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H2 factotum o materia prima per P2G?

di ALESSANDRO CLERICI / presidente onorario FAST ed ex presidente AEIT

Il settore della produzione di energia elettrica risulta il principale contributore alle emissioni di CO2 e il processo di decarbonizzazione in corso vede un massiccio inserimento di impianti eolici e fotovoltaici, con la loro ben nota variabilità legata a fattori atmosferici.


Tale volatilità - sia essa rapida (notte/ giorno), stagionale o su possibili lunghe durate di mancanza di sole e vento - richiede un indispensabile intervento di accumuli, con potenze, energie e durate non possibili o non convenienti, e con batterie prevalentemente (oggi) a ioni di litio. Da ciò, sta diventando sempre più plausibile l’utilizzo di un idrogeno verde, prodotto interamente da fonti rinnovabili sia per stoccaggi, sia per l’alimentazione di utenze energetiche.

Come raccontato su Nuova Energia 1-2020 (Idrogeno, tecnologia interessante ma adelante con juicio), dalla sessione Hydrogen. Bridging sectors and Regions a latere del Congresso Mondiale dell’Energia 2019 di Abu Dhabi è emerso chiaramente il grande potenziale per l’idrogeno, sia per rimpiazzare i combustibili fossili nell’attuale sua produzione, sia per il suo impiego “verde” nei vari utilizzi energetici negli edifici, nei trasporti, in applicazioni industriali e come stoccaggio per la produzione di elettricità. Date le particolari caratteristiche sia allo stato gassoso sia liquido (meno di 1/3 il potere calorifico per unità di volume rispetto al metano e punto di ebollizione a -253 °C) il trasporto e l’utilizzo del’idrogeno pongono sfide tecniche ed economiche; in alternativa al ruolo di vettore energetico e fonte per i consumi finali si è posta in discussione la sua possibile trasformazione in metano sintetico, che può usufruire delle strutture di trasporto esistenti in tutti i settori (civile, industriale e trasporti) ben collaudate da diversi decenni.

E questo è di particolare interesse per l’Italia, che ha una estesa rete di traporto del gas (33.000 km) e reti di distribuzione per circa 250.000 km. Nei cosiddetti processi P2G (Power to Gas) e G2P (Gas to Power) l’idrogeno può quindi rientrare anche come feedstock (materia prima) nella produzione di syngas. Per il trasporto, oltre che in tubazioni terrestri e sottomarine o tramite speciali autobotti, sono anche in via di sperimentazione il trasporto di ammoniaca o di idruri metallici che contengono idrogeno da “liberare” nel sito di arrivo.

Il costo attuale di produzione dei circa 100 milioni di tonnellate/anno di idrogeno nero (da fonti fossili e con alte emissioni di CO2) è stato valutato nell’intervallo tra 1,25 e 2,5 dollari/kg al sito di produzione, quindi senza considerare il trasporto;
solo il 4 per cento dell’idrogeno proviene da processi di elettrolisi alimentata dalle reti elettriche locali e quindi con diversa percentuale del contenuto di rinnovabili (idrogeno grigio). Sebbene altre tecnologie di produzione senza emissioni – in aggiunta all’elettrolisi – siano in considerazione (steam reforming da metano o da idrocarburi in genere, con cattura della CO2 prodotta; da rifiuti e plastica, sempre con cattura di CO2; attraverso la fotosintesi delle alghe verdi...) ad Abu Dhabi le varie presentazioni si sono concentrate sugli elettrolizzatori attuali e sui loro sviluppi futuri. [...]

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