Valutare le emissioni di idrogeno nell'intero ciclo di vita

Attualmente, l'80% del consumo finale di energia a livello mondiale è fornito da molecole di idrocarburi come carbone, gas naturale e derivati del petrolio. I piani per decarbonizzare il nostro sistema energetico si concentrano sull'elettrificazione della maggior parte degli usi finali e sulla fornitura di elettricità con fonti energetiche pulite. Tuttavia, alcuni settori saranno difficili da elettrificare e i combustibili a zero emissioni di carbonio, come l'idrogeno e l'ammoniaca, possono svolgere un ruolo importante nella sostituzione dei combustibili fossili.  

Si prevede che la domanda globale di idrogeno aumenterà da 90Mt/anno a 530Mt/anno entro il 2050, mentre nell'UE si prevede un aumento di sette volte della domanda di energia da idrogeno entro il 2050 per contribuire alla decarbonizzazione di settori difficili da elettrificare come la siderurgia, il trasporto pesante e le industrie ad alta intensità energetica. Tuttavia, come per tutti i processi produttivi, il modo in cui l'idrogeno viene generato ha un forte impatto sulla sua intensità di gas serra (GHG); l'idrogeno deve essere prodotto da fonti energetiche a basse emissioni di carbonio per raggiungere gli obiettivi climatici globali e fornire un'efficace decarbonizzazione del sistema energetico.  

L'idrogeno può essere prodotto in diversi modi. Oggi, la stragrande maggioranza dell'idrogeno è prodotta da combustibili fossili, principalmente dal gas naturale tramite reforming del metano (comunemente noto come idrogeno grigio). Nel Pacchetto Gas dell'UE, che è la proposta della Commissione Europea per decarbonizzare le reti del gas esistenti e regolare il nascente mercato dell'idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio è stato definito come idrogeno derivato da fonti non rinnovabili, che soddisfa una soglia di riduzione delle emissioni di gas serra del 70% rispetto a un combustibile fossile di confronto. Questa definizione di idrogeno a basse emissioni di carbonio comprende, ad esempio, l'idrogeno prodotto tramite reforming del metano con cattura e stoccaggio del carbonio (SMR+CCS), comunemente noto come idrogeno blu, o l'idrogeno prodotto dall'energia nucleare. Non è incluso l'idrogeno rinnovabile (solitamente chiamato idrogeno verde), che viene prodotto utilizzando fonti di energia rinnovabili come il fotovoltaico e l'eolico e a cui la Commissione assegna una categoria diversa. 

Dato il numero di modi in cui l'idrogeno può essere prodotto, è importante valutare le emissioni della produzione di idrogeno attraverso una contabilità affidabile e accurata dei gas serra che consideri le emissioni generate lungo l'intero ciclo di vita, al fine di confrontare efficacemente i diversi percorsi di produzione. 

Cos'è la valutazione del ciclo di vita e perché è importante? 

La valutazione del ciclo di vita (LCA) è un metodo che quantifica gli effetti di un determinato prodotto sull'ambiente valutando tutte le emissioni di gas serra derivanti dall'intera catena del valore e dal suo ciclo di vita. Sebbene i carburanti a zero emissioni di carbonio non emettano CO2 quando vengono bruciati, ci sono altre importanti emissioni di gas serra rilasciate durante il ciclo di vita del carburante che devono essere tenute in considerazione. 

Un recente studio dimostra che un basso tasso di perdita di metano dello 0,2% e un alto tasso di cattura del carbonio per il processo di reforming del metano possono ridurre le emissioni fino al 75% rispetto a un sistema con un tasso di perdita simile ma senza cattura di CO2. Tuttavia, un tasso di perdita di metano più elevato, pari all'8%, annulla completamente i benefici della cattura di CO2: utilizzando un GWP100, le emissioni complessive sono simili a quelle dei sistemi a bassa perdita e senza cattura e stoccaggio del carbonio, mentre utilizzando un GWP20, le emissioni sono quasi il doppio dei sistemi a bassa perdita e senza cattura e stoccaggio del carbonio. Ciò sottolinea la necessità di implementare la cattura e lo stoccaggio del carbonio e di ridurre le perdite di metano a monte. 

Come viene condotta una LCA? 

Il primo passo nell'esecuzione di un LCA è quello di stabilire i confini del sistema, all'interno dei quali saranno contabilizzate tutte le emissioni di gas serra. La figura seguente illustra un esempio di LCA completo di diversi percorsi di produzione dell'idrogeno (SMR+CCS ed elettrolisi). Copre tutte le fasi dalla produzione di energia primaria (gas naturale o elettricità) all'utilizzo finale del combustibile.  

