di Claudio Catalano

1.  La conservazione dell’energia

Da quando, un paio di secoli fa, l’umanità ha scoperto ed iniziato ad utilizzare l’energia elettrica per alimentare le macchine necessarie al suo sviluppo, si è posto il problema della sua produzione e conservazione. Fino a qualche decennio fa questo problema era affrontato e risolto utilizzando, all’interno delle centrali elettriche, combustibili presenti sul pianeta formatisi nel corso di centinaia di milioni di anni. Salvo che per le centrali idroelettriche, i processi di produzione dell’energia elettrica erano irreversibili e con la loro produzione di gas climalteranti hanno modificato profondamente la composizione dell’atmosfera creando cambiamenti climatici planetari che mettono a repentaglio la stessa sopravvivenza della specie umana. Gradualmente ci si è resi conto che la cosiddetta impronta ecologica delle nostre attività dev’essere ridotta fino a scomparire se vogliamo salvaguardare il futuro, non del pianeta, bensì di tutte le specie viventi che conosciamo.

Con l’avanzare della tecnologia, ci si sta rendendo conto che la parola chiave è Riciclo. Questo significa che possiamo utilizzare gli elementi presenti sul pianeta a patto di rilasciarli in natura così com’erano fatte salve le inefficienze di qualsiasi procedimento umano. In quest’ottica l’uso più rispettoso dell’ambiente è quello delle Energie Rinnovabili ossia della luce solare, del vento, delle maree e delle onde marine oltre all’energia prodotta dai corsi d’acqua dolce. Queste fonti di energia hanno però il difetto di non essere costanti e prevedibili. Per il loro utilizzo più efficace serve dunque depositarle in un “contenitore” quando eccedano la richiesta del momento.

La domanda che ci poniamo in questo documento è rivolta all’individuazione di questo “contenitore”. E non sfuggirà all’analisi l’evoluzione degli strumenti usati per realizzare la Mobilità umana.

1.1.    L’Energia del futuro si “basa” sull’idrogeno?

Fin dagli anni ’70 del secolo scorso, si discuteva molto dell’idea di usare l’idrogeno come combustibile per veicoli e impianti energetici. Tuttavia, il maggior problema di allora era il costo della sua produzione, che non ne consentiva un uso su scala commerciale. In quegli anni non era disponibile la tecnologia per produrre importanti quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili ad un costo sempre più basso come oggi. Ora, se da un lato la crisi pandemica che ha condotto tutti gli Stati ad indebitarsi enormemente si è aggiunta ai disastri provocati dai cambiamenti climatici dovuti alle emissioni climalteranti, dall’altro la tecnologia, finalmente matura, ha portato la produzione e gli impieghi dell’idrogeno a fare il salto di qualità dai laboratori alla realtà quotidiana. Anche nei trasporti l’uso dell’idrogeno sta superando lo stadio prototipale: Alstom ha messo in produzione il primo treno all’idrogeno, Airbus progetta di realizzare aerei all’idrogeno di medio raggio a partire dal 2035.

Questo spinge investitori e imprese a chiedere all’UE un Piano di Recupero post crisi che metta al centro l’utilizzo sempre maggiore dell’idrogeno verde per tutti i settori industriali a partire da quello del trasporto e dell’industria pesanti. Un investimento che mira ad abbattere pressoché totalmente l’uso di combustibili fossili fornendo una fonte energetica a prezzi molto bassi. Andiamo verso una società totalmente elettrificata senza alcuna nostalgia della fissione nucleare e di tutti i problemi ad essa connessi!

Se questo è vero, l’idrogeno verde si configura come una delle soluzioni più efficaci per il futuro e con tutta probabilità uno dei nuovi vettori principali dei cambi di paradigma dei settori energetici in Italia e in Europa. Il mondo intero sta già puntando tutto sulla crescita tecnologica per accelerare il processo di decarbonizzazione. E questo significa necessità di norme e finanziamenti adeguati oltre che di nuove infrastrutture di approvvigionamento. “A livello dell’UE, prevediamo somme nella gamma dei 320-460 miliardi di euro entro il 2030” ha ricordato la commissaria europea all’energia, Kadri Simson, intervenuta alla conferenza “Hydrogen in Society – Bridging the gap”, l’evento organizzato nell’ambito della Presidenza portoghese del Consiglio dell’Unione europea (gennaio – giugno 2021). In particolare la commissaria UE ha ricordato che, nel rispetto della strategia per l’idrogeno europeo, serviranno nei prossimi anni fino a:

• 42 miliardi € di investimenti in elettrolizzatori;
• 340 miliardi in impianti di produzione elettrica da fonti rinnovabili;
• 65 miliardi per trasporto, distribuzione, stoccaggio e rifornimento.

Oltre ad investimenti in Ricerca e Sviluppo per potenziare gli elettrolizzatori e realizzare progetti dimostrativi su larga scala. Insomma l’UE si sta muovendo decisamente verso la produzione di enormi quantità di Idrogeno dall’acqua che, ricombinato con l’Ossigeno, produrranno enormi quantità di energia elettrica e di …. Acqua. L’Idrogeno si presenta dunque come un contenitore gassoso di energia elettrica. Vediamolo un po’ più da vicino.

