I benefici, gli ostacoli e le prospettive dello stoccaggio dell'idrogeno in serbatoi sotterranei, come caverne di sale e giacimenti esauriti di idrocarburi
di Martina Leveni
L’idrogeno, considerato un vettore energetico promettente, ha il potenziale per svolgere un ruolo cruciale nel futuro sistema energetico. La transizione energetica pone la sfida di incorporare sempre più fonti di energia rinnovabili, ma esse sono variabili e soggette a vincoli geografici e/o stagionali. Ciò significa che l’energia rinnovabile senza accumulo di energia non è in grado di soddisfare la domanda energetica dell’intero sistema. Quindi la necessità di trovare soluzioni efficaci per l’immagazzinamento dell’energia diventa sempre più urgente.
Gli impianti di stoccaggio dell’idrogeno in superficie hanno una capacità dell’ordine di ore-giorni e MWh. Al contrario, per fornire energia nell’intervallo dei GWh/TWh (e quindi settimane/mesi), è necessario stoccare l’idrogeno nel sottosuolo in serbatoi come caverne di sale, serbatoi di idrocarburi esauriti e/o acquiferi profondi. In questo articolo esploreremo i benefici, le sfide e le prospettive dello stoccaggio dell’idrogeno nel sottosuolo.
Lo stoccaggio di idrogeno sarà ciclico, il gas viene immagazzinato temporaneamente per essere estratto successivamente per soddisfare la domanda energetica di picco (ad esempio il picco di domanda di riscaldamento domestico durante l’inverno). Inoltre, proprio il ciclo stagionale potrebbe porre maggiore enfasi sulla co-ubicazione della produzione di idrogeno in sito per ridurre al minimo i costi dovuti al suo trasporto. Il serbatoio geologico deve soddisfare diversi requisiti per lo stoccaggio del fluido: deve essere lontano da faglie sensibili, avere una capacità sufficiente, una buona iniettività ed essere una trappola strutturale. Quest’ultima caratteristica è particolarmente importante poiché la purezza e la perdita di volume di H2 devono essere ridotte al minimo durante il suo stoccaggio e estrazione.
Inoltre, a differenza della CO2, non vi è un netto aumento della densità del fluido con la profondità, quindi ci sono meno incentivi a raggiungere i serbatoi geologici più profondi. Lo stoccaggio dell’idrogeno nel sottosuolo in molti aspetti è simile all’attuale utilizzo dello stoccaggio sotterraneo di gas naturale. Tuttavia, al contrario dello stoccaggio di gas naturale, l’esperienza industriale di accumulo dell’idrogeno è solo all’inizio.
Le caverne di sale, ad esempio, sono state ampiamente utilizzate per lo stoccaggio del gas naturale negli Stati Uniti e nel Regno Unito dagli anni ’60 [1]. Sono una tecnologia ormai matura, ma presentano svantaggi per l’implementazione su larga scala. Inoltre la disponibilità di depositi salini sufficientemente spessi è geologicamente limitata ad aree geografiche specifiche.
Le falde acquifere saline e i giacimenti esauriti di idrocarburi sono stati identificati come una valida opzione di stoccaggio sotterraneo di H2 a grande scala in quanto sono onnipresenti e considerati a basso rischio. Tuttavia, l’intermittenza dei cicli di iniezione e estrazione del fluido solleva ulteriori sfide per l’integrità del pozzo e la deformazione della roccia sotto carico ciclico. Inoltre, la presenza e lo stato di integrità delle faglie potrebbe rappresentare un rischio maggiore con l’aumento della frequenza dei cicli e dei carichi, come osservato nelle applicazioni petrolifere. Gli effetti fisici e chimici nel giacimento attualmente non sono ben chiari. I microrganismi nel sottosuolo possono metabolizzare H2, consumandolo e producendo gas contaminanti indesiderati come l’acido solfidrico (H2S) oppure prodotti come il metano (CH4). Ciò potrebbe limitare lo stoccaggio sotterraneo di H2 a formazioni profonde e ad alta salinità per sopprimere l’attività microbica. Inoltre l’idrogeno iniettato in un serbatoio poroso cambierà l’equilibrio chimico tra l’acqua presente nei pori del serbatoio, il gas disciolto e la matrice rocciosa innescando reazioni chimiche. Queste reazioni chimiche potrebbero portare a perdite significative di idrogeno. La dissoluzione e/o precipitazione minerale può ridurre o aumentare la permeabilità del serbatoio e quindi il flusso di H2, oltre alla potenziale apertura di percorsi migratori attraverso il caprock (formazione geologica impermeabile al di sopra del serbatoio). Infine la dissoluzione dei minerali influisce anche sulle proprietà meccaniche del serbatoio e del caprock [2].
Come per lo stoccaggio di CO2, l’accettazione da parte della società dipenderà dalla sostenibilità percepita della fonte energetica e dall’uso dell’idrogeno, insieme al contesto locale e a fattori più ampi come le preoccupazioni per la sicurezza, la fiducia nell’industria e considerazioni di giustizia sociale. E’ chiaro che vi sono una serie di questioni scientifiche che devono essere affrontate per consentire lo stoccaggio sotterraneo di idrogeno su larga scala in mezzi porosi come motore della transizione energetica [1]. Queste sfide includono il comportamento del flusso di H2 nei serbatoi geologici, le reazioni geochimiche causate dall’introduzione di idrogeno, le reazioni biotiche dovute alla presenza di un eccesso di idrogeno e la risposta geomeccanica del sottosuolo allo stoccaggio di H2. I rischi posti da questi processi potrebbero avere conseguenze economiche e di sicurezza sulle operazioni di stoccaggio. Quindi modelli a scala di serbatoio per valutare accuratamente e prevedere l’impatto dello stoccaggio stagionale di idrogeno sono necessari. Ciò può aprire la strada a un processo decisionale informato in merito alle strategie operative per garantire un’implementazione sicura ed efficiente [2]. In conclusione lo stoccaggio dell’idrogeno nel sottosuolo rappresenta una soluzione promettente che potrebbe contribuire in modo significativo alla decarbonizzazione del settore energetico, industriale e dei trasporti, consentendo una maggiore integrazione delle energie rinnovabili. L’implementazione su larga scala richiederà un impegno continuo da parte dei governi, delle industrie e delle istituzioni di ricerca per affrontare le sfide tecniche, promuovere l’innovazione e creare un ambiente favorevole per lo sviluppo e l’adozione di questa tecnologia.
RIFERIMENTI
[1] Krevor, Samuel, et al. “Subsurface carbon dioxide and hydrogen storage for a sustainable energy future.” Nature Reviews Earth & Environment (2023): 1-17.
[2] Heinemann, Niklas, et al. “Enabling large-scale hydrogen storage in porous media–the scientific challenges.” Energy & Environmental Science 14.2 (2021): 853-864.
