Idrogeno verde, la visione integrata di Saipem

Grande promessa della rivoluzione energetica mondiale, l’idrogeno rappresenta oggi uno dei pilastri della strategia di “transizione energetica” adottata da Saipem. La società accelera sullo sviluppo di tale vettore energetico tramite nuove tecnologie, accordi internazionali e una visione a lungo termine

prometeo idrogeno verde
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(Rinnovabili.it) L’idrogeno e il settore energetico hanno condiviso quasi 200 anni di storia. Dal primo motore a combustione interna, progettato da Francois de Rivaz nel 1806, al moderno impiego nell’industria della raffinazione. Un passo a due che si muove oggi nel contesto più ampio della transizione ecologica. L’idrogeno verde è stato incoronato, infatti, come uno dei vettori cardine della decarbonizzazione mondiale, conquistando strategie politiche e piani aziendali. Al punto da poter contare, attualmente, almeno 50 obiettivi nazionali, mandati e incentivi politici a supporto diretto.

Ma quali sono le reali prospettive di sviluppo nel breve termine? In che modo l’idrogeno può veicolare il passaggio verso le zero emissioni? Quali sono i progetti e le applicazioni più promettenti a livello nazionale e internazionale? Una risposta concreta arriva da quelle realtà che hanno già iniziato a lavorare con questo elemento, privilegiando un approccio di sviluppo fortemente integrato a livello energetico e industriale. Realtà come l’italiana Saipem che ha messo al servizio della energy transition i suoi 60 anni di esperienza globale nell’oil&gas e le competenze maturate nel trattamento dell’idrogeno. 

La società è passata dall’operare come contractor nel comparto petrolifero ad essere un fornitore globale di servizi e soluzioni nel settore dell’energia e delle infrastrutture per affrontare le nuove sfide della decarbonizzazione. Nel modello di business di Saipem, l’idrogeno, verde e blu, è parte degli strumenti innovativi proposti ai clienti per accompagnarli nel percorso di riduzione dell’impronta carbonica ed ambientale delle loro attività.

Grigio, verde, blu: di che colore sarà l’idrogeno di domani?

Leggero, immagazzinabile, ad alta densità energetica, privo di emissioni dirette di inquinanti o gas a effetto serra. Sulla carta l’idrogeno (H2) ha buone credenziali. Tuttavia, pur essendo l’elemento chimico più abbondante dell’Universo, impiegarlo ai fini della transizione energetica non è semplice. E la prima difficoltà si incontra nella sua produzione. Attualmente il sistema più diffuso è lo Steam Reforming che prevede l’estrazione dell’H2 a partire da idrocarburi, principalmente metano. Il risultato è quello che in gergo viene definito idrogeno grigio. Rispetto agli altri metodi più “virtuosi”, ha il minor costo, con una media di circa 1,50 euro al kg e un cost driver fortemente connesso al prezzo del gas naturale. Di contro possiede una quota emissiva di anidride carbonica (CO2) che lo penalizza ai fini del percorso verso l’obiettivo net zero CO2 entro il 2050 (1kg di H2 prodotto in questo modo produce circa 9kg di CO2…sarebbe spostare il problema delle emissioni di CO2 a monte della catena!).

Il processo produttivo più ecologico, ma ad oggi anche il più caro, è l’elettrolisi dell’acqua. La reazione richiede un certo quantitativo di energia elettrica per rompere le molecole di H2O e rilasciare idrogeno e ossigeno. Quando l’elettricità impiegata proviene esclusivamente da fonti rinnovabili come il sole o il vento, il prodotto finale si qualifica come idrogeno verde, per indicare la completa assenza di emissioni di CO2. In Europa il costo si aggira mediamente tra i 3,2 e 7,4 (fonte: Hydrogen Europe) euro al kg, in parte determinato dal costo degli elettrolizzatori, e soprattutto (circa il 70%) da quello dell’elettricità rinnovabile. L’Outlook dei costi di elettrolisi sta rapidamente scendendo per effetto scala e per shift tecnologici.

Tra le due opzioni emerge anche, come elemento di transizione, il cosiddetto idrogeno blu, che attualmente alimenta il dibattito energetico mondiale. Estratto, al pari del grigio, da fonti fossili, il combustibile riceve una classificazione diversa grazie all’impiego integrato di tecnologie di cattura e stoccaggio della CO2 che rendono il bilancio emissivo quasi neutro. Il costo medio dell’H2 blu occupa una posizione di mezzo rispetto al minimo offerto dallo steam reforming e al massimo dell’elettrolisi: circa 2-2,50 euro al kg. Il prezzo del gas rimane il cost driver principale, ma va aggiunto nel quadro anche la spesa per le tecnologie di CCS (carbon capture and storage). Tuttavia, per gli esperti di Bloomber New Energy Finance (BNEF), la diffusione di eolico e fotovoltaico, la progressiva riduzione del costo di produzione dell’energia rinnovabile (Levelized Cost of Energy, LCOE) per queste tecnologie, unitamente all’aumento del prezzo della CO2 permetterà all’idrogeno verde di divenire la scelta più competitiva in molti mercati entro il 2030.

