Valutazione dei piani dell’UE per importare idrogeno dal Nord Africa

Ripubblichiamo questo articolo ripreso dal sito TNI. L’Istituto TNI ha svolto una valutazione sulla sostenibilità ambientale, sociale ed economica dell’importazione dell’idrogeno dal Nord Africa.

 

Assessing EU plans to import hydrogen from North Africa
The cases of Morocco, Algeria and Egypt

17 May 2022

Report

This report shows the EU’s plan to drastically increase imports of renewable hydrogen from North Africa is not realistic from a cost or energy perspective, and instead diverts renewable electricity away from local needs and local climate targets.

Executive summary

The European Commission’s 2020 hydrogen strategy has a big focus on importing ‘green’ renewables-based hydrogen from its neighbourhood (North Africa and Ukraine). Since the recent invasion of Ukraine and the subsequent need to reduce dependency on Russian gas, the EU has doubled its import targets to 10 million tonnes per year by 2030, as per the RePowerEU communiqué.

This report examines three North African countries that in recent years are increasingly focused on hydrogen, based in significant part on the interest of the EU and its corporations. Morocco, Algeria and Egypt are all planning to manufacture green hydrogen and hydrogen-based products, and ship them to the EU via boats and pipelines, to help meet this projected demand. But how feasible are such plans, how much would they cost, and would they be the best use of renewables in those countries?

There are big question marks over whether green hydrogen can ever be exported at sufficiently attractive prices, given the high production and transportation costs:

    • Using intermittent renewables to power electrolysers will lead to higher costs, but connecting to the grid to mitigate against this could further increase costs, as well as the CO2e footprint. It would also undermine the EU’s criteria for green hydrogen.
    • Shipping green hydrogen by sea takes three times the energy to liquify it as natural gas requires, while the same volume of tanker would only carry 27% of the energy. Also, 0.2% of the hydrogen would boil off every day while being shipped.
  • Transporting hydrogen via pipeline damages the pipes themselves, and the electronic equipment within them. The density of hydrogen would require tripling the energy used, and thus also the cost of pumping it through the pipelines. There will also be high fugitive emissions.

Green hydrogen could cost as much as 11 times more than natural gas per unit of energy at prices before the winter energy crisis and the invasion of Ukraine, even before storage and transportation. Hydrogen is expensive to distribute via shipping and pipeline, which is why today the large majority of it is manufactured at the point of consumption. Realistically, is Europe going to be willing to pay that very significant price difference?

North African governments and firms should therefore be wary of promises of large export markets for expensive to manufacture and ship green hydrogen, and the synthetic fuels made from it.

In oil and gas producing Algeria and Egypt, the hydrogen projects being explored are not just based on renewable electricity (‘green’), but also on gas with carbon capture and storage (‘blue’). Blue hydrogen is still double the price of unabated (‘grey’) hydrogen, and has the significant problem of high CO2e emissions, especially if the captured CO2 is used for enhanced oil recovery.

As all three countries examined have significant fertiliser industries, and either produce or import large quantities of grey ammonia, greening this domestic use could have a short-term climate impact before transitioning to agricultural practices that are not so fertiliser intensive.

The renewable electricity generated by these countries could also be better used to displace domestic fossil fuel power generation and meet local energy needs, while interconnectors with neighbouring countries – and eventually the EU – could help balance grids.

It makes little sense for Morocco, Algeria or Egypt to use their renewable electricity to make hydrogen and products from hydrogen, then ship them to Europe at significant loss of energy, so that the EU can achieve climate emissions reductions. And would European consumers be prepared to foot the very significant bill? The EU may need to re-examine its hydrogen strategy, in particular its green import targets, and reassess the feasibility and cost of achieving them.

