Il futuro dell’idrogeno

Con l’impiego di fonti energetiche alternative, l’idrogeno cosiddetto “verde” (green hydrogen) può diventare competitivo. Il suo uso può essere favorito da opportune politiche di incentivazione e inserito con efficacia nei piani di sviluppo sostenibile e con esso, a livello mondiale, si prospettano enormi riduzioni di emissione di CO2. Il momento è arrivato per un utilizzo importante e diffuso dell’idrogeno e si diffonde un interesse crescente per questo elemento del quale cogliere oggi le opportunità.

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Alberto Costa

Socio ALDAI Federmanager e componente del Gruppo Progetto Innovazione

Il Governo Giapponese, ospite del G20 Osaka Summit / 2019, ha commissionato alla IEA (International Energy Agency) un ponderoso e ben documentato report sui possibili sviluppi dell’uso dell’idrogeno verso i traguardi del 2030 e del 2050 ( (cfr [1], IEA, The Future of Hydrogen, Seizing today’s opportunities (June 2019)).

Il lavoro illustra la situazione attuale, i modi in cui l’idrogeno possa aiutare a raggiungere un futuro per l’energia pulito, sicuro e sostenibile e come i Governi e l’industria possano sostenere la realizzazione del suo potenziale. La Presidenza giapponese del G20 del 2019 si è fortemente focalizzata sulla innovazione, il business e la finanza. Nel settore dell’energia e dell’ambiente il Giappone auspica di creare un circolo virtuoso fra l’ambiente e la crescita, che è il tema principale del Meeting on Energy Transitions and Global Environment for Sustainable Growth. L’idrogeno è versatile e può abilitare le energie rinnovabili a dare un ulteriore contributo a un mondo green; è tempo di sviluppare le tecnologie e di ridurre i costi.

Una serie di attività possono essere “de-carbonizzate”: prodotti chimici, produzione di ferro e acciaio, trasporti a lunga distanza.

L’idrogeno è una delle opzioni rilevanti per lo stoccaggio dell’energia.

Produrre idrogeno con energia “low-carbon” è costoso al momento: le celle a combustibile, le stazioni di rifornimento, gli elettrolizzatori possono tutti ridurre i loro costi mediante una economia di massa; è necessario inoltre uno sviluppo delle infrastrutture.

Sono state proposte opportunità a breve termine per sostenerne la crescita e per aiutare a raggiungere la necessaria scala.

Rendere i porti industriali i centri nevralgici per lo sviluppo dell’idrogeno “pulito”. Oggi molte raffinerie e impianti chimici che lo utilizzano sono collocati in prossimità dei porti. Queste sorgenti di fornitura possono anche rifornire di combustibile navi e camion che servono i porti e riforniscono di energia altri impianti industriali vicini, come le acciaierie.
Costruire sulla infrastruttura esistente, per esempio la rete di distribuzione del gas naturale.
Incrementare l’utilizzo dell’idrogeno nei trasporti.
Lanciarne il commercio internazionale attraverso vie di navigazione, come si fece con il mercato del LNG (Gas Naturale Liquefatto).

Sono state anche evidenziate delle raccomandazioni per sostenere lo sviluppo:

Stabilire un ruolo per l’idrogeno nelle strategie energetiche a lungo termine. Definire i settori chiave: “refining, chemicals, iron and steel, freight and long-distance transport, buildings, and power generation and storage”.
Stimolare la domanda di idrogeno “pulito”.
Sostenere i rischi dei primi investitori.
Supportare la ricerca e lo sviluppo.
Eliminare le barriere non necessarie dei regolamenti nazionali e sviluppare le normative internazionali.
Impegnarsi internazionalmente con scambio di conoscenze.
Focalizzarsi sulle opportunità chiave.

I mercati dell’idrogeno esistenti si fondano sulle sue caratteristiche fisiche: è leggero, immagazzinabile, reattivo, ha un alto contenuto di energia per unità di massa e può essere facilmente prodotto su scala industriale. L’ interesse in un vasto uso dell’idrogeno per sistemi di energia pulita insiste su due ulteriori caratteristiche: può essere usato senza emissioni dirette di inquinanti dell’aria o gas a effetto serra, e può essere prodotto da una serie di differenti sorgenti di energia “low-carbon”. La sua potenziale fornitura include una produzione da energia elettrica rinnovabile, biomasse e nucleare. Una produzione low-carbon anche da combustibili fossili è possibile, se combinata con la cattura, l’uso e lo stoccaggio del carbonio (CCUS) e se le emissioni durante l’estrazione e la fornitura del combustibile fossile siano mitigate.

Le applicazioni esistenti possono usare idrogeno prodotto usando metodi alternativi più puliti e derivanti da una serie diversa di sorgenti energetiche; l’idrogeno può essere usato in un largo spettro di nuove applicazioni, l’elettricità può essere immagazzinata.

L’interesse nel potenziale dell’idrogeno come un diffuso vettore energetico a basso carbonio non è una novità. Nelle ultime decadi una serie di esperti ha ricercato la possibilità di produrre idrogeno da diverse sorgenti, di trasportarlo e stoccarlo, e di usarlo per offrire servizi energetici finali senza emissioni. Oggi pareri favorevoli vengono da fornitori di elettricità rinnovabile, produttori di gas industriali, società distributrici di elettricità e gas, costruttori di automobili, società del petrolio e del gas, grandi società di ingegneria, e i Governi della maggior parte delle più grandi economie del mondo. L’idrogeno non ha mai goduto un interesse così internazionale e intersettoriale.

