L’economia dell’idrogeno è un sistema proposto per fornire energia utilizzando l’idrogeno. Il termine economia dell’idrogeno fu coniato da John Bockris nel corso di un discorso tenuto nel 1970 al General Motors (GM) Technical Center. Il concetto è stato proposto in precedenza dal genetista J.B.S. Haldane.

I fautori di un’economia dell’idrogeno sostengono l’idrogeno come potenziale combustibile per la forza motrice (comprese auto e barche) e l’energia ausiliaria di bordo, la generazione di energia stazionaria (ad esempio, per il fabbisogno energetico degli edifici) e come mezzo di stoccaggio dell’energia (ad es. per interconversione da eccesso di energia elettrica generata fuori picco). L’idrogeno molecolare del tipo che può essere usato come combustibile non si trova naturalmente in serbatoi convenienti; ciò nonostante può essere generato dalla riformazione del vapore di idrocarburi, elettrolisi dell’acqua o con altri metodi.

Un picco di attenzione per il concetto durante gli anni 2000 è stato ripetutamente descritto come una montatura da parte di alcuni critici e sostenitori di tecnologie alternative. Una rinascita nel vettore energetico è ora in corso, in particolare con la formazione del Consiglio di idrogeno nel 2017. Diversi produttori hanno ora commercializzato automobili a celle a combustibile a idrogeno commercialmente, con produttori come Toyota e gruppi industriali in Cina che prevedono di aumentare il numero di automobili in le centinaia di migliaia nel prossimo decennio.

Fondamento logico
Un’economia dell’idrogeno è stata proposta dall’Università del Michigan per risolvere alcuni degli effetti negativi dell’uso di combustibili idrocarburici in cui il carbonio viene rilasciato nell’atmosfera (come anidride carbonica, monossido di carbonio, idrocarburi incombusti, ecc.). L’interesse moderno per l’economia dell’idrogeno può essere generalmente ricondotto a un rapporto tecnico del 1970 di Lawrence W. Jones dell’Università del Michigan.

Nell’attuale economia degli idrocarburi, il trasporto è alimentato principalmente dal petrolio. La combustione di combustibili idrocarburici emette anidride carbonica e altri inquinanti. L’offerta di risorse di idrocarburi economicamente utilizzabili nel mondo è limitata e la domanda di carburanti di idrocarburi è in aumento, in particolare in Cina, India e altri paesi in via di sviluppo.

I fautori di un’economia dell’idrogeno su scala mondiale sostengono che l’idrogeno può essere una fonte di energia ecologicamente più pulita per gli utenti finali, in particolare nelle applicazioni di trasporto, senza rilascio di inquinanti (come il particolato) o di anidride carbonica nel punto di utilizzo finale. Un’analisi del 2004 asseriva che “la maggior parte dei percorsi della catena di fornitura dell’idrogeno libererebbe significativamente meno di anidride carbonica nell’atmosfera rispetto alla benzina usata nei veicoli elettrici ibridi” e che sarebbero possibili riduzioni significative delle emissioni di biossido di carbonio se i metodi di cattura del carbonio o sequestro del carbonio fossero utilizzato nel sito di produzione di energia o idrogeno.

L’idrogeno ha un’alta densità di energia in peso ma ha una bassa densità di energia in volume. Anche se altamente compresso o liquefatto, la densità di energia in volume è solo 1/4 di quella della benzina, sebbene la densità di energia in peso sia circa tre volte quella della benzina o del gas naturale. Si dice che un motore a combustione interna a ciclo Otto funzionante su idrogeno abbia un’efficienza massima di circa il 38%, superiore dell’8% rispetto a un motore a combustione interna a benzina.

La combinazione della pila a combustibile e del motore elettrico è 2-3 volte più efficiente di un motore a combustione interna. I costi di capitale delle celle a combustibile si sono ridotti significativamente negli ultimi anni, con un costo modellato di $ 50 / kW citato dal Dipartimento dell’Energia.

Precedenti ostacoli tecnici hanno incluso problemi di stoccaggio dell’idrogeno e il requisito di purezza dell’idrogeno utilizzato nelle celle a combustibile, come con la tecnologia attuale, una cella a combustibile funzionante richiede che la purezza dell’idrogeno raggiunga il 99,999%. La tecnologia di conversione del motore dell’idrogeno potrebbe essere considerata più economica delle celle a combustibile.

