Energia
L’altro combustibile a idrogeno – Le 5 migliori azioni di ammoniaca verde
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La ricerca di alternative ai combustibili liquidi
Con la crescita di eolico e solare, la variabilità della produzione aumenta il bisogno di accumulo e flessibilità. Una soluzione sono le batterie, analizzate nel nostro articolo «Il futuro dell’accumulo energetico — tecnologie delle batterie su larga scala».
Alcuni impieghi sono particolarmente difficili da elettrificare, come il trasporto marittimo a lunga distanza e il trasporto aereo di merci.
Nel trasporto stradale di merci, peso delle batterie, infrastrutture di ricarica e capacità produttiva rappresentano sfide, soprattutto sulle lunghe distanze. L’elettrificazione era però già iniziata nel 2023: i primi Tesla (TSLA ) Semi furono consegnati nel dicembre 2022.
Benzina, gasolio e cherosene contengono molta energia chimica per chilogrammo, più delle batterie. Un confronto completo deve considerare anche il rendimento del sistema di propulsione.
Per questo interessano i combustibili liquidi alternativi ai prodotti petroliferi. I biocarburanti derivano da biomassa rinnovabile e possono assomigliare ai combustibili fossili, ma composizione e impatto ambientale variano. Ne abbiamo parlato in «Biocarburanti dalle alghe: la prossima rivoluzione energetica?».
Un’altra idea è usare l’idrogeno come vettore energetico. È l’elemento più abbondante nell’universo, ma produzione economica, liquefazione, trasporto e stoccaggio rimangono difficili.
L’idrogeno può essere immagazzinato in un composto chimico, non soltanto come gas H2. L’azoto, che costituisce circa il 78% dell’aria, può combinarsi con esso per formare ammoniaca.
L’ammoniaca come vettore energetico
Chimica semplice
L’ammoniaca, NH3, viene impiegata nella produzione di fertilizzanti e può liberare energia mediante combustione o ossidazione. La reazione ideale di combustione completa ad azoto e acqua è:
4NH3 + 3O2 → 2N2 + 6H2O
Questa reazione ideale non genera CO2 diretta, analogamente alla combustione di idrogeno puro. La combustione reale può però formare sostanze nocive; l’ammoniaca stessa è tossica e richiede una gestione sicura.
L’ammoniaca liquida si conserva a temperature e pressioni molto meno estreme dell’idrogeno liquido. L’analisi citata indica una densità energetica di 3,83 MWh/m³ contro 2,64 MWh/m³: circa il 45% in più per unità di volume, non per chilogrammo.
Nell’analisi citata del Kleinman Center, l’energia necessaria a liquefare l’idrogeno equivale al 44,7% dell’energia immagazzinata, alla temperatura di −253 °C (−423°F). Con le ipotesi del modello, le perdite nello stoccaggio stagionale potevano arrivare al 79%. I risultati dipendono da durata e tecnologia; il raffreddamento attivo può limitare l’evaporazione.
Secondo la stessa analisi, l’ammoniaca può essere liquefatta raffreddandola sotto −33 °C a pressione atmosferica oppure aumentando la pressione oltre 7,5 bar a 20 °C. Il rendimento vicino al 99% riguarda soltanto questo passaggio, non l’intera catena dall’elettricità al combustibile e ritorno.
Infrastruttura esistente
L’ammoniaca viene già prodotta su larga scala, soprattutto per fertilizzanti e anche per plastiche ed esplosivi. Esistono quindi processi industriali e filiere. La produzione convenzionale dipende tuttavia fortemente da materie prime ed energia fossili. È fra le sostanze chimiche industriali più prodotte al mondo.
Un’economia dell’ammoniaca a basse emissioni farebbe soprattutto uso di ammoniaca verde prodotta con energia rinnovabile. Questa si distingue dalle seguenti altre vie produttive:
- Ammoniaca grigia o marrone: produzione da materie prime fossili senza cattura della CO2.
