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Idrogeno ed Eolico
Analisi delle sfide nella produzione di metano verde da fonte eolica
Valeria Pignataro - Università Degli Studi di Pisa
Angelica Liponi, Università Degli Studi di Pisa
Lorenzo Ferrari, Università Degli Studi di Pisa
Eleonora Bargiacchi, ETH Zürich
Lorenzo Ferrari, Università Degli Studi di Pisa
Eleonora Bargiacchi, ETH Zürich
Contrastare il cambiamento climatico richiede soluzioni per lo stoccaggio stagionale delle energie intermittenti. I sistemi power-to-gas sono un'efficace soluzione, favorendo l'introduzione nel mercato di metano sintetizzato da idrogeno verde grazie alla possibilità di utilizzare l'infrastruttura del gas naturale.
Questo studio analizza il funzionamento di un sistema power-to-gas alimentato da energia eolica, con particolare attenzione alle strategie di gestione e al dimensionamento dei sottosistemi.
INTRODUZIONE
Al fine di mitigare il cambiamento climatico e i suoi impatti negativi sull'ambiente, sulla salute umana e sull'economia, la riduzione delle emissioni di gas serra è fondamentale.
Gli obiettivi legati alla decarbonizzazione richiedono una radicale trasformazione del mix energetico globale, inclusa la transizione da fonti fossili a Fonti di Energia Rinnovabili (FER).
Tuttavia, una massiccia introduzione delle FER crea sfide aggiuntive legate a una maggiore complessità nella pianificazione e gestione del sistema energetico, in particolare a causa di un sostanziale mismatching fra produzione e consumo di energia.
Per gestire la variabilità delle FER è necessario un approccio che integri una maggiore flessibilità nella generazione di potenza, Demand Response e maggiori interconnessioni di rete [1].
Lo sviluppo dello stoccaggio chimico tramite produzione di idrogeno a partire dall'energia elettrica può dare un contributo significativo. Infatti, la Hydrogen Europe Roadmap [2] individua nell'idrogeno la migliore (se non l'unica) scelta per la decarbonizzazione su larga scala di segmenti chiave come i trasporti (in particolare i veicoli pesanti) e i processi industriali che utilizzano calore ad alta temperatura o l'idrogeno come materia prima.
La suddetta Roadmap descrive uno scenario ambizioso in cui l'idrogeno potrebbe fornire fino al 24% della domanda energetica totale dell'Unione Europea entro il 2050.
Tuttavia, la mancanza di infrastrutture dedicate rend complicata la sua introduzione nel mercato [3]. Utilizzare l'idrogeno per la sintesi di idrocarburi (ad esempio il metano) per i quali esistono già infrastrutture per la distribuzione e lo stoccaggio permetterebbe di risolvere questo problema, almeno in una fase di transizione [4,5].
I sistemi Power-to-Gas (P2G) sono particolarmente promettenti per lo sviluppo di sistemi energetici più flessibili tramite lo stoccaggio stagionale di energia, ma anche per aumentare la sostenibilità in settori come l'industria e la mobilità [5,6]. Bargiacchi et al. [7] confrontano quattro metodi di trasformazione dell'idrogeno in vettori energetici come metano, metanolo, ammoniaca e urea e concludono che le tecnologie di metanazione sono le più efficienti. Inoltre, si prevede che gli investimenti iniziali per diverse tecnologie di elettrolisi e metanazione possano ridursi a circa ?500/kWel nel lungo termine [8].
Nondimeno, anche i sistemi P2G presentano alcune criticità, in particolare legate all'accoppiamento diretto fra FER e Sistemi di Elettrolisi (SE). La variabilità delle FER, infatti, può influenzare negativamente il funzionamento degli elettrolizzatori causando frequenti spegnimenti, inefficienza energetica, degrado prematuro delle celle elettrolitiche e aumento dei costi specifici di produzione dell'idrogeno [9].
Al fine di aumentarne la flessibilità, l'utilizzo di SE multi-elettrolizzatore consentirebbe al SE di operare in un intervallo di potenza più ampio e di ridurre i cicli di accensione/spegnimento [10].
Tuttavia, l'adozione di un approccio modulare richiede l'implementazione di una strategia di allocazione della potenza in ingresso agli elettrolizzatori.
Le strategie di gestione, però, devono però essere estese all'intero sistema P2G, specialmente quando si impiega un Sistema di Stoccaggio (SS) intermedio dell'idrogeno tra il SE e l'Unità di Metanazione (UM). Sebbene i benefici legati all'impiego di un SS per l'idrogeno siano già stati confermati in alcuni studi [11,12], l'impatto della strategia di gestione dell'idrogeno prodotto sulle condizioni operative dell'UM richiede ulteriori indagini.
Nel presente studio viene sviluppato un modello dinamico di un sistema P2G per la produzione di metano sintetico da fonte eolica.
Per valutarne il funzionamento e le prestazioni in condizioni operative variabili è stata effettuata una simulazione su base annuale. Al fine di testare la versatilità del sistema sono state sviluppate delle strategie di gestione per la potenza prodotta dal campo eolico e per l'idrogeno prodotto dal SE.
