DIFENDERE L’IDROGENO IN UNA ECONOMIA A ZERO EMISSIONI

Mentre gli Stati Uniti corrono per raggiungere il loro obiettivo di produzione di elettricità a zero emissioni di carbonio entro il 2035, i fornitori di energia stanno rapidamente aumentando le risorse rinnovabili come il solare e l’eolico. Ma poiché queste tecnologie sfornano elettroni solo quando il sole splende e il vento soffia, hanno bisogno di backup da altre fonti di energia, specialmente durante le stagioni di alta domanda elettrica. Attualmente, gli impianti che bruciano combustibili fossili, principalmente gas naturale, colmano le lacune.

“Mentre ci muoviamo verso una penetrazione sempre più rinnovabile, questa intermittenza avrà un impatto maggiore sul sistema elettrico”, afferma Emre Gençer, ricercatore presso il MIT Energy Initiative (MITEI). Questo perché gli operatori di rete ricorreranno sempre più a impianti “di punta” basati su combustibili fossili che compensano l’intermittenza delle fonti di energia rinnovabile variabile (VRE) solare ed eolica. “Se vogliamo ottenere elettricità a zero emissioni di carbonio, dobbiamo sostituire tutte le fonti che emettono gas serra”, afferma Gençer.

Sono in fase di sviluppo alternative a basse e zero emissioni di carbonio agli impianti peaker che emettono gas serra, come serie di batterie agli ioni di litio e generazione di energia a idrogeno. Ma ciascuna di queste tecnologie in evoluzione ha una propria serie di vantaggi e vincoli e si è rivelato difficile inquadrare il dibattito su queste opzioni in un modo utile per i responsabili politici, gli investitori e le utility impegnate nella transizione verso l’energia pulita.

Ora, Gençer e Drake D. Hernandez SM ’21 hanno ideato un modello che consente di definire con maggiore precisione i pro e i contro di queste alternative all’impianto di picco. La loro analisi tecnologica ed economica ibrida, basata su un inventario dettagliato del sistema di alimentazione della California, è stata pubblicata online il mese scorso su Applied Energy . Sebbene il loro lavoro si concentri sulle soluzioni più convenienti per la sostituzione delle centrali elettriche di punta, contiene anche approfondimenti destinati a contribuire al dibattito più ampio sulla trasformazione dei sistemi energetici.

“La conclusione essenziale del nostro studio è che la generazione di energia alimentata a idrogeno può essere l’opzione più economica rispetto alle batterie agli ioni di litio, anche oggi, quando i costi di produzione, trasmissione e stoccaggio dell’idrogeno sono molto elevati”, afferma Hernandez, che ha lavorato sul progetto. Aggiunge Gençer: “Se c’è un posto per l’idrogeno nei casi che abbiamo analizzato, ciò suggerisce che c’è un ruolo promettente per l’idrogeno da svolgere nella transizione energetica”.

Sommando i costi

La California funge da paradigma  per un sistema di potere in rapida evoluzione. Lo stato trae oltre il 20% della sua elettricità dal solare e circa il 7% dall’eolico, con un numero maggiore di VRE in rapida attivazione. Ciò significa che i suoi impianti di punta svolgono già un ruolo fondamentale,  ogni sera quando il sole tramonta o quando eventi come le ondate di calore aumentano il consumo di elettricità per giorni interi.

“Abbiamo esaminato tutti gli impianti di peaker in California”, racconta Gençer. “Volevamo conoscere il costo dell’elettricità se li avessimo sostituiti con turbine a idrogeno o con batterie agli ioni di litio”. I ricercatori hanno utilizzato una metrica di base chiamata costo livellato dell’elettricità (LCOE) per confrontare tra loro i costi di diverse tecnologie. LCOE misura il costo medio totale di costruzione e gestione di un particolare bene che genera energia per unità di elettricità totale generata durante l’ipotetica vita di quel bene.

Selezionando il 2019 come anno di studio di base, il team ha esaminato i costi di gestione degli impianti peaker alimentati a gas naturale, che hanno definito come impianti che operano il 15% dell’anno in risposta alle lacune nell’elettricità rinnovabile intermittente. Inoltre, hanno determinato la quantità di anidride carbonica rilasciata da questi impianti e le spese per l’abbattimento di queste emissioni. Molte di queste informazioni sono pubblicamente disponibili.

Anche stabilire i prezzi per la sostituzione degli impianti peaker con massicci agglomerati di batterie agli ioni di litio è stato relativamente semplice: “Non ci sono limitazioni tecniche agli ioni di litio, quindi puoi costruirne quante ne vuoi; ma sono super costosi in termini di ingombro per lo stoccaggio di energia e l’estrazione mineraria necessaria per produrli”, afferma Gençer.

