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Come le nuove regole UE che definiscono l’idrogeno “rinnovabile” potrebbero plasmare il mercato

Idrogeno Verde

Le regole determineranno i requisiti che i combustibili come l’idrogeno dovranno avere per essere considerati completamente rinnovabili

Venerdì scorso la Commissione Europea ha pubblicato delle regole in base alle quali i carburanti per autotrazione di origine non biologica – incluso l’idrogeno – possono essere considerati rinnovabili. Nonostante le pressioni del settore, secondo Corinna Klessmann, Felix von Blücher e Malte Gephart i criteri sono severi.

Corinna Klessmann è la direttrice Energia, Sostenibilità e Infrastrutture della società di consulenza Guidehouse. Felix von Blücher è un consulente senior e Malte Gephart è direttore associato per Energia, Sostenibilità e Infrastrutture.

Venerdì scorso la Commissione Europea ha pubblicato l’atteso progetto di atto delegato, che stabilisce delle regole dettagliate per definire “rinnovabili” i carburanti per autotrazione di origine non biologica (renewable transport fuels of non-biological origin – RFNBO). Queste regole determineranno i requisiti che i combustibili come l’idrogeno dovranno avere per essere considerati completamente rinnovabili. Per il momento le regole si applicheranno solo all’idrogeno rinnovabile nel settore dei trasporti.
Tuttavia, secondo la proposta di revisione 2021 della direttiva sulle energie rinnovabili da parte della Commissione Europea, probabilmente in futuro verranno estese ad altri settori di uso finale, come l’industria. Diamo un’occhiata più da vicino alle disposizioni e alle modifiche principali rispetto alle precedenti versioni.

CONTEGGIO ELETTRICITÀ DA IMPIANTI COLLEGATI COME COMPLETAMENTE RINNOVABILE

Se l’elettrolizzatore e l’impianto rinnovabile sono collegati attraverso una linea diretta o fanno parte dello stesso impianto, l’impianto rinnovabile deve essere messo in servizio non prima di tre anni prima dell’elettrolizzatore.

Questo periodo di tre anni offre maggiore flessibilità agli sviluppatori di progetti rispetto alle perdite precedenti, riflettendo i lunghi tempi di consegna dei progetti di energia eolica.

CONTEGGIO ELETTRICITÀ PRESA DALLA RETE COME COMPLETAMENTE RINNOVABILE

Se l’elettrolizzatore si trova in una zona di offerta in cui la quota di elettricità rinnovabile supera il 90%, l’idrogeno conta automaticamente come completamente rinnovabile, ma la quantità massima di ore a pieno carico è limitata alla stessa percentuale. In caso contrario, si applicano tre requisiti fondamentali, come definiti nella direttiva sulle energie rinnovabili del 2018: a) addizionalità, b) correlazione temporale ec) correlazione geografica.

IL REQUISITO DELL’ADDIZIONALITÀ

L’elettricità rinnovabile prodotta per la produzione di idrogeno rinnovabile deve essere “aggiuntiva” alla produzione di elettricità rinnovabile esistente. Senza questo, la produzione di idrogeno potrebbe potenzialmente aumentare le emissioni di gas serra (che dovrebbero essere risparmiate altrove nell’ambito dell’ETS dell’UE), perché crea una domanda aggiuntiva di elettricità che potrebbe comportare un aumento della produzione di energia fossile.

La disposizione predefinita per dimostrare l’addizionalità è che i produttori di idrogeno devono procurarsi una quantità (almeno) equivalente di elettricità rinnovabile attraverso accordi di acquisto di energia (power purchase agreements  – PPA) con installazioni rinnovabili non sovvenzionate, commissionate non prima di tre anni prima dell’elettrolizzatore.

Fino al 1° gennaio 2027 e per le aggiunte di capacità, l’elettricità può provenire da impianti esistenti di energia rinnovabile, incentivando i primi progetti.

Le disposizioni sull’addizionalità non sono cambiate rispetto a una fuga di notizie dell’atto delegato circolata ad aprile. Sono state pesantemente criticate dalle parti interessate dell’industria dell’idrogeno, in quanto troppo onerose.

LE IMPLICAZIONI DI QUESTE DISPOSIZIONI

Dopo un periodo di transizione, i produttori di idrogeno rinnovabile dovranno procurarsi e pagare l’elettricità rinnovabile da impianti nuovi e non sovvenzionati, garantendo così i rispettivi aumenti di capacità. I costi saranno pagati dai soggetti obbligati ai sensi dell’obbligo del carburante di trasporto e trasferiti ai consumatori. L’uso obbligatorio dei PPA darà probabilmente una forte spinta al mercato dei PPA per le energie rinnovabili.

