosto che un contratto per la vendita di elettricità verde), in cui il progetto dell’idrogeno verde non prevede la consegna fisica dell’elettricità verde dell’impianto. A sua volta, il progetto stipulerà un contratto di fornitura di energia con un’utility per la fornitura di energia elettrica al progetto.

Certamente, l’infrastruttura di stoccaggio dovrebbe svolgere un ruolo importante nel garantire che la domanda e l’offerta di idrogeno siano gestite in modo efficiente. La soluzione più pubblicizzata per lo stoccaggio dell’idrogeno nel Regno Unito è nelle caverne di sale, particolarmente numerose nel nord dell’Inghilterra e nel Galles. Un certo numero di caverne di sale sono già utilizzate per lo stoccaggio del gas, con oltre 30 esistenti in tutto il paese. Tuttavia, le caverne di sale non sono prive di problemi. La composizione e l’integrità strutturale delle caverne devono essere adeguatamente valutate e monitorate e dovranno essere applicati limiti giornalieri (di solito intorno al 10% della capacità di stoccaggio) sulla quantità di idrogeno che può essere prelevata dallo stoccaggio per mitigare il potenziale collasso.

Certo le difficoltà non sono poche e andranno pianificate strategie a difesa della scurezza, del benessere ambientale e della calmierazione dei prezzi in un mercato in futura crescita.

Nella Sezione III, infatti, si affronta la questione del Trasporto: in circostanze in cui l’idrogeno non può essere prodotto in loco al punto di consumo, o in uno scenario in cui la produzione di idrogeno si sviluppa nel Regno Unito in modo centralizzato anziché modo decentralizzato, un trasporto sicuro, rapido ed economico sarà di fondamentale importanza sia per gli utenti finali che per gli sviluppatori di progetti, esplorando la possibilità di trasporto dell’idrogeno su camion, ferrovia e oleodotto. Una delle preoccupazioni principali per il trasporto dell’idrogeno è la sicurezza a causa delle sue proprietà chimiche e fisiche. Queste proprietà possono causare l’infragilimento (indebolimento strutturale) di acciai e leghe ad alta resistenza, possono consentire la fuoriuscita dal contenimento e determinare un ampio intervallo di infiammabilità. La regolamentazione fino ad oggi è principalmente guidata da queste preoccupazioni e riflette il desiderio di garantire che le merci pericolose possano essere trasportate in sicurezza attraverso la Gran Bretagna. I conducenti che trasportano idrogeno (compresi sia i camion che i treni) devono aver completato una formazione specifica sulla sicurezza. Qualsiasi azienda di trasporto che impiega questi conducenti è responsabile di garantire che questa formazione sia compilata e regolarmente aggiornata.

Nella Sezione IV, invece, si prendono in considerazione due forme di utilizzo dell’idrogeno che, se sviluppate, potrebbero rappresentare una domanda significativa di idrogeno in GB: l’iniezione in rete del gas e il carburante per veicoli. Queste non sono affatto le uniche forme previste di domanda di idrogeno che potrebbero verificarsi negli anni a venire; tuttavia, potrebbero avere un impatto su alcuni dei settori a più alta emissione, tra cui il riscaldamento residenziale, l’industria e i trasporti di superficie, che insieme rappresentano oltre il 60% delle emissioni annuali di carbonio del Regno Unito. Il governo dovrebbe rilasciare la sua strategia per gli edifici e il calore a breve, per definire la politica in merito alla decarbonizzazione degli edifici esistenti, comprese le misure per eliminare gradualmente caldaie tradizionali a petrolio e a gas e misure che consentono di sostenere la fornitura di alternative di riscaldamento a basse emissioni di carbonio, richiedendo, contemporaneamente che le case di nuova costruzione siano a prova di futuro con riscaldamento a basse emissioni di carbonio; la sua introduzione è prevista entro il 2025.

Si legge, nella Sezione V, che negli ultimi due o tre anni, il governo ha annunciato e distribuito una quantità crescente di finanziamenti per sostenere le ambizioni di decarbonizzazione, in particolare nei settori industriale e dei trasporti. Mentre alcuni di questi fondi di finanziamento mirano direttamente alle tecnologie dell’idrogeno, la maggior parte dei finanziamenti disponibili per soluzioni tecnologiche “verdi” e a basse emissioni di carbonio tende a essere tecnologicamente neutrale. Sono stati inoltre resi disponibili finanziamenti del governo britannico per sostenere lo sviluppo e l’implementazione di CCUS su larga scala.

Infine, nella Sezione VI, si fa una panoramica che disvela che non esiste ancora una chiara strategia in GB in materia di idrogeno, a differenza di altre nazioni, quali per esempio la Germania, che ha annunciato i propri 9 miliardi di euro in strategia dell’idrogeno, o altri paesi come Giappone, Australia, Paesi Bassi e Portogallo che hanno rilasciato visioni a lungo termine per l’idrogeno nei propri paesi.

IDROGENO GOO (Guarantee of Origin)

I GoO sono un meccanismo utilizzato nel settore dell’elettricità per etichettare l’elettricità da fonti rinnovabili come “verde”. I generatori di energia rinnovabile ricevono un GoO per ogni MWh di elettricità che producono. I GoO possono essere acquistati, venduti e consumati. Quando un’azienda acquista un GoO e prende in consegna l’energia elettrica, i GoO associati vengono cancellati nel registro elettronico dei certificati. Il sistema consente di tenere traccia della proprietà, verificare i reclami e garantire che i GoO vengano consumati e contati solo una volta. Uno schema GoO dell’idrogeno potrebbe migliorare il prezzo dell’idrogeno a basse emissioni di carbonio, poiché la prova che le molecole pertinenti sono certificate come a basso tenore di carbonio (o “verdi”) potrebbe consentire acquisti selettivi, portando a un aumento della domanda, un premio di prezzo, o entrambi. Uno schema GoO dell’idrogeno potrebbe anche consentire l’esportazione dell’idrogeno del Regno Unito nei mercati internazionali che vogliono sapere che l’idrogeno che stanno acquistando è effettivamente a basse emissioni di carbonio.

Riproduzione Riservata

Avv. Raffaella Aghemo

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Innovative Lawyer and consultant for AI and blockchain, IP, copyright, communication, likes movies and books, writes legal features and books reviews

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Raffaella Aghemo

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