Il nucleare, fonte energetica dell’idrogeno rosa

di Vincenzo Rampolla

L’idrogeno rosa è quello ottenuto dall’elettricità prodotta da una centrale nucleare. Idrogeno verde è l’alternativa generata da Fonti Rinnovabili (FER) con elettrolisi. L’elettrolisi è oggi la tecnologia più diffusa per ottenere H₂ da FER e da nucleare, senza emissioni di carbonio. Con il passaggio di corrente elettrica in un elettrolizzatore,l’acqua (H₂O) viene decomposta in idrogeno gassoso (H₂), utilizzabile e ossigeno (O₂), unico scarto.

Parlare congiuntamente di nucleare e di H₂ rosa, impone in primisdefinire: quale centrale nucleare devo installare, la sua potenza e il tipo di tecnologia e insieme fissare l’obiettivo: quanta energia elettrica devo produrre, con dimensione e profilo dell’utenza e ambientale.

Tre sono i tipi di elettrolizzatori (celle elettrolitiche) disponibili:

  • AEL (Alcaline Electrolysis), in uso da oltre un secolo,funziona a 100°- 150°C, di basso costo e lunga stabilità, impiega una soluzione acquosa alcalina e corrosiva con sodio e potassio e dà H₂ di purezza non elevata;
  • PEM (Proton Exchange Membrane), funziona a 70°- 90°C, con purezza del gas elevata, design compatto, bassa durata e alto costo dei componenti;
  • SOE (Solid Oxide Electrolysis) funziona a 700°- 800°C, costo relativamente basso, tempo di avviamento più lungo per l’elevata potenza richiesta, innovativa tecnologia tubolare costituita da tubi ceramici solidi in sostituzione del liquido dell’elettrolizzatore, elevata efficienza termica e energetica, drastica riduzione del costo dell’H₂, riduzione fino al 30% dell’energia elettrica necessaria per produrre H₂, migliore infrastruttura rispetto agli altri  elettrolizzatori e integrazione del calore di scarto industriale nei processi industriali.

Alcuni esempi concreti in Europa (GB, FR, ES), Canada e Australia, illuminano l’entità dei budget richiesti e la complessità dei programmi sottesi, con operatività non inferiore a 10 anni.

In Gran Bretagna la decarbonizzazione è il tema del giorno, sociale, economico, energetico.  Comporta in particolare la produzione di H₂ a basse emissioni di carbonio. Per raggiungere lo scopo, la Francia, attraverso EDFE (Electricitè de France Energy), ha siglato un accordo GB – FR per installare nel 2024 un elettrolizzatore SOE ad alta temperatura, alimentato con calore e elettricità prodotte nella centrale di Heysham 2 (chiusura nel 2028).

Prima volta in Europa. Scienziati, politici, antinuclearisti oggi hanno tirato fuori dal cassetto quello che in Italia, tal Rubbia, Nobel per la Fisica, aveva proposto quando era Presidente dell’ENEA, nell’anno 2000.

Il consorzio del progetto BHH (Bay Hydrogen Hub) oltre a EDFE include Hanson, primo produttore GB di asfalto e cemento, l’associata Vulcan Burners e il National Nuclear Laboratory. Obiettivo è dimostrare la fattibilità e l’efficacia del processo e contribuire alla decarbonizzazione della produzione di asfalto e cemento, pari a circa il 10% delle emissioni dell’industria britannica.

  • Nel 2022, BHH ha avuto una prima sovvenzione di €460 K dal Ministero Energia, Commercio e Strategia Industriale per la fattibilità nel Programma Industrial Hydrogen Accelerator,
  • Nel 2023 il Ministero ha annunciato un incremento di €7M,
  • Nel 2024 costruzione di un elettrolizzatore SOE e sovvenzione globale di €17,5 M inclusi vari partner industriali.

Obiettivo: con l’H₂ rosa decarbonizzare 275 fabbriche di asfalto e 10 di cemento del Paese, compensare l’intermittenza delle FER, usare un elettrolizzatore a basso contenuto di carbonio, usare acqua demineralizzata e azoto per il suo spurgo e aumentare del 20% le prestazioni di produzione di H₂. Elemento critico dell’elettrolisi è la fase di compressione dell’H₂, dovuta alle speciali attrezzature richieste; altre criticità riguardano i finanziamenti e i costi operativi in un contesto energetico volatile.

Il progetto BHH mira ad aprire la strada alla produzione di H₂ nei 4 futuri siti nucleari di tipo small SMR o advanced AMR.

L’H₂ rosa prodotto sarà trasportato tramite autocisterne all’impianto di asfalto di Criggion nel Galles del Nord e utilizzerà l’H₂ per i suoi processi industriali finora alimentati da una miscela di combustibili fossili liquidi (cherosene o olio combustibile lavorato).

Con un impianto da 100 MW, il costo previsto dell’H₂ rosa nel 2035 è di €4,30 /ton rispetto a €350 /ton per la produzione di asfalto, risparmiando 90% di gas a effetto serra.

Entro il 2030 GB stima di generare 5 GW di H₂ rosa per navigazione e  riscaldamento domestico.