Attuale mercato dell’idrogeno
La produzione di idrogeno è una grande industria in crescita, a partire dal 2004. A livello globale, nel 2004 sono stati prodotti circa 57 milioni di tonnellate di idrogeno, pari a circa 170 milioni di tonnellate di petrolio equivalente. Il tasso di crescita è del 10% circa all’anno. Negli Stati Uniti, la produzione del 2004 è stata di circa 11 milioni di tonnellate (Mt), un flusso di potenza medio di 48 gigawatt. (Per confronto, la produzione elettrica media nel 2003 era di circa 442 GW.) A partire dal 2005, il valore economico di tutto l’idrogeno prodotto a livello mondiale è di circa $ 135 miliardi all’anno.

Oggi ci sono due usi principali per l’idrogeno. Circa la metà viene utilizzata nel processo Haber per produrre ammoniaca (NH3), che viene poi utilizzata direttamente o indirettamente come fertilizzante. Poiché sia ​​la popolazione mondiale che l’agricoltura intensiva utilizzata per sostenerlo sono in crescita, la domanda di ammoniaca è in crescita. L’ammoniaca può essere utilizzata come metodo indiretto più sicuro e più facile di trasporto dell’idrogeno. L’ammoniaca trasportata può essere poi riconvertita in idrogeno al bowser mediante una tecnologia a membrana.

L’altra metà dell’attuale produzione di idrogeno viene utilizzata per convertire le fonti di petrolio pesante in frazioni più leggere adatte all’uso come combustibili. Quest’ultimo processo è noto come hydrocracking. L’hydrocracking rappresenta un’area di crescita ancora più ampia, dal momento che l’aumento dei prezzi del petrolio incoraggia le compagnie petrolifere a estrarre materiale di base più povero, come sabbie bituminose e scisti bituminosi. Le economie di scala inerenti alla raffinazione del petrolio e alla produzione di fertilizzanti su larga scala rendono possibile la produzione in loco e l’uso “in cattività”. Piccole quantità di idrogeno “mercantile” sono fabbricate e consegnate anche agli utenti finali.

Se fosse disponibile l’energia per la produzione di idrogeno (dall’energia eolica, solare, di fissione o nucleare ecc.), L’uso della sostanza per la produzione di idrocarburi e synfuel potrebbe espandere l’uso di idrogeno in cattività di un fattore da 5 a 10. Presente l’uso statunitense di idrogeno per l’hydrocracking è di circa 4 Mt all’anno. Si stima che 37,7 Mt / anno di idrogeno sarebbero sufficienti per convertire una quantità sufficiente di carbone nazionale in combustibili liquidi per porre fine alla dipendenza degli Stati Uniti dall’importazione di petrolio estero e meno della metà di questa cifra per porre fine alla dipendenza dal petrolio del Medio Oriente. La liquefazione del carbone presenterebbe emissioni di anidride carbonica significativamente peggiori rispetto all’attuale sistema di combustione del petrolio fossile, ma eliminerebbe le vulnerabilità politiche ed economiche inerenti all’importazione di petrolio negli Stati Uniti prima della commercializzazione del petrolio stretto nel Nord America.

A partire dal 2004 e 2016, il 96% della produzione globale di idrogeno proviene da combustibili fossili (48% da gas naturale, 30% da petrolio e 18% da carbone); l’elettrolisi dell’acqua rappresenta solo il 4%. La distribuzione della produzione riflette gli effetti dei vincoli termodinamici sulle scelte economiche: dei quattro metodi per ottenere l’idrogeno, la combustione parziale del gas naturale in una centrale elettrica NGCC (ciclo combinato a gas naturale) offre il percorso chimico più efficiente e il più grande off-take di energia termica utilizzabile. (necessita di riferimento)

Il grande mercato e il forte aumento dei prezzi dei combustibili fossili hanno anche stimolato un grande interesse per i metodi alternativi e meno costosi di produzione di idrogeno. A partire dal 2002, la maggior parte dell’idrogeno viene prodotta in loco e il costo è di circa $ 0,70 / kg e, se non viene prodotto in loco, il costo dell’idrogeno liquido è di circa $ 2,20 / kg a $ 3,08 / kg.

Celle a combustibile come alternativa alla combustione interna
Una delle principali offerte di un’economia dell’idrogeno è che il combustibile può sostituire il combustibile fossile bruciato nei motori a combustione interna e nelle turbine come il modo principale per convertire l’energia chimica in energia cinetica o elettrica; con la presente eliminando le emissioni di gas serra e l’inquinamento da quel motore. Sebbene l’idrogeno possa essere usato nei convenzionali motori a combustione interna, le celle a combustibile, essendo elettrochimiche, hanno un vantaggio di efficienza teorica rispetto ai motori a calore. Le celle a combustibile sono più costose da produrre rispetto ai comuni motori a combustione interna.

