Idrogeno quale vettore per un sistema energetico sostenibile

Presentazione sul tema: "Idrogeno quale vettore per un sistema energetico sostenibile"— Transcript della presentazione:

1 Idrogeno quale vettore per un sistema energetico sostenibile
Valeria Spada Università degli Studi di Foggia – Facoltà di Economia Via R. Caggese, Foggia

2 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

3 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.

4 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.

5 Trend della domanda mondiale di energia primaria per fonte (Mtep)
Le previsioni sulla domanda mondiale di energia stimano nel periodo una crescita media annua del 1,7%, passando da MTep dell’anno 2000 a 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%).

6 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 3,3 Mondo 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). 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.

7 RISERVE MONDIALI DI CARBONE (GT)
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 4,0 131 Asia e Pacifico 156 103 259 31,4 64 Mondo 411 415 826 100 122 (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.

8 RISERVE MONDIALI DI GAS NATURALE (1012 m3)
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 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 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.

9 Consumi di energia in fonti primarie in Italia (Mtep)
1973 2005 2006 2007 2008 /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 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 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 (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.

10 ENERGIA E AMBIENTE Emissioni di CO2 per settore (Mt) Emissioni mondiali di CO2 - settore energetico (Mt/anno) *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.

11 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).

12 Fonti e tecnologie di produzione dell’idrogeno
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).

13 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 Totale 500 100 (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.

14 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.

15 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.

16 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 °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.

17 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 ( °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.

18 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 °C, per produrre gas di sintesi, poi purificato. Prima fase del processo: CH4 + ½ O2 → CO + 2H (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.

19 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 €/GJ, di cui quello della materia prima impiegata incide per quasi il 25%.

20 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).

21 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. Per realizzare questi cicli, basati sulla decomposizione dell’acido solforico, occorre una sorgente di calore ad alta temperatura ( ° 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 O (800° C) 2H2O + SO2 + I2  2HI + H2SO (in acqua a 25° C) 2HI  I2 + H ( ° C) Il rendimento teorico dei cicli termochimici, in corso d’indagine, è del 50%.

22 PROCESSI TERMOCHIMICI
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 °C (con aria) o ai °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 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%.

23 Nel processo di pirolisi le biomasse sono decomposte termicamente ad elevate temperature
( °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 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).

24 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%.

25 OPZIONI PER IL SEQUESTRO DELL’ANIDRIDE CARBONICA
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: miliardi di tonnellate giacimenti carboniferi: miliardi di tonnellate acquiferi salini: miliardi di tonnellate

26 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 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.

27 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.).

28 CELLE A COMBUSTIBILE 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 potenza e il voltaggio desiderato più celle sono disposte in serie, formando il cosiddetto “stack”.

29 Confronto delle emissioni di impianti a celle a combustibile con impianti di generazione di potenza tradizionali 200 400 600 800 1000 1200 1400 Impianti a carbone Impianti a petrolio Impianti a gas Impianti con celle a combustibile CO2 (g/kWh) NOX (mg/kWh) SO2 (mg/kWh) Polveri (mg/kWh) Idrocarburi (mg/kWh) (Fonte: 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.

30 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.

31 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 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: °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.

32 IL MERCATO ATTUALE DELL’IDROGENO (miliardi di m3/anno)
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. (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.

33 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 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.

34 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 CO2. 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.

35 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€.

36 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 , 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.

37 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.

38 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.

39 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.