Perché l'idrogeno cambierà l'industria, l'edilizia e la logistica

L’Europa e l’Italia ci scommettono: l’idrogeno salverà il mondo dall’inquinamento. È un gas, ma combinato con una molecola di ossigeno diventa acqua, quando brucia non rilascia emissioni, e se miscelato con altri combustibili, ne migliora il rendimento. Non solo. È l’elemento più abbondante dell’universo. Sul piatto non mancano gli investimenti: serviranno a produrlo con fonti rinnovabili abbassandone i costi e migliorando la sicurezza in modo da renderlo un vettore sicuro di energia pulita. Ma ad oggi ancora il 90% dell’idrogeno al mondo deriva da processi inquinanti.

di Carlo Fumagalli e Lucrezia Benedetti

MAGAZINE

21 apr 2021

È l’elemento più abbondante e leggero dell’universo, si trova nell’acqua e nelle stelle, è un gas, ma non disdegna lo stato liquido, e potrebbe diventare il centro del nostro futuro ecosostenibile: ecco l’idrogeno, letteralmente “generatore d’acqua” (dal greco, “idro” come acqua e “gen” come generare).

Scoperto nel 1783, sulla Terra l’idrogeno è presente solo combinato con altri elementi, in composti liquidi, oppure in sostanze minerali, idrocarburi e molecole biologiche. Appena è libero, infatti, trova subito un altro elemento a cui aggrapparsi e con cui comporre una molecola: con l’ossigeno diventa acqua, con il carbonio forma gli idrocarburi (per esempio il metano), e così via. C’è un solo modo per ottenere idrogeno puro: scinderlo dalle molecole in cui è combinato.

I processi più comuni e disponibili oggi per estrarre idrogeno sono lo steam reforming e l’elettrolisi dell’acqua (o idrolisi): nel primo caso l’idrogeno viene estratto dal metano o da altri idrocarburi, ma va poi trovata una destinazione all’altro prodotto, il carbonio; con l’idrolisi invece l’idrogeno si ottiene dalla molecola dell’acqua, scomponendola e separando l’ossigeno, ma per riuscirci il liquido deve essere attraversato da un flusso molto potente di corrente elettrica.

A seconda di come viene prodotto, l’idrogeno ha un impatto diverso di emissioni di Co₂, e viene classificato secondo alcuni colori, dal nero (più inquinante), al verde (a zero emissioni)

Ciascuna delle due tecnologie ha un diverso livello di emissioni di Co₂, ed ecco perché l’idrogeno viene classificato secondo alcuni colori, dal nero (più inquinante), al verde (a zero emissioni).

L’idrogeno nero viene estratto dall’acqua usando corrente prodotta da una centrale elettrica a carbone o a petrolio; il grigio può essere lo scarto produttivo di una reazione chimica, o può essere ottenuto dal metano o da altri idrocarburi attraverso lo steam reforming; il blu è prodotto come il grigio, con la differenza che l’anidride carbonica non viene liberata nell’aria ma catturata e immagazzinata, di solito sotto terra, in vecchi depositi esausti di metano; il viola e il verde si ottengono dall’acqua, il primo utilizzando la corrente prodotta da una centrale nucleare, il secondo quella prodotta da una centrale alimentata da energie rinnovabili, per esempio idroelettrica, solare o fotovoltaica.

L’idrogeno così prodotto viene utilizzato nell’industria chimica per produrre ammoniaca, metanolo, concimi per l’agricoltura e prodotti petroliferi, e nell’industria metallurgica per il trattamento dei metalli. Può essere bruciato senza produrre anidride carbonica e se miscelato con altri combustibili gassosi ne migliora alcune caratteristiche. Inoltre, grazie alle celle a combustibile, l’idrogeno può trasformarsi direttamente in energia elettrica e alimentare qualsiasi tipo di motore o batteria.

Anche se tutti spingono per una svolta verde, ad oggi il 90% dell’idrogeno al mondo è grigio, cioè deriva da processi inquinanti: per produrlo si immettono nell’aria 830 milioni di tonnellate di anidride carbonica, la stessa quantità prodotta da Inghilterra e Indonesia messe insieme.

