I ricercatori dell’Università LUT finlandese hanno raggiunto una tensione di 1.000 V in un sistema di elettrolisi alcalina connesso in serie, con l’obiettivo di migliorare l’efficienza dei costi della produzione di idrogeno verde. Il progetto utilizza apparecchiature elettroniche di potenza di ABB e stack di elettrolizzatori forniti dalla società estone Stargate Hydrogen.

I ricercatori affermano che il funzionamento a una tensione più elevata può ridurre la corrente richiesta dal sistema, diminuendo le perdite elettriche e abbassando il costo delle apparecchiature di alimentazione e dell’elettronica di potenza. Questi componenti rappresentano circa un quarto dei costi di investimento di un impianto per la produzione di idrogeno. Se tali costi venissero dimezzati, l’investimento complessivo nel sistema potrebbe diminuire di circa il 10%-15%, secondo il team di ricerca.

Gli elettrolizzatori alcalini industriali funzionano tipicamente a circa 200-400 V. La fase successiva del progetto si concentrerà sulla progettazione del sistema, sulla modellazione e sulla riduzione delle correnti disperse, mentre i ricercatori lavoreranno all’espansione dell’elettrolisi ad alta tensione.

Nel frattempo, nel settore, la giapponese Jera e l’indiana AM Green hanno firmato un accordo vincolante per la fornitura di circa 70.000 tonnellate metriche di ammoniaca verde all’anno per cinque anni. L’ammoniaca proverrà dall’impianto pianificato da AM Green a Kakinada, nell’Andhra Pradesh, la cui entrata in funzione è prevista per il 2028-2029.

L’ammoniaca sarà trasportata in Giappone e gestita attraverso strutture di ricezione, stoccaggio e distribuzione nei pressi della centrale termoelettrica di Hekinan di Jera, nella prefettura di Aichi. Il combustibile è destinato principalmente alle navi portaveicoli alimentate ad ammoniaca. Jera sta collaborando con Kawasaki Kisen Kaisha e Nippon Yusen Kabushiki Kaisha alla realizzazione di infrastrutture dedicate per il bunkeraggio.

Separatamente, sette società giapponesi hanno concordato di sviluppare una catena integrata di approvvigionamento dell’ammoniaca nella regione di Chubu e di costruire e gestire quattro navi portaveicoli alimentate ad ammoniaca. Il completamento delle navi e di una nave dedicata al bunkeraggio è previsto nel 2030.

La Commissione europea ha inoltre lanciato la T-MED Investment Platform per sostenere investimenti su larga scala nelle energie rinnovabili e nelle tecnologie pulite in tutto il Mediterraneo. L’iniziativa include una capacità di garanzia fino a 4,5 miliardi di euro. Tra i progetti selezionati, i progetti eolici egiziani di Niat e Rasgha dovrebbero aggiungere 500 MW di capacità eolica onshore nel Golfo di Suez, sostenendo la base di energie rinnovabili del Paese per la futura produzione di idrogeno.

Uno studio condotto da sei ricercatori dell’Università di Trieste ha confrontato l’idrogeno rinnovabile importato dall’Oman con l’idrogeno prodotto internamente in Italia. L’analisi ha rilevato che le importazioni potrebbero essere più economiche, mentre la produzione nazionale avrebbe un’impronta di carbonio inferiore.

La ricerca ha valutato due catene di approvvigionamento basate sull’elettrolisi dell’acqua mediante membrane a scambio protonico, includendo la generazione di elettricità rinnovabile, la liquefazione dell’idrogeno, lo stoccaggio, il trasporto e la rigassificazione. Ha stimato un costo livellato dell’idrogeno di 7,84 euro per chilogrammo per le importazioni dall’Oman, rispetto a 10,22 euro per chilogrammo per la produzione nazionale in Italia.

Tuttavia, le emissioni del ciclo di vita sono state stimate in 2,26 chilogrammi di CO₂ equivalente per chilogrammo di idrogeno per la catena di approvvigionamento italiana, contro 2,62 chilogrammi per le importazioni. I ricercatori hanno identificato l’elettrolisi come il principale contributore sia alle emissioni sia ai costi, rappresentando fino all’81% dell’impronta di carbonio e il 74,4% del costo livellato. Il trasporto marittimo rappresenta circa il 10% del costo finale dell’idrogeno importato.

Lo studio ha inoltre evidenziato i porti e le iniziative regionali, tra cui la North Adriatic Hydrogen Valley, come potenziali hub per combinare la produzione nazionale con le importazioni internazionali di idrogeno.

Fonti: pv magazine.