I giacimenti esauriti del Mare del Nord potrebbero custodire 3659 TWh di idrogeno.
3659 TWh non è una cifra che si possa ignorare: equivale a più di sette anni di consumo elettrico britannico atteso per il 2040. Non sarebbe una quantità da accumulare in batterie o in caverne di sale: starebbe nei giacimenti esauriti del Mare del Nord, che però non compaiono nei piani nazionali per lo stoccaggio di idrogeno. Il numero arriva da una ricerca del Durham Energy Institute pubblicata lo scorso 19 giugno, che ha calcolato la capacità di stoccaggio nello scenario ad alta capacità: 3659 TWh di idrogeno verde potenzialmente immagazzinabili nei campi offshore dismessi del Regno Unito.
Il parametro di confronto è una proiezione. Secondo il National Energy System Operator, il consumo elettrico del Regno Unito arriverà a 490 TWh nel 2040. Il rapporto è superiore a sette annualità: una riserva pensata per tempi lunghi, non un tampone da poche ore.
3659 TWh sotto il Mare del Nord
Il dato non misura la produzione di idrogeno, ma la sua custodia. Nello scenario ad alta capacità, i giacimenti offshore esauriti vengono trattati come un serbatoio in grado di assorbire idrogeno verde quando la domanda è bassa e di restituirlo quando serve. La cifra di 3659 TWh è uno scenario, non un progetto: secondo la ricerca, l’unico giacimento del Mare del Nord in fase di sviluppo per lo stoccaggio di idrogeno è Rough, molto al di sotto di quella scala. Il resto è potenziale geologico, calcolato sulla carta.
Con 490 TWh di consumo atteso al 2040, una riserva da 3659 TWh copre più di sette annualità. Se il potenziale è questo, perché i piani britannici non lo contemplano?
Il campo che i piani non vedono
La risposta è nel divario tra la mappa geologica e la mappa politica. Nei piani britannici per lo stoccaggio di idrogeno i giacimenti esauriti non vengono considerati: l’attenzione si concentra quasi interamente sulle caverne di sale, come rileva un’analisi pubblicata su The Conversation. La politica per lo stoccaggio dell’idrogeno, in altre parole, guarda quasi solo alle caverne di sale e lascia fuori i campi offshore dismessi.
Il paradosso è che le alternative non mancano. Un precedente studio di screening firmato van Klaveren ha indicato, nel 2025, circa 140 giacimenti potenzialmente idonei allo stoccaggio sotterraneo di idrogeno. Eppure l’unico progetto indicato come in sviluppo è Rough, il giacimento di gas che Centrica intende riconvertire in uno dei primi impianti di stoccaggio di idrogeno su larga scala del Regno Unito.
Il quadro è asimmetrico: da un lato una mappa con circa 140 strutture idonee, dall’altro un solo campo in sviluppo e una politica che guarda altrove. Se quei 140 giacimenti entrassero davvero nei piani, cosa cambierebbe per il sistema elettrico?
Il trade-off del 2040
La risposta a quella domanda determina la forma della rete britannica al 2040. I modelli sono netti su un punto: in tutti gli scenari, il gas scende a solo l’1% della generazione entro il 2030. La discesa rapida è condivisa. Ciò che cambia è il punto di arrivo: solo lo scenario ad alta capacità di stoccaggio, quello che aggiunge i giacimenti esauriti del Mare del Nord, elimina completamente la necessità di utilizzare centrali a gas convenzionali entro il 2040.
Per chi progetta il sistema elettrico, la differenza è concreta. Negli scenari che non includono i giacimenti offshore, la quota di gas scenderebbe all’1% ma non si azzererebbe: quella frazione conserverebbe il ruolo di riserva. Nello scenario ad alta capacità, invece, la necessità di quella riserva fossile scompare entro il 2040. Non si tratta di un dettaglio: la scelta dello stoccaggio decide se il backup del sistema continuerebbe a essere termoelettrico o passerebbe a una rete di idrogeno stoccato nei campi esauriti.
Il passaggio non è automatico. L’unico progetto indicato come in sviluppo è Rough; lo screening ne ha indicati circa 140 di potenzialmente idonei, ma tra uno screening e una pipeline di progetti reali ci sono anni, permessi e investimenti. Non resta che chiedersi se il Regno Unito saprà passare dalla carta dei 140 giacimenti alla pipeline dei progetti veri.
La chiusura del ragionamento è netta: il potenziale non è in discussione. La differenza tra un sistema che conserva una generazione a gas e uno a zero emissioni non si gioca sulla chimica dell’idrogeno, ma sulla scelta di riempire i giacimenti offshore esauriti invece di limitarsi alle caverne di sale.