Alcuni tipi di celle a combustibile funzionano con combustibili idrocarburici, mentre tutti possono funzionare su idrogeno puro. Nel caso in cui le celle a combustibile diventino competitive nei prezzi con i motori a combustione interna e le turbine, le grandi centrali elettriche a gas potrebbero adottare questa tecnologia.

L’idrogeno deve essere distinto come “tecnico-grade” (cinque netti puro, 99,999%), che è adatto per applicazioni come celle a combustibile e “commerciale”, che ha impurità contenenti carbonio e zolfo, ma che può essere prodotto dal processo di riforma del vapore molto più economico. Le celle a combustibile richiedono idrogeno di elevata purezza perché le impurità degraderebbero rapidamente la vita della pila di celle a combustibile.

Gran parte dell’interesse per il concetto di economia dell’idrogeno si concentra sull’uso delle celle a combustibile per alimentare le auto elettriche. Le attuali celle a combustibile a idrogeno soffrono di un basso rapporto potenza-peso. Le celle a combustibile sono molto più efficienti rispetto ai motori a combustione interna e non producono emissioni nocive. Se viene introdotto un metodo pratico di stoccaggio dell’idrogeno e le celle a combustibile diventano meno costose, possono essere economicamente redditizie per alimentare veicoli ibridi a celle a combustibile / a batteria, o puramente alimentati a celle. La redditività economica dei veicoli alimentati a celle a combustibile migliorerà quando i combustibili idrocarburici utilizzati nei motori a combustione interna diventeranno più costosi, a causa dell’esaurimento delle riserve facilmente accessibili o della contabilità economica dell’impatto ambientale attraverso misure come le tasse sul carbonio.

Altre tecnologie delle celle a combustibile basate sullo scambio di ioni metallici (ad esempio celle a combustibile zinco-aria) sono in genere più efficienti nella conversione di energia rispetto alle celle a combustibile a idrogeno, ma l’uso diffuso di qualsiasi energia elettrica → energia chimica → sistemi di energia elettrica richiederebbe la produzione di elettricità.

Dall’indirizzo dell’Unione Europea del 2003, quando la nozione di economia dell’idrogeno è diventata di importanza nazionale negli Stati Uniti, c’è stato un costante coro di oppositori. Più di recente, nel 2013, Lux Research, Inc. ha pubblicato un rapporto che afferma: “Il sogno di un’economia dell’idrogeno … non è più vicino”. Ha concluso che “il costo di capitale, non la fornitura di idrogeno, limiterà l’adozione a soli 5,9 GW” entro il 2030, fornendo “una barriera quasi insormontabile all’adozione, ad eccezione delle applicazioni di nicchia”. L’analisi di Lux ha ipotizzato che entro il 2030 il mercato stazionario PEM raggiungerà $ 1 miliardo, mentre il mercato dei veicoli, compresi i carrelli elevatori, raggiungerà un totale di $ 2 miliardi.

Utilizzare come combustibile per autotrazione ed efficienza del sistema
Una contabilità dell’energia utilizzata durante un processo termodinamico, noto come bilancio energetico, può essere applicata ai carburanti per autotrazione. Con la tecnologia odierna, la produzione di idrogeno tramite reforming a vapore può essere realizzata con un’efficienza termica compresa tra il 75 e l’80 percento. Sarà necessaria ulteriore energia per liquefare o comprimere l’idrogeno e trasportarlo alla stazione di rifornimento tramite camion o pipeline. L’energia che deve essere utilizzata per chilogrammo per produrre, trasportare e trasportare idrogeno (cioè il suo consumo energetico ben-a-serbatoio) è di circa 50 MJ utilizzando la tecnologia disponibile nel 2004. Sottraendo questa energia dall’entalpia di un chilogrammo di idrogeno, che è 141 MJ, e dividendo per l’entalpia, produce un rendimento energetico termico di circa il 60%. La benzina, al confronto, richiede meno energia, per gallone, alla raffineria, e relativamente poca energia è necessaria per trasportarla e immagazzinarla a causa della sua alta densità energetica per gallone a temperature ambiente. Bene a serbatoio, la catena di fornitura per la benzina è efficiente all’incirca all’80% (Wang, 2002). Un altro metodo basato sulla griglia per fornire idrogeno sarebbe utilizzare l’elettricità per far funzionare gli elettrolizzatori. Circa il 6% dell’energia elettrica viene persa durante la trasmissione lungo le linee elettriche e il processo di conversione del combustibile fossile in elettricità è in primo luogo efficiente del 33%. Pertanto, se l’efficienza è il fattore determinante, sarebbe improbabile che i veicoli a idrogeno vengano alimentati con tale metodo e, in effetti, visti in questo modo, i veicoli elettrici sembrerebbero essere una scelta migliore. Tuttavia, come notato sopra, l’idrogeno può essere prodotto da un certo numero di materie prime, in modo centralizzato o distribuito, e queste offrono percorsi più efficienti per produrre e distribuire il carburante.

