a cura di: Tommaso Caraceni

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Alessandro Clerici, figura di spicco nel panorama energetico italiano, ha gentilmente concesso la sua partecipazione al webinar L’era dell’Idrogeno il 21 novembre 2020.

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• la Transizione energetica

Lo scopo dell’evento, tenuto da EMS, è stato di informare in modo chiaro, attendibile ed interattivo il pubblico riguardo una tecnologia emergente e, in particolare, le sue applicazioni nel settore energetico.

Laureato in Ingegneria Elettrotecnica presso il Politecnico di Milano nel giugno del 1961, Clerici ha alle spalle una brillante carriera in ambito energetico e ambientale, con ruoli di prominenza o di collaborazione in varie Aziende e Organizzazioni, tra cui CESI, ABB, WEC (World Energy Council), ANIE, etc. e oltre 300 articoli pubblicati.

[8:44] La presentazione è stata introdotta da AEIT (Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni), associazione a scopo culturale che promuove lo studio e lo sviluppo di tecnologie.

Il contesto

[14:52]

La riduzione di emissioni di gas serra pone delle sfide tecnologiche in vari ambiti. Tra i principali, vi sono quello energetico e quello dei trasporti. Per il primo, le opportunità considerate nel mondo sono, il nucleare, molto dibattuto, e le rinnovabili, in grande crescita negli ultimi anni. Per il secondo, l’elettrificazione dei veicoli e l’impiego di combustibili alternativi sono le soluzioni in via di sviluppo. L’introduzione di rinnovabili e lo spegnimento di centrali di generazione di energia tradizionali, creano problemi nelle reti elettriche di trasmissione di energia (vedi webinar sulla Transizione Energetica con ospite ancora Clerici): ne riducono l’inerzia e quindi aumentano il rischio e la pericolosità di guasti elettrici a livello regionale e nazionale; generano una rampa di carico serale, la ‘duck curve’, che porta ad ulteriori problemi e costi. Inoltre, le rinnovabili non sono fonti programmabili. Mentre una centrale a carbone (o gas) può decidere quanto carbone bruciare e quanta energia produrre in ogni momento, le pale eoliche ed i pannelli solari producono quanto la natura consente. Vi sono quindi momenti in cui vento ed irraggiamento solare producono più, oppure meno, energia di quella che serve. Sarebbe efficiente avere un modo di immagazzinare l’energia prodotta in eccesso, per sfruttarla quando invece la produzione è in difetto.

L’energia elettrica è difficile e costosa da immagazzinare, perciò nelle reti elettriche attuali non è previsto uno stoccaggio rilevante di energia (sebbene vi siano adibiti alcuni bacini idroelettrici). L’energia prodotta in ogni momento viene calcolata per essere esattamente uguale a quella consumata, percorre chilometri di linee di trasmissione, dalla centrale di produzione all’utente (e.g. abitazione, fabbrica, etc.).

Perché l’idrogeno?

[35:19]

L’idrogeno H2 è un gas biatomico, che si distingue per diverse proprietà, tra cui il fatto di contenere relativamente molta energia (PCI) per Kg (2.5 volte maggiore del metano), mentre minore è l’energia per unità di volume (circa un terzo di quella del metano). Quest’ultimo dato, si rivelerà un problema di maggiore ingombro nello stoccaggio in contenitore e nel trasporto in tubazione.

L’energia dell’idrogeno può essere, ad esempio, totalmente trasformata in calore con una combustione o, in parte, in energia elettrica con le Celle a Combustibile (Fuel Cells). La combustione brucia ossigeno e idrogeno, produce acqua/vapore e calore; la Fuel Cell prende in input idrogeno e ossigeno, rilascia acqua/vapore ed energia elettrica.

Come si produce?

Il modo più economico di produrre l’idrogeno è tramite estrazione da combustibili fossili. Più costosa è l’elettrolisi dell’acqua.

L’elettrolisi è un processo che avviene in un dispositivo chiamato elettrolizzatore, il quale produce idrogeno (e ossigeno) a partire da acqua, precedentemente trattata. L’elettrolisi consuma energia elettrica (9 kg acqua e 44 kWh per 1 kg di H2), che può provenire da rinnovabile.

