Idrogeno
Ci sono state diverse ondate di interesse per l'idrogeno in passato. Questi sono stati principalmente guidati da shock del prezzo del petrolio, preoccupazioni per il picco della domanda di petrolio o l'inquinamento atmosferico e la ricerca sui combustibili alternativi. L'idrogeno può contribuire alla sicurezza energetica fornendo un altro vettore energetico con diverse catene di approvvigionamento, produttori e mercati; questo può diversificare il mix energetico e migliorare la resilienza del sistema. L'idrogeno può anche ridurre l'inquinamento atmosferico se utilizzato nelle celle a combustibile, senza emissioni diverse dall'acqua. Può promuovere la crescita economica e la creazione di posti di lavoro dati i grandi investimenti necessari per svilupparlo come vettore energetico da una materia prima industriale.
La trasformazione energetica richiede un importante spostamento nella produzione di elettricità dai combustibili fossili alle fonti rinnovabili come il solare e l'eolico, una maggiore efficienza energetica e l'elettrificazione diffusa degli usi energetici dalle automobili al riscaldamento e raffreddamento degli edifici.
L'idrogeno verde fornisce un collegamento tra la produzione di elettricità rinnovabile in crescita e sostenibile e i settori difficili da elettrificare. L'idrogeno in generale è un vettore energetico adatto per applicazioni lontane dalle reti elettriche o che richiedono un'elevata densità di energia e può fungere da materia prima per reazioni chimiche per produrre una gamma di combustibili sintetici e materie prime.
Ulteriori vantaggi dell'idrogeno verde includono: il potenziale per una maggiore flessibilità e stoccaggio del sistema, che supporta l'ulteriore diffusione dell'energia rinnovabile variabile (VRE); contributo alla sicurezza energetica; ridotto inquinamento atmosferico; e altri vantaggi socioeconomici come la crescita economica, la creazione di posti di lavoro e la competitività industriale.
L'idrogeno verde è un vettore energetico che può essere utilizzato in molte applicazioni diverse (Figura 1). Tuttavia, il suo uso effettivo è ancora molto limitato. Ogni anno vengono prodotte globalmente circa 120 milioni di tonnellate di idrogeno, di cui due terzi sono idrogeno puro e un terzo è in miscela con altri gas. La produzione di idrogeno viene utilizzata principalmente per la raffinazione del petrolio greggio e per la sintesi di ammoniaca e metanolo, che insieme rappresentano quasi il 75% della domanda combinata di idrogeno puro e misto.
L'odierna produzione di idrogeno si basa principalmente su gas naturale e carbone, che insieme rappresentano il 95% della produzione. L'elettrolisi produce circa il 5% dell'idrogeno globale, come sottoprodotto della produzione di cloro.
Figura 1, Produzione, conversione e usi finali dell'idrogeno verde in tutto il sistema energetico
L'idrogeno può essere prodotto con molteplici processi e fonti energetiche; una nomenclatura con codice colore sta diventando comunemente usata per facilitare la discussione (Figura 2).
Figura 2 Tonalità selezionate di idrogeno
L'idrogeno verde compete sia con i combustibili fossili che con altre sfumature di idrogeno. È importante, quindi, comprendere i fattori che determinano il costo dell'idrogeno verde.
Il costo di produzione dell'idrogeno verde dipende dal costo di investimento degli elettrolizzatori, dal loro fattore di capacità che è una misura di quanto l'elettrolizzatore viene effettivamente utilizzato e dal costo dell'elettricità prodotta da energia rinnovabile.