- Ammoniaca blu: produzione fossile con cattura della CO2. L’impatto climatico dipende anche dalla quota catturata e dalle fughe di metano.
- Ammoniaca rosa: produzione con energia nucleare. I colori non sono usati in modo uniforme; giallo può indicare anche altre vie.
- Ammoniaca turchese: l’idrogeno ottenuto dalla pirolisi del metano viene convertito in ammoniaca. Il carbonio solido prodotto può essere stoccato o utilizzato in prodotti adatti.
L’analisi cita circa 5.000 km di condotte per ammoniaca negli Stati Uniti, contro 490.000 km di gasdotti ad alta pressione. L’infrastruttura esistente è utile, ma l’espansione richiede materiali idonei e misure di sicurezza. Non si può definire l’ammoniaca genericamente non corrosiva: compatibilità dei materiali e tensocorrosione sono importanti, pur essendo problemi diversi dall’infragilimento da idrogeno.
Servirebbero grandi investimenti in produzione e infrastrutture. Nello scenario citato, sostituire metà del consumo mondiale di gas naturale richiederebbe circa venti volte l’attuale produzione di ammoniaca. È un’indicazione della scala dello scenario, non una previsione produttiva.
La tabella del Kleinman Center confronta diverse catene di stoccaggio. Per l’ammoniaca indica circa il 42,5–52,3% di energia recuperata dopo sette giorni e il 41,8–51% dopo 182 giorni. Il limite superiore dell’84% riguarda l’idrogeno compresso, non l’ammoniaca. I valori descrivono la catena modellata fino all’energia dell’idrogeno recuperato, non necessariamente l’elettricità restituita alla rete.
Le limitazioni dell’ammoniaca
La combustione reale dell’ammoniaca può produrre ossidi di azoto (NOx), ammoniaca incombusta e protossido di azoto (N2O). I NOx danneggiano la qualità dell’aria. N2O è un gas diverso: nel valore centennale utilizzato dall’EPA, il suo potenziale di riscaldamento per chilogrammo è circa 273 volte quello della CO2. Quel numero non vale per tutti i NOx.
Sono state proposte diverse soluzioni, tra cui:
- Bruciare ammoniaca verde con combustibili fossili. Questo non elimina automaticamente tutte le emissioni.
- Miscelare ammoniaca e idrogeno per favorire la combustione.
- Scindere l’ammoniaca in azoto e idrogeno secondo necessità nel luogo d’impiego, per esempio in una stazione di rifornimento. Il processo è chiamato cracking.
- Usare sistemi di celle a combustibile adatti per produrre elettricità e alimentare un motore elettrico, direttamente dall’ammoniaca oppure dopo la conversione in idrogeno.
- Ridurre i NOx tramite trattamento dei gas di scarico. Un esempio è la catalisi ad accumulo di NOx con platino, palladio o rodio. Non tutte le soluzioni richiedono questi metalli: si usano anche zeoliti al rame e catalizzatori SCR contenenti vanadio. Costi e fabbisogni di materiali dipendono dal sistema.
Il vantaggio climatico richiede quindi il controllo delle emissioni produttive, dei NOx, del N2O e delle perdite di ammoniaca durante l’uso. È scorretto trattare tutti i NOx come un unico gas serra con lo stesso potenziale di riscaldamento.
L’ammoniaca come vettore di idrogeno
L’ammoniaca può essere scissa nuovamente in azoto e idrogeno. Può quindi servire da vettore dell’idrogeno anche dove la combustione diretta non è adatta.
In questa catena l’ammoniaca serve per stoccaggio e trasporto, oltre che per alcuni impieghi diretti. Dopo il cracking, l’idrogeno può essere purificato ed eventualmente compresso per una cella a combustibile o un motore compatibile. Anche questi passaggi consumano energia.
A seconda del progetto e dell’impiego, questo può offrire i seguenti vantaggi:
- Condizioni di liquefazione meno estreme rispetto all’idrogeno, con la possibilità di usare energia rinnovabile nella produzione.
