giovedì, Luglio 7, 2022
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Dentro l’idea sbagliata che l’idrogeno sia un rischio significativo di riscaldamento

Rapporti recenti hanno suggerito che la produzione su larga scala di idrogeno potrebbe fare più male che bene nello sforzo di ridurre il riscaldamento globale.

Ma la realtà è che il vantaggio climatico di un’economia dell’idrogeno pulito ben regolamentata supera l’impatto di qualsiasi emissione che l’idrogeno aggiungerebbe al nostro sistema energetico, soprattutto se diamo la priorità all’idrogeno prodotto da elettricità alimentata da fonti rinnovabili.

Realizzare il potenziale dell’idrogeno

L’idrogeno è un potente strumento per decarbonizzare parti dell’economia in cui l’elettrificazione non è praticabile. Ha il potenziale per ridurre le emissioni di 11-13 chilogrammi di anidride carbonica equivalente (CO2e) per chilogrammo utilizzato rispetto alle alternative fossili. In processi come la produzione dell’acciaio, può fornire riduzioni delle emissioni ancora maggiori (riduzione di 25–30 kg di CO2e per kg di H2 utilizzato). Impiegando idrogeno su larga scala, gli Stati Uniti potrebbero ridurre circa il 15% delle proprie emissioni annuali di anidride carbonica.

La realizzazione di questo potenziale dipende dalla produzione, immagazzinamento, trasporto e consumo di idrogeno in modo da ridurre al minimo le emissioni in ogni fase. Ogni scelta effettuata nella catena di approvvigionamento dell’idrogeno sarà cruciale per determinare il massimo beneficio in termini di emissioni ottenuto.

Nella produzione di idrogeno pulito, ciò significa garantire che le autorità di regolamentazione e i produttori affrontino attivamente l’intensità di carbonio dell’alimentazione, la perdita di metano a monte e i tassi di cattura del carbonio. In teoria, sia l’idrogeno “blu” che quello “verde”, i percorsi di produzione più comunemente considerati, possono raggiungere emissioni prossime allo zero. Per l’idrogeno verde (prodotto dalla scissione delle molecole d’acqua), è necessario l’uso di elettricità rinnovabile per alimentare gli elettrolizzatori. Per l’idrogeno blu (prodotto dal gas naturale), i percorsi di produzione prossimi allo zero richiedono tecnologie di cattura del carbonio in grado di ottenere prestazioni di cattura senza precedenti, nonché la quasi eliminazione delle perdite di metano a monte dalla fornitura di gas naturale.

La perdita di idrogeno è un ulteriore rischio di emissioni comune a entrambi i percorsi di produzione, sebbene oggi in genere non venga monitorato nella contabilità delle emissioni. Sebbene una regolamentazione adeguata sarà fondamentale, la perdita della catena di approvvigionamento costituisce il rischio meno grave e esistono strumenti e tecnologie per mitigarlo.

Allegato 1: Panoramica dei rischi di emissioni di tecnologie a idrogeno selezionate

Perché l’idrogeno fuoriuscito è un problema?

Alcuni studi emergenti presentano scenari di fuoriuscita di idrogeno che contribuiscono in modo significativo al riscaldamento climatico. L’idrogeno fuoriuscito nell’atmosfera in qualsiasi punto della catena di approvvigionamento può agire come un gas serra indiretto, reagendo con sostanze inquinanti come il metano per prolungarne la vita nell’atmosfera. L’idrogeno fuoriuscito può anche influenzare le concentrazioni di ozono, danneggiando potenzialmente la qualità dell’aria e il recupero dello strato di ozono, e può creare vapore acqueo nell’atmosfera, aumentando l’effetto dei gas serra.

Ricerche recenti hanno indicato che l’idrogeno fuoriuscito può contribuire al riscaldamento globale più di quanto stimato in precedenza. Tuttavia, anche ad alti tassi di perdita, l’idrogeno verde ha un innegabile beneficio climatico positivo a breve e lungo termine, soprattutto rispetto al danno climatico dimostrabilmente grande dai combustibili fossili che sostituisce.

L’idrogeno non è l’unica catena di approvvigionamento energetico con problemi legati alle perdite. In effetti, lo spostamento più rilevante preso di mira dalla distribuzione dell’idrogeno è il gas naturale, il che lo rende un punto di riferimento rilevante con cui confrontare l’idrogeno.

Ci sono quattro parti principali di una catena di approvvigionamento del gas in cui potrebbero verificarsi perdite: produzione a monte e trasmissione, stoccaggio e distribuzione a valle. Su una base da chilogrammo a chilogrammo, il metano, il componente principale del gas naturale, contribuirà a un riscaldamento fino a tre volte superiore rispetto all’idrogeno in un arco di tempo di 100 anni. In un arco di tempo di 20 anni, l’effetto di riscaldamento del metano è il doppio di quello dell’idrogeno. Ma l’idrogeno è più denso di energia del gas naturale, quindi è necessario molto meno carburante per fornire energia per la stessa funzione. L’idrogeno fornisce 2,5 volte più energia del metano per chilogrammo (rispettivamente 120 MJ/kg e 50 MJ/kg), quindi l’impatto sul riscaldamento del metano è fino a sette volte peggiore di quello dell’idrogeno se si considera il potenziale di riscaldamento in termini di energia contenuta in ogni molecola.