1.2.    Cos’è e come si produce l’Idrogeno

L’idrogeno (generatore di acqua; simbolo H), pur essendo diffusissimo in tutto l’universo, il Sole è composto per il 90% da idrogeno nello stato di Plasma, e dunque anche sulla Terra, è un gas che, allo stato puro, è rarissimo (1 ppm in atmosfera) ed è altamente infiammabile come ha dimostrato la tragedia del dirigibile Hindenburg (6 maggio 1937 lungo 245m trasportava circa 1.000 persone). Gli USA già dal 1922 ne avevano vietato l’uso a bordo di aerei. Dal 1937 questo divieto si estese al resto del mondo. Avendo un solo elettrone, tende a perderlo restando carico positivamente e legandosi agli atomi che glielo hanno sottratto.

H2 è un gas incolore ma in letteratura si trova associato a vari colori. Quello definito:

• Verde, è ricavato strappando con elettricità da fonti energetiche rinnovabili (Fer), 2 atomi di H da una molecola di acqua H2O;
• Nero è ricavato sempre dall’acqua ma usando energia prodotta da centrali a combustibili fossili;
• Grigio costituisce il 90% di quello in circolazione ed è lo scarto di processi chimici industriali. Proviene dal Metano (CH4) o da altri idrocarburi e rilascia in atmosfera la CO2;
• Blu viene estratto da idrocarburi fossili MA, a differenza del “grigio”, l’anidride carbonica che risulta dal processo è catturata ed immagazzinata e non liberata nell’aria.
• Viola è ricavato dall’acqua usando elettricità da una centrale nucleare, cioè a zero emissione di CO2.

La sua produzione prevalente, fino ad oggi, si è basata sulla reazione tra metano (CH4) e vapore acqueo (H2O) ad una temperatura tra 700 –1100 °C, per produrre syngas (una miscela costituita essenzialmente da monossido di carbonio CO e idrogeno H). Il calore richiesto per attivare la reazione è generalmente fornito bruciando parte del metano. La nocività di questo procedimento non ha bisogno di essere illustrata: il carbonio se ne va tutto in atmosfera sotto forma di CO2. Una parte per combustione destinata a raggiungere la temperatura voluta; un’altra parte per il trattamento del CO che sottoposto insieme con l’acqua alla reazione di Dussan dà CO2.ed idrogeno (CO + H₂O → CO₂ + H₂).

Figura 1

Il procedimento sicuramente più sostenibile per produrre Idrogeno è sicuramente l’elettrolisi dell’acqua (fig. 1) che evita l’uso di qualsiasi combustibile fossile se l’elettricità necessaria è fornita da fonti energetiche rinnovabili (Fer). Con un elettrolizzatore ad acqua ideale, ossia con un efficienza del 100% servirebbero 39,4 kWh per ogni kg di idrogeno. Su questo principio è basata la tecnica E-Tac che mostra un’efficienza energetica del 98,7% contro l’80% dei sistemi più evoluti. Come si vede dalla fig. 1, all’acqua è necessario aggiungere un composto come un solfato di sodio (Na₂SO₄)o l’acido solforico (H₂SO₄) in quanto l’acqua distillata conduce pochissimo. E questo ha portato un gruppo di ricercatori dell’Università di Houston (Texas) a cercare dei materiali che consentissero l’elettrolisi dell’acqua marina. Oggi, infatti, le tecnologie di elettrolisi funzionano con l’acqua dolce, poiché il sale marino danneggia parti chiave dell’impianto. Un grande ostacolo finora è stata la mancanza di un catalizzatore in grado di dividere efficacemente l’acqua di mare per produrre idrogeno, senza liberare ioni di sodio, cloro, calcio e altri componenti in grado di depositarsi sul catalizzatore e rendendolo inattivo. Ma il gruppo di Houston è riuscito a sintetizzare un catalizzatore tridimensionale composto da nitruri metallici economici per la reazione di liberazione dell’ossigeno molecolare. La nuova molecola è stata “accoppiata” con un catalizzatore per la reazione di liberazione dell’idrogeno a base di nichel-molibdeno-nitruro, all’interno di un elettrolizzatore, alimentato semplicemente dal calore residuo o da una pila AA. Quindi il team ha sperimentato l’apparecchio nelle acque della baia di Galveston, al largo della costa del Texas. Il risultato? L’elettrolizzatore ha raggiunto densità di corrente in grado di supportare le esigenze industriali, richiedendo una tensione relativamente bassa per avviare la scissione dell’acqua di mare.

In conclusione l’aumento del rendimento, la riduzione del costo dell’elettricità da fonti rinnovabili, oltre alla possibilità di utilizzare anche l’acqua del mare, renderà la produzione dell’idrogeno sempre più semplice, conveniente e diffusa. Essa consentirà l’uso completo dell’energia da fonti rinnovabili nei momenti in cui la domanda fosse inferiore all’offerta.

1.3.    Il consumo dell’acqua non può essere trascurato

Un elemento che non si può trascurare è l’elevata quantità di acqua necessaria alla produzione dell’idrogeno. Quest’aspetto può creare problematiche nelle scelte del sito, specie per grossi impianti. Il rapporto è di circa 20 litri di acqua per un kg di idrogeno prodotto, mentre si stima che un impianto da 100 MW consumi circa 2.000 m³ di acqua al giorno pari al consumo medio giornaliero di oltre 2.000 famiglie italiane.

1.4.    Progetti basati sull’Idrogeno

Tra i progetti più recenti su cui è stata richiesto il sostegno economico della UE, c’è Silver Frog una iniziativa di 4 aziende: la svizzera Meyer Burger, l’unità belga della Hydrogenics, l’ungherese Ecosolifer e la danese Europea Energy. Il loro obiettivo è quello di realizzare una mega fabbrica fotovoltaica con capacità produttiva di 2 GW con i quali fornire l’energia necessaria alla produzione di Idrogeno verde. Obiettivo del consorzio è la produzione di 800.000 tonnellate di Idrogeno verde in 8 anni.

