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2020-05-25 06:19

E’ Ancora Lunga la Via dell’Idrogeno

TECNOLOGIE PER LA DECARBONIZZAZIONE

di: 
Alessandro Clerici

Dall’edizione online di Nuova Energia n.1/2020 riprendiamo una riflessione sulle caratteristiche dell’idrogeno, a partire dagli spunti emersi durante il World Energy Congress 2019. L’autore raccomanda di effettuare analisi approfondite e sperimentazioni prototipali prima di creare eccessivi ottimismi su una rapida ed estesa applicazione di questo vettore energetico.

La transizione verso una eco­nomia decarbonizzata ha un enorme impatto mediatico e con­diziona ormai le scelte politiche (non solo energetiche) a livello mondiale. Il processo ha portato e porterà a notevoli investimenti in ricerche e innovazione su risorse primarie e vettori energetici, su materiali, apparecchiature, mac­chinari e sistemi, insieme a nuovi modelli di business (e di vita).

Sono tre i pilastri della decarbo­nizzazione: produzione di energia (la si vuole priva di combustibili fossili), efficienza energetica (pro­dotti e servizi con consumi ener­getici ridotti) da abbinare al rispar­mio energetico (consumo meno, evito sprechi), mobilità e trasporti (anche qui senza utilizzo di fonti fossili e considerando il comple­to ciclo di vita – la produzione del veicolo e del combustibile utilizza­to, il suo trasporto fino al veicolo, del quale vanno poi valutate effi­cienza, emissioni e riciclo finale).

Nel settore della produzione di energia elettrica, che è il principale contributore alle emissioni di CO2, la non programmabilità e variabilità istantanea legata a fattori atmosfe­rici di eolico e fotovoltaico pongono una serie di sfide alla loro sempre più forte penetrazione (a questo proposito, leggi anche Facciamo be­ne i conti con la transizione energe­tica).

Per il fotovoltaico, oltre alla diversi­tà tra notte e giorno e tra estate e inverno (a Firenze, per esempio, in una giornata soleggiata invernale si ha circa un terzo di produzione di energia rispetto ad una giornata estiva), occorre anche far fronte a rampe di carico “residuo” da for­nire al calar del sole per il crollo della generazione da fotovoltaico.

Risultano indispensabili stoccaggi sia di breve durata (circa 1 ora) per la regolazione primaria della frequen­za di rete, sia di durate più lunghe, al limite di giorni o settimane (si è assistito a mancanza totale di ven­to per 3-4 settimane consecutive in Irlanda e contemporaneamente di vento e fotovoltaico in Germania).

Anche nei trasporti e nei con­sumi finali, l’utilizzo di risorse energetiche che non generano emissioni di CO2 assume sempre maggior importanza. E, da quanto sopra, prende più forza l’idea di un idrogeno verde, prodotto per elet­trolisi da fonti rinnovabili e che bruciando genera acqua, con sva­riati utilizzi multisettoriali.

Di idrogeno si è discusso molto, nella sessione Hydrogen. Bridging sec­tors and Regions, a latere del Congres­so Mondiale dell’Energia 2019 in Abu Dhabi, organizzata dall’EU-GCC Clean Energy Technology Network in collaborazione con l’associazione Hydrogen Europe, il Center for Hydro­gen Safety dell’AIChE e l’International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy e Dii Desert Energy. A parte i discorsi generali e le presentazioni delle società organiz­zatrici, sono state effettuate relazio­ni dettagliate da IRENA, Engie, Sie­mens, Saudi Aramco e WEC; il tutto seguito da animate discussioni.

È emerso chiaramente il grande potenziale tecnologico in gioco, sia per rimpiazzare i combustibili fossili nell’attuale produzione di idrogeno (e qui l’enfasi è stata po­sta sull’elettrolisi) sia per l’impiego dell’idrogeno al posto di combusti­bili fossili nei vari utilizzi energetici domestici, nei trasporti e in appli­cazioni industriali. In evidenza an­che lo stoccaggio di idrogeno per la produzione di elettricità, per venire in soccorso alla variabilità e alla stagionalità delle fonti rinnovabili come fotovoltaico ed eolico.

Date le sfide tecnologiche ed economiche per trasportare l’idro­geno sia allo stato gassoso e sia a quello liquido, specie su lunghe di­stanze, Aramco ha presentato uno studio basato sul trasporto via na­ve da Arabia Saudita all’Est Asiati­co sia di CO2 da CCS (Carbon Cap­ture and Storage delle emissioni di CO2 da centrali e industrie Saudite) e sia di GPL saudita (Figura 1).

