Idrogeno verde

La diffusione su larga scala dell’idrogeno verde deve fare i conti, tra le altre cose, con la considerevole quantità di acqua necessaria per il processo di elettrolisi, un aspetto particolarmente critico nelle aree geografiche caratterizzate da stress idrico. Per produrre idrogeno attraverso elettrolisi è necessaria una quantità significativa di acqua con un certo grado di purezza, alla quale si sommano ulteriori volumi richiesti per i processi di raffreddamento e per il trattamento preliminare dell’acqua stessa, facendo aumentare sensibilmente il fabbisogno idrico complessivo. In regioni aride o dove l’accesso all’acqua potabile è già limitato, questa richiesta diventa un fattore rilevante per la realizzazione di impianti su larga scala. Inoltre, l’acqua da utilizzare deve essere altamente pura: sali minerali, metalli pesanti o altri contaminanti presenti nell'acqua possono danneggiare le sensibili membrane elettrolitiche all’interno dell’elettrolizzatore, riducendone la durata operativa, aumentando la frequenza degli interventi di manutenzione e quindi i costi operativi complessivi, comportando la necessità di impianti di pretrattamento dell’acqua.

L’idrogeno è il vettore energetico più leggero che esista e la sua bassa densità volumetrica impone riflessioni sul suo trasporto e stoccaggio. Rispetto ad altri vettori energetici — come il gas naturale — l’idrogeno verde richiede tecnologie più avanzate per la compressione ed eventuale liquefazione o conversione in altri vettori chimici per facilitarne la distribuzione. L’idrogeno verde, infatti, si presenta inizialmente in forma gassosa, tipicamente a una pressione di circa 30 bar. Essendo un gas estremamente leggero e a bassa densità, ma anche altamente infiammabile, richiede particolare attenzione nella fase di stoccaggio e gestione. Attualmente, le modalità più comuni per lo stoccaggio dell’idrogeno gassoso includono serbatoi cilindrici a bassa pressione (circa 30 bar) o bombole ad alta pressione, con valori compresi tra 500 e 900 bar, utilizzate soprattutto nell’ambito della mobilità e del trasporto. Questi sistemi, basati sullo stoccaggio gassoso, sono più comuni e vantaggiosi rispetto allo stoccaggio criogenico dell’idrogeno liquido, poiché non richiedono il raffreddamento necessario per la liquefazione, che risulta più costoso ed energivoro.

L’idrogeno, infatti, può essere liquefatto solo a temperature estremamente basse, prossime ai –253 °C e mantenuto in appositi serbatoi criogenici. Il processo di liquefazione, però, è molto energivoro: sono necessari circa 15 kWh per ogni chilogrammo di idrogeno liquefatto (15 kWh/kgH₂). Questo comporta costi elevati sia in termini di consumo energetico, sia per la realizzazione di infrastrutture criogeniche altamente specializzate. Si stima che lo stoccaggio in forma gassosa sia da 10 a 25 volte meno costoso rispetto a quello in forma liquida, quando si considera il costo per chilogrammo di capacità stoccata (€/kgH₂) — questo rapporto varia comunque in funzione della scala, delle tecnologie impiegate e delle condizioni operative. Nonostante ciò, lo stoccaggio in forma liquida consente un’elevata densità energetica, riducendo di molto lo spazio occupato. Per questo, la liquefazione è generalmente giustificata solo in caso di trasporto su lunghissime distanze, oppure quando i vincoli di spazio rendono necessario comprimere al massimo il volume dell’idrogeno stoccato.

Integrare la produzione di idrogeno con le energie rinnovabili comporta diverse sfide, legate sia alla quantità di energia necessaria per far funzionare gli elettrolizzatori, sia alla continuità dell’alimentazione. Per quanto riguarda la quantità, l’idrogeno verde può essere prodotto solo se è disponibile una sufficiente quantità di energia rinnovabile. Ad esempio, per far funzionare in modo efficiente un elettrolizzatore da 1 megawatt, serve un impianto fotovoltaico di circa 3 megawatt. Inoltre, poiché le fonti rinnovabili come il sole e il vento non garantiscono una produzione continua e prevedibile, è spesso necessario affiancare un’integrazione dalla rete elettrica, attraverso contratti di acquisto (PPA) che garantiscano l’origine green dell’energia fornita. In questo contesto, per sostenere una crescita equilibrata del settore, sarà importante rivedere alcuni aspetti dell’Atto Delegato RED II, ovvero il principale riferimento normativo dell’Unione Europea in materia (integrato dalla successiva direttiva RED III, che prevede l'obiettivo di aumentare la quota di energie rinnovabili nel mix energetico dell'UE, portandola dal 32% al 42,5% entro il 2030 e spingendola poi verso il 45%). L’Atto RED II stabilisce i criteri affinché l’idrogeno e i suoi derivati possano essere classificati come RFNBO, cioè “Renewable Fuels of Non–Biological Origin”. Anche se ci sono alcune eccezioni che semplificano l’applicazione delle regole, i requisiti fondamentali previsti sono tre.