Entro il 2020, il costo di investimento per un elettrolizzatore alcalino sarà di circa 750-800 USD per kilowatt (kW). Se il fattore di capacità dell'impianto a idrogeno verde è basso, ad esempio inferiore al 10% (meno di 876 ore a pieno carico all'anno), tali costi di investimento sono distribuiti tra poche unità di idrogeno, traducendosi in costi dell'idrogeno di USD 5-6/kg o superiore, anche quando l'elettrolizzatore funziona con elettricità a prezzo zero. In confronto, il costo dell'idrogeno grigio è di circa 1-2 USD/kg di idrogeno (considerando una fascia di prezzo del gas naturale di circa 1,9 –5,5 USD per gigajoule [GJ]). Se i fattori di carico sono più alti, tuttavia, i costi di investimento contribuiscono in misura minore al costo per kg di idrogeno verde. Pertanto, all'aumentare del fattore di carico dell'impianto, il contributo del costo di investimento dell'elettrolizzatore al costo di produzione finale di idrogeno per kg diminuisce e il prezzo dell'elettricità diventa una componente di costo più rilevante.
A un dato prezzo dell'elettricità, la componente elettrica nel costo finale dell'idrogeno dipende dall'efficienza del processo. Ad esempio, con un'efficienza dell'elettrolizzatore di 0,65 e un prezzo dell'elettricità di 20 USD per megawattora (MWh), la componente elettrica del costo totale salirebbe a 30 USD/MWh di idrogeno, equivalente a 1 USD/kg.
Dati i costi relativamente elevati dell'elettrolizzatore odierno, è necessaria elettricità a basso costo (dell'ordine di 20 USD/MWh) per produrre idrogeno verde a prezzi paragonabili a quelli dell'idrogeno grigio. L'obiettivo dei produttori di idrogeno verde è ora quello di ridurre questi costi, utilizzando diverse strategie (IRENA, di prossima pubblicazione). Una volta che i costi degli elettrolizzatori saranno diminuiti, sarà possibile utilizzare l'elettricità rinnovabile a costi più elevati per produrre idrogeno verde a costi competitivi.
Il trasporto dell'idrogeno genera costi aggiuntivi. I costi di trasporto sono funzione del volume trasportato, della distanza e del vettore energetico. A bassi volumi, il costo del trasporto di idrogeno compresso per 1.000 km in un camion è di circa 3,5 USD/kg. Per grandi volumi, la spedizione di ammoniaca verde è l'opzione più economica e aggiunge solo 0,15 USD/kg di idrogeno (senza considerare i costi di conversione, ad esempio il cracking). Costi bassi simili possono essere raggiunti utilizzando tubazioni di grandi dimensioni (circa 2.000 tonnellate al giorno) su brevi distanze. Il trasporto dell'idrogeno tramite gasdotto può rappresentare un decimo del costo del trasporto della stessa energia dell'elettricità.
I costi e le prestazioni odierni non sono gli stessi per tutte le tecnologie di elettrolizzatore (vedere la tabella 1). Gli elettrolizzatori alcalini e PEM sono i più avanzati e già commerciali, mentre ogni tecnologia ha il proprio vantaggio competitivo. Gli elettrolizzatori alcalini hanno il costo di installazione più basso, mentre gli elettrolizzatori PEM hanno un ingombro molto ridotto, combinato con una maggiore densità di corrente e pressione di uscita. Nel frattempo, l'ossido solido ha la massima efficienza elettrica. Poiché lo stack di celle è solo una parte dell'impronta dell'impianto dell'elettrolizzatore, un'impronta di pila ridotta di circa il 60% per PEM rispetto a quella alcalina si traduce in una riduzione del 20%-24% dell'impronta della struttura, con un'impronta stimata di 8 ettari (ha) -13 ha per un impianto da 1 GW utilizzando PEM, rispetto a 10 ha-17 ha utilizzando alcalino. Si prevede che i divari in termini di costi e prestazioni si ridurranno nel tempo poiché l'innovazione e l'implementazione di massa di diverse tecnologie di elettrolisi portano alla convergenza verso costi simili.
Tabella 1, Indicatori chiave di prestazione per quattro tecnologie di elettrolizzatori oggi e nel 2050.
