Energia
La sedia
di Vanni Tola
Quale sistema energetico per la Sardegna? Trattative in corso tra Governo e rappresentanze locali. Il metano rappresenta l’unica soluzione per la decarbonizzazione dell’Isola?
[segue]
Da sempre la questione energetica isolana rappresenta un nodo cruciale da sciogliere per innescare processi di sviluppo innovativi. L’alto costo dell’energia è sempre stato un importante limitatore dello sviluppo delle imprese industriali. La produzione di energia da fossili ha prodotto nell’isola tassi d’inquinamento quasi uguali a quelli dell’area industriale di Taranto con pesanti ricadute sulle condizioni di vita e salute dei sardi, particolarmente intorno alle aree industriali. Basta leggere con attenzione lo studio epidemiologico Sentieri e i più aggiornati dati epidemiologici relativi alla diffusione nell’isola dei tumori e delle malattie respiratorie per averne conoscenza.
E’ in corso da tempo un acceso dibattito tra forze di differente orientamento portatrici di ipotesi di sviluppo alternative che partono dall’intento comune di decarbonizzare l’isola. Semplificando al massimo i termini della discussione si può affermare che le ipotesi in discussione siano sostanzialmente due. Una prima ipotesi, fatta propria dal ministro della Transizione Ecologica Cingolani, ritiene che si possa arrivare alla decarbonizzazione dell’apparato industriale sardo mediante un processo transitorio di metanizzazione dell’isola, in attesa di realizzare un sistema di produzione dell’energia elettrica orientato alla produzione di idrogeno e integrato con l’impiego di energia rinnovabile (in particolare centrali solari ed eolico off-shore). A favore della scelta della metanizzazione ci sarebbe l’impossibilità di individuare nell’immediato alternative valide. Tale ipotesi è rafforzata dalla presenza nel territorio di infrastrutture per la distribuzione del metano realizzate o in avanzato stato di realizzazione e che, a parere delle imprese che le stanno realizzando, sarebbero potenzialmente in grado di essere utilizzate anche per la distribuzione futura dell’idrogeno.
Di parere opposto le organizzazioni che non condividono i progetti di metanizzazione dell’isola asserendo che tale procedura rappresenterebbe un modo per mantenere in vita metodologie di produzione energetica sostanzialmente superate, quali appunto l’impiego del metano che, dal punto di vista della tutela dell’ambiente, presenta problemi abbastanza simili a quelli delle produzioni fossili in termini di emissione di C02.
Nei prossimi giorni è previsto un confronto tra il ministro della Transazione Ecologica Cingolani, la Giunta regionale e le forze sociali per meglio definire i termini del piano d’intervento predisposto del governo nell’ambito del PNRR. E’ importante quindi una mobilitazione per un approfondimento delle problematiche concernenti tale intervento. L’ipotesi del Governo, sulla quale il ministro Cingolani intende avviare un confronto con forze sociali ed enti locali prevede la realizzazione di due punti di trasporto e stoccaggio regolati di gas da collocare nel nord e nel sud dell’Isola che dovrebbero servire le aree limitrofe alle rispettive zone d’insediamento. Il resto del territorio isolano invece sarebbe rifornito di gas con i camion che porterebbero il gas ai depositi delle diverse reti locali (si pensa a trentotto camion che attraverserebbero continuamente il territorio isolano con il loro pericoloso carico). Come è facile immaginare l’ipotesi della distribuzione del gas con i camion non entusiasma gli enti locali per diversi motivi, non esclusa l’inadeguatezza della nostra rete stradale. Naturalmente giocherà un ruolo fondamentale nella partita anche la presenza del progetto di metanizzazione già in avanzata fase di realizzazione che fa capo alla Snam.