L’idrogeno si distingue in vari tipi a seconda della fonte energetica usata per la produzione:

Come si trasporta?

[37:49]

Se conservato in bombole/contenitori o miscelato a sostanze chimiche, può essere trasportato da veicoli. Alternativamente può, in linea teorica, essere trasportato in gasdotti: sfruttando l’infrastruttura esistente o costruendone una apposita.

Snam ha sperimentato il Blending, trasporto di idrogeno miscelato a metano, nei gasdotti. In questo caso, a causa del maggior ingombro dell’idrogeno rispetto al metano, la sua introduzione aumenterebbe il costo al kWh del trasporto.

Quanto è sicuro?

[1:44:27]

L’ingegner Clerici ci ricorda che i processi di industrializzazione e standardizzazione di nuove tecnologie vengono portati avanti considerando i requisiti di sicurezza.

Come può essere impiegato?

Stoccaggio di energia

È l’applicazione più considerata e sperata, poiché compenserebbe il difetto delle rinnovabili di essere non-programmabili e ne consentirebbe una migliore diffusione ed utilizzo. Tuttavia, ricordiamo che non aiuterebbe a risolvere il problema dell’inerzia.

Lo stoccaggio avverrebbe sotto forma di gas compresso, eventualmente refrigerato, o liquefatto e refrigerato. I contenitori sarebbero bombole o, in necessità di grandi volumi, caverne di roccia impermeabile, o resa tale.

[1:10:33] Un’altra applicazione di storage sarebbero i veicoli con motore elettrico, con una bombola di idrogeno al posto della batteria e l’aggiunta di una Fuel Cell (trasforma H2 + O2 in acqua, producendo energia elettrica).

Secondo alcuni calcoli:

P2G

[1:04:40]

In varie sedi è usato per produzione di metano (P2G, Power To Gas). Due reazioni chimiche trasformano 4H2 + CO2 in CH4 + 2H2O (si noti che la reazione inversa sarebbe lo Steam Reforming). Il metano (CH4) così ottenuto è chiamato sintetico, in quanto prodotto artificialmente. Per effettuare la reazione possono essere usati altri prodotti green: i sottoprodotti (CO, CO2) del biogas.

È teoricamente possibile produrre metano da idrogeno verde, quindi un metano di origine non fossile. Tuttavia, i costi della produzione di idrogeno, anche secondo valutazioni ottimistiche, difficilmente renderebbero competitivo il metano sintetico.

Una ipotetica strategia ecologica di sostituire il metano estratto con metano sintetico da H2 verde non è pragmatica, in quanto richiederebbe un’enorme installazione di nuovi impianti rinnovabili.

Riscaldamento e gas per edifici

Industria chimica, raffinazione, siderurgia, etc.

Previsioni di consumo

Il consumo futuro di idrogeno per settore è relativamente incerto, come si evince dai grafici a torta delle previsioni al 2050 (da IRENA = International Renewable Energy Agency, e dall’iniziativa globale Hydrogen Council). Il maggior consumatore di idrogeno è l’industria, seguono trasporti ed riscaldamento degli edifici, l’espansione nel settore energetico è di previsione incerta.

Quanto costa?

[39:32]

In termini di energia elettrica, esistono pochi numeri sul costo al kWh di elettricità per l’utente finale. Tale costo dovrebbe risultare come somma dei costi (sia diretti che indiretti) di produzione, compressione, trasporto, stoccaggio e distribuzione. Si nota che eventuali incentivi statali possono avere forti influenze.

Il costo di produzione deriva principalmente da Capex ed efficienza dell’elettrolizzatore, energia rinnovabile utilizzata, acqua trattata, O&M. Occorre notare che oggi nelle borse europee il prezzo del metano è 0,013 €/kWh e cioè 1/3 di H2 a bocca di – appena fuori da – elettrolizzatore previsto nel 2050. Nel trasporto, la liquefazione di un volume di idrogeno consumerebbe energia pari a 1/3 del suo contenuto energetico.