Per produzione di 200.000t/anno di H2 ,4 navi cisterna GPL e 1 nave
cisterna CO2 da 50.000 m3 ciascuna. Il 65 per cento della CO2 emessa dalla
produzione di H2  può essere riportato indietro via nave GPL
”.

In Asia verrebbe prodotto idro­geno dalla nota reazione di CO2 con alcani da GPL, entrambi im­portati. Per migliorare l’economi­cità è previsto il ritorno in Arabia Saudita, con le stesse navi, della CO2 da emissioni in Asia per stoc­caggi Sauditi o per Enhanced Oil Recovery (EOR). Aramco considera la CO2 non un rifiuto dannoso per l’ambiente ma una materia prima. Chiaramente, dati gli interessi specifici delle varie società, nelle discussioni e nei colloqui a latere sono emersi differenti punti di vi­sta sul futuro, preconizzato da al­cuni tutto elettrico anche per i tra­sporti e, all’opposto da altri, basato su “una nuova stagione dell’idro­geno con la nascita di una sua ce­lere, matura ed estesa economia” (e mi sembrava di risentire quanto profetizzato nel 2002 da Jeremy Ri­fkin). Non sono mancate posizioni equilibrate per un approccio aper­to, magari con soluzioni ibride, co­me proposto recentemente in al­cune auto azionate sia da fuel cell a idrogeno sia da batterie.


Produzione e consumo attuali e scenari futuri

Sulla terra, l’idrogeno si trova nell’acqua e in tutti i composti or­ganici ma è scarsamente presente allo stato libero e deve quindi es­sere prodotto con svariate tecno­logie; più che una risorsa energe­tica primaria va quindi visto come un vettore energetico.

Dai dati presentati ad Abu Dhabi, sono emersi valori di produzione annua attuale che vanno da 80 a 110 milioni di tonnellate; il 40 per cento circa proviene dal metano (processo STM, Steam Methane Recovery), il 30 per cento da idrocarburi, il 18 per cento dal carbone (tramite gassifi­cazione) e solo circa il 4 per cento da elettrolisi dell’acqua. La produzione attuale comporta notevoli emissio­ni di gas serra (con il processo STM, a 1 kg di idrogeno corrispondono 8 – 9 kg di CO2) e si parla quindi di idrogeno nero.

Dai dati IRENA, il 39 per cento dell’idrogeno viene oggi usato nel­le raffinerie, il 27 per cento nella fabbricazione di ammoniaca, il 10 per cento per produrre metanolo, il 4 per cento in siderurgia e il re­sto in vari processi industriali. Per quanto riguarda gli scenari futuri al 2050, si registra una no­tevole differenza a seconda del­le fonti, come sintetizzato nella presentazione di IRENA (Figura 2) che ha riportato – mettendole a confronto – le proprie stime per il 2050 effettuate nel 2019 con quelle di Hydrogen Council del 2017. IRE­NA ha valutato in 14 exajoule (EJ = 1018 J) la produzione di idrogeno nel 2019, prospettando poco più di un raddoppio nei consumi al 2050; Hydrogen Council ha stimato invece un aumento di oltre 5,5 volte.

Per raggiungere una forte pe­netrazione dell’idrogeno verde, i fattori fondamentali per una pro­duzione concentrata su elettrolisi sono: un basso costo della produ­zione di energia elettrica da fonti rinnovabili “vicine” e dedicate, il costo di investimento dell’impian­to di elettrolisi, la sua durata di vita, le ore di utilizzo annue (non troppo elevate in molte località a causa delle alimentazioni da foto­voltaico o eolico) e i costi di eserci­zio, includendo i ricambi il cui am­montare non sembra trascurabile.

Per quanto riguarda la produzio­ne di idrogeno al 2050, IRENA ipo­tizza che 2/3 provengano da grossi impianti di elettrolisi di potenza superiore a 100 MW alimentati da fonti rinnovabili (idrogeno verde) e 1/3 da idrogeno blu prodotto in parte dalla reazione di metano con CO2 da CCS (cattura da emissioni di centrali e impianti) e in parte da elettrolisi alimentata non al 100 per cento da FER. Questo, rispetto a una produzione 2019 di idrogeno nero da fonti fossili praticamente vicina al 99 per cento.

