Transcript Vettore idrogeno - Università degli Studi di Foggia

Idrogeno quale vettore per un sistema
energetico sostenibile
Valeria Spada
[email protected]
Università degli Studi di Foggia – Facoltà di Economia
Via R. Caggese, 1 - 71100 Foggia
1
INDICE
 INTRODUZIONE
 PANORAMA ENERGETICO
 LA MERCE IDROGENO
 MATERIE PRIME E TECNOLOGIE PER LA PRODUZIONE DELL’IDROGENO
 CONFINAMENTO DELL’ANIDRIDE CARBONICA
 IMMAGAZZINAMENTO E TRASPORTO DELL’IDROGENO
 UTILIZZO DELL’IDROGENO
 PRINCIPALI PROGRAMMI DI RICERCA E SVILUPPO
 CONCLUSIONI
2
L’obiettivo di questa lezione è di esaminare le prospettive di una economia
che possa far uso dell’idrogeno per produrre energia elettrica e calore da
impiegare nei diversi settori di applicazione in sostituzione dei combustibili
fossili.
La necessità nasce dai sia dalle prospettive di esaurimento dei combustibili
fossili sia dal fenomeno dell’effetto serra, dovuto principalmente
all’aumento della concentrazione di anidride carbonica connesso al loro
impiego.
3
PANORAMA ENERGETICO
A partire dalla metà del XIX secolo il mondo ha cominciato gradualmente a spostarsi
dall’impiego di una fonte di energia all’altra.
Nel corso del tempo si è realizzato un processo di “decarbonizzazione”, cioè la sostituzione
delle risorse ad elevato contenuto in carbonio con gli idrocarburi (dalla legna ai carboni fossili,
poi ai prodotti petroliferi e più di recente al metano).
Le ragioni di questa esigenza sono varie, da quelle economiche, alla maggiore facilità di
trasporto e distribuzione e recentemente di natura ambientale, a causa degli effetti negativi
prodotti dalla combustione dei materiali a maggiore contenuto in carbonio.
La domanda energetica mondiale è in costante crescita, sia a causa della pressione esercitata
dai Paesi industrializzati, sia per il crescente fabbisogno connesso all’aumento della
popolazione mondiale, soprattutto nei PVS, dai quali proverrà oltre il 60% dell’incremento
della domanda di energia primaria nei prossimi 30 anni.
4
Trend della domanda mondiale di energia primaria per fonte (Mtep)
Carbone
Petrolio
Metano
Nucleare
Idro
Altre fonti innovabili
6.000
5.000
Mtep
4.000
3.000
2.000
2010
2030
A um ento
m edio annuo
2000-2030 %
Fonti di energia
1971
2000
C arbone
Petrolio
M etano
N ucleare
Idro
A ltre fonti rinnovabili
1.449
2.450
895
29
104
73
2.355
3.604
2.085
674
228
233
2.702
4.272
2.794
753
274
336
3.606
5.769
4.203
703
366
618
1,4
1,6
2,4
0,1
1,6
3,3
T otale
4.999
9.179
11.132
15.267
1,7
(Fonte: IEA, 2002).
1.000
0
1971
2000
Anni
2010
2030
Le previsioni sulla domanda mondiale di
energia stimano nel periodo 2000-2030 una
crescita media annua del 1,7%, passando da
9.179 MTep dell’anno 2000 a 15.267 del 2030.
La domanda di metano aumenterà più rapidamente
e la sua incidenza sulla domanda mondiale di
I combustibili fossili soddisferanno il 90%
della domanda globale di energia.
energia passerà dal 23 al 28%, con un incremento
medio annuo di circa il 2,4%, rispetto al petrolio
(1,6%) e al carbone (1,4%).
5
RISERVE MONDIALI DI PETROLIO (GT)
Riserve accertate
1983
1993
2003
rapporto
R/P*
2008
%
Nord America
13
12,5
8,8
9,7
5,6
14,8
America centrale e meridionale
4,6
10,8
14,6
17,6
9,8
50,3
Europa e Eurasia
13,6
11
14,5
19,2
11,3
22,1
Medio Oriente
54,3
90,4
99
102
59,9
78,6
8
8,3
13,5
16,6
10,0
33,4
Asia e Pacifico
5,3
7,1
6,4
5,6
3,3
14,5
Mondo
99
140,2
156,7
170,8
100%
42,0
Africa
*R/P (Riserve/Produzione) è il rapporto tra riserve al termine dell’anno 2005 e la produzione dell’anno stesso. Esso fornisce la durata in anni di tali riserve, se il
livello di produzione rimanesse invariato.
(Fonte: BP, 2009).
Il Medio Oriente è il maggior detentore delle riserve petrolifere accertate e detiene circa il 60%
del totale mondiale, seguito dall’Europa e Eurasia con il 11,3%, e dall’Africa con il 10%.
La durata prevista per queste supera i 40 anni.
6
RISERVE MONDIALI DI CARBONE (GT)
Riserve accertate a fine anno
2008
antracite e
bituminoso
sub-bituminoso e
lignite
Totale
%
R/P
113
133
246
29,8
216
7
8
15
1,8
172
Europa e Eurasia
102
170
272
33,0
218
Africa e Medio Oriente
33
0
33
4,0
131
Asia e Pacifico
156
103
259
31,4
64
Mondo
411
415
826
100
122
Nord America
America centrale e meridionale
(Fonte: BP, 2009)
Le riserve di carbone risultano distribuite in maniera molto più omogenea in tutte le aree
geografiche rispetto al petrolio e al gas naturale e maggiormente concentrate nei paesi della
Europa e Eurasia, in Asia e Pacifico e negli Stati Uniti d’America, con una durata stimata di
122 anni.