L’Italia, come riportato anche nel Piano Nazionale Integrato Energia Clima (PNIEC 2019), ha assegnato all’idrogeno ed alla sua filiera un ruolo significativo nel processo di decarbonizzazione, sia sul fronte dei trasporti che su quello dell’accumulo. Tra gli obiettivi del PNIEC per il 2030, c’è quello di portare al 30% la quota di energia da Fer nei Consumi Finali Lordi di energia, contro il 32% previsto dalla UE; e di portare al 21,6% la quota di energia da Fer nei Consumi Finali Lordi di energia nei trasporti contro il 14% della UE. I settori di applicazione dell’idrogeno per l’Italia sono quello dei Trasporti, soprattutto pesanti, delle Ferrovie e dell’industria chimica e di raffinazione petrolifera. Peccato che non si parli dell’ex ILVA di Taranto. Per la produzione di energia dall’idrogeno i modelli teorici di produzione e trasporto sono 3 (vedi fig. 2):

1. Produzione da Fer e consumo totalmente in loco
2. 
   Produzione in loco con trasporto di energia elettrica verso il punto di consumo dove viene prodotto l’idrogeno

Figura 2

Produzione centralizzata con trasporto di idrogeno: la produzione di elettricità da Fer e di idrogeno avvengono nel medesimo sito e l’idrogeno viene distribuito ai punti di consumo usando sia gasdotti che camion/treni.

Il vantaggio del punto 1) è di non avere trasporto né di energia né di gas ma potrebbero mancare le capacità produttive necessarie per l’uno o per l’altro o per entrambi.

Il vantaggio del punto 3) sono le possibili economie di scala sugli elettrolizzatori che riceverebbero l’energia elettrica dai siti più produttivi. Il rovescio della medaglia in questo caso è costituito dalla necessità di una rete di distribuzione del gas con articolazione complessa e ramificata.

Per rispettare il PNIEC e far partire il mercato dell’idrogeno, il Governo prevede l’installazione di circa 5 GW di capacità di elettrolisi entro il 2030 per soddisfare parte della domanda. La produzione nazionale di idrogeno potrebbe essere integrata con le importazioni e l’Italia potrebbe diventare un Hub per il commercio dell’idrogeno proveniente dai Paesi del Nord Africa attraverso i gasdotti già esistenti. Si calcola che da oggi al 2030 serviranno 5 – 7 miliardi saranno per  la produzione di idrogeno, 2-3 miliardi andranno in strutture di distribuzione e consumo dell’idrogeno (treni e camion a idrogeno, stazioni di rifornimento ecc.) e circa 1 miliardo sarà investito in ricerca e sviluppo.

Figura 3

Queste risorse proverranno dal Next Generation Eu (NGE), dall’Innovation Fund – il programma con cui Bruxelles investe in progetti sulle tecnologie pulite che siano promettenti e abbastanza maturi per il mercato, quali appunto l’idrogeno – e dal Piano Operativo Nazionale (PON) 2021-2027. Infine, potranno essere utilizzate le risorse dell’IPCEI (Important Projects of Common European Interest) per supportare lo sviluppo industriale su larga scala dei progetti di idrogeno verde. Tra i fondi nazionali bisogna considerare anche il Fondo crescita sostenibile (FRI), e il Mission Innovation.

Servirà anche un piano, e dunque fondi per la Ricerca e Sviluppo di nuovi elettrolizzatori basati sulle diverse tecnologie possibili, come Alcalina, Proton Exchange Membrane ed elettrolizzatori ad ossidi solidi. Non serviranno solo incentivi ma anche un quadro normativo europeo per snellire tutte le procedure.

Figura 4

Nel frattempo l’Italia si “prepara a creare” (sic!) una città idrogeno-centrica (Hydrogen Valley) nel Centro Ricerche Casaccia di ENEA, alle porte di Roma, probabilmente il più grande centro di ricerca e sviluppo d’Italia: sviluppato su più di 100 ettari di superficie. Il Ministero dello Sviluppo economico finanzierà il progetto con 15 milioni di euro!! Una cifra che non è paragonabile all’impegno economico di Francia o Germania, «ma è solo l’inizio, per avviare questo ecosistema-idrogeno e poi c’è la possibilità di contare anche sul Recovery Fund» dichiara la Responsabile del progetto. Sempre Enea è coordinatore del progetto europeo “Prometeo” finanziato con 2,7 milioni di euro (!!) che ha l’obiettivo di ridurre i costi di produzione dell’idrogeno verde, a meno di 2 €/kg in prospettiva, grazie ad una tecnologia altamente efficiente che combina l’elettricità da fotovoltaico (o eolico), con il calore da solare a concentrazione secondo lo schema riportato in fig. 2. Nell’iniziativa, della durata di 42 mesi, è coinvolto un pool di imprese e istituzioni di ricerca italiane ed europee: la Fondazione Bruno Kessler (FBK), la spagnola IMDEA Energy e l’Istituto di ricerca svizzero EPFL si occuperanno insieme all’ENEA dell’integrazione del prototipo con le fonti rinnovabili; l’italo-svizzera SOLID power fornirà elettrolizzatori e il sistema di termo-regolazione, mentre il Gruppo italiano Maire Tecnimont sarà a capo dell’ingegnerizzazione del prototipo e dell’avvio dell’impianto attraverso due sue controllate, l’italiana NextChem e l’olandese Stamicarbon. Avranno un ruolo nello sviluppo di applicazioni finali anche i potenziali utilizzatori della tecnologia: la Snam per l’iniezione di idrogeno verde nella rete gas, la spagnola Capital Energy per lo stoccaggio chimico di elettricità rinnovabile e l’olandese Stamicarbon per i possibili impieghi nell’industria chimica.

