Costi eccessivi, dipendenza da Paesi politicamente instabili, mancanza di tecnologie. Sono le tre ragioni che potrebbero impedire all’Unione europea di raggiungere gli obiettivi sull’idrogeno verde che si è data al 2030.
Un giudizio molto severo quello che si può leggere nel dossier “H2 Reality Check”. Lo firma “Cassis” (Centro studi sulla sicurezza dell’Università di Bonn) assieme a Ewi, società di ricerca di personale specializzato in infrastrutture e rinnovabili. Dati che il mondo dell’industria dell’idrogeno contesta. Sostenendo che i costi sono in diminuzione, le tecnologie stanno diventando sempre più efficienti e diffuse, a partire dall’utilizzo dell’idrogeno verde.
Sull’instabilità politica dei paesi fornitori – è la replica – nulla di diverso di quanto avviene per i combustibili fossili, dove per anni petrolio e ora il gas naturale sono arrivati in quantità da paesi non proprio democratici e con regimi non sempre affidabili. Ma il fatto che uno studio così critico arrivi dalla Germania, il Paese europeo che più di altri sta investendo sull’idrogeno verde, lo rende ancora più interessante.
L’obiettivo della Ue è realizzare elettrolizzatori per 40 gigawatt di capacità e una produzione di 10 milioni di tonnellate entro il 2030
Vediamo, nel dettaglio, cosa è scritto nel report. Intanto ricorda come l’Ue abbia fissato al 2030 un obiettivo per la realizzazione di elettrolizzatori per 40 Gigawatt di capacità. A cui si aggiungono la produzione di idrogeno verde per 10 milioni di tonnellate. Oltre a una quota di importazione per altri 10 milioni. La tecnologia legata all’idrogeno verde servirà a decarbonizzare il sistema dei trasporti (treni, aerei ma anche navi) e le industrie energivore.
Il secondo punto critico riguarda i costi. Intanto, bisogno distinguere: la Ue parla di idrogeno verde per distinguerlo dall’idrogeno blu. L’idrogeno verde è prodotto a zero emissioni, con l’elettrolisi dell’acqua e l’elettricità da rinnovabili. L’idrogeno blu, invece, è prodotto tramite l’utilizzo di gas metano, con conseguenti emissioni di CO2.
L’idrogeno verde costa 1,5 volte l’idrogeno blu
Secondo lo studio di Cassis ed Ewi, l’idrogeno verde rimane molto più caro dell’idrogeno blu. Il verde costa dai 4,5 ai 6,5 euro al chilo, contro i 2,5 – 4 euro al chilo del blu. Anche se va detto che si tratta di un notevole passo avanti rispetto soltanto a pochi anni fa, quando l’idrogeno “verde” costava anche 5 volte l’idrogeno blu.
Il secondo ostacolo è la mancanza di tecnologie. Soltanto il 35 per cento dei possibili usi industriali dell’idrogeno ha una reale maturità tecnologica, può essere effettivamente adottato. Al momento, le applicazioni sono soprattutto nella decarbonizzazione delle industrie energivore. In ritardo, tutto il sistema dei trasporti. Novità importanti, invece, sono arrivati n campo marittimo: Fincantieri ha appena ricevuto il primo ordine per una nave da crociera alimentata a idrogeno.
Investimenti in crescita del 12% all’anno
Il terzo ostacolo è la dipendenza da paesi instabili. Lo studio ricorda come il 60-70% delle importazioni Ue di idrogeno verde verrà da regioni insicure come il Nord Africa e il Medio Oriente, oppure passerà per stretti marittimi a rischio come Hormuz o Bab el-Mandeb. Ma si tratta, come detto, di una situazione che ricorre per molte delle forniture in arrivo in Europa.
In conclusione, si può dire che la tecnologia dell’idrogeno avrà sicuramente applicazioni a sostegno della decarbonizzazione dell’economia. Sulla velocità con cui diminuiranno i costi molto dipenderà dalla mole degli investimenti. Secondo Global Insight, il mercato globale dell’idrogeno ha raggiunto un valore di 204,5 miliardi di dollari nel 2024. E si stima che gli investimenti cresceranno del 12,2% all’anno dal 2025 al 2034.
