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Pubblichiamo il contributo del professor Mathis, esperto di "Metodologie per l’analisi di sicurezza ed il controllo degli impianti nucleari" al libro, curato da Sergio Bartalucci per i tipi di 21mo Secolo, che raccoglie gli scritti di numerosi autori sugli scenari attuali e le prospettive di sviluppo tecnologico e di utilizzo dell’idrogeno.
L’enorme peso dell’energia non elettrica
Per avere un’idea di quale potrà essere il ruolo dell’idrogeno nella decarbonizzazione delle società industriali è opportuno esaminare un quadro aggiornato delle fonti di energia primaria e delle forme di consumo energetico che oggi sostengono, più o meno adeguatamente, la vita della popolazione umana. È poi da tener presente che, contrariamente alle aspettative di molti, questo quadro non potrà cambiare sostanzialmente nei prossimi decenni.
Negli ultimi due secoli, infatti, le diverse tecnologie energetiche si sono succedute ad intervalli molto lunghi (il tempo affinché il rispettivo tasso di penetrazione passi dal 10% al 90% del suo valore massimo va dagli 80 ai 100 anni). Questa lunga “inerzia”, inerente alla evoluzione delle grandi infrastrutture energetiche, è la evidente conseguenza dei lunghi tempi richiesti dall’iter decisionale e dalla costruzione degli impianti, e della sempre crescente “vita utile” prevista per gli impianti di nuova progettazione (essa supererà anche i 60 anni per i nuovi impianti nucleari di III generazione).
Come riporta Michele Manfroni in un suo articolo sulla rivista Energia, di fatto, da quando la questione climatica è entrata nell’agenda politica internazionale col Summit della Terra di Rio (1992), “we are running into carbon, not away from it”, come ha affermato il grande storico dell’energia Vaclav Smil. Ingenti quantità di denaro sono state spese in ricerca e sviluppo di tecnologie low-carbon e regolamentazione climatica (carbon tax e mercato delle emissioni di carbonio), ma i risultati sono rimasti scarsi, con le fonti fossili passate tra il 1991 e il 2018 dal 91% all’89% del mix energetico globale.
In particolare, l’energia elettrica, che da molti viene ritenuta agevolmente “decarbonizzabile”, ed estensibile fino a coprire una gran parte dei consumi finali, in realtà, a livello mondiale presenta tendenze molto preoccupanti.
Oggi nel mondo sono operanti 2000 GWe di centrali elettriche alimentate a carbone (mille volte il nostro più grande impianto a carbone, il Torvaldaliga Nord, a Civitavecchia). Una gran parte di esse è stata costruita nei grandi paesi in via di sviluppo, come Cina e India, ed ha oggi una vita media di soli 14 anni, ed ha quindi una vita utile di altri 30 o 40 anni. Il carbone, quindi, produce oggi nel mondo il 37% dell’energia elettrica, emettendo ben 10 miliardi di tonnellate di CO2 all’anno.
Le emissioni fino a fine vita delle sole centrali a carbone oggi esistenti, quindi, superano già il “budget” ammissibile per non superare i 2 °C di aumento di temperatura rispetto ai tempi preindustriali (che, secondo le valutazioni del Panel Intergovernativo sui Cambiamenti Climatici, lo IPCC, comporterebbero rischi inammissibili per il clima).
Le nuove fonti rinnovabili, in particolare eolica e solare, possono essere utili nella decarbonizzazione del settore elettrico, ma con molti interrogativi. Esse sono intermittenti e non programmabili, e le loro infrastrutture consumano enormi quantità di territorio e di materie prime. Comunque, esse producono solo energia elettrica, ma il settore elettrico pesa soltanto per il 17% sul totale dei consumi energetici mondiali, come risulta dalla Figura 1.
Da questa figura risulta anche che le fonti rinnovabili in totale forniscono il 29% dell’energia elettrica, di cui il 18% da idroelettrico, e soltanto l’11% da sole e vento. Sole e vento, quindi, rappresentano oggi l’11% del 17%, cioè meno del 2% dell’energia primaria utilizzata dall’Umanità.