Le più grandi difficoltà a cambiare rotta sono legate ai costi: per separare l’idrogeno dall’ossigeno serve moltissima energia, tanto che al mondo ne viene estratto attraverso l’idrolisi solo lo 0,1%. Secondo i dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, un chilo di idrogeno prodotto da gas naturale costa in media due dollari, da fonti rinnovabili cinque. È possibile però che nel prossimo futuro, con tecnologie migliori e l’aumento della capacità produttiva, il prezzo cali. Ed è su questo che Europa e governi nazionali stanno puntando.

L’Europa e il traguardo del 2050: rinnovabili al posto del carbone

Germania prima e Francia poi hanno annunciato un massiccio investimento per lo sviluppo e la produzione di idrogeno, da utilizzare per il fabbisogno energetico, dall’elettricità ai trasporti.

Berlino ha messo sul piatto 9 miliardi, Parigi ne ha stanziati 7, di cui 2 sono già presenti nel piano di rilancio biennale appena presentato e finanziato dal Recovery Fund. L’Europa può giocare un ruolo di primo piano: stime della Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking – partnership pubblico privata nata dalla sinergia tra Commissione europea, industria ed enti di ricerca – affermano che l’idrogeno nella Ue può arrivare a rappresentare il 24% della domanda finale di energia e contribuire a creare 5,4 milioni di posti di lavoro entro il 2050.

Il potenziale generabile è di circa 2.250 TWh, quantitativo sufficiente per alimentare 42 milioni di auto di grandi dimensioni, 1,7 milioni di camion, circa un quarto di milione di autobus e più di 5.500 treni.

In Europa l’idrogeno potrebbero rappresentare il 24% della domande finale di energia e creare 5,4 milioni di posti di lavoro entro il 2050. E Bruxelles ha lanciato la sfida del Green Deal per decarbonizzare il continente

Così la Commissione Europea ha lanciato la sfida del Green New Deal per decarbonizzare l’Europa: il progetto sarà finanziato da fondi pubblici e privati per un totale di 1.000 miliardi di euro, tutti destinati a incentivare l’uso di energie rinnovabili.

Non solo. A marzo dello scorso anno Bruxelles ha presentato la European Clean Hydrogen Alliance (ECH2A), alleanza a cui partecipano tra gli altri la Banca europea per gli investimenti (Bei), leader politici, multinazionali come Linde, ma anche le italiane Snam, Eni, Fincantieri, Sapio e, da pochi mesi, Confindustria. Hanno fatto i conti e gli scenari mostrano che potenziare la filiera significa accrescere allo stesso tempo ricchezza e sostenibilità.

Il maggior potenziale di utilizzo riguarderà il settore dei trasporti (camion, bus e treni), quello residenziale (riscaldamento) e alcune applicazioni industriali (per esempio, la raffinazione e i processi che richiedono elevate temperature), dove ora viene utilizzato l’idrogeno grigio.

La rotta dell’idrogeno passa dall’Italia

L’Italia non resta a guardare. The European House-Ambrosetti e Snam, in uno studio presentato a settembre al Forum di Cernobbio, hanno calcolato che se nel 2050 almeno il 23% del fabbisogno energetico nazionale fosse prodotto con idrogeno, l’industria del settore potrebbe generare valore fino a 1.500 miliardi di euro e creare tra i 320 e 540mila nuovi posti di lavoro, riducendo le emissioni di anidride carbonica di quasi un terzo (il 28%). La ricerca è anche una dichiarazione d’intenti: il prezzo dell’idrogeno prodotto da rinnovabili, che nel 2000 era 40 volte superiore a quello del petrolio, dovrà diventare competitivo in 5 anni e arrivare a soddisfare circa un quarto della domanda di energia italiana.

E Snam è in prima linea per centrare l’obiettivo. La società a controllo pubblico sta coordinando il gruppo di imprese italiane che fa parte dell’alleanza europea sull’idrogeno e partecipa al tavolo voluto da Bruxelles. Snam gestisce infatti una delle reti più estese di gasdotti in Europa, che dall’Italia, dove si snoda per 33.000 chilometri, arriva al Sud della Francia e in Europa centrale.