Riguardo al costo della riconversione da idrogeno a energia elettrica, la sola componente del combustibile – considerando una efficienza del 50% – è come da tabella qui sotto.

Con le centrali a ciclo combinato a gas la componente del combustibile nella produzione di energia elettrica è oggi inferiore a 0,025€/kWh in Ue. Si noti che il costo della riconversione dell’idrogeno in energia elettrica, che avviene attraverso Fuel Cells è ben superiore al costo di produzione da rinnovabile con grossi impianti.

Quali nazioni hanno già definito una strategia nazionale sull’idrogeno?

[43:31]

Giappone, Francia, Corea del Sud, Australia. Dal 2020 anche Paesi Bassi, Norvegia, Germania, Spagna, Portogallo, Francia e l’Unione Europea.

La promozione dell’idrogeno rientra nella strategia climate-neutral dell’Unione Europea, che ora ha in funzione 300 elettrolizzatori piccoli/medi per circa il 4% del totale della sua produzione. Tra gli obiettivi al 2024 e 2030, vi è l’installazione rispettivamente di almeno 6 e 40 GW.

Conclusioni

[1:25:09]

Secondo l’ospite Clerici, la soluzione ottimale va ricercata con un approccio olistico su tutta la filiera dell’idrogeno e nella sua globalità. Si possono tirare alcune modeste conclusioni riguardo al futuro dell’idrogeno verde, mentre andrebbero fatte altre considerazioni riguardo distribuzione, compressione, stoccaggio, l’applicazione ai trasporti, etc.

• I tratti determinanti del ruolo futuro dell’idrogeno saranno le sfide tecnologiche e legislative per il suo trasporto ed il suo impiego.
• I costi della produzione di idrogeno verde da elettrolisi, pur con forti sviluppi tecnologici ed economici, sono previsti al 2050 ben superiori (3 volte) rispetto a quello attuale in borsa del metano in UE. Inoltre, sono influenzati dai costi della fonte di energia rinnovabile. Di conseguenza, in paesi più ventosi o soleggiati, e.g. Medio Oriente, i costi scendono.
• Una possibile ri-trasformazione dell’idrogeno in energia elettrica (G2P) non sarebbe energeticamente efficiente, quindi non converrebbe rispetto ad una produzione diretta da rinnovabili. Potrebbe invece essere utile se limitata a possibili stoccaggi non ottenibili oggi, per energia e durata, con batterie.
• A maggior ragione il metano sintetico non potrebbe competere economicamente, però offrirebbe l’opportunità di sfruttare la già esistente infrastruttura di trasporto e utilizzo di gas.
• Esistono sfide interessanti per trasporto e distribuzione dell’idrogeno, che riguardano modifiche/upgrading delle strutture attuali.
• I processi politici, fiscali e di mercato, necessari per raggiungere gli sfidanti obiettivi richiedono tempi medi/lunghi.

Per la transizione energetica è necessario un complesso approccio sistemico che abbia come scopo il raggiungimento degli obiettivi ambientali al minimo costo. La transizione con i suoi sviluppi tecnologici, nuove professionalità e pervasività di ICT, avrà profondi impatti sociali che vanno accuratamente analizzati. Saranno necessari notevoli sforzi per riqualificazione o qualificazione delle persone, programmi di studio per gli studenti e di aggiornamento per i più anziani, al fine di evitare nuove caste di privilegiati, digital-divide e rigetti irrazionali.

Per aspera ad astra.

Glossario:

PCI = Potere Calorifico Interno;

e.g. = exempli gratia (=ad esempio);

i.e. = id est (=cioè);

kWh = chilowattora;

EJ = Exajoule (10^18 Joule)

blending = miscelazione;

Capex = investimenti in capitale fisso (costo impianto);

processo elettrochimico = reazione chimica con trasferimento di elettroni attraverso circuito esterno;

storage = stoccaggio, immagazzinamento;

carico elettrico = richiesta di energia da parte degli utenti di una rete elettrica;

biogas = gas prodotto dalla fermentazione di materia organica.