L’alternativa al progetto potrebbe essere rappresentata invece da una scelta di rilancio, razionalizzazione e riprogrammazione delle fonti energetiche alternative (solare ed eolico, in particolare off-shore con la prospettiva di arrivare al più presto alla produzione d’idrogeno). Sull’ulteriore sviluppo di tale fonti energetiche alternative, è bene ricordarlo, esistono però ancora resistenze e perfino riserve mentali (generalmente immotivate) anche tra i più convinti assertori della transizione energetica. Lo sviluppo disordinato ed eccessivo delle pale eoliche nel territorio sta scontentando molti, occupa molto suolo talvolta sconvolgendo il paesaggio, ha portato finora pochi vantaggi economici per i territori ospitanti (cali dei costi di energia). Di poca considerazione gode anche la possibilità di realizzare impianti eolici off-shore nel mare, che invece esistono in molte parti del mondo. Molti immaginano gli impianti eolici off-shore come una sorta di cattedrali nel deserto che potrebbero deturpare la bellezza delle nostre coste. In realtà tali impianti sono solitamente realizzati a grande distanza dalla costa tanto da non essere visibili da terra, non rappresenterebbero nessun ostacolo per la navigazione, non produrrebbero alcun tipo di inquinamento per l’ambiente marino. Anche la realizzazione delle centrali solari, vanto della migliore tradizione ingegneristica italiana (si pensi al prof. Rubbia, nobel per la fisica, che ne ha realizzato in diverse parti del mondo) non sembra godere di buona fama.
Fondamentale quindi vedere come si svilupperà il confronto tra il ministero della Transazione Ecologica e le forze sociali, ma è evidente che l’opposizione al progetto di metanizzazione potrà avere successo soltanto se saprà definire un’ipotesi alternativa organica per l’abbandono del fossile che sia realistica e praticabile e che sappia raccogliere un ampio consenso tra le forze politiche e sociali. In caso contrario a prevalere sarà il progetto di metanizzazione in fase di sviluppo e ci dovremo rassegnare, per chissà quanto tempo ancora, a vedere circolare nelle strade dell’isola una quarantina di camion carichi di gas.
AService Studio
Idrogeno, quale futuro?
Nella sua Comunicazione sulla strategia dell’idrogeno la Commissione Europea ha previsto tra il 2020 e il 2024 l’installazione di almeno 6 GW di elettrolizzatori, in grado di produrre no a 1 milione di tonnellate di idrogeno rinnovabile, destinati a decarbonizzare la produzione esistente (ad esempio nel settore chimico) e a promuoverne l’utilizzo in nuove applicazioni, tra cui altri processi industriali e, se possibile, i trasporti pesanti.
Ulteriori elettrolizzatori per almeno 40 GW, da installare tra il 2025 e il 2030 per produrre no a 10 milioni di tonnellate di idrogeno green, dovrebbero migliorare progressivamente la sua competitività Saranno comunque necessarie politiche speci che sul fronte della domanda, per estenderla a nuove applicazioni industriali, come la siderurgia, gli autocarri, i trasporti ferroviari e alcuni utilizzi nel trasporto marittimo, nonché in altri modi di trasporto, e a incominciare a far svolgere all’idrogeno svolgere un’azione di bilanciamento di un sistema elettrico fondato sulle rinnovabili.
Solo il raggiungimento di questi obiettivi consentirà dunque all’idrogeno rinnovabile di raggiungere la maturità tecnologica dopo il 2030.
La risposta italiana alla sollecitazione europea è venuta dalle Linee guida del MiSE che, diversamente da Bruxelles, sono meno esplicite sul ruolo dell’i- drogeno verde rispetto a quello blu.
Per la produzione del primo disponiamo di dati attendibili sui costi attuali degli elettrolizzatori e della produzione con rinnovabili (eolica e fotovoltaica in primis), nonché di autorevoli previsioni sulla loro evoluzione. Informazioni di analogo spessore mancano per il secondo. È pertanto auspicabile che il MiSE incarichi Enea o RSE, con la collaborazione di Eni, di valutare i costi attuali del sequestro, trasporto e stoccaggio della CO2.
Occorre inoltre rispondere a un altro interrogativo: quanto idrogeno green o low-carbon saremo in grado di produrre nel prossimo decennio e, presu- mibilmente, in quelli successivi? Per quello green, il limite dipenderà dalla valutazione della produzione rinnovabile disponibile senza compromettere l’obiettivo di ridurre del 55%le emissioni di CO2 nel 2030. Per quello blu, sempre che sia fattibile e conveniente su scala signi cativa, la risposta verrebbe dalla valutazione dell’effettiva capacità disponibile per lo stoccaggio in sicurezza della CO2.
