Perché l’idrogeno

di Achille De Tommaso

 

Se non ci fosse l’obiettivo della decarbonizzazione, probabilmente non considereremmo l’idrogeno come alternativa ai combustibili fossili. Il gas naturale sembrerebbe una scelta adeguata. Tuttavia, le fonti alternative attualmente disponibili, principalmente solare ed eolica (il nucleare richiede una discussione a parte), presentano l’inconveniente della loro intermittenza e della loro limitata capacità energetica per sostenere settori energivori, come quelli dell’acciaio, del cemento e del vetro. Inoltre, la loro produzione intermittente e le sfide nel trasporto dell’elettricità dalle aree periferiche, dove spesso sono ubicati i parchi solari ed eolici, rendono tali forme di energia poco praticabili per la mobilità.

Ma (generalmente) l’idrogeno richiede l’elettricità per essere prodotto, e attualmente questa elettricità proviene principalmente da combustibili fossili. Tuttavia, utilizzato in concomitanza con le energie rinnovabili, l’idrogeno non solo diventa “verde”, ma può anche risolvere le criticità di base associate a tali energie “verdi”, come lo stoccaggio e la distribuzione. E può generare vantaggi sociali e geopolitici.

I COLORI DELL’IDROGENO

L’“idrogeno grigio”, la forma più comune di idrogeno oggi disponibile, è ottenuto dal gas naturale (tipicamente metano). In un processo noto come riformazione del metano a vapore (SMR), metano e vapore reagiscono insieme in un reattore catalitico ad alta temperatura e alta pressione e viene prodotto idrogeno.

L’“idrogeno blu” viene prodotto più o meno allo stesso modo dell’idrogeno grigio, ma le emissioni generate dall’SMR vengono catturate e immagazzinate nel sottosuolo in un processo noto come cattura e stoccaggio del carbonio (CCS).

L’“idrogeno verde” viene prodotto utilizzando fonti di energia elettrica rinnovabile come quella solare ed eolica. Oggi, meno dell’1% della produzione totale annua di idrogeno è “verde”, ma si prevede che questa percentuale aumenterà man mano che le infrastrutture necessarie per crearlo verranno ampliate e i costi di produzione continueranno a diminuire.

Esistono anche altre designazioni di colore per l’idrogeno, come il rosa (prodotto utilizzando l’energia nucleare), il nero/marrone (prodotto utilizzando carbone o lignite) e il bianco (presente in natura).

COME VIENE PRODOTTO L’IDROGENO VERDE?

A differenza dell’idrogeno grigio, l’idrogeno verde è quindi “green”. Oggi viene tipicamente generato dall’acqua attraverso un processo noto come elettrolisi, che utilizza una corrente elettrica, fornita da energie “ecosostenibili”, per dividere l’acqua nelle sue molecole componenti di idrogeno e ossigeno. Questo viene fatto a mezzo di un dispositivo chiamato elettrolizzatore, che utilizza un catodo e un anodo (elettrodi caricati positivamente e negativamente). Questo processo produce solo ossigeno – o vapore – come sottoprodotto

Esistono tre tipi principali di elettrolizzatori: alcalini, a membrana a scambio protonico (PEM) e a ossido solido.
Questi variano nella natura del materiale elettrolitico utilizzato. Gli elettrolizzatori alcalini utilizzano una soluzione acquosa con un sale alcalino per consentire la conduttività elettrica, mentre gli elettrolizzatori PEM utilizzano una membrana polimerica solida (elettrolita). Gli elettrolizzatori a ossido solido utilizzano materiale ceramico solido come elettrolita, che consente loro di funzionare con efficienza elettrica più elevata e temperature molto più elevate. Ciò consente l’utilizzo del vapore e del calore esterno come fonti di energia anziché fare affidamento sull’elettricità. Pertanto, l’elettrolisi dell’ossido solido consente costi operativi significativamente inferiori, poiché il calore è generalmente meno costoso e talvolta viene prodotto naturalmente come sottoprodotto di alcuni processi industriali.

L’IDROGENO VERDE CONSIDERATO FONDAMENTALE PER LA DECARBONIZZAZIONE

L’uso su larga scala dell’idrogeno verde appare fondamentale per decarbonizzare processi e industrie storicamente ad alta intensità di generazione di carbonio. Il settore industriale è responsabile di oltre un terzo del consumo energetico mondiale e di oltre il 20% delle emissioni di carbonio. La sostituzione dei combustibili fossili con l’idrogeno verde potrebbe ridurre drasticamente le emissioni di settori quali la produzione dell’acciaio, della raffinazione e della produzione chimica; e può anche servire come sostituto del tradizionale idrogeno derivato dal gas naturale nella produzione di fertilizzanti.

