L’idrogeno è il gas più abbondante dell’universo, ma sulla Terra si trova quasi sempre legato ad altri elementi. Nell’acqua, negli idrocarburi, nella materia organica. Per usarlo come vettore energetico occorre prima estrarlo e il metodo di estrazione determina il suo impatto ambientale. Da qui nasce la classificazione per colori, che descrive il processo con cui viene prodotto.

L’idrogeno grigio è oggi il più diffuso, con circa il 95% della produzione mondiale. Si ricava dal gas naturale attraverso il processo detto steam reforming, che produce idrogeno e anidride carbonica, quest’ultima rilasciata interamente in atmosfera. L’idrogeno blu usa lo stesso processo ma cattura la CO2 e la stocca nel sottosuolo invece di emetterla. L’idrogeno verde si produce in modo completamente diverso, attraverso l’elettrolisi dell’acqua alimentata da energia rinnovabile. La molecola d’acqua viene scissa in idrogeno e ossigeno senza produrre CO2. Esistono altre varianti, come il turchese, ottenuto dalla pirolisi del metano con carbonio solido come sottoprodotto e il rosa, prodotto da elettrolisi alimentata da energia nucleare. Sono tecnologie ancora sperimentali o di nicchia.

Quando si parla di idrogeno nella transizione energetica, si intende quasi sempre idrogeno verde. Gli altri tipi sono fasi di passaggio o compromessi tecnici, utili in contesti specifici ma lontani da un sistema energetico decarbonizzato.

Il problema che l’idrogeno verde è chiamato a risolvere, riguarda una limitazione strutturale delle rinnovabili. Il solare produce nelle ore diurne, con picchi estivi. L’eolico è per natura intermittente. Questi profili di generazione raramente coincidono con la curva della domanda, che ha picchi serali e variazioni stagionali importanti. I sistemi BESS, le grandi batterie oggi installate nelle reti elettriche e ampliamente discussi in precedenti articoli, gestiscono bene il bilanciamento nell’arco di ore o di un giorno. Su quella scala temporale sono maturi, efficienti e in rapida diffusione.

Lo stoccaggio stagionale è un problema di ordine di grandezza diverso. Accumulare in estate l’energia solare per usarla in inverno, su scala di rete, richiede capacità che le batterie elettrochimiche non possono fornire in modo economicamente sostenibile. Le batterie scalano aggiungendo celle e il costo cresce linearmente con la quantità di energia da stoccare. Per finestre temporali di settimane o mesi, l’approccio non regge.

Qui entra il concetto di densità energetica, cioè quanta energia si riesce a immagazzinare per unità di peso o di volume. Un chilogrammo di idrogeno contiene circa 33,6 kWh di energia (fonte). Una batteria litio-ione tipica ne contiene tra 0,25 e 0,73 kWh per chilogrammo (fonte). Il divario è di due ordini di grandezza. Detto in modo diretto, per stoccare la stessa quantità di energia, una batteria pesa decine di volte di più dell’idrogeno. Questo non è un problema rilevante quando si installa un BESS in una centrale, dove il peso non è un vincolo critico. Diventa invece determinante quando si ragiona su volumi di stoccaggio stagionale, su trasporto pesante a lunga distanza o su settori industriali dove serve energia concentrata in poco spazio.

Il limite principale dell’idrogeno verde è il rendimento del ciclo completo. Produrre idrogeno per elettrolisi, comprimerlo, stoccarlo e riconvertirlo in elettricità comporta perdite a ogni passaggio. Il rendimento complessivo si colloca tra il 30 e il 40% con le tecnologie commerciali attuali (fonte), contro il 90-95% dei sistemi BESS ione/litio. Per ogni 100 kWh rinnovabili impiegati per produrre idrogeno, se ne recuperano tra 30 e 40 al momento della riconversione in elettricità. Questo dato non esclude l’idrogeno, ma definisce dove ha senso usarlo. Per applicazioni di breve termine, dove l’efficienza di ciclo è critica, le batterie restano la scelta corretta. Per lo stoccaggio stagionale, o per i settori industriali hard-to-abate, quelli dove l’elettrificazione diretta è tecnicamente impossibile, l’idrogeno verde è oggi l’unica alternativa concreta ai combustibili fossili.

Acciaierie, cementifici, produzione di ammoniaca per i fertilizzanti, trasporto marittimo e aereo a lunga distanza, in questi ambiti la decarbonizzazione attraverso l’elettricità diretta è impraticabile. L’idrogeno verde, usato come combustibile o come materia prima di processo, è in questi casi la strada percorribile.

Sul fronte dei costi, il prezzo di produzione dell’idrogeno verde si colloca oggi tra 3,8 e 11,9 dollari al chilogrammo, a seconda del contesto e del costo dell’elettricità rinnovabile disponibile (fonte). L’idrogeno grigio costa tra 1,5 e 6,4 dollari al kg. Il differenziale è ancora significativo. Le roadmap industriali puntano a scendere sotto i 2 dollari al kg entro il 2030, grazie all’economia di scala degli elettrolizzatori e alla riduzione del costo del fotovoltaico e dell’eolico.

In Italia, la Strategia Nazionale dell’Idrogeno pubblicata dal MASE nel novembre 2024, prevede i primi progetti operativi entro il 2026, finanziati dal PNRR, con l’obiettivo di creare ecosistemi locali di produzione e consumo, le cosiddette Hydrogen Valley (fonte). In Germania, il progetto GET H2 Nukleus punta a un elettrolizzatore da 100 MW a Lingen con una rete dedicata di circa 130 km per rifornire i clienti industriali della regione (fonte).

Il quadro finale è semplice, i sistemi BESS e l’idrogeno verde rispondono a esigenze diverse su scale temporali diverse. Le batterie gestiscono il bilanciamento orario e giornaliero con alta efficienza e risposta rapida. L’idrogeno affronta lo squilibrio stagionale e alimenta i processi industriali che l’elettrificazione diretta non può raggiungere. Considerare le due tecnologie come alternative equivalenti, significa applicare uno schema sbagliato a un problema che ha struttura diversa. L.L.