Secondo Con ndustria, l’attuale consumo nale di idrogeno in Italia è pari a circa 16 TWh, corrispondente a circa 480,000 t/anno. Il 2% previsto dalle Linee guida corrisponderebbe a circa 10.000 tonnellate. L’esiguità di questa cifra ri ette la notevole quantità di energia richiesta per isolare l’idrogeno e rende inconcepibile una strategia basata sulla sua utilizzazione a pioggia.
La priorità va data ai settori “hard to abate”, dove non esistono oggi tecnologie alternative all’idrogeno, e, al loro interno, a quelli dove non sono richieste modi che nell’attuale processo produttivo (industria chimica e della raf nazione), mentre per gli altri (ad es. siderurgia e cementi ci) gli investimenti vanno concentrati sulla R&S e sulla realizzazione di impianti dimostrativi.
Per chimica e raf nazione andrebbero quindi fatte valutazioni per gli impianti più signi cativi esistenti in Italia che, tenendo conto della loro presumibile evoluzione, indichino per ciascuno quale dovrà essere la potenza di elettrolizzazione in grado di realizzare la completa decarbonizzazione; informa- zioni essenziali da un lato per impostare una politica industriale nel comparto degli elettrolizzatori, dall’altro per individuare le “hydrogen valley” di più immediata implementazione.
Le Linee guida sono invece sbilanciate a favore dell’utilizzo diretto dell’idrogeno nel trasporto pesante su strada, marittimo e aereo, arrivando per no a presentarlo come un’alternativa per le automobili, senza prendere in considerazione i conseguenti rischi di lock-in.
Per il trasporto pesante su strada è infatti già in corso la trasformazione della liera per l’utilizzo di GNL al posto del gasolio. L’impiego dell’idrogeno verde per produrre metano sintetico renderebbe possibile, in sinergia col biometano, il graduale “greening” del gas naturale, senza modi care né la logistica, né la liera; oltre tutto, senza dover risolvere i problemi di sicurezza posti dall’idrogeno a bordo dei Tir. Lo stesso dicasi per il trasporto marittimo. Considerazioni analoghe valgono per il trasporto leggero con mezzi azionati da motori endotermici, che saranno gradualmente sostituiti da quelli a trazione elettrica, ma sono destinati a circolare ancora a lungo: se alimentati in misura crescente da carburanti sintetici prodotti con idrogeno green, ridur- rebbero anticipatamente le emissioni climalteranti. In ne, nel trasporto aereo i criteri di sicurezza privilegeranno il jet fuel di origine biologica o sintetica. Almeno per il trasporto pesante su strada andrebbero quindi prese in considerazione entrambe le linee di sviluppo – trazione elettrica con batterie e con celle a combustibile – mentre le Linee guida, senza motivarlo, escludono la prima opzione.
Inoltre, è del tutto ingiusti cata la proposta di utilizzare l’idrogeno nel riscaldamento residenziale e commerciale, considerandolo una valida alternativa alle pompe di calore e al riscaldamento a biometano, ma diventa comprensibile quando poco dopo si legge che questa opzione “necessiterà di una progressiva riconversione all’idrogeno dell’esistente rete gas”. A buon intenditor…
Analogamente, osservando che produrre idrogeno a suf cienza attraverso fonti rinnovabili in loco potrebbe non essere tecnicamente possibile a causa di vincoli di spazio, il documento del MiSE sottolinea che una produzione centralizzata potrebbe permettere economie di scala sugli elettrolizzatori e bene ciare di maggiori load factor delle fonti rinnovabili situate in aree soleggiate o ventose del Mezzogiorno.
Il documento dimentica però che il potere calori co di un metro cubo di idrogeno è circa un terzo di quello del gas naturale, quindi trasportarlo costerebbe tre volte tanto, se i costi di investimento per trasportare l’idrogeno in un gasdotto fossero gli stessi del gas naturale. Viceversa, sono più elevati, perché occorre impedire le fughe di idrogeno dovute alla sua maggiore diffusività, il che rende improponibile il trasporto dell’idrogeno a grande distanza. Non a caso l’85% dell’idrogeno è attualmente è prodotto a bocca dell’utente, mentre il restante 15% viene trasportato a distanze molto ridotte.
