L’IRENA mappa il futuro mercato globale dell’H2: volumi, rotte e costi  

di Francesco Bottino

Con la progressiva crescita della domanda di idrogeno, che potrà arrivare nel 2050 ad un valore pari a 7 volte quello attuale, il vettore diventerà una commodity energetica scambiata a livello internazionale: un mercato i cui contorni sono ancora sfumati, ma che l’IRENA (International Renewable Energy Agency) ha provato comunque a tracciare nel suo recente report ‘World Energy Transitions Outlook: 1.5°C Pathway’.

L’agenzia definisce innanzitutto la traiettoria di crescita della produzione di idrogeno, che complessivamente – per centrare i target ambientali fissati al 2050 – dovrà raggiungere i 154 milioni di tonnellate (19 EJ) nel 2030 e i 614 milioni di tonnellate (74 EJ) alla metà dl secolo, grazie anche all’incremento della capacità di elettrolisi, che dai 458 MW del 2021 crescerà di 4 o 5 volte nel 2022 per arrivare a raggiungere i 350 GW nel 2030.

In conseguenza l’utilizzo di H2 e dei suoi carrier, come l’ammoniaca e il metanolo, potranno – anzi dovranno, nello scenario definito dall’IRENA – raggiungere una quota del mix energetico complessivo pari al 2% nel 2030 e al 7% nel 2050. Con una diffusione crescente nell’industria (specie siderurgica), dove il consumo dovrà raggiungere i 16 EJ nel 2030 e i 38 EJ nel 2050, e nelle applicazioni per lo stoccaggio dell’energia rinnovabili, ambito nel quale l’idrogeno sarà in grado di offrire una capacità di stoccaggio pari a 2.000 TW/h nel 2050.

Nel suo outlook l’IRENA focalizza poi l’attenzione sul futuro mercato internazionale dell’idrogeno come commodity energetica, che oggi non esiste ancora ma che nel 2050, invece, secondo l’agenzia raggiungerà dimensioni significative riguardando un quarto di tutto l’H2 prodotto a livello mondiale.

Il trasporto avverrà sia via pipeline (idrogeno puro) sia via nave (ammoniaca), in proporzione più o meno paritaria. Nel primo caso, IRENA calcola che l’utilizzo di condotte già esistenti, riconvertite all’H2, sia la soluzione più economica con un costo del trasporto stimato nel range 0,08-0,12 dollari a Kg per 1.000 Km nel 2050. Il costo di trasporto in nuove infrastrutture appositamente dedicate sarà invece compreso tra 0,16 e 0,24 dollari a Kg per 1.000 Km, quindi circa il doppio ma ancora competitivo rispetto al trasporto marittimo per distanze comprese tra i 3.000 e i 5.000 Km.

Per distanze più lunghe, per tratte non coperte da pipeline o in generale per forniture su base spot, la soluzione sarà invece costituita dal trasporto di ammoniaca via nave, il cui costo resterà comunque marginale rispetto al costo totale di fornitura della commodity NH3. Il passaggio più energivoro, e quindi anche più costoso, sarà quello della ri-trasformazione dell’ammoniaca in H2, motivo per cui secondo l’IRENA nell’80% dei casi questo processo non verrà affrontato e l’ammoniaca verrà utilizzata direttamente come feedstock industriale o come combustibile (specialmente per il settore marittimo stesso).

Per quanto riguarda il trading via pipeline, il suo volume complessivo resterà relativamente contenuto in termini assoluti, arrivando nel 2050 a valori pari ad un terzo di quelli relativi al gas importato oggi in Europa via condotta, ma favorirà l’emergere di nuovi potenziali esportatori come il Cile, il Nord Africa e la Spagna.

Sarà invece molto forte l’incremento del trading globale di ammoniaca trasportata via nave, che entro la metà del secolo crescerà di 25 volte rispetto ai valori attuali (mentre il trasporto marittimo di idrogeno liquido resterà molto limitato a causa dei costi particolarmente elevati della tecnologia necessaria).

In questo contesto emergeranno come principali esportatori il Marocco (che attualmente è un importatore netto di ammoniaca ‘grigia’, ma che col passaggio alla green ammonia vedrà mutare il proprio ruolo), l’Australia e gli Stati Uniti. Mentre gli importatori saranno soprattutto Giappone, Corea del Sud ed Europa.

Affinché si sviluppi davvero questo mercato ‘potenziale’ dell’idrogeno come commodity energetica globale, disegnato dall’IRENA, saranno però necessari una serie di interventi per adattare il quadro regolatorio, una mole notevole di investimenti per finanziare lo scale-up produttivo in termini di capacità di energia rinnovabile (10 TW) e di elettrolisi (4,4 TW) e anche un sistema di certificazione internazionale che consenta di verificare la natura rinnovabile dell’idrogeno.