L'elettrolizzatore è composto dal camino (dove avviene l'effettiva scissione dell'acqua in idrogeno e ossigeno) e dall'equilibrio dell'impianto, che comprende alimentazione, approvvigionamento e purificazione dell'acqua, compressione, possibilmente elettricità e tamponi di idrogeno e trattamento dell'idrogeno. Entrambi i componenti sono importanti per il costo, poiché hanno quote di costo simili. Il più grande potenziale di riduzione dei costi a breve termine è in questo equilibrio dell'impianto, mentre la ricerca e lo sviluppo sono necessari per ridurre il costo dello stack e aumentarne le prestazioni e la durata, poiché i compromessi tra questi sono significativi.
La flessibilità degli stack alcalini e PEM è sufficiente per seguire le fluttuazioni dell'energia eolica e solare. La flessibilità del sistema è tuttavia limitata dall'equilibrio dell'impianto (es. i compressori) piuttosto che dal camino. Inoltre, la flessibilità nelle scale temporali a brevissimo termine coinvolte (vale a dire sotto il secondo) non è la proposta di valore chiave per gli elettrolizzatori, poiché il loro valore chiave di sistema risiede nello stoccaggio di energia alla rinfusa. Ciò disaccoppia efficacemente la variabilità della generazione dalla stabilità dell'idrogeno e dell'energia alla domanda X (PtX) attraverso lo stoccaggio dell'idrogeno nelle infrastrutture del gas (ad esempio caverne di sale, condutture) e lo stoccaggio di e-combustibili liquidi.
Non esiste un'unica tecnologia di elettrolizzatore che offre prestazioni migliori in tutte le dimensioni. Il futuro mix tecnologico dipenderà dall'innovazione e dalla concorrenza tra tecnologie e produttori chiave, portando a miglioramenti tecnologici e una migliore adattabilità alle diverse tecnologie e progetti di sistema in ogni specifica applicazione.
L'uso dell'acqua e del suolo non rappresenta un ostacolo all'espansione. In luoghi con stress idrico, la fonte di acqua per la produzione di idrogeno dovrebbe essere esplicitamente considerata nelle strategie e ulteriormente elaborata nella pianificazione del progetto. Laddove è disponibile l'accesso all'acqua di mare, la desalinizzazione può essere utilizzata con un impatto limitato su costi ed efficienza, potenzialmente implementando impianti di desalinizzazione multiuso per fornire benefici locali. Un impianto da 1 GW potrebbe occupare circa 0,17 chilometri quadrati (km2) di terreno, il che significa che 1000 GW di elettrolisi occuperebbero un'area equivalente a Manhattan (New York).
Gli elettrolizzatori ad acqua sono dispositivi elettrochimici utilizzati per dividere le molecole d'acqua in idrogeno e ossigeno tramite il passaggio di una corrente elettrica. Possono essere frammentate in tre livelli (vedi Figura 4):
La cella è il cuore dell'elettrolizzatore ed è qui che avviene il processo elettrochimico. È composto dai due elettrodi (anodo e catodo) immersi in un elettrolita liquido o adiacenti ad una membrana elettrolitica solida, due strati di trasporto porosi (che facilitano il trasporto dei reagenti e la rimozione dei prodotti), e le piastre bipolari che forniscono supporto meccanico e distribuire il flusso.
Lo stack ha una portata più ampia, che comprende più celle collegate in serie, distanziali (materiale isolante tra due elettrodi opposti), guarnizioni, telai (supporto meccanico) e piastre terminali (per evitare perdite e raccogliere fluidi).
Il livello del sistema (o equilibrio dell'impianto) va oltre lo stack per includere le apparecchiature per il raffreddamento, il trattamento dell'idrogeno (ad es. per purezza e compressione), la conversione dell'energia elettrica in ingresso (ad es. trasformatore e raddrizzatore), il trattamento dell'approvvigionamento idrico (ad es. deionizzazione) e uscita di gas (es. di ossigeno).
