Infrastrutture a idrogeno e territorio: una lettura integrata del rischio

Paolo Mocellin - AIDIC - Associazione Italiana Di Ingegneria Chimica

A livello globale, la domanda di idrogeno ha sfiorato i 100 Mt nel 2024 ed è attesa in crescita oltre questa soglia nel 2025, ancora quasi interamente legata a usi tradizionali (raffinazione, ammoniaca, metanolo, DRI fossile); le nuove applicazioni energetiche e l'idrogeno a basse emissioni restano sotto l'1%, mentre nello scenario "Net Zero by 2050" dell'IEA idrogeno e derivati potrebbero arrivare a circa il 10% dei consumi finali al 2050.

In Italia, il PNIEC conferma l'idrogeno come vettore strategico: al 2030 sono previsti 10 TWh/anno di rinnovabili dedicate e circa 0,25 Mt/anno di idrogeno rinnovabile, con usi iniziali in raffineria e mobilità pesante e un'estensione progressiva al trasporto marittimo; il Piano include anche progetti pilota di riconversione della rete gas e il SoutH? Corridor. La mappatura H?IT (settembre 2025) censisce oltre 100 progetti PNRR/IPCEI (stazioni di rifornimento, impianti industriali, Hydrogen Valley).

In questo quadro, l'idrogeno è chiamato a diventare un vettore flessibile fra rinnovabili, industria e trasporti, spostando il baricentro dai progetti pilota a vere e proprie infrastrutture di scala (elettrolizzatori, stoccaggi, reti, HRS). In parallelo a questa accelerazione sul fronte degli investimenti e delle infrastrutture, cambiano anche le condizioni al contorno in cui l'idrogeno viene prodotto, stoccato e utilizzato.

La combinazione di:
- nuove taglie impiantistiche,
- nuovi contesti d'uso (aree urbane, nodi logistici, infrastrutture critiche),
- maggiore interconnessione tra reti elettriche, gas e idrogeno, genera un panorama di rischi inediti ed emergenti che richiedono
strumenti di analisi aggiornati e una cultura della sicurezza in grado di accompagnare lo sviluppo infrastrutturale del territorio senza comprometterne l'accettabilità sociale, in una prospettiva di delicato equilibrio.

Idrogeno: grandi hub e impianti decentralizzati

Se dalle strategie si passa all'attuazione sul terreno, la transizione all'idrogeno prende forma in infrastrutture nuove o profondamente riconfigurate.
Non solo grandi dorsali o hub portuali, ma anche sistemi decentralizzati e modulari, spesso collocati a ridosso delle utenze finali.

Hydrogen Valleys e grandi hub

Un primo tassello è rappresentato dalle Hydrogen Valley e dai grandi hub energetici, ovvero aree in cui lungo l'intera filiera - produzione, stoccaggio, distribuzione e usi finali - l'idrogeno è integrato in modo coordinato, spesso in stretta connessione con
la produzione da fonte rinnovabile.

Nel concetto di Hydrogen Valley, gli impianti di produzione (elettrolizzatori e, dove previsto, reforming di idrocarburi con cattura della CO?) si combinano con:
- utenze industriali energivore, che usano l'idrogeno come combustibile o materia prima;
- reti gas locali o infrastrutture H?-ready, per il trasporto su distanze medio-brevi;
- applicazioni per la mobilità, in particolare trasporto stradale o ferroviario e flotte logistiche.

Dal punto di vista infrastrutturale, in un'area relativamente limitata si concentrano:
- impianti di produzione di idrogeno;
- sistemi di stoccaggio (in pressione o con soluzioni alternative);
- reti interne di distribuzione e connessioni a reti gas H?-ready;
- punti di carico/scarico e stazioni di rifornimento per veicoli e mezzi di servizio.

Soluzioni decentralizzate e impianti containerizzati

In parallelo ai grandi hub, stanno emergendo applicazioni decentralizzate, spesso basate su soluzioni containerizzate: veri e propri impianti completi alloggiati in un container. Rientrano in questa categoria.
- elettrolizzatori in skid o container, con impiantistica ausiliaria;
- impianti di reforming containerizzati, nelle versioni tradizionali ed elettrificate, abbinati a sistemi di purificazione e alimentati
da gas naturale o biometano.

Sono unità modulari pensate per contesti in cui la produttività richiesta non è particolarmente elevata e gli impieghi sono soprattutto locali.

In genere risultano scalabili, plug-and-play ed installabili in prossimità dell'utenza.

Il tema della compatibilità e dell'accettabilità del rischio La diffusione di infrastrutture a idrogeno fuori dai grandi poli industriali - in aree artigianali, logistiche o periurbane - rende il tema della compatibilità con il territorio particolarmente delicato, perché i profili di vulnerabilità del contesto possono essere molto diversi.

Molte installazioni, pur gestendo quantità di idrogeno inferiori alle soglie Seveso (< 5 ton, D.Lgs. 105/2015), sono comunque valutate ai fini della compatibilità urbanistica con gli strumenti del D.M. 9 maggio 2001, pensati per stabilimenti a rischio di incidente rilevante di ben altra scala.

Ne deriva una certa asimmetria: impianti formalmente non Seveso ma di fatto letti con logiche nate per realtà maggiori, tema che, con la crescita delle applicazioni a idrogeno, potrebbe richiedere un futuro riordino tra prevenzione incendi, disciplina Seveso e pianificazione territoriale.

In questo contesto, le metriche di rischio sociale (es. curve f-N) sono ancora poco utilizzate, ma potrebbero aiutare a quantificare
in modo più oggettivo il rischio e, soprattutto, a comunicarlo con maggiore trasparenza, riducendo le distorsioni percettive tipiche delle nuove tecnologie per tutti gli attori coinvolti (progettisti, autorità, amministrazioni, comunità locali).

Idrogeno: cosa cambia per la sicurezza

Per capire perché le infrastrutture a idrogeno pongono problemi specifici, è utile richiamare poche proprietà chiave che lo distinguono da gas più "noti" come, ad esempio, il metano o il gas di petrolio liquefatto (GPL).

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