Un’economia dell’idrogeno è un concetto di un’industria energetica che utilizza principalmente o esclusivamente l’idrogeno come vettore di energia. Finora, un’economia dell’idrogeno non è stata realizzata in nessun paese al mondo.

Come l’elettricità, l’idrogeno non è una fonte di energia primaria, ma deve prima essere ottenuto artificialmente e con perdite di energia da altre fonti di energia (energie fossili, nucleari o rinnovabili). Pertanto, un’economia dell’idrogeno non è automaticamente sostenibile, ma solo sostenibile come l’energia primaria da cui viene prodotto l’idrogeno. Al momento, questo è in gran parte fatto con l’idrogeno per l’uso nell’industria chimica sulla base di combustibili fossili, Concetti per le future economie dell’idrogeno, d’altra parte, prevedono per lo più la generazione di idrogeno da energie rinnovabili, che potrebbe rendere tale economia di idrogeno senza emissioni.

Mentre in molti paesi non è in corso la classica economia dell’idrogeno allo stato dell’arte, ci sono piani per integrare idrogeno o combustibili derivati ​​da idrogeno come metano o metanolo nelle infrastrutture energetiche esistenti come parte della transizione energetica e l’espansione di energie rinnovabili. Un ruolo importante è svolto dalla tecnologia power-to-gas, alla quale viene assegnato un ruolo importante come storage a lungo termine.

I livelli di un’industria energetica
Le idee si basano sull’implementazione dell’idrogeno a tutti i livelli del settore energetico:

Sviluppo delle necessarie fonti di energia primaria
Prodotti energetici
Stoccaggio di energia
Uso di energia
Commercio e distribuzione di energia
Vendite e fatturazione
Garantire la sicurezza dell’approvvigionamento
Ciascuno di questi livelli è tecnicamente ricercato e parzialmente realizzato per l’idrogeno.

Produzione, stoccaggio, infrastruttura
L’idrogeno di oggi viene prodotto principalmente (> 90%) da fonti fossili. Collegare la sua produzione centralizzata a una flotta di veicoli a celle a combustibile leggeri richiederebbe l’ubicazione e la costruzione di un’infrastruttura di distribuzione con ingenti investimenti di capitale. Inoltre, la sfida tecnologica di fornire un deposito di idrogeno sicuro e denso di energia a bordo del veicolo deve essere superata per fornire un intervallo sufficiente tra i riempimenti.

Metodi di produzione
L’idrogeno molecolare non è disponibile sulla Terra in convenienti riserve naturali. La maggior parte dell’idrogeno nella litosfera è legato all’ossigeno nell’acqua. La produzione di idrogeno elementare richiede il consumo di un vettore di idrogeno come un combustibile fossile o acqua. L’ex vettore consuma la risorsa fossile e produce anidride carbonica, ma spesso non richiede ulteriori apporti di energia oltre al combustibile fossile. Lo scomposizione dell’acqua, il secondo vettore, richiede un input elettrico o termico, generato da una certa fonte di energia primaria (combustibili fossili, energia nucleare o energia rinnovabile). L’idrogeno può anche essere prodotto raffinando l’effluente dalle fonti geotermiche nella litosfera. L’idrogeno prodotto da fonti di energia rinnovabile a zero emissioni come l’elettrolisi dell’acqua che utilizza energia eolica, energia solare, energia idroelettrica, energia del moto ondoso o energia delle maree viene indicato come idrogeno verde. L’idrogeno prodotto da fonti energetiche non rinnovabili può essere indicato come idrogeno bruno. L’idrogeno prodotto come sottoprodotto di scarto o sottoprodotto industriale viene a volte indicato come idrogeno grigio.

Attuali metodi di produzione
L’idrogeno è prodotto industrialmente dal reforming del vapore, che utilizza combustibili fossili come gas naturale, petrolio o carbone. Il contenuto energetico dell’idrogeno prodotto è inferiore al contenuto energetico del combustibile originale, in parte perso come calore eccessivo durante la produzione. Il reforming del vapore porta ad emissioni di anidride carbonica, come farebbe un motore per auto.

Una piccola parte (il 4% nel 2006) è prodotta per elettrolisi utilizzando elettricità e acqua, consumando circa 50 kilowattora di elettricità per ogni chilogrammo di idrogeno prodotto.

Kværner-processo
Il processo Kværner o il processo Kvaerner carbon black & hydrogen (CB & H) è un metodo, sviluppato negli anni ’80 da una società norvegese con lo stesso nome, per la produzione di idrogeno da idrocarburi (CnHm), come metano, gas naturale e biogas . Dell’energia disponibile del mangime, circa il 48% è contenuto nell’idrogeno, il 40% è contenuto in carbone attivo e il 10% in vapore surriscaldato.

