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Foto di D koi su Unsplash

L’utilizzo dell’idrogeno nella lotta al cambiamento climatico è uno dei temi più dibattuti: dal settore dei trasporti a quello del riscaldamento passando per lo stoccaggio di energia stagionale e al settore industriale sono tanti i settori interessati. Uno degli utilizzi spesso menzionati dell’idrogeno è l’immissione nella rete gas al fine di diminuire l’utilizzo del metano e limitare le emissioni climalteranti.
In quest’ottica, al fine di diminuire l’impronta di carbonio della rete, l’idrogeno deve essere prodotto da fonti rinnovabili utilizzando i picchi di energia in eccesso e non provenire da idrocarburi. Questa strategia fa parte di quell’insieme di tecnologie spesso chiamate POWER-TO-GAS (talvolta abbreviato P2G) che consiste nella produzione di combustibili gassosi, come appunto l’idrogeno, partendo da energia elettrica, spesso dopo un eccesso di produzione rinnovabile.

Limiti tecnici ed economici della distribuzione di idrogeno nella rete

Le differenze tra l’idrogeno e il metano implicano che a seconda dell’utilizzatore finale solamente una bassa percentuale di idrogeno sia ammissibile ai fini della sicurezza e del corretto funzionamento delle macchine. Il Fraunhofer Institute For Energy Economics And Energy System Technology ha rilasciato uno studio riguardante l’immissione e la distribuzione di idrogeno nella rete (The limitations of hydrogen blending in the european gas grid) evidenziando i limiti massimi di idrogeno ammissibile allo stato attuale per sistemi di trasmissione, stoccaggio, distribuzione e utilizzazione. Un grafico parziale dello studio è riportato di seguito. Come è facilmente osservabile una buona parte di utenze quali caldaie a condensazione e fornelli a gas sarebbe già pronta a funzionare con il 10% di idrogeno senza problema alcuno. La quasi totalità del sistema sarebbe pronto ad accettare un 10% di idrogeno ad eccezione dei compressori che, allo stato attuale, si fermerebbero non oltre il 5% a causa della pressione parziale sopportabile da certi materiali.

Il raggiungimento di valori più alti, quali il 20% di idrogeno in miscela, sono tecnicamente fattibili ma comportano dei sostanziali investimenti sulla rete di distribuzione, soprattutto quelle ad alta pressione. Come già menzionato non tutta la rete di distribuzione sarebbe attualmente pronta a miscele ad alto contenuto di idrogeno per problematiche quali l’infragilimento da idrogeno (chiamato spesso con il nome inglese “hydrogen embrittlement”, un tipo di corrosione causata dalla diffusione di idrogeno nel metallo) e le perdite. Servirebbero quindi grandi investimenti su componenti quali tubazioni di distribuzione, compressori e valvole oltre che sui terminali dell’utilizzatore come le caldaie.

Gli investimenti necessari si riverserebbero sugli utilizzatori finali, andando ad aumentare il costo per unità di energia sottoforma di gas (miscela metano-idrogeno). Un valore del 5% di idrogeno in miscela non avrebbe aumenti particolarmente apprezzabili sul costo dell’energia, che avrebbe infatti un aumento stimato dell’1% a livello europeo. Il raggiungimento del valore del 20% di idrogeno comporterebbe valori notevoli invece dell’ordine del 20%. Di seguito i valori riportati dal Fraunhofer Institute per i principali Paesi europei:

  • Germania: 24,3%;
  • Francia: 18,4%;
  • Italia: 27,4%;
  • Portogallo 43,3%;
  • Irlanda: 13,1%.

Una miscelazione del 20% in volume di idrogeno porterebbe a una diminuzione stimata del 7% di emissioni di CO2. Questa stima è data dal fatto che l’idrogeno ha un potere calorifico inferiore minore del gas naturale in volume: ricordiamo che il metano contiene quasi 3 volte meno energia dell’idrogeno a parità di massa ma circa 3 volte più energia dell’idrogeno a parità di volume; quindi, a parità di portata volumica, sostituire il 20% di metano con idrogeno alla stessa pressione significa ridurre del 14% l’energia trasportata. L’impronta carbonica della rete gas può quindi essere diminuita grazie all’idrogeno ma di un’entità forse non pienamente giustificata dai costi da sostenere. La produzione di metano a partire da idrogeno rinnovabile invece permetterebbe di non dover portare adattamenti alle infrastrutture esistenti.

Conclusioni

In definitiva non sembra essere al momento conveniente (con l’attuale stato dell’arte) l’adozione di tenori di idrogeno superiori al 10% in quanto non porterebbero benefici ambientali tali da poter essere sostenuti economicamente dagli utenti a meno di massicci incentivi statali. L’aumentare dell’installazione di fonti rinnovabili renderà però sempre più frequenti picchi di energia difficilmente stoccabili, ragion per cui l’immissione di idrogeno in tenori contenuti sarà un’opzione percorribile per alleviare l’impronta carbonica della rete e gestire meglio il mix di rinnovabili.