Sul fronte degli accordi aziendali, si segnala l’intesa (MoU) tra AXPO Italia (terzo operatore sul mercato libero dell’energia in Italia e parte del gruppo tedesco AXPO) e RINA (gruppo multinazionale specializzato in servizi di certificazione e di consulenza ingegneristica) della durata di due anni con l’obiettivo di costruire una filiera dell’idrogeno. Le attività previste dall’accordo sono generiche e tese più a sviluppare ricerca con l’uso di fondi pubblici che a realizzare investimenti nel settore. Si parla infatti di: sviluppare iniziative correlate all’idrogeno verde in diversi settori industriali; impegno a coordinare studi di ricerca tecnologica sulla catena di fornitura dell’idrogeno; analisi, studi e simulazioni per la produzione di idrogeno; definizione di un programma pilota per la produzione di idrogeno verde. Le due società, inoltre, co-parteciperanno a progetti di ricerca e sviluppo finanziati per conto dell’UE e si impegneranno nello sviluppo del comparto della finanza verde e degli eco-investimenti.

Sul fronte degli investimenti aziendali si segnala il caso della francese Air Liquide che ha costruito il più grande elettrolizzatore PEM (Polymer electrolyte membrane) al mondo. In Italia le imprese potenzialmente interessate sono SNAM, Enel, A2A e Italgas. Gli unici progetti previsti vedono protagonisti i 2 ex monopolisti Enel ed Eni. Si parla di 2 progetti pilota per realizzare 2 elettrolizzatori da 10 MW, posizionati nelle vicinanze di due raffinerie Eni, che forniranno idrogeno verde alle stesse. Enel ha pianificato di anticipare la chiusura degli impianti a carbone dal 2030 al 2027 e di incrementare la generazione ad emissioni zero dal 66% del 2020 al 85% del 2030. Enel progetta di arrivare a produrre 2 GW dall’idrogeno verde nel 2030. Un progetto che non apare particolarmente ambizioso

In Italia l’attuale produzione di idrogeno è rivolta a quello Grigio

L’analisi di BloombergNEF mostra che il calo dei costi dell’elettricità solare fotovoltaica è destinato a ridurre il costo dell’idrogeno verde fino a renderlo più economico del gas naturale.

1.5.    Trasporto dell’Idrogeno

Una volta prodotto nelle regioni dove maggiore è la disponibilità di elettricità da Fer e di acqua, l’idrogeno dovrà essere trasportato là dove la domanda di energia è maggiore: potranno essere utilizzati gli attuali gasdotti purché rispettino gli standard internazionali che definiscono i criteri di compatibilità delle tubazioni in acciaio, nuove o già esistenti, per il trasporto dell’idrogeno. Per questo il Rina ha avviato la certificazione della rete Snam lunga 33mila chilometri. Rina verifica la compatibilità delle linee gas esistenti con il trasporto dell’idrogeno, che può avvenire sia attraverso analisi e verifiche sulle classi dei materialiche compongono le reti, sia tramite prove specialistiche di laboratorio.
Potranno essere utilizzati anche T.I.R. e vagoni merci purché attrezzati con contenitori di struttura e tecnologia non banali per il suo stoccaggio.

1.6.    Lo stoccaggio dell’idrogeno

L’immagazzinamento dell’idrogeno rappresenta uno dei punti chiave nello sviluppo di un sistema economico/energetico basato sul suo utilizzo. Il problema nasce dalla bassissima densità dell’idrogeno dovuta al suo peso molecolare. La forma di stoccaggio dell’idrogeno più comune utilizza 3 serbatoi compositi pressurizzati. La quantità di energia che può essere sviluppata dal gas stoccato dipende direttamente dalla sua densità ovvero dalla massa contenuta nel serbatoio. L’idrogeno pressurizzato nei serbatoi, si conserva normalmente a pressioni comprese tra 700 e 2100 bar e ognuno dei 3 serbatoi è costituito da tre strati:

• uno interno polimerico,
• uno intermedio in fibra di carbonio capace di sopportare elevate trazioni,
• uno più esterno in acciaio in grado di proteggere il sistema da danni meccanici e corrosivi.

I serbatoi sono quindi molto ingombranti e il processo di riempimento risulta pericoloso a causa dell’elevata pressione dell’idrogeno che esce dalla pompa.

Per superare queste criticità ricercatori finanziati dall’UE hanno cercato un modo per contenere l’idrogeno in una forma chimica innocua che consentisse di rilasciarlo quando necessario. Nell’ambito del progetto SSH2S (Fuel cell coupled solid state hydrogen storage tank), essi hanno esaminato la combinazione di boroidruri misti-metallici e litio ammide/idruro magnesio per una nuova soluzione di stoccaggio. Questi materiali assorbono l’idrogeno come una spugna rendendo possibile lo stoccaggio di idrogeno gassoso in un piccolo volume con una pressione di 70 bar, notevolmente più bassa rispetto a quella di un serbatoio convenzionale. Inoltre l’uso di materiali solidi nel nuovo serbatoio fa sì che l’idrogeno possa essere immagazzinato in modo sicuro. Anche in caso di fuoriuscita, il forte legame sviluppato tra il gas e i materiali di stoccaggio garantisce che l’idrogeno si disperda a una velocità talmente bassa da non presentare alcun rischio di esplosione. Sempre nell’ambito di SSH2S, i ricercatori hanno collegato il nuovo serbatoio per l’idrogeno a una cella a combustibile a membrana elettrolitica polimerica ad alta temperatura. Il serbatoio aveva un volume di 10 litri e offriva lo stoccaggio di un massimo di 1.400 litri di idrogeno. Il sistema è stato installato in un furgone come unità di potenza ausiliaria e ha fornito 1 kW di energia elettrica per l’aria condizionata, il riscaldamento e l’illuminazione per due ore.
In questo caso si parla di stoccaggio allo stato solido dell’idrogeno.

