Bioidrogeno e biometano: confronto, potenzialità e scenari di utilizzo | Agenda Digitale

Transizione ecologica

Bioidrogeno e biometano: confronto, potenzialità e scenari di utilizzo

Il biometano e l’idrogeno sono i due vettori energetici che maggiormente possono contribuire alla decarbonizzazione di alcuni dei settori che più impattano sul riscaldamento globale – primo fra tutti quello dei trasporti. Caratteristiche e potenzialità di utilizzo in Europa e in Italia

04 Giu 2021
Valerio Paolini

Consiglio Nazionale delle Ricerche Istituto sull’Inquinamento Atmosferico

Patrizio Tratzi

Consiglio Nazionale delle Ricerche Istituto sull’Inquinamento Atmosferico

Il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza è l’occasione perfetta per dare una forte spinta nella direzione della transizione ecologica. Infatti, quasi 70 miliardi di euro del piano dovranno essere allocati proprio per la rivoluzione verde e transizione ecologica, in modo da avvicinarsi sempre di più al raggiungimento degli obiettivi dello European Green Deal. Inoltre, altri 31 miliardi verranno dedicati allo sviluppo di una infrastruttura sostenibile per la mobilità. Questi fondi dovranno necessariamente essere occasione per l’Italia di cogliere i benefici sia ambientali che economici della transizione green.

Idrogeno verde, Italia hub di energia pulita per l’Europa? Urge una strategia

Due delle potenziali vie da seguire che possono aiutare nella decarbonizzazione di alcuni dei settori maggiormente coinvolti nel riscaldamento globale sono il biometano e l’idrogeno. Sia il biometano che l’idrogeno non sono fonti di energia, ma vettori energetici, ovvero una forma in cui l’energia può essere stoccata, trasportata e rilasciata quando necessario. In generale, la ricerca scientifica che si concentra sui vettori energetici è focalizzata certamente su valutazioni energetiche, per massimizzarne la densità e l’efficienza, ma anche sull’impatto ambientale che il vettore ha quando l’energia viene utilizzata e sulla capacità di penetrazione del mercato.

La produzione di biogas

La frazione organica di rifiuti solidi urbani, il letame animale o i residui agricoli possono essere trattati mediante digestione anaerobica per produrre biogas, una miscela composta principalmente da metano e anidride carbonica che può essere sottoposta a upgrading per rimuovere composti indesiderati o dannosi, come acqua, acido solfidrico e ammoniaca, e equalizzare il contenuto di metano con quello del gas naturale.

La digestione anaerobica è un processo complesso che di solito è suddiviso in quattro sottoprocessi: idrolisi, acidogenesi, acetogenesi e metanogenesi. Un sottoprocesso si basa sui prodotti dell’altro, in modo che possano avvenire in successione in spazi diversi (processo a più fasi) o contemporaneamente in un unico reattore (processo a stadio singolo). Esistono due intervalli di temperatura principali e convenzionali per i digestori anaerobici, che determinano la comunità microbica che si svilupperà all’interno del reattore. I mesofili hanno un optimum tra 30° C e 38° C, mentre i reattori termofili hanno un optimum tra 49° C e 57° C. Come mezzo per l’upgrading del biogas fino a portarlo al livello degli standard per i carburanti, ovvero per rimuovere componenti indesiderati come CO2 e H2S, aumentando così il suo valore calorico specifico, esistono diversi approcci.

L’Europa mostra un grande potenziale per il biogas, con una produzione stimata solo dalla raccolta del letame di 27 miliardi di m3 di biogas (16,1 miliardi di m3 di biometano) nell’Unione europea (UE) soltanto. Allo stesso tempo, tra 13 e 20mila impianti di biogas potrebbero essere costruiti in Europa, con una capacità installata compresa tra 6000 e i 7000 MWe.