Prof. Ing. GB Zorzoli – Associazione Italiana Economisti dell’Energia
https://www.verticale.net/idrogeno-quale-futuro-20951
[…] La sediadi Vanni Tola (www.aladinpensiero.it)Quale sistema energetico per la Sardegna? Trattative in corso tra Governo e rappresentanze locali. Il metano rappresenta l’unica soluzione per la decarbonizzazione dell’Isola? Energia | Aladin Pensiero […]
[…] Sardegna? Trattative in corso tra Governo e rappresentanze locali. – VanniTola.it scrive:11 maggio 2021 alle 06:24[…] La sediadi Vanni Tola (www.aladinpensiero.it)Quale sistema energetico per la Sardegna? […]
[…] Aladin99 scrive:10 maggio 2021 alle 19:43Idrogeno, quale futuro?Nella sua Comunicazione sulla strategia dell’idrogeno la Commissione Europea ha previsto tra il 2020 e il 2024 l’installazione di almeno 6 GW di elettrolizzatori, in grado di produrre no a 1 milione di tonnellate di idrogeno rinnovabile, destinati a decarbonizzare la produzione esistente (ad esempio nel settore chimico) e a promuoverne l’utilizzo in nuove applicazioni, tra cui altri processi industriali e, se possibile, i trasporti pesanti.Ulteriori elettrolizzatori per almeno 40 GW, da installare tra il 2025 e il 2030 per produrre no a 10 milioni di tonnellate di idrogeno green, dovrebbero migliorare progressivamente la sua competitività Saranno comunque necessarie politiche speci che sul fronte della domanda, per estenderla a nuove applicazioni industriali, come la siderurgia, gli autocarri, i trasporti ferroviari e alcuni utilizzi nel trasporto marittimo, nonché in altri modi di trasporto, e a incominciare a far svolgere all’idrogeno svolgere un’azione di bilanciamento di un sistema elettrico fondato sulle rinnovabili.Solo il raggiungimento di questi obiettivi consentirà dunque all’idrogeno rinnovabile di raggiungere la maturità tecnologica dopo il 2030.La risposta italiana alla sollecitazione europea è venuta dalle Linee guida del MiSE che, diversamente da Bruxelles, sono meno esplicite sul ruolo dell’i- drogeno verde rispetto a quello blu.Per la produzione del primo disponiamo di dati attendibili sui costi attuali degli elettrolizzatori e della produzione con rinnovabili (eolica e fotovoltaica in primis), nonché di autorevoli previsioni sulla loro evoluzione. Informazioni di analogo spessore mancano per il secondo. È pertanto auspicabile che il MiSE incarichi Enea o RSE, con la collaborazione di Eni, di valutare i costi attuali del sequestro, trasporto e stoccaggio della CO2.Occorre inoltre rispondere a un altro interrogativo: quanto idrogeno green o low-carbon saremo in grado di produrre nel prossimo decennio e, presu- mibilmente, in quelli successivi? Per quello green, il limite dipenderà dalla valutazione della produzione rinnovabile disponibile senza compromettere l’obiettivo di ridurre del 55%le emissioni di CO2 nel 2030. Per quello blu, sempre che sia fattibile e conveniente su scala signi cativa, la risposta verrebbe dalla valutazione dell’effettiva capacità disponibile per lo stoccaggio in sicurezza della CO2.Secondo Con ndustria, l’attuale consumo nale di idrogeno in Italia è pari a circa 16 TWh, corrispondente a circa 480,000 t/anno. Il 2% previsto dalle Linee guida corrisponderebbe a circa 10.000 tonnellate. L’esiguità di questa cifra ri ette la notevole quantità di energia richiesta per isolare l’idrogeno e rende inconcepibile una strategia basata sulla sua utilizzazione a pioggia.La priorità va data ai settori “hard to abate”, dove non esistono oggi tecnologie alternative all’idrogeno, e, al loro interno, a quelli dove non sono richieste modi che nell’attuale processo produttivo (industria chimica e della raf nazione), mentre per gli altri (ad es. siderurgia e cementi ci) gli investimenti vanno concentrati sulla R&S e sulla realizzazione di impianti dimostrativi.Per chimica e raf nazione andrebbero quindi fatte valutazioni per gli impianti più signi cativi esistenti in Italia che, tenendo conto della loro presumibile evoluzione, indichino per ciascuno quale dovrà essere la potenza di elettrolizzazione in grado di realizzare la completa decarbonizzazione; informa- zioni essenziali da