PREMESSA
Le fonti di energia rinnovabile sono spesso intermittenti

Le fonti rinnovabili sono considerate "intermittenti", cioè non sono in grado di produrre energia in ogni momento. Alcuni giorni possono essere più ventosi di altri, il sole non splende di notte o nelle giornate nuvolose e possono verificarsi periodi di siccità. Inoltre, possono verificarsi altri eventi meteorologici imprevedibili che disturbano le tecnologie energetiche pulite.
 
Necessità di stoccaggio dell'energia

A causa della natura intermittente di molte fonti energetiche pulite, è necessario un sistema di stoccaggio dell'energia. Le tecnologie di stoccaggio sono disponibili, ma possono essere costose, soprattutto per gli impianti di energia rinnovabile su larga scala. Vale la pena notare che la capacità di stoccaggio dell'energia sta crescendo con il progredire della tecnologia e le batterie stanno diventando sempre più accessibili con il passare del tempo.

Utilizzare l'energia eolica per produrre idrogeno

Per quanto riguarda i primi, si tratta di carburanti sintetici, che in futuro ci si aspetta sostituiscano i prodotti petroliferi come la paraffina, il gasolio e la benzina e speciali materiali di base per l'industria chimica.
I carburanti sintetici sono prodotti per elettrolisi a partire da elettricità, acqua, CO2 e azoto dall'aria. Possono poi essere trasportati in autocisterne, condutture o treni.
Analogamente, mediante elettrolisi può essere prodotto l’idrogeno, che ha la medesima capacità di trasporto sulle lunghe distanze, seppure necessitando di maggiore cautela ai fini della sicurezza. Grande attenzione va posta sia alla gestione dell’acqua necessaria – nonostante tale “materia prima” come vedremo viene utilizzata solo per il 4% dell’idrogeno prodotto attualmente nel mondo – da sottoporre a elettrolisi, che alla sicurezza degli stoccaggi e del trasporto dell’idrogeno prodotto (a temperature basse e pressioni molto elevate).

L’enorme peso dell’energia non elettrica

In particolare, l’energia elettrica, che da molti viene ritenuta agevolmente “de-carbonizzabile”, ed estensibile fino a coprire una gran parte dei consumi finali, in realtà, a livello mondiale presenta tendenze molto preoccupanti.
Oggi nel mondo sono operanti 2000 GWe di centrali elettriche alimentate a carbone (mille volte il nostro più grande impianto a carbone, il Torvaldaliga Nord, a Civitavecchia). Una gran parte di esse è stata costruita nei grandi paesi in via di sviluppo, come Cina e India, ed ha oggi una vita media di soli 14 anni, ed ha quindi una vita utile di altri 30 o 40 anni. Il carbone, quindi, produce oggi nel mondo il 37% dell’energia elettrica, emettendo ben 10 miliardi di tonnellate di CO2 all’anno.
Le emissioni fino a fine vita delle sole centrali a carbone oggi esistenti, quindi, superano già il “budget” ammissibile per non superare i 2 °C di aumento di temperatura rispetto ai tempi preindustriali (che, secondo le valutazioni del Panel Intergovernativo sui Cambiamenti Climatici, lo IPCC, comporterebbero rischi inammissibili per il clima).
Le nuove fonti rinnovabili, in particolare eolica e solare, possono essere utili nella decarbonizzazione del settore elettrico, ma con la fondamentale problematica della necessità di accumulo per compensare la loro non programmabilità. Esse inoltre, necessitano di spazi da cercare senza consumare eccessive quantità di territorio e di materie prime. Comunque, esse producono solo energia elettrica, ma il settore elettrico pesa soltanto per il 17% sul totale dei consumi energetici mondiali.

E qui risiede il problema maggiore, quello dei cosiddetti settori hard-to-abate (“difficili da abbattere”, in termini di carbonio). Industria e trasporti su tutti. Attualmente, non esistono alternative su larga scala per sostituire il petrolio nella mobilità. E il potente sviluppo economico dei paesi emergenti, sempre con Cina e India in testa, spinge in alto la domanda dei “4 pilastri delle società moderne”: cemento, acciaio, plastica, ammoniaca. Occorre quindi rivolgersi a fonti «carbon free» in grado di fornire non solo elettricità, ma anche e soprattutto calore, a bassa ed alta temperatura. L’idrogeno, prodotto anche con queste fonti, potrebbe allora sostituire gradualmente le fonti fossili anche nei settori hard-to-abate.

Sulla Terra, l’idrogeno si trova nell’acqua e in tutti i composti organici, ma è praticamente non presente allo stato libero e deve quindi essere prodotto con svariate tecnologie. L’idrogeno prodotto nel 2019 dall’industria mondiale è ammontato a circa 115 milioni di tonnellate (3800 TWh di contenuto energetico) e proveniva:
•    per il 48 % circa dal metano (processo Steam Reforming);
•    per il 30% da altri idrocarburi;
•    per il 18% dal carbone (tramite gassificazione);
•    solo per circa il 4% da elettrolisi dell’acqua.
La produzione attuale comporta notevoli emissioni di gas serra (con il processo Steam Reforming, a 1 kg di idrogeno corrispondono 8 - 9 kg di CO2).