Inoltre, l’idrogeno verde può essere una soluzione a zero emissioni di carbonio anche per i trasporti, che oggi rappresentano quasi un terzo delle emissioni di carbonio.

Nel serbatoio dell’auto a idrogeno, si carica acqua? No, un’auto alimentata a idrogeno non carica acqua direttamente nel serbatoio per l’uso come carburante. Ecco come funziona generalmente un’auto alimentata a idrogeno:

  1. Serbatoio dell’idrogeno: L’auto è dotata di un serbatoio che contiene idrogeno compresso a pressioni elevate.
  2. Cella a combustibile: All’interno della cella a combustibile, l’idrogeno reagisce con l’ossigeno dell’aria per produrre elettricità, acqua e calore. La reazione chimica all’interno della cella a combustibile è non termica e avviene tramite processi elettrochimici.
  3. Motore elettrico: L’elettricità generata dalla cella a combustibile alimenta un motore elettrico che fornisce la potenza per muovere l’auto. Questo motore elettrico è responsabile di trasformare l’energia elettrica in movimento meccanico.
  4. Acqua come sottoprodotto: L’unico sottoprodotto della reazione chimica che avviene nella cella a combustibile è l’acqua. Quindi, l’auto alimentata a idrogeno emette solo acqua pulita.

E ALLORA PERCHÉ NON USARE GIÀ OGGI, AMPIAMENTE, L’IDROGENO VERDE?

Ci sono due maggiori limitazioni che devono essere affrontate prima che l’idrogeno verde possa essere utilizzato ampiamente e in modo economicamente vantaggioso. Esse includono:

  1. Costi: Attualmente, la produzione di idrogeno verde è costosa rispetto alla produzione di idrogeno convenzionale da fonti non rinnovabili come il gas naturale. Il costo dell’elettrolisi dell’acqua utilizzando energia rinnovabile è ancora elevato, e il prezzo dell’idrogeno verde potrebbe essere poco competitivo rispetto ad altre fonti di energia.
  2. Infrastrutture: È necessaria un’infrastruttura adeguata alla produzione, lo stoccaggio, il trasporto e la distribuzione dell’idrogeno verde. L’idrogeno richiede serbatoi ad alta pressione o criogenici per essere trasportato e immagazzinato in modo sicuro ed efficiente. Attualmente, questa infrastruttura è limitata e deve essere sviluppata e ampliata su larga scala per supportare l’uso diffuso dell’idrogeno verde.

SOLUZIONI PER ABBASSARE IL COSTO DELL’IDROGENO VERDE

Vi sono varie soluzioni allo studio per diminuire questo costo, tra cui l’uso di sistemi diversi di elettrolisi e l’intelligenza artificiale; di recente i ricercatori di IIT di Genova, e del suo spin-off BeDimensional Spa, hanno sviluppato un metodo economico ed efficiente per produrre idrogeno verde impiegando piccole particelle di rutenio e un sistema ad energia solare per attivare l’elettrolisi dell’acqua (v. link 8.)

Ma l’elevato costo della produzione di idrogeno verde è soprattutto causato dalle basse economie di scala cui possono fare affidamento, oggi, le energie rinnovabili: esse richiedono alti investimenti, a fronte di una produzione di energia elettrica spesso limitata dall’intermittenza di disponibilità, e dalla difficoltà di trasporto.

Ma l’Africa ci può venire in aiuto.

L’AFRICA E L’IDROGENO VERDE

L’Africa è un continente ricco di risorse solari ed eoliche. e molti paesi stanno sviluppando ambiziose strategie di energia rinnovabile per soddisfare la crescente domanda energetica dei centri urbani e industriali, ma anche per elettrificare le aree remote non servite dalla rete elettrica.

Disponibilità di vento e di irraggiamento solare, Europa e Nord Africa

Tuttavia, oltre a soddisfare la domanda interna, la maggior parte dei paesi del Nord Africa ha un enorme potenziale, in termini di terreni e risorse, per produrre idrogeno verde da energia solare ed eolica per l’esportazione.

Solo l’8% del deserto del Sahara coperto da pannelli solari sarebbe sufficiente per produrre tutta l’energia necessaria al mondo, pari a 155.000 TWh all’anno (Wijk et al., 2017).

Realizzare questo potenziale richiederà una collaborazione internazionale senza precedenti per affrontare i principali ostacoli.

Vi sono due iniziative in corso:

L’Africa Green Hydrogen Alliance è stata lanciata alla COP26, collegando le iniziative esistenti e gli sforzi di leadership, con il potenziale di generare nuova consapevolezza, opportunità e azione nel settore. E’un’iniziativa che mira a promuovere lo sviluppo dell’idrogeno verde in Africa, sfruttando le abbondanti risorse solari ed eoliche del continente.