Uno studio sull’efficienza well-to-wheel dei veicoli a idrogeno rispetto agli altri veicoli del sistema energetico norvegese indica che i veicoli a celle a combustibile a idrogeno (FCV) tendono ad essere circa un terzo efficienti quanto i VE quando si utilizza l’elettrolisi, con idrogeno interno I motori a combustione (ICE) sono appena un sesto più efficienti. Anche nel caso in cui le celle a combustibile a idrogeno ottengano il loro idrogeno dalla riformazione del gas naturale piuttosto che dall’elettrolisi e gli EV acquistino la loro potenza da una centrale elettrica a gas naturale, i veicoli elettrici continuano a superare il 35% – 25% (e solo il 13% per un H2 GHIACCIO). Questo si confronta con il 14% per un ICE a benzina, il 27% per un ibrido ICE a benzina e il 17% per un ICE diesel, anche su base di ruote.

L’idrogeno è stato definito uno dei sostituti meno efficienti e costosi della benzina (benzina) in termini di riduzione dei gas serra; altre tecnologie possono essere meno costose e più rapidamente implementate. Uno studio completo dell’idrogeno nelle applicazioni di trasporto ha rilevato che “ci sono ostacoli importanti sul percorso per raggiungere la visione dell’economia dell’idrogeno, il percorso non sarà semplice o diretto”. Sebbene la Ford Motor Company e la francese Renault-Nissan abbiano annullato le loro attività di ricerca e sviluppo di idrogeno nel 2008 e 2009, rispettivamente, hanno firmato una lettera d’intenti del 2009 con gli altri produttori e Now GMBH nel settembre 2009 sostenendo l’introduzione commerciale degli FCV entro il 2015. Uno studio di The Carbon Trust per il Dipartimento britannico dell’energia e dei cambiamenti climatici suggerisce che le tecnologie dell’idrogeno hanno il potenziale per fornire trasporti nel Regno Unito con emissioni prossime allo zero riducendo al contempo la dipendenza dal petrolio importato e la riduzione della produzione rinnovabile. Tuttavia, le tecnologie affrontano sfide molto difficili, in termini di costi, prestazioni e politica.

Preoccupazioni ambientali
Ci sono molte preoccupazioni riguardo agli effetti ambientali della produzione di idrogeno. L’idrogeno viene prodotto mediante elettrolisi dell’acqua o mediante reforming di combustibili fossili. Riformare un combustibile fossile porta a maggiori emissioni di anidride carbonica rispetto all’uso diretto del combustibile fossile in un motore a combustione interna. Allo stesso modo, se l’idrogeno viene prodotto mediante elettrolisi da generatori alimentati a combustibili fossili, viene emesso un aumento di anidride carbonica rispetto all’uso diretto del combustibile fossile.

L’uso di fonti di energia rinnovabile per generare idrogeno mediante elettrolisi richiederebbe un maggiore apporto di energia rispetto all’uso diretto delle energie rinnovabili per il funzionamento dei veicoli elettrici, a causa delle fasi di conversione aggiuntive e delle perdite nella distribuzione. L’idrogeno come carburante per il trasporto, tuttavia, viene utilizzato principalmente per celle a combustibile che non producono emissioni di gas serra, ma acqua.

Ci sono state anche alcune preoccupazioni su possibili problemi legati alla perdita di gas idrogeno. L’idrogeno molecolare perde lentamente dalla maggior parte dei vasi di contenimento. È stato ipotizzato che se una quantità significativa di idrogeno gassoso (H2) sfugge, l’idrogeno può, a causa delle radiazioni ultraviolette, formare radicali liberi (H) nella stratosfera. Questi radicali liberi sarebbero quindi in grado di agire da catalizzatori per l’esaurimento dell’ozono. Un aumento abbastanza grande dell’idrogeno stratosferico da H2 trapelato potrebbe esacerbare il processo di esaurimento. Tuttavia, l’effetto di questi problemi di perdita potrebbe non essere significativo. La quantità di idrogeno che perde oggi è molto più bassa (di un fattore di 10-100) rispetto alla stima del 10-20% ipotizzata da alcuni ricercatori; per esempio, in Germania, il tasso di perdita è solo dello 0,1% (inferiore al tasso di perdita di gas naturale dello 0,7%). Al massimo, tale fuoriuscita probabilmente non supererebbe l’1-2% anche con l’uso diffuso di idrogeno, utilizzando la tecnologia attuale.

