Produzione di idrogeno nei porti, accademici: Italia unico Paese Mediterraneo dove conviene evitare la rete

In Italia, non sono le considerazioni ambientali, ma quelle economiche, a suggerire che la produzione di idrogeno da rinnovabili è conveniente. I ricercatori spiegano anche che i prezzi dell’elettricità alti limitano il potenziale di produzione di idrogeno da elettrolisi in Italia.

Aprile 15, 2026 Sergio Matalucci

Immagine: The role of Mediterranean ports in the energy transition: assessment of hydrogen production potential/CC BY 4.0

Considerando solo i costi di produzione dell’idrogeno, tutti i porti del Mediterraneo, ad eccezione di quelli italiani, hanno un vantaggio a produrre idrogeno da elettrolisi ricorrendo contemporaneamente alla rete elettrica e alla produzione diretta di elettricità da fonti rinnovabili.

I porti italiani rappresentano infatti l’unica eccezione menzionata da un paper accademico in pubblicazione su Energy Conversion and Management. In Italia, quindi, non sono le considerazioni ambientali, ma quelle economiche, a far concludere che la produzione di idrogeno da rinnovabili, senza ricorrere alla rete, è sensata.

“Questa eccezione è attribuibile agli elevati prezzi dell’energia elettrica in Italia, che rendono la produzione di idrogeno alimentata dalla rete meno interessante dal punto di vista economico, favorendo così l’approccio basato esclusivamente sulle energie rinnovabili”, hanno scritto cinque accademici in “The role of Mediterranean ports in the energy transition: assessment of hydrogen production potential“.

Il paper accademico sottolinea che l’Italia è il Paese con il più alto prezzo unitario nazionale dell’energia elettrica tra i Paesi del Mediterraneo: 300 €/MWh. Seguono poi Libano (237), Grecia (203), Francia (163), Malta (149), Croazia (148), Turchia (117), Tunisia (106), Spagna (96), Israele (90), Siria (51), Algeria (33), Egitto (26), Libia (9 €/MWh).

“Il valore di 300 €/MWh per l’Italia, esso è stato ricavato dal database GlobalPetrolPrices, che fornisce prezzi dell’energia elettrica a livello internazionale in modo omogeneo tra i diversi Paesi. I valori riportati sono comprensivi di energia, costi di rete e tassazione, e risultano particolarmente utili per analisi comparative tra contesti nazionali differenti, soprattutto considerando la difficoltà di reperire dataset uniformi che includano anche Paesi extra-UE”, ha spiegato Robert Maka, corresponding author dell’articolo, a pv magazine Italia, aggiungendo che i valori riportati dal sito rappresentano medie riferite a un determinato periodo e non riflettono necessariamente le condizioni di mercato attuali.

Nel paper, i ricercatori hanno introdotto un indice chiamato Eeti (indice del compromesso tra ambiente ed economia), che consente un equilibrio flessibile tra i costi di produzione dell’idrogeno (Lcoh) e l’impatto ambientale (emissioni livellate dell’idrogeno, o Leoh) in base alle diverse priorità politiche dei vari Paesi.

“In particolare, l’Eeti dipende in larga misura dal costo dell’energia elettrica (Lcoh) nella configurazione ibrida, mettendo in evidenza lo svantaggio in termini di costi che devono affrontare Paesi come l’Italia, dove l’elettricità della rete è notevolmente più costosa rispetto ad altre regioni, il che finisce per influire sulla sostenibilità complessiva delle strategie ibride basate sull’idrogeno”, si legge nel paper.

I ricercatori spiegano che i Paesi del Mediterraneo vengono sempre più spesso inclusi negli itinerari delle crociere, contribuendo così all’aumento del traffico e del fabbisogno energetico. Ogni porto viene considerato un polo energetico, costituito in proporzione variabile da impianti fotovoltaici, turbine eoliche, convertitori di energia del moto ondoso, sistemi di accumulo di energia (BESS) ed elettrolizzatori.

I ricercatori hanno stato sviluppato un modello di simulazione dinamico su base oraria per rappresentare l’interazione tra la generazione da fonti rinnovabili variabili, il funzionamento dei sistemi di accumulo, il dimensionamento degli elettrolizzatori e le strategie di controllo, nonché l’interazione con la rete in configurazioni sia interamente rinnovabili che ibride.

I risultati evidenziano variazioni significative nel potenziale di produzione di idrogeno tra i diversi porti, influenzate dalla disponibilità locale di energia rinnovabile. L’energia solare emerge come la risorsa più costante, con fattori di capacità che vanno dal 18% circa al 24%, mentre l’energia eolica può superare quella solare in località specifiche, raggiungendo valori vicini al 30%. Al contrario, l’energia del moto ondoso mostra una fattibilità limitata a causa della bassa disponibilità annuale.

Il costo livellato dell’idrogeno da elettrolisi che ne risulta varia in modo significativo tra i porti, oscillando tra circa 5,7 e 8,6 €/kg in configurazioni interamente rinnovabili e tra 2,5 e oltre 13 €/kg nei sistemi ibridi, a seconda dei prezzi dell’elettricità di rete e delle intensità di emissione.

Il paper riporta poi che l’idrogeno grigio, ricavato dal gas, presenta un costo medio di produzione pari a 3,76 €/kg. Questo però prima dell’attuale crisi energetica.

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