7
RISERVE MONDIALI DI GAS NATURALE (1012 m3)
Riserve accertate
1983
1993
2003
Rapporto
R/P
2008
%
Nord America
10,4
8,75
7,31
8,87
4,8
10,9
America centrale e meridionale
3,18
5,54
7,19
7,31
4,0
46,0
Europa e Eurasia
40,48
63,62
62,3
62,89
34,0
57,8
Medio Oriente
26,38
44,43
71,72
75,91
41,0
*
Africa
6,9
10,01
13,78
14,65
7,9
68,2
Asia e Pacifico
5,95
8,73
13,47
15,39
8,3
37,4
Mondo
92,68
141,08
175,78
185,02
100%
60,4
* Superiori a 100 anni. (Fonte: BP, 2009)
Nel periodo 1983-2008 le riserve di gas naturale hanno registrato un incremento medio annuo del 3,7%.
Il Medio Oriente e l’Europa orientale sono i detentori di quasi i 3/4 e la durata stimata è di 60 anni.
Una promettente riserva di metano è rappresentata dagli idrati naturali di metano (strutture a gabbia,
in cui molecole d’acqua intrappolano molecole di metano, a basse temperature e ad alte pressioni). Si
stimano valori da 2∙1016 a 4∙1016 m3 di gas metano ottenibile da tutti gli idrati di gas naturale presenti
sia nelle aree continentali polari sia in quelle marine.
8
Consumi di energia in fonti primarie in Italia (Mtep)
1973
2005
2006
2007
2008
2008-1973/anno
%
%
Carbone
10,2
17
17,2
17,1
17,0
8,9
1,9
Petrolio
105,3
85,2
85,3
82,5
79,4
41,4
-0,7
Gas naturale
14,3
71,2
69,7
70,0
70,0
36,4
11,1
Energia elettrica
10,1
24,4
24,0
24,6
25,6
13,3
4,3
di cui: idro-geo- rinnovabili
9,2
13,5
14,2
14,3
16,9
8,8
2,4
nucleare
0,7
-
-
-
-
-
-
importazioni nette
0,2
10,9
9,8
10,3
8,7
4,5
121,4
139,8
197,8
196,2
194,2
192,0
100,0
1,1
Totale
(Fonte: Energia, 2008).
Il fabbisogno energetico italiano ha subito nel corso degli ultimi trenta anni un incremento
medio annuo di circa l’1,1% e, tra i combustibili fossili, il gas naturale ha registrato un tasso di
crescita maggiore, pari all’ 11,1%.
Nell’anno 2008 i consumi sono stati coperti per il 41,4% dal petrolio e suoi derivati, per il 36,4%
dal gas naturale, per l’8,9% dal carbone e per l’ 8,8% da energia elettrica di origine rinnovabile.
9
ENERGIA E AMBIENTE
Emissioni di CO2 per settore (Mt)
Produzione
elettricità
Industria
Trasporti
Altri usi*
Aumento totale
OCSE
1990- 20002010 2030
Economie in
Transizione
1990- 20002010 2030
Paesi in via di
sviluppo
1990- 20002010
2030
1.373
11
1.175
244
2.803
44
-309
-52
-428
-746
2.870
739
1.040
620
5.268
1.800
211
1.655
363
4.028
341
341
242
234
1.158
Emissioni mondiali di CO2 - settore energetico (Mt/anno)
Mondo
1990- 20002010 2030
5.360 4.287 7.500
1.298 440 1.850
2.313 2.163 4.210
1.365 436 1.962
10.336 7.325 15.552
*Usi di energia nell’agricoltura, nel commercio, nei servizi pubblici, nelle abitazioni
ed altri non specificati.
L’impiego dei combustibili convenzionali nell’ambito del settore energetico ha causato, tra
l’altro, nel corso degli anni, il fenomeno dell’aumento della concentrazione di CO2
nell’atmosfera, che è passato da 270 ppm di inizio secolo, agli attuali 380 ppm.
Si prevede che 2/3 dell’incremento delle emissioni si verificherà nei PVS.
Quasi la metà dell’aumento delle emissioni mondiali di CO2 fra il 2000 ed il 2030 sarà causato
dalla produzione di energia elettrica; il settore dei trasporti contribuirà per oltre un quarto,
mentre il comparto residenziale, commerciale ed industriale per la quantità rimanente.
10
IL VETTORE IDROGENO
La completa sostituzione dei combustibili fossili con le fonti rinnovabili non è stata finora presa in
considerazione per ragioni economiche.
Essendo queste ultime contraddistinte dalla stagionalità e dalla intermittenza, la problematica
centrale di una eventuale transizione energetica risiede proprio nello sviluppo di adeguate
tecnologie di accumulo: quelle relative alla produzione e all’uso dell’idrogeno sono la via più
promettente per affrontare il problema.
L’idrogeno è un vettore di energia (ossia un mezzo di accumulo e di trasporto dell’energia) che può
contribuire allo sviluppo di un sistema energetico sostenibile, in quanto:
• può essere prodotto a partire sia da fonti fossili sia da fonti rinnovabili;
• non genera CO2 e altre sostanze inquinanti durante il suo utilizzo, quindi è un “combustibile
pulito”, con il più elevato potere calorifico (120 MJ/kg).
