L'idrogeno (H2) è l'elemento più abbondante dell'universo e porta con sé la promessa di un'energia pulita: brucia (o alimenta le celle a combustibile) producendo solo acqua come sottoprodotto. Ma l'idrogeno non si trova libero in natura: deve essere prodotto, e il modo in cui viene prodotto determina se è davvero "verde" o semplicemente spostare le emissioni altrove. L'idrogeno grigio (il 95% dell'idrogeno attuale) viene prodotto dal gas metano attraverso il reforming con vapore: produce 9-12 kg di CO2 per kg di H2 prodotto. L'idrogeno verde viene prodotto dall'elettrolisi dell'acqua alimentata da energia rinnovabile (eolico o fotovoltaico): zero emissioni dirette. Il costo attuale è il principale ostacolo: 4-8 euro per kg vs 1-2 euro per kg dell'idrogeno grigio.

La catena di valore dell'idrogeno verde: produzione, trasporto, uso

Produzione via elettrolisi: gli elettrolizzatori (tecnologie PEM, alcaline, SOEC) scompongono la molecola H2O in H2 e O2 usando elettricità. Efficienza attuale: 60-80% (per ogni kWh di elettricità in ingresso, si ottengono 0,6-0,8 kWh di idrogeno). Gli elettrolizzatori PEM (Polymer Electrolyte Membrane) sono i più adatti per abbinamento con le rinnovabili per la loro flessibilità e risposta rapida. Trasporto e stoccaggio: l'idrogeno ha la densità energetica volumetrica molto bassa. Per trasportarlo occorre o comprimerlo ad alta pressione (350-700 bar: energeticamente costoso), o liquefarlo a -253°C (energeticamente costoso), o convertirlo in ammoniaca (NH3: più densa, più facile da trasportare, ma richiede reconversione). Perdite lungo la catena: compressione, trasporto, decompressione consumano il 20-30% dell'energia dell'idrogeno. Questo significa che l'efficienza "well-to-wheel" dell'idrogeno verde nei veicoli è del 25-35%, contro il 75-90% delle batterie BEV: un gap significativo per le applicazioni dove le batterie funzionano bene (auto, bus urbani).

Dove l'idrogeno verde ha senso: le applicazioni reali

L'idrogeno verde ha senso nelle applicazioni dove le batterie non sono pratiche: Industria pesante: la produzione di acciaio (tramite riduzione diretta con H2 invece del coke: DRI-H2), la produzione di cemento, la chimica (ammoniaca per fertilizzanti, metanolo, plastica): sono settori difficili da elettrificare direttamente e dove l'idrogeno verde offre un percorso di decarbonizzazione realistico. In Svezia, HYBRIT (JV di SSAB, LKAB e Vattenfall) ha prodotto i primi lotti di acciaio verde con idrogeno nel 2021. Trasporto pesante di lunga distanza: camion, treni, navi e aerei su tratte lunghe dove i limiti delle batterie (peso, tempi di ricarica) sono più problematici. In Giappone, le locomotive a idrogeno sono già operative. In Europa, i camion a celle a combustibile di Hyundai e Toyota sono in fase di deployment. Stoccaggio stagionale di energia: convertire l'eccesso di rinnovabili in idrogeno durante i periodi di sovrapproduzione (estate con molto solare) per riconvertirlo in elettricità con celle a combustibile o turbine in inverno. Questo compensa l'inefficienza di conversione con il valore del dispacciamento stagionale.