- L’energia rinnovabile a basso costo durante i periodi di sovrapproduzione (sole intenso e vento) può essere usata per ridurre i costi complessivi di produzione del carburante.
- Conservare combustibile per mesi può migliorare la resilienza di energia e trasporti. Una scorta può aiutare ambulanze e filiere durante un’interruzione elettrica, purché restino operativi anche impianti e distribuzione del combustibile.
- Conservare gli eccessi dei mesi soleggiati o ventosi per i periodi con minore produzione rinnovabile.
Una contrapposizione netta fra economia dell’ammoniaca ed economia dell’idrogeno può quindi essere fuorviante.
Uno scenario possibile è una combinazione di ammoniaca e idrogeno, con ogni vettore impiegato dove le sue caratteristiche sono più adatte:
- Ammoniaca per il trasporto del vettore energetico, lo stoccaggio di lunga durata e l’impiego di eccedenze elettriche temporanee.
- Idrogeno per uso diretto, stoccaggio più breve e alcuni processi industriali, come la produzione di acciaio. L’impiego nei motori aeronautici richiede ulteriore sviluppo tecnico.
Anche le centrali nucleari potrebbero contribuire a ridurre le emissioni fornendo energia a basse emissioni di carbonio per l’ammoniaca rosa, insieme all’elettrificazione dei trasporti.
Il percorso verso un’economia dell’ammoniaca
I tempi di un’adozione diffusa restano incerti. Gli studi discussi nel 2023 descrivevano la produzione verde su larga scala come seconda generazione, potenzialmente dal 2030 in avanti. Era uno scenario di sviluppo, non una data certa per il successo commerciale.
Una produzione più efficiente tramite riduzione elettrochimica diretta era descritta nello scenario come terza generazione verso la fine degli anni 2030. Tecnologia ed elettrocatalizzatori adatti erano ancora in sviluppo.
Fonte: Science Direct
Le aspettative sull’ammoniaca verde erano elevate. Una previsione di mercato del 2023 stimava una crescita da circa 300 milioni di dollari nel 2023 a 17,9 miliardi nel 2030, pari a circa il 72,9% annuo composto. Si trattava di una stima storica, non di crescita realizzata o garantita.
Cinque società legate all’ammoniaca verde e all’idrogeno
L’elenco riguarda imprese dell’ammoniaca verde o dell’idrogeno verde. Anche grandi produttori di ammoniaca esistenti, come CF Industries Holdings, Inc. (CF ) (CF) e Yara International ASA (YAR.OL), possono essere rilevanti quando riducono le emissioni dei propri processi.
1. Aker Horizons ASA (AKH.OL)
Nel 2023 Aker Horizons era una società dell’energia verde nel gruppo norvegese Aker. Il gruppo operava fra l’altro nelle rinnovabili, nelle attività marittime e offshore.
Fonte: Aker
Aker Horizons era una holding con partecipazioni nelle rinnovabili, nella cattura della CO2 e nello sviluppo di progetti per l’idrogeno.
Fonte: Aker
La società sviluppava progetti per idrogeno e ammoniaca verde, anche per ridurre le emissioni della navigazione artica. Lo sviluppo non significava che tutti gli impianti previsti fossero già produttivi.
Fonte: Aker
Non era una società esclusivamente dell’ammoniaca. Il portafoglio copriva varie fasi, dall’elettricità rinnovabile all’idrogeno e alla prevista sintesi di ammoniaca. L’articolo citava anche energia dai rifiuti in Francia, biomassa in Germania e cattura della CO2 in Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti.
La tesi d’investimento dell’articolo del 2023 era che questa varietà offrisse esposizione a più tecnologie e regioni. Realizzazione e finanziamento dei progetti rimanevano decisivi.