Hydrogen economy, tra esigenze attuali e potenzialità future

Attualmente la fornitura di questo prodotto agli utenti industriali rappresenta già un’opportunità attraverso l’ibridizzazione dei complessi industriali esistenti, dove esiste già un’infrastruttura dedicata all’idrogeno. Nel mondo è già impiegato in campo chimico, nella sintesi ad esempio di ammoniaca, metanolo e nella raffinazione; ed in futuro in quello metallurgico per la produzione di acciaio, grazie a nuove soluzioni tecnologiche per la riduzione diretta del minerale di ferro. Esiste dunque una consistente domanda globale che è cresciuta di oltre tre volte dal 1975 a oggi (dati IEA).

Ognuno di questi segmenti rappresenta un’opportunità per far avanzare il processo di decarbonizzazione attraverso l’impiego di idrogeno verde. L’idrogeno offre un’interessante opportunità in tutti quei comparti dove l’elettrificazione dei consumi appare un’opzione complessa, settori hard to abate, sia come feedstock (raffinazione, siderurgia, ecc.) sia come vettore, come ad esempio i mezzi pesanti e trasporti su lunghe distanze. Inoltre, l’idrogeno può offrire maggiore flessibilità e capacità di stoccaggio di lungo termine per il settore elettrico, migliorando la sicurezza degli approvvigionamenti.

L’idrogeno nella strategia Saipem

Saipem, forte anche della grande esperienza maturata sull’intera catena del valore dell’H2 in ambito petrolchimico e della produzione di fertilizzanti, ha deciso di puntare sull’idrogeno verde e blu. La società annovera già la realizzazione di 65 impianti in cui questo prodotto viene generato da idrocarburi, in maniera diretta o come sottoprodotto secondario. Competenze specifiche, know-how tecnico e capacità di innovare sono ora al servizio della transizione ecologica.

L’attenzione è attualmente focalizzata sulla domanda di mercato e sull’integrazione con la produzione elettrica rinnovabile o con le soluzioni di cattura dell’anidride carbonica (CCS). Con focus sulle tecnologie di generazione – tramite collaborazione con fornitori di elettrolizzatori – di trasformazione, stoccaggio e di trasporto dell’H2 verde. L’obiettivo è rendere l’idrogeno verde competitivo e quindi utile nel percorso di decarbonizzazione fornendo soluzioni che si sposino fin da subito con le esigenze del mondo industriale ed energetico. A ciò si associa una continua attività di scouting per individuare le migliori innovazioni da portare sul mercato.

AMMONIACA GREEN – Una delle applicazioni più promettenti sono gli impianti ibridi per la produzione di ammoniaca e urea verdi. L’ammoniaca è un composto chimico richiesto da molteplici mercati. Sintetizzata a partire da idrogeno e azoto, trova applicazione in numerosi settori come quello fitosanitario, plastico, farmaceutico, tessile e cartario. In questo contesto Saipem ha messo a punto soluzioni di ibridizzazione impiantistica per integrare l’elettrolisi dell’acqua ai processi tradizionali. E ottenere in questo modo un’ammoniaca a basso impatto emissivo, da utilizzare sua volta per la sintesi di urea green. 

POWER-TO-H2 – Tra le aree chiave della strategia societaria c’è anche la tecnologia Power-to-H2, ossia la conversione dell’elettricità proveniente da rete, parchi eolici o fotovoltaici in idrogeno verde. Una volta compresso, attraverso stazioni realizzate ad hoc, l’idrogeno si presta a diversi utilizzi: può essere stoccato, iniettato nella rete del gas, oppure inviato a distretti industriali di prossimità (acciaierie, impianti petrolchimici, ecc.). E, perché no, anche imbarcato per raggiungere destinazioni lontane.

Gli ultimi impegni assunti in questo campo? Il Memorandum of Understanding (MoU) firmato con Alboran Hydrogen. La collaborazione ha l’obiettivo di proporre e realizzare nuovi impianti nel bacino mediterraneo per la produzione di idrogeno verde. Tre di questi saranno in Italia, più precisamente nei territori di Brindisi, Taranto e Foggia, per lo sviluppo e la creazione di un distretto dell’idrogeno (Hydrogen Valley). L’obiettivo è creare un’ecosistema integrato in cui lo stimolo della domanda e dell’offerta agevoli lo sviluppo delle filiere industriali. Il tutto in una regione, la Puglia, favorita dalla risorsa rinnovabile e dove è presente una legislazione che promuove lo sviluppo di iniziative per la produzione di idrogeno verde; i progetti pugliesi vedranno il coinvolgimento del Distretto Tecnologico Nazionale dell’Energia, l’Università La Sapienza, l’Università del Salento e la Cittadella della Ricerca di Brindisi.  