un lato per impostare una politica industriale nel comparto degli elettrolizzatori, dall’altro per individuare le “hydrogen valley” di più immediata implementazione.Le Linee guida sono invece sbilanciate a favore dell’utilizzo diretto dell’idrogeno nel trasporto pesante su strada, marittimo e aereo, arrivando per no a presentarlo come un’alternativa per le automobili, senza prendere in considerazione i conseguenti rischi di lock-in.Per il trasporto pesante su strada è infatti già in corso la trasformazione della liera per l’utilizzo di GNL al posto del gasolio. L’impiego dell’idrogeno verde per produrre metano sintetico renderebbe possibile, in sinergia col biometano, il graduale “greening” del gas naturale, senza modi care né la logistica, né la liera; oltre tutto, senza dover risolvere i problemi di sicurezza posti dall’idrogeno a bordo dei Tir. Lo stesso dicasi per il trasporto marittimo. Considerazioni analoghe valgono per il trasporto leggero con mezzi azionati da motori endotermici, che saranno gradualmente sostituiti da quelli a trazione elettrica, ma sono destinati a circolare ancora a lungo: se alimentati in misura crescente da carburanti sintetici prodotti con idrogeno green, ridur- rebbero anticipatamente le emissioni climalteranti. In ne, nel trasporto aereo i criteri di sicurezza privilegeranno il jet fuel di origine biologica o sintetica. Almeno per il trasporto pesante su strada andrebbero quindi prese in considerazione entrambe le linee di sviluppo – trazione elettrica con batterie e con celle a combustibile – mentre le Linee guida, senza motivarlo, escludono la prima opzione.Inoltre, è del tutto ingiusti cata la proposta di utilizzare l’idrogeno nel riscaldamento residenziale e commerciale, considerandolo una valida alternativa alle pompe di calore e al riscaldamento a biometano, ma diventa comprensibile quando poco dopo si legge che questa opzione “necessiterà di una progressiva riconversione all’idrogeno dell’esistente rete gas”. A buon intenditor…Analogamente, osservando che produrre idrogeno a suf cienza attraverso fonti rinnovabili in loco potrebbe non essere tecnicamente possibile a causa di vincoli di spazio, il documento del MiSE sottolinea che una produzione centralizzata potrebbe permettere economie di scala sugli elettrolizzatori e bene ciare di maggiori load factor delle fonti rinnovabili situate in aree soleggiate o ventose del Mezzogiorno.Il documento dimentica però che il potere calori co di un metro cubo di idrogeno è circa un terzo di quello del gas naturale, quindi trasportarlo costerebbe tre volte tanto, se i costi di investimento per trasportare l’idrogeno in un gasdotto fossero gli stessi del gas naturale. Viceversa, sono più elevati, perché occorre impedire le fughe di idrogeno dovute alla sua maggiore diffusività, il che rende improponibile il trasporto dell’idrogeno a grande distanza. Non a caso l’85% dell’idrogeno è attualmente è prodotto a bocca dell’utente, mentre il restante 15% viene trasportato a distanze molto ridotte.Prof. Ing. GB Zorzoli – Associazione Italiana Economisti dell’Energia […]
[…] Aladin99 scrive:10 maggio 2021 alle 19:43Idrogeno, quale futuro?Nella sua Comunicazione sulla strategia dell’idrogeno la Commissione Europea ha previsto tra il 2020 e il 2024 l’installazione di almeno 6 GW di elettrolizzatori, in grado di produrre no a 1 milione di tonnellate di idrogeno rinnovabile, destinati a decarbonizzare la produzione esistente (ad esempio nel settore chimico) e a promuoverne l’utilizzo in nuove applicazioni, tra cui altri processi industriali e, se possibile, i trasporti pesanti.Ulteriori elettrolizzatori per almeno 40 GW, da installare tra il 2025 e il 2030 per produrre no a 10 milioni di tonnellate di idrogeno green, dovrebbero migliorare progressivamente la sua competitività Saranno comunque necessarie politiche speci che sul fronte della domanda, per estenderla a nuove applicazioni industriali, come la siderurgia, gli autocarri, i trasporti ferroviari e alcuni utilizzi nel trasporto marittimo, nonché in altri modi di trasporto, e a incominciare a far svolgere all’idrogeno svolgere