Ma negli ultimi vent’anni i paesi “politicamente corretti” (tra cui l’Italia) hanno investito oltre un trilione di dollari in queste nuove fonti rinnovabili (sole e vento): si tratta evidentemente di una delle peggiori “misallocation” di investimenti nella storia delle civiltà industriali. E, di fatto, non appare realistico puntare prevalentemente su queste fonti per decarbonizzare entro il 2050 tutta l’energia utilizzata dall’Umanità, indicata nei tre istogrammi di destra della Figura 1.
E qui risiede il problema maggiore, quello dei cosiddetti settori hard-to-abate (“difficili da abbattere”, in termini di carbonio). Industria e trasporti su tutti. Attualmente, non esistono alternative su larga scala per sostituire il petrolio nella mobilità. E il potente sviluppo economico dei paesi emergenti, sempre con Cina e India in testa, spinge in alto la domanda dei “4 pilastri delle società moderne”: cemento, acciaio, plastica, ammoniaca. Occorre quindi rivolgersi a fonti «carbon free» in grado di fornire non solo elettricità, ma anche e soprattutto calore, a bassa ed alta temperatura. L’idrogeno, prodotto anche con queste fonti, potrebbe allora sostituire gradualmente le fonti fossili anche nei settori hard-to-abate.
Figura 1 - Generazione elettrica totale ed il suo contributo all’energia totale consumata dagli utenti finali. Quanto è grande un quadrilione di BTU (1015 BTU)? È circa uguale alla quantità di energia di 45 milioni di tonnellate di carbone, o di 1 trilione di piedi cubi di gas naturale, o di 170 milioni di barili di petrolio greggio. In termini di elettricità, il contenuto energetico di 1 quad è pari a circa 293 terawattora o 33 gigawatt-anno. Tuttavia, una tipica centrale elettrica a turbina a vapore che brucia combustibili fossili è in grado di catturare solo circa un terzo dell’energia nel carburante, quindi 1 quad di carburante produce effettivamente circa 11 gigawatt-anno di elettricità.
Sulla Terra, l’idrogeno si trova nell’acqua e in tutti i composti organici, ma è scarsamente presente allo stato libero e deve quindi essere prodotto con svariate tecnologie. L’idrogeno prodotto nel 2019 dall’industria mondiale è ammontato a circa 115 milioni di tonnellate (3800 TWh di contenuto energetico) e proveniva:
La produzione attuale comporta notevoli emissioni di gas serra (con il processo Steam Reforming, a 1 kg di idrogeno corrispondono 8-9 kg di CO2).
Dai dati IRENA (International Renewable Energy Agency):
Per quanto riguarda gli scenari futuri, IRENA ha riportato le proprie stime per il 2050, mettendole a confronto con quelle di Hydrogen Council. IRENA ha valutato in 14 exajoule (1 EJ = 1018 J) la produzione di idrogeno nel 2019, prospettando poco più di un raddoppio nei consumi al 2050; Hydrogen Council ha stimato invece un aumento di oltre 5,5 volte.
Alla produzione di idrogeno turchese da tempo stanno lavorando un gruppo tedesco guidato da Carlo Rubbia, ed anche la BASF e il Politecnico di Milano. In Italia, poi, una piccola società sarda, la Tecnoproject, riscalda il metano fino a 1600 °C con un campo elettromagnetico concentrato. E, a livello già industriale, si può citare la Monolith del Nebraska (USA), che, a partire da elettricità rinnovabile, produce anche ammoniaca “carbon free” e “nerofumo” per pneumatici e vernici. Ma, come vedremo, c’è anche l’idrogeno ottenuto da “scissione termochimica dell’acqua” mediante reattori nucleari ad altissima temperatura, che potrebbe risultare a lungo termine l’opzione più conveniente.
E c’è poi una particolare proposta italiana, che produrrebbe, tra l’altro, un idrogeno che può definirsi “circolare”. Si tratta della proposta della ditta MyRechemical, del gruppo Maire Tecnimont, che intende ottenere prodotti utili, tra cui l’idrogeno, a partire dai rifiuti solidi urbani, in particolare dalla parte plastica e secca. La materia prima non manca di certo: nel mondo ogni anno si producono due miliardi di tonnellate di rifiuti solidi urbani; solo in Italia, 30 milioni di tonnellate (mezza tonnellata a testa per ogni italiano…). Una sperimentazione è già stata avviata, anche con la collaborazione dell’ENI.