Maggior attenzione alle importanti riduzioni di emissioni che l’idrogeno può aiutare a fornire.

Nel 2018 l’Intergovernmental Panel on Climate Change osservò che le emissioni di CO₂ antropogeniche nette globali dovrebbero raggiungere lo zero intorno al 2050. I quattro quinti della domanda di energia degli utilizzatori finali oggi è per combustibili contenenti carbonio, non elettricità. Questi utilizzatori includono aviazione, marina, produzione di ferro e acciaio, chimica, calore industriale ad alta temperatura, trasporti su ruota per lunghe distanze e grandi carichi e, specialmente in zone urbane, riscaldamento per le abitazioni. L’idrogeno è un’opzione rilevante per ridurre queste emissioni difficili da abbattere.

Si ritiene che l’idrogeno possa contribuire a una vasta serie di obiettivi di sviluppo.

L’elettricità può essere convertita in idrogeno e viceversa.

L’idrogeno prodotto da combustibili fossili con CCUS o da biomasse aumenta la pluralità delle sorgenti energetiche.

Il commercio dell’idrogeno renderà effettivamente possibile il commercio e lo stoccaggio di “vento e luce solare” fra le riserve di energia di differenti regioni.

Riduce l’inquinamento dell’aria, soprattutto l’aria urbana e i suoi impatti sulla salute.

È importante uno studio e la realizzazione di progetti integrati di elettrolizzatori, stoccaggi di idrogeno e celle a combustibile, potenza di backup per importanti utilizzatori, come gli ospedali, e stoccaggio per periodi più lunghi di quelli di sistemi basati sulle batterie.

L’idrogeno assicura continuità di crescita delle energie rinnovabili.

Man mano che le energie rinnovabili solare ed eolica diventano più economiche, l’alta variabilità del loro rendimento provoca delle sfide. Dato che l’idrogeno può essere immagazzinato, può essere di supporto ad altri tipi di stoccaggio, come lo stoccaggio con pompaggio idrico, le batterie, e gli “upgrades” della griglia. Il costo di produzione dell’idrogeno elettrolitico mediante energie rinnovabili diventerà competitivo per queste necessità.

L’idrogeno beneficia delle esperienze positive dello sviluppo delle tecnologie di energia pulita.

I Governi possono essere determinanti per lo sviluppo dell’idrogeno, una potenziale tecnologia di energia pulita.

L’utilizzo dell’idrogeno è soggetto a una serie di possibili sfide:

Incertezza programmatica e tecnologica. L’ambizione di contrastare il cambiamento climatico rimane lo scopo più importante per l’uso di idrogeno pulito. Molte applicazioni non sono attualmente competitive per il costo.
Complessità della value-chain e necessità di infrastrutture. Le catene del valore dell’idrogeno possono seguire differenti percorsi. L’infrastruttura deve essere modificata o creata ex novo.
Regolamenti, standards e accettazione. Molto importanti sono le misure di sicurezza: l’idrogeno presenta rischi di sicurezza. Bisogna considerare e valorizzare lo scenario di sviluppo sostenibile (SDS).

Produrre idrogeno e prodotti a base di idrogeno.

L’idrogeno generato dall’elettrolisi dell’acqua è solo una piccola parte di quanto usato oggi nell’industria (raffinerie, produzione dell’ammoniaca, industrie chimiche, acciaierie, ecc.). La domanda di idrogeno “puro” è per l’anno 2019 nel mondo di circa 70 milioni di tonnellate (Mt H2/anno), prodotte per la gran parte, sorprendentemente, da combustibili fossili (per il 76% circa da gas naturale e per 22% circa da carbone) e responsabili dell’emissione di CO2 per 830 Mt / anno. Un terzo della produzione globale è idrogeno sottoprodotto. In totale meno dello 0,7% della attuale produzione di idrogeno deriva da energie rinnovabili. Meno di 0,01 Mt all’anno è usato nelle celle a combustibile di veicoli elettrici (FCEV).

La produzione sia dell’idrogeno che dell’elettricità può avere una grande emissione di CO2, se derivante da combustibili fossili come carbone, petrolio o gas naturale. Questo svantaggio può essere superato usando energie rinnovabili, nucleare o biomasse come input iniziale o equipaggiando gli impianti a combustibile fossile con CCUS. Dopo aver convertito l’elettricità in idrogeno, averlo trasportato e averlo immagazzinato, quindi averlo riconvertito in elettricità mediante celle a combustibile, l’energia consegnata può essere sotto il 30% di quanto fosse nella sorgente di elettricità. Questo implica che l’idrogeno è più caro dell’elettricità o del gas naturale usati per produrlo e che sia necessario ridurre al minimo il numero di conversioni fra i vettori di energia in ogni value chain.

L’idrogeno può essere usato puro come vettore energetico o come materia prima. Può anche essere combinato con altre sorgenti per produrre combustibili a base di idrogeno e altre materie prime.

L’elettrolisi attualmente genera circa il 2% della produzione globale, ma c’è un indirizzo significativo per produrre più idrogeno low-carbon. Surplus di elettricità da rinnovabili variabili hanno basso costo, ma il numero di ore di surplus è generalmente basso. Se tutto l’idrogeno fosse prodotto dall’elettrolisi dell’acqua richiederebbe annualmente 3600 TWh di elettricità, più che la generazione di elettricità dell’Unione Europea.

