L’acqua di mare potrebbe diventare la nuova frontiera dell’idrogeno verde: una tecnologia innovativa elimina la desalinizzazione e apre la strada alle centrali energetiche offshore.
L’idrogeno verde è considerato uno dei vettori energetici del futuro, ma la sua produzione tradizionale richiede grandi quantità di acqua dolce purificata. Un nuovo approccio basato su membrane selettive e catalizzatori anticorrosione rende possibile produrre idrogeno verde dall’acqua di mare attraverso l’elettrolisi diretta dall’acqua di mare, senza pre-trattamenti di desalinizzazione. Gli elettrolizzatori marini senza desalinizzazione potrebbero così trasformare i parchi eolici offshore in vere stazioni marine per la produzione e lo stoccaggio di energia. Scopriamo insieme in che modo.
Il paradosso dell’idrogeno pulito e la scarsità delle riserve idriche dolci
La transizione verso l’idrogeno verde nasconde un problema meno evidente, ma cruciale: l’acqua necessaria per produrlo. L’elettrolisi richiede infatti acqua di elevata purezza e, per ottenere 1 kg di idrogeno, servono circa 9-10 litri di acqua dolce, a cui si aggiunge quella necessaria per il raffreddamento degli impianti. IRENA evidenzia proprio la necessità di considerare il rapporto tra produzione di idrogeno e disponibilità idrica, soprattutto nelle aree sottoposte a stress idrico.
Il problema diventa particolarmente rilevante in un contesto segnato da siccità e crescente competizione per le risorse d’acqua dolce. Su larga scala, destinare all’industria energetica acqua che potrebbe essere utilizzata dall’agricoltura rischia quindi di trasformare una soluzione pensata per la decarbonizzazione in un nuovo paradosso ecologico, rendendo necessario cercare alternative che riducano la dipendenza dell’idrogeno dalle riserve idriche dolci.
Come la chimica supera il problema della corrosione salina nell’elettrolisi
L’acqua di mare è un ambiente particolarmente aggressivo per l’elettrolisi. Infatti gli ioni cloruro presenti nel sale possono attaccare gli elettrodi e favorire, all’anodo, la reazione di evoluzione del cloro in competizione con quella che dovrebbe produrre ossigeno. Per questo gli elettrolizzatori tradizionali utilizzano normalmente acqua altamente purificata o richiedono la desalinizzazione dell’acqua marina.
Le nuove soluzioni puntano però a impedire al cloruro di raggiungere o danneggiare l’anodo, seguendo due strategie tecnologiche complementari.
| Strategia tecnologica | Principio di funzionamento | Vantaggio chiave |
| Membrane impermeabili ai liquidi (vapor-fed) | Una membrana idrofobica in PTFE (teflon) lascia attraversare l’acqua sotto forma di vapore, mentre limita il passaggio dell’acqua liquida e dei sali verso gli elettrodi. Una configurazione di questo tipo è stata studiata per l’elettrolisi diretta dell’acqua marina. | Riduce il contatto dell’anodo con i sali e offre una barriera fisica contro le specie corrosive. |
| Catalizzatori anticorrosione | Gli elettrodi vengono progettati con materiali e rivestimenti capaci di modificare l’ambiente locale della reazione e limitare l’attacco degli ioni cloruro. Uno studio pubblicato su Nature Energy ha utilizzato, per esempio, uno strato di Cr₂O₃ su catalizzatori a base di ossidi di metalli di transizione, generando localmente condizioni alcaline che favoriscono la scissione dell’acqua e ostacolano l’attacco del cloruro. | Permette di trattare direttamente acqua marina non acidificata né alcalinizzata, evitando la desalinizzazione come fase preliminare. |
Le due strade affrontano quindi lo stesso ostacolo da prospettive diverse: la membrana separa fisicamente i sali, mentre la chimica dei catalizzatori rende la superficie degli elettrodi più resistente e selettiva. La ricerca è ancora in fase di sviluppo e validazione, ma alcuni prototipi hanno già dimostrato funzionamenti prolungati con acqua di mare reale.
La membrana selettiva e la purificazione tramite vapore
La prima tecnologia utilizza un elettrolizzatore galleggiante dotato di una membrana semipermeabile. Grazie a un differenziale di pressione osmotica o a un lieve calore di scarto, l’acqua marina evapora attraversando la membrana sotto forma di vapore, mentre i sali restano all’esterno. Il vapore purificato condensa all’interno della cella e viene immediatamente scisso in idrogeno e ossigeno. I test di laboratorio più recenti hanno registrato oltre 3.000 ore di stabilità senza segni di corrosione, con un tasso di desalinizzazione interno del 100%.
Il ruolo dei catalizzatori in lega di nichel
L’approccio alternativo interviene direttamente sulla superficie degli elettrodi, utilizzando materiali come nichel o molibdeno per modificarne le cariche elettriche. Si crea così uno scudo chimico microscopico che respinge gli ioni cloruro corrosivi, e questo permette all’elettrolizzatore di trattare direttamente l’acqua salata, senza desalinizzazione e senza produrre gas tossici.
Le stazioni offshore e la rivoluzione delle supply chain energetiche
La produzione di idrogeno direttamente in mare potrebbe cambiare il modo in cui l’energia eolica offshore viene trasportata verso terra. Invece di trasferire tutta l’elettricità attraverso una rete di cavi ad alta tensione, l’energia del vento potrebbe essere utilizzata direttamente sulle piattaforme per produrre idrogeno, da stoccare e successivamente trasportare attraverso infrastrutture dedicate.
Hydrogen Europe indica proprio l’elettrolisi offshore e il collegamento con le condotte per l’idrogeno tra le soluzioni capaci di ridurre la pressione sulle reti elettriche terrestri.