- LEGGI anche “Sogni all’idrogeno: se fosse quello “bianco” il nuovo petrolio?” e guarda il VIDEO qui sotto
Intanto negli USA le società legate direttamente o indirettamente all’idrogeno verde stanno fallendo una dopo l’altra come birilli e svuotando i portafogli degli investitori che ci credevano. Società che vendono ad un prezzo che è meno della meta di quello che costa produrre e la differenza la coprono grazie a continue richieste di finanziamento al mercato
Bisogna ritornare in laboratorio e nei centri universitari per fare altri studi teorici e pratici prima di pensare ad un prodotto commercializzabile
Invece attualmente il costo delle batteria al litio sta scendendo in modo notevole
Questa la dura realtà dei numero contabili.
Ripetiamolo tutti assieme (e diffondiamolo): per fare 1 kg di idrogeno servono 50 kWh di energia elettrica PER FARE 1 KG DI IDROGENO SERVONO 50 KWH DI ENERGIA ELETTRICA
Ora che l’abbiamo mandato giù a memoria ragioniamo su quanto può costare 1 kg di idrogeno anche ipotizzando di avere tutto l’impianto finanziato a fondo perduto: tralasciamo pure altri costi operativi e rimaniamo con 50 kWh * 0,1 €/kWh = 5 €/kg per la sola e.e.
Per cui se crediamo alla favola di 1,5 €/kg e tralasciando i capex e gli altri opex stiamo dicendo che avremo energia elettrica a 30 €/MWh contro i 100 €/MWh di oggi.
Succederà? Crediamoci
..premesso che idrogeno verde lo intendo non per auitotrazione (dove i costi di trasporto lievitano oltre ai costi di sola produzione)
elettricità sotto a 30 €/MWh succede già oggi per una buona parte del tempo, con le rinnovabili arrivate al 60% del mix in Spagna e Portogallo
GRAFICO PREZZI ALL’INGROSSO MARZO 2024
https://www.energy-charts.info/charts/price_spot_market/chart.htm?l=it&c=PT&interval=month&month=03&year=2024
con rinnovabili sopra 80% si punta ad arrivare a grosse quantità di energia diponibili a 10 €/MWh, ad es per 2000-3000 ore annue, durante gli esuberi di energia
alcuni tipi di elettrolizzatori lavorano bene anche con intermittenza, cioè li usi nelle ore in cui c’è esubero di energia rinnovabili.. in Spagna stanno già sperimentando impianti pilota per produzione idrogeno verde
anche il Sud Italia potrebbe essere della partita con più FTV (ma anche Eolico), però se votiamo male i politici ci metteremo molti più anni della Spagna
Ok bene, quindi la sequenza giusta è: investo tanto in energie rinnovabili poi quando (e se) i prezzi dell’e.e. crollano (bisognerà vedere anche come va la domanda con elettrificazione, data center etc.) può avere senso investire sull’infrastrutture idrogeno, sia per produrlo che trasportarlo.
A me invece sembra sempre che si sparino numeri sull’idrogeno come se si autogenerasse, o come se l’energia per produrlo fosse gratis.
C’è poi da capire dove è veramene indispensabile:
– trasporti a terra: l’elettrificazione è chiaramente più conveniente, con lo sviluppo delle batterie potrebbero a breve essere coperti anche i mezzi pesanti
– industria: dove possibile è sempre meglio elettrificare, rimangono settori in qui questo non è fattibile (chimico, cemento…sull’acciaio ho qualche dubbio)
– trasporti aerei/nave: qui effettivamente l’idrogeno (o ammonia) sembra l’unica alternativa per decarbonizzare
– accumuli stagionali: questo è forse il tema in cui l’idrogeno è più sopravvalutato. Dato che d’inverno buona parte dell’energia è richiesta sotto forma di calore peraltro a bassa temperatura, perchè consumare preziosa corrente per produrre idrogeno che poi andrò a bruciare? O alla meglio riconvertire in corrente da usare in pompe di calore con le varie inefficienze di trasformazione? Potrei molto più semplicemente accumulare direttamente calore d’estate per utilizzarlo d’inverno con sistemi molto semplici e scalabili di cui non si sente mai parlare.