Morocco

  • Morocco aims to replace ammonia imports with local green production for its national fertiliser industry
  • Beyond eliminating high ammonia emissions, other touted uses of green hydrogen don’t hold up to scrutiny

Algeria

  • Algeria plans to gradually switch its EU exports from natural gas to green and blue hydrogen, with interest from European partners
  • Eni’s green hydrogen solar project is predicted to cost 11 times more per unit of energy than natural gas, even before distribution
  • Eni is also looking at blue hydrogen, which will cost more than double grey (unabated), and will be five times the cost of natural gas per unit of energy, with significant methane emissions

Egypt

  • Green hydrogen is seen as a key economic development pathway. The EBRD is helping, while Egypt is already providing fiscal support measures.
  • Maersk involved in a project developing hydrogen-based shipping fuels to replace polluting bunker fuel but they face challenges:
    • Green methanol is toxic, has half the energy density of bunker fuel and could cost around five times as much;
    • Green ammonia also toxic, with spills on a ship potentially life threatening, and will cost almost four times as much as marine fuel.
  • Numerous European companies involved in green and blue hydrogen export projects around Suez Canal Economic Zone.

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Valutazione dei piani dell’UE per importare idrogeno dal Nord Africa

I casi di Marocco, Algeria ed Egitto
17 maggio 2022
Rapporto

Questo rapporto mostra che il piano dell’UE di aumentare drasticamente le importazioni di idrogeno rinnovabile dal Nord Africa non è realistico dal punto di vista dei costi o dell’energia, e invece devia l’elettricità rinnovabile dalle esigenze locali e dagli obiettivi climatici locali.

Sintesi

La strategia per l’idrogeno 2020 della Commissione europea è incentrata sull’importazione di idrogeno “verde” basato su energie rinnovabili dai suoi vicini (Nord Africa e Ucraina). Dopo la recente invasione dell’Ucraina e la conseguente necessità di ridurre la dipendenza dal gas russo, l’UE ha raddoppiato i suoi obiettivi di importazione a 10 milioni di tonnellate all’anno entro il 2030, secondo il comunicato RePowerEU .

Questo rapporto prende in esame tre paesi nordafricani che negli ultimi anni sono sempre più concentrati sull’idrogeno, basandosi in gran parte sull’interesse dell’UE e delle sue multinazionali. Il Marocco, l’Algeria e l’Egitto stanno tutti pianificando di produrre idrogeno verde e prodotti a base di idrogeno e di spedirli nell’UE tramite barche e gasdotti, per aiutare a soddisfare questa domanda prevista. Ma quanto sono fattibili tali piani, quanto costerebbero e sarebbero il miglior uso delle energie rinnovabili in quei paesi? 

Ci sono grandi punti interrogativi sul fatto che l’idrogeno verde possa mai essere esportato a prezzi sufficientemente interessanti, dati gli alti costi di produzione e trasporto:

    • L’uso di energie rinnovabili intermittenti per alimentare gli elettrolizzatori comporterà costi più elevati, ma la connessione alla rete per mitigare ciò potrebbe aumentare ulteriormente i costi, così come l’impronta di CO2e. Inoltre, minerebbe i criteri dell’UE per l’idrogeno verde. 
    • La spedizione di idrogeno verde via mare richiede tre volte l’energia per liquefarsi rispetto al gas naturale, mentre lo stesso volume di una nave cisterna trasporterebbe solo il 27% dell’energia. Inoltre, lo 0,2% dell’idrogeno evapora ogni giorno durante la spedizione. 
  • Il trasporto di idrogeno tramite tubazioni danneggia i tubi stessi e le apparecchiature elettroniche al loro interno. La densità dell’idrogeno richiederebbe il triplo dell’energia utilizzata e quindi anche il costo del pompaggio attraverso le tubazioni. Ci saranno anche elevate emissioni fuggitive.

L’idrogeno verde potrebbe costare fino a 11 volte di più del gas naturale per unità di energia a prezzi prima della crisi energetica invernale e dell’invasione dell’Ucraina, anche prima dello stoccaggio e del trasporto. L’idrogeno è costoso da distribuire tramite navi e gasdotti, motivo per cui oggi la maggior parte di esso viene prodotto nel punto di consumo. Realisticamente, l’Europa sarà disposta a pagare quella differenza di prezzo così significativa?