Costi
Nel 2004, la produzione di unità di combustibile a idrogeno mediante la riformazione del vapore o l’elettrolisi era approssimativamente da 3 a 6 volte più costosa rispetto alla produzione di una equivalente unità di combustibile da gas naturale. Nella valutazione dei costi, i combustibili fossili sono generalmente utilizzati come riferimento. Il contenuto energetico di questi combustibili non è un prodotto dello sforzo umano e quindi non ha alcun costo ad esso assegnato. Vengono considerati solo i costi di estrazione, raffinazione, trasporto e produzione. D’altra parte, il contenuto energetico di un’unità di combustibile a idrogeno deve essere fabbricato, e quindi ha un costo significativo, oltre a tutti i costi di raffinazione, trasporto e distribuzione. I sistemi che utilizzano energia elettrica generata in modo più diretto, ad esempio nei filobus o nei veicoli elettrici a batteria, possono avere un vantaggio economico significativo in quanto vi sono meno processi di conversione richiesti tra la fonte di energia primaria e il punto di utilizzo.

La barriera per abbassare il prezzo dell’idrogeno ad alta purezza è un costo di oltre 35 kWh di elettricità utilizzata per generare ogni chilogrammo di gas idrogeno. L’idrogeno prodotto dalla riforma del vapore costa circa tre volte il costo del gas naturale per unità di energia prodotta. Ciò significa che se il gas naturale costa $ 6 / milioni di BTU, l’idrogeno sarà di $ 18 / milione di BTU. Inoltre, la produzione di idrogeno da elettrolisi con elettricità a 5 centesimi / kWh costerà $ 28 / milioni di BTU – circa 1,5 volte il costo dell’idrogeno dal gas naturale. Si noti che il costo della produzione di idrogeno dall’elettricità è una funzione lineare dei costi dell’elettricità, quindi l’elettricità a 10 centesimi / kWh significa che l’idrogeno costerà $ 56 / milioni di BTU.

I progressi dimostrati nella tecnologia degli elettrolizzatori e delle celle a combustibile da parte di ITM Power hanno affermato di aver compiuto significativi progressi in campo per far fronte al costo dell’elettrolisi dell’acqua per produrre idrogeno. La riduzione dei costi renderebbe l’idrogeno da fonti rinnovabili fuori rete economico per i veicoli di rifornimento.

Le condotte per l’idrogeno sono più costose delle linee elettriche anche a lunga distanza. L’idrogeno è circa tre volte più voluminoso del gas naturale per la stessa entalpia. L’idrogeno accelera la rottura dell’acciaio (infragilimento da idrogeno), che aumenta i costi di manutenzione, i tassi di perdita e i costi dei materiali. È probabile che la differenza di costo si espanda con la tecnologia più recente: i cavi sospesi nell’aria possono utilizzare una tensione più elevata con costi di materiale solo marginalmente aumentati, ma i tubi a pressione più alta richiedono proporzionalmente più materiale.

La creazione di un’economia dell’idrogeno richiederebbe ingenti investimenti nell’infrastruttura per immagazzinare e distribuire idrogeno ai veicoli. Al contrario, i veicoli elettrici a batteria, che sono già disponibili al pubblico, non richiederebbero un’espansione immediata dell’infrastruttura esistente per la trasmissione e la distribuzione dell’elettricità. La capacità della centrale elettrica che ora non viene utilizzata di notte potrebbe essere utilizzata per ricaricare veicoli elettrici. Uno studio condotto dal Pacific Northwest National Laboratory per il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti nel dicembre 2006 ha rilevato che la capacità di rete inutilizzata negli Stati Uniti sarebbe sufficiente per alimentare l’84% di tutti i veicoli negli Stati Uniti se fossero stati immediatamente sostituiti con veicoli elettrici.

Diversi metodi di produzione hanno ciascuno costi di investimento e costi marginali associati. L’energia e le materie prime potrebbero provenire da una moltitudine di fonti: gas naturale, nucleare, solare, eolica, biomassa, carbone, altri combustibili fossili e geotermia.

Gas naturale a piccola scala
Utilizza la riforma del vapore. Richiede 15,9 milioni di piedi cubici (450.000 m3) di gas, che, se prodotto da piccoli riformatori da 500 kg / giorno nel punto di distribuzione (cioè la stazione di rifornimento), equivarrebbe a 777.000 riformatori che costano 1 trilione di dollari e producono 150 milioni di tonnellate di gas di idrogeno ogni anno. Elimina la necessità di infrastrutture di distribuzione dedicate all’idrogeno. $ 3,00 per GGE (Gallons of Gasoline Equivalent)

Nucleare
Fornisce energia per l’elettrolisi dell’acqua. Avrebbero bisogno di 240.000 tonnellate di uranio non arricchito, ovvero di 2.000 600 megawatt di potenza, il che costerebbe $ 840 miliardi, o circa $ 2,50 per GGE.

