A Petrobrazi hanno installato l’elettrolisi

L’idrogeno verde sostituirà gradualmente quello da gas naturale nei processi di raffinazione

In un angolo della raffineria di Petrobrazi, tra torri di distillazione e reforming a gas, sono arrivati dei container. Dentro, niente greggio o nafta: ma le celle che scindono l’acqua, non gli idrocarburi. È il primo passo per produrre idrogeno senza fiamma. Ieri, 26 giugno, tutti i moduli per il progetto di idrogeno verde da 20 MW sono stati consegnati al sito OMV Petrom in Romania. Un passaggio logistico che sembra solo un traguardo di cantiere, ma che in realtà segna un momento preciso: la chimica della raffineria sta cambiando, e lo fa a partire dall’elettricità.

L’elettrolisi arriva in raffineria

Chi conosce le raffinerie sa che l’idrogeno, lì dentro, non è una novità. Serve per desolforare i tagli petroliferi, per trattare i distillati, per spezzare molecole pesanti negli hydrocracker. Ma a Petrobrazi, finora, l’idrogeno arrivava dal reforming del gas naturale: si prende metano, si aggiunge vapore a 800 gradi, si ottiene syngas e poi idrogeno. Un processo termochimico che emette CO₂ per ogni chilo di H₂ prodotto — circa 9-10 chili di CO₂ per chilo di idrogeno, a seconda dell’efficienza dell’impianto.

Quello che è appena atterrato in raffineria funziona in modo radicalmente diverso. I moduli consegnati contengono elettrolizzatori: macchine che applicano una corrente continua a una pila di celle, ciascuna con una membrana a scambio protonico (PEM), per separare l’acqua in ossigeno e idrogeno puro. Nessuna combustione, nessun reforming, nessuna emissione diretta. Se l’elettricità che alimenta le celle arriva da fonti rinnovabili — eolico, fotovoltaico — l’idrogeno prodotto è verde per definizione. La differenza non è solo ambientale: è chimica. Si passa da un processo che spezza legami carbonio-idrogeno a uno che spezza legami ossigeno-idrogeno. Il cuore della raffineria, per la prima volta, si scollega dal carbonio.

Ma una singola consegna, anche se fondamentale, è solo un tassello di un disegno molto più grande.

Undici miliardi per voltare pagina

C’è un filo rosso che lega questo impianto da 20 MW a una visione di lungo termine. OMV Petrom, il maggiore produttore integrato di energia del Sud-Est europeo, ha messo sul tavolo investimenti per la trasformazione a basse emissioni per 11 miliardi di euro, con orizzonte al 2030. Non si tratta di un esperimento isolato o di un progetto pilota fine a sé stesso: l’impianto di idrogeno verde a Petrobrazi è uno dei primi mattoni di una strategia che punta a decarbonizzare l’intera catena del valore, dall’estrazione alla raffinazione, dai trasporti alla chimica.

Venti megawatt di capacità di elettrolisi sono una taglia significativa per il settore. Non siamo ancora alla scala dei gigawatt di cui si parla per i grandi hub europei dell’idrogeno — come quelli in costruzione a Rotterdam o in Portogallo — ma siamo ben oltre la taglia dimostrativa. Per dare un riferimento: un elettrolizzatore da 20 MW può produrre circa 8-9 tonnellate di idrogeno al giorno, assumendo un’efficienza di sistema intorno al 55-60 kWh per chilo di H₂. È una quantità che può coprire una frazione non trascurabile del fabbisogno di una raffineria media, sostituendo parte del reforming e abbattendo diverse decine di migliaia di tonnellate di CO₂ all’anno.

I moduli consegnati non sono prototipi da laboratorio. Sono unità pre-assemblate, containerizzate, progettate per essere installate in un impianto industriale operativo. Questo dice molto sulla maturità della tecnologia PEM: non siamo più nella fase in cui si testa se l’elettrolisi funziona — quello lo sappiamo da decenni — ma nella fase in cui si testa se funziona dentro un processo produttivo reale, con le sue variabili, i suoi vincoli, i suoi bilanci economici.

La prima molecola verde e le sfide operative

Con i moduli a terra, la partita ora si sposta nel campo dell’operatività quotidiana. Perché integrare l’idrogeno verde in una raffineria non è come attaccare una presa. La domanda che ogni gestore di impianto si sta facendo è semplice: cosa succede quando la prima molecola verde entra nel sistema?

Primo problema: la purezza. L’idrogeno da reforming contiene impurità — monossido di carbonio, anidride carbonica, tracce di metano — che alcuni processi catalitici tollerano. L’idrogeno da elettrolisi PEM è estremamente puro (>99,999%), ma questa purezza non è sempre un vantaggio netto. Certi catalizzatori si sono adattati per decenni a lavorare con l’idrogeno da reforming, e il cambio di composizione del gas può richiedere aggiustamenti operativi, se non modifiche ai sistemi di purificazione a valle. Non è un problema insormontabile, ma va gestito.

Secondo: lo stoccaggio. L’elettrolizzatore produce idrogeno a una pressione di uscita che per i sistemi PEM si aggira tipicamente intorno ai 30-40 bar, a volte meno. La raffineria lavora a pressioni molto più alte nei suoi circuiti di idrogeno — parliamo di 80-150 bar, a seconda dei processi. Serviranno compressori, e i compressori di idrogeno non sono banali: il gas è leggero, tende a sfuggire, e la compressione consuma energia aggiuntiva, mangiandosi una fetta dell’efficienza complessiva del sistema. Chi progetta l’integrazione deve calcolare bene il bilancio energetico totale: non basta guardare i kWh per chilo all’uscita dell’elettrolizzatore, bisogna guardare i kWh per chilo al punto di utilizzo.

Terzo: l’intermittenza. Se l’impianto verrà alimentato da fonti rinnovabili dedicate — e questa è la logica di un progetto che si definisce “verde” — la produzione di idrogeno seguirà il profilo di generazione elettrica. Non sarà costante. La raffineria, invece, ha un consumo di idrogeno che non segue il sole e il vento: i processi catalitici vanno tenuti in condizioni stazionarie, le unità di desolforazione non si accendono e spengono come un interruttore. Servirà un sistema di accumulo intermedio — molto probabilmente stoccaggio in pressione, forse in caverna salina — per disaccoppiare la produzione dal consumo. E questo aggiunge costi di capitale, complessità operativa, e un ulteriore anello nella catena dei rendimenti.

Chi gestisce la raffineria sa che l’arrivo di questi moduli non è la fine del lavoro, ma l’inizio di una fase nuova: quella in cui le logiche della chimica tradizionale — continue, stazionarie, prevedibili — devono dialogare con le logiche delle rinnovabili — intermittenti, variabili, meteorologiche. È un matrimonio tecnico complicato, ma è esattamente il tipo di complicazione che segna la differenza tra un annuncio e un impianto funzionante.

I moduli sono a terra. Ora la domanda è una sola: quando arriverà l’elettricità rinnovabile per accenderli? Perché la vera svolta è lì, nell’incrocio tra la chimica dell’acqua e il megawattora giusto.