Il percorso energetico del Marrakech Partnership delle Nazioni Unite prevede 500-800 gigawatt (GW) di diffusione dell’elettrolisi dell’idrogeno verde entro il 2030, in linea con il recente scenario Net Zero 2050 dell’Agenzia internazionale per l’energia (IEA). Le organizzazioni regionali africane, come l’Unione Africana (UA) e la Commissione economica delle Nazioni Unite per l’Africa (UNECA), sono coinvolte nel Marrakech Partnership e forniscono supporto e orientamento per le azioni volte ad affrontare i cambiamenti climatici nel continente.

Secondo il BNEF (Bloomberg New Energy Finance; è una delle principali fonti di informazioni e analisi nel settore dell’energia e delle tecnologie pulite), l’idrogeno verde potrebbe avvicinarsi alla competitività in termini di costi con il gas naturale entro l’inizio degli anni ’30 in Africa, India e Brasile.

Superfluo accennare all’importanza geopolitica di far diventare il Nord Africa (e magari molta Africa) un nuovo centro, alternativo, di esportazione di energia a livello mondiale. E ciò vale anche per India e Brasile.

INFRASTRUTTURE

STOCCAGGIO

Nel caso dell’energia, comunque essa sia generata, il mantenimento dell’equilibrio tra domanda e offerta è cruciale. Già oggi lo stoccaggio del gas naturale è essenziale per mantenere l’equilibrio con una necessità di capacità di stoccaggio stagionale per regolare la produzione di gas e la fornitura per il riscaldamento. La domanda di gas naturale, in Europa, subisce significative fluttuazioni stagionali, con un picco in inverno fino a tre volte superiore rispetto all’estate, mentre la produzione rimane costante.  Tuttavia, questo stoccaggio non è solo importante per il gas naturale; con l’aumento delle fonti rinnovabili nel mix energetico, la necessità di stoccaggio diventa ancora più critica, richiedendo soluzioni su scala oraria, giornaliera, settimanale e stagionale. Mentre è relativamente semplice e conveniente bilanciare il petrolio e il carbone attraverso lo stoccaggio in serbatoi, la gestione dell’elettricità fornita da gas (gas naturale o idrogeno) richiede più impegno. E le batterie non possono aiutare.

Capacità limitata delle batterie: Anche le batterie più avanzate hanno una densità energetica inferiore rispetto ad altre forme di stoccaggio, come il gas naturale o l’idrogeno. Oltre ad avere, poi, costi elevati e durata limitata, possono occupare molto spazio e pesare molto, il che può limitarne l’uso in alcune applicazioni o renderle poco pratiche per il trasporto e l’installazione su larga scala.

L’uso dell’idrogeno per lo stoccaggio, delle rinnovabili rappresenta quindi una soluzione ottimale. Quando il sole tramonta, o non soffia il vento, e l’energia rinnovabile smette di arrivare, gli operatori di rete possono accendere i generatori di idrogeno fino al ripristino della fornitura di energia eolica o solare.

Le caverne di sale offrono un ambiente sicuro e stabile per lo stoccaggio di gas. La porosità e la permeabilità del sale consentono di immagazzinare gas naturali, idrogeno, gas di petrolio liquefatto e altri gas in modo sicuro ed efficiente. Questo rende le caverne di sale ideali per il bilanciamento dell’offerta e della domanda di gas durante periodi di picco e di bassa domanda.

La capacità complessiva di stoccaggio del gas nell’UE è considerevole, con la Germania che detiene la maggior parte delle risorse. Le caverne di sale si presentano come risorse preziose per lo stoccaggio dei gas, idrogeno compreso, offrendo capacità significative a costi relativamente bassi. Questa soluzione non solo è economica ma anche efficiente. Il potenziale delle caverne di sale per lo stoccaggio dell’idrogeno è notevole, e supera la necessità di consumo totale di energia in Europa. Anche in Nord Africa, questa risorsa potrebbe essere sfruttata per lo stoccaggio, presentando opportunità significative per la gestione dell’energia.

L’idrogeno offre anche il potenziale per uno stoccaggio “stagionale” dell’energia. Mentre il mondo passa sempre più alle energie rinnovabili, i mesi invernali metteranno a dura prova le reti elettriche poiché meno luce solare giunge in inverno nei parchi solari. Per contrastare questo problema, l’idrogeno può essere creato con energia solare nei mesi estivi, e poi utilizzato per alimentare la rete durante i freddi mesi invernali. L’idrogeno è attualmente l’unica opzione praticabile di stoccaggio stagionale delle rinnovabili, a zero emissioni di carbonio; e, man mano che il mondo si decarbonizza, diventerà sempre più importante nelle reti elettriche.