11
Fonti e tecnologie di produzione dell’idrogeno
Petrolio
Reforming
Generazione potenza distribuita
CO2
Gas naturale
Reforming
Idrogenodotti
Carbone
Residenziale
Gassificazione
CO2
Nucleare
Proc. termochimici
Eolico-fotovoltaico
Elettrolisi
Solare
Proc. termochimici
Idrogeno
Richiede
Biomasse
Industria
Trasporto
accumulo e distribuzione
Gassificazione
Altro
Confinamento CO2
L’idrogeno può essere ottenuto sia da fonti fossili (con possibilità di immagazzinare la CO2
generata come sottoprodotto dei processi di conversione dei combustibili fossili), sia da fonti
rinnovabili (ed essere impiegato come mezzo di accumulo di queste), o anche da energia nucleare.
E’ poi distribuito in rete e destinato ai vari settori di utilizzo (generazione di potenza, residenziale,
industriale, trasporti, ecc).
12
PRODUZIONE MONDIALE PER FONTE
Produzione di idrogeno
in miliardi di Nm3/anno
Percentuale
Gas naturale
240
48
Petrolio
150
30
Carbone
90
18
elettrolisi
20
4
500
100
Fonte
Totale
(Fonte: Giaconia et al., 2006)
A livello mondiale il 48% dell’idrogeno è ottenuto da gas naturale, il 30% da
frazioni petrolifere leggere, il 18% da carbone ed il rimanente 4% per via
elettrolitica.
13
Fonti di idrogeno
 L’individuazione della fonte da cui ricavare idrogeno non sarà una scelta omogenea a livello mondiale
ma, sulla base di valutazioni tecnico-economiche, si farà ricorso a materie prime diverse, ed ogni area
geografica potrà scegliere la metodologia produttiva più adeguata alle proprie esigenze e disponibilità.
 La situazione attuale evidenzia un consumo di idrogeno ottenuto quasi totalmente a partire da fonti
fossili che, nel breve periodo, rappresentano la soluzione economicamente più conveniente. Esse
consentiranno di “gestire” la fase di transizione che porterà ad una “economia dell’idrogeno ”, basata
sull’uso di fonti energetiche alternative.
 Il metano rappresenta, nel breve-medio periodo, la fonte predominante nella produzione dell’idrogeno,
in quanto materia prima più facilmente trattabile a livello industriale e con un contenuto di idrogeno
maggiore rispetto al petrolio greggio e al carbone. Oltre ad essere un combustibile fossile “pulito” può
essere distribuito attraverso una rete di gasdotti molto più flessibile ed estesa di quella degli oleodotti.
 Nonostante l’impiego del carbone determini un notevole impatto ambientale esso può contribuire,
attraverso il processo di gassificazione, a questa transizione verso un’economia dell’idrogeno, tenuto
conto che le riserve accertate sono circa cinque volte maggiori di quelle del petrolio, con il vantaggio di
rendere utilizzabile una fonte di energia attualmente meno interessante.
14
 La generazione dell’idrogeno da fonti energetiche rinnovabili può realizzarsi:
• in prossimità di impianti produttivi ubicati in zone ove è presente una fonte rinnovabile a basso costo;
• in impianti “isolati” nei quali viene prodotto H2 nei periodi di surplus energetico, con funzione di mezzo di
accumulo;
• in impianti “connessi alla rete elettrica”, dove l’elettrolisi genera H2 nei momenti di scarsa richiesta elettrica,
mentre
la
rete
consente
di
trasferire
l’energia
in
eccesso
ottenuta
dalla
fonte
rinnovabile.
 I costi di produzione dell’H2 da fonte idroelettrica variano dai 10 ai 30 €/GJ, per un costo dell’energia
elettrica compreso tra 0,02-0,04 €/kWh, tipico per impianti idroelettrici ubicati in zone favorevoli e di una
certa dimensione, mentre quelli da fonte eolica sono valutati da 22 a 50 €/GJ, per impianti di potenza
variabile tra 100 kW – 1 MW e velocità medie del vento da 8 a 10 m/s.
 Per quanto riguarda la produzione da fonte solare le zone desertiche caratterizzate da forte insolazione sono
favorite per questo tipo di utilizzo energetico. Sono stimati costi di produzione dell’ordine di 40 €/GJ, con
l’impiego di impianti da 0,2 milioni di Nm3/giorno.
15
TECNOLOGIE DI PRODUZIONE DA COMBUSTIBILI FOSSILI
Il processo di reforming rappresenta uno dei modi più efficaci e meno costosi di generazione dell’H2 su larga scala
e consente di ottenere circa il 95% della produzione mondiale.
S ch em a en e rgetico sem p lificato d el “refo rm in g d i m etan o ” m ed ian te v ap o re
G a s n a tu ra le o
id ro c a rb u ri le g g e ri
S te a m
R e fo rm e r
G as di
sin te si
v a p o re a c q u e o e c a lo re
v a p o re a c q u e o
S h ift re a c to r
C O + H 2O
C O 2+ H 2
Id ro g e n o
p u ro
P u rific a z io n e
d e ll’id ro g e n o
G a s d i sc a rto
C o m p re sso re
u te n ti
Im m a g a z z in a m e n to
d e ll’id ro g e n o
Il processo prevede la trasformazione con vapore del metano, oppure di frazioni petrolifere leggere, in presenza di
catalizzatore al nichel, alla temperatura di circa 820-870°C ed ad una pressione di 2,5 Mpa.
