Il costo degli elettrolizzatori si dimezzerà grazie alle economie di scala, secondo DNV

di Francesco Bottino

Le tecnologie di elettrolisi stanno evolvendo rapidamente e presto, quando la loro produzione – grazie all’aumento della domanda globale di idrogeno – raggiungerà proporzioni tali da generare economie di scala, il loro costo potrà sostanzialmente dimezzarsi.

E’ questo uno degli spunti in tema di H2 che emerge dal Technology Progress Report appena pubblicato ad DNV e organizzato nella forma di un’approfondita rassegna delle 10 tecnologie che saranno protagoniste della transizione energetica nei prossimi 5 anni.

Ampio spazio, quindi, alla produzione di rinnovabili, alla CCS (Carbon Capture and Storage) e ovviamente all’idrogeno, la cui domanda globale – secondo le previsioni della società norvegese di certificazione e consulenza – da un livello non molto distante dallo zero nel 2019 potrà raggiungere i 24 EJ (Exajoule) entro il 2050, grazie soprattutto alla ‘spinta’ dell’industria pesante e dei trasporti.

Un ampio passaggio del dossier è poi dedicato alle tecnologie per l’elettrolisi: l’analisi riguarda sia la più tradizionale e già matura AE (Alkaline Electrolysis) sia le più innovative PEM (Proton Exchange Membrane), SOE (Solid Oxide Electrolysis) e AEM (Anion Exchange Membrane).

Sono le prime due però, la AE e la PEM, che – secondo DNV – si contenderanno la leadership commerciale, mentre la SOE è in una fase ancora iniziale e al momento è proposta sul mercato soltanto da tre produttori. Discorso ancora diverso per la AEO, la più innovativa ma anche la più embrionale, oggi applicata soltanto in impianti di piccola dimensione, e per questo ancora priva di una reale valenza commerciale per il momento.

In ogni caso, secondo gli analisti norvegesi, tutte queste tecnologie sono in evoluzione così come a mutare sarà il prezzo degli impianti di elettrolisi, la cui traiettoria discendente consentirà all’idrogeno verde di diventare sempre più competitivo con le altre forme di H2 e in generale con i combustibili fossili.

Grazie alla crescita dei volumi di produzione e alle conseguenti economie di scala, infatti, il costo degli elettrolizzatori è destinato a dimezzarsi nel corso dei prossimi anni, consentendo tra l’altro alla tecnologia SOE di diventare competitiva con AE e PEM entro la fine del decennio.

Per quanto riguarda invece gli utilizzi finali dell’idrogeno, DNV si concentra soprattutto sulle utenze industriali. Non solo su quelle che di fatto non possono essere elettrificate: secondo un’analisi condotta dalla società sul tessuto industriale olandese, infatti, ci sono processi che tecnicamente potrebbero anche essere elettrificati, ma che per continuare a funzionare con questo nuovo assetto avrebbero bisogno di investimenti e modifiche tali da presentare alla fine un TCO (Total Cost of Ownership) maggiore rispetto a quello connesso con una conversione a idrogeno. L’H2, in questo tipo di industria, può essere infatti introdotto semplicemente sostituendo (o modificando, quando possibile) i bruciatori a metano precedentemente utilizzati e lasciando sostanzialmente inalterato tutto il resto dell’equipment, con costi complessivi decisamente minori.

Altro ambito di applicazione pressoché immediata, o che comunque non presenta particolari problematiche, è quello delle raffinerie, dove l’idrogeno è sempre stato impiegato nel processo industriale. In questo caso, infatti, è sufficiente sostituire l’H2 grigio con la variante ‘green’ prodotta da elettrolisi.

Discorso analogo per quanto riguarda l’industria chimica, con un distinguo importante però: in alcuni casi, come per esempio per la produzione di urea, alcune problematiche potrebbero sorgere con un modello di approvvigionamento diretto di idrogeno prodotto altrove. Attualmente, infatti, in queste lavorazioni vengono utilizzati anche carbonio e azoto generati come ‘byproduct’ nel processo di steam reforming. Feedstock che verrebbero a mancare nel caso appunto di una fornitura diretta di H2 prodotto tramite elettrolisi.