L'idrogeno verde nella raffinazione incontra un quadro normativo UE ancora troppo restrittivo
Il settore della raffinazione gestisce l'80% dell'idrogeno presente sul mercato, ma il quadro normativo europeo sugli RFNBO rischia di bloccare la transizione verso l'idrogeno verde.
La raffinazione del petrolio è il principale consumatore mondiale di idrogeno, con oltre 450.000 tonnellate all'anno in Italia. L'interesse verso l'idrogeno verde cresce, ma le norme europee sugli RFNBO, troppo prescrittive e poco flessibili, aumentano i costi e ostacolano lo sviluppo di un mercato sostenibile.
Il ruolo centrale dell'idrogeno nei processi di raffinazione del petrolio
Il settore della raffinazione è di gran lunga il settore dell'economia che produce ed utilizza i maggiori quantitativi di idrogeno, gestendo almeno l'80% di quello presente sul mercato. Nell'ambito dello sviluppo di una tipologia di idrogeno totalmente carbon neutral come l'idrogeno verde, l'analisi delle criticità per l'impiego di questo prodotto nel settore della raffinazione riveste pertanto un'importanza fondamentale.
Nei moderni processi di raffinazione del petrolio, l'idrogeno è un elemento centrale, indispensabile per la produzione di carburanti di alta qualità e per il rispetto delle normative ambientali sempre più severe. La sua importanza è cresciuta con l'evoluzione delle raffinerie verso configurazioni complesse, dove si punta non solo alla massima valorizzazione del greggio ma anche alla riduzione dell'impatto ambientale dei prodotti finiti.
L'idrogeno svolge un ruolo fondamentale nei processi di idrotrattamento e idrocracking che sono impiegati per migliorare la qualità dei prodotti derivati dal greggio, rimuovendo impurità come zolfo, azoto e metalli pesanti, e per convertire frazioni pesanti in prodotti più leggeri e di maggior valore commerciale, come benzina e gasolio.
Il petrolio greggio, così come viene estratto, contiene una vasta gamma di composti indesiderati: zolfo, azoto, metalli pesanti, resine e asfalteni. Inoltre, le sue frazioni pesanti, come il vacuum gas oil o i residui atmosferici, non sono immediatamente utilizzabili come carburanti o materie prime per la petrolchimica. Per rendere commerciabili questi tagli, la raffinazione si affida a trattamenti chimici e fisici, tra cui spiccano quelli che impiegano idrogeno in condizioni severe di temperatura e pressione.
Uno dei principali impieghi dell'idrogeno è nel processo di hydrotreating, un'attività catalitica destinata alla saturazione di composti insaturi e alla rimozione selettiva delle impurità. Il meccanismo chimico si basa sulla reazione dell'idrogeno con i composti organici contenenti zolfo (HDS), azoto (HDN), ossigeno (HDO). Ad esempio, la desolforazione (una delle operazioni chiave) converte i composti solforati in idrocarburi saturi e solfuro di idrogeno (H₂S), facilmente separabile dal flusso tramite unità di stripping e trattamento con ammine.
Questo processo è inoltre fondamentale per rispettare le specifiche di legge sui carburanti a basso contenuto di zolfo (ad es. 10 ppm per il diesel secondo la normativa europea Euro VI) e consente anche di aumentare la stabilità ossidativa dei prodotti, migliorandone la conservabilità.
Un secondo grande ambito di utilizzo dell'idrogeno è l'idrocracking, un processo di conversione profonda delle frazioni pesanti del greggio (come il VGO – vacuum gas oil) in carburanti leggeri ad alto valore commerciale: nafta, diesel, jet fuel. In questo processo si utilizza l'idrogeno per rompere molecole complesse e pesanti rendendole più leggere. L'idrogeno in questo caso ha un duplice ruolo, impedendo la formazione di coke tramite idrogenazione delle specie reattive e consentendo la saturazione dei composti insaturi prodotti dalla rottura termica. Le condizioni operative sono più severe rispetto all'idrotrattamento: temperature tra 350 e 450 °C, pressioni da 80 a 200 bar. L'idrocracking è molto flessibile e consente di adattare la resa dei prodotti alle esigenze di mercato, agendo su parametri operativi e composizione dei catalizzatori. Tuttavia, è anche uno dei processi più idrogeno-intensive della raffineria.
