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valutato in 14 exajoule (EJ = 10 J) la produzione
di idrogeno nel 2019, prospettando poco più di un
raddoppio nei consumi al 2050; Hydrogen Council
ha stimato invece un aumento di oltre 5,5 volte.
Per raggiungere una forte penetrazione dell’idroge-
no verde, i fattori fondamentali per una produzione
concentrata su elettrolisi sono: un basso costo del-
la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili
“vicine” e dedicate, il costo di investimento dell’im-
pianto di elettrolisi, la sua durata di vita, le ore di
utilizzo annue (non troppo elevate in molte località
a causa delle alimentazioni da fotovoltaico o eolico)
e i costi di esercizio, includendo i ricambi il cui am-
montare non sembra trascurabile.

Per la produzione di idrogeno
al 2050, IRENA ipotizza che 2/3
“provengano da grossi impianti
di elettrolisi superiori a 100 MW MW nel periodo 2030-2050). Figura 2
IRENA ipotizza al 2050 un costo degli impianti di elet-
alimentati da rinnovabili (H2 trolisi prossimo a 200 dollari/kW; con un load factor
verde) e 1/3 da H2 blu prodotto delle rinnovabili di 4.200 ore/ anno e un loro costo di
dalla reazione di metano con 20 dollari/ MWh l’idrogeno all’uscita dell’elettrizzatore
costerebbe 1,4 dollari/kg (impensabile in Italia).
CO da CCS. Questo, rispetto a Nel medio temine (intorno al 2030) Hydrogen Europe
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una produzione 2019 di H2 nero preconizza in Germania un costo dell’idrogeno intor-
da fonti fossili praticamente no a 3 euro/kg, con un CAPEX più che dimezzato a
500 euro/ kW, rendimento al 66% con elettrolizzatore
vicina al 99 per cento da 100 MW e 50 euro/MWh per l’energia da rinnova-
bili (eolico offshore con load factor di 4.500 ore/anno).
Secondo Siemens, invece, sempre al 2030 – con un
Per quanto riguarda la produzione di idrogeno al CAPEX dell’elettrolizzatore a 640 dollari/kW, O&M al
2050, IRENA ipotizza che 2/3 provengano da grossi 5 per cento/anno del CAPEX, un WACC dell’8,9%, Figura 3
impianti di elettrolisi di potenza superiore a 100 MW effi cienza del 75% e 50 dollari/
alimentati da fonti rinnovabili (“idrogeno verde”) e 1/3 MWh il costo dell’energia rinno-
da “idrogeno blu” prodotto in parte dalla reazione di vabile che alimenta l’impianto –
metano con CO da CCS (cattura da emissioni di cen- servirebbero per la produzione
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trali e impianti) e in parte da elettrolisi alimentata non dell’idrogeno 5,7 dollari/kg con
al 100% da FER. Questo rispetto a una produzione load factor di 2.000 ore/anno e
2019 di “idrogeno nero” da fonti fossili praticamente 4,3 dollari/kg con load factor di
vicina al 99 per cento. 4.000 ore/anno. In questo ulti-
Per quanto riguarda il costo attuale di “idrogeno nero” mo caso, la suddivisione dei co-
valutato nel punto di produzione, e quindi senza con- sti è indicata in Figura 3.
siderare il trasporto, nelle presentazioni è stato stima- Per la conversione di idrogeno
to nell’intervallo di 1,25-2,5 dollari/kg di H2. in energia elettrica Siemens ha
I costi di produzione con elettrolisi, illustrati da Hydro- dichiarato che tutte le sue turbi-
gen Europe, mostrano che a oggi con un CAPEX ne a gas heavy duty funzionano
dell’impianto di circa 1.200 euro/ kW, costi di O&M già con il 30% di idrogeno in
annuali pari al 2% del CAPEX, un costo di produzio- volume ed è impegnata ad alle-
ne di energia elettrica rinnovabile pari a 60 euro/MWh stire tutta la propria gamma di
con un load factor di 2.000 ore/anno (riferiti al Nord turbine a gas funzionanti con il
della Germania), il costo dell’idrogeno al sito di pro- 100% di idrogeno; lo stesso è
duzione con una discount rate dell’8% sarebbe di 7,8 stato affermato anche da GE.
euro/kg con un’effi cienza del 57% (58 kWh/kg di H2) In una visione in cui l’elettricità
rispetto al potere calorifi co inferiore. I contributi al co- prodotta nel 2050 proverrà al
sto del kgH2 verrebbero per il 45% dal CAPEX, per il 100% da fonti rinnovabili (il New
45% dall’energia elettrica e per il 10% da O&M. Deal europeo), con adeguati si-
Tutti gli interventi hanno sottolineato l’importanza di stemi di storage, bilanciamento
riduzione del CAPEX degli elettrolizzatori e l’aumen- e capacity market “verdi” il load
to dell’effi cienza legata anche al forte aumento della factor degli elettrolizzatori au-
taglie previste, che passerebbero dai circa 10 MW menterebbe, con riduzione dei
massimi attuali per singolo impianto ai 100 MW dopo costi dell’idrogeno da elettrolisi.
il 2025 (addirittura previsti da Siemens intorno a 1.000 Non entro in questa sede sui

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