Regioni con buone risorse di energia rinnovabile o con impianti nucleari trovano l’elettrolisi un’opzione attrattiva, specialmente se dipendono da importazioni relativamente costose di gas naturale. La conversione dell’idrogeno in altri combustibili a base di idrogeno può essere attrattiva dove poche altre alternative a basso contenuto di carbonio sono disponibili, ma non è economica ai prezzi correnti. La conversione di idrogeno in ammoniaca beneficia della infrastruttura e della domanda esistente.

L’idrogeno può essere estratto da combustibili fossili e biomassa o dall’acqua o da un mix dei due. Circa 275 Mtoe di energia sono usati per la produzione di idrogeno oggi (2% della domanda totale globale di energia). I reformers (riformatori) di vapore di metano che usano gas naturale sono il principale sistema di produzione nelle industrie dell’ammoniaca e del metanolo e nelle raffinerie. Il gas naturale è responsabile per circa i tre quarti della produzione annua globale di idrogeno, usando circa 205 miliardi di metri cubi di gas naturale (6% del consumo globale di GN). Il carbone è la seconda fonte, a causa del suo ruolo dominante in Cina: utilizza 107 Mt di carbone (2% del consumo globale di carbone). Il petrolio e l’elettricità sono responsabili del rimanente della produzione. Impianti di CCUS (Carbon Capture Utilisation and Storage) sono essenziali per gestire in maniera ecologica questo tipo di produzione, ma hanno ovviamente un costo.

Con l’abbassamento dei costi della energia elettrica rinnovabile, in particolare dal fotovoltaico (PV) e dall’eolico, l’idrogeno elettrolitico diviene più conveniente e si sono sviluppati diversi progetti dimostrativi negli anni recenti. L’efficienza degli elettrolizzatori oggi varia fra il 60% e l’81% dipendendo dal tipo di tecnologia e dal fattore di carico. L’elettrolisi richiede acqua, circa 9 litri sono necessari per produrre 1 Kg di H2, producendo anche 8 Kg di ossigeno come sottoprodotto.

Esistono tre principali tecnologie per gli elettrolizzatori: elettrolisi alcalina, elettrolisi con membrana a scambio di protoni (PEM) e celle elettrolitiche a ossido solido (SOECs).

Elettricità a basso costo, disponibile a un livello che garantisca il funzionamento degli elettrolizzatori per numerose ore a pieno carico, è quindi essenziale per la produzione economica di idrogeno. Elettricità in surplus o una generazione da rinnovabili o nucleare è necessaria. In aree dove entrambe le risorse sono eccellenti, combinando il solare PV e l’eolico sulla riva del mare in un impianto ibrido, questo ha il potenziale per ridurre ulteriormente i costi.

L’alta emissione di CO₂ della produzione da carbone richiede come necessaria la tecnologia di cattura del carbonio e ciò particolarmente in Cina e in India. In tutti i casi il gas prodotto richiede di essere processato ulteriormente per estrarre l’idrogeno. Il processo complesso da biomasse significa che generalmente è una via più costosa per produrre idrogeno low-carbon rispetto all’elettrolisi basata sul solare o l’eolico.

L’intensità di CO₂ dell’elettrolisi dipende quindi dalla intensità di CO₂ dell’input elettrico.

L’idrogeno può essere convertito in combustibili e materie prime a base di idrogeno, come metano sintetico, combustibili liquidi sintetici, ammoniaca, che possono utilizzare le infrastrutture esistenti per il loro trasporto, immagazzinaggio e distribuzione.

Per quanto riguarda il metanolo, circa il 40% della produzione globale oggi è usata per scopi energetici, ma il metanolo può anche essere usato come base per sintetizzare una serie di prodotti chimici, per es. per la produzione di plastiche.

Immagazzinaggio, trasporto e distribuzione dell’idrogeno.

I costi di trasporto e immagazzinaggio svolgeranno un ruolo importante nella competitività dell’idrogeno. Se può essere utilizzato in prossimità dell’impianto di produzione, questi costi sono vicini a zero. Tuttavia se deve viaggiare a lungo prima di essere usato, i costi di trasporto e distribuzione possono essere tre volte il costo della produzione. È necessaria inoltre una adeguata capacità e funzionalità di stoccaggio, ricorrendo anche a serbatoi sotterranei.

Il trasporto su lunghe distanze e la distribuzione locale sono difficoltosi a causa della sua bassa densità di energia. La compressione, liquefazione o incorporazione in molecole più grandi sono operazioni costose. Una soluzione più facile può essere mescolare idrogeno negli esistenti gasdotti.

Se l’idrogeno deve essere trasportato via mare, generalmente deve essere liquefatto o trasportato come ammoniaca o in vettori di idrogeno organici liquidi (LOHCs).

I gasdotti sono probabilmente la scelta più economica a lungo termine per la distribuzione locale, se esiste una domanda sufficientemente grande, sostenuta e localizzata. Oggi la distribuzione si basa su autotreni che trasportano l’idrogeno come gas o liquido e questo probabilmente rimarrà il principale metodo di distribuzione per la prossima decade. La distribuzione locale dipende dal volume, dalla distanza e dalle necessità degli utilizzatori finali.

L’idrogeno può essere usato per immagazzinare energia in grande quantità per lunghi periodi di tempo. Per Nazioni dipendenti dall’importazione di energia può migliorare la varietà delle sorgenti di energia e aumentare la sicurezza energetica.

