Energia

Il percorso a ostacoli dell'idrogeno verde

I colli di bottiglia nel cammino verso l’idrogeno sostenibile sono tecnologici, economici, normativi
5 minuti di lettura

Si fa presto a dire idrogeno sostenibile. Abbiamo letto lunghe pagine sul più leggero elemento della tavola periodica e sul ruolo che avrà nella decarbonizzazione dell’economia. Abbiamo letto che la strategia europea prevede almeno 40 gigawatt di elettrolizzatori per produrre idrogeno entro il 2030 e poi, al 2050, “applicazione su larga scala in tutti i settori difficili da decarbonizzare”. Sappiamo ormai che l’idrogeno è sostenibile (“verde”) quando è appunto ottenuto per elettrolisi dell’acqua con energia rinnovabile. Ma sappiamo anche che oggi solo una quota molto esigua dell’idrogeno (prossima all’1%) si ottiene da elettrolisi, mentre la stragrande maggioranza di tutto quello prodotto deriva dal reforming degli idrocarburi (idrogeno “grigio” se ottenuto da gas, “blu” se la CO2 emessa viene captata e immagazzinata): questa è la tecnologia più economica.

Secondo l’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano (Hydrogen Innovation report, che verrà presentato il 29 settembre ma di cui Green&Blue ha potuto visionare in anteprima alcune parti) l’idrogeno grigio costa tra 1 e 2 euro per chilo (la variazione dipende anche dal prezzo del metano) mentre quello verde può toccare i 9 euro. La scelta di puntare sull’idrogeno verde e sacrosanta – visto che per ottenere una tonnellata di H2 da gas naturale si rilasciano circa 10 tonnellate di anidride carbonica (19 nel caso del carbone) – e ce la impongono la crisi climatica incalzante e gli obiettivi europei per cercare di contenerla. Ma è una scelta non esente da problemi. E dimenticarcene renderebbe più incerto il camino. 'Spoileriamo' subito che la soluzione a questi problemi c’è e sta nell’ingegno umano e nella ricerca – e c’è da augurarsi che l’Italia, anche per rafforzare la competitività al suo sistema produttivo, sarà in campo.

La sfida dell'idrogeno

I colli di bottiglia nel cammino verso l’idrogeno sostenibile sono tecnologici, economici, normativi. La prima forse più rilevante strozzatura si chiama iridio (e, in misura minore, platino). Non c’è bisogno di entrare nel dettaglio di come funzioni un elettrolizzatore – e in particolare gli stack che lo compongono, la parte in cui avviene cioè la scissione di acqua (H2O) in ossigeno (O) e idrogeno (H2). Basti dire che oggi ci sono diverse tecnologie impiegate per l’elettrolisi. Le principali e più mature sono quella a cella elettrolitica alcalina (AEL), la più diffusa, e quella PEM, che impiega membrane a scambio protonico (Proton Exchange Membrane), più efficiente della AEL e nata per superare i limiti tecnici di quest’ultima. Gli elettrolizzatori alcalini non hanno grandi problemi relativi alle materie prime, infatti negli stack si usano nickel, platino, cobalto, materiali certamente non comuni ma di cui abbiamo una certa disponibilità. I PEM, invece, hanno bisogno non solo di platino, che non possiamo certo definire abbondante, ma anche di iridio.

L’iridio è uno degli elementi più scarsi sulla Terra. Anche se il numero ci dirà poco, lasciamoci impressionare dagli zeri: ci sono 0,000003 parti per milione di questo minerale sulla crosta terrestre. L’85% del quale è concentrato in Sudafrica, con evidenti problemi di monopolio naturale. Non esistono dati precisi sulla produzione, ma le più recenti stime della United States Geological Survey la valutano tra le 5,2 e 7,7 tonnellate l’anno. E produrlo comporta l’emissione di CO2: tra le 9 e le 12 tonnellate per chilogrammo, fatto da non dimenticare se l’estrazione è funzionale a contrastare l’emergenza climatica. Il mercato dell’iridio è “illiquido”, dicono i tecnici, è insomma ingessato, non si presta a rapidi acquisti/vendite. Ed e molto volatile: anche a causa delle aspettative legate all’idrogeno, è passato dai 415 dollari per oncia (31 grammi) nel 2015 ai 6.000 circa di oggi.

Un report dell’anno scorso dell’International Renewable Energy Agency (IRENA), pur molto ottimistico sull’ampio sviluppo futuro della tecnologia PEM, afferma che “la scarsità di materiali può impedire la riduzione dei costi e la crescita del mercato degli elettrolizzatori”. Con le tecnologie attuali servono da 1 a 2,5 grammi per kilowatt (kW) di potenza dell’elettrolizzatore (dati Politecnico di Milano), che significa tra 1 e 2,5 tonnellate per gigawatt (GW). Se, come fa IRENA, assumiamo per il futuro un mix tecnologico 40-40-20 (40% AEL, 40% PEM, 20% SOE, Solid Oxide Electrolier Cell, tecnologia promettente ma ancora in fase di sperimentazione) il solo fabbisogno previsto per gli elettrolizzatori programmati dalla Commissione europea (40GW al 2030) richiederebbe per quella data tra le 16 e le 40 tonnellate di iridio, a fonte di una produzione mondiale annua che abbiamo visto aggirarsi poco sopra alle 7 tonnellate. Senza considerare tutti gli altri elettrolizzatori che verranno realizzati nel resto del mondo e gli altri impieghi dell’iridio. Ancora secondo IRENA, l'attuale produzione supporterà solo una capacità produttiva annua mondiale stimata tra 3 e 7,5 GW, “rispetto a un fabbisogno di produzione annuale mondiale stimato di circa 100 GW entro il 2030”.

