Tesi - idrogeno come vettore energetico -

Tipi di idrogeno

Complessivamente, il 99% dell'idrogeno utilizzato oggi deriva da fonti fossili, legato quindi a grandi emissioni di anidride carbonica.

Si distinguono idrogeno nero e grigio. L'inquinamento atmosferico sta causando seri danni alla nostra vita quotidiana e all'ecosistema, quindi sarà necessario sempre più ricorrere ad una transizione energetica che vedrà l'idrogeno come vettore energetico alternativo all'elettrificazione pura.

Inoltre, si stanno sviluppando nuovi tipi di idrogeno come l'idrogeno blu, l'idrogeno verde e l'idrogeno viola.

Prenderanno quindi piede l'idrogeno grigio e nero:

3.1 Idrogeno grigio e nero

Costituisce oggi il 99% dell'idrogeno prodotto, derivante dal reforming del gas naturale grigio e dalla gasificazione del carbone nero. Sono entrambi processi legati ad un'ingente emissione di anidride carbonica.

Per produrre le 70 milioni di tonnellate di idrogeno attuali vengono utilizzati 205 miliardi di tonnellate di gas naturale e 830 milioni di tonnellate di carbone.

Di metriL'idrogeno grigiocubi di gas naturale, rappresentanti il 6% del consumo globale di gas naturale. Rappresenta i ¾ dell'intera produzione di idrogeno. Subito dopo, per il 23% della sua sintesi totale, l'idrogeno viene generato usando 107 Mt di carbone, soprattutto in Cina dove questa materia prima traina ancora l'economia. La restante produzione è affidata a petrolio ed elettricità.

Le emissioni: 10 tonnellate di CO2 per tonnellata di idrogeno dal gas naturale, 12 tCO2/tH2 da prodotti petroliferi e 19 tCO2/tH2 da carbone, come mostrato in tabella 1.

10 Processo chimico dove si trasforma il combustibile primario in una miscela contenente idrogeno e altri prodotti quali CO2, CO, vapore acqueo, CH4

Consumo di CO2 (tonnellate) per tonnellata di idrogeno prodotto

Tabella 1: emissioni [t CO2] combustibili per tonnellata di idrogeno prodotto [23]

saranno processi facili da sostituire. Infatti, la produzione di idrogeno nero e grigio è molto più economica del più sostenibile idrogeno verde, come mostrato in figura 21. La differenza di prezzo tra un kg di idrogeno grigio e un kg di idrogeno verde prodotto da fonte solare è di poco più di 1 dollaro dell'idrogeno grigio e poco meno di 7 dollari per l'idrogeno verde. Il costo dell'idrogeno verde nel migliore dei casi, prodotto da turbine eoliche a basso costo, è di quasi 3 dollari al kg, cifra che comunque risulta ancora poco competitiva. Le energie rinnovabili aleatorie possono raggiungere dei picchi di potenza tali da abbassare ulteriormente il costo di produzione dell'idrogeno, ma queste potenze rappresentano solo piccoli lassi di tempo rispetto all'intero periodo di produzione. Non possono essere quindi presi veramente in considerazione, preferendo il costo derivato dalle medie capacità delle rinnovabili.

Surplus energetico talvolta prodotto da queste fonti rinnovabili aleatorie, in quanto se connesso alla rete assorbirebbe il carico in eccesso, produrrebbe idrogeno, che poi verrebbe stoccato e contenuto anche per lunghi periodi senza quindi rischiare di vanificare il contributo di energia sintetizzata.

Sul mercato oggi sono presenti elettrolizzatori alcalini ed elettrolizzatori PEM, di minor efficienza. Attualmente è in studio un tipo di elettrolizzatore alcalino con membrana a scambio anionico (AEM).

Riguarda l'elettrolisi del vapore, che permette di sfruttare oltre l'elettricità anche il calore ad alta temperatura. Un esempio maturo di tecnologia odierno sono le celle elettrolitiche ad ossidi solidi (SOECs), operanti a temperature superiori ai 700 gradi.

Attualmente sono in atto sperimentazioni e ricerche da parte dell'ENEA di queste nuove tecnologie che vedono protagonista l'idrogeno verde.

Per quanto riguarda i costi, il crollo sostanziale dei prezzi - -80% dal 2010 al 2018 in Italia - ha reso più competitiva questa tecnologia. Dal 2010, da una capacità installata di meno di 1 MW si è passati a 25 MW nel 2019, con altrettanti MW di installazione previsti in almeno 20 progetti.

L'idrogeno legato agli elettrolizzatori potrà in futuro tramite l'uso delle Fuel cell nei veicoli FCEV vedere mercato anche nel trasporto via tubazioni. In Francia, vedono testare un mix energetico nelle attuali tubazioni di metano con una percentuale di idrogeno pari al 20%, al fine di dimostrare la fattibilità di una prossima sostituzione di combustibili sfruttando le infrastrutture già presenti in loco.

Le figure 23 e 24 mostrano la capacità crescente di potenza derivante da elettrolizzatori nel mondo, seguita dalla produzione di idrogeno verde in Mt annue.

prevista salire a 8 Mt entro il 2030.

12 Energia convertibile da un’energia di prima specie (cinetica, potenziale…) in lavoro meccanico

13 Fonte IRENA

14 Fonte IEA 29

Figura 23: capacità degli elettrolizzatori mondiale installata, fonte IEA [2]

Figura 24: produzione a basso impatto di idrogeno, scenario 2030 [2]

La figura 25 mostra la crescita nel mercato in termini di nuovi progetti e taglia di questi progetti dellosviluppo delle tecnologie per gli elettrolizzatori, alcalini, PEM, ad ossidi solidi.

Figura 25: timeline dei progetti power-to-hydrogen in base alla tecnologia e alla scala deiprogetti degli elettrolizzatori, fonte IRENA [4]

Nonostante ciò, si individuano tre punti focali su cui concentrarsi nel futuro prossimo• Incertezza politica e tecnologica, legata all’assenza di strategie chiare, a lungo termine,vincolanti e supporto pubblico verso iniziative che comprendano questo vettore energeticolegato alle rinnovabili• La catena del valore

La figura 26 mostra le emissioni di gCO2/kWh derivate da un processo di combustione di gas naturale, a confronto con le emissioni di CO2 derivate dalla produzione di idrogeno dal gas naturale con la tecnologia CCS. Potrà significativamente rappresentare una tecnologia di passaggio intermedia per la decarbonizzazione, in quanto i suoi costi competitivi e le emissionifissione genera moltissima energia: con 1 kg di Uranio, si producono 3 milioni di MJ, a fronte di 1 kg di metano che produce 50 MJ. Per produrre la stessa energia, il solare dovrebbe occupare 450 volte più spazio del nucleare, mentre l'eolico 400.

tra l'energia prodotta da un impianto in Ha un capacity factor (CF) > 90%. Il CF è il rapporto tra un lasso di tempo e l'energia che produrrebbe se lavorasse sempre al massimo della sua potenza. Rapportati a questo, il solare ha un CF del 20% e i combustibili fossili del 60-70%

Il nucleare è definito rinnovabile in quanto le riserve di combustibile con i consumi odierni saranno presenti sul pianeta per oltre 25 mila anni. Si stima che le miniere conosciute abbiano capacità di estrazione per i prossimi 100 anni. La tecnologia renderà conveniente l'estrazione di U