2. Plug Power Inc. (PLUG)
Plug Power (PLUG ) opera nelle celle a combustibile e nell’idrogeno verde. L’articolo citava storicamente oltre 40.000 carrelli elevatori con le sue celle e ricavi pari a otto volte quelli del 2013. Sviluppava anche produzione, logistica, consegne di idrogeno e sistemi elettrici su larga scala.
Fonte: Plug Power
Nella presentazione di ottobre 2023, Plug prevedeva che l’aumento di scala riducesse il costo medio dell’idrogeno consegnato da circa 10 a 4 dollari al chilogrammo entro il 2027. L’articolo descriveva l’aumento previsto dei volumi come circa quattordici volte. Erano obiettivi, non risultati raggiunti.
Fonte: Plug Power
Plug era in perdita e investiva nell’espansione. La presentazione indicava un aumento del 1.900% della capacità di fabbricare apparecchiature dal 2020, non una produzione effettiva di idrogeno aumentata diciannove volte. I ricavi previsti nel secondo semestre 2023 erano circa 730 milioni di dollari contro circa 470 milioni nel primo; non era un raddoppio già realizzato. Il Nord America costituiva una parte importante di attività e piani.
Plug proponeva l’idrogeno come carburante per trasporti e possibile complemento dei veicoli elettrici. Produzione nei momenti adatti e utilizzo nelle celle possono offrire flessibilità, ma comportano ulteriori perdite energetiche.
Fonte: Plug Power
La crescita degli impieghi di idrogeno e ammoniaca poteva aumentare la domanda dei prodotti Plug. La società puntava soprattutto su idrogeno e celle a combustibile, ma la presentazione comprendeva anche un progetto finlandese in sviluppo con produzione di ammoniaca. Non era quindi corretto escludere qualsiasi coinvolgimento diretto nell’ammoniaca.
L’articolo considerava la società una possibile esposizione all’idrogeno, con o senza ammoniaca come vettore di trasporto. I risultati dipendono da costi produttivi, logistica, stoccaggio, domanda e finanziamento.
3. Ballard Power Systems Inc. (BLDP)
Ballard è un altro produttore di celle a combustibile, e un pioniere della tecnologia con il suo primo autobus a celle a combustibile nel 1993.
Nel giugno 2023 Ballard puntava su autobus, camion, treni e tram, navi, macchine minerarie ed edili e generazione elettrica. Prevedeva un contributo maggiore dei camion entro il 2025 e circa il 50–60% dei ricavi dall’Europa, seguita dal Nord America con circa il 25%. Era la composizione attesa all’epoca.
Ballard stimava per il 2030 un mercato potenziale di circa 7,5 miliardi di dollari per le celle a combustibile dei camion, all’interno di un mercato complessivo dei camion di circa 195 miliardi. La stima sulle celle era quasi pari agli altri impieghi della tabella sommati, non a tutti gli usi mondiali dell’idrogeno.
Fonte: Ballard
Lunga autonomia e rifornimento rapido possono rendere le celle interessanti per alcuni trasporti pesanti. Sulle linee ferroviarie non elettrificate possono evitare l’installazione di linee aeree di alimentazione. L’idoneità dipende da percorso e infrastruttura dell’idrogeno; si parla di rifornimento, non di ricarica rapida delle batterie.
Fonte: Ballard
Un esempio concreto era il contratto dell’8 dicembre 2022 con Amogy per inizialmente tre celle marittime FCwave da 200 kW ciascuna. Il sistema Amogy scinde l’ammoniaca in idrogeno; le celle PEM non ricevono direttamente ammoniaca.
L’articolo vedeva nei trasporti pesanti una possibile opportunità per Ballard con l’espansione dell’economia dell’idrogeno. Il mercato dipende da infrastrutture, costi e ordini, non è una conseguenza automatica del sostegno politico.