Aggiungo per chiudere: oggi (e da anni) di idrogeno se ne consuma già tanto, 8.000.000 tonnellate solo in Europa (https://hydrogeneurope.eu/wp-content/uploads/2024/11/Clean_Hydrogen_Monitor_11-2024_V2_DIGITAL_draft3-1.pdf)
Dallo stesso link si può notare come l’H2 da elettrolisi sia meno dell’1%, e come al 2030 ci si aspetti dalle 2,2 alle 4,4 Mt, che andrebbero quindi a coprire al massimo il 5% dei consumi DI OGGI. Per tutti i paventati nuovi usi, dove lo andremo a prendere tutto questo idrogeno?
mi trovi daccordo se la tua critica è su
– non anticipare troppo gli investimenti in sistemi a idrogeno, perché un orizzonte di utilizzo al 2030 sembra prematuro come costi (mentre potrebbe essere corretto al 2040, e chissà, magari anche 2035 in Spagna)
– usarne il minimo indispensabile, come ultima razio dove non ci sono altre soluzioni di elettricazione o accumuli di altri tipo; sappiamo da tanto esperimenti falliti che è una cattiva idea per autotrazione, e forse anche i treni ad idrogeno
– fare attenzione ai tentativi di confondere idrogeno verde con idrogeno di derivazione fossile
e sfondi una porta aperta se chiedi di studiare/investire anche inefficentamento, in accumuli termici giornalierei e stagionali, accumuli CAES (gas compressi stipati in caverne naturali o artificiali sotterranee), accumuli PHES (pompaggi idroelettrici), geotermia, pompe di calore terreno-acqua o di altro tipo
detto questo,
al crescere delle rinnovabili avremo 2000-3000 ore annue di esubero di energia durante i picchi della variabilità di produzione di FTV ed eolico, esubero che neppure la somma dei consumi istantanei, la flessibilità di utilizzo, e gli accumulatori potranno contenere per intero.. con questa energia a prezzo margineale stracciato viene naturale farci qualcosa, es. dissalatori di acqua marina ed elettrolizzatori per idrogeno verde;)
e la filiera degli elettrolizzatori (con una potenza totale notevole) la avremo per forza già per fare gli e-fuell per navi e aerei (i biocarburanti da soli faticheranno come quantità a coprire le richieste e consumano molto suolo, quasi 100 volte rispetto al FTV) e idrogeno verde per le industrie che lo usano direttamente in forma di gas
..allora ritoccare il dimensionamento e spese capex-opex degli impianti per fare altra produzione da idrogeno verde anche per altri 15 TW-h annui di energia finale di accumuli stagionali, per far girare più rotondo il mix energetico elettrico rinnovabile da 700 TW-h annui, ti viene probabilmente a un costo conveniente
cioè ipotizzare accumuli stagionali, per circa 2% del mix energetico, fatti partendo da idrogeno verde, non è ndispensabile, come dici tu si possono fare o compensare anche in altro modo, ma potrebbero essero comodi, in queste quantità risultare convenienti a livello economico di sistema complessivo, per limare il costo complessivo di un mix 100% rinnovabile.. vedremo tra qualche anno 😉
poi torno a dire, che stiamo dicendo la stessa cosa se invece che ipotizzare 2% di mix elettricità ad accumuli a idrogeno (e calcolate a parte in aggiunta le quote per industrie pesanti, navi e aerei), qualche politico spara previsioni di mix energetici con 20% di energia finale da idrogeno verde, tal quale a sostuire il metano, quello sarebbe irrealistico, green-washing, probabile argomento fasullo per tentare di sdoganare idrogeno di origine fossile, o tenere in piedi più a lungo la filiera del metano
=== per chiacchera
1) ho provato a rifare i conti dei mix energetrici, e lo studio Aspo, che è quello che era girato maggiormente a livello divulgativo, pur molto bello e istruttivo da leggere, era scorretto nelle ipotesi di partenza, sovrastimava i consumi di elettricità invernali, non avevano considerato la conversione dei riscaldamenti a pompe di calore (e non lo dico solo io da profano, ma anche tanti altri studi che hanno modellizzato in modo diverso la curva dei futuri consumi elettrici)
con questa correzione, non hai più un grosso picco di consumi elettrici in inverno rispetto alle altre stagioni, ma hai solo un aumento dei consumi elettrici più moderato, sia in inverno ( riscaldamenti) e altrettanto in estate (condizionatori) rispetto ai consumi elettrici tipici nelle mezze stagioni