Solare
Fornisce energia per l’elettrolisi dell’acqua. Avrebbero bisogno di 2.500 kWh di sole per metro quadrato, 113 milioni di sistemi da 40 kilowatt, il che costerebbe $ 22 trilioni, o circa $ 9,50 per GGE.

Vento
Fornisce energia per l’elettrolisi dell’acqua. A 7 metri al secondo di velocità media del vento, sarebbero necessari 1 milione di turbine eoliche da 2 MW, che costerebbero 3 trilioni di dollari, o circa 3 dollari per GGE.

biomassa
Gli impianti di gassificazione produrrebbero gas con la riformazione del vapore. 1,5 miliardi di tonnellate di biomassa secca, 3.300 piante che richiederebbero 113,4 milioni di acri (460.000 km²) di fattoria per produrre la biomassa. $ 565 miliardi di costi, o circa $ 1,90 per GGE

Carbone
Le centrali FutureGen utilizzano la gassificazione del carbone e la riformazione del vapore. Richiede 1 miliardo di tonnellate di carbone o circa 1.000 impianti da 275 megawatt con un costo di circa $ 500 miliardi, o circa $ 1 per GGE.
DOE Obiettivi di costo

Esempi e programmi pilota
Diversi produttori di automobili statunitensi si sono impegnati a sviluppare veicoli che utilizzano idrogeno. La distribuzione dell’idrogeno a scopo di trasporto è attualmente in fase di test in tutto il mondo, in particolare in Portogallo, Islanda, Norvegia, Danimarca, Germania, California, Giappone e Canada, ma il costo è molto alto.

Alcuni ospedali hanno installato unità combinate di celle di accumulo di elettrolisi e accumulatori per l’alimentazione di emergenza locale. Questi sono vantaggiosi per l’uso di emergenza a causa della loro bassa necessità di manutenzione e facilità di localizzazione rispetto ai generatori a combustione interna.

L’Islanda si è impegnata a diventare la prima economia al mondo per l’idrogeno entro il 2050. L’Islanda è in una posizione unica. Attualmente importa tutti i prodotti petroliferi necessari per alimentare le sue automobili e la flotta peschereccia. L’Islanda ha grandi risorse geotermiche, tanto che il prezzo locale dell’elettricità è effettivamente inferiore al prezzo degli idrocarburi che potrebbero essere utilizzati per produrre quell’energia elettrica.

L’Islanda converte già la sua eccedenza di elettricità in beni esportabili e sostituzioni di idrocarburi. Nel 2002, ha prodotto 2.000 tonnellate di idrogeno per elettrolisi, principalmente per la produzione di ammoniaca (NH3) per fertilizzanti. L’ammoniaca è prodotta, trasportata e utilizzata in tutto il mondo, e il 90% del costo dell’ammoniaca è il costo dell’energia per produrlo. L’Islanda sta anche sviluppando un’industria di fusione dell’alluminio. I costi dell’alluminio sono guidati principalmente dal costo dell’elettricità per far funzionare gli smelter. Ognuna di queste industrie potrebbe esportare efficacemente tutta la potenziale elettricità geotermica dell’Islanda.

Nessuna delle due industrie sostituisce direttamente gli idrocarburi. Reykjavík, in Islanda, disponeva di una piccola flotta pilota di autobus urbani alimentati a idrogeno compresso e sono in corso le ricerche per alimentare la flotta peschereccia della nazione con l’idrogeno. Per scopi più pratici, l’Islanda potrebbe elaborare petrolio importato con idrogeno per estenderlo, piuttosto che sostituirlo del tutto.

Gli autobus di Reykjavík fanno parte di un programma più ampio, HyFLEET: CUTE, che gestisce autobus a idrogeno in otto città europee. HyFLEET: anche gli autobus CUTE sono stati operati a Pechino, in Cina ea Perth, in Australia (vedi sotto). Un progetto pilota a dimostrazione di un’economia dell’idrogeno è operativo sull’isola norvegese di Utsira. L’installazione combina energia eolica e potenza dell’idrogeno. Nei periodi in cui vi è un’eccedenza di energia eolica, l’eccesso di energia viene utilizzato per generare idrogeno mediante elettrolisi. L’idrogeno è immagazzinato ed è disponibile per la produzione di energia nei periodi in cui c’è poco vento.