L’idrogeno verde

Per quanto riguarda l’idrogeno verde, che è quello di vero interesse in termini di transizione ecologica, ci sono due vie principali per la sua produzione. La prima è attraverso elettrolisi dell’acqua alimentata da energia rinnovabile. In generale servono fino a 65 kWh per estrarre un kilogrammo di idrogeno, ma questo valore può essere ridotto anche drasticamente attraverso processi innovativi. Ad esempio, l’aggiunta di alcoli all’acqua può portare la richiesta energetica sotto i 20 kWh. L’uso di energie rinnovabili rende l’intero processo ad impatto zero, se si escludono i costi ambientali per la realizzazione degli impianti di produzione energetica, quali pannelli solari o pale eoliche, e per l’elettrolisi.

L’altra strada percorribile è quella dell’impiego delle biomasse per produrre idrogeno in diversi modi. Il primo sistema è quello che prevede processi biochimici analoghi alla digestione anaerobica classica, usata per produrre biogas. La cosiddetta dark fermentation avviene infatti in ambiente analogamente anaerobico e in reattori quindi ermeticamente chiusi, in generale avviene in condizioni termofile e che favoriscano batteri dotati di enzima idrogenasi, quali ad esempio clostridium. Questo processo di solito non può procedere per tempi analoghi a quelli della digestione anaerobica a causa dell’accumulo di sottoprodotti metabolici, con la conseguenza che non tutta l’energia contenuta nella biomassa viene estratta. È necessario, perciò, un accoppiamento ad altro processo, che può essere la digestione anaerobica con dovuti accorgimenti per ovviare a parametri non ottimali per il processo, oppure alla fotofermentazione, la cui l’industrializzazione è al momento ancora difficile.

Il secondo sistema, forse più semplice e potenzialmente anche realizzabile in tempi brevi, è l’uso del biogas come substrato per lo steam reforming. La CO2 presente nel biogas, in un processo denominato methane dry reforming, prende il ruolo dell’acqua nel processo classico di steam reforming, contribuendo quindi alla produzione di ulteriore syngas. Nel caso dell’uso del biogas, comunque, tutta l’eventuale CO2 in eccesso è biogenica, ovvero derivante da carbonio fissato in tempi non geologici, e quindi queste emissioni sono da considerarsi neutrali.

Un’altra via è l’uso diretto delle biomasse di rifiuto come substrato per la gassificazione, al contempo producendo idrogeno e contribuendo alla gestione del rifiuto organico. La gassificazione è in generale utilizzata come primo passo per la produzione di biocarburanti, ma modificandone i parametri è possibile piuttosto favorire la concentrazione di idrogeno nel syngas, inserendosi nella filiera dell’idrogeno verde.

Va tenuta da conto l’importanza del mix energetico per valutare l’effettivo impatto ambientale dei biocarburanti: a seconda del mix energetico di un paese e del fabbisogno energetico per la produzione di un determinato biocarburante, questo potrebbe non essere automaticamente meno impattante rispetto ai combustibili fossili. Sebbene ciò sia particolarmente rilevante per i veicoli completamente elettrici, processi come l’upgrading del biogas, la pressurizzazione e la liquefazione del biometano e la cattura di CO2 richiedono grandi quantità di energia che, in circostanze specifiche, possono ridurre l’effetto positivo dell’uso del biometano sull’ambiente.

La produzione di idrogeno verde

Lo stesso discorso, anzi forse ancora più rilevante, vale per la produzione di idrogeno, che è da considerarsi verde solo se è il risultato di un processo completamente alimentato da energie rinnovabili.