un’azione di bilanciamento di un sistema elettrico fondato sulle rinnovabili.Solo il raggiungimento di questi obiettivi consentirà dunque all’idrogeno rinnovabile di raggiungere la maturità tecnologica dopo il 2030.La risposta italiana alla sollecitazione europea è venuta dalle Linee guida del MiSE che, diversamente da Bruxelles, sono meno esplicite sul ruolo dell’i- drogeno verde rispetto a quello blu.Per la produzione del primo disponiamo di dati attendibili sui costi attuali degli elettrolizzatori e della produzione con rinnovabili (eolica e fotovoltaica in primis), nonché di autorevoli previsioni sulla loro evoluzione. Informazioni di analogo spessore mancano per il secondo. È pertanto auspicabile che il MiSE incarichi Enea o RSE, con la collaborazione di Eni, di valutare i costi attuali del sequestro, trasporto e stoccaggio della CO2.Occorre inoltre rispondere a un altro interrogativo: quanto idrogeno green o low-carbon saremo in grado di produrre nel prossimo decennio e, presu- mibilmente, in quelli successivi? Per quello green, il limite dipenderà dalla valutazione della produzione rinnovabile disponibile senza compromettere l’obiettivo di ridurre del 55%le emissioni di CO2 nel 2030. Per quello blu, sempre che sia fattibile e conveniente su scala signi cativa, la risposta verrebbe dalla valutazione dell’effettiva capacità disponibile per lo stoccaggio in sicurezza della CO2.Secondo Con ndustria, l’attuale consumo nale di idrogeno in Italia è pari a circa 16 TWh, corrispondente a circa 480,000 t/anno. Il 2% previsto dalle Linee guida corrisponderebbe a circa 10.000 tonnellate. L’esiguità di questa cifra ri ette la notevole quantità di energia richiesta per isolare l’idrogeno e rende inconcepibile una strategia basata sulla sua utilizzazione a pioggia.La priorità va data ai settori “hard to abate”, dove non esistono oggi tecnologie alternative all’idrogeno, e, al loro interno, a quelli dove non sono richieste modi che nell’attuale processo produttivo (industria chimica e della raf nazione), mentre per gli altri (ad es. siderurgia e cementi ci) gli investimenti vanno concentrati sulla R&S e sulla realizzazione di impianti dimostrativi.Per chimica e raf nazione andrebbero quindi fatte valutazioni per gli impianti più signi cativi esistenti in Italia che, tenendo conto della loro presumibile evoluzione, indichino per ciascuno quale dovrà essere la potenza di elettrolizzazione in grado di realizzare la completa decarbonizzazione; informa- zioni essenziali da un lato per impostare una politica industriale nel comparto degli elettrolizzatori, dall’altro per individuare le “hydrogen valley” di più immediata implementazione.Le Linee guida sono invece sbilanciate a favore dell’utilizzo diretto dell’idrogeno nel trasporto pesante su strada, marittimo e aereo, arrivando per no a presentarlo come un’alternativa per le automobili, senza prendere in considerazione i conseguenti rischi di lock-in.Per il trasporto pesante su strada è infatti già in corso la trasformazione della liera per l’utilizzo di GNL al posto del gasolio. L’impiego dell’idrogeno verde per produrre metano sintetico renderebbe possibile, in sinergia col biometano, il graduale “greening” del gas naturale, senza modi care né la logistica, né la liera; oltre tutto, senza dover risolvere i problemi di sicurezza posti dall’idrogeno a bordo dei Tir. Lo stesso dicasi per il trasporto marittimo. Considerazioni analoghe valgono per il trasporto leggero con mezzi azionati da motori endotermici, che saranno gradualmente sostituiti da quelli a trazione elettrica, ma sono destinati a circolare ancora a lungo: se alimentati in misura crescente da carburanti sintetici prodotti con idrogeno green, ridur- rebbero anticipatamente le emissioni climalteranti. In ne, nel trasporto aereo i criteri di sicurezza privilegeranno il jet fuel di origine biologica o sintetica. Almeno per il trasporto pesante su strada andrebbero quindi prese in considerazione entrambe le linee di sviluppo – trazione elettrica con batterie e con celle a combustibile – mentre le Linee guida, senza motivarlo, escludono la prima opzione.Inoltre, è