Dove avrebbe senso cercare idrogeno naturale nel sottosuolo italiano?
Una nuova ricerca prova a rispondere alla domanda con una vera e propria graduatoria delle aree potenzialmente più interessanti.
Lo studio, pubblicato sull’International Journal of Hydrogen Energy da ricercatori di Sapienza Università di Roma, Cnr e Ingv nell’ambito del progetto “Nheat” (Natural Hydrogen for Energy Transition), presenta quella che gli autori definiscono la prima valutazione quantitativa della “prospettività” dell’idrogeno naturale in Italia (link al documento in basso).
L’idrogeno naturale, anche detto “geologico” o “bianco”, è H2 molecolare che si forma spontaneamente nel sottosuolo attraverso diversi processi fisici e chimici e che, in determinate condizioni, può migrare e accumularsi in strutture geologiche. Non viene prodotto tramite elettrolisi, come quello verde, né ricavato dal gas naturale. Questa caratteristica ha alimentato negli ultimi anni l’interesse per una possibile risorsa che, almeno in teoria, potrebbe richiedere meno energia per essere portata in superficie.
Ma, come abbiamo già raccontato su QualEnergia.it, il settore resta in una fase molto preliminare: quantità effettivamente recuperabili, portate dei pozzi, purezza del gas, costi di estrazione e trasporto, impatti ambientali e possibilità di ottenere produzioni su scala significativa sono ancora largamente da verificare.
Toscana, Appennini e Pianura Padana tra le aree più interessanti
Gli autori dello studio hanno incrociato dati geologici, geochimici e geofisici: distribuzione e profondità delle diverse rocce, faglie, flussi di calore, sorgenti alcaline, emissioni di H2 e metano, anomalie magnetiche e presenza di pozzi per idrocarburi. Sono stati considerati in particolare tre grandi gruppi di rocce potenzialmente capaci di generare idrogeno:
- rocce mafiche e ultramafiche, come peridotiti e serpentiniti;
- rocce ignee ricche di ferro, tra cui i granitoidi;
- rocce sedimentarie ricche di materia organica.
Per ogni meccanismo vengono valutate sia le evidenze, cioè gli indizi diretti o indiretti di produzione di H2, sia le condizioni necessarie affinché la produzione e, in seconda battuta, la conservazione dell’idrogeno siano plausibili.
Da questo insieme di indicatori deriva l’H2 Prospectivity Index, un punteggio compreso tra zero e uno. Sopra 0,75 la prospettività viene classificata come alta, tra 0,50 e 0,75 moderata, tra 0,25 e 0,50 bassa. Il risultato più netto riguarda la Toscana, che per l’alterazione idrotermale di rocce intrusive ricche di ferro ottiene un indice pari a 1, il valore massimo.
Pesano la presenza di grandi volumi di granitoidi, i sistemi geotermici attivi di Larderello e Monte Amiata, un flusso di calore superiore a 400 mW/m² e misure di H2 che nelle emissioni fumaroliche arrivano fino a circa il 6% in volume. Lo studio considera quindi questa regione la principale priorità italiana per ulteriori indagini.
Un secondo meccanismo riguarda la serpentinizzazione, cioè la reazione tra acqua e rocce ultramafiche che può ossidare il ferro presente nei minerali liberando idrogeno. Gli autori distinguono però tra processi ancora attivi e serpentinizzazione avvenuta nel passato.
Nel primo caso il risultato migliore riguarda il Massiccio di Voltri, un complesso di unità tettoniche che si sviluppa tra Liguria e Piemonte al confine tra le Alpi e gli Appennini, con un indice di 0,72, quindi moderato: sono presenti consistenti volumi di peridotite e sorgenti alcaline e iperalcaline compatibili con reazioni ancora in corso. Gli Appennini liguri-emiliani raggiungono 0,52, mentre Lanzo e la zona Ivrea-Verbano si fermano a 0,43.