Per quanto riguarda il costo at­tuale di idrogeno nero valutato nel punto di produzione, e quindi senza considerare il trasporto, nelle pre­sentazioni è stato stimato nell’in­tervallo di 1,25-2,5 dollari/kg di H2. I costi di produzione con elet­trolisi, illustrati da Hydrogen Europe, mostrano che a oggi con un CAPEX dell’impianto di circa 1.200 euro/kW, costi di O&M (Operation and Maintenance) annuali pari al 2 per cento del CAPEX, un costo di produzione di energia elettrica rin­novabile pari a 60 euro/MWh con un load factor di 2.000 ore/anno (rife­riti al Nord della Germania), il costo dell’idrogeno al sito di produzione con una discount rate dell’8 per cen­to sarebbe di 7,8 euro/kg con un’ef­ficienza del 57 per cento (58 kWh/kg di H2) rispetto al potere calorifico in­feriore. I contributi al costo del kWh verrebbero per il 45 per cento dal CAPEX, per il 45 dall’energia elettri­ca e per il 10 per cento da O&M.

Tutti gli interventi hanno sotto­lineato l’importanza di riduzione del CAPEX degli elettrolizzatori e l’aumento dell’efficienza legata anche al forte aumento della ta­glie previste, che passerebbero dai circa 10 MW massimi attuali per singolo impianto ai 100 MW dopo il 2025 (addirittura previsti da Sie­mens intorno a 1.000 MW nel pe­riodo 2030-2050). IRENA ipotizza al 2050 un costo degli impianti di elettrolisi prossi­mo a 200 dollari/kW; con un load factor delle rinnovabili di 4.200 ore/anno e un loro costo di 20 dollari/MWh, l’idrogeno all’uscita dell’elet­trizzatore costerebbe 1,4 dollari/kg.

Nel medio temine (intorno al 2030), Hydrogen Europe preconizza in Germania un costo dell’idroge­no intorno a 3 euro/kg, con un CA­PEX più che dimezzato a 500 euro/kW, rendimento al 66 per cento con elettrolizzatore da 100 MW e 50 euro/MWh per l’energia da rin­novabili (eolico offshore con load factor di 4.500 ore/anno).

Secondo Siemens, invece, sem­pre al 2030 – con un CAPEX dell’elettrolizzatore a 640 dollari/kW, O&M al 5 per cento/anno del CAPEX, un WACC (costo medio ponderato del capitale) dell’8,9 per cento, efficienza del 75 per cento e 50 dollari/MWh il costo dell’energia rinnovabile che alimenta l’impianto – servirebbero per la produzione dell’idrogeno 5,7 dollari/kg con load factor di 2.000 ore/anno e 4,3 dollari/kg con load factor di 4.000 ore/anno. In questo ultimo caso, la suddivisione dei co­sti è indicata in Figura 3.

Per la conversione di idrogeno in energia elettrica, Siemens ha di­chiarato che tutte le sue turbine a gas heavy duty funzionano già con il 30 per cento di idrogeno in vo­lume e che è impegnata ad allestire tutta la propria gamma di turbine a gas funzionanti con il 100 per cento di idrogeno; lo stesso è stato affermato anche da General Electric.

In una visione in cui l’elettricità prodotta nel 2050 proverrà al 100 per cento da fonti rinnovabili (il New Deal europeo), con adeguati sistemi di storage, bilanciamen­to e capacity market “verdi” il load factor degli elettrolizzatori aumen­terebbe, con riduzione dei costi dell’idrogeno da elettrolisi.

Non entro in questa sede sui pro e i contro delle celle a combustibi­le e sulle possibili soluzioni alter­native all’elettrolisi, sfiorate nelle discussioni ma importanti da con­siderare per gli scenari futuri.

Caratteristiche dell’idrogeno

Vale la pena di riportare le prin­cipali caratteristiche energetiche dell’idrogeno allo stato gassoso e liquido comparate a quelle del me­tano (vedi Tabella 1), tralasciando di riportare dati sui campi di in­fiammabilità, energia di attivazio­ne e coefficiente di diffusione che pongono ancora grandi sfide per l’uso di questo vettore. Dato il suo basso peso specifico, il contenuto energetico per unità di volume dell’idrogeno sia allo stato liquido sia gassoso – pur essendo alto per unità di peso – risulta no­tevolmente penalizzato rispetto al metano e, allo stato liquido, ben in­feriore a quello della benzina.