Ma poi è arrivata la parte difficile: stabilire i costi della generazione di elettricità a idrogeno. “La cosa più difficile è trovare ipotesi di costo per le nuove tecnologie”, afferma Hernandez. “Non è possibile farlo attraverso una revisione della letteratura, quindi abbiamo avuto molte conversazioni con produttori di apparecchiature e operatori di impianti”.

Il team ha preso in considerazione due diverse forme di idrogeno per sostituire il gas naturale, una prodotta attraverso impianti di elettrolisi che convertono acqua ed elettricità in idrogeno, e un’altra che riforma il gas naturale, producendo idrogeno e rifiuti di carbonio che possono essere catturati per ridurre le emissioni. Hanno anche analizzato i numeri sull’adeguamento degli impianti a gas naturale per bruciare l’idrogeno invece di costruire strutture completamente nuove. Il loro modello include l’identificazione di probabili ubicazioni in tutto lo stato e le spese coinvolte nella costruzione di queste strutture.

I ricercatori hanno trascorso mesi a compilare un gigantesco set di dati prima di intraprendere il compito di analisi. I risultati della loro modellazione sono stati chiari: “L’idrogeno può essere un’alternativa più conveniente alle batterie agli ioni di litio per le operazioni di picco su una rete elettrica”, afferma Hernandez. Inoltre, osserva Gençer, “Mentre alcune tecnologie hanno funzionato meglio in determinate località, abbiamo scoperto che in media, riformare l’idrogeno anziché l’idrogeno elettrolitico si è rivelato l’opzione più economica per sostituire gli impianti peaker”.

Uno strumento per gli investitori energetici

Quando ha iniziato questo progetto, Gençer ammette che “non era fiducioso” sull’idrogeno che sostituiva il gas naturale negli impianti di punta. “È stato un po’ scioccante vedere nei nostri diversi scenari che c’era un posto per l’idrogeno”. Questo perché il prezzo complessivo per la conversione di un impianto basato su combustibili fossili in uno basato sull’idrogeno è molto alto, e tali conversioni probabilmente non avranno luogo fino a quando più settori dell’economia non abbracceranno l’idrogeno, sia come carburante per i trasporti che per vari fini produttivi e industriali.

Esiste una nascente infrastruttura per la produzione di idrogeno, principalmente nella produzione di ammoniaca per fertilizzanti. Ma saranno necessari enormi investimenti per espandere questo quadro per soddisfare le esigenze su scala di rete, guidati da incentivi mirati. “Con  qualsiasi delle soluzioni climatiche proposte oggi, avremo bisogno di una tassa sul carbonio ; altrimenti nessuno passerà alle nuove tecnologie”, afferma Gençer.

I ricercatori ritengono che studi come il loro potrebbero aiutare le principali parti interessate dell’energia a prendere decisioni più informate. A tal fine, hanno integrato la loro analisi in SESAME, uno strumento di valutazione tecno-economica e del ciclo di vita per una serie di sistemi energetici sviluppato dai ricercatori del MIT. Gli utenti possono sfruttare questo sofisticato ambiente di modellazione per confrontare i costi di stoccaggio dell’energia e le emissioni di diverse tecnologie, ad esempio, o per determinare se è conveniente sostituire un impianto alimentato a gas naturale con uno alimentato a idrogeno.

“Poiché i servizi pubblici, l’industria e gli investitori devono cercare di decarbonizzare e raggiungere obiettivi di emissioni zero, devono valutare i costi degli investimenti in tecnologie a basse emissioni di carbonio oggi contro i potenziali impatti dei cambiamenti climatici in futuro”, afferma Hernandez, che è attualmente un senior associate nella pratica energetica presso Charles River Associates. L’idrogeno, secondo lui, diventerà sempre più competitivo in termini di costi man mano che i suoi costi di produzione diminuiranno e i mercati si espanderanno.

Gençer, membro del gruppo di studio di Future of Storage di prossima pubblicazione del MITEI, sa che l’idrogeno da solo non introdurrà un futuro a zero emissioni di carbonio. Ma, dice, “La nostra ricerca mostra che dobbiamo prendere seriamente in considerazione l’idrogeno nella transizione energetica, iniziare a pensare alle aree chiave in cui dovrebbe essere utilizzato l’idrogeno e iniziare a fare i massicci investimenti necessari”.

Il finanziamento per questa ricerca è stato fornito dallo studio Low-Carbon Energy Centers e Future of Storage del MITEI.

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