Elettrolisi dell’acqua
L’idrogeno può essere prodotto mediante elettrolisi ad alta pressione, elettrolisi a bassa pressione dell’acqua o una serie di altri processi elettrochimici emergenti come elettrolisi ad alta temperatura o elettrolisi assistita da carbonio. Tuttavia, i migliori processi attuali per l’elettrolisi dell’acqua hanno un’efficienza elettrica effettiva del 70-80%, quindi produrre 1 kg di idrogeno (che ha un’energia specifica di 143 MJ / kg o circa 40 kWh / kg) richiede 50-55 kWh di di energia elettrica. A un costo dell’elettricità di $ 0,06 / kWh, come stabilito negli obiettivi di produzione dell’idrogeno del Dipartimento dell’Energia per il 2015, il costo dell’idrogeno è di $ 3 / kg. Con la gamma di prezzi del gas naturale del 2016 come mostrato nel grafico (Hydrogen Production Tech Team Roadmap, novembre 2017) che fissa il costo dell’idrogeno SMR tra $ 1,20 e $ 1,50, il prezzo di costo dell’idrogeno tramite elettrolisi è ancora oltre il doppio dell’idrogeno 2015 DOE prezzi obiettivo. Il prezzo obiettivo per l’idrogeno nel DOE degli Stati Uniti nel 2020 è di $ 2,30 / kg, che richiede un costo dell’elettricità di $ 0,037 / kWh, che è possibile ottenere in seguito alle recenti offerte PPA per l’energia eolica e solare in molte regioni. Ciò pone l’obiettivo di distribuzione di $ 4 / gge H2 a portata di mano e vicino a un costo di produzione di gas naturale leggermente elevato per l’SMR.

In altre parti del mondo, il reforming con metano a vapore è in media tra $ 1-3 / kg. Questo rende la produzione di idrogeno via elettrolisi economicamente competitiva in molte regioni già, come delineato da Nel Hydrogen e altri, incluso un articolo dell’IEA che esamina le condizioni che potrebbero portare a un vantaggio competitivo per l’elettrolisi.

Metodi di produzione sperimentali

Produzione biologica
La produzione di idrogeno fermentativo è la conversione fermentativa del substrato organico al bioidrogeno manifestata da un gruppo eterogeneo di batteri che utilizza sistemi multienzimatici che implicano tre passaggi simili alla conversione anaerobica. Le reazioni di fermentazione scure non richiedono energia luminosa, quindi sono in grado di produrre costantemente idrogeno da composti organici durante il giorno e la notte. La fotofermentazione differisce dalla fermentazione scura perché procede solo in presenza di luce. Ad esempio, la foto-fermentazione con Rhodobacter sphaeroides SH2C può essere impiegata per convertire piccoli acidi grassi molecolari in idrogeno. L’elettroidrogenesi viene utilizzata nelle celle a combustibile microbico in cui l’idrogeno viene prodotto da materiale organico (ad esempio da acque reflue o sostanza solida) mentre si applica 0,2 – 0,8 V.

L’idrogeno biologico può essere prodotto in un bioreattore di alghe. Alla fine degli anni ’90 si scoprì che se le alghe vengono private dello zolfo, si passa dalla produzione di ossigeno, cioè alla fotosintesi normale, alla produzione di idrogeno.

L’idrogeno biologico può essere prodotto in bioreattori che utilizzano materie prime diverse dalle alghe, la materia prima più comune è costituita da flussi di rifiuti. Il processo coinvolge batteri che si nutrono di idrocarburi ed espellono idrogeno e CO2. La CO2 può essere sequestrata con successo con diversi metodi, lasciando gas idrogeno. Nel 2006-2007, NanoLogix ha dapprima dimostrato un prototipo di bioreattore di idrogeno utilizzando i rifiuti come materia prima nello stabilimento di produzione di succo d’uva di Welch a North East, in Pennsylvania (Stati Uniti).

Elettrolisi biocatalizzata
Oltre all’elettrolisi regolare, l’elettrolisi che utilizza i microbi è un’altra possibilità. Con l’elettrolisi biocatalizzata, l’idrogeno viene generato dopo aver attraversato la cella a combustibile microbico e possono essere utilizzate una varietà di piante acquatiche. Questi includono il reed sweetgrass, il cordgrass, il riso, i pomodori, i lupini e le alghe

Elettrolisi ad alta pressione
L’elettrolisi ad alta pressione è l’elettrolisi dell’acqua mediante decomposizione dell’acqua (H2O) in ossigeno (O2) e idrogeno (H2) mediante una corrente elettrica che passa attraverso l’acqua. La differenza con un elettrolizzatore standard è la produzione di idrogeno compresso intorno a 120-200 bar (1740-2900 psi, 12-20 MPa). Pressurizzando l’idrogeno nell’elettrolizzatore, attraverso un processo noto come compressione chimica, viene eliminata la necessità di un compressore di idrogeno esterno, il consumo medio di energia per la compressione interna è di circa il 3%. L’impianto di produzione di idrogeno più grande d’Europa (1 400 000 kg / a, elettrolisi ad alta pressione di acqua, tecnologia acalina) opera a Kokkola, in Finlandia.

