Tecnologie dell'idrogeno e dello storage elettrochimico

Tecnologie dell'idrogeno e dello storage elettrochimico

Idrogeno e fuel cells: inquadramento e mercato

Introduzione all'idrogeno

L’idrogeno è un vettore di energia molto efficiente, producibile in una serie di modi diversi (da fonti fossili o rinnovabili) e utilizzabile in diversi dispositivi, di cui il più adatto sono le fuel cells. Quando prodotto da fonti fossili, l’H₂ consente di ridurre in maniera sostanziale il “global carbon footprint” e, comunque, di abbassare localmente le emissioni. L’H₂ è un efficiente veicolo di storage di energia, particolarmente interessante quando associato a sistemi di generazione distribuiti, soprattutto se intermittenti e con notevoli variazioni stagionali. La riconversione del parco autoveicoli leggeri e pesanti (fino al 25%) verso l’uso di fuel cells (e batterie) può contribuire a ridurre del 10% l’impatto delle emissioni nel settore trasporti. Ottime opportunità nel settore marittimo per H₂ e combustibili ad alto contenuto di H₂ (NH₃, CH₃OH).

È necessario superare i limiti collegati all’installazione delle stazioni di ricarica (da 900 a 1900 USD richiesti per ogni FCEV). Infine, lo stoccaggio e il trasporto dell’H₂ sono molto difficili poiché la densità è molto bassa (sia in volume che in peso) ed è difficile da trasportare.

Key actions per i prossimi 10 anni

• Incoraggiare l’uso dell’idrogeno e delle celle a tutti i livelli, anche favorendo lo sviluppo di norme
• Stimolare gli investimenti per contribuire alla riduzione dei costi, anche scegliendo le soluzioni e le value chain più promettenti
• Sostenere la ricerca nei settori specifici ma anche in quelli correlati (materiali), favorendo soprattutto la cooperazione internazionale
• Promuovere l’integrazione dei sistemi con le risorse disponibili e la richiesta locale di potenza, anche nell’ottica di una riduzione CO₂
• Nel settore trasporti sostenere la diffusione dei sistemi di trasporto, anche tramite il rafforzamento delle stazioni di distribuzione
• Sviluppo di supply chain corte ed affidabili e di strumenti di finanziamento personalizzati
• Miglioramento delle politiche di divulgazione
• Azioni esistenti (Strategia CE per l’H₂ al 2030, IPCEI, Strategie Nazionali, PNRR, Fit for 55, ...)

Analisi del contesto - Dati su emissioni

L'H₂ protagonista della transizione energetica

In generale, l’interesse è quello di sostenere lo sviluppo delle tecnologie fino a portarle alla neutralità tecnologica, cioè vogliamo che tutte le tecnologie raggiungano lo stesso livello di sviluppo tecnologico, ovvero il cosiddetto TRL (Technology Readiness Level), in maniera tale che la scelta della tecnologia da utilizzare sia dettata dal tipo di situazione in cui ci troviamo e non allo sviluppo della stessa.

Le rinnovabili che producono idrogeno sono fuori dal bilancio energetico, infatti queste sono rinnovabili addizionali. Le tecnologie dell’idrogeno permettono di sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione, permeando e modificando gli scenari industriali in un numero molto vario di settori:

• Produzione
• Stoccaggio e trasporto
• Mobilità
• Usi energetici (anche cogenerazione e trigenerazione)
• Usi industriali
• Produzione di chemicals

I processi sono molto spesso correlati tra di loro e richiedono uno sforzo complessivo congiunto per uno sviluppo armonico del settore industriale. Le tecnologie di produzione di idrogeno è convenzionalmente classificata associandola a tre colori (oggi il 99% è di tipo grigio), ce ne sono anche di più ma questi sono i più importanti.

In Inghilterra è stata pensata una sorta di Smart Grid industriale, dove al centro è presente una stazione di produzione di H₂ per refoarming del metano con cattura e successivo storage della CO₂, che alimenta tutta una serie di usi finali e utilizza l’idrogeno in combinazione con il metano per il riscaldamento domestico. Ad oggi, sfruttano ancora il refoarming del metano ma prevedono nel futuro di sostenere la loro produzione di idrogeno attraverso l’eolico Off-Shore: l’eolico Off-Shore è interessante perché è un impianto molto grande (>1 GW) e ha una producibilità annua molto più elevata di un classico eolico, perciò, visto l’elevato flusso di energia prodotto, può essere utilizzato per la produzione di H₂ (anche se non è molto efficiente).