La Shell britannica vuole iniziare la produzione di H₂ utilizzando l’energia proveniente da piccole centrali nucleari SMR. Ha firmato un accordo con NuScale Power, unica azienda ad avere ottenuto l’approvazione negli Usa per la progettazione di SMR. NuScale e Shell lavoreranno insieme per attivare una produzione di H₂ fortemente competitiva sul mercato.
Con 60 anni di esperienza nella gestione dell’H₂, i Canadian Nuclear Laboratories (CNL) hanno lanciato nel 2015 un laboratorio sulla tecnologia degli isotopi dell’H₂ alla ricerca di metodi per rendere più pratica e meno costosa la produzione di H₂ pulito.

I reattori small SMR possono aiutare a superare il problema dello stoccaggio dell’H₂ e invece di trasportarlo su lunghe distanze, i produttori possono produrlo in ogni località adatta a installare un SMR. Il nucleare sta entrando a gamba tesa nel settore trasporti canadesi: i veicoli a batteria vengono caricati dalla rete elettrica con elettricità alternativa pulita in funzione della nuova fonte H₂ rosa.

In Australia, CSIRO (Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization) Agenzia governativa per la ricerca scientifica, in collaborazione con RFC Ambrian (società di consulenza internazionale) e attraverso la neo-nata società Hadean Energy, ha lanciato la sfida per distribuire la tecnologia SOE sviluppata nei laboratori australiani.

Il 2024 è l’anno della sperimentazione nelle acciaierie di BlueScope, il maggiore produttore di acciaio australiano, per costruire un grande elettrolizzatore e testarlo direttamente nelle acciaierie del Gruppo, connesso a un reattore SMR. Con il calore di scarto dei processi industriali per preriscaldare l’acqua che entra in un elettrolizzatore SOE, si abbatte del 30% il consumo di elettricità rispetto agli impianti alcalini AEL e PEM.

Le membrane ceramiche sono conduttori di ioni O₂ e li separano contemporaneamente dall’H₂. La migliore efficienza dei sistemi SOE riduce il consumo di energia e l’infrastruttura elettrica degli elettrolizzatori. L’H₂ rosa è utilizzabile anche come materia prima per la produzione di sostanze chimiche: ammoniaca, metanolo, etere dimetilico e combustibili sostenibili; rimpiazzando il platino e nichel in uso, si riduce anche la dipendenza dai fornitori internazionali.

In Spagna 10 aziende si sono associate nel progetto Hympulso per sviluppare una serie di elettrolizzatori alimentate da H₂ e da adottare nel Talgo 250, treno ad alta velocità. La cella elettrolitica sostituirebbe i generatori diesel che alimentano i motori elettrici del treno sulle tratte della rete non ancora elettrificate.

Per accelerare la transizione ecologica, il governo spagnolo sta investendo molto nell’H₂ attraverso il suo programma di incentivi per l’innovazione nella catena del valore previsto dal Fondo PNRR. Dopo la conversione all’H₂ dei suoi treni regionali, Madrid ha deciso di destinare parte dei €6,4 Mld del programma alla trasformazione del treno ad alta velocità.

Bruxelles ha proposto che sia verde l’H₂ prodotto da un mix elettrico con l’energia nucleare, manovrata dalla FR per usare il nucleare per i suoi obiettivi UE. DE e ES discordano, considerando verde solo l’H₂ da FER. L’H₂ sarà considerato verde se la rete elettrica utilizzata sarà in gran parte decarbonizzata, con emissioni di carbonio legate alla produzione di energia elettrica <18 gr di CO₂ equivalenti/Mjoule, livello attuale dalla Svezia. Raggiunto il target, il criterio resta valido per 5 anni).

In Italia, dopo il via libero di Bruxelles, il MASE (Ministero Ambiente e Sicurezza Energetica) ha stanziato €100 M per nuovi investimenti in stabilimenti di elettrolizzatori in grado di fornire H₂ dall’acqua senza emissioni di CO₂, alimentati con elettricità rinnovabile e con una produzione di almeno 1 GW all’anno. Avvisi di gara emessi dall’11.12.2023 fino al 26.01.2024.

Dice il Ministro Fratin: C’è il futuro da costruire e il nostro Paese è in prima linea in tecnologia che accelera la transizione energetica.

La nuova capacità produttiva potrà integrare quella dei 2 stabilimenti già finanziati e in corso di realizzazione da parte di Ansaldo Energia e della Joint Venture tra De Nora e SNAM. L’obiettivo è avere in Italia fabbriche di elettrolizzatori entro giugno 2026. Senza nucleare?

Servono fabbriche per un pugno di SMR nazionali? Con gli elettrolizzatori destinati all’export?

Il costo dell’H₂ verde, di origine FER è fortemente variabile, da 1,5 a 20 € legato a una nutrita serie di fattori. Un esempio.

L’H₂ verde, prodotto per poche ore al giorno con un impianto al di sotto dei 50 KW di potenza, con energia fotovoltaica in zona a rischio, Lombardia ad esempio, con un minimo stoccaggio e a bassa pressione 35 bar (senza compressore), ha un costo di produzione complessivo oltre 15 €/Kg.

Un impianto da 10 MW di potenza in Sardegna o Puglia con fotovoltaico vicino e di potenza adeguata, con l’elettrolizzatore attivo non-stop per 24h e stoccaggio a 200 bar, avrà un costo di circa 2,4 € /Kg (incluse spare parts e manutenzione).

Ha senso parlare di costi, senza l’analisi del contesto?