Fasi da considerare in una LCA 

• Gli input si riferiscono alle emissioni derivanti dalla produzione di tutta l'energia e dei materiali necessari per il processo di produzione del combustibile, comprese le emissioni derivanti dalla costruzione degli impianti. Nel caso di un processo SMR, l'input energetico sarebbe il gas naturale, mentre nel caso dell'utilizzo di un elettrolizzatore per la produzione di idrogeno rinnovabile, l'input sarebbe l'elettricità rinnovabile. Nel caso del gas naturale, le emissioni in ingresso comprendono le emissioni associate all'estrazione, alla lavorazione, allo stoccaggio e al trasporto del gas naturale verso l'impianto SMR, compresi gli sfiati e le perdite di metano e le emissioni di CO2 associate al flaring e alla combustione lungo la catena di approvvigionamento. Le perdite di metano possono contribuire in modo significativo alle emissioni totali di gas serra dell'idrogeno a basse emissioni di carbonio tramite SMR+CCS, poiché il potenziale di riscaldamento globale del metano è da 29,8 a 82,5 volte superiore a quello della CO2 se considerato su un periodo di 100 anni (GWP100) o di 20 anni (GWP20). Il GWP100 è comunemente utilizzato nelle legislazioni per la CO2 e il metano, tuttavia, un GWP del metano più breve, come il GWP20, sarebbe più appropriato nella valutazione di queste perdite per riflettere meglio l'impatto climatico a breve termine del metano, dato che il gas rimane nell'atmosfera solo per una dozzina di anni, ma ha un grande impatto sulle temperature nel decennio successivo. 

Per produrre idrogeno a basse emissioni di carbonio attraverso il percorso del gas naturale, la cattura e lo stoccaggio del carbonio sono abbinati ai tradizionali processi di steam reforming per catturare i gas di combustione e ridurre le emissioni totali di CO2. In questo caso, l'energia extra utilizzata per far funzionare l'unità di cattura e stoccaggio del carbonio (ad esempio, elettricità e calore), con le relative emissioni a monte, deve essere contabilizzata come input. Nel caso dell'idrogeno elettrolitico, si devono considerare anche le emissioni derivanti dalla produzione di energia elettrica, sia che si utilizzi l'elettricità della rete che le energie rinnovabili. Le energie rinnovabili sono spesso definite "elettricità a emissioni zero", poiché non vi sono emissioni associate alla combustione. Tuttavia, le emissioni a monte, derivanti dall'estrazione delle materie prime e dalla costruzione, possono essere significative e devono essere prese in considerazione negli input, come avviene per qualsiasi altra fonte energetica. L'impronta di carbonio delle energie rinnovabili, come l'eolico e il fotovoltaico, dipende fortemente dai fattori di capacità a causa della forte variabilità di queste risorse, che dipendono fortemente dall'ubicazione. Ad esempio, l'impronta di carbonio del fotovoltaico in Europa varia tra 38 gCO2e/kWh e 89 gCO2e/kWh, a seconda dell'irradiazione solare nelle diverse località. Per l'energia eolica, la stima mediana delle emissioni di gas serra nel ciclo di vita per gli impianti onshore e offshore è di 11 g CO2eq/kWh.  

• I processi si riferiscono alle emissioni associate al processo di generazione del combustibile (cioè all'unità di produzione dell'idrogeno). Nel caso dell'idrogeno prodotto tramite SMR, queste includono le emissioni dei gas di scarico dell'unità SMR. Quando si combina l'SMR con la cattura e lo stoccaggio del carbonio, devono essere incluse anche le emissioni derivanti dai processi di cattura, trasporto e stoccaggio che non sono state incluse tra gli input (ad esempio, le perdite di CO2), insieme a un credito di emissione negativo pari alla quantità di CO2 catturata e stoccata. Per l'idrogeno prodotto tramite elettrolisi, non ci sono emissioni in questa fase.  

• Il trasporto, lo stoccaggio e la distribuzione comprendono tutte le emissioni generate tra la produzione di idrogeno e l'utente finale del carburante. Ciò include le emissioni derivanti dalla costruzione delle attrezzature e degli impianti necessari, nonché le emissioni derivanti dall'energia utilizzata per il trasporto, sia che si tratti del carburante per una nave cisterna marittima o della compressione necessaria per le condutture di distribuzione. È necessario tenere conto di tutte le emissioni a monte associate alla produzione dell'energia necessaria per il trasporto (ad esempio, il gas naturale liquefatto utilizzato come carburante per il bunker). Se l'idrogeno viene liquefatto per il trasporto o viene utilizzato un vettore di idrogeno (ad esempio, ammoniaca o vettore di idrogeno organico liquido), tutte le emissioni derivanti dalla conversione/riconversione devono essere incluse in questa fase. Un sistema di trasporto e distribuzione ad alte emissioni potrebbe potenzialmente superare i benefici ottenuti dall'uso di combustibili a zero emissioni di carbonio, anche nel caso dell'idrogeno rinnovabile (ad esempio, il trasporto di idrogeno su lunghe distanze attraverso navi a olio combustibile pesante). 