La Strategia dell’Idrogeno della EU presentata il 7/7/2020 ha fissato degli obiettivi molto ambiziosi per l’implementazione di una transizione energetica basata su idrogeno prodotto in maniera sostenibile (elettrolisi) 470 Mld €:

• 2020: 60 MW elettrolizzatori installati
• 2024: 6 GW
• 2030: 40 GW in EU (+40 GW nelle regioni limitrofe)
• 2050: 500 GW

L’investimento al 2030 è previsto tra 24 e 42 Mld € e a questo devono essere associati ulteriori investimenti: installazione 80-120 GW di nuovo eolico e fotovoltaico - 320/460 Mld €, retrofitting della tecnologia di SMR per la produzione di H₂ (CCS) -11 Mld €, implementazione rete stoccaggio, trasporto, distribuzione/ricarica 65 Mld €. In Italia, il PNIEC 2019 ha previsto delle voci specifiche sull’idrogeno assumendo un peso pari all’1% nel settore trasporti. Il MISE ha aperto un tavolo di consultazione e sta al momento sviluppando la strategia italiana.

Gli obiettivi della EU sono riportati nella seguente tabella: L’efficienza degli elettrolizzatori di oggi è circa il 70%. Secondo Wood-Mackenzie, ad agosto 2020 gli ordini di nuovi elettrolizzatori sono passati da 3.5 a 15 GW. Per avviare la transizione sarà però necessario utilizzare H₂ blu. Un piano di sostegno deve prevedere:

• Ottimizzazione delle risorse attuali
• Sostegno di progetti dimostrativi
• Ottimizzazione di trasporto e storage
• Incremento della domanda

Strategie nazionali

La strategia nazionale italiana di impiego di H₂ nel settore dei trasporti prevede (provvisoria):

1. Obiettivi 2030: mobilità pesante - su 200.000 mezzi bisognerebbe averne almeno il 2% (fino a 5-7%), trasporto ferroviario 1/3 delle linee passeggeri sono non elettrificate, la metà potrebbero essere trasformate a H₂
2. Potenzialità al 2050: mobilità pesante - fino all’80%, trasporto ferroviario, marittimo, veicoli leggeri diffusione generalizzata della tecnologia, potenziale globale H₂ fino al 20%
3. Investimenti necessari: 2-3 Mld per le infrastrutture comprese le stazioni di rifornimento

Queste strategie sono quelle che si ritrovano nel PNRR (Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza), il quale finanzia una serie di stazioni di rifornimento dedicate al traffico pesante e ferroviario. Il trend di oggi è quello di produrre idrogeno non nel modo meno impattante ma nel modo più economico. Nello scenario decarbonizzazione l’H₂ copre il 50% dei consumi finali.

Tecnologie di stoccaggio

Tecnologie di stoccaggio dell'idrogeno

Lo stoccaggio permette di passare dalla fase di generazione a quella di utilizzo da parte delle utenze. Gli aspetti importati da vedere sono:

• Quantità di stoccaggi
• Modalità di stoccaggio

Non esiste una soluzione unica, ma ci sono ancora molteplici esperimenti che non si possono escludere a priori. L’idrogeno è un efficiente veicolo di storage di energia particolarmente interessante quando associato a sistemi di generazione distribuiti, soprattutto se intermittenti e con notevoli variazioni stagionali. L’idrogeno è la molecola più piccola presente in natura e ha una densità volumetria molto bassa: 0,09 kg/Nm³ in condizioni standard, per cui per immagazzinare quantità sufficienti sono necessari alcuni accorgimenti, per esempio bisogna stoccarlo a pressioni alte e non a pressione atmosferica.

L’idrogeno può essere conservato utilizzando diverse modalità a seconda delle opportunità e delle tipologie di impiego:

• Stoccaggi chimici (H₂ legato ad altre componenti come idruri metallici o liquidi e lascia tali componenti quando cambiano le condizioni termodinamiche, la più efficiente è l’acqua perché circa l’11% è composto da H₂, ma è difficile da dissociare)
• Stoccaggi fisici (serbatoi in pressione o criogenici)
• Caverne e grotte (stoccaggio fisico)

I metodi di stoccaggio consentono di ottimizzare la densità volumetrica o gravimetrica. Dal punto di vista del livello di sviluppo tecnologico, si nota che lo storage in serbatoio ha un tipo di sviluppo industriale, mentre le caverne di sale sono in via di sviluppo, però limitato dalla disponibilità dei siti. Andando verso il basso ci sono diverse soluzioni con livello di sviluppo sempre minore. Le taglie sono svariate e di conseguenza anche i costi variano in un range molto ampio. La taglia per lo stoccaggio di H₂ è un parametro fondamentale, in quanto definisce la quantità di H₂ che si riesce a stoccare. Le principali alternative e caratteristiche sono riportate nella tabella.

