di Giuseppe Tomassetti
L’11 febbraio 2021 Agora Energiewende, think tank tedesco, ha presentato un lavoro sui primi passi per una infrastruttura per l’idrogeno rinnovabile o idrogeno verde in Europa. L’ing. Tomassetti, vice presidente FIRE, ha, nell’articolo pubblicato su Staffetta Quotidiana e qui riproposto, riportato ed analizzato i punti più importanti dello studio.
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L’11 febbraio 2021 Agora Energiewende, think tank tedesco, ha presentato un lavoro sui primi passi per una infrastruttura per l’idrogeno rinnovabile o idrogeno verde in Europa. Di seguito una sintesi dello studio, diviso in quattro parti.
Parte prima. La domanda di idrogeno entro 2030 e 2050.
Si ricorda che gli usi del calore sono in larga parte relativi ad impieghi a temperature inferiori ai 100°C per i quali esistono soluzioni più efficienti che l’uso dell’idrogeno, così pure per lo stoccaggio dell’elettricità, per cui si decide di concentrare lo studio su quelle applicazioni per le quali l’idrogeno ha una sua valenza dal punto di vista chimico, non solo energetico; attualmente (2020) i settori di impiego dell’idrogeno sono le raffinerie e la produzione di ammoniaca. In questo decennio si introdurrà l’impiego per la riduzione diretta dei minerali ferrosi; nel decennio 2030-2040 si ridurrà progressivamente l’impiego nelle raffinerie per la diminuzione dei combustili fossili, sostituito, nel decennio successivo, dalla rigenerazione chimica delle plastiche. L’insieme di queste tre domande, acciaio, ammoniaca e rigenerazione è valutato ammontare a 270 TWh/anno, abbastanza costante nel periodo in esame; la domanda annua italiana rilevata è concentrata nelle raffinerie e nell’Ilva per 18-16 TWh.
Parte seconda. La produzione di idrogeno.
Si analizza l’alternativa fra idrogeno blu (derivato da metano fossile con cattura e sequestro della CO2) e l’idrogeno derivato per elettrolisi da elettricità rinnovabile; si ritiene che questa finestra di scelta economica possa rimanere valida per pochi anni per cui possa interessare solo quei paesi come Norvegia e UK che hanno già sviluppato sia le tecnologie che soprattutto le relative normative e dove il contesto fa prevedere più semplici processi autorizzativi. Per gli altri paesi si ritiene che le risorse per attivare questa tecnologia sarebbero vanificate dalla prevista riduzione dei costi degli elettrolizzatori, costi valutati in condizioni di mercato tradizionale attorno a 450 €/kW nel 2030 e 260 €/kW nel 2050, ma per i quali si prevede molto probabile una forte stimolazione con incentivi che potrebbe portare i costi a 96 €/kW e 67 €/kW, negli stessi anni.
La riduzione del costo degli elettrolizzatori favorirebbe i paesi dell’Europa Centrale e del Sud che potrebbero utilizzare senza problemi il fotovoltaico, malgrado la maggiore stagionalità e i più ridotti fattori di carico degli impianti, rispetto ai paesi del Nord con il loro eolico offshore.
Il rapporto prevede impianti alimentati da eolico nei paesi del Nord ed impianti alimentati da fotovoltaico in Europa Centrale e a Sud.
Parte terza. La logistica per la distribuzione e l’uso dell’idrogeno.
Questa parte è quella più delicata e più difficile perché dati e valori sono meno certi, non si tratta di sostituire un componente in una filiera già attiva e strutturatasi in decenni, ma si tratta di ipotizzare una filiera del tutto nuova che deve rispondere ad una serie di parametri spesso dipendenti dal territorio.
Gli utenti previsti hanno bisogno di forniture costanti e garantite. Le società metaniere oggi garantiscono le loro forniture, miscelando produzioni interne ed importazioni, grazie ad una rete di metanodotti interconnessi ed una molteplicità di rigassificatori, alimentati da navi cariche di metano densificato mediante liquefazione, mentre per gestire le variazioni stagionali della domanda si utilizzano alcuni dei vecchi giacimenti trasformati in serbatoi di accumulo.
Un’infrastruttura di questo tipo, dedicata all’idrogeno, non esiste; d’altra parte, le quantità ipotizzate sono solo qualche % delle forniture di metano, quindi è possibile, considerando la complessità degli aspetti di sicurezza per utilizzi distribuiti, che non nasca neanche in futuro. Le infrastrutture dell’idrogeno, non avendo il vincolo della localizzazione dei pozzi, nasceranno, almeno per ora, senza connessioni tra loro, attorno ai punti di consumo più rilevanti, con stretto collegamento fra produzione ed utente.
L’idrogeno generato da elettricità rinnovabile fotovoltaica ne trasporta tutte le variazioni sia giornaliere che stagionali, quindi ha bisogno di un accumulo di dimensioni adeguate, lo studio indica per l’Europa meridionale la necessità del 40% del consumo annuale. Per confronto, il metano accumulato nei serbatoi italiani, pur con tutte le ridondanze esistenti, è circa il 20% del consumo annuale. Non esistono esperienze di accumulo di idrogeno nelle cavità naturali, né sono definite le normative da seguire per adeguarle a questa funzione; nel documento non si esclude che in futuro si possa impiegare come serbatoi per idrogeno i vecchi giacimenti metaniferi usati per accumulare metano, ma si ritiene che l’unica soluzione che possa ricevere una rapida approvazione sia quella delle caverne nei giacimenti di sale. Per consumi molto ridotti sono possibili accumuli in serbatoi metallici, con forti costi capitali e di esercizio (per la compressione a 700 atm).
Il documento accenna ai problemi del possibile impiego di vecchi metanodotti per la distribuzione dell’idrogeno ma non entra in profondità nella valutazione dei problemi tecnici (perdite e frattura fragile), indicati come affrontabili, né, tanto meno, in quelli normativi. Si valuta anche il possibile impiego dell’idrogeno miscelato col metano nelle reti, con parere negativo per la perdita di valore.
Parte quarta. Conclusioni.
Lo studio valuta i costi anche per le soluzioni logistiche ed arriva alla conclusione che sono ipotizzabili quattro aree europee candidabili per reti locali di idrogeno per impieghi concentrati in attività difficili da decarbonizzare, una da Dunkerque ad Amburgo, con Belgio e Olanda, una seconda nella costa catalana, una terza fra Polonia e Lituania, infine una quarta nei Balcani; l’Italia è esclusa per la mancanza di giacimenti di sale nei quali poter realizzare gli accumuli. C’è un case study sulla costa toscana, con idrogeno portato via mare (forse come NH3?) con uso di serbatoi metallici; si ottiene un costo per lo stoccaggio triplo di quello per la produzione dell’idrogeno.
