La tecnologia power-to-gas sta offrendo nuovi modelli di business al settore energetico di Germania e Texas
(Rinnovabili.it) – È di solo pochi giorni fa l’annuncio del primo impianto power-to-gas su scala utility della Germania. Frutto della collaborazione di due degli operatori nazionali del sistema di trasmissione energetica, il progetto promette di regalare al Paese un nuovo strumento d’accumulo delle fonti rinnovabile su larga scala, trasformando l’energia eolica del nord-ovest tedesco, in idrogeno da immettere in rete (leggi anche Germania: verso la prima grande centrale di produzione idrogeno).
La notizia ha ricevuto un’accoglienza mista. Di fronte all’entusiasmo chi di individua nel progetto uno strumento per garantire la flessibilità del sistema energetico nel percorso di abbandono dei carburanti fossili, molti si chiedono ancora quanto possa essere commercialmente valido investire nella tecnologia power-to-gas. A rispondere è oggi un nuovo studio firmato da un gruppo di economisti provenienti dall’Università tecnica di Monaco (TUM), dall’Università di Mannheim e dalla Stanford University.
I ricercatori hanno valutato, sulla base dell’attuale situazione di mercato – i modelli di riferimento sono la Germania e il Texas – quanto possa essere redditizio produrre idrogeno (H2) sfruttando le rinnovabili. Oggi, la maggior parte di questo gas usato nelle applicazioni industriali viene generata grazie ai combustibili fossili, soprattutto gas naturale e carbone. In un sistema energetico rispettoso dell’ambiente, tuttavia, tale vettore potrebbe svolgere un ruolo diverso, offrendo un mezzo di stoccaggio e di bilanciamento delle reti di distribuzione dell’energia: l’elettricità prodotta da turbine eoliche o moduli fotovoltaici e non immediatamente utile alla rete, può essere sfruttata per alimentare l’elettrolisi dell’acqua e produrre H2. Questo processo è noto come power-to-gas.
L’analisi, svolta dagli scienziati Gunther Glenk e Stefan Reichelstein, dimostra la fattibilità economica di una produzione di gas a emissioni zero. Il loro studio, pubblicato sulla rivista Nature Energy (documento in inglese), inquadra un elemento come essenziale: l’esistenza di sistemi ibridi che possano essere utilizzati sia per alimentare la rete elettrica che per produrre idrogeno. Questi unità combinate, che non sono ancora di uso comune, possono rispondere in modo ottimale alle ampie fluttuazioni della produzione eolica e dei prezzi nei mercati energetici. “L’operatore può decidere in qualsiasi momento se vendere l’energia o convertirla”, spiega Stefan Reichelstein.
Il modello elaborato dai ricercatori si adatta fin da subito ad applicazioni di nicchia nel mercato texano e tedesco dove l’idrogeno rinnovabile sarebbe già competitivo in termini di costi (3,23 euro/kg). Per ottenere una competitività su scala industriale (sotto i 2,50 euro/kg) gli scienziati stimano si debba attendere un decennio.