Lo stoccaggio in caverne consente di immagazzinare il quantitativo maggiore di H₂ a pressioni fino a 150 bar. Per la mobilità, il serbatoio dell’auto deve presentare una pressione compresa tra circa -10 e 10 bar contro i 150 bar stazioni di rifornimento, così da avere una Δp importante per la ricarica. L’H₂ stoccato con legami chimici permette meno quantitativo di H₂ stoccato. La capacità di storage dell’H₂ in 1L, nota come la capacità volumetrica insieme al contenuto energetico per diversi metodi di stoccaggio è:

1. Storage fisico
2. Storage chimico

Capacità gravimetrica: rapporto dei kg di H₂ contenuto nel serbatoio e il suo peso. Capacità volumetrica: rapporto dei kg di H₂ contenuto nel serbatoio e il suo volume.

Stoccaggio in unità geologiche

Tecnologia già nota per il petrolio, il gas naturale e l’aria compressa. In questo caso, è necessario valutare le caratteristiche geologiche delle cave, perché l’H₂ può legarsi con i componenti all’interno (es. batteri che usano H₂). Dal grafico potenza-tempo di scarica l’H₂ è posto in alto a destra, per cui questa tecnologia è adatta per grosse quantità di energia stoccata e alti tempi di stoccaggio senza perdite rilevanti.

Alcune alternative possibili sono:

• Volume minore
• Cave di sale: carichi di picco, rischi di dissoluzione della roccia (interazione tra H₂ e minerali)
• Giacimenti esausti: modifica dello stato tensionale, interazione con batteri, rischi di dissoluzione della roccia
• Lined rock cavern: modifica dello stato tensionale, interazione con batteri

Questo tipo di stoccaggio prevede:

• Tubazioni che portano l’H₂ alle caverne
• Compressione
• Stoccaggio

Il gas stoccato può essere diviso in due parti:

• Working gas: Effettivamente immesso ed estratto al bisogno
• Cushion gas: Parte che rimane in caverna

Nelle caverne di sale, il working gas è il 70-80% del totale, mentre negli acquiferi è il 20%. I costi di stoccaggio in caverna hanno prospettive interessanti, in quanto al 2030 si prevede un costo di:

• 84 €/MWh per lo stoccaggio in caverna
• 184 €/MWh per lo stoccaggio ad aria compressa (CAES)
• 288 €/MWh per lo stoccaggio tramite pompaggio elettrico (PHS)

Stoccaggio fisico

Comprende metodologie quali compressione e liquefazione. Bisogna tenere conto che l’H₂ è un vettore energetico: non è una risorsa, ma viene utilizzato per stoccare energia perché in natura è presente solo legato. Esistono una serie di combustibili o elementi di stoccaggio dell’energia, ma ci sono anche dei limiti fisici.

Nel grafico sono indicati:

• Densità volumetrica
• Densità gravimetrica

Dal punto di vista gravimetrico, l’H₂ è il migliore perché bruciandone 1 kg si sprigiona molta energia. Dal punto di vista volumetrico, invece, è il contrario: l’H₂ si trova sotto le capacità volumetriche associate agli altri combustibili, soprattutto liquidi. Quindi è impossibile preservare l’H₂ a pressioni basse, per cui dopo la generazione bisogna comprimerlo. I compressori richiedono un certo quantitativo di energia che va tenuta in conto nel bilancio totale.

In funzione di quanto si comprime o a che temperatura lo porto varia la % di energia per kg rispetto al FCI:

• Per la compressione a 350 bar il lavoro di compressione è pari a circa 14 MJ/kg di H₂ (circa 12% del LHV)
• Per la compressione a 700 bar il lavoro di compressione è pari a circa 18 MJ/kg di H₂ (circa 15% del LHV)
• Per la liquefazione a 20 K il lavoro necessario è pari a 27 MJ/kg di H₂ (circa il 22,5% del LHV)

Serbatoi

L’H₂ viene pressurizzato ad una pressione estremamente elevata (fino a 700 o 1000 bar) e viene consumata un’energia pari al 10% del contenuto energetico del gas. Ci sono diversi tipi di serbatoi e presentano forma cilindrica o sferica (rara) simile a quelli del gas naturale. Si utilizzano quattro diversi tipi in base all’elemento strutturale e alla loro capacità di mantenimento o perdita dell’H₂ secondo la classificazione europea.