• La combustione/uso finale è la fase in cui il combustibile viene bruciato per fornire energia rilasciando il suo contenuto di carbonio nell'atmosfera. I combustibili a zero emissioni di carbonio, come l'idrogeno, non contengono atomi di carbonio e quindi non emettono CO2 quando vengono bruciati, a differenza dei combustibili fossili. Tuttavia, durante la combustione dell'idrogeno o dell'ammoniaca, si possono formare ossidi di azoto (Nox), come accade quando i combustibili fossili vengono combinati con l'aria. Sebbene gli ossidi di azoto non siano di per sé gas a effetto serra, essi portano alla formazione di ozono attraverso reazioni secondarie, causando un effetto GHG indiretto. L'entità di questo impatto deve essere valutata nelle emissioni di combustione. Nel caso dei veicoli elettrici a celle a combustibile (FCEV), l'idrogeno viene convertito in elettricità rilasciando solo acqua. 

Idrogeno a basso contenuto di carbonio o rinnovabile?  

C'è un lungo dibattito sull'idrogeno a basse emissioni di carbonio, e in particolare sull'idrogeno derivante da processi di reforming del metano con cattura e stoccaggio del carbonio rispetto all'idrogeno rinnovabile, a causa delle già citate perdite di metano lungo la catena di approvvigionamento del gas naturale. L'elettrificazione e la massiccia diffusione delle energie rinnovabili sono al centro della strategia di decarbonizzazione dell'UE. Tuttavia, l'idrogeno rinnovabile da solo non sarà probabilmente in grado di coprire tutta la domanda di idrogeno prevista in futuro, come è stato riconosciuto dalla Commissione europea nella strategia sull'idrogeno. Inoltre, quando si considerano le emissioni del ciclo di vita dell'idrogeno rinnovabile, si devono considerare anche le emissioni associate a monte delle energie rinnovabili, ottenendo un idrogeno a bassissime emissioni, ma non a emissioni zero.  

Per questo motivo un'adeguata LCA dei diversi percorsi di produzione dell'idrogeno è di estrema importanza. Affinché l'idrogeno tramite SMR+CCS possa essere considerato veramente "a basse emissioni di carbonio", è necessario affrontare due punti chiave: 

• Minimizing methane emissions rates along the natural gas supply chain (ideally <0.3% for GWP20). In large gas producing countries that export gas to the EU—like Russia, Algeria, and the U.S.—typical emissions rates reach 2% or even 6%-8% in countries like Libya, Iraq, and some oil-heavy fields in the U.S. Lower methane loss rates between 0.003% and 1.3% were measured in Norwegian offshore O&G fields in 2019. CATF has documented feasible, and cost-effective methane standards that can be implemented to significantly reduce methane emissions in Europe and the U.S. 
• Raggiungere alti tassi di rimozione della_CO2 nei processi di reforming del metano (>93%) Alcuni processi di reforming del metano, come le tecnologie di Authothermal Reforming (ATR), consentono un tasso di cattura più elevato rispetto all'SMR se abbinati alla cattura e allo stoccaggio del carbonio. Le tecnologie ATR con alti tassi di cattura sono ancora in fase di sviluppo, ma il progetto "HyNet LCH" nel Regno Unito punta a un tasso di cattura totale del 97% (con la possibilità di aumentare ulteriormente questo tasso) e sarà operativo entro il 2024. 

Mentre il mondo cerca di stabilire un nuovo mercato globale dell'idrogeno, i politici europei si trovano nella posizione di accelerare questo processo. Con l'enorme fabbisogno previsto di idrogeno importato per decarbonizzare l'industria europea e i principali porti, e con gli operatori del settore in grado di segnalare la domanda di produzione di idrogeno a basse emissioni di carbonio, l'Europa è un mercato cruciale per questo nuovo bene globale. Dal punto di vista politico, la definizione di standard chiari per l'idrogeno che garantiscano che questo nuovo commercio sia vantaggioso per il clima avrebbe un impatto massiccio sulla decarbonizzazione anche al di fuori dell'Europa.  

CATF si sta adoperando per l'adozione di standard supportati da LCA il prima possibile e sta lavorando con i legislatori a Bruxelles e nelle capitali dell'UE per garantire che l'imminente boom dell'idrogeno riduca le emissioni salvaguardando i settori che oggi fanno affidamento sui carburanti.