Comunemente stoccato come gas o liquido in serbatoi, lo stoccaggio geologico è la migliore opzione per grandi quantità e per lungo tempo, mentre i serbatoi sono più indicati per uno stoccaggio di breve termine e di piccola quantità. Serbatoi di idrogeno compresso hanno più alta densità di energia che le batterie a ioni di litio e quindi favoriscono più lunghe percorrenze per le auto. Lo stoccaggio in materiali allo stato solido come metalli e idruri è ancora in una fase preliminare di sviluppo, ma può potenzialmente permettere maggiore densità di idrogeno a pressione atmosferica.

Diverse opzioni sono disponibili per superare il problema del trasporto, che includono la compressione, la liquefazione o l’incorporazione in molecole più grandi, che possono essere più facilmente trasportate come liquidi. C’è una tolleranza per quanto H2 si può miscelare; è cruciale armonizzare i limiti di miscelazione attraverso le frontiere. Trasportare energia sulle lunghe distanze è più facile quando l’energia è costituita da un combustibile chimico piuttosto che da elettricità. Esistono attualmente circa 5000 Km di gasdotti per idrogeno (idrogeno-dotti) al mondo. Il tipo di acciaio usato nei tubi e la purezza dell’idrogeno trasportato sono fattori importanti da considerare.

Per i trasporti via mare, si considera che le navi siano mosse dall’idrogeno che si sprigiona per evaporazione durante il viaggio o che si trasporti ammoniaca. Possibili trasporti dal Golfo Arabico verso l’Europa, o da Tobago e Trinidad verso gli Stati Uniti richiederebbero la necessaria infrastruttura, che include serbatoi, impianti di liquefazione e rigassificazione e impianti di conversione e riconversione.

Usi presenti e potenziali dell’idrogeno.

L’uso dell’idrogeno oggi è dominato dalle applicazioni industriali. I quattro impieghi principali (sia nella forma pura che miscelata) sono: raffinazione del petrolio (33%), produzione di ammoniaca (27%), produzione di metanolo (11%) e produzione dell’acciaio attraverso la riduzione diretta del minerale di ferro (3%). Quasi tutto è fornito usando combustibili fossili. Più del 60% dell’idrogeno usato nelle raffinerie è prodotto da gas naturale.

Si ritiene che nel breve e nel medio termine aumenti la domanda di ammoniaca e metanolo. A lungo termine la produzione di acciaio e di calore ad alta temperatura offrono un vasto potenziale per la domanda di idrogeno a basse emissioni.

A lungo termine sarà tecnicamente possibile produrre tutto l’acciaio primario con idrogeno, ma questo richiederà una grande quantità di elettricità low-carbon (circa 2500TWh/anno, circa il 10% della generazione globale di elettricità oggi) e sarà economico a prezzi molto bassi dell’elettricità, che richiederanno un supporto politico.

La raffinazione del petrolio, per trasformare il petrolio grezzo nei vari prodotti finali come i combustibili per il trasporto e le materie prime petrolchimiche, è uno dei più importanti utilizzatori di idrogeno. Circa 38 Mt H2 / anno, o 33% della domanda globale di idrogeno è consumata dalle raffinerie come materia prima, reagente e sorgente di energia, per idro-trattamenti e idro-cracking. Ci sono due principali vie più pulite per la produzione di idrogeno per le raffinerie: equipaggiare gli impianti per la produzione basata sul carbone o il gas naturale con CCUS o usare idrogeno elettrolitico derivante da elettricità low-carbon. Nonostante i progressi nel campo, un supporto di sistema sarà necessario se l’elettrolisi raggiungerà la scala richiesta.

Nel settore chimico la domanda di idrogeno per la produzione primaria aumenterà. Nel 2018 circa 270 Mtoe /anno di combustibili fossili furono usati per produrre idrogeno per i due principali prodotti, ammoniaca e metanolo, quantità equivalente alla domanda annua di petrolio della Russia e del Brasile.

L’ammoniaca è principalmente usata nella produzione dei fertilizzanti, il metanolo per formaldeide, metil-metacrilato e vari solventi.

Le tre principali tecnologie di processo più pulite sono: usare CCUS per ridurre le emissioni correlate al combustibile fossile (assumendo che esista una sufficiente infrastruttura di trasporto e stoccaggio per la CO₂); usare idrogeno derivato da elettrolisi (assumendo una fornitura di energia rinnovabile); usare biomassa come materia prima (assumendo una fornitura sostenibile di bioenergia). Attualmente tutte queste opzioni sono evidentemente più costose che usare combustibili fossili senza CCUS. A bassi prezzi dell’elettricità l’elettrolisi è la miglior opzione.

Produzione del ferro e dell’acciaio.

La riduzione diretta del ferro (direct reduced iron, DRI) è un sistema per produrre acciaio dal minerale di ferro. Questo processo costituisce la quarta sorgente di domanda di idrogeno oggi (4 Mt H2/ anno, circa 3% del consumo totale di idrogeno). Per ridurre le emissioni sono in corso sforzi per testare una produzione di acciaio usando idrogeno come agente di riduzione.

Le due principali vie di produzione primaria già implicano una certa produzione e consumo di idrogeno. La via dell’altoforno (blast furnace-basic oxygen furnace, BF-BOF), genera circa il 90% della produzione di acciaio primario. Questa produce idrogeno come sottoprodotto dell’uso del carbone. Questo idrogeno contenuto nei cosiddetti gas derivanti dall’impianto (Works arising gases, WAG) è prodotto in una miscela di altri gas, come l’ossido di carbonio. I WAG sono usati per vari scopi nell’impianto, ma anche trasferiti per essere utilizzati in altri settori, inclusa la generazione di energia e la produzione di metanolo. La porzione utilizzata nel settore dell’acciaio è stimata 9 Mt H2/anno, o circa 20% del totale uso di idrogeno in forma miscelata.