• Tipo I: Non ha una struttura particolare, è in metallo e sono tipiche bombole, lavorano a p<200 bar, usato per fini chimici
• Tipo II: Costituito da un anello metallico avvolto con una fibra di resina in materiale composito, usato per applicazioni fisse e arriva a p>200 bar
• Tipo III: Costituito da un rivestimento metallico completamente avvolto con un composito fibra-resina, p fino a 700 bar
• Tipo IV: Realizzato con rivestimento polimerico avvolto con un composto fibra-resina e rivestita internamente da materiale polimerico, non smaltisce calore e quindi diminuisce la capacità di riempimento, p fino a 700 bar, usato per applicazioni mobili

Facendo riferimento alle densità volumetrica e gravimetrica, si necessiterebbe di ridurre il peso del serbatoio, ma senza prescindere dalla sicurezza. Nel 2020 i veicoli leggeri sono arrivati al 4,5% di kg di H₂ in peso rispetto al peso del serbatoio, in termini di volume la % è ancora minore (3%).

I principali problemi dei serbatoi in pressione sono:

• Stress meccanici
• Stress termomeccanici (la ricarica veloce dell’H₂ causa un forte aumento della temperatura che influenza la pressione e sotto pressioni eccessive il serbatoio potrebbe guastarsi a causa di trazione trasversale)
• Failure detection (la failure mode dei serbatoi in pressione non è repentina, ma progressiva con molteplici failure mode)

Ad oggi, gli obiettivi di prestazione dello stoccaggio fisico in forma gassosa non sono stati del tutto raggiunti: mancano ancora quelli posti sulla densità volumetrica e sui costi elevati.

Compressione

L’aumento di pressione richiede l’impiego di macchine in grado di superare i 700 o addirittura 1000 bar nelle applicazioni avanzate. L’elevata fugacità dell’H₂ e la necessità di evitare contaminazioni obbligano a considerare soluzioni particolari. I rendimenti tipici sono del 60-80% (con sistemi interrefrigerati).

Compressori alternativi

Un compressore alternativo mono-stadio è costituito da un sistema pistone-cilindro dotato di due valvole automatiche: una per l’ingresso del gas e una per l’uscita. Il pistone è collegato ad un albero motore da una biella al fine di convertire il movimento rotatorio delle unità mobili nel movimento quasi lineare del pistone. L’energia necessaria alla compressione è fornita da una macchina elettrica o termica. Il pistone si muove verso l’alto verso il punto morto superiore (TDC-Top Dead Centre), crea un vuoto parziale nella parte inferiore del cilindro aprendo la valvola di aspirazione e permettendo al gas di entrare. La fase di aspirazione dura finché il pistone raggiunge il punto morto inferiore (BDC-Bottom Dead Centre) dove la valvola di aspirazione si chiude. Spostandosi di nuovo verso il TDC, il gas viene compresso fino alla pressione desiderata e la valvola di uscita viene aperta per scaricare il gas. Questo tipo di compressori produce H₂ ad alta pressione specialmente quando viene utilizzata la configurazione multistadio.

Vantaggi: Tecnologia matura, usati quando non si richiede elevata purezza di H₂ (no FC).

Svantaggi: Discontinui, non garantiscono elevate portate, pericolo di contaminazione con la lubrificazione di cui necessitano, materiale soggetto a infragilimento per contatto con H₂, fluttuazione di pressione, sporcamento dell’H₂.

Compressori a membrana

Il gas è completamente isolato dal pistone, poiché il suo movimento è trasmesso a un fluido idraulico, che a sua volta trasmette il movimento ad una membrana sottile chiamata “diaframma” isolando l’H₂ dalla parte idraulica. Il movimento del diaframma nella cavità in cui il gas è confinato riduce il volume disponibile, quindi aumenta la pressione del gas. Il diaframma è composto da tre piastre: piastra di processo (solo contatto con H₂), piastra idraulica (lato fluido idraulico), piastra centrale (incastonata tra le due per rilevare possibili perdite ed evitare guasti del diaframma). Il fluido idraulico è essenzialmente olio. Un circuito idraulico specifico fornisce olio allo spazio idraulico ed è dotato di un limitatore di pres