Sviluppo della filiera dell’idrogeno e transizione energetica: aspetti regolatori

Articolo a cura della Dott.ssa Capozza Simona

Transizione energetica

1. Introduzione

Oggi si può parlare di un vero momentum per il vettore idrogeno e persino relativamente all’idrogeno verde (ossia l’idrogeno prodotto tramite lo sfruttamento di energia rinnovabile), per quanto non ancora competitivo rispetto alle fonti fossili, si è assistito ad una evidente riduzione dei costi di produzione [1]. Invero, le attuali politiche energetiche e climatiche (sia al livello europeo che al livello nazionale) mirano alla realizzazione della c.d. Economia dell’idrogeno [2], consistente nella creazione di un sistema energetico che veda il trasporto di energia su lunghe distanze ed il suo stoccaggio in grandi quantità tramite la sua conversione in idrogeno verde.
La figura n. 1 mostra come la sovrapproduzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili (FER) possa essere utilizzata dall’elettrolizzatore (box rosso) per produrre idrogeno verde tramite l’uso di elettricità per scindere l’acqua in ossigeno e idrogeno. Quest’ultimo viene immagazzinato (box celeste) ed utilizzato successivamente per produrre elettricità al bisogno tramite celle a combustibile. Si può anche osservare come l’acqua utilizzata dalla cella a combustibile possa essere utilizzata per alimentare lo stesso elettrolizzatore.

Figura 1
Figura 1 – Produzione di idrogeno da sovrapproduzione di elettricità rinnovabile

Questo processo di produzione garantirebbe la disponibilità di energia rinnovabile nei casi di picchi della domanda, superando i limiti della non programmabilità e intermittenza e, dunque, assicurando al sistema energetico flessibilità e resilienza [6,7].
Il presente articolo mira a identificare alcune delle questioni normative più critiche per lo sviluppo della catena produttiva dell’idrogeno, ossia: lo sviluppo di un sistema di Garanzia di Origine (GO) armonizzato e il suo ruolo rispetto all’obiettivo dell’integrazione dei settori energetici (c.d. Sector Coupling – SC).