CRITICITA’ DELLO STOCCAGGIO ENERGIA CON IDROGENO

Con la tecnologia odierna, a causa delle perdite nei processi di conversione e immagazzinamento, i sistemi di stoccaggio dell’energia elettrica mediante idrogeno fanno perdere tra il 60 e l’85% dell’elettricità generata, Tuttavia, come detto, attualmente esistono pochissime alternative all’idrogeno per lo stoccaggio a lungo termine dell’elettricità fornita da sistemi energetici rinnovabili; quindi, l’interesse per l’idrogeno per questa applicazione rimane elevato. Inoltre, si prevede che la quota di energia rinnovabile intermittente nei sistemi energetici aumenterà nei prossimi decenni. Ciò porterà sicuramente allo sviluppo tecnologico e alla riduzione dei costi nell’ambito della tecnologia dell’idrogeno. Comunque, i risultati dei progetti in corso indicano che la soluzione migliore da un punto di vista tecnico consiste oggi in sistemi ibridi, in cui l’idrogeno è combinato con tecnologie di stoccaggio dell’energia a breve termine come batterie e supercondensatori. In questi sistemi ibridi i vantaggi di ciascuna tecnologia di storage possono essere sfruttati appieno per massimizzare l’efficienza se il sistema è adattato specificamente alla situazione specifica. Lo svantaggio è che ciò aumenterà ovviamente la complessità e il costo totale del sistema energetico.

TRASPORTO

L’idrogeno ha anche il potenziale per essere trasportato attraverso gasdotti, riducendo ulteriormente la dipendenza dai combustibili fossili e le emissioni di gas serra.

Trasportare idrogeno dal Nord Africa: il progetto SunsHyne Corridor  

E’un progetto lanciato a fine 2021 da 5 TSO (transmission system operators) europei – l’italiana Snam, l’austriaca TAG, la slovacca Eustream, la ceca NET4GAS e la tedesca OGE – per importare in Europa idrogeno verde prodotto in Nord Africa.

L’iniziativa, che mira a dare un contributo decisivo all’import di 10 milioni di tonnellate annue di H2 green da fonti extra UE, come stabilito nel programma REPowerEU a partire dal 2030, prevede il ‘repurposing’ di una parte dell’attuale rete europea del gas naturale per consentire l’afflusso di H2 nordafricano sui mercati centroeuropei e tedeschi in particolare, passando attraverso l’Italia, l’Austria, la Slovacchia e la Repubblica Ceca.

Entro il 2030, i partner dello SunsHyne Corridor prevedono di poter gestire una rete di idrogenodotti lunga 3.400 Km, costituita per l’85% di pipeline precedentemente utilizzate per il gas naturale e riconvertite all’H2.

La capacità di importazione dal Nord Africa dovrebbe essere di circa 18 miliardi di metri cubi (bcm) l’anno, mentre quella di export verso l’Europa arriverebbe a 7,3 bcm. Per paragone, il TransMed oggi ha una capacità di circa 30 bcm l’anno, il Tap dall’Azerbaijan circa 10 bcm.

Attualmente esistono sei tipologie di celle a combustibile impiegate nella produzione di energia elettrica centralizzata o distribuita, generazione di calore o per il trasporto.

  1. Celle Alcaline (AFC, Alkaline Fuel Cell), usano un elettrolita costituito da idrossido di potassio e lavorano a temperature tra 60 e 120 °C.
  2. Celle ad elettroliti polimerico (PEFC, Polymer Electrolyte Fuel Cell), usano come elettrolita una membrana polimerica a elevata conducibilità protonica e funzionano a temperature comprese tra 70 e 100 °C.
  3. Celle ad acido fosforico (PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell), operano a temperature attorno ai 200 °C con un elettrolita costituito da una soluzione concentrata di acido fosforico.
  4. Celle a carbonati fusi (MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell), usano come elettrolita una soluzione di carbonati alcalini fusa alla temperatura di funzionamento della cella (650 °C) e contenuta in una matrice ceramica porosa.
  5. Celle a ossidi solidi (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), funzionano a temperatura elevata (circa 900‐1000 °C) per assicurare una conducibilità sufficiente all’elettrolita, costituito da materiale ceramico (ossido di zirconio drogato con ossido di ittrio).
  6. Celle a metanolo diretto (DMFC, Direct Methanol Fuel Cell), operano a temperature tra 80 e 100 °C e utilizzano come elettrolita una membrana polimerica. Si stanno sviluppando per applicazioni portatili.