“A meno di rivoluzioni tecnologiche, spiega Andrea Siri, project leader di Bcg, nel breve termine l’elettrificazione non sarà in grado di soddisfare le esigenze energetiche di alcuni settori come quello navale, aereo, cementiero o siderurgico. La decarbonizzazione di questi richiederà una combinazione di combustibili a basse emissioni, fra cui l’idrogeno e suoi derivati come l’ammoniaca, il metanolo e il kerosene, i cosiddetti Power-to-X (P2X)”.
Secondo la Iea, per azzerare le emissioni entro il 2050, i combustibili basati sull’idrogeno estratto con fonti rinnovabili dovranno alimentare fra il 10 e il 12% del consumo di energia globale. Ma, la loro produzione non è semplice.
Con il report “How to meet the coming demand for hydrogen”, Boston Consulting Group esamina come sviluppare un’offerta sulla base della futura domanda di idrogeno.
Idrogeno e combustibili P2X
Secondo lo studio, saranno necessarie 380 milioni di tonnellate all’anno di idrogeno a basse emissioni per contenere il surriscaldamento entro i 2°C, se poi si considera di contenere la temperatura entro 1,5°C, allora ne serviranno addirittura 565 milioni di tonnellate. A parte la quantità, saranno necessarie anche infrastrutture e tecnologie estrattive all’avanguardia.
L’idrogeno blu
La prima tipologia di combustibile a basse emissioni, è quella basata sull’idrogeno prodotto dal gas naturale (cosiddetto blu), attraverso l’utilizzo di sistemi di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica emessa nel processo. Sarà una tecnologia fondamentale per soddisfare la futura domanda di idrogeno, ma è subordinata alla disponibilità dei governi ad accumulare CO2 sottoterra.
La seconda tipologia è quella dei combustibili P2X, costituiti principalmente da idrogeno estratto con fonti rinnovabili, che rappresenta fra il 60 e il 90% dei costi di produzione.
Le sottocategorie dei combustibili P2X
I P2X si possono raggruppare a loro volta in tre sottocategorie.
L’ammoniaca verde, ottenuta dalla sintesi di idrogeno e azoto, con una densità energetica superiore all’idrogeno, ne agevola il trasporto e la vendita, ma ha allo stesso tempo una limitata capacità di sostituire i combustibili fossili.
Il secondo sottogruppo è quello del metanolo che si ottiene combinando idrogeno e anidride carbonica sostenibile. Ha un’elevata capacità di sostituzione, ma la sua competitività dipende dai costi della CO2 verde.
Infine, gli idrocarburi verdi sono perfettamente intercambiabili con i combustibili tradizionali, rispetto ai quali restano comunque più costosi.
La produzione dell’idrogeno rimane sfidante
“Soddisfare la prossima domanda di idrogeno non sarà semplice, continua Siri. I governi dovranno rendere i combustibili verdi economicamente competitivi con quelli tradizionali, applicando meccanismi a copertura del green premium. Occorrerà inoltre assicurarsi forniture sufficienti soprattutto di energia elettrica rinnovabile, oggi riservata in gran parte all’elettrificazione diretta”.
Se si vuole limitare il riscaldamento globale a 2°C o 1,5°C, si dovrà aumentare entro il 2030 la produzione di rinnovabili del 12% o del 30%, rispetto alle proiezioni attuali.
Senza il gas russo la sfida sarà ancora più impegnativa
Se si deciderà di tagliare la dipendenza dal gas russo, entro il 2030, l’Unione dovrà estrarre 10 milioni di tonnellate all’anno di idrogeno verde localmente e importarne altrettante.
Questo significa a sua volta aver bisogno fra i 100 e i 125 GW di energia solare e fra gli 80 e i 100 GW di energia eolica, con un aumento del 30% della capacità produttiva rispetto agli obiettivi fissati da Bruxelles prima della guerra in Ucraina.
Per poter aumentare la produzione servono determinate tecnologie
Se si vuole arrivare a produrre metà dei 565 milioni di tonnellate di idrogeno e derivati, sarebbe necessario un campo fotovoltaico di 30mila metri quadrati, quasi la dimensione del Belgio.
Inoltre, solo il 20% della superficie terrestre è adatta a produrre energia solare a un costo inferiore ai 30 dollari per MW, e il 75% di questa terra si trova in Sudamerica, Medioriente e Africa, candidati ufficiali a diventare degli hub per l’estrazione e l’esportazione dell’idrogeno.
Oltre a ciò, per ridurre il consumo di suolo, saranno utili i moduli fotovoltaici galleggianti, che possono arrivare ad aumentare l’efficienza anche tra il 5 e il 10%, grazie al potere refrigerante dell’acqua. Le pale eoliche galleggianti saranno capaci di generare dal 10 al 20% in più rispetto a quelle terrestri.
Da ricomprendere anche la produzione di idrogeno con energia nucleare, biomasse o estratto dai giacimenti scoperti in Brasile, Stati Uniti, Canada e Australia.
Il trasporto dell’idrogeno richiede infrastrutture capillari
Dovunque si produca, comunque l’idrogeno andrà trasportato dove richiesto. Da uno studio realizzato da Bcg per la Germania e i Paesi scandinavi emerge che: lo sviluppo di reti gas ed energetiche capillari arriverà ad assorbire fra il 25 e il 35% degli investimenti già stanziati. Infine, la messa in opera di queste reti necessiterà di altri sviluppi e di aggiuntive disponibilità di materie prime, soprattutto delle terre rare.
Per ricevere quotidianamente i nostri aggiornamenti su energia e transizione ecologica, basta iscriversi alla nostra newsletter gratuita
e riproduzione totale o parziale in qualunque formato degli articoli presenti sul sito.