Ad oggi, circa il 50% dell’idrogeno, a livello globale, viene prodotta tramite lo Steam Reforming dal metano, un processo di produzione maturo in cui viene utilizzato il vapore ad alta temperatura (700-1000 °C). Nel reforming con vapore e metano, il metano reagisce con il vapore a una pressione di 3-25 bar in presenza di un catalizzatore per produrre idrogeno, monossido di carbonio e anidride carbonica. Il reforming a vapore è endotermico, ovvero è necessario fornire calore al processo affinché la reazione possa procedere: questo calore può essere fornito «carbon-free» da un reattore nucleare.
«Steam reforming» con calore da reattore nucleare
Dalla Figura 2, risulta che un reattore nucleare HTR (High Temperature Reactor) può essere utilizzato per produrre idrogeno adottando questa tecnologia. Attualmente si ha un consumo quasi doppio del metano rispetto a quanto necessario alla reazione stechiometrica, poiché il 45% viene bruciato nel processo per ottenere le temperature necessarie. Il reattore HTR, invece, fornirebbe il calore necessario alla rea- zione utilizzando il metano solo come reagente, con notevoli risparmi in termini di risorse ed emissione di gas serra.
Figura 2 - Schema delle applicazioni energetiche non-elettriche per impianti nucleari innovativi. Fonte: https://nuclearinnovationalliance.org/fission-vision-doubling- nuclear-energy-production-meet-clean-energy-needs
Produzione di idrogeno per via elettrolitica
L’idrogeno può anche essere prodotto dall’acqua scindendo la molecola della stessa nei suoi componenti (idrogeno e ossigeno) mediante l’utilizzo di energia elettrica nel processo di elettrolisi. Se comunque l’energia elettrica proviene da fonti rinnovabili, si parla di «idrogeno verde», obiettivo prioritario per l’attuale governo italiano (governo Draghi, ndr). Per ottenere 1 kg di idrogeno occorrono circa 50 kWh (il consumo medio di una famiglia in una settimana) e 9 litri d’acqua. Questa via è quindi accettabile soltanto per un costo del kWh estremamente basso. Se si volesse produrre anche solo 1 milione di tonnellate all’anno di idrogeno verde, occorrerebbero 6 GW di elettrolizzatori. I 6 GW di elettrolizzatori richiederebbero 10 GW di potenza elettrica dedicata se generata con un fattore di capacità del 60%, come quello dell’idroelettrico, oppure ben 50 GW nominali di fotovoltaico, che in Italia ha un fattore di capacità del 13%; ciò significherebbe dedicare alla produzione di idrogeno almeno il doppio delle attuali installazioni fotovoltaiche. Gli elettrolizzatori, poi, sono molto costosi, e inadatti ad un funzionamento discontinuo, come quando sono alimentati dalle rinnovabili intermittenti.
Tuttavia, esiste anche una variante interessante: la termoelettrolisi. Si effettua l’elettrolisi su vapore ad alta temperatura (900-1000 °C) e si può ottenere idrogeno con circa solo 2,4 kWh per metro cubo, cioè circa 30 kWh/kg. Si ha una maggiore efficienza elettrolitica in rapporto direttamente proporzionale alla temperatura: a 15-20 °C per scindere l’acqua l’83% dell’energia di reazione deve essere energia elettrica, mentre a 1000 °C tale quota scende al 65%.
Evidentemente, la termoelettrolisi non può essere alimentata da generatori eolici o fotovoltaici.
Anche in questo caso, invece, si può sfruttare, oltre che l’elettricità, anche il vapore prodotto dagli HTR, nei quali la temperatura di uscita del refrigerante è dell’ordine di 1000 °C. Un impianto nucleare, poi, può funzionare con continuità, valorizzando al meglio gli elettrolizzatori, e con un “fattore di capacità” che può raggiungere il 90%: per produrre quel milione di tonnellate all’anno di idrogeno, sarebbero quindi sufficienti 4 o 5 impianti da 1 GWe.