Nella prima fase del processo si ottiene un gas di sintesi: CH4 + H2O → CO + 3H2 (reazione endotermica)
Nella seconda fase (shift reaction): CO + H2O → CO2 + H2 (reazione esotermica)
Il gas in uscita dal reattore contiene prevalentemente H2 (75-78%), CO2 (10-12%) e piccole quantità di CO (8-10%),
mentre la parte restante è costituita da tracce di metano e vapore acqueo.
16
L’efficienza di conversione energetica delle tecnologie di reforming del metano si aggira intorno
al 75-80%, ma attraverso il recupero e l’utilizzo del calore di rifiuto si può raggiungere anche
l’85%.
Il costo del gas naturale incide fortemente sul prezzo finale dell’H2 e, secondo alcune stime,
costituisce il 52-68% del costo totale, per impianti di grosse dimensioni, e circa il 40%, per quelli
di dimensioni inferiori.
Il metano può essere sottoposto anche al Cracking termocatalitico, che comporta la scissione di
questo combustibile in carbonio e idrogeno, in presenza di un catalizzatore e ad elevata
temperatura (850-1200°C), secondo la seguente reazione endotermica : CH4 ↔ C + 2H2.
Il metano, o un idrocarburo liquido, può essere sottoposto anche ad un processo di Reforming
autotermico, che combina le caratteristiche tecniche dei sistemi di steam reforming e di
ossidazione parziale. Si realizzano quindi entrambe le seguenti reazioni :
CH4 + ½ O2 → CO + 2H2 + calore (ossidazione parziale)
CH4 + H2O ↔ CO + 3H2 (steam reforming)
La reazione di ossidazione parziale fornisce il calore necessario alla reazione catalitica di steam
reforming, quindi tutto il calore generato dalla prima è utilizzato per la seconda.
17
L’ossidazione parziale non catalitica è un metodo di produzione termica dell’H2 che può essere
applicato ad un’ampia gamma di idrocarburi, compresi quelli leggeri e gli oli pesanti, e prevede la
reazione con ossigeno gassoso, ad una temperatura variabile tra 1300-1500°C, per produrre gas di
sintesi, poi purificato.
O ssid a z io n e p a rz ia le
G a s n a tu ra le
id ro c a rb u ri liq u id i
O ssid a z io n e
p a rz ia le
G as di
sin te si
v a p o re a c q u e o
S h ift re a c to r
C O + H 2O
C O 2+ H 2
Id ro g e n o
p u ro
P u rific a z io n e
d e ll’id ro g e n o
G a s d i sc a rto
O ssig e n o o a ria
Prima fase del processo: CH4 + ½ O2 → CO + 2H2
C o m p re sso re
u te n ti
I m m a g a z z in a m e n to
d e ll’id ro g e n o
(reazione esotermica)
Seconda fase (shift reaction): CO + H2 + H2O → CO2 + 2H2
Il catalizzatore non è richiesto, a causa dell’elevata temperatura a cui si opera.
L’efficienza dell’unità di ossidazione parziale è relativamente alta (70-80 %); in ogni caso inferiore rispetto a
quella dello steam reforming.
18
La gassificazione del carbone consiste nella reazione ad elevata temperatura del carbone
polverizzato con ossigeno puro e vapore acqueo, in modo da produrre un gas formato
principalmente da idrogeno e monossido di carbonio.
P ro c e s s o d i g a s s ific a z io n e d e l c a rb o n e
CO2
R e c u p e ro z o lfo
v a p o re a c q u e o
c a rb o n e
Gas
g re z z o
g a s sific a z io n e
O2
S e p a ra z io n e
d e ll’a ria
d e so lfo ra z io n e
G as di
sin te si
S h ift c o n v e rsio n
R im o z io n e C O 2 o P S A
c e n e re
a ria
P ro d u z io n e d i H 2
N2
(F o n te : K irk -O th m e r, 1 9 9 5 ).
Prima fase del processo: C + H2O → CO + H2
Il gas in uscita subisce un processo di desolforazione prima della reazione di shift;
Seconda fase (shift reaction): CO + H2 + H2O → CO2 + 2H2
L’H2 deve poi essere separato dai gas inerti e dalla CO2 secondo vari procedimenti.
É un processo esotermico e pertanto sono previsti dei sistemi di recupero del calore.
Il costo dell’H2 ottenuto è di circa 10-12 €/GJ, di cui quello della materia prima impiegata incide per quasi il
25%.
19
TECNOLOGIE DI PRODUZIONE DA FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI
Obiettivi di breve periodo:
• Perfezionamento dei processi di elettrolisi dell’acqua e la loro integrazione in sistemi che utilizzino risorse rinnovabili;
• Sviluppo di processi di gassificazione e pirolisi per la generazione dell’ H2 da biomasse.
Obiettivi di lungo periodo:
• Incrementare la ricerca sulla possibilità di ricavarlo mediante processi biologici di fotoconversione, oppure attraverso
la dissociazione dell’acqua ad alta temperatura, per mezzo di processi termochimici.
L’ELETTROLISI DELL’ACQUA
L’acqua può essere utilizzata attraverso il processo elettrolitico per la produzione di H2 se si dispone di energia
elettrica a costi accessibili in grado di alimentare il processo.