Come viene prodotto e distribuito l'idrogeno nelle raffinerie italiane
La disponibilità e il costo dell'idrogeno influenzano significativamente l'efficienza e la sostenibilità economica della raffineria. L'industria della raffinazione e della petrolchimica utilizza oltre 450.000 tonnellate/anno di H2, di cui il 65-70% è prodotto con processi di steam reforming, mentre la restante parte con processi di reforming catalitico della Virgin Nafta. Con il processo di reforming catalitico, infatti, è possibile produrre le benzine con un alto numero di ottani togliendo idrogeno dalla Virgin Nafta, generando così idrogeno impiegato poi nei processi di raffinazione. Nelle raffinerie poco complesse l'idrogeno derivante da reforming catalitico può rappresentare anche più del 50% del fabbisogno, mentre in quelle complesse tale flusso di idrogeno non è sufficiente a soddisfare la richiesta anche per i processi di hydrocracking o hydrotreating dei prodotti petroliferi, oltre che nel processo principale di idrodesolforazione. Pertanto, si ricorre alla produzione di idrogeno tramite steam reforming.
La produzione di idrogeno, impiegato come input nei processi di raffinazione, può quindi essere così ripartita: 30-35% da reforming catalitico, 50-60% da steam reforming autoprodotto all'interno della raffinazione con gas naturale e il rimanente acquistato da operatori specializzati che lo producono a margine delle raffinerie (sempre con processi di steam reforming). In particolare, l'idrogeno prodotto con reforming catalitico, essendo un by product, non può essere trasformato in blu o verde.
In linea con gli obiettivi della transizione energetica, vi è un interesse crescente per l'idrogeno verde prodotto da elettrolisi alimentata da fonti rinnovabili, in un'ottica di decarbonizzazione del settore.
La domanda futura di idrogeno tra biocarburanti avanzati ed e-fuels
Come detto, il settore della raffinazione in Italia è di gran lunga il comparto industriale che produce ed utilizza la maggiore quantità di idrogeno, utilizzandone oggi circa 450.000 tonnellate. Nei prossimi anni, la domanda continuerà ad essere sostenuta per alimentare i processi tradizionali di idrogenazione, di idrocracking e di idrodesolforazione dei prodotti petroliferi. La disponibilità di idrogeno rinnovabile o low carbon consentirebbe un sostanziale abbattimento dei gas serra nei processi di raffinazione. Quantitativi crescenti di idrogeno saranno richiesti anche per idrogenare varie tipologie di biomassa per produrre biocarburanti avanzati. Nel caso dei biocarburanti in purezza, il consumo di idrogeno per produrre HVO è il 3% in peso, ovvero 3 tonnellate di idrogeno ogni 100 tonnellate di HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) prodotto. In una fase successiva ai biocarburanti, si affiancheranno i combustibili liquidi sintetici (E-fuels) con una domanda di idrogeno ancora superiore in quanto, per la loro produzione, richiedono significativi quantitativi di idrogeno.
È probabile che il settore dei trasporti rappresenti il comparto dove si svilupperà la maggiore domanda di idrogeno. A tal riguardo, i combustibili liquidi a basse o nulle emissioni di carbonio (biocarburanti in purezza ed e-fuels), grazie alla loro densità energetica senza pari e alla loro facilità di movimentazione, rappresentano il mezzo ideale per decarbonizzare tutti i comparti del settore dei trasporti (stradale, ferroviario, marittimo, aereo). I carbon neutral fuels, potendo essere impiegati su tutti i veicoli, garantiranno un immediato abbattimento della CO2 su tutto il parco circolante senza dover attendere il suo rinnovo completo. L'industria petrolifera, oltre a garantire lo sviluppo e l'industrializzazione dei biocarburanti in purezza e degli e-fuels, sarà anche in grado di produrre idrogeno nel caso in cui si sviluppasse la domanda di idrogeno puro per il settore dei trasporti.
I vincoli del quadro normativo europeo sugli RFNBO e le possibili soluzioni
Negli ultimi anni, l'Unione europea ha posto l'idrogeno verde come pilastro centrale delle proprie strategie climatiche, energetiche e industriali. Tuttavia, questo livello di ambizione non è stato accompagnato da un quadro normativo sufficientemente abilitante per lo sviluppo di questo prodotto nel mercato. Al contrario, l'attuale contesto politico si basa su norme altamente dettagliate e prescrittive, lasciando un margine di flessibilità limitato in un mercato ancora nascente. Questa mancanza di proporzionalità sta facendo aumentare i costi, limitando la diffusione del mercato e impedendo l'emergere di un modello di business sostenibile sia per l'idrogeno rinnovabile sia per quello a basse emissioni di carbonio.