La prima sfida riguarda il costo, noto come LCOH (Levelized Cost of Hydrogen), che risulta più elevato rispetto ad altre fonti energetiche, come il gas naturale, principalmente a causa dell'alto impatto del costo dell'energia elettrica sul prezzo finale dell’idrogeno. Analizzando le principali componenti che influenzano il LCOH, emerge chiaramente che l’OPEX, ossia il costo di produzione dell’idrogeno verde, è sicuramente l’elemento più impattante. Seppur in minor percentuale, anche il CAPEX, cioè l’investimento iniziale richiesto (principalmente per l’elettrolizzatore), si conferma come una delle componenti rilevanti. A tal proposito, la stessa Strategia Nazionale Idrogeno sottolinea che «uno sviluppo del mercato e delle tecnologie porterà benefici in termini di economie di scala e ottimizzazione dei sistemi che condurranno a una riduzione del costo finale di produzione dell’idrogeno».

Questa previsione è confermata anche dal rapporto "Global Hydrogen Review 2023" dell’International Energy Agency (IEA), che prospetta una significativa riduzione dei costi di investimento degli elettrolizzatori (CAPEX), stimando un calo fino al 60—70% entro il 2030, rispetto ai valori registrati nel 2023. Sulla base di queste stime, la Strategia Nazionale Idrogeno evidenzia che, con il potenziamento delle infrastrutture di rete elettrica e la parallela riduzione dei CAPEX per gli elettrolizzatori, il LCOH potrebbe scendere al di sotto dei 6 €/kg già nei prossimi anni rispetto agli attuali 12—16 €/kg . Questo valore è calcolato senza considerare eventuali ulteriori miglioramenti tecnologici che potrebbero incrementare l’efficienza complessiva dei sistemi di elettrolisi. La scalabilità del settore richiede però incentivi economici e interventi regolatori — come sussidi, schemi di carbon pricing e investimenti in R&D — per migliorare le tecnologie di produzione e abbassare i costi. Secondo gli esperti, solo attraverso un impegno coordinato tra governi, industria e ricerca sarà possibile accelerare l’adozione dell’idrogeno verde e renderlo un pilastro centrale della transizione energetica.

La seconda grande sfida riguarda la domanda di idrogeno, che oggi appare ancora incerta e frammentata, rallentando lo sviluppo di un mercato consolidato. Gli operatori, di fronte a un quadro a oggi poco chiaro, sono tentati dal rinviare gli investimenti lungo tutta la filiera, non essendo in grado di valutarne con certezza la redditività sul lungo termine. In particolare, il nodo centrale è rappresentato dall’attuale limitata competitività economica dell’idrogeno verde rispetto ai combustibili fossili e all'idrogeno grigio: nell’industria, infatti, l’idrogeno grigio è ancora molto più conveniente e nella mobilità i concorrenti diretti sono i combustibili fossili, che restano opzioni a basso costo, almeno nel breve periodo. Senza un mercato strutturato, trasparente e affidabile, diventa difficile pianificare, negoziare contratti a lungo termine e costruire modelli di business sostenibili.

Un altro fattore critico riguarda la necessità di investimenti significativi per favorire l’utilizzo dell’idrogeno nei diversi settori. Nel comparto industriale, è spesso necessario aggiornare gli impianti produttivi esistenti, ad esempio adeguando i forni o i bruciatori, utilizzando blend tra idrogeno e gas naturale. Nel settore dei trasporti, invece, i costi per l’acquisto di nuovi mezzi alimentati a idrogeno sono ancora molto elevati — fino a quattro o cinque volte superiori rispetto ai veicoli tradizionali — e rappresentano una barriera all’adozione su larga scala. Queste criticità alimentano il cosiddetto “dilemma dell’uovo e della gallina”: l’offerta di idrogeno resta in attesa che si sviluppi una domanda concreta, mentre la domanda fatica a emergere senza infrastrutture e senza certezze sui costi. Il risultato è un rinvio sistematico delle decisioni di investimento, con il rischio di rallentare sensibilmente la transizione energetica. L’auspicio è che le barriere sulla domanda vengano presto affrontate in modo adeguato dalle politiche europee e nazionali, attraverso un intervento più deciso e mirato per stimolare il mercato e rendere l’idrogeno verde una leva concreta di decarbonizzazione.