Il problema di ingombro per ser­batoi a pari contenuto energetico risulta quindi di notevole impatto e una riduzione dei volumi a pres­sioni intorno ai 700 bar della nuova legislazione italiana comporta co­sti e pesi per nuovi serbatoi fissi e mobili. La liquefazione implica no­tevoli consumi energetici per l’ot­tenimento di H2 allo stato liquido (circa un terzo del contenuto energetico dell’idrogeno) oltre ai consumi le­gati al trasporto per mantenere una temperatura inferiore a -53°C.


Considerazioni finali

I possibili, molteplici e pervasivi utilizzi dell’idrogeno e la necessi­tà per il sistema elettrico di com­pensare la non programmabilità di fotovoltaico ed eolico, sempre più importanti nel settore della gene­razione, hanno portato a riconsi­derare l’economia dell’idrogeno di cui si parla da decenni ma con si­tuazioni al contorno ora cambiate.

Occorre però basarsi su numeri, dati e fatti prima di fare previsioni troppo ottimistiche per i tempi di realizzazione di una sicura e matu­ra era dell’idrogeno. Ciò non toglie l’obbligo di investimenti in ricer­ca ed esperienze prototipali lungo tutta la catena dalla produzione, trasporto ed utilizzo per verificare la competitività con altre tecnolo­gie e la velocità di penetrazione. Tra l’altro, occorrono opportune verifiche per i problemi di corro­sione e infragilimento da idrogeno su strutture esistenti e per quelli di sicurezza con relativi standard; e ciò richiederà tempi adeguati.

Come detto, l’attuale costo di produzione di H2 nero da combu­stibili fossili (solo il 4 per cento proviene da elettrolisi) è intorno a 1,25-2,5 dollari/kg, con notevo­le produzione di CO2 (che occorre valutare come costo). Risulta net­tamente più conveniente rispetto all’idrogeno da rinnovabili, valu­tato per la Germania intorno a 7-8 euro/kg al sito di localizzazione dell’elettrolizzatore.

Per abbassare il prezzo dell’H2 verde da elettrolisi (ritenuta da molti la soluzione vincente rispet­to ad altre tecnologie, che non so­no tuttavia da trascurare) occorre una drastica riduzione dei costi degli elettrolizzatori e della pro­duzione di elettricità rinnovabile, insieme a un aumento delle sue ore equivalenti (load factor). A li­vello globale il load factor è di poco superiore alle 1.000 ore/anno per il fotovoltaico e alle 2.000 per l’eoli­co, con punte di valori superiori al doppio in località particolari.

Al convegno di Abu Dhabi sono stati riportati scenari più o meno ottimistici, con un aumento della capacità degli elettrolizzatori dagli attuali 10 MW fino ai 100 MW in un decennio e ai 1.000 MW più in là nel tempo, con aumenti dell’ef­ficienza e crollo dei costi a 200 dol­lari/MW (meno di un quinto degli attuali) al 2050.

Rimanendo al 2030, con 500 euro/kW (un dimezzamento rispetto a oggi per i costi degli elettrolizzato­ri), si potrebbe anche in Germania arrivare intorno a 3 euro/kg per l’i­drogeno, sfruttando un load factor di 4.500 ore in prossimità di grossi im­pianti offshore. Secondo altri, invece, con 2.000 ore/anno di load factor e 45 euro/MWh per le rinnovabili, si ri­marrebbe intorno ai 5 euro/kg.

Anche supponendo, nel medio termine, di poter utilizzare l’idro­geno a bocca di elettrolizzatore a 3 euro/kg, con una trasformazione in elettricità con efficienza intor­no al 50 per cento, si avrebbe un costo del puro combustibile (al quale vanno aggiunti gli oneri di capitale e i costi di O&M dell’im­pianto) di 180 euro/MWh rispetto ai 28 euro/MWh del metano, ora in Italia attorno ai 14 euro/MWh per alimentare cicli combinati.

Considerando il suo basso peso specifico, servono più di 3 Normal metri cubi di idrogeno per avere la stessa energia di un Normal metro cubo di metano. In miscele di me­tano con il 10 per cento in volume di idrogeno, quest’ultimo apporta quindi un contributo in energia del 3,1 per cento; una miscela al 20 per cento di idrogeno contribuirebbe con un 6,3 per cento in energia, ri­ducendo quindi il potere calorifico della miscela metano/H2 di oltre il 13 per cento rispetto al puro metano.   Sempre a causa del suo bas­so peso specifico, e tralasciando i problemi di corrosione/sicurezza, il trasporto dell’idrogeno allo stato gassoso è ad oggi costoso, così co­me quello allo stato liquido (-253 °C) che richiederebbe circa 1/3 dell’energia contenuta in 1 kg di idrogeno per la sola liquefazione.