Usi dell’idrogeno

Dai dati IRENA (International Renewable Energy Agency):
•    il 39% dell’idrogeno viene oggi usato nelle raffinerie;
•    il 27% nella fabbricazione di ammoniaca;
•    il 10% per produrre metanolo;
•    il 4% in siderurgia;
Per quanto riguarda gli scenari futuri, IRENA ha riportato le proprie stime per il 2050, mettendole a confronto con quelle di Hydrogen Council. IRENA ha valutato in 14 exajoule (1 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.

 La «tavolozza» dell’idrogeno

•    Nero, per «reforming» dal carbone;
•    Grigio, per «reforming» dal metano;
•    Blu, per «reforming» con cattura e stoccaggio della CO2;
•    Verde, da elettrolisi con fonti rinnovabili;
•    Viola, da elettrolisi con fonte nucleare;
•    Turchese, tramite pirolisi del metano, producendo non CO2, ma «nerofumo».

I costi per la produzione dell’idrogeno “nero” e “verde”

Dal lavoro di Alessandro Clerici “È ancora lunga la via dell’idrogeno”, sull’Astrolabio, si hanno i dati di seguito riportati.
Il costo attuale dell’idrogeno nero, valutato nel punto di produzione, e quindi senza il trasporto, è stimato nell’intervallo di 1,25 - 2,5 dollari/kg di H2. Con l’elettrolisi, come da Hydrogen Europe, si ottiene che con:
•    un CAPEX (Capital Expenditures) dell’impianto di circa 1200 euro/kW;
•    costi di O&M (Operation and Maintenance) annuali pari al 2% del CAPEX;
•    un costo di produzione di energia elettrica rinnovabile pari a 60 euro/MWh con un load factor di 2000 ore/anno (riferiti al Nord della Germania)

il costo dell’idrogeno al sito di produzione, con un “discount rate” dell’8%, sarebbe di 7,8 euro/kg, con un’efficienza del 57% (58 kWh per 1 kg di H2, che può produrre 33 kWh).
I contributi al costo del kWh verrebbero per il 45% dal CAPEX, per il 45% dall’energia elettrica e per il 10% da O&M.

Produzione di idrogeno per via termochimica

L’acqua può essere decomposta mediante somministrazione di calore ad alta temperatura, dell’ordine di 3000 °C (pirolisi). Questo comporterebbe però gravi limiti riguardo alla scelta dei materiali. Un’alternativa allora è quella di utilizzare un appropriato ciclo termochimico per ottenere la scissione dell’acqua, convertendo quindi il calore fornito in energia chimica.

Dal Regno Unito, un esempio per lo EGD e il PNIEC

“Nuclear, as well as being a source of cost competitive electricity, can contribute to the production of heat and hydrogen to decarbonise other energy vectors.”. “Planning a future net zero energy system without significant nuclear energy would be an extremely high risk.”

Le prospettive per il futuro nucleare del Regno Unito

Uno studio, commissionato dall’UK’s National Nuclear Laboratory (NNL), analizza quattro scenari energetici da raggiungere entro il 2050 nel Regno Unito, con crescenti livelli di contributo da parte dell’energia nucleare. Questi sono:
•    Scenario limitato dalla politica a un livello massimo di 14 GWe di dispiegamento nucleare;
•    Scenario base (come quello da poco annunciato dal Primo Ministro: almeno 24 GWe);
•    Scenario di maggiore ottimismo, con costi nucleari inferiori e un programma più “aggressivo” per l’introduzione sul mercato di tecnologie nucleari avanzate;
Nell’ultimo scenario, in particolare, vi sono due progetti altamente promettenti, basati su Gigafactory volte alla produzione:
•    di idrogeno a basso costo e a ridotto impatto ambientale;
•    di carburante sintetico liquido (o synfuel), per applicazioni “drop-in” nel settore dell’aviazione o di altri mezzi di trasporto, senza emissioni nette di carbonio.

Le immagini 2 e 3 mostrano il prospetto e gli schemi di processo di una Gigafactory a idrogeno con spazio a sufficienza per 36 reattori nucleari ad alta temperatura. Ciascun reattore produce 600 MWth di potenza termica, trasformabili, ove necessario, in 250 MWe (rendimento 42%). I componenti dei reattori sono costruiti in officine apposite e vengono poi assemblati in uno stabilimento affiancato alla Gigafactory.
La Gigafactory a idrogeno richiede 1,923 kWh nucleari per produrre 1 kWh di idrogeno (rendimento 52%).
Se invece si vuole produrre carburante sintetico “carbon free”, pronto per essere immesso (“drop-in”) nei serbatoi degli aerei o di altri veicoli, l’idrogeno prodotto come prima deve essere poi combinato con carbonio.  Se questo carbonio proviene da biomassa, o dall’aria, o dal mare, si ottiene una riduzione netta del carbonio dell’ecosistema, cioè un esempio di “emissioni negative”, che, come noto, appaiono di fatto indispensabili se si vuole arrivare ad annullare le emissioni carboniche nette al 2050.
Se invece il carbonio proviene dalla cattura delle emissioni di altri impianti, si ottiene un effetto paragonabile alla Carbon Capture and Storage (CCS).  