2. Barriere allo sviluppo di un sistema di Garanzie d’Origine per l’idrogeno

La GO consiste in “un documento elettronico che ha la sola funzione di fornire al consumatore finale la prova che una determinata quota o quantità di energia è stata prodotta da FER” [8], permettendo al produttore di monetizzare il valore dell’energia prodotta con l’aggiunta di un premio al suo prezzo finale.
Il trasporto dei vettori energetici avviene tramite complesse infrastrutture ed è difficoltoso crearne alcune specifiche che siano in grado di valorizzare le peculiari caratteristiche dei vettori trasportati. Dunque, sono state create le GO, che possono essere scambiate separatamente rispetto al vettore fisicamente considerato (il quale viene scambiato tramite le infrastrutture tradizionali) e, in tal modo, assicurarne l’origine rinnovabile.
Un sistema di GO ha tre elementi essenziali: (i) la sussistenza di un’autorità (pubblica o privata) autorizzata al rilascio, alla registrazione e al monitoraggio delle GO; (ii) l’eliminazione della GO dal relativo registro in seguito alla consumazione dell’energia certificata; (iii) ogni scambio di GO deve essere registrato fino al momento di cancellazione.
Ad oggi, non esiste un sistema di GO vincolante per quanto concerne l’idrogeno, ma il Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking, partenariato europeo pubblico-privato, ha finanziato la creazione di un sistema di GO non vincolante chiamato CertyfHy Guarantee of Origin Scheme [9].
L’Unione Europea (UE) pone tale schema come linea guida per gli organismi di standardizzazione, affinché essi revisionino la norma CEN-EN 16325 [10] (relativa allo schema di garanzie esistente per l’elettricità rinnovabile) al fine di ricomprendervi anche l’idrogeno.
Ad oggi, tuttavia, sussistono numerose incertezze relativamente al sistema di garanzie d’origine che dovrebbe essere implementato per l’idrogeno.
Per la realizzazione di un sistema di GO, bisogna innanzitutto definire chiaramente cosa debba intendersi per idrogeno certificato e quale sia il suo rapporto rispetto alle emissioni di anidride carbonica (CO2). In particolare, è necessario definire l’idrogeno verde e ciò potrebbe seguire due inclinazioni: i Paesi che focalizzano la propria attenzione sull’obiettivo della riduzione delle emissioni di gas serra (GHG) vedranno una definizione di idrogeno verde più ampia e, dunque, inclusiva anche l’idrogeno prodotto da combustibili fossili con tecnologie cattura, stoccaggio e utilizzo del CO2 (c.d. idrogeno blu). Al contrario, i Paesi che favoriscono l’aumento delle FER all’interno del sistema energetico, definiranno l’idrogeno verde in modo più rigoroso e limitato solo all’idrogeno prodotto da FER [11].
Attualmente, non vi è alcuna definizione di idrogeno verde armonizzata al livello europeo: l’articolo 2(1) della Renewable Energy Directive (RED II – Direttiva 2018/2001/UE) definisce come “energia da FER” l’energia prodotta da fonti non fossili, ma non menziona l’idrogeno. In effetti, l’idrogeno è considerato solo tra gli “altri gas rinnovabili” quando si parla di GO (art. 19(7)(b)). Gli approcci più efficaci sarebbero due [12]:
– stabilire una quota minima di energia rinnovabile o di materia prima che deve essere utilizzata per la produzione affinché l’idrogeno possa definirsi “verde”;
– considerare le emissioni di GHG rilasciate durante l’intero ciclo di vita dell’idrogeno e stabilire una soglia massima accettabile.
Definire una soglia per le emissioni di GHG sembra essere uno dei punti più difficili: etichettare l’idrogeno come “verde” o “non verde” non sarebbe sufficiente, perché il produttore mirerebbe ad individuare il giusto mix di fonti (fossili e rinnovabili) che gli permetta di raggiungere la soglia stabilita [13], e non a convertire le proprie tecnologie di produzione. Forse un compromesso potrebbe consistere nella riduzione graduale della soglia di GHG fino alla loro completa eliminazione, contestualmente incentivando i produttori a passare a tecnologie più avanzate e più pulite.
Come anticipato, i produttori devono poter scambiare le garanzie tra loro. A tal proposito, si pone il rischio di una dissociazione tra le GO e il flusso energetico fisicamente considerato. Invero, in un sistema aperto e incontrollato, un produttore di idrogeno da fonti fossili potrebbe acquistare una garanzia da un produttore di idrogeno rinnovabile, fingendo che anche l’idrogeno da lui prodotto sia rinnovabile. Sorge, dunque, la necessità di elaborare sistemi di controllo e di monitoraggio. Ad esempio, si potrebbe consentire lo scambio di GO solo all’interno di sistemi chiusi, più facili da controllare [13].
Un ulteriore elemento da considerare è lo scambio a livello transnazionale: servono regole armonizzate per uno scambio valido e sicuro.
La regolamentazione di tali aspetti è cruciale affinché sia impedito le GO vengano utilizzate più di una volta (c.d. del double counting). Si può evitare ciò solo se, ogniqualvolta 1 MWh di energia è consumato, la GO viene tempestivamente rimossa dal relativo registro (c.d. cancellazione) [13].
Ai sensi della Direttiva 2008/71/CE, ogni fornitore di elettricità deve informare il consumatore finale relativamente al mix energetico fornito (c.d. disclosure): vi è un obbligo di comunicazione che comprende anche le informazioni sul suo impatto ambientale (es. emissioni di CO2). Tuttavia, gli Stati membri hanno implementato sistemi informativi diversi tra loro, così limitando lo scambio transnazionale di GO.
Per garantire una corretta disclosure, ogni fornitore potrebbe utilizzare le GO per stimare la quota di energia pulita fornita, piuttosto che utilizzare come riferimento il cosiddetto “mix residuo”, che rappresenterebbe, invece, il resto del mix energetico.
Secondo altri, una soluzione potrebbe consistere nel registrare tutta l’energia prodotta, compresa quella prodotta da combustibili fossili, così facendo del sistema di GO lo strumento per adempiere all’obbligo di informativa su tutte le fonti energetiche.
Tuttavia, vi è chi sostiene che etichettare fonti energetiche diverse dall’idrogeno verde comprometterebbe l’obiettivo finale di uno schema di certificazione per l’idrogeno.
Qual è, dunque, lo scopo di un sistema di GO per l’idrogeno? Se l’obiettivo è supportare l’adempimento dell’obbligo di informativa, il sistema ben potrebbe certificare tutte le fonti energetiche. Diversamente, se lo scopo è promuovere l’utilizzo diffuso su larga scala di energia pulita, solo l’idrogeno verde dovrebbe essere certificato [14].
Un altro aspetto da considerare concerne l’aumento di capacità prodotta (c.d. additionality): si pensa che un sistema di certificazione possa garantire l’aumento automatico della capacità di energia pulita, dato il surplus guadagnato con l’acquisto di GO. In realtà, non vi è alcuna certezza che i produttori incrementino la loro produzione rinnovabile e, forse, dovrebbero essere posti dei limiti relativi all’uso che i produttori possono fare del guadagno ottenuto, affinché, acquistando le GO, i produttori debbano necessariamente re-investire in additionality [11]. Ad esempio, alcuni suggeriscono di limitare l’accesso allo schema di GO solo alla nuova capacità o agli impianti che non ricevono altri tipi di incentivi [13].
Rilevante è anche l’interazione tra più sistemi di GO [14] per i casi in cui si verificasse la conversione da un vettore energetico all’altro, facendo interagire tra loro i diversi sistemi.
Garantire uno schema di certificazione affidabile ed esente da condotte fraudolente significa prevedere tutti questi aspetti. Sarebbe ottimale definire una normativa armonizzata (per lo meno al livello europeo) che disciplini i vari sistemi. In primo luogo, è necessario rimuovere tutte le barriere legate ai costi amministrativi superflui in materia di trasformazione: regole comuni in materia di trasformazione e semplificazione delle procedure amministrative potrebbero essere una prima soluzione efficace. Successivamente, per aumentare la credibilità del sistema, attirare il consumatore finale ed evitare i casi di double counting, un meccanismo di monitoraggio efficiente dovrebbe garantire l’immediata cancellazione delle GO consumate. Infine, per prevenire conversioni illecite di GO (ossia i casi in cui si ha la conversione della garanzia, senza che venga effettivamente convertito il flusso di energia fisica), è fondamentale che sia implementato un meccanismo di controllo trasparente.
La figura 2 mostra come, collegando le principali reti energetiche, l’energia possa attraversarle trasformandosi nella forma richiesta e di volta in volta necessaria.