La limitata penetrazione dell’H2 elettrolitico nell’attuale mercato dipende dai costi elevati: l’energia elettrica
prodotta da fonti rinnovabili è da 3 a 5 volte più costosa della stessa quantità di energia ricavata direttamente dai
combustibili fossili.
L’H2 elettrolitico è attualmente competitivo per le utenze che richiedono la produzione di limitati quantitativi o per
applicazioni dove è necessaria un’elevata purezza del gas (nel settore alimentare).
20
LA DECOMPOSIZIONE TERMOCHIMICA DELL’ACQUA
I cicli termochimici rappresentano un altro metodo di produzione dell’H2, che insieme
all’ossigeno, è ottenuto mediante decomposizione dell’acqua attraverso una serie di
trasformazioni chimiche, che danno come somma la seguente reazione: H2O  H2 + ½ O2.
S ch em a d el p ro c esso d i d eco m p o siz io n e term o ch im ica d ell’acq u a.
H 2O
C alo re ad elevata
te m p eratura
C iclo term o ch im ico
H2
C alo re a b assa
te m p eratura
½ O2
(F o nte: R o b o tti, 1 9 86 ).
Per realizzare questi cicli, basati sulla decomposizione dell’acido solforico, occorre una sorgente di calore ad alta
temperatura (800-1000° C) (un concentratore solare). L’unico reagente consumato è l’acqua, che viene scissa in
tre stadi ad opera del calore.
Le reazioni chimiche sono:
H2SO4  H2O + SO2 + 0,5 O2
(800° C)
2H2O + SO2 + I2  2HI + H2SO4
(in acqua a 25° C)
2HI  I2 + H2
(200-300° C)
Il rendimento teorico dei cicli termochimici, in corso d’indagine, è del 50%.
21
TECNOLOGIE DI PRODUZIONE DI IDROGENO DA BIOMASSE : processi termochimici e biotecnologici
PROCESSI TERMOCHIMICI
La produzione per via termochimica può realizzarsi tramite:
• Gassificazione diretta della biomassa, con reforming catalitico del gas generato;
• Pirolisi, seguito da reforming della frazione liquida ottenuta.
 La gassificazione è un processo ad alta temperatura nel quale una sostanza solida è decomposta
termicamente con una quantità limitata di aria oppure con ossigeno (ed eventualmente vapore acqueo)
per ottenere un combustibile gassoso.
Si opera a temperature intorno agli 800-1000°C (con aria) o ai 1000-1400°C (con l’ossigeno).
Nel primo caso il gas combustibile ottenuto ha un potere calorifico di 4-6 MJ/Nm3, contenente fino al 60% di
azoto, rispetto a 10-15 MJ/Nm3 del secondo.
Il risultato è un gas di sintesi costituito da componenti combustibili (monossido di carbonio, idrogeno e piccole
quantità di idrocarburi) e non combustibili (azoto, ossidi di azoto, anidride carbonica e vapor acqueo).
Sono attesi dei miglioramenti di efficienza del processo, che si suppone porteranno il rendimento complessivo a
valori superiori al 40%.
22
 Nel processo di pirolisi le biomasse sono decomposte termicamente ad elevate temperature
(400-800°C), in assenza di aria, per formare un “bio-olio”.
Il prodotto risultante comprende quindi una frazione gassosa (ossido di carbonio, anidride
carbonica, idrocarburi e idrogeno) e una frazione liquida oleosa (acqua e composti organici) ed
infine un prodotto solido.
La pirolisi realizza la trasformazione di un combustibile a bassa densità energetica (12,5-16,5
MJ/kg) in un altro a più elevato contenuto energetico (21-25 MJ/kg) e più facilmente gestibile.
L’efficienza energetica del processo varia dal 58 a 80%.
Valutazioni economiche effettuate per impianti con produttività intorno ai 250.000 Nm3 di H2,
utilizzando biomasse a costi variabili tra i 16 e 46 € per tonnellata di sostanza secca, stimano costi
di produzione compresi fra 10 e 15 €/GJ (rispetto a costi compresi fra gli 11 e 15 €/GJ nel caso di
produzione da metano con impianti della stessa dimensione).
23
PRODUZIONE BIOTECNOLOGICA
 La fermentazione delle biomasse può produrre l’alcole etilico dal quale è possibile ottenere H2,
attraverso il reforming con vapore, secondo la seguente reazione: C2H5OH + H2O → 2CO + 4H2
La fermentazione è attuata attraverso l’impiego di microrganismi che, a temperature intorno a
30°C ed impiegando tempi piuttosto lunghi (24-72 ore), producono una soluzione acquosa di
alcole etilico all’ 8-10 %. Tale soluzione va sottoposta a distillazione per recuperarne l’alcole
etilico contenuto.
 La produzione fotobiologica di H2 può essere ottenuta utilizzando organismi fotosintetici quali
le alghe verdi, blu-verdi e i batteri fotosintetici.
I pigmenti delle alghe assorbono l’energia solare e gli enzimi nella cellula agiscono da
catalizzatori per scindere l’acqua nei suoi elementi, idrogeno e ossigeno.
I batteri fotosintetici, invece, sono in grado di impiegare forme di energia solare per produrre H2
utilizzando come substrato molecole organiche solubili, ottenibili dal trattamento dei reflui.
Per quanto riguarda i costi di produzione si sono ottenuti dei valori compresi tra 15 e 45 €/GJ,
con rendimenti variabili tra il 3 ed il 10%.
