Investimenti compresi tra 15 e 22 miliardi di euro potrebbero permettere di realizzare una nuova rete infrastrutturale dedicata all'idrogeno nel Mare del Nord e nel Mar Baltico che colleghi Germania, Belgio, Gran Bretagna, Danimarca, Norvegia e Paesi Bassi
Idrogeno offshore, più conveniente di quello onshore?
(Rinnovabili.it) – La produzione di idrogeno offshore è fondamentale per soddisfare il futuro aumento della domanda europea del vettore. Nelle acque del Vecchio Continente esiste, infatti, un alto potenziale ancora tutto da sfruttare. A spiegarlo è il nuovo studio “Specification of a European Offshore Hydrogen Backbone”, commissionato a DNV dagli operatori GASCADE e Fluxys. Gli autori hanno analizzato se e come la produzione di idrogeno possa costituire una valida alternativa per trasportare a terra l’energia generata dai parchi eolici in mare. Il quadro che emerge premia alcune opzioni e rivela come nelle acque del Nord Europa esista un potenziale da 300 TWh l’anno per la produzione idrogeno offshore.
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“L’UE prevede che la domanda di idrogeno climaticamente neutro raggiungerà i 2.000 TWh entro il 2050”, afferma l’amministratore delegato di GASCADE, Ulrich Benterbusch. “DNV stima che esista un potenziale per produrre 300 TWh di idrogeno utilizzando l’elettricità da parchi eolici offshore nel Mare del Nord entro il 2050″. E ritiene anche che si tratti un’opzione più economica dell’elettrolisi onshore ma anche del trasporto dell’elettricità dalle wind farm alla terra ferma.
“Quello che vediamo è che le aree situate a oltre 100 km dalla costa offrono costi di produzione livellati più bassi”, spiega Claas Hülsen, Regional Advisory Business Development Director for Energy Systems presso DNV. “A questa distanza, per unità di energia costa di più trasportare l’elettricità che l’idrogeno”.
Una rete per l’Idrogeno marino
Lo studio evidenzia i vantaggi legati alla realizzazione di una dorsale di idrogeno nel Mare del Nord e nel Mar Baltico: una rete di gasdotti dedicati al vettore lunga 4.200 chilometri che colleghi Germania, Belgio, Gran Bretagna, Danimarca, Norvegia e Paesi Bassi. Nel dettaglio, traccia due quadri diversi in base alla localizzazione:
- Per il Mare del Nord, una vasta area soddisfa il criterio dei 100 km. Per portare a terra l’idrogeno offshore, un collegamento di gasdotti a maglia potrebbe connettere in modo sensato i siti di produzione alla rete esistente di gasdotti onshore.
- La situazione è alquanto diversa nella regione del Mar Baltico, dove attualmente un minore numero di aree soddisfano il criterio dei 100 km. “Tuttavia, se la Svezia e la Finlandia dovessero decidere di produrre idrogeno su larga scala e di trasportarlo ai centri di domanda nell’Europa meridionale, è probabile che un gasdotto combinato abbia senso anche lì“.
Per ottimizzare ulteriormente questa catena di approvvigionamento, gli autori suggeriscono di immagazzinare fino al 30% dell’idrogeno prodotto in caverne di sale per aumentare in modo efficiente la flessibilità del sistema. Secondo i calcoli iniziali di DNV sarebbe possibile ottenere un costo dell’H2 di 4,69-4,97 euro/kg con un investimento in infrastrutture di 35-52 miliardi di euro (compreso lo stoccaggio sotterraneo).
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