L'acqua depurata viene immessa nel sistema mediante pompe di circolazione, o anche per gravità. L'acqua raggiunge quindi gli elettrodi scorrendo attraverso le piastre bipolari e attraverso gli strati di trasporto porosi. All'elettrodo, l'acqua viene scissa in ossigeno e idrogeno, con ioni (tipicamente H+ o OH-) che attraversano un elettrolita di membrana liquido o solido. La membrana o diaframma tra i due elettrodi ha anche il compito di mantenere separati i gas prodotti (idrogeno e ossigeno) ed evitare la loro miscelazione. Questo principio generale è rimasto lo stesso per secoli, ma la tecnologia si è evoluta da quando William Nicholson e Anthony Carlisle l'hanno sviluppata per la prima volta nel 1800.
Figura 3, Componenti di base degli elettrolizzatori per acqua a diversi livelli
TECNOLOGIE ELETTROLIZZANTI
Il principio dell'elettrolisi dell'acqua è semplice, ma consente la costruzione di diverse varianti tecnologiche basate su vari aspetti fisico-chimici ed elettrochimici. Gli elettrolizzatori sono generalmente suddivisi in quattro tecnologie principali. Questi si distinguono in base all'elettrolita e alla temperatura di funzionamento, che a loro volta guideranno la selezione di diversi materiali e componenti.I principi di tutti i tipi di celle per elettrolisi disponibili in commercio sono mostrati nella Figura 6. Esistono molte variazioni all'interno di ciascuna tecnologia, con differenze più radicali legate al design delle celle, alle variazioni all'interno dei componenti e al grado di maturità tecnologica.
L'ossido solido e la membrana a scambio anionico (AEM) hanno un potenziale elevato, ma sono tecnologie molto meno mature, con solo poche aziende e produttori di apparecchiature originali (OEM) coinvolti nella loro produzione e commercializzazione. Questi sono principalmente basati in Europa.
Esistono quattro tipi di elettrolizzatori: la membrana elettrolitica alcalina e polimerica (PEM) sono già commerciali, mentre la membrana a scambio anionico (AEM) e l'ossido solido, ora su scala di laboratorio, promettono un importante passo avanti
Figura 4, Diversi tipi di tecnologie di elettrolisi disponibili in commercio.
La tabella 2 riassume le condizioni operative e i componenti più importanti per i quattro tipi di elettrolizzatori. Le celle colorate rappresentano condizioni o componenti con variazioni significative di diversi produttori o istituti di ricerca e sviluppo. A questo proposito, dà anche un'idea delle tecnologie meno mature, il che è chiaro per i tipi AEM e ossido solido.
Uso dell'acqua per la produzione di idrogeno verde
La produzione di idrogeno verde utilizza l'acqua come materia prima chiave e l'elettricità rinnovabile come fonte di energia per separare l'idrogeno e l'ossigeno dall'acqua in un elettrolizzatore.L'acqua, il più pura possibile, è quindi un input fondamentale. Mentre il livello di purezza richiesto varia a seconda della tecnologia, il costo della purificazione dell'acqua è marginale, a partire dall'acqua di mare desalinizzata (ben al di sotto di 1 USD/metro cubo (m3) di acqua). Le impurità nell'acqua, tuttavia, avranno un impatto importante sulla durata della pila dell'elettrolizzatore, che a sua volta può influire sul costo dell'idrogeno aumentando la rendita dell'elettrolizzatore nel costo dell'idrogeno. Oltre ai costi di desalinizzazione, la necessità di qualsiasi trattamento dell'acqua nella pila dell'elettrolizzatore richiede costi aggiuntivi (ad es. deionizzatore). Questi possono diventare potenzialmente significativi, a seconda del livello di purezza richiesto, ma hanno ancora un basso impatto sul costo complessivo dell'idrogeno, poiché in generale rimangono intorno a USD1/m3, o inferiori a USD0.01/kg H2.