Gli Stati Uniti hanno una politica sull’idrogeno con diversi esempi. Una joint venture tra NREL e Xcel Energy sta combinando energia eolica e idrogeno allo stesso modo in Colorado. Hydro in Terranova e Labrador stanno convertendo l’attuale sistema di energia eolica-diesel nell’isola remota di Ramea in un impianto di sistemi di energia ibrida Wind-Hydrogen. Un progetto pilota simile su Stuart Island utilizza l’energia solare, anziché l’energia eolica, per generare elettricità. Quando l’elettricità in eccesso è disponibile dopo che le batterie sono piene, l’idrogeno viene generato dall’elettrolisi e immagazzinato per la successiva produzione di energia elettrica da parte delle celle a combustibile.

Il Regno Unito ha avviato un programma pilota di celle a combustibile nel gennaio 2004, il programma ha condotto due autobus a celle a combustibile sulla strada 25 a Londra fino a dicembre 2005, e è passato alla rotta RV1 fino a gennaio 2007. La Hydrogen Expedition sta attualmente lavorando per creare una cella a idrogeno nave a motore e utilizzarla per circumnavigare il globo, come un modo per dimostrare la capacità delle celle a combustibile a idrogeno.

Il dipartimento di pianificazione e infrastrutture dell’Australia Occidentale ha operato con tre autobus a celle a combustibile Citaro Daimler Chrysler come parte della sua energia di trasporto sostenibile per la prova di autobus a celle a combustibile di Perth a Perth. Gli autobus erano gestiti da Path Transit sulle rotte regolari degli autobus pubblici di Transperth. Il processo è iniziato nel settembre 2004 e si è concluso nel settembre 2007. Le celle a combustibile degli autobus utilizzavano un sistema di membrane a scambio protonico e venivano fornite con idrogeno grezzo da una raffineria BP a Kwinana, a sud di Perth. L’idrogeno era un sottoprodotto del processo industriale della raffineria. Gli autobus sono stati riforniti presso una stazione nel sobborgo settentrionale di Malaga, a Malaga.

L’Organizzazione per lo sviluppo industriale delle Nazioni Unite (UNIDO) e il Ministero turco dell’energia e delle risorse naturali hanno firmato nel 2003 un accordo del fondo fiduciario da 40 milioni di dollari per la creazione del Centro internazionale per le tecnologie energetiche dell’idrogeno (UNIDO-ICHET) a Istanbul, che ha avviato le operazioni nel 2004 un carrello elevatore a idrogeno, un carrello per l’idrogeno e una casa mobile alimentati da energie rinnovabili sono stati dimostrati nei locali dell’UNIDO-ICHET. Un sistema di continuità di alimentazione ha funzionato da aprile 2009 nella sede della compagnia Istanbul Sea Buses.

Alternative basate sull’idrogeno a un’economia dell’idrogeno completamente distributiva
L’idrogeno è semplicemente un metodo per immagazzinare e trasmettere energia. Vari scenari di trasmissione e stoccaggio di energia alternativa che iniziano con la produzione di idrogeno, ma non lo usano per tutte le parti del negozio e le infrastrutture di trasmissione, potrebbero essere più economici, sia a breve che a breve termine. Questi includono:

Economia dell’ammoniaca
Un’alternativa all’idrogeno gassoso come vettore di energia è di legarla con l’azoto dell’aria per produrre ammoniaca, che può essere facilmente liquefatta, trasportata e utilizzata (direttamente o indirettamente) come combustibile pulito e rinnovabile. Ad esempio, i ricercatori del CSIRO in Australia nel 2018 hanno alimentato una Toyota Mirai e Hyundai Nexo con idrogeno separato dall’ammoniaca utilizzando una tecnologia a membrana.

Produzione di idrogeno di alcol a effetto serra
L’economia del metanolo è un piano energetico di produzione del synfuel che può iniziare con la produzione di idrogeno. L’idrogeno in una “economia dell’idrogeno” completa è stato inizialmente suggerito come un modo per rendere l’energia rinnovabile, in forma non inquinante, disponibile per le automobili. Tuttavia, un’alternativa teorica per affrontare lo stesso problema è produrre idrogeno centralmente e utilizzarlo immediatamente per produrre combustibili liquidi da una fonte di CO2. Ciò eliminerebbe l’obbligo di trasportare e immagazzinare l’idrogeno. La fonte potrebbe essere la CO2 prodotta da centrali elettriche a combustione. Per essere neutrali in termini di effetto serra, la fonte di CO2 in tale piano dovrebbe provenire da aria, biomassa o altra fonte di CO2 che è già presente o da immettere nell’aria. Le pile a combustibile a metanolo diretto sono in uso commerciale, anche se ad agosto 2011 non sono efficienti.