Anche la pianificazione europea delle reti offshore sta prendendo in considerazione l’idrogeno prodotto in mare come una delle opzioni per integrare la crescente capacità eolica offshore e superare i colli di bottiglia delle infrastrutture elettriche. WindEurope sottolinea inoltre il ruolo delle energy islands e delle nuove configurazioni di rete nel futuro sistema energetico europeo.
La riduzione dei costi infrastrutturali e l’addio ai cavi sottomarini
Il passaggio dall’elettricità all’idrogeno potrebbe avere conseguenze rilevanti anche sull’economia delle reti. Invece di trasferire necessariamente tutta l’energia attraverso cavi HVDC sottomarini e relativi convertitori, parte della produzione potrebbe essere convertita in idrogeno direttamente offshore e trasportata sotto forma di molecole. Come spiegano gli studi di settore, in specifiche configurazioni, il costo delle condotte sottomarine per l’idrogeno può risultare fino a 2-4 volte inferiore a quello dei collegamenti elettrici HVDC per una quantità equivalente di energia trasferita.
Il vantaggio riguarda soprattutto il CAPEX, cioè gli investimenti iniziali necessari per realizzare l’infrastruttura. Riducendo la quantità di energia da trasportare attraverso la rete elettrica, il modello offshore può diminuire il fabbisogno di investimenti per cavi HVDC sottomarini, stazioni di conversione e potenziamento della rete terrestre. A questi si aggiungono i possibili vantaggi sui costi operativi e sulla gestione della congestione della rete, limitando il rischio di curtailment, ovvero la riduzione forzata della produzione eolica quando la rete non è in grado di assorbirla. La convenienza effettiva dipende comunque dalla distanza dalla costa, dalla capacità dell’impianto, dai costi delle infrastrutture e dalla destinazione finale dell’energia.
Le isole energetiche galleggianti come nuovi hub del commercio globale
Nel lungo periodo, le piattaforme offshore potrebbero trasformarsi in hub energetici multifunzionali, capaci di riunire produzione eolica, elettrolisi, stoccaggio e distribuzione dell’idrogeno. Un esempio concreto è rappresentato dal progetto danese della North Sea Energy Island, concepito come nodo per collegare diversi parchi eolici offshore e distribuire l’energia verso più Paesi. Il progetto prevede una capacità iniziale di almeno 3 GW, con possibilità di arrivare a 10 GW.
In una configurazione ancora più evoluta, queste isole artificiali potrebbero diventare veri e propri atolli energetici, dotati di impianti Power-to-X e infrastrutture per l’idrogeno. Il progetto danese Hydrogen Island, per esempio, prevede un’isola artificiale collegata fino a 10 GW di eolico offshore, grandi impianti per la produzione di idrogeno e una condotta destinata a esportarlo verso Paesi come Germania, Paesi Bassi e Belgio.
Lo scenario apre quindi la possibilità di creare nuove rotte commerciali dell’energia. L’idrogeno potrebbe alimentare direttamente il trasporto marittimo, essere trasferito via nave oppure raggiungere i grandi distretti industriali europei attraverso condotte, fornendo energia decarbonizzata ad attività difficili da elettrificare, come acciaierie e industrie chimiche.
La convenienza economica e il crollo del costo per chilogrammo di idrogeno
La produzione diretta dall’acqua marina potrebbe intervenire anche sulla struttura economica dell’impianto. Eliminare la fase preliminare di desalinizzazione tramite osmosi inversa significa infatti poter fare a meno di una parte delle apparecchiature dedicate al trattamento dell’acqua, dei relativi consumi energetici e dei costi di manutenzione e sostituzione dei filtri. Il risultato atteso è una riduzione sia del CAPEX, cioè dell’investimento iniziale, sia dell’OPEX, legato ai costi operativi.
Una stima progettuale può arrivare a ipotizzare un risparmio fino al 10-15% sul CAPEX del sistema di generazione eliminando l’impianto di desalinizzazione, ma il valore dipende dalla configurazione dell’elettrolizzatore e non può essere considerato un risparmio standard valido per ogni impianto.
La convenienza può essere ulteriormente sostenuta dalla disponibilità della risorsa eolica offshore. Le turbine installate in mare possono raggiungere fattori di capacità superiori al 50% e, nei siti più favorevoli, nell’ordine del 50-60%, permettendo agli elettrolizzatori di lavorare per un numero elevato di ore durante l’anno e distribuendo i costi dell’impianto su una maggiore produzione di idrogeno.
In uno scenario di forte sviluppo tecnologico e riduzione dei costi, l’obiettivo è portare il costo livellato dell’idrogeno (LCOH) verso 2-3 €/kg, rispetto a valori nell’ordine di 5-6 €/kg per produzioni verdi più costose. Un livello di 2-3 €/kg renderebbe l’idrogeno rinnovabile molto più vicino alla cost parity con quello prodotto dal metano, soprattutto nei settori in cui l’elettrificazione diretta è difficile.
Le analisi di IRENA mostrano più in generale un forte potenziale di riduzione del costo dell’idrogeno verde grazie alla diminuzione dei costi degli elettrolizzatori e alle economie di scala, con scenari che puntano verso 1,5-2 €/kg entro il 2030.
Il percorso verso la competitività è coerente con l’obiettivo ancora più ambizioso dell’Hydrogen Shot statunitense, che punta a ridurre il costo dell’idrogeno pulito a 1 dollaro/kg entro un decennio. L’eliminazione della desalinizzazione, insieme alla produzione in situ e all’elevata disponibilità dell’eolico offshore, può quindi diventare uno degli elementi di una filiera progettata per comprimere progressivamente il costo finale dell’idrogeno.