Figura 2
Figura 2 – Il Sector Coupling

Ai sensi dell’art. 20 della RED II gli Stati Membri dovrebbero usare il tema dell’estensione delle infrastrutture per favorire l’integrazione dei gas rinnovabili all’interno del sistema energetico. Inoltre, i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) dovrebbero supportare le autorità nazionali di regolamentazione, elaborando Piani di sviluppo delle reti comuni ed in grado di pianificare obiettivi infrastrutturali di breve e lungo termine. Sono molteplici le opzioni in grado di dare flessibilità al sistema energetico da considerare ed è di primaria importanza che delle linee guida vengano definite dai policymakers e delle autorità legislative competenti [15].
Dunque, anche uno schema di GO appare cruciale, proprio perché sarebbe ideale solo idrogeno verde (o al massimo blu) venisse sfruttato, anche al fine di conservarlo per uso successivo [7].
Ciò è confermato dagli obiettivi fissati dal Green New Deal europeo (ossia la neutralità climatica entro il 2050), obiettivi perseguibili solo con la massima integrazione delle fonti energetiche rinnovabili all’interno dell’intero sistema energetico.
Attualmente, si ritiene che il modo migliore per trasportare l’idrogeno sia la sua immissione della rete del gas naturale, ma si tratta di una possibilità non ancora contemplata né a livello europeo né a quello italiano.
In Italia, il D.M. 18 maggio 2018 non parla di miscela di gas naturale e idrogeno per la sua immissione in rete. Inoltre, non esiste una normativa che consenta la realizzazione di condutture specifiche per il trasporto dell’idrogeno. Solamente il Gas Grid Code di Snam consente che idrogeno sia immesso nella rete del gas, ma solo sotto forma di biometano e con una concentrazione massima dell’1% in volume [16,17].
Tale lacuna normativa è, tuttavia, dovuta alla notevole complessità che caratterizza il tema del trasporto di idrogeno attraverso le condutture del gas, in quanto una percentuale di idrogeno superiore al 2% in volume potrebbe danneggiare le condutture a tal punto da comprometterne la durata e l’integrità. Peraltro, occorre considerare gli apparecchi di consumo finale e le loro caratteristiche per capire se questi siano in grado o meno funzionare con quel tipo di miscela [3].
La Figura 3 mostra in che modo le tecnologie di conversione dell’elettricità (c.d. power-to- gas) consentirebbero l’integrazione delle FER (e dell’idrogeno) all’interno di un sistema energetico integrato.