DISTRETTI ENERGETICI – Nel contesto “produzione” si inserisce anche il progetto AGNES, uno dei più grandi Hub energetici verdi del Vecchio Continente. Concepito in collaborazione con Quint’x, AGNES rappresenta la prima iniziativa su larga scala in Italia ed in Europa che integra fonti rinnovabili e H2. Il progetto sorgerà a largo di Ravenna con l’obiettivo di creare un distretto energetico marino che unisca la generazione di energia rinnovabile ed impianti per la produzione di H2 sulla costa e in mare, riconvertendo alcune piattaforme offshore al termine della vita utile per installare elettrolizzatori.

Il progetto prevederà la gestione in parallelo di significative quantità dell’ossigeno; prodotto che potrà essere impiegato per ulteriori applicazioni industriali e la componentistica non, massimizzando l’applicazione del concetto di economia circolare. Saipem svolgerà un ruolo di project leader del progetto, partendo dallo sviluppo con un partner fino alla realizzazione, mentre sarà fornita da aziende specializzate, con cui l’azienda collabora da tempo. A regime l’Hub conterà 65 turbine eoliche da 8 MW l’una, un impianto fotovoltaico flottante da 100 MW, per una capacità complessiva di 620 MW, e un parco di elettrolizzatori in grado di produrre 4.000 tonnellate di idrogeno l’anno.

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INFRASTRUTTURE DI TRASPORTO – Far incontrare l’offerta con la domanda nella maniera più rapida possibile è un passaggio essenziale. Ecco perché Saipem sta studiando anche soluzioni tecniche per il trasporto dell’H2, liquido o gassoso, puro o in miscela, in reti esistenti e di nuova concezione o via nave. E i primi risultati si possono già toccare con mano. Moss Maritime, azienda norvegese controllata da Saipem e specializzata in ingegneria navale, assieme a Equinor, DNV-GL e Wilhelmsen ha realizzato un nuovo design navale per il bunkeraggio dell’idrogeno liquefatto (LH2). Forte dell’esperienza maturata sugli LNG carrier, l’innovativa imbarcazione è in grado di trasportare 9.000 m³ di idrogeno liquido a una temperatura di -253°C. Ovviamente con le massime prestazioni di isolamento e altissimi requisiti di sicurezza.

In Italia, invece, il Gruppo ha firmato un accordo con Snam che prevede, tra le altre cose, di collaborare su studi di fattibilità finalizzati all’individuazione di nuove soluzioni per il trasporto di idrogeno sia attraverso l’utilizzo e l’adeguamento di infrastrutture e reti esistenti che mediante trasporto con mezzi navali.

X-HUB – Attraverso la sua divisione XSIGHT, il Gruppo sta sviluppando X-HUB, un tool digitale dedicato alla valutazione della fattibilità tecnico-economica dei futuri distretti energetici; in particolare quelli che mixano diverse tecnologie e fonti. Nel dettaglio, il programma impiega l’intelligenza artificiale per discriminare la qualità di diverse soluzioni, definendo modelli di ‘isole energetiche’ adatti al contesto e territorio che li dovrà ospitare. XHUB definisce altresì la migliore tecnologia e modalità di trasporto del vettore a seconda della location dell’impianto e della logistica.

FUEL CELL – Spingendo un po’ più in là lo sguardo, la strategia societaria sull’idrogeno verde punta ad includere anche le nuove tecnologie per la mobilità. Nel complesso il settore presenta ancora diverse sfide tecniche, nonostante il comparto dell’automotive abbia già messo su strada alcuni veicoli a fuel cell. Tuttavia, per i trasporti su lunghe distanze, il vettore offre degli innegabili vantaggi rispetto all’elettricità, che fanno sempre più gola al settore navale, aereo e del trasporto merci su gomma.

POWER-TO-X – Evoluzione del Power-to-H2, la tecnologia Power-to-X implica un ulteriore trasformazione per l’idrogeno per la produzione, ad esempio di metanolo, etilene, propilene o cherosene. Passaggi, quest’ultimi, che si prestano ad un ulteriore sviluppo tecnologico: la valorizzazione della CO2 catturata con tecnologie CCUS. Soluzioni di sequestro, stoccaggio o riutilizzo del carbonio sono da tempo parte integrante del business Saipem. Ecco perché su un’ottica di lungo periodo, la società intende anche valutare un possibile “riciclo” del biossido di carbonio assieme all’idrogeno, al fine di creare una catena del valore circolare.

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