Si ritiene, pertanto, fondamentale risolvere le carenze del quadro normativo per preservare la fiducia degli investitori, sbloccare la domanda e garantire che l'idrogeno possa svolgere il proprio ruolo negli obiettivi europei di decarbonizzazione e competitività industriale.
L'attuale quadro regolatorio europeo sugli RFNBO (Renewable Fuels of Non-biological Origin), definito dalla Commissione UE, considera verde solo l'idrogeno prodotto da elettrolizzatori alimentati da energia elettrica rinnovabile. Per essere considerata rinnovabile, l'energia elettrica che alimenta l'elettrolizzatore deve essere prelevata da uno o più impianti RES direttamente connessi all'elettrolizzatore, rispettando il principio di addizionalità ovvero essere prelevata dalla rete, garantendo contestualmente il rispetto dei principi di addizionalità, correlazione temporale e quella geografica. Tali criteri, tuttavia, stanno producendo effetti restrittivi che stanno rallentando significativamente lo sviluppo del mercato rispetto ai ritmi previsti.
Vincenzo Romanello
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In termini operativi, tali requisiti limitano il fattore di utilizzo degli elettrolizzatori, aumentano il costo livellato (LCOH) dell'idrogeno e rendono complessa la bancabilità dei progetti. Questo crea una disconnessione crescente tra gli obiettivi strategici di decarbonizzazione e la concreta possibilità di realizzare impianti su scala industriale in tempi compatibili con le esigenze del sistema energetico e industriale europeo.
Alla luce di questo contesto, appare necessario promuovere un'evoluzione della normativa che, pur mantenendo l'integrità ambientale come principio guida, introduca elementi di maggiore flessibilità nel breve e medio periodo. In particolare, una revisione dei criteri di addizionalità potrebbe prevedere una fase transitoria in cui sia consentito l'utilizzo di capacità rinnovabile esistente, accompagnata da un progressivo rafforzamento dei requisiti nel tempo. Analogamente, un allentamento temporaneo della correlazione temporale, passando da un vincolo orario a uno su base mensile o annuale, consentirebbe di migliorare significativamente l'efficienza operativa degli impianti. Infine, una correlazione geografica meno restrittiva ampliando le zone territoriali ammissibili, garantirebbe maggiore liquidità al mercato riducendo i costi dell'energia elettrica necessaria.
Un ulteriore elemento chiave riguarda la necessità di abilitare, per il rispetto degli obblighi sull'idrogeno rinnovabile, una categoria di idrogeno low-carbon, definita sulla base dell'intensità emissiva complessiva. In sostanza, occorre dare priorità alle prestazioni emissive del prodotto finale, riconoscendo come meritevole di sostegno l'idrogeno che garantisce almeno il 70% di riduzione delle emissioni di gas serra, indipendentemente dal percorso produttivo. Un approccio di questo tipo permetterebbe di valorizzare soluzioni già disponibili e scalabili – inclusi l'utilizzo di elettricità da rete, il nucleare e tecnologie con cattura della CO₂ – contribuendo a una riduzione più rapida delle emissioni nei settori hard-to-abate.
Fonti
- IEA – International Energy Agency (Hydrogen)
- Concawe – Conservation of Clean Air and Water in Europe
- EUR-Lex – Regolamento Euro VI (CE n. 595/2009)
- UNEM – Unione Energie per la Mobilità
- IEA – Hydrogen Production and Storage
- IRENA – International Renewable Energy Agency
- Commissione Europea – Strategia per l'Idrogeno
- EUR-Lex – Direttiva Energie Rinnovabili (RED II, 2018/2001)
- EUBIA – European Biomass Industry Association (HVO)
- EUR-Lex – Regolamento RFNBO (UE) 2023/1185
- EUR-Lex – Regolamento Delegato (UE) 2023/1184 (addizionalità)
- IEA – Carbon Capture, Utilisation and Storage
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Autore
Responsabile rapporti internazionali, ambientali e tecnici di Unem, segue gli aspetti normativi del downstream petrolifero italiano. In Unem dal 1992, dopo esperienze in Agip Petroli e Assoreni su ricerca prodotti e tematiche ambientali.
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