Figura 3
Figura 3 – Il potenziale ruolo del P2G in un sistema energetico integrato.

Ancora una volta, però, è evidente che, attraversando le molteplici reti energetiche, l’idrogeno debba portare con sé una certificazione che attesti la sua origine rinnovabile. Pertanto, si deve riflettere sulla necessità di coordinamento tra i numerosi sistemi GO [18] (ad esempio, GO di elettricità rinnovabile, metano rinnovabile, efficienza energetica e calore rinnovabile). Questo aspetto deve essere considerato in quanto, se l’obiettivo finale consiste nella realizzazione di un sistema energetico ibrido integrato, ci si deve attendere che la conversione di energia sarà presto all’ordine del giorno.
È inevitabile, pertanto, che i diversi sistemi di GO debbano interagire tra loro, data la necessaria conversione delle garanzie ed è fondamentale che l’intero sistema sia regolamentato affinché ne vengano garantite la credibilità, l’affidabilità e la prevedibilità.
Essendo l’idrogeno un elemento altamente versatile dal punto di vista delle sue applicazioni, il suo sistema di certificazione deve prendere in considerazione tutti i possibili vettori energetici in cui esso potrebbe essere convertito. Pertanto, anche il sistema di certificazione deve essere definito e monitorato in modo tale da non interferire con la credibilità degli altri schemi di certificazione [14] e la priorità resta la definizione di regole armonizzate a livello amministrativo, perlomeno per tutti i Membri UE. Ciò comporterebbe la riduzione dei costi di sistema e, di conseguenza, l’aumento dei soggetti interessati ad accedere al sistema di certificazione stesso. Vanno poi affrontati i costi di sistema legati all’acquisto delle garanzie, in quanto il coordinamento normativo dei molteplici sistemi di GO è fondamentale al fine di evitare costi superflui.
Secondo alcuni esperti, la soluzione ideale consisterebbe nella creazione di un unico sistema di certificazione per tutti i vettori energetici, armonizzato a livello comunitario, in modo tale da avere regole standard relativamente alla loro conversione. Tuttavia, un tale sistema avrebbe bisogno di un’ingente disponibilità economica a causa degli elevati costi amministrativi necessari per garantirne il funzionamento: è necessario trovare un compromesso tra i costi amministrativi (forse troppo elevati) e la necessità di garantire un sistema di GO credibile, affidabile e trasparente [18].

3. Conclusioni

Gli scenari introdotti evidenziano la necessità di un adeguamento della normativa ormai obsoleta. A seguito della crisi economica causata dal Covid-19, alcuni governi hanno colto l’occasione per utilizzare la fase di ripresa partendo dalla ripianificazione del sistema energetico: nel corso del 2020, infatti, molti Stati Membri hanno revisionato la propria regolamentazione energetica ed hanno emanato strategie nazionali per lo sviluppo di una catena del valore dell’idrogeno, mentre l’Unione Europea ha definito il programma di investimenti Next Generation EU per un ammontare pari a €. 750 miliardi [35] al fine di sostenere la ripresa delle economie degli Stati Membri. È evidente che l’Italia e gli altri Membri vogliano dedicare una parte consistente dei propri Recovery Plan alla transizione energetica e all’idrogeno e la stessa Unione Europea vuole sfruttare questo momento al fine di revisionare il proprio contesto normativo, indicando agli Stati Membri una comune strada da intraprendere per raggiungere gli ambiziosi obiettivi fissati per il 2050.

transizione energetica

1. Introduzione

Oggi si può parlare di un vero momentum per il vettore idrogeno e persino relativamente all’idrogeno verde (ossia l’idrogeno prodotto tramite lo sfruttamento di energia rinnovabile), per quanto non ancora competitivo rispetto alle fonti fossili, si è assistito ad una evidente riduzione dei costi di produzione [1]. Invero, le attuali politiche energetiche e climatiche (sia al livello europeo che al livello nazionale) mirano alla realizzazione della c.d. Economia dell’idrogeno [2], consistente nella creazione di un sistema energetico che veda il trasporto di energia su lunghe distanze ed il suo stoccaggio in grandi quantità tramite la sua conversione in idrogeno verde.
La figura n. 1 mostra come la sovrapproduzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili (FER) possa essere utilizzata dall’elettrolizzatore (box rosso) per produrre idrogeno verde tramite l’uso di elettricità per scindere l’acqua in ossigeno e idrogeno. Quest’ultimo viene immagazzinato (box celeste) ed utilizzato successivamente per produrre elettricità al bisogno tramite celle a combustibile. Si può anche osservare come l’acqua utilizzata dalla cella a combustibile possa essere utilizzata per alimentare lo stesso elettrolizzatore.