La via della riduzione diretta del ferro combinata con il forno ad arco elettrico (DRI-EAF) genera il 7% della produzione globale di acciaio. Usa una miscela di idrogeno e ossido di carbonio come agente riducente. L’idrogeno è prodotto in impianti dedicati, non come sottoprodotto. Circa tre quarti della produzione utilizza gas naturale (reforming, riformare) e il resto carbone (gasificazione). Questa produzione costituisce circa 4 Mt H2/anno nel 2018, o 10% del consumo di idrogeno in forma miscelata.

I due fattori principali che influenzeranno la futura domanda di idrogeno dedicata alla produzione di acciaio sono: la quota della via DRI-EAF nella produzione primaria di acciaio e la suddivisione fra produzione primaria e secondaria nella produzione totale.

In media produrre una tonnellata di acciaio grezzo comporta una emissione diretta di CO₂ di circa 1,4 ton. Molte soluzioni più pulite sono in via di sviluppo per ridurre in maniera significativa le emissioni. Queste possono essere suddivise in due categorie:

Vie per evitare la CO₂ che cercano di evitare le emissioni interamente adottando sorgenti di energia low-carbon e usando idrogeno come agente riducente.
Vie per gestire la CO₂ che cercano di recuperare la CO₂ associata con i tradizionali processi basati sui combustibili fossili, di solito attraverso l’applicazione diretta di CCUS.

Molti progetti sono in corso per avere una produzione di acciaio con basse emissioni, ne cito alcuni.

HYBRIT, si tratta di una joint venture in Svezia in collaborazione con la Swedish Energy Agency per esplorare la fattibilità di una produzione di acciaio basata sull’idrogeno.
SALCOS utilizzerà un processo alimentato con una miscela di gas naturale e idrogeno, con un graduale aumento della proporzione di idrogeno.
GrInHy e H2FUTURE mirano a una crescita di scala per gli elettrolizzatori.
Siderwin e Boston Metal con Arcelor Mittal stanno studiando soluzioni innovative.
In Giappone si pensa alla fabbricazione di ferro con ammoniaca.
Tenova (Techint Group) in Italia ha messo a punto progetti e impianti pilota del sistema “Tenova hydrogen besed direct reduction”.
L’uso del 100% della via DRI-EAF con idrogeno per tutta la produzione di acciaio primario eliminerebbe largamente le emissioni di CO2, purché l’elettricità sia rifornita da rinnovabili o nucleare.

Più di 2500 TWh/anno di energia elettrica sarebbero necessari per produrre così tanto idrogeno, o grosso modo il consumo elettrico attuale di India, Giappone e Corea. Circa 500 Mt/anno di ossigeno deriverebbe come sottoprodotto, che potrebbe essere utilizzato altrove nell’industria.

La via di produzione BF-BOF costituisce circa il 90% della capacità primaria esistente. Per competere a lungo termine con la controparte basata sul gas naturale ed equipaggiata con CCUS, la via basata sul 100% di idrogeno avrà bisogno di prezzi dell’elettricità low-carbon dell’ordine di 5 - 35 USD/MWh. Questo significa un costo per l’idrogeno di 0,7 - 2,0 USD/Kg H2, assumendo elettrolizzatori ad alta efficienza e basse richieste di CAPEX.

A causa dei piccoli margini di questa commodity di massa, sarà necessario che i contractors di costruzioni pubbliche o di infrastrutture si impegnino a usare (o siano richiesti di usare) una crescente quantità di “acciaio green”.

Opportunità per l’idrogeno nei trasporti, nelle costruzioni e nell’energia.

Da molto tempo l’idrogeno costituisce una promessa in molti settori al di là delle applicazioni industriali. I trasporti, le costruzioni e il settore dell’energia hanno potenziali usi se il costo di produzione e utilizzazione si sviluppasse favorevolmente.

La competitività dei veicoli FCEVs (Hydrogen fuel cell electric vehicles ) nel trasporto dipende dal costo delle celle a combustibile e dalla costruzione e utilizzo di stazioni di rifornimento. Per le auto la priorità è ridurre il costo delle celle e del serbatoio di idrogeno a bordo. Questo può renderle competitive nei confronti dei veicoli a batteria elettrica (BEV) per tragitti di 400-500 Km e renderle attrattive per consumatori che danno la priorità a lunghi percorsi. Per i camion la priorità è di ridurre il prezzo alla consegna dell’idrogeno.

La marina e l’aviazione hanno limitate alternative per combustibili low-carbon e rappresentano una opportunità per combustibili a base di idrogeno. Questi offrono particolari vantaggi per l’aviazione (nella forma di combustibili sintetici) e per le navi (come ammoniaca), settori dove è più difficile usare idrogeno o elettricità.

La maggior opportunità a breve termine nelle costruzioni è miscelare l’idrogeno nelle reti esistenti di gas naturale. Nel 2030 un uso fino a 4 Mt di idrogeno per riscaldare le abitazioni può derivare dalla miscelazione in basse concentrazioni che aiuta a ridurre le emissioni.

Idrogeno e ammoniaca possono essere flessibili alternative per la generazione di energia quando usati nelle turbine a gas o nelle celle a combustibile.