Elettrolisi ad alta temperatura
L’idrogeno può essere generato dall’energia fornita sotto forma di calore ed elettricità attraverso l’elettrolisi ad alta temperatura (HTE). Poiché parte dell’energia in HTE viene fornita sotto forma di calore, meno energia deve essere convertita due volte (dal calore all’elettricità e quindi alla forma chimica), e quindi è necessaria molta meno energia per ogni chilogrammo di idrogeno prodotto.

Mentre l’elettricità generata dal nucleare potrebbe essere utilizzata per l’elettrolisi, il calore nucleare può essere applicato direttamente per separare l’idrogeno dall’acqua. I reattori nucleari raffreddati a gas ad alta temperatura (950-1000 ° C) hanno il potenziale di separare l’idrogeno dall’acqua mediante mezzi termochimici che utilizzano calore nucleare. La ricerca sui reattori nucleari ad alta temperatura potrebbe alla fine portare a una fornitura di idrogeno che sia competitiva in termini di costi con il reforming a vapore di gas naturale. General Atomics prevede che l’idrogeno prodotto in un reattore raffreddato a gas ad alta temperatura (HTGR) costerebbe $ 1,53 / kg. Nel 2003, il reforming a vapore del gas naturale ha prodotto idrogeno a $ 1,40 / kg. Nel 2005 i prezzi del gas naturale, l’idrogeno costa $ 2,70 / kg.

L’elettrolisi ad alta temperatura è stata dimostrata in un laboratorio, a 108 MJ (termico) per chilogrammo di idrogeno prodotto, ma non su scala commerciale. Inoltre, questo è un idrogeno “commerciale” di qualità inferiore, inadatto all’uso nelle celle a combustibile.

Scissione dell’acqua fotoelettrochimica
L’utilizzo dell’elettricità prodotta dai sistemi fotovoltaici offre il modo più pulito per produrre idrogeno. L’acqua è rotta in idrogeno e ossigeno per elettrolisi, un processo di cellule fotoelettrochimiche (PEC) che è anche chiamato fotosintesi artificiale. William Ayers di Energy Conversion Devices ha dimostrato e brevettato il primo sistema fotoelettrochimico ad alta efficienza multi-giunzione per la divisione diretta dell’acqua nel 1983. Questo gruppo ha dimostrato che la separazione diretta dell’acqua viene ora definita “foglia artificiale” o “separazione solare dell’acqua wireless” a basso costo foglio multigiunzione di silicio amorfo a film sottile immerso direttamente in acqua. L’idrogeno si è evoluto sulla superficie anteriore in silicio amorfo decorata con vari catalizzatori mentre l’ossigeno si è evoluto dal substrato metallico posteriore. Una membrana Nafion sopra la cella a più giunzioni ha fornito un percorso per il trasporto di ioni. Il loro brevetto elenca anche una varietà di altri materiali a più giunzione a semiconduttore per la separazione diretta dell’acqua oltre a silicio amorfo e leghe di germanio di silicio. La ricerca continua nello sviluppo della tecnologia delle celle multi-giunzione ad alta efficienza nelle università e nell’industria fotovoltaica. Se questo processo è assistito da fotocatalizzatori sospesi direttamente nell’acqua invece di utilizzare il fotovoltaico e un sistema elettrolitico, la reazione è in un solo passaggio, che può migliorare l’efficienza.

Produzione fotoelettrocatalitica
Un metodo studiato da Thomas Nann e dal suo team all’Università di East Anglia consiste in un elettrodo d’oro ricoperto da strati di nanoparticelle di fosfuro di indio (InP). Introdussero un complesso ferro-zolfo nella disposizione stratificata che, sommersa in acqua e irradiata di luce sotto una piccola corrente elettrica, produceva idrogeno con un’efficienza del 60%.

Nel 2015, è stato riferito che Panasonic Corp. ha sviluppato un fotocatalizzatore basato sul nitruro di niobio che può assorbire il 57% della luce solare per supportare la decomposizione dell’acqua per produrre gas idrogeno. La società intende raggiungere l’applicazione commerciale “il prima possibile”, non prima del 2020.