Inoltre, è stata effettuata un'analisi sull'impatto delle taglie di UM e SS dell'idrogeno per taglie fissate di SE e impianto eolico. Le prestazioni del sistema sono state valutate sulla base di alcuni indicatori selezionati. I risultati ottenuti forniscono delle linee guida per il dimensionamento del sistema.
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Al fine di mitigare il cambiamento climatico e i suoi impatti negativi sull'ambiente, sulla salute umana e sull'economia, la riduzione delle emissioni di gas serra è fondamentale.
Gli obiettivi legati alla decarbonizzazione richiedono una radicale trasformazione del mix energetico globale, inclusa la transizione da fonti fossili a Fonti di Energia Rinnovabili (FER).
Tuttavia, una massiccia introduzione delle FER crea sfide aggiuntive legate a una maggiore complessità nella pianificazione e gestione del sistema energetico, in particolare a causa di un sostanziale mismatching fra produzione e consumo di energia.
Per gestire la variabilità delle FER è necessario un approccio che integri una maggiore flessibilità nella generazione di potenza, Demand Response e maggiori interconnessioni di rete [1].
Lo sviluppo dello stoccaggio chimico tramite produzione di idrogeno a partire dall'energia elettrica può dare un contributo significativo. Infatti, la Hydrogen Europe Roadmap [2] individua nell'idrogeno la migliore (se non l'unica) scelta per la decarbonizzazione su larga scala di segmenti chiave come i trasporti (in particolare i veicoli pesanti) e i processi industriali che utilizzano calore ad alta temperatura o l'idrogeno come materia prima.
La suddetta Roadmap descrive uno scenario ambizioso in cui l'idrogeno potrebbe fornire fino al 24% della domanda energetica totale dell'Unione Europea entro il 2050.
Tuttavia, la mancanza di infrastrutture dedicate rend complicata la sua introduzione nel mercato [3]. Utilizzare l'idrogeno per la sintesi di idrocarburi (ad esempio il metano) per i quali esistono già infrastrutture per la distribuzione e lo stoccaggio permetterebbe di risolvere questo problema, almeno in una fase di transizione [4,5].
I sistemi Power-to-Gas (P2G) sono particolarmente promettenti per lo sviluppo di sistemi energetici più flessibili tramite lo stoccaggio stagionale di energia, ma anche per aumentare la sostenibilità in settori come l'industria e la mobilità [5,6]. Bargiacchi et al. [7] confrontano quattro metodi di trasformazione dell'idrogeno in vettori energetici come metano, metanolo, ammoniaca e urea e concludono che le tecnologie di metanazione sono le più efficienti. Inoltre, si prevede che gli investimenti iniziali per diverse tecnologie di elettrolisi e metanazione possano ridursi a circa ?500/kWel nel lungo termine [8].
Nondimeno, anche i sistemi P2G presentano alcune criticità, in particolare legate all'accoppiamento diretto fra FER e Sistemi di Elettrolisi (SE). La variabilità delle FER, infatti, può influenzare negativamente il funzionamento degli elettrolizzatori causando frequenti spegnimenti, inefficienza energetica, degrado prematuro delle celle elettrolitiche e aumento dei costi specifici di produzione dell'idrogeno [9].
Al fine di aumentarne la flessibilità, l'utilizzo di SE multi-elettrolizzatore consentirebbe al SE di operare in un intervallo di potenza più ampio e di ridurre i cicli di accensione/spegnimento [10].
Tuttavia, l'adozione di un approccio modulare richiede l'implementazione di una strategia di allocazione della potenza in ingresso agli elettrolizzatori.
Le strategie di gestione, però, devono però essere estese all'intero sistema P2G, specialmente quando si impiega un Sistema di Stoccaggio (SS) intermedio dell'idrogeno tra il SE e l'Unità di Metanazione (UM). Sebbene i benefici legati all'impiego di un SS per l'idrogeno siano già stati confermati in alcuni studi [11,12], l'impatto della strategia di gestione dell'idrogeno prodotto sulle condizioni operative dell'UM richiede ulteriori indagini.
Nel presente studio viene sviluppato un modello dinamico di un sistema P2G per la produzione di metano sintetico da fonte eolica.
Per valutarne il funzionamento e le prestazioni in condizioni operative variabili è stata effettuata una simulazione su base annuale. Al fine di testare la versatilità del sistema sono state sviluppate delle strategie di gestione per la potenza prodotta dal campo eolico e per l'idrogeno prodotto dal SE.
Inoltre, è stata effettuata un'analisi sull'impatto delle taglie di UM e SS dell'idrogeno per taglie fissate di SE e impianto eolico. Le prestazioni del sistema sono state valutate sulla base di alcuni indicatori selezionati. I risultati ottenuti forniscono delle linee guida per il dimensionamento del sistema.
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Fonte: La Termotecnica ottobre 2024
Settori: Ambiente, Cambiamento climatico, Combustibili, Efficienza energetica industriale, Energie non rinnovabili, Eolico, GAS, Idrogeno, Inquinamento, Rinnovabili, Termotecnica industriale
Parole chiave: Cambiamento climatico, Eolico, Gas naturale, Idrogeno, Metano, Power-to-gas, Termotecnica