La rete elettrica più celle a combustibile metanolo sintetico
Molte delle strategie ibride descritte sopra, che utilizzano l’idrogeno in cattività per generare altri carburanti più facilmente utilizzabili, potrebbero essere più efficaci della sola produzione di idrogeno. Lo stoccaggio di energia a breve termine (il che significa che l’energia viene utilizzata non molto tempo dopo che è stata catturata) può essere meglio realizzata con la batteria o anche con lo stoccaggio ultracondensatore. L’accumulo di energia a lungo termine (che significa che l’energia viene utilizzata settimane o mesi dopo la cattura) può essere fatto meglio con metano sintetico o alcoli, che possono essere immagazzinati indefinitamente a costi relativamente bassi, e persino utilizzati direttamente in alcuni tipi di celle a combustibile, per veicoli elettrici . Queste strategie combaciano bene con il recente interesse per i veicoli elettrici ibridi plug-in, o PHEV, che utilizzano una strategia ibrida di stoccaggio di elettricità e combustibile per il loro fabbisogno energetico. Alcuni di essi hanno proposto la conservazione dell’idrogeno in un intervallo ristretto di tempo di immagazzinamento dell’energia, probabilmente tra qualche giorno e qualche settimana. Questa gamma è soggetta a ulteriore restringimento con eventuali miglioramenti nella tecnologia delle batterie. È sempre possibile che possa verificarsi un qualche tipo di innovazione nella conservazione o generazione di idrogeno, ma ciò è improbabile dato che i limiti fisici e chimici delle scelte tecniche sono abbastanza ben compresi.

Produzione di metano sintetico idrogeno in cattività (gas naturale sintetico SNG)
Analogamente alla produzione di alcool sintetico, l’idrogeno può essere utilizzato in loco per produrre direttamente (non biologicamente) combustibili gassosi a effetto serra. Pertanto, è stata proposta la produzione di metano neutro rispetto alla serra in captazione-idrogeno (si noti che questo è il contrario dell’attuale metodo di acquisizione dell’idrogeno dal metano naturale, ma che non richiede la combustione finale e il rilascio di carbonio da combustibili fossili). L’idrogeno in cattività (e il biossido di carbonio, ad esempio, CCS (Carbon Capture & Storage)) può essere utilizzato in loco per sintetizzare il metano, utilizzando la reazione di Sabatier. Questo è efficiente al 60% circa e con il round trip si riduce dal 20 al 36% a seconda del metodo di utilizzo del carburante. Questo è persino inferiore all’idrogeno, ma i costi di stoccaggio diminuiscono di almeno un fattore 3, a causa del più alto punto di ebollizione del metano e di una maggiore densità di energia. Il metano liquido ha 3,2 volte la densità di energia dell’idrogeno liquido ed è più facile da immagazzinare in modo compatto. Inoltre, l’infrastruttura dei tubi (metanodotti) è già presente. Esistono già veicoli a gas naturale, e sono noti per essere più facili da adattare con la tecnologia dei motori interni esistenti, rispetto a quelli a combustione interna che funzionano direttamente sull’idrogeno. L’esperienza con i veicoli alimentati a gas naturale mostra che il deposito di metano è poco costoso, una volta che si è accettato il costo della conversione per immagazzinare il carburante. Tuttavia, il costo dello stoccaggio di alcol è ancora più basso, quindi questa tecnologia avrebbe bisogno di produrre metano con un notevole risparmio in termini di produzione di alcol. Attualmente non sono noti i prezzi massimi maturi dei carburanti nelle tecnologie concorrenti, ma entrambi dovrebbero offrire sostanziali risparmi infrastrutturali sui tentativi di trasporto e utilizzo diretto dell’idrogeno.

È stato proposto in un ipotetico sistema energetico dominato da energia rinnovabile per utilizzare l’elettricità in eccesso generata da vento, solare fotovoltaico, idroelettrico, corrente marina e altri per produrre idrogeno mediante elettrolisi dell’acqua, quindi combinarlo con CO2 per produrre metano (gas naturale). L’idrogeno verrebbe in primo luogo utilizzato nelle celle a combustibile (CHP) o per i trasporti a causa della maggiore efficienza della produzione e quindi del metano creato che potrebbe poi essere iniettato nella rete di gas esistente per generare elettricità e calore su richiesta per superare i punti bassi di energia rinnovabile produzione. Il processo descritto sarebbe quello di creare idrogeno (che potrebbe essere in parte utilizzato direttamente nelle celle a combustibile) e l’aggiunta di CO2 di anidride carbonica possibilmente da BECCS (Bio-Energy con Carbon Capture & Storage) attraverso la (reazione di Sabatier) per creare metano come segue : CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O.