Figura 1
Figura 1 – Produzione di idrogeno da sovrapproduzione di elettricità rinnovabile

Questo processo di produzione garantirebbe la disponibilità di energia rinnovabile nei casi di picchi della domanda, superando i limiti della non programmabilità e intermittenza e, dunque, assicurando al sistema energetico flessibilità e resilienza [6,7].
Il presente articolo mira a identificare alcune delle questioni normative più critiche per lo sviluppo della catena produttiva dell’idrogeno, ossia: lo sviluppo di un sistema di Garanzia di Origine (GO) armonizzato e il suo ruolo rispetto all’obiettivo dell’integrazione dei settori energetici (c.d. Sector Coupling – SC).

2. Barriere allo sviluppo di un sistema di Garanzie d’Origine per l’idrogeno

La GO consiste in “un documento elettronico che ha la sola funzione di fornire al consumatore finale la prova che una determinata quota o quantità di energia è stata prodotta da FER” [8], permettendo al produttore di monetizzare il valore dell’energia prodotta con l’aggiunta di un premio al suo prezzo finale.
Il trasporto dei vettori energetici avviene tramite complesse infrastrutture ed è difficoltoso crearne alcune specifiche che siano in grado di valorizzare le peculiari caratteristiche dei vettori trasportati. Dunque, sono state create le GO, che possono essere scambiate separatamente rispetto al vettore fisicamente considerato (il quale viene scambiato tramite le infrastrutture tradizionali) e, in tal modo, assicurarne l’origine rinnovabile.
Un sistema di GO ha tre elementi essenziali: (i) la sussistenza di un’autorità (pubblica o privata) autorizzata al rilascio, alla registrazione e al monitoraggio delle GO; (ii) l’eliminazione della GO dal relativo registro in seguito alla consumazione dell’energia certificata; (iii) ogni scambio di GO deve essere registrato fino al momento di cancellazione.
Ad oggi, non esiste un sistema di GO vincolante per quanto concerne l’idrogeno, ma il Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking, partenariato europeo pubblico-privato, ha finanziato la creazione di un sistema di GO non vincolante chiamato CertyfHy Guarantee of Origin Scheme [9].
L’Unione Europea (UE) pone tale schema come linea guida per gli organismi di standardizzazione, affinché essi revisionino la norma CEN-EN 16325 [10] (relativa allo schema di garanzie esistente per l’elettricità rinnovabile) al fine di ricomprendervi anche l’idrogeno.
Ad oggi, tuttavia, sussistono numerose incertezze relativamente al sistema di garanzie d’origine che dovrebbe essere implementato per l’idrogeno.
Per la realizzazione di un sistema di GO, bisogna innanzitutto definire chiaramente cosa debba intendersi per idrogeno certificato e quale sia il suo rapporto rispetto alle emissioni di anidride carbonica (CO2). In particolare, è necessario definire l’idrogeno verde e ciò potrebbe seguire due inclinazioni: i Paesi che focalizzano la propria attenzione sull’obiettivo della riduzione delle emissioni di gas serra (GHG) vedranno una definizione di idrogeno verde più ampia e, dunque, inclusiva anche l’idrogeno prodotto da combustibili fossili con tecnologie cattura, stoccaggio e utilizzo del CO2 (c.d. idrogeno blu). Al contrario, i Paesi che favoriscono l’aumento delle FER all’interno del sistema energetico, definiranno l’idrogeno verde in modo più rigoroso e limitato solo all’idrogeno prodotto da FER [11].
Attualmente, non vi è alcuna definizione di idrogeno verde armonizzata al livello europeo: l’articolo 2(1) della Renewable Energy Directive (RED II – Direttiva 2018/2001/UE) definisce come “energia da FER” l’energia prodotta da fonti non fossili, ma non menziona l’idrogeno. In effetti, l’idrogeno è considerato solo tra gli “altri gas rinnovabili” quando si parla di GO (art. 19(7)(b)). Gli approcci più efficaci sarebbero due [12]:
– stabilire una quota minima di energia rinnovabile o di materia prima che deve essere utilizzata per la produzione affinché l’idrogeno possa definirsi “verde”;
– considerare le emissioni di GHG rilasciate durante l’intero ciclo di vita dell’idrogeno e stabilire una soglia massima accettabile.
Definire una soglia per le emissioni di GHG sembra essere uno dei punti più difficili: etichettare l’idrogeno come “verde” o “non verde” non sarebbe sufficiente, perché il produttore mirerebbe ad individuare il giusto mix di fonti (fossili e rinnovabili) che gli permetta di raggiungere la soglia stabilita [13], e non a convertire le proprie tecnologie di produzione. Forse un compromesso potrebbe consistere nella riduzione graduale della soglia di GHG fino alla loro completa eliminazione, contestualmente incentivando i produttori a passare a tecnologie più avanzate e più pulite.