Si stima che nel 2050 l’idrogeno potrebbe potenzialmente coprire un quarto della domanda energetica del paese. I settori più attrattivi per il suo impiego sono il trasporto ed il riscaldamento residenziale. Già al 2030 SNAM stima che il costo dell’idrogeno verde possa essere competitivo rispetto a quello del grigio in virtù di alcune caratteristiche peculiari del nostro paese. La prima è quella del maggior irraggiamento solare rispetto ad altri paesi europei, quali la Germania, che potrebbero impiegare fino a 10 anni in più per raggiungere quel pareggio. Un altro vantaggio è la vicinanza col Nord Africa e la presenza di infrastrutture per il trasporto di gas già in essere: i costi di produzione dell’idrogeno in Africa possono essere più bassi fino del 14%, anche in virtù di un irraggiamento solare molto più perdurante e costante durante tutto l’anno. Inoltre, l’importazione dal continente africano potrebbe avvenire attraverso i gasdotti già esistenti, avvicinando temporalmente la possibilità di sfruttare questa occasione.

L’accordo di Parigi

L’accordo di Parigi è un trattato internazionale vincolante incentrato sulla lotta al cambiamento climatico e firmato da 196 paesi, il cui obiettivo è mantenere il riscaldamento globale al di sotto dei 2° C, e preferibilmente al di sotto di 1,5° C, rispetto ai livelli preindustriali, riducendo le emissioni di gas serra (GHG) e raggiungendo la neutralità del carbonio entro la metà del secolo. Per rispettare quegli obiettivi, e quelli per il 2030 che l’Italia si è posta nell’ambito della riduzione delle emissioni climalteranti, ovvero di ridurle del 33% rispetto al 2005, sarà necessario dotarsi di nuove politiche e intervenire sui settori maggiormente impattanti. Stiamo parlando del settore dei trasporti, dell’uso dell’energia nel settore residenziale, compreso il riscaldamento, l’industria, l’agricoltura e la gestione dei rifiuti. Come primo obiettivo, l’Italia punta sicuramente a una riduzione dei consumi primari, fino al 43%, e soprattutto a incrementare la porzione di energia prodotta da fonti rinnovabili fino al 30%.

Ridurre l’impatto dei trasporti sulle emissioni di gas serra

Il settore dei trasporti è uno dei principali contributori alle emissioni di gas serra, sia a livello globale che in Europa. Nel 2018 il 24,6% delle emissioni di gas serra in Europa poteva infatti essere attribuito ai trasporti. Per contenere i cambiamenti climatici e ridurre l’impatto dei trasporti sulle emissioni di gas serra, l’UE mira a promuovere mezzi di trasporto più sostenibili: il trasporto ferroviario è incoraggiato, così come la produzione di autovetture a basse emissioni e di biocarburanti. Circa il 93% dei trasporti è alimentato da prodotti derivati ​​dal petrolio, evidenziando la necessità di diversificazione in questo settore, andando a puntare quindi sui veicoli elettrici e sulle fonti di energia rinnovabile. Nel 2020, nonostante il calo generale delle immatricolazioni di nuove auto a causa dell’emergenza COVID-19, i veicoli elettrici ibridi (HEV) hanno rappresentato l’11,9% delle vendite totali di autovetture in Europa, con un aumento significativo dal 5,7% del 2019, mentre quelli a ricarica elettrica (ECV) hanno aumentato la loro quota di mercato dal 3% nel 2019 al 10,5% nel 2020.

Per quanto riguarda l’uso di fonti energetiche rinnovabili nel settore dei trasporti, l’UE ha stabilito come obiettivo una quota del 14% entro il 2030. Inoltre, una quota di almeno il 3,5% del consumo finale di energia nel settore dei trasporti dovrà derivare da biocarburanti avanzati entro il 2030; questi biocarburanti avanzati sono definiti in generale come combustibili derivati ​​da rifiuti o biomasse non alimentari, come il letame, la frazione organica dei rifiuti solidi urbani o i sottoprodotti agricoli. Tra il 2018 e il 2019 è stato stimato un aumento del 6,8% del consumo di biocarburanti e l’Europa, infatti, nel 2018 era già conforme al 99,7% con i suoi obiettivi di consumo di biocarburanti, con il biodiesel che ha la quota maggiore. Attualmente sono attivi diversi percorsi per la produzione di biodiesel, e mentre il biodiesel di prima generazione è ancora fortemente rappresentato anche a livello globale, dal punto di vista ambientale i più promettenti sono il biodiesel da alghe e quello da rifiuti.

