L’idrogeno viene considerato un vettore energetico, ovvero un composto che veicola energia da una forma all’altra e che deve essere prodotto e raccolto a partire da altre fonti energetiche. Deve essere quindi prodotto artificialmente da composti in cui è legato usando energia derivante da fonti primarie. È quindi una fonte energetica secondaria, che comporta costi economici e ambientali se per produrla non vengono utilizzate fonti rinnovabili.
La produzione principale avviene attraverso il metano, con il reforming, dalla gassificazione del carbone o dall’acqua, per elettrolisi. Il processo di elettrolisi è quello meno inquinante, a patto che venga impiegata energia prodotta con fonti rinnovabili.
A livello internazionale si usa una scala di colori che indica la compatibilità ambientale della produzione di idrogeno. Viene definito verde solo l’idrogeno prodotto con l’elettrolisi alimentata esclusivamente da elettricità ottenuta da fonti rinnovabili al 100%, come eolico e solare.
Problematiche legate all’utilizzo su larga scala
La grande quantità di energia elettrica rinnovabile necessaria per la realizzazione del processo di elettrolisi va contro l’impiego diffuso dell’idrogeno verde e per aumentare la produzione e renderla capillare è necessaria una diminuzione dei costi delle energie rinnovabili.
Attualmente, solo il 5% dell’idrogeno può essere prodotto utilizzando fonti rinnovabili (quindi verde), contro il 95% dei casi in cui il processo di elettrolisi è portato a termine con fonti fossili.
Secondo il Gruppo Hera, l’abbassamento dei costi di produzione, unito all’aumento della domanda, potrebbe, secondo le stime, portare il prezzo dell’idrogeno verde da 6 dollari al Kg attuali, fino a 1,7 dollari al Kg entro il 2050, anno nel quale si ipotizza possa entrare nella quotidianità.
Le Hydrogen Valley
L’obiettivo di molti paesi europei che mirano a produrre idrogeno verde è quello di creare delle vere e proprie filiere dell’idrogeno combinando produzione, infrastruttura e utilizzo in un unico luogo: le cosiddette Hydrogen Valley. Secondo Modofluido, sito specializzato nella divulgazione di temi legati all’oleodinamica, si possono considerare quattro parametri ai fini dell’identificazione di una Hydrogen Valley:
- La scala di sviluppo: che fa riferimento a progetti strutturati che portano alla realizzazione di veri e propri hub dell’idrogeno.
- L’ambito geografico definito: questi ecosistemi vengono costruiti e modellati attorno a un preciso luogo di destinazione che può interessare un’area locale, regionale, nazionale o persino internazionale.
- L’interessamento all’intera value chain: i progetti nell’ambito delle valli dell’idrogeno non riguardano solo la produzione del vettore, ma interessano anche il trattamento, lo stoccaggio e la distribuzione dell’energia prodotta.
- La fornitura a molteplici settori finali: la produzione dell’idrogeno dovrebbe rispondere a diverse esigenze, dalla mobilità di auto e treni all’industria.
I progetti in Italia
Il governo italiano ha recentemente siglato una serie di accordi con le regioni, legati ai fondi del PNRR, per creare numerose Hydrogen Valley: in Piemonte, Friuli-Venezia-Giulia, Liguria, Umbria, Basilicata, e Puglia.
Tra i progetti principali c’è quello presso il Centro Ricerche ENEA di Casaccia, in cui è stata ideata una valle d’idrogeno dall’Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile con un investimento di 14 milioni di euro. Altro progetto è AGNES, che sorge sulla costa romagnola, con due parchi eolici, un parco fotovoltaico e un impianto per l’elettrolisi offshore e sfrutta le piattaforme dismesse.
Infine, c’è il Puglia Green Hydrogen Valley, progetto nato da una partnership tra Edison, Snam, Saipem e Alboran Hydrogen. Brindisi, Taranto e Cerignola vedranno sorgere tre impianti di produzione di idrogeno verde per una capacità complessiva di 220 MW, alimentati dal fotovoltaico, che permetterà di creare ogni anno fino a 300 milioni di metri cubi di energia rinnovabile. L’idrogeno prodotto sarà destinato all’industria anche attraverso l’iniezione del combustibile nella rete gas locale di Snam e potrà essere impiegato per la mobilità sostenibile.