I governi e le aziende nordafricane dovrebbero quindi diffidare delle promesse dei grandi mercati di esportazione per la produzione e la spedizione di idrogeno verde costoso e dei combustibili sintetici che ne derivano. 

In Algeria ed Egitto, produttori di petrolio e gas, i progetti sull’idrogeno allo studio non si basano solo sull’elettricità rinnovabile (“verde”), ma anche sul gas con cattura e stoccaggio del carbonio (“blu”). L’idrogeno blu è ancora il doppio del prezzo dell’idrogeno inalterato (“grigio”) e presenta il problema significativo delle elevate emissioni di CO2e, soprattutto se la CO2 catturata viene utilizzata per un migliore recupero del petrolio.

Poiché tutti e tre i paesi esaminati hanno importanti industrie di fertilizzanti e producono o importano grandi quantità di ammoniaca grigia, l’inverdimento di questo uso domestico potrebbe avere un impatto sul clima a breve termine prima di passare a pratiche agricole che non sono così intensive. 

L’elettricità rinnovabile generata da questi paesi potrebbe anche essere utilizzata meglio per sostituire la produzione nazionale di energia da combustibili fossili e soddisfare il fabbisogno energetico locale, mentre gli interconnettori con i paesi vicini – e alla fine con l’UE – potrebbero aiutare a bilanciare le reti.

Non ha molto senso per il Marocco, l’Algeria o l’Egitto utilizzare la loro elettricità rinnovabile per produrre idrogeno e prodotti dall’idrogeno, quindi spedirli in Europa con una significativa perdita di energia, in modo che l’UE possa ottenere riduzioni delle emissioni climatiche. E i consumatori europei sarebbero disposti a pagare un conto così importante? L’UE potrebbe dover riesaminare la sua strategia per l’idrogeno, in particolare i suoi obiettivi di importazione verde, e rivalutare la fattibilità e il costo per raggiungerli.

Marocco

  • Il Marocco mira a sostituire le importazioni di ammoniaca con la produzione verde locale per la sua industria nazionale dei fertilizzanti
  • Oltre all’eliminazione delle elevate emissioni di ammoniaca, altri usi pubblicizzati dell’idrogeno verde non reggono al controllo

Algeria

  • L’Algeria prevede di trasferire gradualmente le sue esportazioni dell’UE dal gas naturale all’idrogeno verde e blu, con l’interesse dei partner europei
  • Si prevede che il progetto solare a idrogeno verde di Eni costerà 11 volte di più per unità di energia rispetto al gas naturale, anche prima della distribuzione
  • Eni guarda anche all’idrogeno blu, che costerà più del doppio del grigio (inalterato), e sarà cinque volte il costo del gas naturale per unità di energia, con emissioni di metano significative

Egitto

  • L’idrogeno verde è visto come un percorso chiave di sviluppo economico. La BERS sta aiutando, mentre l’Egitto sta già fornendo misure di sostegno fiscale.
  • Maersk è coinvolta in un progetto per lo sviluppo di carburanti navali a base di idrogeno per sostituire il combustibile inquinante dei bunker, ma deve affrontare delle sfide:
    • Il metanolo verde è tossico, ha la metà della densità energetica del carburante da bunker e potrebbe costare circa cinque volte tanto;
    • Anche l’ammoniaca verde è tossica, con fuoriuscite su una nave potenzialmente in pericolo di vita, e costerà quasi quattro volte di più del carburante marino.
  • Numerose aziende europee coinvolte in progetti di esportazione di idrogeno verde e blu intorno alla zona economica del Canale di Suez.

Scarica: 
Valutare i piani dell’UE per importare idrogeno dal Nord Africa (pdf, 4.21 MB)

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