L'uso dell'acqua non è un ostacolo all'aumento dell'elettrolisi. Anche in luoghi con stress idrico, la desalinizzazione dell'acqua di mare può essere utilizzata con penalizzazioni limitate sui costi o sull'efficienza
Da un punto di vista stechiometrico puro, 1 kg di idrogeno richiede 9 kg di acqua come input. A causa di alcune inefficienze del processo, tuttavia, tenendo conto del processo di demineralizzazione dell'acqua, con consumo tipico di acqua, il rapporto può variare tra 18 kg e 24 kg di acqua per chilo di idrogeno. Il maggior consumo di acqua è effettivamente a monte ed è massimo quando l'elettrolizzatore è accoppiato al fotovoltaico. Il consumo di acqua per l'idrogeno verde dal fotovoltaico può variare tra 22 e 126 kg di acqua per kg di idrogeno a seconda della radiazione solare, della durata e del contenuto di silicio. La scarsità d'acqua è altamente specifica per una regione poiché confronta l'uso dell'acqua con il rifornimento di acqua nell'area, quindi sono necessarie valutazioni di impatto locale quando c'è produzione di idrogeno in regioni con stress idrico. Uno dei metodi per valutare l'impatto dell'uso dell'acqua a livello medio è il metodo Available WAter REmaining (AWARE) sviluppato da un gruppo di lavoro dell'UNEP-SETAC Life Cycle Initiative.
In termini di impatto della produzione di idrogeno sulla disponibilità di acqua, questo non è chiaramente un problema, purché si presuma che venga utilizzata acqua di mare desalinizzata. Se l'acqua dolce è la fonte d'acqua preferita, è possibile fare un confronto con l'attuale consumo di acqua dolce per le centrali termiche. Considerando un elettrolizzatore molto grande da 1 GW, funzionante con un'efficienza del 75% per 8.000 ore all'anno, la produzione annua di idrogeno sarebbe di 0,15 milioni di tonnellate di idrogeno e 3 milioni di tonnellate di acqua (assumendo 20 kg di acqua utilizzata per chilo di idrogeno) . Ciò corrisponde al consumo di acqua di una piccola città (circa 70 000 abitanti) con un consumo di 45 m³ per abitante. L'accettabilità di ciò dipenderà dalla disponibilità di acqua presso l'ubicazione dell'impianto, con la desalinizzazione che rimane un'opzione chiave per far parte della progettazione dell'impianto, soprattutto nelle regioni con stress idrico. La fonte d'acqua per la produzione di idrogeno su larga scala dovrebbe essere esplicitamente considerata nelle strategie dell'idrogeno, poiché i volumi potrebbero essere significativi per le regioni con stress idrico. La desalinizzazione può, tuttavia, essere impiegata congiuntamente per la produzione di idrogeno e per altri usi (ad esempio il consumo umano e l'agricoltura), con la produzione di idrogeno che contribuisce ad aumentare l'approvvigionamento idrico guidando l'implementazione di impianti di desalinizzazione multiuso nelle regioni con stress idrico.
Per i 19 exajoule (EJ) previsti di idrogeno verde (circa 160 megatonnellate [Mt]) nel Transforming Energy Scenario dell'IRENA Global Renewables Outlook, avremmo bisogno di circa 3 miliardi di m3 di acqua all'anno nel 2050. Questo è lo 0,08% di l'attuale consumo globale di acqua dolce. Poiché l'acqua dolce è utilizzata per una molteplicità di usi non energetici (es. agricoltura), un confronto migliore è il consumo attuale delle centrali termoelettriche, che è significativamente più elevato: ad esempio, il consumo idrico stimato delle centrali termoelettriche negli Stati Uniti in il caso di riferimento 2030 è stato di 5,8 miliardi di m3. Anche per scenari più ambiziosi, in cui la decarbonizzazione è più rapida e l'idrogeno svolge un ruolo maggiore, la domanda complessiva di acqua sarebbe relativamente piccola rispetto al consumo globale di acqua. Inoltre, qualsiasi idrogeno verde prodotto che viene utilizzato nelle celle a combustibile per scopi di trasporto, o eventualmente rielettrificato, produrrà acqua ultrapura che potrebbe essere recuperata ove economicamente fattibile, in particolare, in applicazioni fisse.