24
OPZIONI PER IL SEQUESTRO DELL’ANIDRIDE CARBONICA
Im p ianto term oelettrico con cattu ra
d ella C O 2
G iacim en ti d i
carb on e n on
estraibile
O cean o
G asd otto
G iacim en ti esau riti d i
p etrolio e gas n atu rale
A cq u iferi p rofon d i
(F o n te: C u m o et al., 2 0 03 ).
La transizione all’economia dell’idrogeno richiede la “gestione” della CO2 che si genera dai processi di conversione
dei combustibili fossili, in attesa di poter impiegare su vasta scala le fonti rinnovabili.
Nel breve-medio periodo si valuteranno le soluzioni per il confinamento della CO2: geologico (giacimenti di petrolio,
gas naturale, di carbone non estraibile, acquiferi salini profondi) oppure oceanico.
Non sono certi i possibili impatti ambientali che ne deriverebbero e le condizioni di sicurezza degli stoccaggi.
Potenziale mondiale di immagazzinamento in: giacimenti petroliferi attivi: 130 miliardi di tonnellate
metaniferi esauriti:
900 miliardi di tonnellate
giacimenti carboniferi:
15 miliardi di tonnellate
acquiferi salini:
10.000 miliardi di tonnellate
25
IMMAGAZZINAMENTO E TRASPORTO DELL’IDROGENO
Per diventare un importante vettore di energia l’idrogeno deve anche poter essere
immagazzinato e trasportato in modo economicamente efficiente.
L’idrogeno è attualmente distribuito in forma liquida o come gas compresso.
Metodo
Impiego generale
Sotterraneo (gasdotti)
grandi quantità, lunghe distanze
liquido
piccole quantità, lunghe distanze
gas compresso
piccole quantità, brevi distanze
idruri metallici
piccole quantità
nanotubi di carbonio
piccole quantità
Le diverse tecnologie di accumulo dell’idrogeno: compressione, liquefazione, idruri metallici
(idrogenazione di alcune leghe metalliche porose) e i sistemi basati sul carbonio (forme di
aggregazione del carbonio capaci di assorbire H2), sono oggetto di studio sia per impieghi
statici sia per il trasporto a bordo dei veicoli.
Tuttavia nessuna di queste soluzioni ha al momento le caratteristiche, sia in termini di densità
energetica sia di costo, necessarie per un’applicazione diffusa.
26
UTILIZZO DELL’IDROGENO
Il principale impiego previsto in futuro per l’idrogeno riguarda l’utilizzo come vettore
energetico sia per la generazione/cogenerazione di energia elettrica (cicli termici, celle a
combustibile) sia per il trasporto (motori a combustione interna, celle a combustibile).
Le celle a combustibile rappresentano il mezzo più efficiente per convertire l’idrogeno in
energia.
Le più interessanti applicazioni riguardano i seguenti settori:
 produzione di energia elettrica stazionaria in grandi impianti (ospedali, asili, scuole, terminali di
aeroporti, hotel, uffici e centri commerciali, ecc.);
 produzione di energia stazionaria residenziale (produzione domestica di energia, calore, acqua calda);
 trasporti (settore automobilistico, alimentazione di motociclette, treni, navi e aerei);
 energia portatile con applicazione ad apparecchiature elettriche ed elettroniche in sostituzione di
batterie (cellulari, palmari, lettori cd, computer, ecc.).
27
CELLE A COMBUSTIBILE
c a ric o e lettric o
e
c om b us tib ile
in e cc e ss o
-
H 2O
e
H
e
H2
-
H 2O
+
O2
-
H
+
O2
H2
C a to d o
Anodo
E le ttrolita
Questo dispositivo si comporta in modo analogo ad una batteria, in quanto produce energia elettrica
attraverso un processo elettrochimico ma, a differenza di quest’ultima, consuma materiali provenienti
dall’esterno, idrogeno ed aria (o ossigeno).
Si caratterizza sia per gli elevati rendimenti, (40-48%, fino a raggiungere il 60%), indipendenti dalla potenza
installata, sia per il basso impatto ambientale, in quanto producono come gas di scarico solo aria e vapor
acqueo.
Possono rappresentare una utile fonte termica e sono prive di parti meccaniche in movimento.
Una singola cella produce una tensione di circa 0,7 V e correnti tra 300 e 800 mA/cm2, quindi per ottenere la
28
potenza e il voltaggio desiderato più celle sono disposte in serie, formando il cosiddetto “stack”.
Confronto delle emissioni di impianti a celle a combustibile con impianti di
generazione di potenza tradizionali
CO2 (g/kWh)
NOX (mg/kWh)
SO2 (mg/kWh)
Polveri (mg/kWh)
Idrocarburi (mg/kWh)
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
(Fonte:
Impianti a carbone
Impianti a petrolio
Impianti a gas
Impianti con celle a
combustibile
Iacobazzi et al., 2002)
Gli elevati rendimenti delle celle a combustibile si traducono in una riduzione delle
emissioni di CO2 e delle sostanze inquinanti nel punto di utilizzo, rispetto agli
impianti di generazione di potenza tradizionali.
29
Gli impianti con celle a combustibile sono costituiti da tre sezioni principali:
 Nella prima avviene il trattamento del combustibile che è convertito in un gas di sintesi contenente idrogeno,
purificato secondo le necessità imposte dal tipo di cella.