Concentrando solare termico
Sono necessarie temperature molto elevate per dissociare l’acqua in idrogeno e ossigeno. È necessario un catalizzatore per far funzionare il processo a temperature accettabili. Il riscaldamento dell’acqua può essere ottenuto mediante l’uso di energia solare a concentrazione. Hydrosol-2 è un impianto pilota da 100 kilowatt presso la Plataforma Solar di Almería, in Spagna, che utilizza la luce solare per ottenere gli 800-1.200 ° C necessari per riscaldare l’acqua. Hydrosol II è in funzione dal 2008. Il progetto di questo impianto pilota da 100 kilowatt è basato su un concetto modulare. Di conseguenza, potrebbe essere possibile che questa tecnologia possa essere facilmente adattata alla gamma di megawatt moltiplicando le unità di reattori disponibili e collegando l’impianto a campi di eliostato (campi di specchietti solari) di dimensioni adeguate.

Produzione termochimica
Ci sono più di 352 cicli termochimici che possono essere utilizzati per la scissione dell’acqua, circa una dozzina di questi cicli come il ciclo dell’ossido di ferro, il ciclo di ossido di cerio (IV) ossido (III), il ciclo zinco-ossido di zinco, lo iodio-zolfo ciclo, ciclo del rame-cloro e ciclo dello zolfo ibrido sono in fase di ricerca e in fase di test per produrre idrogeno e ossigeno dall’acqua e dal calore senza utilizzare l’elettricità. Questi processi possono essere più efficienti rispetto all’elettrolisi ad alta temperatura, tipica nell’intervallo tra il 35% e il 49% dell’efficienza LHV. La produzione termochimica di idrogeno utilizzando l’energia chimica del carbone o del gas naturale non viene generalmente considerata, poiché il percorso chimico diretto è più efficiente.

Nessuno dei processi di produzione dell’idrogeno termochimico è stato dimostrato a livelli di produzione, sebbene diversi siano stati dimostrati nei laboratori.

Idrogeno come sottoprodotto di altri processi chimici
La produzione industriale di cloro e soda caustica mediante elettrolisi genera una quantità considerevole di idrogeno come sottoprodotto. Nel porto di Anversa una centrale elettrica a celle a combustibile dimostrativa da 1 MW è alimentata da tale sottoprodotto. Questa unità è operativa dalla fine del 2011. L’eccesso di idrogeno viene spesso gestito con un’analisi dell’idrogeno.

Conservazione
Sebbene l’idrogeno molecolare abbia una densità di energia molto elevata su una base di massa, in parte a causa del suo basso peso molecolare, come un gas a condizioni ambientali ha una densità di energia molto bassa in termini di volume. Se deve essere usato come combustibile immagazzinato a bordo del veicolo, il gas idrogeno puro deve essere immagazzinato in una forma ad alta densità energetica per fornire un campo di guida sufficiente.

Gas di idrogeno pressurizzato
L’aumento della pressione del gas migliora la densità di energia in volume, rendendo più piccoli, ma non più leggeri, i serbatoi del contenitore (vedere il recipiente a pressione). Raggiungere pressioni più elevate richiede un maggiore uso di energia esterna per alimentare la compressione. La massa dei serbatoi di idrogeno necessari per l’idrogeno compresso riduce il consumo di carburante del veicolo. Poiché si tratta di una piccola molecola, l’idrogeno tende a diffondersi attraverso qualsiasi materiale di rivestimento destinato a contenerlo, provocando l’infragilimento o l’indebolimento del suo contenitore. Il metodo più comune di stoccaggio di idrogeno a bordo nei veicoli dimostrativi di oggi è un gas compresso a pressioni di circa 700 bar (70 MPa).

Idrogeno liquido
In alternativa, può essere utilizzato idrogeno liquido a densità volumetrica più elevata o idrogeno granulare. Tuttavia, l’idrogeno liquido è criogenico e bolle a 20,268 K (-252,882 ° C o -423,188 ° F). Lo stoccaggio criogenico riduce il peso ma richiede grandi energie di fluidificazione. Il processo di liquefazione, che coinvolge fasi di pressurizzazione e raffreddamento, è ad alta intensità energetica. L’idrogeno liquefatto ha una densità energetica inferiore in volume rispetto alla benzina di circa un fattore quattro, a causa della bassa densità dell’idrogeno liquido – in realtà c’è più idrogeno in un litro di benzina (116 grammi) rispetto a un litro di puro liquido idrogeno (71 grammi). Anche i serbatoi di stoccaggio dell’idrogeno liquido devono essere ben isolati per ridurre al minimo l’ebollizione.

Il Giappone dispone di un impianto di stoccaggio di idrogeno liquido (LH2) presso un terminal di Kobe e si prevede che riceverà la prima spedizione di idrogeno liquido tramite carrier LH2 nel 2020. L’idrogeno viene fluidificato riducendo la temperatura a -253 ° C, simile al naturale liquefatto gas (LNG) che viene conservato a -162 ° C. Si può ottenere una potenziale perdita di efficienza del 12,79%, ovvero 4,26 kWh / kg su 33,3 kWh / kg.