E dove passa il gas naturale può essere spinto anche l’idrogeno, con il vantaggio di adattare infrastrutture già esistenti senza doverne costruire di nuove. Un progetto su cui Snam ha deliberato un pacchetto di investimenti di 1,4 miliardi di euro fino al 2023. E che ha già portato i primi successi, finiti in prima pagina anche sul New York Times: a Contursi Terme, in provincia di Salerno, l’idrogeno ha viaggiato al 5 e al 10% insieme al gas naturale per rifornire un pastificio e una ditta di imbottigliamento.

Alcuni mesi fa, Snam ha inoltre gestito il “pressure test” per la prima turbina ibrida al mondo, prodotta da Baker Hughes: è alimentata a idrogeno al 10% e sarà installata quest'anno nell’impianto di Istrana, a Treviso. «Immettere nelle nostre reti il 10% di idrogeno sul totale del gas trasportato annualmente, equivarrebbe a 7 miliardi di metri cubi di energia, che rappresentano il consumo di 3 milioni di famiglie, con una riduzione di emissioni di anidride carbonica di 5 milioni di tonnellate» ha spiegato Dina Lanzi di Snam in un webinar organizzato da Assolombarda, Anima, H2it e Fast, «Circa il 70% dei nostri tubi sono compatibili con l’idrogeno e i risultati ottenuti finora lasciano ben sperare per il futuro» ha aggiunto.

Oltre ai tubi, le criticità da risolvere sono nella componentistica; oggi sono molte le aziende italiane che stanno investendo per adeguare tecnologie come valvole, strumenti di misura, o stazioni di immissione. Del gruppo di aziende che fanno parte dell’alleanza con Snam ci sono Eni, per sviluppare l’idrogeno dagli idrocarburi in una fase di transizione, il gruppo Sapio, per la produzione di gas, e Fincantieri, per i trasporti via mare. L’Italia potrebbe diventare un vero e proprio hub del Mediterraneo, uno snodo fra il Nord Africa, dove grazie all’energia solare si potrebbe produrre idrogeno a costi inferiori del 15% rispetto al resto del mondo, e il resto d’Europa. Il paese è nella situazione ideale per avere un ruolo chiave nella gestione del trasporto dell’idrogeno tramite gasdotti o sfruttando il trasporto marittimo e ferroviario.

In Nord Africa, grazie all’energia solare, si potrebbe produrre idrogeno con costi inferiori del 15% rispetto al resto d’Europa e del mondo

Stoccare idrogeno non è un mestiere per tutti

A rendere così appetibile l’idrogeno, oltre al suo impatto ambientale potenzialmente pari a zero, è la possibilità di stoccarlo senza perdite, né in quantità né in qualità. Il problema è ottimizzare gli spazi e renderli sicuri.

L’idrogeno gassoso si può immagazzinare con una pressione che varia dai 200 ai 700 bar, ma deve essere messo in sicurezza perché altamente esplosivo. A parità di contenuto energetico, però, gli altri idrocarburi occupano meno spazio e sono più leggeri. Un limite che cercano di superare alla Air Liquid, grande nome nel settore del gas che, con i suoi 16 siti di produzione e la sua rete di distribuzione di 655 km, punta a diventare leader anche nella fornitura di rinnovabili.

Trasportare idrogeno verde non è semplice. Che si tratti di camion carichi di bombole o di carri bombolai, le quantità sono comunque ridotte rispetto alle esigenze di un’intera azienda: se ne riescono a spostare dai 400 fino ai 1000 chili. Per questo la ricerca e lo sviluppo sono fondamentali. Nuove tecnologie in fase di sperimentazione permetteranno di rendere più leggere e sicure le bombole e di migliorarne la resa in quanto a energia immagazzinata.