I costi per la produzione dell’idrogeno «nero» e «verde»
Dal lavoro di Alessandro Clerici «È ancora lunga la via dell’idrogeno», sull’Astrolabio, si hanno i dati di seguito riportati.
Il costo attuale dell’idrogeno nero, valutato nel punto di produzione, e quindi senza il trasporto, è stimato nell’intervallo di 1,25-2,5 dollari/kg di H2. Con l’elettrolisi, come da Hydrogen Europe, si ottiene che con:
I contributi al costo del kWh verrebbero per il 45% dal CAPEX, per il 45% dall’energia elettrica e per il 10% da O&M.
Produzione di idrogeno per via termochimica
L’acqua può essere decomposta mediante somministrazione di calore ad alta temperatura, dell’ordine di 3000 °C (pirolisi). Questo comporterebbe però gravi limiti riguardo alla scelta dei materiali. Un’alternativa allora è quella di utilizzare un appropriato ciclo termochimico per ottenere la scissione dell’acqua, convertendo quindi il calore fornito in energia chimica.
Il Dipartimento dell’Energia USA, con studi commissionati negli anni ’70 alla General Atomics, ai Sandia National Laboratories, e all’Università del Kentucky, identificò ben 115 processi possibili. Di questi solo due furono considerati di interesse: l’UT3 basato sul ciclo Ca–Br–Fe, e l’I-S (Iodio-Zolfo). I maggiori rendimenti (fino al 52%) e la natura delle reazioni chimiche coinvolte (tutte allo stato fluido, al contrario dell’UT3) fecero preferire quest’ultimo.
In tale processo l’unico reagente consumato è l’acqua; tutti gli altri reagenti possono essere completamente riciclati (senza effluenti dannosi per l’ambiente). Il sottoprodotto del processo (oltre all’ossigeno) è calore alla temperatura di circa 100 °C, utilizzabile in altre applicazioni (ad esempio per il teleriscaldamento). Il costo previsto dell’idrogeno prodotto con questo processo si dovrebbe aggirare intorno ad 1,30 $/kg. La vendita dell’ossigeno ottenuto come sottoprodotto (a 0,30 $/ kg secondo le stime), il possibile aumento del prezzo del gas metano in futuro, e l’aggiunta della carbon tax potrebbero rendere economicamente competitivo questo processo.
Su questo processo, il Giappone risulta essere all’avanguardia in quanto, già oltre un decennio fa, il suo High Temperature Test Reactor (HTTR) aveva fornito idrogeno utilizzando calore ad altissima temperatura con il ciclo I-S. Lo HTTR è un reattore senza turboalternatore: deve produrre solo calore, come risulta dalle seguenti Figure 3 e 4.
Figura 3 - High Temperature Test Reactor (HTTR), critico nel 1998
Figura 4 - JAEA, MHI si accordano in un progetto per produrre idrogeno col reattore HTTR
Dal Regno Unito, un esempio per lo EGD e il PNIEC
Un ottimo modello di riferimento per una più realistica formulazione dello European Green Deal (EGD) e del Programma Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) potrebbe essere un documento dal titolo “Achieving Net Zero: The role of Nuclear Energy in Decarbonisation”, redatto dal Nuclear Innovation and Research Advisory Board (NIRAB) per conto del Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) del governo inglese. Esso afferma: “Nuclear, as well as being a source of cost competitive electricity, can contribute to the production of heat and hydrogen to decarbonise other energy vectors.” e, di conseguenza, “Planning a future net zero energy system without significant nuclear energy would be an extremely high risk.”
In Figura 5 è fornita una sintesi del ruolo dell’energia nucleare per la decarbonizzazione.