1.7.    La Mobilità basata sull’idrogeno

In Europa è stata creata l’impresa comune Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU). Si tratta di un partenariato pubblico privato unico che sostiene le attività di ricerca, sviluppo tecnologico e dimostrazione (RST) nelle tecnologie dell’energia in celle a combustibile (fuel cell) alimentate ad idrogeno in Europa. Il suo obiettivo è accelerare l’introduzione sul mercato di queste tecnologie, realizzando un sistema energetico libero dal carbonio. La sua origine risale addirittura a quando Romano Prodi e gli ex commissari europei Loyola de Palacio e Philippe Busquin crearono il gruppo di alto livello sull’idrogeno (10.10.2002). In essa sono presenti la Commissione europea, Hydrogen Europe(che rappresenta i settori delle celle a combustibile ad idrogeno) e Hydrogen Europe Research (che rappresenta la comunità di ricerca).

Dal 23 al 27 novembre 2020 FCH JU ha organizzato la prima settimana europea dell’idrogeno che si è aperta con il programma Review Days, un evento online di due giorni in cui sono stati discussi i risultati ottenuti sui progetti finanziati dall’UE tra cui JIVE, JIVE 2, H2ME, H2ME 2, ZEFER e H2Haul, dedicati ad applicazioni a idrogeno per autovetture, autobus, veicoli leggeri e autocarri pesanti.

1.7.1.  Autovetture, autobus e veicoli leggeri

JIVE e JIVE 2 (Joint Initiative for hydrogen Vehicles across Europe) sono i 2 progetti nati con l’obiettivo di ridurre i costi di tali mezzi al di sotto di 650.000€ per autobus a celle a combustibile a idrogeno. Nell’ambito del progetto sono stati distribuiti centinaia di autobus a idrogeno in 10 paesi UE e ciò ha consentito di raggiungere un costo inferiore a quello ipotizzato da FCH JU per il 2023 che era di 500.000€ per autobus. Mentre il costo di un autobus ad idrogeno nel 2010 era di 1,8 milioni €. Un ottimo risultato che però è ancora molto lontano dal costo di un autobus a batteria.
JIVE e JIVE 2 hanno ricevuto un totale di 57 milioni di euro come finanziamento dall’Unione Europea. Le britanniche Aberdeen e Dundee assieme alle tedesche Colonia e Wuppertal si spartiranno una flotta di 62 nuovi autobus a fuel cell ma solo 5 autobus sono arrivati in Italia a Bolzano a seguito del progetto CHIC.

H2ME e H2ME 2 (Hydrogen Mobility Europe) sono i progetti dedicati alle autovetture e ai veicoli leggeri. Ci si riferisce a HICEV (Hydrogen Internal Combustion Engine Vehicle) cioè a veicoli che bruciano l’idrogeno in un motore a combustione interna. Ne hanno utilizzati oltre 1.400, realizzando anche 49 stazioni di rifornimento di idrogeno in 8 paesi dell’UE. Peter Speers di Cenex, partner del progetto, ha riferito: «I veicoli hanno percorso oltre 15 milioni di chilometri… e le stazioni di rifornimento dell’idrogeno ne hanno erogato oltre 165 tonnellate». Inoltre, i progetti hanno istituito una rete di stazioni di idrogeno in Germania in grado di servire circa 45 000 automobili.

ZEFER (Zero Emission Fleet vehicles for European Roll-out), è dedicato ai veicoli elettrici alimentati a celle a combustibile FCEV (Fuel Cell Electric Vehicle). 180 di essi saranno impiegati in tre città europee. Ad oggi, il progetto ha impiegato 117 veicoli a Londra e a Parigi e ne utilizzerà altri 60 a Bruxelles. ZEFER ha contribuito a ridurre sensibilmente il costo totale di proprietà di tali veicoli. Sebbene questo costo sia ancora superiore di circa il 40 % rispetto agli ibridi a benzina, «i prezzi del 2025 porteranno il costo totale di proprietà dei veicoli elettrici alimentati a celle a combustibile al di sotto della parità rispetto ai detentori attuali e in concorrenza con gli equivalenti moderni a batteria elettrica», ha dichiarato Sophie Eynon di Element Energy, che sta coordinando il progetto.

H2HAUL (Hydrogen fuel cell trucks for heavy-duty, zero emission logistics) è un progetto appena partito- Sta impiegando 16 autocarri pesanti a celle a combustibile a idrogeno in quattro paesi europei. Il progetto coinvolge attori chiave per l’inserimento nel mercato, ossia aziende proprietarie di camion, logistiche, fornitrici di servizi e utenti della logistica. Il progetto prevede la distribuzione  e gestione dei camion per testare i loro requisiti specifici riguardanti, ad esempio, le prestazioni, l’affidabilità e il costo. Uno studio commissionato da FCH JU ha analizzato il costo totale di proprietà per questi mezzi, confrontandolo con quelli dei camion diesel ed elettrici, sia a batterie che dotati di pantografi. Secondo gli autori gli autocarri a fuel cell hanno di fronte a sé diverse barriere, tecnologiche e non. Ma una volta superate, potrebbero competere con le controparti diesel già nel 2030, in alcuni casi. E per quella stessa data potremmo avere fino a 110.000 unità in circolo sulle strade europee, evitando fino a 11 milioni di tonnellate di CO2.
Dal punto di vista del costo totale di proprietà, i camion a idrogeno potrebbero divenire competitivi entro il 2027, se i volumi di produzione venissero aumentati. È essenziale che il vettore sia offerto al di sotto di 6 euro / kg. Con questi presupposti, lo studio prevede una potenziale quota di vendita dei mezzi a idrogeno pari a circa il 17% dei nuovi autocarri venduti nel 2030 in uno scenario di base (~59.500 camion).