Sulle progettazione di bombole più efficienti sta lavorando anche Tenaris, azienda specializzata in tubature non saldate. Da qualche anno ha sviluppato una linea dedicata all’idrogeno con standard di sicurezza molti alti per garantire affidabilità nelle sue principali applicazioni. A seconda del settore, cambia la pressione di stoccaggio: tra i 200 e i 300 bar per l’uso stazionario; dai 200 fino ai 500 per i carri bombolai; 350 per autobus e treni e 700 per le autovetture e probabilmente i truck (sono ancora in fase di sperimentazione); la pressione è invece variabile per quanto riguarda le stazioni di servizio, e dipende da quali mezzi devono rifornire (per esempio sarà di 500 bar per ricaricare autobus o treni da 350 bar e da 1.000 nel caso di autovetture da 700 bar).

La possibilità di stoccare l’idrogeno senza perdite lo rende ancora più appetibile. Ma a parità di contenuto energetico, gli altri idrocarburi sono più leggeri e occupano meno spazio

L’alternativa per aumentare l’energia per unità di volume è stoccare idrogeno liquido, ma il passaggio di stato avviene a una temperatura inferiore ai 250 °C, e rende così necessario conservarla in serbatoi criogenici.

Le criticità sono il grande fabbisogno di energia elettrica, e il fenomeno del boil-off, cioè il ritorno di parte del vettore da liquido a gassoso (a causa del non perfetto isolamento termico) che aumenta la pressione interna sul serbatoio. Esistono poi altri due metodi per conservare idrogeno: con gli idruri chimici o metallici (per esempio stoccandolo con l’ammoniaca o con qualche lega e liberandolo quando necessario), e con i nanotubi di grafene e carbonio, altamente porosi, piccoli e particolarmente adatti all’assorbimento di idrogeno, e di cui si può fare grande uso per le celle a combustibile.

Le sperimentazioni nel residenziale: caldaie a idrogeno al posto del gas

Più del 60% delle polveri sottili nell’aria provengono dagli impianti di riscaldamento domestico. Per questo è importante concentrare gli sforzi anche sul settore residenziale. Sul mercato esistono già caldaie alimentate con celle a combustibile, ma nel 2019 la Baxi SpA ha lanciato una versione a idrogeno.

Il progetto pilota è partito a Rozenburg, in Olanda. Qui la caldaia è stata installata con successo in un complesso residenziale, grazie alla collaborazione con un distributore locale di gas. Presto sarà avviato un secondo progetto dimostrativo nel Regno Unito: in due anni saranno installate altre 400 caldaie a idrogeno. L’obiettivo di Baxi è eliminare completamente le emissioni di Co2 e di residui di combustione e creare prodotti a idrogeno con prestazioni pari a quelli a gas e con maggiore efficienza.

«Dal 2017 a oggi l’azienda è cresciuta nella direzione di un’energia verde», ha detto Antonio Sandro, R&D director di Baxi durante un webinar orgnizzato da Assolombarda, Anima Confindustria, H2it e Fast. «I progetti sono alimentati dai 3.600 pannelli fotovoltaici, che, producendo un picco di 1.000 kw attivano l’elettrolisi dell’acqua separando l’idrogeno dall’ossigeno. Tutto verde e fatto in casa».

«La certificazione necessaria per installare e poter usare le caldaie, non manca», ha spiegato ancora Antonio Sandro «anche se non è una certificazione vera e propria, perché non ne esistono: l’azienda ne utilizza una che si rifà alla normativa europea».

Le batterie del futuro funzionano a idrogeno

Nelle energie del futuro, Francia e Germania si sono già mosse insieme per creare un “Airbus delle batterie elettriche”, un polo europeo che possa garantire un’autonomia nella produzione di celle a combustibile, utilizzate tra l’altro per alimentare veicoli elettrici (le Fcev, fuel cell vehicle). «Non dobbiamo commettere gli errori del passato», ha spiegato il ministro francese dell’economia Bruno Le Maire, citando il ritardo nello sviluppo dei pannelli solari che l’Europa è costretta a importare.

Il settore delle batterie è stato finora dominato dagli Stati Uniti, anche se la Cina sta guadagnando terreno grazie a una politica di incentivi per l’adozione di autobus e truck a celle di combustibile. A Shangai lo scorso anno è stata inaugurata la più grande stazione di rifornimento a idrogeno del mondo, in grado di caricare 500 veicoli contemporaneamente. L’idrogeno utilizzato non è verde - deriva dalla Saic Motor, vicina azienda chimica - ma il ciclo resta circolare e sostenibile. Pechino ci crede, e investe.