Potrebbe anche limitare l’adozione da parte del mercato dell’idrogeno rinnovabile, poiché i produttori di idrogeno competeranno con altri acquirenti per un numero limitato di installazioni di energia rinnovabile e PPA. La disponibilità e il prezzo di tali PPA determineranno la disponibilità di idrogeno rinnovabile, soprattutto a breve termine.

Ci si può anche aspettare che la produzione di combustibili rinnovabili si sposti in regioni con un abbondante potenziale di energie rinnovabili, come i Mari del Nord, l’Europa meridionale o la regione MENA (Medio Oriente e Nordafrica).

Il vantaggio dei carburanti per trasporti a base di idrogeno – come l’e-metanolo o l’e-kerosene – è che sono più facili da trasportare e meno infrastrutturali rispetto all’idrogeno puro. La sfida di trovare dei PPA adeguati diventerà molto più grande se i requisiti di addizionalità saranno estesi all’uso dell’idrogeno nell’industria (es. acciaio), la cui trasformazione verso l’idrogeno dipende dalla disponibilità di infrastrutture per l’idrogeno e da sostanziali sussidi pubblici.

Da un punto di vista macroeconomico, i requisiti di addizionalità porteranno a risparmi di gas serra solo se le quote di energie rinnovabili e gli obiettivi a livello di sistema verranno aumentati di conseguenza.
Ciò si riflette nel piano d’azione REPowerEU della Commissione Europea, che propone di aumentare l’obiettivo europeo delle energie rinnovabili per il 2030 dal 40% al 45%.

La correlazione temporale tra produzione di idrogeno e produzione di energia elettrica rinnovabile ha lo scopo di garantire che le due siano sincronizzate. Per ogni ora di calendario, l’energia elettrica consumata deve:

– essere generata da un impianto di energia rinnovabile con contratto PPA;

– o provenire da un bene di stoccaggio che è stato addebitato a queste condizioni;

– oppure essere prodotta in un’ora, qualora il prezzo di liquidazione al mercato del giorno prima sia inferiore o uguale a 20 €/MWh o inferiore a 0,36 volte il prezzo di una quota di emissione ETS.

Se le prime due opzioni hanno fatto parte di perdite precedenti, l’ultima opzione è nuova. Non è chiaro come siano state fissate le soglie di prezzo, ma forniscono ulteriore flessibilità ai produttori di idrogeno.

La logica di fondo sembra essere che, in tempi di prezzi di mercato spot relativamente bassi, la fornitura di energia elettrica non è scarsa, una situazione tipicamente causata dall’alimentazione da fonti rinnovabili.

Questa prospettiva del sistema è utile per i criteri di correlazione temporale, altrimenti problematici.
La richiesta di una stretta correlazione temporale tra le attività rinnovabili contrattate e la produzione di idrogeno creerebbe delle sfide operative con discutibili vantaggi macroeconomici.

L’abbinamento orario è sostituito da quello mensile fino alla fine del 2026, eliminando così il vincolo temporale durante questo periodo transitorio.

Tuttavia, questa eccezione non si applica se l’idrogeno riceve un supporto alla produzione.
Ciò riflette presumibilmente i requisiti esistenti degli orientamenti sugli aiuti di Stato per il clima e l’energia.

I requisiti di addizionalità e correlazione temporale sopra descritti non si applicano se l’elettrolizzatore consuma elettricità durante periodi di ridistribuzione al ribasso, ovvero quando le energie rinnovabili sono ridotte. In tal caso, una quantità equivalente di elettricità conta come completamente rinnovabile, ma non è chiaro come verrà resa operativa.

La correlazione geografica mira ad evitare che i produttori di idrogeno non siano in grado di procurarsi fisicamente elettricità rinnovabile a causa della congestione della rete elettrica.

L’atto delegato stabilisce che gli elettrolizzatori e gli impianti per le energie rinnovabili dovranno essere ubicati nelle stesse zone di offerta, in una zona di offerta offshore adiacente o in una zona di offerta vicina con prezzi di mercato del giorno prima uguali o superiori.

Quest’ultimo requisito implica che i colli di bottiglia della rete non limitano la direzione dell’importazione di energia elettrica. Tuttavia, gli Stati membri possono introdurre ulteriori criteri per quanto riguarda l’ubicazione degli elettrolizzatori. Nel complesso, i criteri dell’atto delegato sono rimasti piuttosto severi, nonostante la forte opposizione dell’industria.

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