Con progetti di questo tipo appare realistico prevedere la disponibilità, anche se con orizzonti temporali non brevi, in Europa di decine di milioni di tonnellate di idrogeno «carbon free» all’anno, come propone la Commissione Europea, la quale, tuttavia, farebbe assegnamento anche sull’importazione di grandi quantità di idrogeno, ad esempio, da vasti impianti fotovoltaici dislocati nell’Africa settentrionale. Ma in tal caso sarebbe più facile e conveniente importare energia elettrica, evitando l’inefficiente trasformazione elettricità/idrogeno. Esempi passati, inoltre, non depongono a favore di queste iniziative, che comunque manterrebbero la dipendenza geostrategica dell’Europa da altri paesi anche politicamente inaffidabili.

La Gigafactory per l’Idrogeno

La Gigafactory per l’Idrogeno sarà in grado di costruire ed operare una schiera di reattori nucleari come sorgenti di calore ad alta temperatura per produrre a basso costo grandi quantità di idrogeno decarbonizzato (H2). La figura 2 riportata sopra presenta una Gigafactory per l’Idrogeno con uno spazio sufficiente per 36 reattori. I fabbricati in alto a sinistra comprendono l’officina per la fabbricazione degli impianti (il fabbricato più vasto) e l’officina per il preassemblaggio (il fabbricato minore). Sulla superficie della struttura intermedia, alla destra, compare una schiera di 12 reattori, già installati sotto il piano di lavoro, con le loro coperture in azzurro, ed i relativi scambiatori di calore con le loro coperture in verde. Nelle altre due schiere alla sinistra è in corso il lavoro di preparazione e installazione di altri reattori. Ogni reattore può fornire 600 MWt e 250 MWe (efficienza del 42%).
Il prospetto concettuale riportato in figura 2 presenta sul retro il fabbricato per la costruzione e l’assemblaggio modulare degli impianti, la gigafactory in costruzione sotto le gru gialle, e, in primo piano, l’impianto per la produzione di idrogeno e l’impianto per la produzione di carburante liquido sintetico.

Alimentazione e prodotto

La Gigafactory per l’Idrogeno richiede 1,923 kWh di energia dal combustibile nucleare per produrre 1 kWh di idrogeno: l’efficienza operativa di conversione nucleare-idrogeno è cioè pari al 52% (dato tratto da un rapporto redatto nel 2003 dalla General Atomics per la produzione di idrogeno da reattori nucleari).

Conclusioni

Alcune Gigafactory, poi, potrebbero essere dotate di gruppi turbo-alternatore, e fornire quindi anche energia elettrica, in modo regolabile, utile per stabilizzare una rete elettrica con un’alta frazione di generazione intermittente (come si avvia ad essere quella italiana).
Occorre tuttavia far notare che un paese che si dotasse di una buona infrastruttura di impianti nucleari, come si avviano a fare nel mondo molti grandi e piccoli paesi anche in via di sviluppo, potrebbe fare a meno di produrre quelle enormi quantità del disagevole ed inefficiente «vettore» idrogeno per decarbonizzare i settori hard-to-abate.
La parte restante dell’energia, a temperatura medio-bassa, viene generalmente smaltita in mare, o in fiume, o tramite torre di raffreddamento. Questo calore potrebbe invece essere utilizzato per desalinizzare acqua di mare, o per teleriscaldare ampie aree urbanizzate, come già avviene da tempo in città della Russia e della Cina.
In questo scenario, resterebbe da produrre in modo “carbon free” praticamente soltanto l’idrogeno, richiesto in quanto tale dai processi industriali che espressamente ne hanno necessità.
L’Italia, oggi, di quest’idrogeno, ne richiede non più di mezzo milione di tonnellate all’anno. Anche se questa richiesta aumentasse notevolmente nei prossimi decenni, si può ritenere che una sola Gigafactory, come quella prima descritta, sarebbe più che sufficiente.


Fonte: Agostino Mathis
Contributo del professor Mathis, esperto di "Metodologie per l’analisi di sicurezza ed il controllo degli impianti nucleari" al libro, curato da Sergio Bartalucci per i tipi di 21mo Secolo, che raccoglie gli scritti di numerosi autori sugli scenari attuali e le prospettive di sviluppo tecnologico e di utilizzo dell’idrogeno.