Lascio a un prossimo articolo considerazioni sull’uso dell’idro­geno per i trasporti e la sua futura possibile competitività con l’auto elettrica o con altri carburanti verdi; sarà il mercato a definire le quote relative, ma si notano in servizio i primi treni a idrogeno su linee non elettrificate, oltre ad alcune autovetture (una immatricolata in Italia nel 2019). Chiaramente si ha una si­tuazione attuale di alto prezzo del veicolo, un suo elevato peso per le bombole e una assenza di stazioni H2, sebbene siano in progetto nuovi distributori sulle autostrade verdi (vedi anche il Brennero). La rap­presentante WEC al convegno ha sottolineato che Parigi ha ora una flotta di 100 taxi a idrogeno, che di­venteranno 600 nel 2020.

Un ultimo commento sulla pro­duzione di idrogeno con elettrolisi da rinnovabili in Italia come con­tributo alla decarbonizzazione. I record dei valori offerti per 20-25 anni a meno di 20 dollari/MWh negli Emirati Arabi per la fornitura dell’elettricità da nuovi impianti fotovoltaici non sono certo espor­tabili da noi, pur con il crollo dei prezzi avuto negli ultimi anni an­che in Europa: la taglia media di ciascuna installazione è di svaria­te centinaia di MW, l’insolazione è eccezionale, i costi del denaro e delle aree sono praticamente nul­li mentre quelli per le opere civili, l’installazione e l’O&M (inclusa pulizia dei pannelli) si basano su una manodopera che costa anche meno di 300 dollari/mese; il tutto con agevolazioni e tempi pratica­mente nulli per le autorizzazioni.

In Italia, con il costo di manodo­pera regolare oltre 10 volte supe­riore, con le ben note tempistiche e gli oneri per l’investitore per le autorizzazioni e per trovare i terre­ni (e dove, per impianti di oltre 50 MW con abbinati elettrolizzatori efficienti?), il costo dell’energia fo­tovoltaica sarà attorno a 2,5 volte rispetto agli Emirati. Lo stesso ra­gionamento vale per i nostri “ven­ticelli”, con l’eolico italiano che soffia con un load factor attorno a poco più di 2.000 ore rispetto alle oltre 4.500 degli impianti offshore o sulle coste dell’Atlantico.

Forse, per le caratteristiche del nostro Paese, varrebbe la pena di considerare “impiantini” elettroliz­zatori standardizzati e modulari di qualche kW, con relativo “impianti­no” fotovoltaico, per i quali abbiamo già in Italia una fabbrica, anche se di proprietà di una startup estera.

Idrogeno come "ponte"

Innanzitutto grazie al sempre chiarissimo Ing. Clerici per la sua mirabile sintesi.

Sulla Terra la natura non accumula energia sotto forma di Idrogeno: si trovano petrolio, carbone e gas, coi pro e contro che conosciamo, ma non Idrogeno. Perche’ dovremmo farlo noi in un ambiente che, a causa della temperatura, pressione e componenti chimiche che lo caratterizzano, non rende certo facile questa operazione? Oltretutto l’uso finale dell’Idrogeno non supererebbe del tutto gli ostacoli verso un mondo senza combustibili fossili, lasciando ad esempio il trasporto aereo “a terra” e quello su gomma con grossi rischi (sempre che si risolvano tutte le problematiche connesse all’avere quantita’ significative di Idrogeno su un mezzo di trasporto in movimento).
Perche’ allora non concentrare gli sforzi sull’Idrogeno, ma visto essenzialmente come un passaggio verso soluzioni gia’ note ed affidabili? Mi sto riferendo alle tecnologie PTG o PTL ove i prodotti finali, metano o kerosene ad esempio, sarebbero utilizzabili senza problemi nella rete di stoccaggio e trasporto attuale. Le efficienze energetiche di trasformazione da Idrogeno sono oramai alte o comunque accettabili (prossima all’80% per il metano) ed i prodotti finali si inserirebbero in una infrastruttura gia’ pronta e funzionante.