Come anticipato, i produttori devono poter scambiare le garanzie tra loro. A tal proposito, si pone il rischio di una dissociazione tra le GO e il flusso energetico fisicamente considerato. Invero, in un sistema aperto e incontrollato, un produttore di idrogeno da fonti fossili potrebbe acquistare una garanzia da un produttore di idrogeno rinnovabile, fingendo che anche l’idrogeno da lui prodotto sia rinnovabile. Sorge, dunque, la necessità di elaborare sistemi di controllo e di monitoraggio. Ad esempio, si potrebbe consentire lo scambio di GO solo all’interno di sistemi chiusi, più facili da controllare [13].
Un ulteriore elemento da considerare è lo scambio a livello transnazionale: servono regole armonizzate per uno scambio valido e sicuro.
La regolamentazione di tali aspetti è cruciale affinché sia impedito le GO vengano utilizzate più di una volta (c.d. del double counting). Si può evitare ciò solo se, ogniqualvolta 1 MWh di energia è consumato, la GO viene tempestivamente rimossa dal relativo registro (c.d. cancellazione) [13].
Ai sensi della Direttiva 2008/71/CE, ogni fornitore di elettricità deve informare il consumatore finale relativamente al mix energetico fornito (c.d. disclosure): vi è un obbligo di comunicazione che comprende anche le informazioni sul suo impatto ambientale (es. emissioni di CO2). Tuttavia, gli Stati membri hanno implementato sistemi informativi diversi tra loro, così limitando lo scambio transnazionale di GO.
Per garantire una corretta disclosure, ogni fornitore potrebbe utilizzare le GO per stimare la quota di energia pulita fornita, piuttosto che utilizzare come riferimento il cosiddetto “mix residuo”, che rappresenterebbe, invece, il resto del mix energetico.
Secondo altri, una soluzione potrebbe consistere nel registrare tutta l’energia prodotta, compresa quella prodotta da combustibili fossili, così facendo del sistema di GO lo strumento per adempiere all’obbligo di informativa su tutte le fonti energetiche.
Tuttavia, vi è chi sostiene che etichettare fonti energetiche diverse dall’idrogeno verde comprometterebbe l’obiettivo finale di uno schema di certificazione per l’idrogeno.
Qual è, dunque, lo scopo di un sistema di GO per l’idrogeno? Se l’obiettivo è supportare l’adempimento dell’obbligo di informativa, il sistema ben potrebbe certificare tutte le fonti energetiche. Diversamente, se lo scopo è promuovere l’utilizzo diffuso su larga scala di energia pulita, solo l’idrogeno verde dovrebbe essere certificato [14].
Un altro aspetto da considerare concerne l’aumento di capacità prodotta (c.d. additionality): si pensa che un sistema di certificazione possa garantire l’aumento automatico della capacità di energia pulita, dato il surplus guadagnato con l’acquisto di GO. In realtà, non vi è alcuna certezza che i produttori incrementino la loro produzione rinnovabile e, forse, dovrebbero essere posti dei limiti relativi all’uso che i produttori possono fare del guadagno ottenuto, affinché, acquistando le GO, i produttori debbano necessariamente re-investire in additionality [11]. Ad esempio, alcuni suggeriscono di limitare l’accesso allo schema di GO solo alla nuova capacità o agli impianti che non ricevono altri tipi di incentivi [13].
Rilevante è anche l’interazione tra più sistemi di GO [14] per i casi in cui si verificasse la conversione da un vettore energetico all’altro, facendo interagire tra loro i diversi sistemi.
Garantire uno schema di certificazione affidabile ed esente da condotte fraudolente significa prevedere tutti questi aspetti. Sarebbe ottimale definire una normativa armonizzata (per lo meno al livello europeo) che disciplini i vari sistemi. In primo luogo, è necessario rimuovere tutte le barriere legate ai costi amministrativi superflui in materia di trasformazione: regole comuni in materia di trasformazione e semplificazione delle procedure amministrative potrebbero essere una prima soluzione efficace. Successivamente, per aumentare la credibilità del sistema, attirare il consumatore finale ed evitare i casi di double counting, un meccanismo di monitoraggio efficiente dovrebbe garantire l’immediata cancellazione delle GO consumate. Infine, per prevenire conversioni illecite di GO (ossia i casi in cui si ha la conversione della garanzia, senza che venga effettivamente convertito il flusso di energia fisica), è fondamentale che sia implementato un meccanismo di controllo trasparente.
La figura 2 mostra come, collegando le principali reti energetiche, l’energia possa attraversarle trasformandosi nella forma richiesta e di volta in volta necessaria.

