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Idrogeno quale vettore per un sistema
energetico sostenibile
Valeria Spada v.spada@unifg.it Università degli Studi di Foggia – Facoltà di Economia Via R. Caggese, 1 - 71100 Foggia
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Idrogeno quale vettore per un sistema
energetico sostenibile
Valeria Spada v.spada@unifg.it Università degli Studi di Foggia – Facoltà di Economia Via R. Caggese, 1 - 71100 Foggia
* 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
INDICE
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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.
* 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.
* 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.
I combustibili fossili soddisferanno il 90% della domanda globale di energia. La domanda di metano aumenterà più rapidamente e la sua incidenza sulla domanda mondiale di 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%).
Trend della domanda mondiale di energia primaria per fonte (Mtep)
* 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. RISERVE MONDIALI DI PETROLIO (GT) Riserve accertate 1983 1993 2003 2008 rapporto R/P* % 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 Africa 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 *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).
* RISERVE MONDIALI DI CARBONE (GT) (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. Riserve accertate a fine anno 2008 antracite e bituminoso sub-bituminoso e lignite Totale % R/P Nord America 113 133 246 29,8 216 America centrale e meridionale 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
* * Superiori a 100 anni. (Fonte: BP, 2009) RISERVE MONDIALI DI GAS NATURALE (1012 m3) 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. Riserve accertate 1983 1993 2003 2008 Rapporto
R/P % 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
* Consumi di energia in fonti primarie in Italia (Mtep) (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. 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 Totale 139,8 197,8 196,2 194,2 192,0 100,0 1,1
* ENERGIA E AMBIENTE Emissioni mondiali di CO2 - settore energetico (Mt/anno) Emissioni di CO2 per settore (Mt) 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.
*Usi di energia nell’agricoltura, nel commercio, nei servizi pubblici, nelle abitazioni ed altri non specificati.
* 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).
* 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). Fonti e tecnologie di produzione dell’idrogeno
* 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. Fonte Produzione di idrogeno
in miliardi di Nm3/anno Percentuale Gas naturale 240 48 Petrolio 150 30 Carbone 90 18 elettrolisi 20 4 Totale 500 100 PRODUZIONE MONDIALE PER FONTE (Fonte: Giaconia et al., 2006)
* 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 energ...
* 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.
* 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. 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.
* 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.
* 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. Prima fase del processo: CH4 + ½ O2 → CO + 2H2 (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.
* 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. 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%.
* 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. 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). L’ELETTROLISI DELL’ACQUA 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.
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