L’idrogeno è un combustibile versatile, utile a diversificare il mix di combustibili, e, se prodotto da sorgenti low-carbon, a supportare la transizione a un sistema energetico più pulito. Numerose opportunità esistono di usare l’idrogeno oltre le applicazioni industriali: praticamente tutti i modi di trasporto possono potenzialmente essere effettuati con idrogeno o con combustibili a base di idrogeno; il riscaldamento, il raffreddamento e l’elettricità necessari alle abitazioni possono essere forniti mediante l’idrogeno; il settore dell’energia può usare idrogeno o combustibili ricchi di idrogeno come l’ammoniaca per la produzione di elettricità.

Data questa versatilità il futuro dell’idrogeno può essere un’integrazione in diverse e complementari reti energetiche.

Idrogeno come base per combustibili per il trasporto.

Trasporto su strada.

Veicoli FCEVs per trasporto leggero ricevono grande attenzione pubblica quando si pensa all’uso diretto dell’idrogeno nelle applicazioni di mobilità. FCEVs sono stati anche utilizzati per le applicazioni di movimentazione dei materiali (carrelli elevatori), bus, treni e autotreni.

Bus, autotreni e altri veicoli di trasporto merci necessitano di stazioni di rifornimento, che sono in numero inferiore rispetto a quelle per i veicoli a batterie elettriche (BEVs).

Insieme ai BEVs i FCEVs sono gli unici veicoli senza emissioni di esausti e così offrono il potenziale di ridurre drasticamente l’inquinamento locale dell’aria, specialmente nelle città.

Lo sviluppo dipende da come i costi di tre componenti critici si sviluppano in paragone ai loro concorrenti presenti e futuri: il costo della pila di celle a combustibile, il costo del serbatoio a bordo e il costo del rifornimento.

Lo stoccaggio a bordo richiede che il gas sia compresso a 350 - 700 bar per le automobili e i camion.

La costruzione della infrastruttura per il rifornimento è un fattore chiave per i FCEVs. Il rifornimento di idrogeno richiede circa lo stesso tempo di un rifornimento di combustibile liquido convenzionale.

Al contrario di un maggiore costo iniziale delle stazioni di rifornimento rispetto a quelle per BEV, le stazioni di rifornimento dell’idrogeno possono fornire vantaggi significativi quando costruite in scala, come la velocità di rifornimento e richieste di spazio largamente inferiori. Focalizzandosi inizialmente sul costruire una infrastruttura per flotte confinate fornirebbe un modo per superare il sotto-utilizzo. Esempi di flotte di veicoli confinate includono camion e veicoli di movimentazione in siti industriali, in clusters industriali e nei porti; bus e flotte di taxi.

I costi dei FCEV possono eguagliare quelli dei BEV per percorrenze di 400 Km. L’analisi precedente suggerisce che BEV e FCEV possono essere complementari come opzione alternativa che soddisfi differenti consumatori, con FCEVs che offrono migliori opportunità per veicoli su lunghe distanze, per richieste di veloci rifornimenti e in regioni con accesso a idrogeno a buon mercato.

BMW ha annunciato lo studio di veicoli di alta gamma con propulsione mediante celle a combustibile a idrogeno (cfr [4]) e ha presentato la sua ultima novità: un propulsore a idrogeno. Ritengono che in futuro esisteranno differenti sistemi di propulsione. Nel lungo termine la tecnologia delle celle a combustibile a idrogeno potrebbe diventare praticamente il quarto pilastro del portafoglio di propulsori. In particolare l’applicazione è adatta per i modelli di fascia alta. Il veicolo ospita una coppia di serbatoi da 700 bar che possono contenere complessivamente sei chilogrammi di idrogeno. il rifornimento di carburante richiede solo 3-4 minuti. L'idrogeno come vettore energetico deve innanzi tutto essere prodotto in quantità sufficienti a un prezzo competitivo utilizzando elettricità sostenibile. L'idrogeno verrà quindi utilizzato principalmente in applicazioni che non possono essere elettrificate direttamente, come il trasporto pesante a lunga distanza".

Il segmento di veicoli pesanti su lunghe distanze, che include autotreni e bus intercity, offre buone prospettive. Nel caso di autotreni e anche di bus il contributo al costo della infrastruttura può essere ridotto con l’utilizzo di un modello “Hub and spoke”: una flotta dedicata che opera su strade prefissate e che si rifornisce a una singola stazione centralizzata.

Trasporto internazionale via mare.

Per affrontare queste sfide nel trasporto via mare i combustibili a base di idrogeno sono la miglior opzione. L’ammoniaca, contenente l’equivalente di circa 3,5 Mt H2/anno è trasportata su navi. Diverse ricerche e progetti dimostrativi stanno studiando di bruciare ammoniaca come combustibile per le navi.

La più innovativa di queste tecnologie sono le batterie. Sono stati costruiti (Olanda) treni elettrici e a celle a combustibile idrogeno. Treni elettrici con batterie più piccole possono essere usati su linee elettrificate solo parzialmente, per superare i tratti non elettrificati.

L’aviazione è responsabile (anno 2018) di almeno il 2,8% dell’emissione globale di CO₂ legata all’energia. I biocombustibili avanzati e i combustibili a base di idrogeno sono le opzioni migliori.

Combustibili liquidi a base di idrogeno non richiedono cambiamenti al progetto o alle infrastrutture di rifornimento negli aeroporti. Combustibili sintetici basati su idrogeno elettrolitico (cosiddetti power-to-liquid) hanno un prezzo stimato attualmente molto superiore a quello dei combustibili per jet convenzionali.

Idrogeno come combustibile per riscaldare le abitazioni.