4. FuelPositive Corporation (NHHHF)
FuelPositive sviluppava il sistema modulare FP300 in container per produrre ammoniaca verde in loco, inizialmente in agricoltura. Le specifiche indicate erano fino a 300 kg al giorno, circa 100 tonnellate metriche annue, con un prezzo base iniziale di 950.000 dollari canadesi. Il prezzo finale dipendeva dalla configurazione.
Fonte: Fuel Positive
L’azienda usava come esempio una fattoria di 1.800 acri, circa 728 ettari. Nella sua presentazione un impianto solare da circa 1 MW con accumulo occupava indicativamente 1,5 acri, circa 0,61 ettari. Era un esempio aziendale, non una garanzia che tale superficie alimenti la produzione in ogni clima.
Fonte: Fuel Positive
FuelPositive stimava costi operativi di circa 560 dollari canadesi per tonnellata, secondo il prezzo dell’elettricità. Non era il costo completo incluso l’acquisto dell’impianto. La produzione locale poteva ridurre l’esposizione alle oscillazioni di mercato, ma non eliminare ogni rischio. L’articolo menzionava un prezzo storico dell’ammoniaca fino a 1.350 dollari per tonnellata in un determinato periodo.
Fonte: BusinessAnalitIQ
L’azienda era in una fase iniziale nel 2023. All’assemblea annuale, formalizzare i primi trenta ordini e avviare un nuovo stabilimento all’inizio del 2025 erano obiettivi. Questo non dimostrava trenta ordini già confermati. La prima consegna a marzo o nella primavera 2024 era allora prevista, non già completata.
L’articolo sottolineava il progetto modulare, che poteva favorire produzione distribuita e fabbricazione standardizzata degli impianti.
FuelPositive sviluppava una collaborazione con Cipher Neutron, che sviluppava elettrolizzatori con membrana a scambio anionico senza metalli del gruppo del platino.
Il primo mercato era quello dei fertilizzanti. L’uso come carburante per macchine agricole richiederebbe motori o sistemi a idrogeno compatibili e infrastrutture adatte.
L’approccio distribuito e modulare poteva servire in futuro anche il mercato dell’ammoniaca come vettore energetico. I fertilizzanti offrivano il primo ambito di sviluppo commerciale prima di impieghi energetici più ampi.
5. AmmPower Corp. (AMMPF)
AmmPower sviluppava anch’essa impianti modulari, con una capacità progettata IAMM di quattro tonnellate metriche al giorno. Puntava a fattorie oltre 10.000 acri, circa 4.047 ettari, e a industrie come tessile, refrigerazione, miniere, farmaci e semiconduttori. La capacità nominale non dimostrava una vasta base di impianti già installati.
Fonte: AmmPower
L’articolo citava allora ordini potenziali a breve per 30 milioni di dollari e opportunità di vendita per 690 sistemi in 52 paesi. Erano prospettive commerciali, non contratti confermati o ricavi realizzati.
La stima di 360 dollari per tonnellata riguardava soltanto l’elettricità, non i costi complessivi di produzione, manutenzione e capitale.
L’approccio modulare puntava a consegne in meno di un anno, contro tre o quattro per alcuni progetti convenzionali. Era un obiettivo di sviluppo; i tempi effettivi dipendevano anche dal progetto e dalle autorizzazioni.
Il 15 giugno 2023 AmmPower annunciò un accordo di joint venture con CTEC Energy Sales USA per utilizzare rifiuti nella produzione di ammoniaca. Il percorso proposto impiegava idrogeno ed elettricità dai rifiuti per alimentare gli impianti di sintesi IAMM.
L’articolo citava anche il progetto di una controllata separata per il cracking dell’ammoniaca in idrogeno, con ricerca autonoma di finanziamenti. La tecnica era in sviluppo, non dimostrata su scala commerciale.
AmmPower puntava a clienti industriali e grandi fattorie con accesso relativamente maggiore al capitale. Sintesi e cracking dell’ammoniaca potevano offrire opportunità nel mercato dell’idrogeno, ma l’espansione dipendeva da finanziamenti, progressi tecnici e ordini effettivi.