Conservazione come idruro
Distinti dalla conservazione di idrogeno molecolare, l’idrogeno può essere immagazzinato come un idruro chimico o in qualche altro composto contenente idrogeno. L’idrogeno viene fatto reagire con alcuni altri materiali per produrre il materiale di stoccaggio dell’idrogeno, che può essere trasportato relativamente facilmente. Nel punto di utilizzo, il materiale di stoccaggio dell’idrogeno può essere prodotto per decomporsi, producendo gas idrogeno. Oltre ai problemi di densità di massa e volume associati alla conservazione dell’idrogeno molecolare, le attuali barriere a schemi di stoccaggio pratici derivano dalle condizioni di alta pressione e temperatura necessarie per la formazione di idruri e il rilascio di idrogeno. Per molti potenziali sistemi anche la cinetica di idrurazione e disidratazione e la gestione del calore sono questioni che devono essere superate. Un’azienda francese, la McPhy Energy, sta sviluppando il primo prodotto industriale, basato sull’idrato di magnesio, già venduto ad alcuni importanti clienti come Iwatani ed ENEL.

adsorbimento
Un terzo approccio consiste nell’assorbire l’idrogeno molecolare sulla superficie di un materiale di stoccaggio solido. A differenza degli idruri menzionati sopra, l’idrogeno non si dissocia / ricombina dopo aver caricato / scaricato il sistema di stoccaggio, e quindi non soffre delle limitazioni cinetiche di molti sistemi di stoccaggio dell’idruro. Densità di idrogeno simili all’idrogeno liquefatto possono essere ottenute con appropriati materiali adsorbenti. Alcuni adsorbenti suggeriti includono carbone attivo, carbonio nanostrutturato (inclusi CNT), MOF e idrogeno clatrato idrato.

Stoccaggio di idrogeno sotterraneo
Lo stoccaggio sotterraneo di idrogeno è la pratica dello stoccaggio dell’idrogeno in caverne sotterranee, cupole di sale e giacimenti di petrolio e gas esauriti. Grandi quantità di idrogeno gassoso sono state immagazzinate nelle caverne sotterranee dall’ICI per molti anni senza alcuna difficoltà. Lo stoccaggio di grandi quantità di idrogeno liquido sotterraneo può funzionare come accumulo di energia della rete. L’efficienza di andata e ritorno è di circa il 40% (contro il 75-80% per l’idro pompato (PHES)), e il costo è leggermente superiore all’idro pompato. Un altro studio referenziato da un documento di lavoro del personale europeo ha rilevato che, per lo stoccaggio su larga scala, l’opzione più economica è l’idrogeno a 140 € / MWh per 2.000 ore di stoccaggio utilizzando un elettrolizzatore, un accumulo di sale e un impianto a ciclo combinato. Il progetto europeo Hyunder ha indicato nel 2013 che per lo stoccaggio di energia eolica e solare sono necessarie altre 85 caverne poiché non possono essere coperte dai sistemi PHES e CAES. Un caso studio tedesco sullo stoccaggio di idrogeno nelle caverne salate ha rilevato che se l’eccedenza di potenza tedesca (7% della produzione totale variabile rinnovabile entro il 2025 e il 20% entro il 2050) sarebbe stata convertita all’idrogeno e immagazzinata nel sottosuolo, queste quantità richiederebbero circa 15 caverne di 500.000 metri cubi ciascuno entro il 2025 e circa 60 caverne entro il 2050 – corrispondenti a circa un terzo del numero di caverne sotterranee a gas attualmente utilizzate in Germania. Negli Stati Uniti, Sandia Labs sta conducendo ricerche sullo stoccaggio di idrogeno in giacimenti di petrolio e gas esausti, che potrebbero facilmente assorbire grandi quantità di idrogeno prodotto in modo rinnovabile in quanto esistono circa 2,7 milioni di pozzi esauriti.

Potenza al gas
L’alimentazione a gas è una tecnologia che converte l’energia elettrica in un gas combustibile. Esistono 2 metodi: il primo consiste nell’utilizzare l’elettricità per la scissione dell’acqua e iniettare l’idrogeno risultante nella rete del gas naturale. Il secondo metodo (meno efficiente) viene utilizzato per convertire l’anidride carbonica e l’acqua in metano, (vedi gas naturale) usando l’elettrolisi e la reazione di Sabatier. La potenza in eccesso o la potenza fuori picco generata dai generatori eolici o dai pannelli solari viene quindi utilizzata per il bilanciamento del carico nella rete energetica. Utilizzando il sistema esistente di gas naturale per l’idrogeno Il produttore di celle a combustibile Hydrogenics e il distributore di gas naturale Enbridge hanno collaborato per sviluppare un sistema di alimentazione del gas in Canada.