con questa curva stagionale dei consumi più “appiattita”, risulta più facile fare mix 100% rinnovabili, anche aggiungendo limitazioni sulla quantità di eolico, come potrebbe essere il caso dell’Italia visto che al momento le turbine eoliche non piacciono molto sui social
2) questo studio su un mix 100% rinnovabile per l’Italia
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544225003913?via%3Dihub
è un po’ ostico (in inglese) da leggere ma contiene una illuminante discussione “quantitativa” per il caso Italia su come potranno essere dimensionate le filiere:
– Power-to-X ( derivati da idrogeno verde)
– Biofuell (quantità limitate e sappiamo con indecente consumo di suolo agricolo, circa 40-100 volte rispetto al FTV a parità di energia ottenibile)
== PORTOGALLO (potenzialmente simile a Sicilia)
contratto di fornitura ventennale che aquistano elettricità a prezzo fisso 11 euro a MWh ( 1,1 centesimi a KWh) da impianto FTV di grande taglia
NB: prezzo record, altre aste hanno fissato prezzi tra 14 e 19 euro al MWh
https://www-pv–magazine-com.translate.goog/2020/08/24/portugals-second-pv-auction-draws-world-record-low-bid-of-0-0132-kwh/?_x_tr_sl=auto&_x_tr_tl=it&_x_tr_hl=it
== INDIA (ma prezzi simili anche in TEXAS, U.S.A. )
contratto a 24 euro a MWh (2,4 centesimi a KW-h) da FTV di grande taglia
https://www-pv–magazine-com.translate.goog/2025/04/18/renew-inaugurates-1-3-gwp-solar-project-in-northwestern-india/?_x_tr_sl=auto&_x_tr_tl=it&_x_tr_hl=it
Avere costi competitivi della filiera di idrogeno verde e derivati, fatti con energia rinnovabile ( eccedenze di produzione di FTV ed Eolico), da quel che leggo, succederà, quello che non si sa ancora prevedere con precisione è il quando
perchè avvenga, devono prima:
— aumentare ancora le rinnovabili, creando abbondanza di energia e portando i prezzi energia in basso, o anche quasi zero nei momenti di esubero e accumuli energia già pieni
— migliorare come prezzi e durata le membrane/elettrodi di vario tipo che compongono lo “stack” (la parte attiva e soggetta a usura) degli elettrolizzatori
— magari anche migliorare l’integrazione tra elettrolizzatori e desalizzatori, come in vari prototipi integrati recenti in cui entrambi i processi sono alimentati solo dal pannello solare
Anni fa si ipotizzava la filiera idrogeno verde avrebbe fatto boom (figurativamente) al 2045, e si stava volando bassi, mentre se all’opposto si parla di grandi volumi già al 2030, forse si sta esagerando in ottimismo..
diciamo magari sarà una data intermedia.. per aree soleggiate come Spagna e Sicilia magari sarà già al 2035..
Sicilia potrebbe sostuire la mega-raffineria petrolifera attuale, con una mega-raffineria futura di idrogeno verde e derivati (ammoniaca, DME, metanolo, metano, e perfino un po’ dei famigerati e-fuell per le supercar a pistoni dei ricconi)
lo stesso potrebbe fare la Sardegna con la mega-raffineria Saras, se non stesse rimanendo indietro rispetto alla Sicilia con le rinnovabili, forse continueranno a vivacchiare (chi guadagnandoci tanto e chi guadagnandoci molto poco) di turismo
quindi la ue è brava quando pro-elettrico mentre capisce “ngutà” quando nomina l’iddroggeno?
non è stata forse la ue a parlare di “neutralità”, come viene spesso ricordato ai no-watt?
e non è la stessa neutralità che viene rinfacciata (con epiteti vari) quando a parlarne è il governo italiano?
a leggere certi commenti, sembra che non interessi affatto la decarbonizzazione, il non superamento del grado e mezzo, il cambiamento climatico ecc, ma solo che si persegua la via elettrica anche dove al momento non è in grado.. mah
di QUESTA eu coi suoi studi “predittivi”, commissioni varie e assortite, composta di trombati nelle nazioni di appartenenza e sempre/solo in lotta per il potere, ho il mio pensiero da un paio di decenni abbondanti.. ma sono coerente con me stesso, IO.
Invidio la vostra incapacità di pensar male.
Ma torno a ripetere, andreottianamente, che secondo me il giro del fumo è più o meno questo simil “comma 22”:
!Abbiamo bisogno del nucleare perchè ci serve l’idrogeno!