Le vendite dei veicoli elettrici, a fine 2019, sono raddoppiate, e anche in Italia il mercato si sta muovendo. Iveco e New Holland, per accompagnare la transizione all’idrogeno, hanno scelto motori sostenibili con trazioni elettriche e batterie fuel cell. Il tir appena realizzato da Iveco, battezzato con lo stesso nome della startup statunitense che lo ha concepito, Nikola, ha un motore da 750 chilowatt ed è in grado di percorrere in autonomia 400 chilometri, che diventeranno 1.000 nella versione a idrogeno in arrivo nel 2023.

D’altra parte l’Europa spinge per ridurre le emissioni, anche nell’automotive. «L’idea per il futuro» ha spiegato durante il webinar Ludovico Sinchetto, Innovation Powertrain Director di Cnh Industrial, la società che comprende il gruppo Iveco, «sarà quella di offrire veicoli a batteria fuel cell con motori a trazione elettrica. L’azienda comincerà a lavorare per sostituire prima di tutto le soluzioni full electric a batteria che non garantiscono una buona autonomia».

Le vendite dei veicoli elettrici sono raddoppiate e il mercato delle celle a combustibile inizia a decollare. Si studiano soluzioni anche per navi e treni

A scommettere sulla strada della sostenibilità non è solo il mercato dell’automotive. Da due anni è in funzione in Germania un treno a idrogeno, l’iLint. Una rivoluzione mondiale firmata Alstom, figlia della creatività francese, declinata però nello stabilimento tedesco di Salzgitter. L’idea è stata sviluppata a partire dal novembre 2007, quando Alstom e l’autorità locale per i trasporti della Bassa Sassonia hanno firmato un contratto per 14 convogli a celle combustibili a idrogeno.

Oggi quel treno è realtà con i suoi motori e, nel 2021, questi convogli correranno tutti. Per completare l’operazione è bastato modificare un convoglio diesel inserendo la parte elettrica, con i serbatoi dell’idrogeno posti sul tetto. Idrogeno prodotto da varie aziende che sperano domani di ricavarlo dall’elettrolisi, con l’energia elettrica ottenuta da rinnovabili e soprattutto dall’eolico. Nel frattempo il treno va: un progetto da 81 milioni sembra un’enormità. Ma Stefan Schrank, capo progetto, spiega che si arriverà alla parità in dieci anni. L’esperimento si replicherà probabilmente in Francia, con treni elettrici e a idrogeno.

In Italia uno studio di fattibilità sulla flotta Minuetto, in servizio su tutto il territorio, ha dato esiti positivi: i treni diesel convertiti all’idrogeno potranno viaggiare a 160 km/h e avere un’autonomia di 600 km, come gli originali. Le difficoltà sono legate alle infrastrutture: in Italia non esistono linee elettrificate che colleghino tutto il paese, e adattare una tratta ferroviaria (senza contare casi limite come tratti montani) costa dal milione al milione e mezzo a chilometro.

Rispetto a quello terrestre, il trasporto marittimo è più arretrato. «Il vero sforzo è riuscire a trovare la giusta tecnologia per una varietà di prodotti diversi» ha spiegato Paolo Guglia, R&D Project and Policy Manager di Fincantieri. L’azienda pubblica ha testato una prima applicazione sui mezzi militari, e ora sta ampliando lo studio ad altre navi. A settembre ha preso il via, nel cantiere di Castellammare di Stabia, la costruzione di Zeus (Zero Emission Ultimate Ship), imbarcazione sperimentale alimentata tramite fuel cell, che sarà completata nel 2021. La nave sarà un laboratorio galleggiante per raccogliere informazioni sul comportamento delle fuel cell nell’ambiente reale.

Le criticità sono molte: vincoli di bilanciamento, peso, volume e densità energica vanno calibrati per ogni tipologia di mezzo. Inoltre le fuel cell non amano il rollio, il sale del mare e le vibrazioni, il che rende difficile adattare alle navi tecnologie impiegate a terra. L’altro ostacolo, ha raccontato Guglia, «è l’assenza di un quadro normativo internazionale che possa essere un riferimento».