Figura 2
Figura 2 – Il Sector Coupling

Ai sensi dell’art. 20 della RED II gli Stati Membri dovrebbero usare il tema dell’estensione delle infrastrutture per favorire l’integrazione dei gas rinnovabili all’interno del sistema energetico. Inoltre, i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) dovrebbero supportare le autorità nazionali di regolamentazione, elaborando Piani di sviluppo delle reti comuni ed in grado di pianificare obiettivi infrastrutturali di breve e lungo termine. Sono molteplici le opzioni in grado di dare flessibilità al sistema energetico da considerare ed è di primaria importanza che delle linee guida vengano definite dai policymakers e delle autorità legislative competenti [15].
Dunque, anche uno schema di GO appare cruciale, proprio perché sarebbe ideale solo idrogeno verde (o al massimo blu) venisse sfruttato, anche al fine di conservarlo per uso successivo [7].
Ciò è confermato dagli obiettivi fissati dal Green New Deal europeo (ossia la neutralità climatica entro il 2050), obiettivi perseguibili solo con la massima integrazione delle fonti energetiche rinnovabili all’interno dell’intero sistema energetico.
Attualmente, si ritiene che il modo migliore per trasportare l’idrogeno sia la sua immissione della rete del gas naturale, ma si tratta di una possibilità non ancora contemplata né a livello europeo né a quello italiano.
In Italia, il D.M. 18 maggio 2018 non parla di miscela di gas naturale e idrogeno per la sua immissione in rete. Inoltre, non esiste una normativa che consenta la realizzazione di condutture specifiche per il trasporto dell’idrogeno. Solamente il Gas Grid Code di Snam consente che idrogeno sia immesso nella rete del gas, ma solo sotto forma di biometano e con una concentrazione massima dell’1% in volume [16,17].
Tale lacuna normativa è, tuttavia, dovuta alla notevole complessità che caratterizza il tema del trasporto di idrogeno attraverso le condutture del gas, in quanto una percentuale di idrogeno superiore al 2% in volume potrebbe danneggiare le condutture a tal punto da comprometterne la durata e l’integrità. Peraltro, occorre considerare gli apparecchi di consumo finale e le loro caratteristiche per capire se questi siano in grado o meno funzionare con quel tipo di miscela [3].
La Figura 3 mostra in che modo le tecnologie di conversione dell’elettricità (c.d. power-to- gas) consentirebbero l’integrazione delle FER (e dell’idrogeno) all’interno di un sistema energetico integrato.

Figura 3
Figura 3 – Il potenziale ruolo del P2G in un sistema energetico integrato.