La graduatoria cambia se si guarda invece all’idrogeno fossile, cioè potenzialmente prodotto durante antichi processi di serpentinizzazione e poi rimasto intrappolato nel sottosuolo. Gli Appennini liguri, emiliani e toscani raggiungono un indice di 0,83, classificato come alto, grazie soprattutto a configurazioni geologiche considerate più favorevoli alla conservazione dell’H2 nel lungo periodo. Lanzo e Valmalenco hanno un indice di 0,63, Voltri di 0,55 e la Valle d’Aosta di 0,51.
La terza area classificata ad alta prospettività è il bacino padano, con un indice di 0,77, ma attraverso un meccanismo ancora diverso: la degradazione termogenica della materia organica. Alle temperature e ai livelli di maturazione adeguati, infatti, la trasformazione di materiale organico presente nelle rocce può liberare H2.
Completano la mappa la Sardegna e l’arco Calabro-Peloritano, entrambi con indice 0,60 per i processi legati all’alterazione delle rocce ignee ricche di ferro, mentre le Alpi si fermano a 0,46.
Nel complesso lo studio individua oltre 30.000 km² di rocce affioranti potenzialmente adatte alla generazione di H2: circa 8.000 km² di complessi ultramafici e circa 22.000 km² di rocce ignee ricche di ferro.
Le stime quantitative contenute nel paper richiedono però cautela. Gli autori calcolano che, in condizioni puramente teoriche, 100 km³ di peridotite con determinate caratteristiche potrebbero generare circa 310 milioni di tonnellate di H2 se completamente serpentinizzati; lo stesso volume di granito ricco di biotite potrebbe produrne 85-120 milioni.
Introducendo ipotesi definite dagli stessi ricercatori più realistiche, ma ancora ottimistiche (reazione incompleta e appena il 10% di efficienza nell’intrappolamento del gas) la quantità preliminarmente recuperabile scende a 3-25 milioni di tonnellate per le peridotiti e 1-10 milioni per i sistemi granitici.
I limiti dell’idrogeno naturale
Trovare H2, inoltre, non equivale a trovare un giacimento commercialmente utilizzabile. La molecola è estremamente piccola e leggera e ha una densità energetica volumetrica molto inferiore a quella del gas naturale: per concentrare la stessa quantità di energia servono quindi volumi maggiori. Inoltre l’idrogeno geologico può trovarsi mescolato con metano, CO2, azoto e altri gas, rendendo necessarie operazioni di separazione e purificazione.
Restano poi da dimostrare le portate ottenibili dai pozzi per periodi prolungati, il costo dell’estrazione, la profondità alla quale si troverebbero gli eventuali serbatoi e la possibilità di trasportare economicamente il prodotto dai luoghi di estrazione ai centri di consumo.
La localizzazione stessa della risorsa può quindi diventare un limite: l’H2 è più complesso da immagazzinare e trasportare rispetto al gas naturale e una produzione lontana dai grandi utilizzatori industriali potrebbe perdere parte del vantaggio economico iniziale.
Neppure la definizione dell’idrogeno naturale come risorsa “rinnovabile” può essere data per acquisita. Alcuni processi geologici possono continuare a generarlo, ma non è ancora dimostrato che i tassi di ricarica di un eventuale giacimento siano compatibili con i ritmi di estrazione necessari per un utilizzo energetico su larga scala.
Anche il vantaggio climatico dipende dalle condizioni concrete del deposito: una risorsa relativamente pura e facilmente accessibile avrebbe caratteristiche molto diverse da un giacimento profondo, a bassa concentrazione di H2 e ricco ad esempio di metano.
A queste incognite si aggiunge quella regolatoria. In Italia non esiste ancora una disciplina specifica per l’esplorazione commerciale dell’idrogeno naturale e le eventuali iniziative ricadrebbero nelle norme generali sulla ricerca mineraria e sugli idrocarburi.
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