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NUOVE RISORSE

da combustibili fossili (solo il 4% proviene da elettrolisi)
è intorno a 1,25-2,5 dollari/kg, con notevole produ-
zione di CO (che occorre valutare come costo). Ri-
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sulta nettamente più conveniente rispetto all’idrogeno
da rinnovabili, valutato per la Germania intorno a 7-8
euro/kg al sito di localizzazione dell’elettrolizzatore.
Per abbassare il prezzo dell’H2 verde da elettrolisi
(ritenuta da molti la soluzione vincente rispetto ad al-
tre tecnologie, che non sono tuttavia da trascurare)
occorre una drastica riduzione dei costi degli elettro-
lizzatori e della produzione di elettricità rinnovabile,
insieme a un aumento delle sue ore equivalenti (load
factor). A livello globale il load factor è di poco supe-
Tabella 1 pro e i contro delle celle a combustibile e sulle possi- riore alle 1.000 ore/anno per il fotovoltaico e alle 2.000
bili soluzioni alternative all’elettrolisi, sfi orate nelle di- per l’eolico, con punte di valori superiori al doppio in
scussioni ma importanti da considerare per gli scenari località particolari.
futuri. Al convegno di Abu Dhabi sono stati riportati scenari
più o meno ottimistici, con un aumento della capaci-
Caratteristiche dell’idrogeno tà degli elettrolizzatori dagli attuali 10 MW fi no ai 100
MW in un decennio e ai 1.000 MW più in là nel tem-
Vale la pena di riportare le principali caratteristiche po, con aumenti dell’effi cienza e crollo dei costi a 200
energetiche dell’idrogeno allo stato gassoso e liqui- dollari/MW (meno di un quinto degli attuali) al 2050.
do comparate a quelle del metano (vedi Tabella 1), Rimanendo al 2030, con 500 euro/kW (un dimezza-
tralasciando di riportare dati sui campi di infi ammabi- mento rispetto a oggi per i costi degli elettrolizzatori),
lità, energia di attivazione e coeffi ciente di diffusione si potrebbe anche in Germania arrivare intorno a 3
che pongono ancora grandi sfi de per l’uso di questo euro/kg per l’idrogeno, sfruttando un load factor di
vettore. 4.500 ore in prossimità di grossi impianti offshore. Se-
Dato il suo basso peso specifi co, il contenuto ener- condo altri, invece, con 2.000 ore/anno di load factor
getico per unità di volume dell’idrogeno sia allo stato e 45 euro/MWh per le rinnovabili, si rimarrebbe intor-
liquido sia gassoso – pur essendo alto per unità di no ai 5 euro/kg.
peso – risulta notevolmente penalizzato rispetto al Anche supponendo nel medio termine di poter utiliz-
metano, e allo stato liquido ben inferiore a quello della zare l’idrogeno a bocca di elettrolizzatore a 3 euro/
benzina. kg, con una trasformazione in elettricità con effi cienza
Il problema di ingombro per serbatoi a pari contenuto intorno al 50% si avrebbe un costo del puro combu-
energetico risulta quindi di notevole impatto e una ri- stibile (al quale vanno aggiunti gli oneri di capitale e i
duzione dei volumi a pressioni intorno ai 700 bar della costi di O&M dell’impianto) di 180 euro/MWh rispetto
nuova legislazione italiana comporta costi e pesi per ai 28 euro/MWh del metano, ora in Italia attorno ai 14
nuovi serbatoi fi ssi e mobili. La liquefazione implica euro/MWh per alimentare cicli combinati.
notevoli consumi energetici per l’ottenimento di H2 Considerando il suo basso peso specifi co, servono
allo stato liquido (circa 1/3 del contenuto energetico più di 3 Normal metri cubi di idrogeno per avere la
dell’idrogeno) oltre ai consumi legati al trasporto per stessa energia di un Normal metro cubo di metano. In
mantenere una temperatura inferiore a – 253 °C. miscele di metano con il 10% in volume di idrogeno,
quest’ultimo apporta quindi un contributo in energia

Considerazioni finali del 3,1%; una miscela al 20% di idrogeno contribui-
rebbe con un 6,3% in energia, riducendo quindi il po-
I possibili molteplici e pervasivi utilizzi dell’idrogeno e tere calorifi co della miscela metano/H2 di oltre il 13%
la necessità per il sistema elettrico di compensare la rispetto al puro metano.
non programmabilità di fotovoltaico ed eolico, sempre Sempre a causa del suo basso peso specifi co, e
più importanti nel settore della generazione, hanno tralasciando i problemi di corrosione/sicurezza, il
portato a riconsiderare l’economia dell’idrogeno di cui trasporto dell’idrogeno allo stato gassoso è ad oggi
si parla da decenni ma con situazioni al contorno ora costoso, così come quello allo stato liquido (-253
cambiate. °C) che richiederebbe circa 1/3 dell’energia con-
Occorre però basarsi su numeri, dati e fatti prima di tenuta in 1 kg di idrogeno per la sola liquefazione.
fare previsioni troppo ottimistiche per i tempi di realiz- Lascio a un prossimo articolo considerazioni sull’uso
zazione di una sicura e matura era dell’idrogeno. Ciò dell’idrogeno per i trasporti e la sua futura possibile
non toglie l’obbligo di investimenti in ricerca ed espe- competitività con l’auto elettrica o con altri carburanti
rienze prototipali lungo tutta la catena dalla produzio- verdi; sarà il mercato a defi nire le quote relative, ma si
ne, trasporto ed utilizzo per verifi care la competitività notano in servizio i primi treni a idrogeno su linee non
con altre tecnologie e la velocità di penetrazione. elettrifi cate, oltre ad autovetture (una immatricolata in
Tra l’altro, occorrono opportune verifi che per i pro- Italia nel 2019). Chiaramente si ha una situazione at-
blemi di corrosione e infragilimento da idrogeno su tuale di alto prezzo del veicolo, un suo elevato peso
strutture esistenti e per quelli di sicurezza con relativi per le bombole e una assenza di stazioni H2, sebbe-
standard; e ciò richiederà tempi adeguati. ne siano in progetto nuovi distributori sulle autostra-
Come detto, l’attuale costo di produzione di H2 nero de verdi (vedi anche il Brennero). La rappresentante

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