Il biometano è una delle opzioni per la decarbonizzazione del settore dei trasporti e può anche soddisfare i requisiti per i biocarburanti avanzati stabiliti dall’Unione Europea. Rispetto all’Europa, l’Italia mostra anche un’elevata predisposizione all’uso del biometano nel settore dei trasporti: in Italia si trova un’ampia quota di stazioni di rifornimento di GNC e GNL, rispettivamente il 35% (1413 stazioni) e il 24% (96 stazioni). Ciò è conseguenza della maggiore quota di autovetture e veicoli commerciali leggeri a metano circolante attualmente in Italia rispetto all’Europa, che sono rispettivamente del 2,4% e del 2,3% in Italia e dello 0,5% per entrambe le tipologie in Europa. La quota dei veicoli pesanti a gas naturale in Italia è invece in linea con il valore europeo dello 0,4%. Diversi studi hanno anche dimostrato la fattibilità economica e la redditività degli impianti di biogas e biometano in Italia se sostenuti da sovvenzioni.

La mobilità sostenibile a base di idrogeno

Parlando di mobilità sostenibile a base di idrogeno, la prima cosa che viene in mente sono le vetture alimentate a celle a combustibile, o fuel cell, basate su motore 100% elettrico. All’interno di una fuel cell l’idrogeno viene fatto reagire con l’ossigeno in maniera controllata e l’energia liberata è trasmessa direttamente al motore. Questo sistema assicura le emissioni zero a livello del veicolo e gli attuali sistemi di stoccaggio permettono autonomie fino a 3-400km. Alternativamente, l’idrogeno può essere usato come combustibile anche in motori a combustione interna, quasi certamente in combinazione con un altro carburante. Anche in questo caso, per la componente idrogeno, non si hanno emissioni di CO2, ma trattandosi di una combustione in presenza di aria sono inevitabili delle emissioni di ossidi di azoto. In generale, al momento le problematiche principali per la diffusione dei veicoli a idrogeno sono l’inerzia delle industrie automobilistiche e la mancanza di una rete di distribuzione in grado di sostenere questo tipo di mobilità.

Al momento, il mercato attuale pende sempre più verso soluzioni full electric basate su batterie a ioni di litio per l’immagazzinamento dell’energia, ma questa tecnologia presenta ancora dei problemi. In primo luogo, c’è quello dell’approvvigionamento: il catodo di queste batterie in generale è a base di cobalto, il cui principale produttore globale è la Repubblica Democratica del Congo. A questo proposito, Amnesty International ha sollevato importanti questioni legate alla violazione dei diritti umani e all’impatto ambientale. Discorso simile può essere fatto per il litio, le cui maggiori scorte a livello planetario sono in Cile. In questo paese l’estrazione del litio deve avvenire per pompaggio di acqua nel terreno e filtrazione dei fanghi risultanti, portando a forti impatti negativi sull’ambiente.

Un confronto tra le tre tecnologie ad emissioni zero, quindi fuel cell a idrogeno, motore a combustione interna alimentato a idrogeno e veicolo elettrico a batteria, ha come risultato che nessuna delle tre è la soluzione ottimale secondo ogni parametro. Da un lato le batterie al litio hanno maggiore efficienza, fino all’86%, ma si portano dietro costi più alti e un tuttora difficile smaltimento o riciclaggio. D’altra parte, l’idrogeno può potenzialmente raggiungere densità energetiche molto alte grazie allo sviluppo di serbatoi in materiali sempre più leggeri, e la conversione dei motori a combustione interna può essere un processo relativamente semplice e rapido dal punto di vista industriale, facilitando una prima riconversione.