• H2ME è terminato a novembre 2020.
• JIVE, H2ME 2 e ZEFER termineranno nel 2022,
• JIVE 2 e H2Haul si concluderanno rispettivamente nel 2023 e nel 2024

1.7.2.  Auto a idrogeno

Quando si parla di auto a idrogeno si intende un veicolo che converte l’energia chimica di questo elemento in energia meccanica. La conversione può avvenire secondo 2 modalità diverse:

• L’idrogeno può bruciare in un motore a combustione interna, ed in questo caso si parla di auto a idrogeno HICEV (Hydrogen Internal Combustion Engine Vehicle), oppure
• L’idrogeno si può combinare con l’ossigeno in una pila a combustibile, producendo così elettricità che alimenta un motore elettrico. In questo caso di parla di auto a idrogeno FCEV (Fuel Cell Electric Vehicle).

Nel primo caso abbiamo la replica di quanto avviene in un comune motore a scoppio alimentato a Gpl o a benzina. La differenza sta nel fatto che l’idrogeno è un elemento molto leggero, ne serve tanto per avere l’energia necessaria. Dovrebbe dunque essere pompato nei cilindri a forte pressione con le inevitabili perdite che si genererebbero. È stata calcolata un’efficienza del 25 – 35 %. Il resto finirebbe in atmosfera. Inoltre durante il processo di combustione si producono composti azotati dannosi per la salute umana: i famigerati NOx. Si avrebbe la seguente reazione chimica:

H2 + O2 + N2 è H2O + NOx

Con la sigla NOx si intendono tutti i tipi di ossidi che vedono la presenza dell’azoto (N).

Ossido e biossido di azoto NOx NO2 sono tra gli inquinanti più comuni. Essi producono irritazione oculare, nasale o a carico della gola e tosse. Alterazioni della funzionalità respiratoria si possono verificare in soggetti sensibili, quali bambini, persone asmatiche o affette da bronchite cronica. E se presenti nell’aria o sul terreno, a contatto con l’acqua della pioggia si trasformano in acido nitrico con i danni all’ambiente che è facile immaginare.

Per questi motivi questo tipo di motori non è oggetto di studi e ricerche.

Nel secondo caso si usano celle a combustibile che dalla combinazione di idrogeno e ossigeno ricavano energia elettrica per alimentare motori elettrici. La reazione chimica che avviene è:

2H2 è 4H+ + 4e- + O2 è 2H2O

Non si produce né CO2 né NOx . Conclusione: le celle a idrogeno sono molto più efficienti dei motori a combustione interna e non inquinano.

1.7.3.  Le Fuel Cell PEM

In una PEM (Proton Exchange electrolyte Membrane o Polymeric Electrolyte Membrane), rappresentata schematicamente in fig. 5, l’idrogeno entra in un anodo poroso diffondendo verso un catalizzatore (solitamente platino Pt) dove alle molecole H2 vengono strappati gli elettroni.

H2 è 2H⁺ + 2e⁻

Figura 5

I protoni così ottenuti diffondono attraverso la PEM vera e propria, una membrana polimerica ad essi permeabile, mentre gli elettroni prodotti nella precedente reazione di ossidazione raggiungono un secondo catodo, posto dalla parte opposta della membrana, percorrendo un circuito esterno e determinando un passaggio di corrente. Aria umidificata entra dal catodo e diffonde attraverso il secondo catalizzatore sulla cui superficie interna avviene la ricombinazione dei protoni dell’idrogeno con gli elettroni e con le molecole d’ossigeno producendo così calore e acqua.

4H⁺ + O₂ + 4e⁻è2H₂O + calore

Il calore prodotto in questo processo mantiene la cella PEM a una temperatura operativa pari a circa 60÷80 °C.

1.7.4.  Fuel cell tipologie

Esistono sei tipologie di celle a combustibile per la produzione di energia elettrica, la generazione di calore o per il trasporto.