Figura 5 - Il ruolo dell’energia nucleare per la decarbonizzazione profonda di elettricità, calore e idrogeno
Le prospettive per il futuro nucleare del Regno Unito
Uno studio, commissionato dall’UK’s National Nuclear Laboratory (NNL), analizza quattro scenari energetici da raggiungere entro il 2050 nel Regno Unito, con crescenti livelli di contributo da parte dell’energia nucleare. Questi sono:
Nell’ultimo scenario, in particolare, vi sono due progetti altamente promettenti, basati su Gigafactory volte alla produzione:
Le tavole seguenti mostrano il prospetto e gli schemi di processo di una Gigafactory a idrogeno con spazio a sufficienza per 36 reattori nucleari ad alta temperatura. Ciascun reattore produce 600 MWth di potenza termica, trasformabili, ove necessario, in 250 MWe (rendimento 42%). I componenti dei reattori sono costruiti in officine apposite, e vengono poi assemblati in uno stabilimento affiancato alla Gigafactory. La Gigafactory a idrogeno richiede 1,923 kWh nucleari per produrre 1 kWh di idrogeno (rendimento 52%).
Se invece si vuole produrre carburante sintetico “carbon free”, pronto per essere immesso (“drop-in”) nei serbatoi degli aerei o di altri veicoli, l’idrogeno prodotto come prima deve essere poi combinato con carbonio. Se questo carbonio proviene da biomassa, o dall’aria, o dal mare, si ottiene una riduzione netta del carbonio dell’ecosistema, cioè un esempio di “emissioni negative”, che, come noto, appaiono di fatto indispensabili se si vuole arrivare ad annullare le emissioni carboniche nette al 2050. Se invece il carbonio proviene dalla cattura delle emissioni di altri impianti, si ottiene un effetto paragonabile alla Carbon Capture and Storage (CCS).
Con progetti di questo tipo appare realistico prevedere la disponibilità in Europa di decine di milioni di tonnellate di idrogeno «carbon free» all’anno, come propone la Commissione Europea, la quale, tuttavia, farebbe assegnamento anche sull’importazione di grandi quantità di idrogeno, ad esempio, da vasti impianti fotovoltaici dislocati nell’Africa settentrionale. Ma in tal caso sarebbe più facile e conveniente importare energia elettrica, evitando la inefficiente trasformazione elettricità/idrogeno. Esempi passati, inoltre, non depongono a favore di queste iniziative, che comunque manterrebbero la dipendenza geostrategica dell’Europa da altri paesi anche politicamente inaffidabili. Si ricorderà in proposito la vicenda di Desertec, un progetto visionario promosso nel 2009, su iniziativa della Germania, per la generazione di energia elettrica rinnovabile nei deserti del Nord Africa, per poi trasferirla sotto forma di corrente continua ad alta tensione verso i centri di consumo, in Europa.
Oltre alla Germania, molti altri paesi aderirono all’iniziativa con loro enti ed aziende, tra cui l’Italia ed anche la Spagna. Quest’ultima avrebbe dovuto costruire la prima, potente, linea elettrica sotto lo Stretto di Gibilterra. Ma le “primavere arabe”, iniziate nel 2011, e la diffusione del terrorismo islamico, minarono gli entusiasmi, e la Spagna rinunciò a costruire la linea elettrica sotto lo Stretto.
La Gigafactory per l’Idrogeno
La Gigafactory per l’Idrogeno sarà in grado di costruire ed operare una schiera di reattori nucleari come sorgenti di calore ad alta temperatura per produrre a basso costo grandi quantità di idrogeno decarbonizzato (H2). L’immagine presenta una Gigafactory per l’Idrogeno con uno spazio sufficiente per 36 reattori. I fabbricati in alto a sinistra comprendono l’officina per la fabbricazione degli impianti (il fabbricato più vasto) e l’officina per il preassemblaggio (il fabbricato minore). Sulla superficie della struttura intermedia, alla destra, compare una schiera di 12 reattori, già installati sotto il piano di lavoro, con le loro coperture in azzurro, ed i relativi scambiatori di calore con le loro coperture in verde. Nelle altre due schiere alla sinistra è in corso il lavoro di preparazione e installazione di altri reattori. Ogni reattore può fornire 600 MWt e 250 MWe (efficienza del 42%).
Figura 6 - Prospetto concettuale che presenta sul retro il fabbricato per la costruzione e l’assemblaggio modulare degli impianti, la gigafactory in costruzione sotto le gru gialle, e, in primo piano, l’impianto per la produzione di idrogeno e l’impianto per la produzione di carburante liquido sintetico.