Ancora una volta, però, è evidente che, attraversando le molteplici reti energetiche, l’idrogeno debba portare con sé una certificazione che attesti la sua origine rinnovabile. Pertanto, si deve riflettere sulla necessità di coordinamento tra i numerosi sistemi GO [18] (ad esempio, GO di elettricità rinnovabile, metano rinnovabile, efficienza energetica e calore rinnovabile). Questo aspetto deve essere considerato in quanto, se l’obiettivo finale consiste nella realizzazione di un sistema energetico ibrido integrato, ci si deve attendere che la conversione di energia sarà presto all’ordine del giorno.
È inevitabile, pertanto, che i diversi sistemi di GO debbano interagire tra loro, data la necessaria conversione delle garanzie ed è fondamentale che l’intero sistema sia regolamentato affinché ne vengano garantite la credibilità, l’affidabilità e la prevedibilità.
Essendo l’idrogeno un elemento altamente versatile dal punto di vista delle sue applicazioni, il suo sistema di certificazione deve prendere in considerazione tutti i possibili vettori energetici in cui esso potrebbe essere convertito. Pertanto, anche il sistema di certificazione deve essere definito e monitorato in modo tale da non interferire con la credibilità degli altri schemi di certificazione [14] e la priorità resta la definizione di regole armonizzate a livello amministrativo, perlomeno per tutti i Membri UE. Ciò comporterebbe la riduzione dei costi di sistema e, di conseguenza, l’aumento dei soggetti interessati ad accedere al sistema di certificazione stesso. Vanno poi affrontati i costi di sistema legati all’acquisto delle garanzie, in quanto il coordinamento normativo dei molteplici sistemi di GO è fondamentale al fine di evitare costi superflui.
Secondo alcuni esperti, la soluzione ideale consisterebbe nella creazione di un unico sistema di certificazione per tutti i vettori energetici, armonizzato a livello comunitario, in modo tale da avere regole standard relativamente alla loro conversione. Tuttavia, un tale sistema avrebbe bisogno di un’ingente disponibilità economica a causa degli elevati costi amministrativi necessari per garantirne il funzionamento: è necessario trovare un compromesso tra i costi amministrativi (forse troppo elevati) e la necessità di garantire un sistema di GO credibile, affidabile e trasparente [18].

3. Conclusioni

Gli scenari introdotti evidenziano la necessità di un adeguamento della normativa ormai obsoleta. A seguito della crisi economica causata dal Covid-19, alcuni governi hanno colto l’occasione per utilizzare la fase di ripresa partendo dalla ripianificazione del sistema energetico: nel corso del 2020, infatti, molti Stati Membri hanno revisionato la propria regolamentazione energetica ed hanno emanato strategie nazionali per lo sviluppo di una catena del valore dell’idrogeno, mentre l’Unione Europea ha definito il programma di investimenti Next Generation EU per un ammontare pari a €. 750 miliardi [35] al fine di sostenere la ripresa delle economie degli Stati Membri. È evidente che l’Italia e gli altri Membri vogliano dedicare una parte consistente dei propri Recovery Plan alla transizione energetica e all’idrogeno e la stessa Unione Europea vuole sfruttare questo momento al fine di revisionare il proprio contesto normativo, indicando agli Stati Membri una comune strada da intraprendere per raggiungere gli ambiziosi obiettivi fissati per il 2050.

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Bibliografia

[1] Thijs Van de Graaf, Indra Overland, Daniel Scholten, Kirsten Westphal, The new oil? The geopolitics and international governance of hydrogen, Energy research & social science, vol. 70, pp. 2-4, 2020.
[2] Donald Zillman, Martha Roggenkamp, LeRoy Paddock, Lee Godden, Innovation in Energy Law and Technology: Dynamic Solutions for Energy Transitions, Oxford University Press, p. 137, 2018.
[3] Ruven Fleming, Clean or renewable – hydrogen and power-to-gas in EU energy law, Journal of Energy & Natural Resources Law, pp. 4, 7-9, 12-13, 15-17, 2020.
[4] Hydrogen Council, Path to Hydrogen Competitiveness – A cost perspective, p. 20,
2020.
[5] SNAM, L’H, 2020. Disponibile su:
https://www.snam.it/it/transizione_energetica/H/H/.
[6] Fuel Cells and Hydrogen Energy Association, Road Map to a US Hydrogen
Economy, 2020. Disponibile su: http://www.fchea.org/us-hydrogen-study.
[7] Marco Alverà, Rivoluzione H – La piccola molecola che può salvare il mondo,
Mondadori Electra, 2020, pp. 86-88.
[8] Direttiva 2018/2001/EU, art. 2 (12).
[9] Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking, Project Description, Disponibile su:
https://www.certifhy.eu/project-description/project-description.html.
[10] CEN, Guarantees of Origin related to energy – Guarantees of Origin for Electricity.
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