1. Celle Alcaline (AFC, Alkaline Fuel Cell), usano, come elettrolita, una soluzione di idrossido di potassio (KOH) e lavorano a temperature tra 60 e 120 °C. Sono utilizzate soprattutto per applicazioni militari e spaziali (Apollo, Shuttle). Richiedono gas estremamente puri e questo ne ha limitato fortemente lo sviluppo. Operano a varie temperature, ad esempio sui veicoli spaziali operavano a 250°C. L’efficienza è elevata e può arrivare oltre il 70% in esercizio a piena potenza. Il vantaggio è che riescono ad avere uno start-up veloce a freddo.
2. Celle ad elettroliti polimerico (PEFC, Polymer Electrolyte Fuel Cell), usano, come elettrolita, una membrana polimerica ad elevata conducibilità protonica e funzionano a temperature comprese tra 70 e 100 °C. Sono adatte per applicazioni che necessitano di un avvio veloce. Sono utilizzate principalmente per la trazione e la generazione/cogenerazione di piccola taglia (1‐ 250 kW).
3. Celle ad acido fosforico (PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell). Usano come elettrolita una soluzione concentrata di acido fosforico imbevuto in una matrice di carburo di silicio posta fra due elettrodi di grafite opportunamente trattata (temperatura media di esercizio: 180-200 °C). La temperatura di funzionamento delle celle PAFC è sufficientemente alta per consentire l’utilizzazione del calore prodotto sia per il preriscaldamento del processo di reforming del combustibile (gas naturale) sia per utenze esterne di cogenerazione. Sono utilizzate per usi stazionari. La loro commercializzazione è già stata avviata per applicazioni di cogenerazione nei settori residenziale e terziario (100‐200 kW). Un impianto di 200kW AC ha un’efficienza del 40%. In Europa, l’impianto maggiore è quello da 1,3 MW, realizzato con celle IFC (International Fuel Cells) da Ansaldo Ricerche, AEM ed ENEA e sperimentato con successo da AEM presso il polo tecnologico della Bicocca a Milano.
4. Celle a carbonati fusi (MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell), usano come elettrolita una soluzione di carbonati alcalini (tipicamente di litio e di potassio) fusa alla temperatura di funzionamento della cella (650 °C) e contenuta in una matrice ceramica porosa. I due elettrodi sono entrambi a base di nichel e non devono essere realizzati con metalli nobili. Tutti i prodotti del petrolio possono essere usati come combustibile. Sono adatte soprattutto per la generazione di energia elettrica e la cogenerazione da qualche centinaio di kW ad alcune decine di MW. Possono raggiungere un’efficienza del 60%.
5. Celle a ossidi solidi (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), sono semplici, altamente efficienti, tolleranti alle impurità e possono fare il reforming internamente alla cella. Usano carburanti anche diversi dall’idrogeno basati su idrocarburi quali gas naturale, biogas, metano, bioetanolo etc., funzionano a temperatura elevata (900‐1000°C) per assicurare una conducibilità sufficiente all’elettrolita, costituito da ossido di zirconio drogato con ossido di ittrio. Il loro impiego, nell’ambito dei sistemi stazionari e per i trasporti in ambito navale, è idoneo per la generazione di energia elettrica e la cogenerazione CHP (combined heat and power) da qualche kW ad alcune decine di MW.
6. Celle a metanolo diretto (DMFC, Direct Methanol Fuel Cell), Sono tra le tecnologie più recenti tra le celle a combustibile. Come la PEM sfrutta un polimero come elettrolita. Tuttavia, nella DMFC l’anodo catalizzatore estrae l’idrogeno direttamente dal metanolo, senza la necessità di un reformer di combustibile. Queste pile a combustibile raggiungono un rendimento di circa il 40% e sono operative tra i 60° e i 90°C. Temperature più alte permettono un rendimento maggiore. Le piccole dimensioni delle DMFC, spesso simili a una scatola di fiammiferi, le rendono adatte a essere utilizzate come batterie per strumenti portatili.

1.8.    La Mobilità elettrica basata sulle batterie agli ioni di Litio

1.8.1.   Prospettive

La diffusione e commercializzazione delle auto elettriche – solo Stellantis prevede di triplicare le vendite nel 2021, sembra non conoscere ostacoli. Ma è davvero così?

È già capitato che lo stabilimento PSA di Sochaux sia rimasto fermo per mancanza di semiconduttori per 3 settimane. Il problema dell’approvvigionamento di Litio, Cobalto, Manganese, Nichel e terre rare, elementi fondamentali per la realizzazione delle batterie, diventerà sempre più importante e fonte di interferenze geopolitiche sui Paesi, principalmente africani, che ne sono ricchi. La Commissione Europea stima che nel 2030 il 65% della domanda mondiale di Cobalto sarà dovuta alla produzione di batterie per veicoli elettrici (EV) previsti in 130 milioni di unità in tutto il mondo contro i 3,2 milioni del 2017. La domanda potrebbe potenzialmente aumentare di tre volte in questo decennio, anche ipotizzando l’adozione futura di sostanze chimiche a basso contenuto di cobalto nella produzione di batterie EV. Il 55% della fornitura mondiale di questo metallo proviene da un unico Paese: la Repubblica Democratica del Congo dove è diffuso su larga scala lo sfruttamento del lavoro minorile e dove è stato assassinato il nostro ambasciatore Luca Attanasio e il carabiniere di scorta Vittorio Iacovacci. Questa tristissima vicenda è il segno della sempre maggiore instabilità che colpirà quel Paese a seguito delle interferenze geopolitiche già in atto. Ed è anche il segno di quale sarà la corsa dei prezzi. La Cina, d’altra parte, fornisce quasi la metà della produzione di cobalto raffinato del mondo.

Per questo le case automobilistiche iniziano a cautelarsi con procedure di acquisto garantite o andando direttamente alla fonte, acquistando anche direttamente quote di miniere. BMW avrebbe quasi raggiunto un accordo della durata decennale per la fornitura di Litio e Cobalto in modo da stabilizzare l’approvvigionamento alla fonte e poter programmare la produzione. Anche Basf sta stringendo un accordo con alcune miniere russe per assicurarsi i minerali necessari alla produzione di batterie.

Del resto non è una novità che i minerali e materiali citati, siano indispensabili per questa nuova forma di mobilità ma anche un possibile collo di bottiglia per la diffusione delle auto elettriche su larga scala. Per questo l’Europa si sta muovendo con investimenti anche superiori a quelli della Cina e nel 2030 si prevede che sarà europeo 1/3 della produzione mondiale di batterie prevista essere 2.262 GWh.