La Gigafactory per l’Idrogeno richiede 1,923 kWh di energia dal combustibile nucleare per produrre un kWh di idrogeno (efficienza combustibile nucleare per produrre un kWh di idrogeno (efficienza del 52%). Questa efficienza operativa di conversione proviene da un rapporto redatto nel 2003 dalla General Atomics per la produzione di idrogeno da reattori nucleari.
Figura 7 - Schema della Gigafactory per l’Idrogeno
L’impianto per il carburante liquido sintetico
Ciascun impianto per il carburante liquido sintetico userà calore ed elettricità da un reattore nucleare per produrre idrogeno, che sarà quindi combinato con carbonio per produrre carburante liquido sintetico per aviazione (‘Jet A’) di tipo “drop-in” (cioè, pronto per essere immesso in serbatoio). Il carbonio può provenire da diverse fonti. Carbonio biogenico da biocarburanti o dall’aria o dal mare fornirebbe il massimo beneficio per quanto riguarda la mitigazione dell’effetto sul clima, poiché in questo caso l’estrazione del carbonio ridurrebbe la concentrazione del carbonio nell’ambiente che causa il cambiamento del clima. Alternativamente, il carbonio per la produzione del carburante sintetico potrebbe provenire dalla cattura e sequestro delle emissioni provenienti dalla combustione di fonti fossili (come il carbone), ma in questo caso il beneficio sarebbe dimezzato rispetto al caso del carbonio biogenico, poiché il carbonio dei combustibili fossili proviene da depositi geologici. L’anno più prossimo ipotizzabile per un impianto di produzione di carburante liquido sintetico in funzione nel Regno Unito potrebbe essere il 2030, ed il tempo per la costruzione potrebbe essere di 4 anni. Il massimo ritmo di costruzione annuale per questi impianti potrebbe passare da 5 GWe nel 2030 a 10 GWe dal 2040 in avanti. La vita utile, tecnica ed economica, è 60 anni. La tecnologia ha un fattore di contributo di picco del 95% e un fattore di disponibilità annuale del 92%.
Lucid Catalyst ha diviso l’impianto per il carburante liquido sintetico in tre sistemi ai fini della tecnica di modellazione ESME: (1) da nucleare a idrogeno; (2) da idrogeno a Jet A; e (3) trattamento del carbonio. Il sistema “da nucleare a idrogeno” usa 2,5 kWh di energia dal combustibile nucleare per produrre 1,326 kWh di idrogeno (efficienza del sistema 52%) ed inoltre 0,250 kWh di calore ad alta temperatura. Il secondo sistema usa i prodotti idrogeno e calore del primo sistema per produrre ciascun kWh di Jet A (40% di efficienza totale rispetto all’energia del combustibile nucleare). Le efficienze operative per l’impianto del carburante liquido sintetico derivano da una analisi riportata in un prossimo rapporto di Lucid Catalyst sui “Carburanti Sintetici Puliti e Scalabili”. Come descritto prima, ogni tonnellata di carbonio incorporata nel Jet A dall’impianto deve pervenire da una sorgente biogenica per il massimo beneficio climatico, o da carbonio catturato e sequestrato dall’uso di combustibili fossili, ma per un beneficio climatico dimezzato.
Figura 8 - Schema dell’impianto per i carburanti liquidi sintetici. HTSE: elettrolisi mediante vapore ad alta temperatura.
Come abbiamo visto all’inizio, un paese industriale richiede per i settori hard-to-abate una quantità di energia che è almeno quattro volte il consumo di energia elettrica. Al 2050, quindi, se l’Italia potrà richiedere 300 TWh/anno elettrici, potrà anche richiedere oltre 1000 TWh/anno di energia termica per i settori hard-to-abate.