Il settore delle abitazioni è responsabile per il 30% dell’uso finale di energia globale, quasi tre quarti di questo viene usato per il riscaldamento, la produzione di acqua calda e la cottura dei cibi.

Questa pluralità di variabili comporta che varie sorgenti di energia e tecnologie possono coesistere in futuro, dai boilers a gas naturale alle pompe di calore elettriche, al tele-riscaldamento e al riscaldamento solare termico.

Diverse opportunità esistono anche per l’idrogeno, centrate intorno a due opzioni principali. La prima è la miscelazione di idrogeno con il gas naturale nella rete esistente. La seconda è l’uso diretto di idrogeno per produrre calore nelle abitazioni. L’idrogeno può essere anche usato indirettamente per scaldare o raffreddare la rete locale del distretto che poi rifornisce le case.

La miscela di idrogeno nel gas naturale per il riscaldamento può arrivare al 3 – 5 % di idrogeno in volume. L’uso del 100% di idrogeno è più attrattivo per le grandi costruzioni commerciali, ad esempio i centri commerciali, approfittando di condizioni vantaggiose locali. Si ritiene che energia rinnovabile o calore a bassi costi dell’energia rappresenteranno più di metà del consumo globale di energia per le abitazioni nel 2030.

Idrogeno per la generazione di energia e stoccaggio dell’elettricità

C’è un potenziale di cambiamento in questo settore nel futuro.

Bruciando una miscela di ammoniaca si può ridurre la concentrazione di carbonio nelle centrali convenzionali a carbone. Nel 2030 circa 1250 GW di impianti a carbone nel mondo, che sono ora in funzione o in costruzione, possono non solo essere ancora in servizio ma possono avere ancora una vita residua di almeno 20 anni. Bruciare insieme un 20% di ammoniaca può ridurre i 6 Gt CO₂/anno di emissioni di questi impianti a carbone per un 1,2 GtCO₂, purché l’ammoniaca sia prodotta da idrogeno low-carbon. Raggiungere una percentuale del 20% nella miscela significherebbe una domanda mondiale di 670 Mt di ammoniaca, più di tre volte la produzione attuale globale.

Turbine a gas alimentate a idrogeno e turbine a gas a ciclo combinato possono essere una sorgente di flessibilità nei sistemi elettrici con una crescente proporzione di rinnovabili variabili. Sotto forma di gas compresso, ammoniaca o metano sintetico, l’idrogeno può anche diventare un’opzione di magazzinaggio a lungo termine per bilanciare variazioni stagionali nella domanda di elettricità o di generazione da fonti rinnovabili. Nel futuro motori a gas potranno operare anche con gas al 10% di idrogeno. Anche le turbine a gas hanno la capacità di funzionare con gas ricchi di idrogeno.

Le tecnologie delle celle a combustibile sono utilizzabili per applicazioni di potenza stazionaria. Poche Nazioni hanno stabilito espliciti obiettivi per l’uso di idrogeno o combustibili a base di idrogeno nel settore dell’energia.

La fornitura di energia di back-up e elettricità off-grid è oggi ancora dominata da generatori diesel; generatori a celle di combustibile rappresentano una possibile alternativa. L’industria delle telecomunicazioni mobile è un esempio di settore che necessita back-up e off-grid. Celle a combustibile di potenza possono anche aiutare a sostenere back-up per cali di potenza e accesso a elettricità per villaggi fuori griglia, scuole e ospedali. La richiesta di potenza di back-up è anche in crescita, per esempio in California, riflettendo l’importanza di avere potenza ininterrotta per data centers, banche, ospedali e simili organizzazioni.

Immagazzinaggio su larga scala e a lungo termine. Un’alta percentuale di rinnovabili può creare la necessità di uno stoccaggio a lungo termine e stagionale, per esempio per fornire elettricità durante i periodi di diversi giorni con poco vento o luce solare. L’idrogeno e i combustibili a base di idrogeno sono opzioni potenziali per stoccaggi di energia a lungo termine e di grandi dimensioni. Le caverne saline sono la miglior scelta per lo stoccaggio sotto terra di puro idrogeno, a causa della loro tenuta stagna e basso rischio di contaminazione. Opzioni alternative come stoccaggio nei pori o in campi svuotati di petrolio e gas sono state studiate.

Per periodi di scarico brevi, meno di poche ore, l’idrogeno e l’ammoniaca sono più costosi che lo stoccaggio idrico o lo stoccaggio in batterie. Con periodi di scarico più lunghi l’idrogeno compresso e l’ammoniaca diventano più attrattivi e l’idrogeno compresso è l’opzione più economica per una durata di scarico di 20-45 ore.

Combustibili a base di idrogeno possono anche essere importati da altre parti del mondo. La riconversione in elettricità può anche non essere sempre necessaria. Metano, ammoniaca o idrogeno immagazzinati possono essere utilizzati direttamente come combustibili per coprire la domanda stagionale.

Anche per quanto riguarda l’Italia, tenendo conto delle sue possibilità, forse uno sviluppo ci sarà, almeno nelle previsioni di Snam. (cfr [2], [3])

L’Italia potrebbe diventare un “hydrogen hub”, considerando una prospettiva regionale mediterranea. Investendo in una generazione fotovoltaica di energia in Africa, con un alto rendimento a causa dell’elevato irraggiamento solare, costruendo in prossimità gli elettrolizzatori, è possibile produrre idrogeno a costo contenuto. L’Italia, per la sua posizione geografica, ha il potenziale per divenire un hub chiave. L’idrogeno prodotto in Africa può essere importato a un costo inferiore rispetto alla produzione locale (- 14% ?) e quindi iniettato nella rete europea attraverso l’infrastruttura esistente.