Inoltre il pacchetto "Fit fo 55" della Commissione europea, pur dovendo ancora passare per le forche caudine di Consiglio e Parlamento, fissa la fine della fabbricazione di auto a benzina e diesel nel 2035, con elettrico ma anche idrogeno come sostituti principali. Una sostituzione non senza inciampi: “Qualche tempo fa – spiega Alfonso Pozio, ricercatore ENEA – è stata effettuata una stima (che oggi andrebbe rivista in base all’evoluzione delle tecnologie) per valutare il solo fabbisogno di platino legato alla conversione del parco auto a fuel cell (che convertono idrogeno in elettricità e che, semplificando, impiegano al contrario il meccanismo degli elettrolizzatori, n.d.r.). Il risultato è stato che, con l’attuale produzione mondiale di questo metallo, non si sarebbe potuti andare oltre il 10% del parco circolante senza pregiudicarne l’impiego in altri settori”.

“I dati non lasciano spazio all’immaginazione – afferma Paolo Mutti, project leader del report citato del Politecnico di Milano –: con le tecnologie odierne non ci sarà abbastanza materiale per realizzare gli elettrolizzatori di tipo PEM. Per non parlare dei prezzi, il cui aumento, solamente in parte riuscirà a sbloccare l’estrazione di materiale da zone dove al momento non risulta conveniente dal punto di vista economico. Insomma, c’è un problema enorme come un elefante in una cristalleria”. Ma poi aggiunge un dato essenziale: “Tutto questo se non interverranno dei cambiamenti tecnologici. Ma è realistico immaginare che ce ne saranno, visto che ci sono centinaia di centri di ricerca che si applicano su questo obiettivo”.

Davide Perego, Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, vede il bicchiere mezzo pieno e getta il cuore oltre l’ostacolo: “La tecnologia si autoregola. Basta osservare quello che sta avvenendo col cobalto per le batterie al litio: si lavora alacremente per minimizzarne l’impiego. Per gli elettrolizzatori PEM siamo all’inizio, la sfida dell’iridio è una sfida importante, ma non è la morte di questa tecnologia, che resta comunque promettente”. Esistono infatti diverse strade, tutte attualmente battute, per allentare la dipendenza dall’iridio: ridurre la quantità necessaria negli stack; sostituirlo con altri materiali meno problematici; riciclarlo (oggi, secondo una ricerca della Leibniz University di Hannover, se ne ricicla non più del 30%).

Tutte queste soluzioni si basano su un fattore comune: la ricerca. E se non vogliamo che l’Italia arrivi in ritardo sulle tecnologie più promettenti, speriamo che gli investimenti in questo campo siano adeguati. Green&Blue ha già scritto delle ricerche del team del Trinity College di Dublino. Guardando al nostro Paese, tra i centri di ricerca più avanzati c’è l’ICCOM-CNR (Istituto di Chimica dei Composti Organometallici) che lavora, come spiega Claudio Pettinari, associato all'ICCOM-CNR e rettore dell'Università di Camerino, “per superare il problema della scarsezza dell’Iridio trovando soluzioni alternative anche con sistemi polimerici ibridi, usando altri metalli come ferro, nichel e cobalto, meno costosi e meno rari dell’iridio (anche se alcuni di questi rientrano sempre tra le materie prime critiche)”. Università e CNR stanno coinvolgendo imprese del territorio per ampliare la sperimentazione, e inserendo questi temi nella formazione.

Oltre ai metalli rari c’è un’altra strettoia, almeno per il nostro Paese: le rinnovabili. Non si dà idrogeno verde senza energia verde. Le rinnovabili sono per definizione aleatorie, non continue, per questo motivo e per massimizzare le ore di funzionamento di un elettrolizzatore si tende ad accoppiare questi impianti con rinnovabili non programmabili (eolico e fotovoltaico) in un rapporto superiore all’1:1. All’interno del contesto di produzione italiano, ci spiega Davide Perego, questo rapporto sarà probabilmente compreso tra i 2 a 1 e i 4 a 1: “Da 2 a 4 megawatt (MW) di fotovoltaico o eolico per 1 MW di elettrolizzatore”. Partiamo da qui per capire quanta capacità rinnovabile in più dovrebbe essere installata in Italia per alimentare 5 GW di elettrolizzatori (quelli indicati nelle linee guida preliminari per la Strategia nazionale idrogeno messa a punto dal ministero dello Sviluppo economico). “Servirebbero impianti dedicati per almeno 10 GW di nuova capacità”, riflette Perego: “Considerato il ritardo che abbiamo accumulato e il fatto che la potenza installata tra il 2019 e il 2020 si è attestata attorno a 800 MW, c’è tanto lavoro da fare. Il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima 2030 (Pniec) andrà aggiornato, ma il tema vero è sbloccare tutti gli investimenti in energia rinnovabile, fare in modo che si riparta con livelli di sviluppo pari a quelli visti col conto energia, sburocratizzando e magari cambiando i meccanismi di incentivazione”. Insomma, viva l’idrogeno verde, ne abbiamo bisogno, ma guai a darlo per scontato.