La Commissione Europea induce i Paesi Membri a ipotizzare che, al 2050, questa energia termica possa essere fornita mediante il «vettore» idrogeno, ma di tipo «verde», cioè prodotto tramite energie rinnovabili. Ad oggi, il governo italiano propenderebbe per la produzione di idrogeno per via elettrolitica alimentata da pannelli fotovoltaici. Ma, come visto, per ottenere 1 kg di idrogeno occorrono circa 50 kWh. Questa via è quindi accettabile soltanto per un costo del kWh estremamente basso. E 1 kg di H2, bruciando, produce circa soltanto 33 kWh. Quindi l’Italia avrebbe bisogno ogni anno di 1000 x 109 / 33 = 30 x 109 kg = 30 milioni di tonnellate di H2. Per produrle per via elettrolitica, occorrono 30 x 109 x 50 = 1500 TWh elettrici. Ciò corrisponde a 60 volte l’attuale produzione fotovoltaica italiana, che si aggira sui 25 TWh/anno, e richiederebbe la copertura di una superficie dell’ordine di altri 15.000 km2, oltre a quelli richiesti per la produzione di energia elettrica.
Se poi si volesse usare energia eolica, che ha una densità di potenza venti volte minore rispetto alla fotovoltaica, occorrerebbero campi eolici per 300.000 km2 (tutta l’Italia coperta di torri eoliche!). Anche per la produzione di massa dell’idrogeno, quindi, l’opzione più realistica, a medio-lungo termine, appare quella termica di origine nucleare. Una Gigafactory come quella prima descritta, al completo dei suoi 36 reattori da 600 MW termici ciascuno, produce una potenza termica pari a 21,6 GW termici, che in un anno possono produrre 170 TWh termici, che, con il rendimento del 52% prima riportato, corrispondono a 170 x 0,52 = 88,4 TWh di idrogeno, cioè 88,4 x 109 / 33 = 2,6 milioni di tonnellate di idrogeno. Una dozzina di Gigafactory sarebbe quindi sufficiente a fornire quei trenta milioni di tonnellate all’anno di idrogeno, occupando soltanto un’area di qualche decina di km2. Alcune Gigafactory, poi, potrebbero essere dotate di gruppi turbo-alternatore, e fornire quindi anche energia elettrica, in modo regolabile, utile per stabilizzare una rete elettrica con un’alta frazione di generazione intermittente (come si avvia ad essere quella italiana). Occorre tuttavia far notare che un paese che si dotasse di una buona infrastruttura di impianti nucleari, come si avviano a fare nel mondo molti grandi e piccoli paesi anche in via di sviluppo, potrebbe fare a meno di produrre quelle enormi quantità del disagevole ed inefficiente «vettore» idrogeno per decarbonizzare i settori hard-to-abate. Infatti, l’energia nucleare all’origine è tutta termica, e negli impianti elettronucleari attuali si trasforma in energia elettrica soltanto per una frazione dal 35% al 50%, in relazione al rendimento termodinamico del gruppo turboalternatore.
La parte restante dell’energia, a temperatura medio-bassa, viene generalmente smaltita in mare, o fiume, o torre di raffreddamento. Questo calore può invece essere utilmente utilizzato per desalinizzare acqua di mare, o per teleriscaldare ampie aree urbanizzate, come già avviene da tempo in città della Russia e della Cina.
Con lo sviluppo poi di reattori nucleari raffreddati da fluidi ad alta, o altissima, temperatura, come visto nella Figura 2, sarà anche possibile decarbonizzare direttamente molti processi chimici e metallurgici. In questo scenario, resterebbe da produrre, in modo “carbon free”, praticamente soltanto l’idrogeno richiesto, in quanto tale, dai processi industriali che espressamente ne hanno necessità. L’Italia, oggi, di quest’idrogeno, ne richiede non più di mezzo milione di tonnellate all’anno. Anche se questa richiesta aumentasse notevolmente nei prossimi decenni, si può ritenere che una sola Gigafactory, come quella prima descritta, sarebbe più che sufficiente per l’Italia. Senza un programma energetico realistico, esteso per una prospettiva di molti decenni, appare quindi arrischiato, per l’Italia, avviare iniziative quali le numerose “Hydrogen Valleys”, in corso di finanziamento da parte del Governo, e incentrate solo sulla produzione di “idrogeno verde” a partire da elettricità da fonte eolica o fotovoltaica.
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