Confrontando la perdita dalla catena di approvvigionamento di un sistema a idrogeno minimamente regolato con un sistema a gas naturale medio indica che l’idrogeno comporterà comunque emissioni inferiori (Figura 2). Se consideriamo i tassi di perdita di metano che sono stati osservati nelle misurazioni in tempo reale (piuttosto che assunti nei fattori di emissione standardizzati), la differenza è esacerbata. I principali produttori di idrogeno verde hanno dimostrato che le perdite durante la produzione possono essere facilmente ridotte al minimo in base alle tecnologie e alle migliori pratiche operative odierne. Inoltre, è meno probabile che si verifichino perdite significative per l’idrogeno rispetto al gas naturale, dato il valore relativamente elevato dell’idrogeno, le nuove infrastrutture e il riporto delle lezioni apprese nella tecnologia di rilevamento e monitoraggio, che ridurranno le perdite lungo la catena di approvvigionamento dell’idrogeno.

Allegato 2: Gli impatti delle emissioni di idrogeno lungo la catena di approvvigionamento sono inferiori a quelli del gas naturale, date le emissioni di metano a monte elevate e altamente variabili del gas naturale. Fondamentalmente, in quanto combustibile privo di emissioni di carbonio, l’idrogeno elimina tutte le emissioni di CO2e dovute alla combustione dei combustibili fossili.

Anche in una realtà alternativa non regolamentata con alti tassi di perdita, l’idrogeno è comunque vantaggioso nella nostra corsa alla decarbonizzazione. L’idrogeno blu offrirà vantaggi rispetto alle sue continue alternative ai combustibili fossili, ma il suo allineamento climatico rimane più incerto di quello dell’idrogeno verde, dati i significativi rischi di emissioni derivanti dalla fuoriuscita di metano e dai bassi tassi di cattura.

Lo sviluppo di solide tecnologie di prevenzione delle perdite attraverso connettori, compressori e serbatoi di stoccaggio migliorati consentirà ai nuovi sistemi di essere quasi a prova di perdite. Rilevatori di perdite affidabili ed economici saranno importanti da implementare su larga scala. I produttori sono già proattivi nel ridurre al minimo e rilevare le perdite dal punto di vista della sicurezza, ma queste tecniche di misurazione sono più rudimentali e progettate per limitare il rischio di ignizione. Tuttavia, sono disponibili rivelatori più sensibili per monitorare piccoli volumi di perdita. Gli incentivi per supportare la misurazione su larga scala e la riduzione delle perdite rafforzeranno gli investimenti in tali tecnologie mentre la corsa globale per scalare l’idrogeno si intensifica.

La promessa degli hub a idrogeno

Concentrare lo sviluppo dell’idrogeno sull’industria e sugli hub di trasporto ridurrà al minimo le opportunità di perdite lungo tutta la sua catena di approvvigionamento. L’idrogeno offre i maggiori vantaggi in termini di riduzione delle emissioni e competitività di costo a breve termine negli usi industriali centralizzati e come carburante per le spedizioni marittime. La distribuzione dell’idrogeno negli hub incentrati su questi usi finali limiterà la necessità di sistemi di trasmissione e distribuzione e il potenziale di perdite da tali sistemi. Gli usi decentralizzati, come il riscaldamento degli edifici e il rifornimento di carburante per il trasporto di passeggeri, porrebbero maggiori rischi di perdite date le più grandi reti di distribuzione richieste. Questi settori sono già candidati migliori per l’elettrificazione rispetto al passaggio dei combustibili all’idrogeno e, in quanto tali, non dovrebbero avere la priorità.

Con la trasparenza della catena di approvvigionamento e un’adeguata regolamentazione e pianificazione, l’idrogeno è uno strumento estremamente potente per ridurre le emissioni di carbonio. Con la crescita del settore, l’abbinamento degli incentivi alla prevenzione delle perdite motiverà un’economia dell’idrogeno a basse perdite, ma anche i mandati politici per le prestazioni di soglia possono svolgere un ruolo importante.

Resta sintonizzato per la prossima puntata della nostra serie, dove esploreremo i miti comuni sulle emissioni dalla produzione di idrogeno.

Questo articolo è stato scritto da Thomas Koch Blank, Raghav Muralidharan, Kaitlyn Ramirez, Alexandra Wall e Tessa Weiss.

Disclaimer sull’Allegato 2: Presupposti: GWP20 utilizzato per il confronto del metano fuoriuscito dal gas naturale e dell’idrogeno in CO2e. Dati EPA sulle perdite di metano tratti dai valori di rendicontazione EPA e EIA 2019. Poiché l’EPA è una stima delle emissioni a basso range, una stima aggiuntiva per le perdite di gas naturale come si vede nella barra di errore considera un tasso di perdita dell’1,9 percento in linea con le stime di Alvarez et al., 2018. Valori di combustione presi da EIA. Perdita di idrogeno calcolata per un ipotetico hub di idrogeno, con la perdita che si presume si verifichi durante la produzione, la trasmissione, lo stoccaggio e la distribuzione (poiché la produzione e l’uso saranno co-localizzati). L’idrogeno GWP20 di 38 includeva effetti sia troposferici che stratosferici. I tassi di perdita di produzione per l’idrogeno si presume siano rispettivamente dello 0,1% e del 2,05% per la media strettamente regolamentata e non regolamentata. Si presume che i tassi di perdita di trasmissione siano compresi tra 0,04 e 0,05%. I tassi di perdita di stoccaggio dai depositi sotterranei sono stimati rispettivamente dell’1% e del 2%. Si presume che i tassi di perdita di distribuzione siano <0,5%.

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