Stoccaggio della pipeline
Per lo stoccaggio dell’idrogeno può essere utilizzata una rete di gas naturale. Prima di passare al gas naturale, le reti di gas tedesche venivano gestite utilizzando il gas di città, che per la maggior parte era costituito da idrogeno. La capacità di stoccaggio della rete tedesca di gas naturale è superiore a 200.000 GW • h, sufficienti per diversi mesi di fabbisogno energetico. A titolo di confronto, la capacità di tutte le centrali di stoccaggio di pompaggio tedesche ammonta a solo circa 40 GW • h. Il trasporto di energia attraverso una rete di gas avviene con una perdita molto inferiore (<0,1%) rispetto a una rete elettrica (8%). L'uso dei gasdotti esistenti per l'idrogeno è stato studiato da NaturalHy Infrastruttura L'infrastruttura dell'idrogeno consisterebbe principalmente nel trasporto di condotte di idrogeno industriale e nelle stazioni di rifornimento dotate di idrogeno come quelle che si trovano in una strada a idrogeno. Le stazioni dell'idrogeno che non erano situate vicino a una conduttura dell'idrogeno sarebbero state rifornite tramite serbatoi di idrogeno, rimorchi per tubi di idrogeno compresso, rimorchi di idrogeno liquido, camion di serbatoi di idrogeno liquido o produzione dedicata in loco. A causa dell'infragilimento dell'acciaio da parte dell'idrogeno e della corrosione, i tubi del gas naturale richiedono rivestimenti interni o sostituzione per trasportare l'idrogeno. Le tecniche sono ben note; Attualmente negli Stati Uniti esistono oltre 700 miglia di condotte per l'idrogeno. Sebbene costosi, gli oleodotti rappresentano il modo più economico per spostare l'idrogeno. Le condutture del gas dell'idrogeno sono di routine nelle grandi raffinerie di petrolio, perché l'idrogeno è usato per i combustibili dell'idrocrack dal petrolio greggio. In teoria, è possibile evitare le tubazioni dell'idrogeno nei sistemi distribuiti di produzione dell'idrogeno, dove l'idrogeno viene prodotto abitualmente in loco utilizzando generatori di medie o piccole dimensioni che produrrebbero abbastanza idrogeno per uso personale o forse un quartiere. Alla fine, una combinazione di opzioni per la distribuzione del gas idrogeno potrebbe avere successo. Mentre milioni di tonnellate di idrogeno elementare sono distribuite in tutto il mondo ogni anno in vari modi, portando l'idrogeno ai singoli consumatori richiederebbe un'evoluzione dell'infrastruttura del combustibile. Ad esempio, secondo GM, il 70% della popolazione degli Stati Uniti vive vicino a un impianto per la generazione di idrogeno, ma ha scarso accesso pubblico a tale idrogeno. Lo stesso studio, tuttavia, dimostra che la costruzione dell'infrastruttura in modo sistematico è molto più fattibile ed economica di quanto la maggior parte della gente pensi. Ad esempio, un articolo ha osservato che le stazioni dell'idrogeno potrebbero essere posizionate ogni 10 miglia nella metropolitana di Los Angeles e sulle autostrade tra Los Angeles e le città vicine come Palm Springs, Las Vegas, San Diego e Santa Barbara, per il costo di uno Starbuck latte per ognuno dei 15 milioni di residenti che vivono in queste aree. Un compromesso chiave: produzione centralizzata rispetto a produzione distribuita In una futura economia a pieno titolo dell'idrogeno, le fonti energetiche primarie e le materie prime sarebbero utilizzate per produrre gas idrogeno come energia immagazzinata da utilizzare in vari settori dell'economia. La produzione di idrogeno da fonti energetiche primarie diverse dal carbone, dal petrolio e dal gas naturale, comporterebbe una minore produzione dei gas a effetto serra caratteristici della combustione di queste risorse energetiche fossili. Una caratteristica chiave di un'economia dell'idrogeno sarebbe che nelle applicazioni mobili (principalmente trasporto veicolare) la generazione e l'uso di energia potrebbero essere disaccoppiati. La fonte di energia primaria non avrebbe più bisogno di viaggiare con il veicolo, come al momento fa con i combustibili idrocarburi. Invece dei tubi di scappamento che creano emissioni disperse, l'energia (e l'inquinamento) potrebbe essere generata da fonti puntuali come strutture centralizzate su larga scala con maggiore efficienza. Ciò consentirebbe la possibilità di tecnologie come il sequestro del carbonio, che sono altrimenti impossibili per le applicazioni mobili. In alternativa, potrebbero essere utilizzati schemi di generazione di energia distribuita (come fonti di energia rinnovabile su piccola scala), eventualmente associati a stazioni di idrogeno. A parte la generazione di energia, la produzione di idrogeno potrebbe essere centralizzata, distribuita o