Stoccaggio energetico

Sia il biometano che l’idrogeno verde, essendo vettori energetici, possono anche essere utilizzati per l’accumulo di energia sotto forma chimica, che potrà poi essere rilasciata secondo necessità. In questo caso, l’energia in eccesso prodotta in momenti di picco di produzione e ridotta richiesta può alimentare processi cosiddetti di power to gas per la sintesi principalmente di idrogeno, ma anche di metano. Come descritto in precedenza, se l’energia sfruttata per il processo deriva da fonti rinnovabili, allora l’idrogeno può essere considerato verde. Questa stessa energia può alimentare il processo di upgrading del biogas a biometano, oppure entrambe le filiere possono essere combinate in modo da sfruttare l’anidride carbonica disponibile nel biogas grezzo da biomassa o presente nell’offgas risultante dal processo di upgrading che, insieme ad idrogeno prodotto per elettrolisi, può risultare in ulteriore biometano tramite la reazione di Sabatier; il biometano risultante può venire immesso direttamente nel sistema di distribuzione del gas naturale. Inoltre, la conversione di questa CO2 attraverso la reazione di Sabatier in metano permette di risparmiare l’energia necessaria per la sua rimozione e aumenta il volume di produzione del biometano stesso.

Le opzioni di stoccaggio basate sull’idrogeno soffrono di una bassa efficienza se si considera l’intera filiera che va dalla conversione dell’energia in gas e la successiva riconversione in elettricità: nel processo di conversione dell’elettricità tramite elettrolisi in idrogeno e poi il processo inverso da idrogeno ad elettricità, circa il 60% dell’elettricità originale viene perso. Tutte le alternative hanno vantaggi e svantaggi. Per periodi di scarica più brevi, inferiori a poche ore, l’idrogeno è molto più costoso rispetto allo stoccaggio in serbatoi idroelettrici o allo stoccaggio con batteria. Con durate di scarico più lunghe, l’idrogeno compresso diventa più attraente, beneficiando di un costo di capitale relativamente basso. Le miniere di sale esauste sono la scelta migliore per lo stoccaggio sotterraneo di idrogeno puro a causa della loro tenuta e del basso rischio di contaminazione. Sono allo studio anche opzioni alternative di stoccaggio sotterraneo dell’idrogeno come, ad esempio, lo stoccaggio in giacimenti di petrolio e gas esauriti. La conversione dell’elettricità in metano tramite power-to-gas è un’ulteriore opzione di stoccaggio a lungo termine, che potrebbe trarre vantaggio dalle infrastrutture di trasporto e stoccaggio del gas naturale esistenti. Oggi sono in funzione circa 70 progetti power-to-gas per la produzione di metano, la maggior parte dei quali in Europa.

Di contro, il biometano è a sua volta un vettore energetico programmabile e potenzialmente privo delle fluttuazioni nella produzione tipiche di altre energie rinnovabili, quali il solare o l’eolico. Dal punto di vista dello stoccaggio, il grande vantaggio rispetto all’idrogeno è quello di poter sfruttare le già sviluppate ed estese infrastrutture del gas naturale di origine fossile, senza però il peso delle emissioni climalteranti. La conversione a biometano, infatti, piuttosto che l’immissione diretta di idrogeno verde da elettrolisi nella rete del gas naturale evita limitazioni legate alla quantità massima di idrogeno consentita dalle specifiche di qualità della rete del gas naturale. Inoltre, il biometano, così come il gas naturale, può essere liquefatto attraverso un processo a basse temperature (inferiori a 160° C) per ridurne drasticamente il volume e quindi aumentarne in maniera altrettanto significativa la possibilità di stoccaggio. Il processo di rigassificazione, già attuato in Italia ed in Europa in generale su stock importati di gas naturale liquefatto (GNL), può essere applicato senza bisogno di alcuna modifica tecnologica anche ad eventuali riserve di bio-GNL.

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