del tutto ingiusti cata la proposta di utilizzare l’idrogeno nel riscaldamento residenziale e commerciale, considerandolo una valida alternativa alle pompe di calore e al riscaldamento a biometano, ma diventa comprensibile quando poco dopo si legge che questa opzione “necessiterà di una progressiva riconversione all’idrogeno dell’esistente rete gas”. A buon intenditor…Analogamente, osservando che produrre idrogeno a suf cienza attraverso fonti rinnovabili in loco potrebbe non essere tecnicamente possibile a causa di vincoli di spazio, il documento del MiSE sottolinea che una produzione centralizzata potrebbe permettere economie di scala sugli elettrolizzatori e bene ciare di maggiori load factor delle fonti rinnovabili situate in aree soleggiate o ventose del Mezzogiorno.Il documento dimentica però che il potere calori co di un metro cubo di idrogeno è circa un terzo di quello del gas naturale, quindi trasportarlo costerebbe tre volte tanto, se i costi di investimento per trasportare l’idrogeno in un gasdotto fossero gli stessi del gas naturale. Viceversa, sono più elevati, perché occorre impedire le fughe di idrogeno dovute alla sua maggiore diffusività, il che rende improponibile il trasporto dell’idrogeno a grande distanza. Non a caso l’85% dell’idrogeno è attualmente è prodotto a bocca dell’utente, mentre il restante 15% viene trasportato a distanze molto ridotte.Prof. Ing. GB Zorzoli – Associazione Italiana Economisti dell’Energia […]
[…] Aladin99 scrive:10 maggio 2021 alle 19:43Idrogeno, quale futuro?Nella sua Comunicazione sulla strategia dell’idrogeno la Commissione Europea ha previsto tra il 2020 e il 2024 l’installazione di almeno 6 GW di elettrolizzatori, in grado di produrre fino a 1 milione di tonnellate di idrogeno rinnovabile, destinati a decarbonizzare la produzione esistente (ad esempio nel settore chimico) e a promuoverne l’utilizzo in nuove applicazioni, tra cui altri processi industriali e, se possibile, i trasporti pesanti.Ulteriori elettrolizzatori per almeno 40 GW, da installare tra il 2025 e il 2030 per produrre no a 10 milioni di tonnellate di idrogeno green, dovrebbero migliorare progressivamente la sua competitività Saranno comunque necessarie politiche specifiche sul fronte della domanda, per estenderla a nuove applicazioni industriali, come la siderurgia, gli autocarri, i trasporti ferroviari e alcuni utilizzi nel trasporto marittimo, nonché in altri modi di trasporto, e a incominciare a far svolgere all’idrogeno svolgere un’azione di bilanciamento di un sistema elettrico fondato sulle rinnovabili.Solo il raggiungimento di questi obiettivi consentirà dunque all’idrogeno rinnovabile di raggiungere la maturità tecnologica dopo il 2030.La risposta italiana alla sollecitazione europea è venuta dalle Linee guida del MiSE che, diversamente da Bruxelles, sono meno esplicite sul ruolo dell’idrogeno verde rispetto a quello blu.Per la produzione del primo disponiamo di dati attendibili sui costi attuali degli elettrolizzatori e della produzione con rinnovabili (eolica e fotovoltaica in primis), nonché di autorevoli previsioni sulla loro evoluzione. Informazioni di analogo spessore mancano per il secondo. È pertanto auspicabile che il MiSE incarichi Enea o RSE, con la collaborazione di Eni, di valutare i costi attuali del sequestro, trasporto e stoccaggio della CO2.Occorre inoltre rispondere a un altro interrogativo: quanto idrogeno green o low-carbon saremo in grado di produrre nel prossimo decennio e, presumibilmente, in quelli successivi? Per quello green, il limite dipenderà dalla valutazione della produzione rinnovabile disponibile senza compromettere l’obiettivo di ridurre del 55%le emissioni di CO2 nel 2030. Per quello blu, sempre che sia fattibile e conveniente su scala significativa, la risposta verrebbe dalla valutazione dell’effettiva capacità disponibile per lo stoccaggio in sicurezza della CO2.Secondo Con industria, l’attuale consumo nazionale di idrogeno in Italia è pari a circa 16 TWh, corrispondente a circa 480,000 t/anno. Il 2% previsto dalle Linee guida corrisponderebbe a circa 10.000 tonnellate. L’esiguità di