BioidrogenoAnalisi
Idrogeno nell'impianto di biogas: scenari di applicazione locale e loro validità
L'impianto di biogas agricolo dovrebbe produrre idrogeno? Valutiamo cinque scenari: elettrolisi con energia da CHP, reforming del biometano, supporto alla fermentazione con idrogeno, idrogeno per macchine agricole e fornitura all'industria.
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Un impianto di biogas può rappresentare un punto di partenza per la produzione di idrogeno, ma nella maggior parte dei casi la vendita di biometano, bioCNG o energia elettrica offre un risultato economico migliore rispetto alla produzione in loco di idrogeno, poiché ogni conversione energetica comporta perdite e costi. L'elettrolisi alimentata da energia elettrica prodotta dal biogas consuma 50–55 kWh/kg H₂, e l'energia di 1 kg di idrogeno (33,3 kWh secondo il potere calorifico inferiore) rappresenta quindi circa il 60–65% dell'energia assorbita dalla rete elettrica. La conversione del gas in energia elettrica in un motore CHP con un'efficienza del 40% riduce ulteriormente l'efficienza della filiera. L'idrogeno presso un impianto di biogas ha senso solo in nicchie specifiche: dove esiste un cliente locale stabile, quando l'idrogeno viene utilizzato per supportare il processo biologico o quando è combinato con eccedenze energetiche provenienti da altre fonti.
Scenario 1: elettrolisi con energia elettrica da biogas
Il motore CHP produce energia elettrica che alimenta l'elettrolizzatore. Efficienza della filiera: biogas → energia elettrica 40% → idrogeno (33,3/52 = 64%) = circa il 26% dell'energia del biogas nell'idrogeno (LHV). Per confronto, il biometano derivante dall'upgrading conserva circa il 90–95% dell'energia del biogas. Si tratta quindi del percorso con la minore efficienza. Inoltre, l'idrogeno prodotto da energia elettrica da biogas non è RFNBO (energia da biomassa), e il suo status richiede una valutazione separata. Applicazione: solo se l'idrogeno è assolutamente necessario e l'energia elettrica da biogas non può essere venduta a un prezzo inferiore.
Scenario 2: reforming del biometano
Il biometano viene convertito in idrogeno (vedi voce sul reforming). Il consumo di circa 3,4 kg CH₄ per kg H₂ implica un'efficienza di circa il 70% rispetto all'energia del biometano. Ha valore in presenza di una domanda industriale locale e della disponibilità di un impianto di reforming; su piccola scala risulta costoso.
Scenario 3: idrogeno per il supporto alla metanogenesi
L'aggiunta di idrogeno alla camera di digestione o a un reattore separato consente di convertire la CO₂ nel biogas in metano aggiuntivo (metanazione biologica in situ o ex situ). Il vantaggio è l'utilizzo della CO₂ e la resistenza alle impurità; lo svantaggio è rappresentato dai limiti nel trasferimento del gas al liquido e dalla ridotta scala. L'economia dipende dal prezzo dell'energia elettrica (vedi voce sulla metanazione).
Scenario 4: carburante per macchine agricole
L'idrogeno come carburante per trattori e macchine agricole è in una fase iniziale di sviluppo. Il fabbisogno energetico di un trattore è di diverse centinaia di kWh al giorno durante la stagione, quindi è necessaria un'installazione di adeguata potenza e una stazione di rifornimento di idrogeno (compressione a diverse centinaia di bar). Attualmente, una soluzione più pratica e conveniente per le macchine agricole è rappresentata da bioCNG/bioLNG o biodiesel, mentre in futuro potrebbero affermarsi soluzioni elettriche.
Scenario 5: forniture all'industria o al trasporto
Se nelle vicinanze opera un impianto che consuma idrogeno (chimica, raffineria, vetro) e l'azienda cerca idrogeno a basso impatto carbonico, l'impianto di biogas può diventare un fornitore. Ciò richiede una scala elevata, certificazioni e infrastrutture per il trasporto dell'idrogeno (condotta, rimorchi). Per un singolo impianto agricolo, la scala è generalmente troppo ridotta.
Esempio comparativo
Ipotesi: 1000 MWh di energia chimica del biogas all'anno (con il 55% di CH₄).
| Percorso | Energia finale del prodotto | Note |
|---|---|---|
| Upgrading a biometano (perdite 5–10% di energia nel processo) | circa 900–950 MWh di biometano | prodotto compatibile con la rete |
| CHP: energia elettrica 40% | 400 MWh di energia elettrica (+ calore circa 40–45%) | il calore richiede un utilizzatore |
| CHP → elettrolisi | 400 × 0,64 ≈ 256 MWh di idrogeno (LHV) | efficienza più bassa |
| Biometano → reforming (70%) | 630–665 MWh di idrogeno (LHV) | presuppone scala industriale |
Le differenze sono notevoli. L'idrogeno ha senso solo quando il suo valore per il cliente, in termini di MWh, è significativamente superiore a quello del biometano o dell'energia elettrica.
Criteri decisionali
- Esiste un cliente stabile per l'idrogeno con un contratto?
- Qual è il costo dell'intera filiera (produzione, purificazione, compressione, stoccaggio, trasporto)?
- L'idrogeno è idoneo a ricevere incentivi o premi, e quali requisiti normativi soddisfa?
- L'alternativa (biometano, bioCNG) non offre un risultato migliore?
- Sono disponibili competenze tecniche e accettazione del rischio (ATEX, idrogeno)?
Sicurezza e formalità
L'idrogeno ha un ampio intervallo di infiammabilità (in aria circa 4–75% in volume) e una bassissima energia di accensione, quindi le installazioni a idrogeno richiedono una valutazione specifica dei rischi, zone Ex, rilevazione e procedure. Un impianto di biogas che già gestisce zone ATEX per il biogas ha un certo vantaggio in termini di competenze, ma l'aggiunta di idrogeno comporta nuovi requisiti per le apparecchiature, lo stoccaggio ad alta pressione e la gestione. Ai costi vanno aggiunti permessi, assicurazioni e formazione, il cui ambito dipende dalla scala.
Conclusioni
Per la maggior parte degli impianti di biogas, l'idrogeno non è un prodotto naturale. Esistono nicchie sensate, ma ogni progetto deve partire da un bilancio energetico e da un contratto con il cliente, non dalla tecnologia.
Fonti
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