una miscela di entrambi. Mentre la generazione di idrogeno negli impianti centralizzati di energia primaria promette una maggiore efficienza di produzione dell'idrogeno, le difficoltà nel trasporto di idrogeno a lungo raggio e alto volume (dovuto a fattori come il danno all'idrogeno e la facilità di diffusione dell'idrogeno attraverso materiali solidi) rendono la distribuzione di energia elettrica attraente all'interno di un idrogeno economia. In tale scenario, piccoli impianti regionali o persino stazioni di rifornimento locali potrebbero generare idrogeno utilizzando l'energia fornita attraverso la rete di distribuzione elettrica. Mentre l'efficienza di generazione dell'idrogeno è probabilmente inferiore rispetto alla generazione centralizzata di idrogeno, le perdite nel trasporto dell'idrogeno potrebbero rendere tale schema più efficiente in termini di energia primaria utilizzata per chilogrammo di idrogeno erogato all'utente finale. Il giusto equilibrio tra distribuzione dell'idrogeno e distribuzione elettrica a lunga distanza è una delle domande principali che si pongono sull'economia dell'idrogeno. Di nuovo i dilemmi delle fonti di produzione e del trasporto dell'idrogeno possono ora essere superati utilizzando la generazione di idrogeno in loco (casa, azienda o stazione di rifornimento) da fonti rinnovabili fuori rete. Elettrolisi distribuita L'elettrolisi distribuita bypasserebbe i problemi di distribuzione dell'idrogeno distribuendo l'energia elettrica. Utilizzerebbe le reti elettriche esistenti per trasportare l'elettricità a piccoli elettrolizzatori situati nelle stazioni di rifornimento. Tuttavia, tenere conto dell'energia utilizzata per produrre l'elettricità e le perdite di trasmissione ridurrebbe l'efficienza complessiva. Le centrali elettriche a ciclo combinato a gas naturale, che rappresentano quasi tutta la costruzione di nuovi impianti di generazione elettrica negli Stati Uniti, generano elettricità con un'efficienza del 60% o superiore. L'aumento della domanda di elettricità, a causa di auto a idrogeno o altra domanda, avrebbe l'impatto marginale di aggiungere nuove centrali a ciclo combinato. Su questa base, la produzione distribuita di idrogeno sarebbe all'incirca del 40% efficiente. Tuttavia, se l'impatto marginale è riferito alla rete elettrica di oggi, con un'efficienza di circa il 40% a causa del suo mix di combustibili e metodi di conversione, l'efficienza della produzione di idrogeno distribuito sarebbe di circa il 25%. Ci si aspetta che la produzione distribuita di idrogeno in questo modo generi emissioni atmosferiche di inquinanti e di anidride carbonica in vari punti della catena di approvvigionamento, ad esempio elettrolisi, trasporto e stoccaggio. Tali esternalità come l'inquinamento devono essere valutate rispetto ai potenziali vantaggi di un'economia dell'idrogeno. Uso energetico dell'idrogeno L'elemento più importante nell'uso dell'idrogeno è la cella a combustibile. Converte l'energia contenuta nell'idrogeno in calore ed elettricità. Utilizzare in casa Nella produzione di energia domestica da parte della cella a combustibile può, come nelle apparecchiature di cogenerazione, realizzare una cogenerazione che aumenta l'efficienza complessiva. Poiché questa modalità di funzionamento si concentra sulla produzione di calore, questi sistemi sono controllati in base al fabbisogno di calore, con la corrente elettrica generata che viene immessa nella rete elettrica pubblica. Vaillant ha sviluppato un riscaldatore a celle combustibili che può essere utilizzato anche con gas naturale tramite un reformer. L'efficienza relativa al valore calorico teoricamente raggiungibile è di ca. 83%. Se l'efficienza, come nel caso delle centrali termoelettriche e dei motori a combustione interna, si basa solitamente sul potere calorifico, si ottiene un rendimento massimo teorico di ca. 98%. A seconda del tipo di cella a combustibile, l'efficienza del sistema varia tra il 40% e il 65%, anche se non è chiaro se si tratti di valore calorico o potere calorico. Utilizzare nel traffico Un veicolo alimentato a idrogeno ha i. A. un serbatoio pressurizzato (ad es. 700 bar) che può essere rifornito presso una stazione di rifornimento di idrogeno. Come metodi di generazione di forza è possibile utilizzare un motore a combustione interna ampiamente convenzionale, simile alla guida con gas naturale, o una "combustione a freddo" in una cella a combustibile. Nel veicolo a celle a combustibile, l'energia elettrica viene generata con la cella a combustibile, che aziona un motore elettrico. Motore a combustione interna Come gas combustibile, l'idrogeno può essere bruciato in