Idrogeno: una partnership innovativa per sviluppare lo stoccaggio sotterraneo

Dal 2023 Air Liquide collabora con Geostock, una società internazionale di ingegneria (parte del Gruppo VINCI) specializzata nello stoccaggio sotterraneo di energia. La partnership è nata dal desiderio di entrambe le aziende di sviluppare una tecnologia per lo stoccaggio di idrogeno gassoso in grandi quantità. Un ambizioso obiettivo reso possibile dalle competenze complementari delle due aziende.

La partnership tra Geostock e Air Liquide si propone di contribuire alla decarbonizzazione, in particolare dell'industria e della mobilità. Esistono diverse soluzioni per favorire la progressiva sostituzione dei combustibili fossili come la produzione e l’impiego di energia rinnovabile oppure la produzione su larga scala di vettori energetici che possono essere stoccati, come l’idrogeno. Quest’ultimo può essere utilizzato direttamente come vettore energetico oppure stoccato prima di essere riutilizzato per generare elettricità tramite turbine a gas (power to power). Sviluppare una catena di approvvigionamento dell’idrogeno - con particolare attenzione alla fase di stoccaggio - risulta quindi fondamentale.

Una soluzione chiave è lo stoccaggio sotterraneo o geologico, come spiega Jean-Claude Joyeux, Hydrogen Solutions Development Director di Air Liquide: "Oggi l'idrogeno viene stoccato in superficie in forma liquida o gassosa e in quantità limitate. Attualmente stocchiamo circa 150 tonnellate di idrogeno per sito, che possono arrivare a 300 tonnellate per l'idrogeno gassoso. Quando la produzione di idrogeno aumenterà, avremo bisogno di stoccare quantità considerevoli - migliaia o addirittura milioni di tonnellate - in vari siti del mondo. Lo stoccaggio sotterraneo è quindi l'opzione migliore".

Elodie Zausa, Responsabile Sviluppo e Vendite di Geostock, concorda: "Le soluzioni sotterranee consentono di stoccare quantità molto elevate di idrogeno. Ad esempio, una caverna mineraria rivestita, ovvero una galleria scavata nella roccia naturale dall'uomo e poi rivestita, può contenere da 200 a 1.000 tonnellate di idrogeno. In una caverna salina se ne possono immagazzinare tra le 5.000 e le 10.000 tonnellate e in un mezzo poroso ancora di più, tenendo presente che un singolo sito può comprendere diverse caverne, a seconda della geologia, che determinerà anche la tecnica da utilizzare."
 

Stoccaggio dell’idrogeno in caverne rivestite

Esistono diversi tipi di stoccaggio energetico sotterraneo: caverne saline, caverne minerarie, mezzi porosi (giacimenti di idrocarburi esauriti o falde acquifere). L'idrogeno è già immagazzinato in caverne saline e Air Liquide gestisce una di queste negli Stati Uniti dal 2017. "Le caverne saline sono una soluzione che vale la pena prendere in considerazione, perché la tecnologia è la più collaudata e la più conveniente", spiega Elodie Zausa. "Diamo la priorità a questo approccio ovunque sia possibile, ma richiede la presenza di formazioni saline, cosa che non è necessariamente presente in tutte le regioni. Una caverna di sale si crea lavando via uno strato di sale (iniettando acqua attraverso un foro nella formazione salina per scioglierla e creare una cavità). In generale, una caverna di sale si trova tra i 500 e i 2.000 metri sotto la superficie e ha un volume di diverse centinaia di migliaia di metri cubi".

Per soddisfare la crescente necessità di stoccaggio dell'idrogeno, è necessario esplorare altre soluzioni. La partnership tra Geostock e Air Liquide si concentra sullo stoccaggio in caverne minerarie rivestite, una soluzione tecnologica che può essere sviluppata in aree dove non c'è sale.

Elodie Zausa aggiunge: "Per poter immagazzinare idrogeno gassoso in grandi quantità, è necessario stoccarlo ad alta pressione. Tuttavia, nelle caverne scavate, che hanno una profondità di poche decine di metri, la pressione massima accettabile è di pochi bar. È quindi necessario applicare un rivestimento per garantire la tenuta stagna dello stoccaggio. La resistenza alla pressione è fornita dalla roccia stessa, che varia a seconda della sua durezza". Le rocce dure come il granito e il calcare sono le migliori e consentono di raggiungere una pressione di almeno 150-200 bar. Jean-Claude Joyeux spiega: "Una volta scavata la roccia, viene steso uno strato di calcestruzzo per levigare la roccia e consentire il montaggio del rivestimento, assicurando l'impermeabilità della caverna. La nostra partnership unisce l'esperienza di Geostock nello stoccaggio sotterraneo e quella di Air Liquide in una gamma di materiali compatibili con l'idrogeno".

Una soluzione vantaggiosa e innovativa

Lo stoccaggio sotterraneo presenta numerosi vantaggi, a cominciare dalla ridotta impronta di carbonio e dalle potenziali economie di scala, fino ai potenziali luoghi di stoccaggio sotterraneo. "Gli impianti di stoccaggio sotterranei possono essere installati quasi ovunque", afferma Elodie Zausa.

Nonostante i numerosi vantaggi, lo stoccaggio sotterraneo presenta uno svantaggio, ovvero il volume di roccia che deve essere riciclato dopo lo scavo. Ma Elodie Zausa rimane positiva: "In alcune località, abbiamo già clienti interessati a utilizzare queste rocce per costruire strade, rinforzare dighe e altro ancora!".

Attualmente sono in fase di analisi diversi progetti e il primo dovrebbe essere lanciato nel 2026. Una volta completata la fase di progettazione e autorizzazione, i lavori di costruzione del progetto richiederanno dai tre ai quattro anni. Grazie a questa partnership, Air Liquide potrà accedere a una soluzione di stoccaggio dell'idrogeno su larga scala e a un'alternativa allo stoccaggio salino.

"Condividiamo i rischi tecnici e finanziari dello sviluppo di questa tecnologia. Come partner, ci proponiamo di andare più velocemente e più lontano insieme, di ottimizzare i costi e di rendere questa tecnologia accessibile il prima possibile", conclude Elodie Zausa.

Nei prossimi anni, lo sviluppo di queste nuove soluzioni di stoccaggio si rivelerà sempre più cruciale, vista la crescente domanda di idrogeno. In risposta a ciò, Air Liquide prevede di aumentare la propria capacità produttiva per raggiungere i 3 GW entro il 2030.