HyCOMB — HYdrogen for Competitive Business

Con la crescente quota di energie rinnovabili non programmabili, la sfida energetica non consiste più solo nel produrre elettricità pulita, ma anche nel conservarla nel tempo e nell’adeguarsi ai profili reali della domanda. In questo scenario, l’idrogeno si distingue non tanto per la sua efficienza di ciclo completo, inferiore a quella dei sistemi elettrochimici, quanto per la sua capacità di fungere da mezzo di accumulo a lungo termine e di collegare elettricità, gas e calore. Questa natura multivettoriale rende l’idrogeno interessante nei contesti industriali, dove la flessibilità si misura non solo in termini di ore di scarica, ma anche nella possibilità di trasferire l’energia rinnovabile verso usi finali difficili da elettrificare, compreso il consumo termico. A differenza dei sistemi elettrochimici, particolarmente efficaci nel bilanciamento a breve termine, i sistemi di accumulo di energia a idrogeno (HES) consentono di immagazzinare grandi quantità di energia per periodi più lunghi, raggiungendo persino tempi di accumulo settimanali o stagionali. La catena elettrolisi-compressione-stoccaggio-utilizzo finale comporta delle perdite energetiche, ma introduce un vantaggio strutturale nella possibilità di trasformare l’energia rinnovabile in eccesso in una molecola che può essere immagazzinata, trasportata e utilizzata anche al di fuori del perimetro strettamente elettrico. Per questo motivo, l’idrogeno viene attualmente utilizzato come opzione di energia rinnovabile per lo stoccaggio di energia a lunga durata (LDES), specialmente nei sistemi energetici con elevata penetrazione delle energie rinnovabili. Nel progetto HyCOMB, questa logica assume una forma particolarmente rilevante, poiché l’idrogeno non viene considerato come un semplice prodotto dell’elettrolizzatore, ma come un nodo per l’accumulo e lo sfruttamento dell’energia fotovoltaica in un vero e proprio sistema industriale. HyCOMB mira a verificare la capacità del sistema di trasformare le eccedenze di energia elettrica da fonti rinnovabili in flessibilità operativa, riduzione del consumo di gas naturale e progressiva decarbonizzazione dei consumi termici nei siti industriali.

Gli elettrolizzatori a membrana a scambio anionico, o AEM, sono considerati una delle traiettorie più promettenti nello sviluppo dell’idrogeno verde, poiché mirano a combinare i punti di forza delle tecnologie alcaline e PEM. Da un lato, puntano a ridurre l’uso di catalizzatori nobili e materiali critici, mentre dall’altro mantengono una configurazione compatta e dinamicamente più flessibile rispetto all’elettrolisi alcalina tradizionale. In teoria, ciò li rende candidati ideali per sistemi distribuiti, modulari e integrati con fonti rinnovabili variabili. In pratica, tuttavia, il divario tra le buone prestazioni in laboratorio e l’affidabilità industriale rimane il vero banco di prova di questa tecnologia. Tra le questioni critiche figurano la stabilità chimica della membrana, la gestione dell’acqua, l’interfaccia elettrodo-membrana, il degrado in condizioni dinamiche e la difficoltà di mantenere prestazioni elevate senza accelerare l’invecchiamento. Nel contesto di HyCOMB, l’interesse per le AEM è finalizzato a convalidare una tecnologia emergente, potenzialmente più sostenibile e più adatta alle configurazioni modulari, integrandola in un sistema integrato. HyCOMB mira a verificare l’interoperabilità delle AEM con il resto dell’impianto e l’architettura digitale, convalidando al contempo il ruolo della tecnologia come strumento per la flessibilità del sistema.

La miscelazione di idrogeno e gas naturale è attualmente considerata una delle strategie più immediate per introdurre l’idrogeno nei sistemi esistenti senza attendere una conversione completa delle infrastrutture. Il suo punto di forza è evidente, poiché consente di utilizzare le reti, gli apparecchi e i servizi esistenti per ottenere una riduzione iniziale delle emissioni che alterano il clima e creare domanda di idrogeno rinnovabile. Tuttavia, la presenza di idrogeno nelle miscele di combustibile ne altera le proprietà fondamentali, tra cui la velocità di propagazione della fiamma, i limiti di infiammabilità, la densità energetica volumetrica, il comportamento di accensione e la dinamica delle emissioni, con effetti che dipendono fortemente dal tipo di infrastruttura e, soprattutto, dall’utente finale. Le sperimentazioni europee più note, come HyDeploy e THyGA, hanno dimostrato che molte applicazioni residenziali e commerciali possono tollerare miscele con percentuali di idrogeno anche significative, spesso fino a circa il 20% in volume, senza impatti significativi sulla sicurezza e sulle funzionalità di base. Allo stesso tempo, la letteratura sottolinea che la miscelazione non rappresenta una soglia valida per tutti i casi, poiché i materiali, le pressioni di esercizio, gli strumenti di misura, i componenti di rete e il tipo di bruciatore influenzano in modo significativo la fattibilità tecnica. Nel progetto HyCOMB, la questione tecnica più interessante riguarda le applicazioni termiche industriali, contesti in cui la miscelazione non è solo una questione di compatibilità con la rete, ma anche di stabilità della combustione, qualità della fiamma, trasferimento di calore e continuità operativa. Studi recenti dimostrano che l’idrogeno può migliorare alcuni aspetti della combustione, ma con l’aumentare della sua quota può anche accrescere la complessità del controllo dei bruciatori e generare effetti non lineari sulle emissioni, che variano da una tecnologia all’altra. È qui che i test in condizioni reali diventano essenziali per definire fino a che punto la miscelazione sia realmente gestibile, efficiente e sicura in un determinato sito industriale.

Nei complessi sistemi energetici industriali, il semplice monitoraggio dei consumi non è più sufficiente a garantire efficienza e sostenibilità. I moderni sistemi di gestione energetica si basano su modelli digitali avanzati, in grado di rappresentare dinamicamente il comportamento delle risorse energetiche e di supportare le decisioni operative in tempo reale. In questo contesto, l’approccio basato sul digital twin consente l’integrazione della generazione di energia rinnovabile, dei sistemi di accumulo e dei carichi industriali all’interno di un’unica architettura di controllo. L’evoluzione verso una logica di controllo predittivo consente di anticipare le condizioni operative del sistema, ottimizzando l’uso delle risorse energetiche sulla base di variabili quali la disponibilità di energia rinnovabile, la domanda interna, lo stato di carica dei sistemi di accumulo e i segnali della rete. Questo approccio non solo riduce i costi energetici, ma minimizza anche l’impronta di carbonio del sito produttivo, migliorando al contempo la flessibilità operativa. Nel progetto HyCOMB, questi principi vengono applicati alla gestione integrata del fotovoltaico, dei sistemi di accumulo elettrochimico e dell’elettrolisi per la produzione di idrogeno. La piattaforma HyCOMB-Cloud consente il coordinamento di diversi vettori energetici e l’ottimizzazione del funzionamento del sistema sulla base di molteplici obiettivi, tra cui l’efficienza, la sostenibilità e l’interazione con la rete elettrica. In questo modo, la gestione energetica si evolve da semplice strumento di monitoraggio a elemento centrale per la gestione intelligente dei sistemi energetici industriali.