Strategie per sostenere lo sviluppo in catene chiave del valore.

L’idrogeno è già largamente usato in qualche industria, ma è giunto il tempo di mettere in atto politiche per stimolarne l’utilizzo. Lo scopo è di far crescere gli utilizzi correnti mediante un salto di scala delle produzioni low-carbon e il sostegno all’innovazione. In parallelo la domanda di idrogeno in nuovi settori e applicazioni può essere stimolata e i mercati possono essere connessi.

Cinque intelligenti azioni strategiche sono necessarie per il 2030: 1)- stabilire segnali a lungo termine di sostegno agli investitori; 2)- stimolare la domanda commerciale di idrogeno in diverse applicazioni; 3)- aiutare a mitigare i possibili rischi, come la complessità della value-chain; 4)- promuovere R&D e la condivisione delle conoscenze; 5)- armonizzare gli standards e rimuovere le barriere.

I Governi dovrebbero affrontare le sfide chiave, includendo gli alti costi, l’incertezza strategica e tecnologica, la complessità della value chain e le necessità di infrastrutture, le regole e gli standards, l’accettazione da parte del pubblico. C’è una necessità critica di accelerare lo sviluppo nel breve termine per raggiungere gli obiettivi climatici nel lungo termine.

L’Unione Europea ha inserito nel suo programma “green” un piano di incentivo dell’utilizzo dell’idrogeno.

Il Ministro della ricerca Tedesco Anja Karliczek ha richiamato il Governo a “non perdere altro tempo a dibattere” e a pervenire a una veloce decisione su una strategia nazionale per l’idrogeno. L’ultima bozza di documento si focalizza su idrogeno verde da energia rinnovabile e su idrogeno blu, prodotto attraverso cattura e stoccaggio del carbonio (CCS). (Maggio 2020, Source DTU News Agency).

Ferro e acciaio, aviazione e marina hanno un potenziale a lungo termine. Investimenti a breve termine in un settore o in una applicazione particolare possono innescare uno sviluppo a lungo termine in altri settori collegati. Il differenziale di costo può essere non grande e può essere superato con esenzione di tasse.

Appare irragionevole non tenere sul tavolo l’opzione dell’idrogeno pulito, flessibile, su larga scala. Il Prof. Dr. Ing. Armin Schnettler CEO of the New Energy Business di Siemens Energy ha dichiarato: “I strongly believe that the next step on the global energy transition path will be based on the hydrogen economy. Transforming green electrons to green molecules via water electrolysis to create green hydrogen.” (cfr [5]).

La fabbricazione di massa di elettrolizzatori, celle a combustibile e componenti delle stazioni di rifornimento farà scendere i costi.

In molte applicazioni le tecnologie sono pronte a muoversi oltre i progetti dimostrativi in attività auto sostenentesi, apprezzate dai finanziatori.

In molti hubs industriali sono già presenti grandi utilizzatori di idrogeno per la raffinazione e i prodotti chimici, inclusa l’ammoniaca. L’uso dell’idrogeno per queste industrie è destinato a crescere. Gli hubs industriali sono luoghi particolarmente promettenti per espandere l’uso dell’idrogeno in altri settori.

È necessario il coinvolgimento del settore pubblico per migliorare le tecnologie; parimenti per assicurare la sicurezza nelle case è di fondamentale importanza. Trasportare via mare l’idrogeno fra diverse nazioni può essere un elemento chiave per un futuro sistema energetico sicuro, resiliente, competitivo e sostenibile. L’importazione di idrogeno può aiutare a mantenere la sicurezza energetica in un futuro low-carbon. Serve un allineamento delle strategie e delle roadmaps nazionali.

L’efficienza della liquefazione, la gestione della ebollizione, la scalabilità e l’efficienza del ciclo di raffreddamento richiedono dei miglioramenti.

Una strategia intelligente è necessaria che si basi sull’uso nelle applicazioni industriali per sviluppare su larga scala una produzione di idrogeno a bassi costi e low carbon, per aumentare di scala la offerta di idrogeno low carbon e la domanda nelle aree dove lo sforzo globale di raggiungere un sistema energetico pulito, sicuro, resiliente e economico è fondamentale.

Soprattutto il ruolo critico dell’idrogeno è riconosciuto sempre più nel mondo: si può affermare che esiste un nuovo e credibile cammino per un pulito, raggiungibile e largo uso dell’idrogeno nei sistemi globali di energia, purché i Governi, le società e altri attori colgano queste opportunità a corto termine.

Referenze

[1] IEA, The Future of Hydrogen, Seizing today’s opportunities (June 2019).

[2] Snam, The Hydrogen Challenge: the potential of hydrogen in Italy (October 2019).

[3] Ruggero Corrias, Snam, Hydrogen: Unlocking the Potential of Green Gas (21 Febbraio 2020).

[4] BMW, annuncio di Klaus Fröhlich, consigliere di amministrazione di Bmw Ag, Research and Development e di Jürgen Guldner, Vice President of Hydrogen Fuel Cell Technology and Vehicle Projects di Bmw Group. - Auto e motori (30 Marzo 2020).

[5] Prof. Dr. Ing. Armin Schnettler CEO of the New Energy Business di Siemens Energy, intervista per Renewvable Energy Magazine (24 Aprile 2020), riportata su Linkedin https://sie.ag/2VReFRO.

01 luglio 2020

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