un motore a combustione interna ampiamente convenzionale ("motore a combustione di idrogeno"), simile ai veicoli alimentati a gas naturale, all'energia rotatoria meccanica (ad esempio nella BMW Hydrogen 7). Cella a combustibile Nel veicolo a celle a combustibile, l'energia elettrica viene generata con la cella a combustibile, che aziona un motore elettrico. Anche la tecnologia dell'idrogeno viene testata in pratica sugli autobus. L'attuale generazione di autobus a idrogeno (2009) raggiunge un'autonomia di circa 250 km con 35 kg di idrogeno. Le auto a celle a combustibile sono molto più costose delle auto elettriche. Secondo Fritz Henderson (CEO di General Motors), un tale veicolo costerà circa $ 400.000 (a partire dal 2009). I produttori di veicoli Toyota, Nissan, Mercedes-Benz e Honda hanno tagliato drasticamente i costi di produzione per i veicoli a idrogeno. (La Toyota Mirai, ad esempio, è disponibile in Germania per poco meno di 80.000 €.) Toyota produce auto H 2 in piccole serie e si posiziona in grande sulla cella a combustibile. Con la Mercedes Classe B F-Cell e due veicoli di pre-produzione della gamma Hyundai ix35 Fuel Cell Electric Vehicle (FCEV) di 500 km sono stati raggiunti a velocità massime di 80 km / h. Per dimostrare l'idoneità all'uso quotidiano della trasmissione a idrogeno, Daimler ha completato con successo una "circumnavigazione" del mondo con diversi veicoli a celle a combustibile della Classe B. I veicoli della serie 200 di questo tipo sono stati consegnati ai clienti nel 2010. Ora ci sono alcuni autobus, z. Ad esempio, l'ibrido Citaro FuelCELL Mercedes-Benz di vari produttori che lavorano con celle a combustibile. Inoltre, con la tecnologia di Hydrail dal 2005, i veicoli ferroviari sono entrati nella prospettiva dell'economia dell'idrogeno. Come una delle prime società della Compagnia giapponese delle ferrovie orientali ha iniziato a collaudare una locomotiva ibrida in funzione. Alla fine del 2017, sono stati ordinati 14 treni con trasmissione a celle a combustibile dal produttore Alstom in Bassa Sassonia. Le Ferrovie Federali Svizzere (FFS) introducono le celle a combustibile a idrogeno nei suoi minibar rotanti a partire dalla primavera 2014 per avere abbastanza energia per la macchina da caffè integrata sulla strada, che ora può offrire anche il cappuccino ai passeggeri. I soliti accumulatori usati finora sarebbero stati troppo pesanti per questo compito che consuma energia. Sicurezza dell'idrogeno L'idrogeno ha una delle più ampie combinazioni di esplosivi / miscele di accensione con l'aria di tutti i gas con poche eccezioni come acetilene, silano e ossido di etilene. Ciò significa che qualunque sia la proporzione della miscela tra aria e idrogeno, una perdita di idrogeno causerà molto probabilmente un'esplosione, non una semplice fiamma, quando una fiamma o una scintilla accendono la miscela. Ciò rende l'uso dell'idrogeno particolarmente pericoloso in aree chiuse come gallerie o parcheggi sotterranei. Le fiamme di idrogeno-ossigeno puri bruciano nella gamma di colori dell'ultravioletto e sono quasi invisibili a occhio nudo, quindi è necessario un rilevatore di fiamma per rilevare se una perdita di idrogeno sta bruciando. L'idrogeno è inodore e le perdite non possono essere rilevate dall'odore. I codici e gli standard dell'idrogeno sono codici e standard per i veicoli a celle a combustibile a idrogeno, le applicazioni stazionarie delle celle a combustibile e le applicazioni portatili di celle a combustibile. There are codes and standards for the safe handling and storage of hydrogen, for example the standard for the installation of stationary fuel cell power systems from the National Fire Protection Association. Codes and standards have repeatedly been identified as a major institutional barrier to deploying hydrogen technologies and developing a hydrogen economy. To enable the commercialization of hydrogen in consumer products, new model building codes and equipment and other technical standards are developed and recognized by federal, state, and local governments. One of the measures on the roadmap is to implement higher safety standards like early leak detection with hydrogen sensors. The Canadian Hydrogen Safety Program concluded that hydrogen fueling is as safe as, or safer than, compressed natural gas (CNG) fueling. The European Commission has funded the first higher educational program in the world in hydrogen safety engineering at the University of Ulster. It is expected that the general public will be able to use hydrogen technologies in everyday life with at least the same level of safety and comfort as with today's fossil fuels.