questa cifra riflette la notevole quantità di energia richiesta per isolare l’idrogeno e rende inconcepibile una strategia basata sulla sua utilizzazione a pioggia.La priorità va data ai settori “hard to abate”, dove non esistono oggi tecnologie alternative all’idrogeno, e, al loro interno, a quelli dove non sono richieste modi che nell’attuale processo produttivo (industria chimica e della raf nazione), mentre per gli altri (ad es. siderurgia e cementi ci) gli investimenti vanno concentrati sulla R&S e sulla realizzazione di impianti dimostrativi.Per chimica e raf nazione andrebbero quindi fatte valutazioni per gli impianti più signi cativi esistenti in Italia che, tenendo conto della loro presumibile evoluzione, indichino per ciascuno quale dovrà essere la potenza di elettrolizzazione in grado di realizzare la completa decarbonizzazione; informa- zioni essenziali da un lato per impostare una politica industriale nel comparto degli elettrolizzatori, dall’altro per individuare le “hydrogen valley” di più immediata implementazione.Le Linee guida sono invece sbilanciate a favore dell’utilizzo diretto dell’idrogeno nel trasporto pesante su strada, marittimo e aereo, arrivando per no a presentarlo come un’alternativa per le automobili, senza prendere in considerazione i conseguenti rischi di lock-in.Per il trasporto pesante su strada è infatti già in corso la trasformazione della liera per l’utilizzo di GNL al posto del gasolio. L’impiego dell’idrogeno verde per produrre metano sintetico renderebbe possibile, in sinergia col biometano, il graduale “greening” del gas naturale, senza modi care né la logistica, né la liera; oltre tutto, senza dover risolvere i problemi di sicurezza posti dall’idrogeno a bordo dei Tir. Lo stesso dicasi per il trasporto marittimo. Considerazioni analoghe valgono per il trasporto leggero con mezzi azionati da motori endotermici, che saranno gradualmente sostituiti da quelli a trazione elettrica, ma sono destinati a circolare ancora a lungo: se alimentati in misura crescente da carburanti sintetici prodotti con idrogeno green, ridur- rebbero anticipatamente le emissioni climalteranti. In ne, nel trasporto aereo i criteri di sicurezza privilegeranno il jet fuel di origine biologica o sintetica. Almeno per il trasporto pesante su strada andrebbero quindi prese in considerazione entrambe le linee di sviluppo – trazione elettrica con batterie e con celle a combustibile – mentre le Linee guida, senza motivarlo, escludono la prima opzione.Inoltre, è del tutto ingiusti cata la proposta di utilizzare l’idrogeno nel riscaldamento residenziale e commerciale, considerandolo una valida alternativa alle pompe di calore e al riscaldamento a biometano, ma diventa comprensibile quando poco dopo si legge che questa opzione “necessiterà di una progressiva riconversione all’idrogeno dell’esistente rete gas”. A buon intenditor…Analogamente, osservando che produrre idrogeno a suf cienza attraverso fonti rinnovabili in loco potrebbe non essere tecnicamente possibile a causa di vincoli di spazio, il documento del MiSE sottolinea che una produzione centralizzata potrebbe permettere economie di scala sugli elettrolizzatori e bene ciare di maggiori load factor delle fonti rinnovabili situate in aree soleggiate o ventose del Mezzogiorno.Il documento dimentica però che il potere calori co di un metro cubo di idrogeno è circa un terzo di quello del gas naturale, quindi trasportarlo costerebbe tre volte tanto, se i costi di investimento per trasportare l’idrogeno in un gasdotto fossero gli stessi del gas naturale. Viceversa, sono più elevati, perché occorre impedire le fughe di idrogeno dovute alla sua maggiore diffusività, il che rende improponibile il trasporto dell’idrogeno a grande distanza. Non a caso l’85% dell’idrogeno è attualmente è prodotto a bocca dell’utente, mentre il restante 15% viene trasportato a distanze molto ridotte.Prof. Ing. GB Zorzoli – Associazione Italiana Economisti dell’Energia […]
[…] to EnergiaAladin99 scrive:10 maggio 2021 alle 19:43Idrogeno, quale futuro?Nella sua Comunicazione sulla strategia dell’idrogeno la Commissione […]