In un articolo del 3 agosto 2017 Electric-Car Revolution Shakes Up the Biggest Metals Markets Simona Gambarini, economista delle materie prime di Capital Economics Ltd. a Londra ha detto “Per alcuni metalli, è una svolta completa. Abbiamo già visto un grande impatto su cobalto e litio, che sono saliti alle stelle negli ultimi due anni.”

Questo grafico evidenzia la crescita percentualmente notevole dell’uso di componenti come il Cobalto, il Rame e il Manganese. I prezzi del Cobalto sono già triplicati tra il 2016 e il 2018 e, dopo il superamento della pandemia, si prevede la ripresa della corsa. Per contro il piombo, usato per le batterie dei veicoli a combustibili fossili, per gli EV si usano batterie agli ioni di litio, conoscerà un declino inarrestabile se non emergeranno nuove applicazioni. La sostituzione del cobalto con altri metalli è tecnicamente possibile e potrebbe ridurre la domanda del mercato del 2030 del 29% MA non sarà sufficiente a colmare il divario domanda-offerta da solo. Nell’UE, la domanda annuale di cobalto è già di circa nove volte più grande della fornitura interna. Il divario dovrebbe aumentare nel prossimo decennio, e l’UE dipenderà sempre di più e in larga misura dalle importazioni. La concentrazione dell’offerta e i rischi di perturbazione persisteranno in futuro, aumentando a breve termine, ma potenzialmente in diminuzione tra il 2020 e il 2030, quando progetti di esplorazione in corso aggiungeranno nuovi fornitori. L’Australia dovrebbe diventare un importante paese produttore di cobalto, che potenzialmente accreditabile per un 14 % della produzione mondiale nel 2030. Per quanto riguarda l’UE, il riciclaggio delle batterie e ulteriori ricerche minerarie potrebbero aumentare l’approvvigionamento endogeno, che potrebbe coprire così circa il 15% della domanda europea per i veicoli elettrici nel 2030.

Per la UE è dunque fondamentale assicurarsi un’adeguata fornitura di cobalto garantendosi che sia ottenuto in modo sostenibile. A questo fine è necessario:

1. promuovere l’estrazione domestica di cobalto attraendo gli investimenti privati per la prospezione mineraria e migliorando il quadro normativo;
2. Consolidare gli accordi commerciali con paesi quali Australia e Canada, la cui importanza, come produttori di cobalto, aumenterà nel futuro;
3. garantire che le batterie usate, comprese quelle plug-in veicoli ibridi elettrici, siano raccolte in modo efficiente al fine di incrementare il riciclaggio del cobalto;
4. trovare il modo per produrre batterie a basso contenuto di cobalto o tecnologie alternative capaci di eliminare il cobalto su scala di massa;
5. controllare la situazione dell’offerta e della domanda di metalli che potrebbero potenzialmente sostituire il cobalto (ad es. il nichel)

Di questi 5 punti quello fondamentale è il terzo relativo al recupero e riciclaggio delle batterie esauste. È un imperativo già visto al’opera in altri settori come la Carta, il Vetro, le Plastiche il Metallo che in questo campo è assolutamente inderogabile ma difficoltoso. Litio, Cobalto e Nichel per le loro caratteristiche chimico-fisiche richiedono metodologie ingegneristicamente complesse per il loro recupero. Cioè costose. Il Litio, ad esempio, è molto reattivo all’aria e all’acqua perché a contatto con l’ossigeno genera prodotti tossici e come altri metalli è altamente infiammabile e a rischio esplosione. Si stima che se nel 2030 si dovessero riciclare tutte le batterie delle elettriche immesse sul mercato fino al 2020, dovremmo attrezzarci per la raccolta e il trattamento di circa 28.000 tonnellate di rifiuti. Se consideriamo la crescita prevista in 14 volte, della domanda di auto elettriche, ci rendiamo conto delle quantità astronomiche di rifiuti da riciclare che saranno prodotti. Servirà dunque una filiera nazionale ed europea per il riciclo e il riutilizzo di tutte le batterie. Una filiera tutta da realizzare con incentivi e finanziamenti anche pubblici perché, ad oggi, non esistono impianti capaci di riciclare gli accumulatori e dare loro una seconda vita.

Non preoccupa invece la Carbon footprint (l’impronta carbonica) ossia le emissioni di CO2 causate dalla produzione delle batterie per le auto elettriche. E ciò perché è sempre più richiesto e possibile l’uso di elettricità da fonti rinnovabili. La de-carbonizzazione della rete elettrica sta abbattendo l’impronta carbonica di tante attività umane.

Con un parco auto circolante sul Pianeta valutato, nel 2014, in 1,2 miliardi, previsto per il 2035 in oltre 2 miliardi e addirittura di oltre 5 miliardi di autovetture nel 2050, è evidente che la mobilità individuale basata su auto elettriche alimentate da batterie agli ioni di litio avrà serissime difficoltà a soddisfare la domanda. A meno di non pensare a trasporti pubblici urbani efficaci, efficienti, sostenibili e scientificamente organizzati in tutto il mondo. Impresa possibile solo a livello di studio!

Infine se la produzione italiana di energia elettrica provenisse prevalentemente da fonti rinnovabili fornitrici non continue, si potrebbe pensare di utilizzare le batterie al litio per stoccare l’energia prodotta. Questo però richiede tempi lunghi perché all’Italia servirebbero batterie per 400 GWh mentre la produzione mondiale annua è di 320GWh.