 La seconda è quella elettrochimica, costituita dalle celle nelle quali si produce energia elettrica per via
elettrochimica insieme a calore.
 Infine vi è un sistema di condizionamento della potenza elettrica, che trasforma l’energia prodotta come
corrente elettrica continua in corrente alternata e un sistema di recupero del calore.
C om bustibili im piegabili in im pianti con celle a com bustibile.
B enzina
B enzina
rifo rm ulata
G as N aturale
GPL
B io m a sse
NGC
E tano lo
C arb o ne
M etano lo
Id ro elettrico
F o to voltaico
E o lico
Id ro geno
CELLA A
C O M B U S T IB IL E
(F o n te: Iacob azzi et al., 20 0 2 ).
30
PRINCIPALI TIPI DI CELLE A COMBUSTIBILE
CELLE A BASSA TEMPERATURA:
Celle a elettrolita polimerico (PEFC, Polymer Electrolyte Fuel Cell) ed a metanolo diretto (DMFC, Direct
Methanol Fuel Cell):
Elettrolita: membrana polimerica; Temperatura: tra 70 e 100°C;
Applicazioni: trazione e generazione/cogenerazione di piccola potenza (1-250 kW).
Celle ad acido fosforico (PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell)
Elettrolita: soluzione concentrata di acido fosforico; Temperatura: 200°C;
Applicazioni: usi stazionari (potenza dell’ordine di 100-200 kW);
Combustibile impiegato: gas naturale.
CELLE AD ALTA TEMPERATURA:
Celle a carbonati fusi (MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell):
Elettrolita: soluzione di carbonati alcalini fusa alla temperatura di funzionamento della cella (650°C);
Celle ad ossidi solidi (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell):
Temperatura: 900-1000 °C per assicurare una conducibilità sufficiente all’elettrolita (materiale ceramico);
Applicazioni: produzione di energia elettrica per usi stazionari e la cogenerazione elettricità-calore, di potenza
compresa tra qualche centinaio di kW ad alcune decine di MW.
Queste tecnologie possono produrre H2 nella cella stessa, effettuando un reforming interno.
31
IL MERCATO ATTUALE DELL’IDROGENO (miliardi di m3/anno)
"C ap tiv e"
"M erch an t"
T o tale
USA
78,6 9
10,7 4
89,4 3
P rodu zion e d i am m oniaca
3 3 ,5 4
2 4 ,7
R affinerie
3 2 ,9 5
2 1 ,7 9
P rodu zion e d i m etanolo
8 ,5 7
4 ,6
A ltri
3 ,6 2
8 ,5
E U R O P A O C C ID E N T A L E
60,5 8
5,17
P rodu zion e d i am m oniaca
2 7 ,7
R affinerie
2 1 ,7 9
P rodu zion e d i m etano lo
4 ,6
A ltri
8 ,5
G IA P P O N E
RESTO DEL M ONDO
65,7 5
CAPTIVE : Produzione di H2 interna
al processo che lo utilizza (grandi
impianti inseriti nelle raffinerie e nella
produzione di ammoniaca).
MERCHANT : Produzione di H2 per
utenti esterni.
16,8
0,24
17,0 4
276,95
/
276,95
416,22
15,9 1
449,17
(Fonte: Parkison, 2001).
Il suo impiego nel mondo annualmente ammonta a circa 500 miliardi di Nm3:
 il 40% utilizzato nelle raffinerie (processi di desolforazione, di raffinazione di
prodotti petrolchimici, ecc.);
 il 59% dall’industria chimica per la formazione di ammoniaca e metanolo;
 l’1% per applicazioni dell’industria elettronica, metallurgica, alimentare e
spaziale.
32
La situazione internazionale
I Paesi che sviluppano i principali programmi nel campo dell’idrogeno e celle a combustibile sono
soprattutto Stati Uniti, Giappone e Corea del Sud dove è forte la presenza del contributo autonomo
dell’industria sia automobilistica, sia per le applicazioni stazionarie.
Il DOE (Department of Energy) negli USA ha investito 153 e 195 milioni di dollari rispettivamente per
il 2003 e 2007, mentre per il 2008 ne sono previsti 213. Tali finanziamenti riguardano
complessivamente l’idrogeno e le celle a bassa temperatura; mentre le celle a combustibile ad alta
temperatura che possono utilizzare anche combustibili con miscele di idrogeno (tipicamente H2 e CO)
sono finanziati nell’ambito di altri programmi energetici per gli usi stazionari in cogenerazione.
In Giappone, dove la struttura dei finanziamenti proviene da varie fonti pubbliche, essi sono di circa
250 milioni di euro/anno. In Corea per il periodo 2004-2008 sono circa 475 milioni di euro i fondi
pubblici resi disponibili per il programma idrogeno e celle a combustibile.
È opportuno anche segnalare che nel 2003 è stata avviata un’iniziativa a livello mondiale, promossa
dagli USA denominata “International Partnership on Hydrogen Economy” (IPHC), firmata da 16
paesi in lui l’Europa partecipa come Unione Europea, per lo sviluppo e il sostegno di una economia
dell’idrogeno come prospettiva mondiale per coniugare il crescente aumento dei consumi energetici e
la necessità di ridurre l’impatto ambientale.