Raffinerie e industria siderurgica inaugurano la stagione del bio

Il 48% dell’idrogeno prodotto nel mondo è ottenuto con lo steam reforming, facendo reagire metano e vapore acqueo ad una temperatura intorno ai 700-1100 °C per produrre syngas, una miscela altamente infiammabile costituita da monossido di carbonio e idrogeno. Il syngas viene utilizzato molto nelle raffinerie, per esempio nella fase intermedia della produzione di petrolio sintetico, o per innescare il processo di Haber da cui si ricava l’ammoniaca, necessaria all’industria della plastica, dei fertilizzanti e nel ramo farmaceutico.

Ma anche in questo settore le cose stanno cambiando. Maire Tecnimont ed Eni hanno presentato il progetto Waste to Hydrogen: una bioraffineria alimentata da idrogeno ottenuto dai rifiuti urbani. L’idea è di Giacomo Rispoli, ad di MyRechimical e in precedenza responsabile del Waste to Chemichal in Eni: «anche se non ti tratta di un processo green, l’impiego di materiale di scarto che non sarebbe stato recuperato è certamente un processo innovativo».

I rifiuti, in questo progetto e nella visione di Rispoli, rappresentano una grande risorsa, perché contengono tra il 40 e il 50% di carbonio e tra il 5 e il 10% di idrogeno. «Di rifiuti ce ne sono in abbondanza e com’è stato pronosticato ce ne saranno sempre di più» ha detto ancora Rispoli. «Per questo siamo alla ricerca di soluzioni alternative all’incenerimento per produrre energia elettrica».

Il progetto potrebbe avere presto un’applicazione concreta a Porto Marghera, dove Eni ha ufficializzato un investimento da 80 milioni di euro per la costruzione di un nuovo impianto che produrrà biocarburanti, bio olio (a basso tenore di zolfo per la navi che transitano in laguna) e idrogeno usando la frazione organica dei rifiuti solidi urbani e gli scarti di plastica non ricicabili (plasmix).

Una soluzione competitiva, sia dal punto di vista economico che da quello ambientale. «Il costo è superiore rispetto a uno steam reforming normale», ha precisato Rispoli, «ma bisogna considerare i ricavi generati dal conferimento dei rifiuti, una valida alternativa all’incenerimento». Un impianto simile è in fase di studio a Taranto: permetterebbe di alimentare l’Ilva, la più grande acciaieria d’Europa, con l’idrogeno prodotto dal gas circolare.

Si studiano tecnologie per sfruttare l’idrogeno nelle raffinerie e nelle industrie siderurgiche: possono produrre l’energia necessaria o alimentare forni per l’acciaio o il vetro

Anche l’industria siderurgica sta cercando una svolta verde, per esempio con la fusione a ossicombustione nei forni preriscaldati. Un settore su cui la multinazionale Linde ha già investito e su cui sta sviluppando nuovi progetti per contribuire alla riduzione delle emissioni entro il 2050.

La sperimentazione sui grandi lingotti di acciaio, preriscaldati grazie a una combustione al 100% a idrogeno, ha rilasciato nell’atmosfera solo vapore acqueo, e il prodotto finale è stato equivalente a quello ottenuto con le tecniche precedenti. I test, condotti con un produttore svedese, sono stati così convincenti da indurre l’azienda a farne uso su scala industriale. E a non fermarsi all’acciaio.

L’altro materiale su cui è possibile intervenire con l’ossicombustione è il vetro: elimina la necessità dell’aria di combustione e dei dispositivi di recupero del calore, aumenta la temperatura della fiamma, riduce il volume del forno per effetto dell’eliminazione dell’azoto dalla corrente dei fumi di combustione e riduce drasticamente le emissioni nei forni per vetreria. Per il momento all’interno del forno viene bruciata una miscela di syngas. Il passaggio successivo sarà utilizzare esclusivamente idrogeno, e Linde lo sta sperimentando nel settore produttivo per renderne il prezzo competitivo.

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