Seguito da:
!Dobbiamo fare l’idrogeno, perchè già dovremo decarbonizzare col nucleare!
Quando causa ed effetto diventano l’un l’altro, il cortocircuito logico è dietro l’angolo, ma intanto si fa girare molto ma molto ghello. 😉
in Italia vedo spingere il tormentone (falso) che le acciaierie e industrie energivore che lavorano h24 in generale non potrebbero funzionare con banali ed più economiche combinazioni di fonti rinnovabili ed accumuli (accumuli di rete, o anche accumuli B.e.s.s. di proprietà dell’azienda, se vuole risparmiare ulteriormente sul prezzo energia partendo dai contratti PPA)
Ecco, visto? Qed.
Ci serve il nucleareh !!1!
E poi quando hai il nucleare che spinge H24 e non sai come modularlo alla fine, che, non ci fai un po’ di idrogeno? E L’arte di arrangiarsi che siamo italiani? È come il maiale, non si butta via niente 😂
idrogeno verde infatti andrebbe fatto nelle 2000-3000 ore annue ( su 8760 totali) in cui c’è esubero di produzione di energia sul principio che non si spreca niente
però la convenienza complessiva c’è se è esubero da FTV ed Eolico
con le pentole radioattive si parte da costi molto ma molto più alti, che però in sostanza pagherebbe lo Stato invece del produttore.. solito giochino delle truffe finanziarie, “prenditori” vs “imprenditori”
Invece di fare l’ H² dove c’è il sole e poi portarlo alle industrie che lo usano , perché non portare le industrie che ne usano molto dove conviene fare l’H². Oppure portare l’energia elettrica dove serve l’ H² ?
forse non è conveniente trasferire un’intera acciaieria (ad es.) in mezzo ad un deserto soltanto perché c’è abbastanza sole da produrre idrogeno economicamente….
e poi chi lo spiega alla popolazione (dipendenti e non) che perdono il lavoro perché viene dislocato dove “costa meno” l’idrogeno?
La via dell’idrogeno è e resta in salita. È già tanto se si riuscirà a produrre idrogeno verde per l’industria nei prossimi anni, figuriamoci produrlo per altri scopi. Bene investire in ricerca, ma se continua a non dare frutti io non capisco perché bisogna continuare ad insistere. I fondi a pioggia dall’UE iniziano a essere sempre meno giustificabili in una situazione di questo tipo.
Ciao..penso vada distinto l’utilizzo dell idrogeno verde che viene proposto, per capire se stanno fuffeggiando per spingere incentivi in perdita, oppure se fanno un discorso che potrebbe essere serio e strategico
per usi statici, come alimentare un forno industriale oppure una filiera di accumuli di energia di tipo chimico,
il costo di produzione è già vicino al costo totale, e quando scenderà a 3 euro al kg, o persino a 1,5 euro al Kg, io ci credo che potrebbe diventare un utilizzo comune
per usi come auto-trazione, il costo di produzione è solo una frazione del costo totale, vanno poi aggiunti i vari costi e infrastrutture per travasarlo e trasportarlo in sicurezza sino al serbatoio dei veicoli, e chiaramente non mi sembra avere senso come costi, ne oggi ne domani
insomma a me stanno bene gli incentivi per far migliorare gli elettrolizzatori di produzione europea e la infrastruttura di rete elettrica, mentre mi fanno un po’ girare le scatole gli incentivi alla salvino per realizzare distributori di idrogeno per le auto, o per convertire dei pulman pubblici, che già sappiamo essere al 99% un binario senza prospettive future
Morale della Favola dell’Idrogeno… è bene studiare e fare accordi … ma intanto investire su F.E.R. AUTOCTONE & BESS & Reti di trasferimento moderne sia in Italia che Europa interconnessa… poi le forniture estere saranno ben accette se necessita qualcosina in più..
Per i trasporti H.T.A. (aerei e navi su rotte lunghe) purtroppo saranno sicuramente molto difficili da decarbonizzare nel breve-medio periodo quindi occorrerà intanto abbattere al massimo le emissioni di tutto il possibile ( e fare controlli veri ed efficaci per fermare quelli che fanno i “furbetti” https://www.trasportoeuropa.it/notizie/marittimo/sequestrati-tre-traghetti-tirrenia-per-irregolarita-ambientali/ )