33
PRINCIPALI PROGRAMMI DI RICERCA E SVILUPPO INTERNAZIONALI
STATI UNITI
Programma Idrogeno del DoE:
avviato: 1970;
obiettivo: sviluppo di metodi per la produzione e lo stoccaggio dell’H2, in coordinazione con progetti di
realizzazione delle celle a combustibile e di gassificazione delle biomasse e del carbone.
Progetto Vision 21:
obiettivo: realizzazione entro il 2015 di impianti che utilizzano combustibili fossili con sequestro della CO 2.
GIAPPONE
Programma We-Net (World Energy Network)
avviato: anno 1992
obiettivo: sviluppo di tecnologie di produzione di H2 da fonti rinnovabili (elettrolisi dell’acqua), di accumulo,
di trasporto e di impiego nelle celle a combustibile.
Le ricerche delle società petrolifere (Esso, BP) in questo campo sono finalizzate alla produzione di H2 da
combustibili fossili e alla separazione e confinamento della CO2.
34
ALTRE COLLABORAZIONI INTERNAZIONALI
 International Partnership for Hydrogen Economy del DoE
obiettivo: promozione di una maggiore collaborazione internazionale per l’introduzione delle tecnologie dell’H2 e delle FC.
 European Hydrogen and Fuel cells Technology Platform della CE
avviato: anno 2004
obiettivo: Sviluppo di tecnologie per l’impiego dell’H2 e delle FC nelle applicazioni stazionarie, portatili e nel trasporto;
Realizzazione di una Agenda strategica che stabilisca gli obiettivi, il budget stanziato e una stretta collaborazione tra il settore pubblico
e privato.
 Implementing Agreements su idrogeno, celle a combustibile e veicoli elettrici e ibridi dell’IEA
 Forum internazionale sul sequestro della CO2
Programma Quick Start della CE:
obiettivo: creazione di cooperazioni nell’ambito dell’industria, della comunità dei ricercatori e della Banca europea degli investimenti.
Sono previsti due progetti principali:
Hycom: prevede la creazione di “comunità a idrogeno” autonome, che producono e utilizzano H2 per la generazione di energia elettrica,
calore e per l’alimentazione di veicoli.
Hypogen: prevede la realizzazione di un impianto dimostrativo alimentato da combustibili fossili, in grado di separare e confinare la CO2.
Budget totale: 2,8 MLD€.
35
La situazione europea e nazionale
La CE ha definito una piattaforma tecnologica con la partecipazione dell’industria e
delle maggiori strutture di ricerca attraverso un nuovo sistema operativo di gestione
denominato JTI (Joint Technological Initiatives) che unisce l’attività delle imprese
coinvolte con i finanziamenti europei, per sostenere e accelerare il percorso dello
sviluppo in questo settore e arrivare intorno al 2015 con prodotti competitivi sul mercato.
Se l’Europa si è data degli obiettivi molto importanti nel VII P.Q. impiegando circa 500
milioni di euro per la ricerca nel periodo 2007-2013, l’Italia, dopo aver fatto molto agli
inizi degli anni 2000, con la promozione di programmi di ricerca e sviluppo nel campo
dell’idrogeno e delle celle a combustibile, ha rallentato successivamente la sua azione.
36
L’Italia ha varato alcuni programmi importanti negli anni passati soprattutto promossi dal
Ministero della Ricerca e cofinanziati dal Ministero dell’Ambiente per circa 100 milioni
di Euro. Tali finanziamenti, nella misura di 51 milioni di euro, sono stati devoluti ai
programmi di ricerca e sviluppo della produzione e accumulo dell’H2 e 39 per la ricerca e lo
sviluppo di celle a combustibile, con il coinvolgimento delle principali strutture di ricerca e
industriali italiane tra cui ENEA, CNR, Centro Ricerche FIAT, molte università italiane e
centri di ricerca regionali.
Tali progetti sono diventati operativi nella seconda metà del 2005, ma le idee progettuali che
hanno generato questi finanziamenti risalgono agli inizi del 2001.
Attualmente si registra un interesse crescente che coinvolge molte regioni italiane con la
partecipazione di alcune province e comuni con il rischio che, pur nel rispetto della propria
autonomia, ognuno vada per la sua strada, facendo mancare l’ottimizzazione dei programmi
e il coordinamento necessario per dialogare meglio con l’Europa ed essere competitivi.
Tuttavia manca una reale politica di indirizzo a livello nazionale che sia di guida, che
omogeneizzi gli sforzi rendendoli razionali e coerenti.
37
Azioni per la promozione dell’impiego dell’H2 e delle relative tecnologie sono state avviate
anche da diverse amministrazioni locali (Regioni, Province e Comuni). Tra le Regioni:
Piemente, la Lombardia, il Veneto, la Toscana e, più recentemente, Lazio e Abruzzo.
38
CONCLUSIONI
Esistono tuttavia una serie di impedimenti che ostacolano una rapida penetrazione dell’idrogeno nel
mercato energetico e che devono essere rimossi:
 TECNOLOGICI: gli attuali sistemi di produzione, distribuzione, accumulo ed utilizzo non
sono adeguati;
 STRUTTURALI: mancanza di adeguate reti distributiva di rifornimento;
 ECONOMICI: costi elevati dei sistemi di produzione e delle infrastrutture;
 NORMATIVI: mancanza di codici e standard che regolino la sicurezza dell’uso dell’idrogeno;
 SOCIALI: legate al comportamento del consumatore, che tende a privilegiare le tecnologie consolidate
e a percepire negativamente l’impiego dell’idrogeno su vasta scala.
39