Lo stato attuale e le prospettive: dove siamo davvero

La Strategia Europea per l'Idrogeno (2020) fissa obiettivi ambiziosi: 40 GW di elettrolizzatori in Europa entro il 2030, produzione di 10 milioni di tonnellate di idrogeno verde. Il costo target: sotto 1,5 euro/kg entro il 2030 (parità di costo con l'idrogeno grigio). L'aggiornamento REPowerEU (2022) ha aumentato gli obiettivi a 20 milioni di ton di idrogeno rinnovabile entro il 2030. In Italia, il Piano Nazionale per la Ripresa e la Resilienza (PNRR) stanzia circa 3,64 miliardi di euro per l'idrogeno, con focus su produzione da rinnovabili, reti di distribuzione e applicazioni industriali. La realtà attuale: l'idrogeno verde copre meno dell'1% del consumo globale di idrogeno. Il gap di costo è ancora significativo. I ritardi nella costruzione degli elettrolizzatori e nella creazione dell'infrastruttura sono sistematici. Le proiezioni più realistiche (IEA, 2023) indicano che l'idrogeno verde avrà un ruolo significativo nell'energia globale non prima del 2030-2035, con piena maturità industriale intorno al 2040-2050.

I colori dell'idrogeno: una guida rapida

Il mercato dell'idrogeno usa un sistema di colori per classificare i metodi di produzione. Grigio: reforming del gas metano senza cattura della CO2. Il 95% dell'idrogeno attuale. Blu: reforming del gas con cattura e stoccaggio della CO2 (CCS). Riduce le emissioni del 60-90% rispetto al grigio ma richiede infrastruttura CCS ancora non diffusa. Verde: elettrolisi con energia rinnovabile. Zero emissioni dirette. Il target della transizione energetica. Rosa: elettrolisi con energia nucleare. Zero emissioni dirette, senza la variabilità del rinnovabile. Dibattuto in Europa. Turchese: pirolisi metanica (produce H2 e carbonio solido invece di CO2). Tecnologia emergente, ancora non su scala industriale. Giallo: elettrolisi con mix della rete elettrica (emissioni variabili in base alla quota di rinnovabile nel mix). Per il consumatore o l'investitore: solo il verde e il rosa (in certi contesti) possono essere considerati veramente "puliti" nel lungo termine.

L'idrogeno in Italia: i progetti chiave

L'Italia ha una posizione geografica strategica per diventare hub europeo dell'idrogeno verde: la prossimità al Nord Africa (grande potenziale solare e eolico), la rete di gasdotti esistenti (parzialmente convertibili per il trasporto di idrogeno), e il polo industriale del Nord (forte domanda di energia per l'industria pesante). Progetti chiave in corso: H2 Mezzogiorno (ENI e SNAM): produzione di idrogeno verde in Sicilia e Puglia da fotovoltaico su terreni agricoli marginali. SoutH2 Corridor: gasdotto pianificato da Algeria a Germania attraverso Tunisia, Sicilia e Italia settentrionale. Hydrogen Valley di Taranto (Ilva/Arcelor Mittal): studio per la conversione dell'altoforno a idrogeno verde. Porto di Civitavecchia: hub per l'importazione di idrogeno liquido dal Mediterraneo. Questi progetti sono in fase di pianificazione o studio: la realizzazione dipende dalla riduzione dei costi dell'elettrolisi e dalla disponibilità di elettricità rinnovabile a basso costo.

Critiche all'idrogeno verde: le ragioni dello scetticismo

Non tutti gli esperti sono ugualmente entusiasti dell'idrogeno verde. Le critiche principali: efficienza sistemica bassa (elettricità → idrogeno → elettricità: efficienza complessiva 25-35% vs 90% del diretto utilizzo dell'elettricità con batterie o pompe di calore), perdite di metano nell'idrogeno blu (il CCS non è al 100% efficiente, e le perdite di metano durante la produzione del gas possono annullare il vantaggio climatico), distracting attention (l'enfasi sull'idrogeno come soluzione futura può ridurre gli investimenti nelle soluzioni già disponibili e già economiche come il solare, l'eolico, le pompe di calore e i veicoli elettrici), rischio di greenwashing (alcune aziende usano la narrativa dell'idrogeno verde per giustificare la continuazione dell'uso di gas nel breve termine). Il consenso tra gli esperti è che l'idrogeno verde è essenziale per certi settori, ma non è la soluzione per tutti i settori dove esistono alternative più efficienti.