Il rapporto descrive uno studio svolto dal CESI nell’ambito della Task 6.2 della Ricerca di sistema (RdS), dal titolo "Produzione di idrogeno da combustibili fossili". In tale task uno dei temi di interesse è la valutazione tecnica ed energetico-economica di possibili opzioni per la coproduzione di idrogeno ed energia elettrica Gli impianti di generazione termoelettrica in grado di produrre contestualmente energia elettrica ed idrogeno sono già tecnologicamente realizzabili. In Italia ad esempio sono entrati recentemente in esercizio o sono in avanzata fase di costruzione, impianti di coproduzione basati sulla gassificazione di residui petroliferi pesanti. Nel rapporto è riportato lo studio di una possibile configurazione di impianto integrato di gassificazione del carbone e ciclo combinato (IGCC) atta alla produzione contestuale e flessibile dei due vettori energetici con rapporti variabili sulla base della domanda del mercato e/o della convenienza economica del momento. Questa soluzione potrebbe risultare economicamente conveniente perché consente una parziale sostituzione della produzione di energia elettrica, nelle ore in cui il suo valore di mercato è basso (cioè nelle cosiddette ore vuote), con una produzione di idrogeno vendibile di maggior valore aggiunto. L’elevata flessibilità di gestione dell’impianto è conseguibile in particolare nel caso di impiego di tecnologie innovativi di separazione gas-gas; tra le quali la più promettente è quella basata su sistemi a membrane per la separazione diretta, ad alta temperatura, di elevate percentuali dell’idrogeno contenuto nel singas prodotto dal gassificare. Nella configurazione di impianto modellizzata nello studio il gruppo TG del ciclo combinato è alimentato, nelle condizioni di funzionamento con coproduzione di idrogeno, dalla corrente di singas impoverita di idrogeno che esce da un ipotetico separatore a membrane; il potere calorifico di questa corrente è sufficiente al funzionamento del TG perché oltre all’idrogeno residuo contiene una elevata percentuale di CO. L’impianto modellizzato è essenzialmente costituto da un sistema di produzione dell’ossigeno mediante distillazione frazionata dell’aria, da un sistema di gassificazione del carbone con ossigeno e vapor d’acqua, dal citato sistema di separazione di una parte dell’idrogeno dai singas, da un turbogas alimentato dal singas più o meno impoverito di idrogeno e da un generatore di vapore a recupero (GVR) che alimenta una turbina a vapore. Le modellazioni di impianto eseguite hanno permesso di quantizzarne i rendimenti elettrico ed energetico conseguibili per diverse portate di idrogeno puro coprodotto, parametrizzate nello studio come percentuale (variabile da 15 % a 60 %) dell’idrogeno totale contenuto nel singas. La potenza elettrica netta generabile dall’impianto in assenza di coproduzione di idrogeno (cioè la massima ottenibile), è risultata pari a circa 303 MW e , con un rendimento globale (riferito al PCI del carbone entrante) pari a circa 49.6 % . Questo valore è in linea con quello tipico di un IGCC allo stato dell’arte.

La potenza elettrica si riduce a circa 211 MW e nel caso di coproduzione di idrogeno in quantità pari al 60 % del totale contenuto nel singas; in questo caso il rendimento elettrico netto (apparente) diminuisce a circa 35 %, ma il rendimento energetico totale sale (considerando il PCI dell’idrogeno coprodotto) a quasi 57 %. L’analisi economica dell’impianto operante in coproduzione è stata effettuata comparando i ricavi ottenibili per diverse ipotesi di mix produttivo (variabili dalla sola produzione di energia elettrica alla massima produzione contestuale di idrogeno) e diverse programmazioni temporali della coproduzione (variabili dall’intera giornata alle sole ore vuote). Il ricavo annuo complessivo dell’impianto, ovviamente funzione dei possibili prezzi di vendita sia dell’idrogeno sia dell’energia elettrica nelle diverse fasce orarie, risulta massimizzato nel caso di produzione di idrogeno limitata alle sole ore vuote (fascia F4) alla massima potenzialità considerata (60 % del contenuto di H 2 nel singas). In generale si evidenzia che la coproduzione di energia elettrica ed idrogeno non risulta mai economicamente conveniente se il prezzo di vendita di quest’ultimo è inferiore a circa 900 € / ton. Considerando le incertezze dei calcoli e dei valori assunti, con gli attuali prezzi dell’energia elettrica nelle diverse fasce orarie, si ritiene che la coproduzione possa essere, solo per prezzi di vendita dell’idrogeno superiori a 1200 € / ton. Si può osservare a tal proposito che questo valore dovrebbe essere realistico e sostenibile, poiché corrisponde (in prima approssimazione) con il costo di produzione dell’idrogeno mediante steam reforming del gas naturale, ai prezzi europei attuali del gas. Dallo studio svolto si possono sinteticamente trarre le seguenti conclusioni: • la coproduzione di energia elettrica ed idrogeno è fattibile indipendentemente dalle eventuali esigenze di cattura e confinamento della CO 2 ; • il ciclo combinato è adatto ad impiegare sia singas tal quale, sia singas impoverito di idrogeno; • i maggiori costi di investimento dovuti all’introduzione del sistema di separazione dell’idrogeno dai singas possono essere compensati dal valore della produzione di H 2 e dal totale sfruttamento dell’impianto anche nelle ore vuote (maggiore flessibilità nella gestione dell’impianto); • vendendo energia elettrica ai prezzi di mercato l’investimento in impianti di coproduzione può essere vantaggioso; l’investimento ha infatti un ritorno economico anche nell’ipotesi di vendita dell’idrogeno coprodotto ad un prezzo pari al suo attuale costo di produzione da metano; • la produzione di idrogeno da carbone può risultare competitiva con quella da idrocarburi leggeri, in particolare nel caso di coproduzione con energia elettrica.