Un modello di programmazione lineare per la pianificazione dei sistemi elettrici con integrazione dell'idrogeno

Perché trasformare la luce del sole in idrogeno è importante

Molti paesi cercano soluzioni per mantenere l’energia elettrica disponibile, ridurre le emissioni di carbonio e allo stesso tempo sostenere industrie ad alta intensità energetica. Gli Emirati Arabi Uniti (EAU) dispongono di un’abbondante irradiazione solare, di un consumo elettrico in crescita e di grandi ambizioni per diventare un hub globale dell’idrogeno pulito. Questo studio pone una domanda semplice ma cruciale: se gli EAU riprogettassero il loro sistema elettrico per il 2030 da zero, quanta energia solare, a gas, nucleare, quante batterie e stoccaggio di idrogeno avrebbero senso sia dal punto di vista economico sia ambientale?

Progettare il puzzle energetico del futuro

I ricercatori hanno sviluppato un modello informatico dettagliato che rappresenta l’intero sistema elettrico e dell’idrogeno degli EAU ora per ora per un anno intero. Invece di adattare l’infrastruttura esistente, hanno seguito un approccio “greenfield”: il modello è libero di scegliere la combinazione di tecnologie più economica pur soddisfacendo due obiettivi per il 2030—circa 203 terawattora di elettricità e 1,4 milioni di tonnellate di idrogeno all’anno. Il modello può investire in quattro modalità di produzione di elettricità (pannelli solari, turbine eoliche, reattori nucleari e impianti a gas naturale efficienti) e in due modalità di accumulo (batterie al litio e stoccaggio sotterraneo di idrogeno). Include inoltre gli elementi fondamentali della filiera dell’idrogeno: elettrolizzatori che usano elettricità per scindere l’acqua, caverne sotterranee per immagazzinare l’idrogeno e celle a combustibile che possono riconvertire l’idrogeno immagazzinato in energia.

Come il sistema digitale prende le decisioni

Per decidere cosa costruire e come gestirlo, il modello usa la programmazione lineare, un metodo matematico spesso impiegato in logistica e finanza. Minimizza il costo annuale totale, includendo costruzione, esercizio, combustibile e perfino un prezzo per le emissioni di carbonio. Ad ogni ora dell’anno il modello deve bilanciare offerta e domanda di elettricità e monitorare dove l’idrogeno viene prodotto, immagazzinato e consumato. Utilizza dati meteorologici reali per solare ed eolico, un profilo orario realistico della domanda elettrica dominato dall’uso dei condizionatori d’aria e un pattern sintetico ma coerente per la domanda di idrogeno nei settori come l’acciaio, il trasporto marittimo e le raffinerie. Oltre ai costi, il modello traccia le emissioni nel ciclo di vita di ciascuna tecnologia, dalla costruzione degli impianti alla combustione del gas.

Com’è fatto il sistema a basse emissioni più economico

La soluzione a costo ottimale per il 2030 presenta una struttura chiara. L’energia solare viene spinta fino al limite nazionale di pianificazione, raggiungendo 19,8 gigawatt di capacità. L’energia nucleare opera principalmente come fonte baseload stabile, vicina alla piena capacità dell’attuale impianto di Barakah. Gli impianti a gas naturale mantengono un ruolo importante, fornendo oltre 50 gigawatt di capacità flessibile che aumenta quando il sole tramonta o durante i picchi di domanda. Sul lato dell’idrogeno, il modello installa grandi elettrolizzatori—circa 10,4 gigawatt—per convertire gli eccessi di elettricità in idrogeno, e un imponente stoccaggio sotterraneo di idrogeno, equivalente a circa 1,3 terawatt‑ora di energia. Questa configurazione permette al sistema di utilizzare ogni unità di elettricità generata, direttamente o indirettamente tramite l’idrogeno, con essenzialmente nessuno spreco energetico. Con le attuali ipotesi sui costi, tuttavia, non risulta economico costruire ulteriori batterie o celle a combustibile su scala nazionale.

Costi, carbonio e cosa guida davvero il risultato

Con questa configurazione, il modello stima che l’elettricità potrebbe essere fornita a un costo medio di circa 6,5 centesimi per kilowattora e l’idrogeno a circa 2,56 dollari per chilogrammo—valori competitivi nella corsa globale all’idrogeno verde. Eppure il sistema emette ancora circa 124 milioni di tonnellate di CO2 equivalente all’anno, principalmente dagli impianti a gas naturale. Un’analisi di sensitività mostra che politiche e prezzi dei combustibili influenzano molto più del prezzo di listino dei pannelli solari o degli elettrolizzatori. Una tassa sul carbonio di 100 dollari per tonnellata aumenterebbe i costi totali del sistema di quasi tre quarti, mentre una variazione del 50% nel prezzo del gas sposterebbe i costi di circa più o meno un quarto. Al contrario, dimezzare il costo in conto capitale di solare o elettrolizzatori cambia di poco il costo totale del sistema, perché il modello già utilizza tanto quanto permesso da limiti pratici di queste tecnologie.

Cosa significa per le persone e i decisori

Per i lettori non specialisti nel mondo della modellistica energetica, il messaggio è lineare. In un paese ricco di sole ma povero d’acqua come gli EAU, grandi parchi solari, energia nucleare stabile e impianti a gas flessibili costituiscono la spina dorsale di un sistema conveniente. L’idrogeno svolge un doppio ruolo: funge da accumulo energetico di lungo periodo che attenua le fluttuazioni della produzione solare e fornisce un combustibile più pulito per industrie pesanti e trasporto. Lo studio suggerisce che, ai prezzi attuali, grandi impianti per l’idrogeno e lo stoccaggio sotterraneo superano le batterie per il bilanciamento su larga scala, mentre strumenti di politica come la tariffazione del carbonio e il rischio legato al prezzo del gas determineranno in ultima istanza quanto il sistema sarà “verde” e quanto costerà. In termini pratici, accelerare la costruzione di solare e nucleare, mantenere—ma rendere più puliti—gli impianti a gas e investire precocemente in infrastrutture per l’idrogeno potrebbe permettere agli EAU di ridurre le emissioni e creare nuove industrie esportatrici senza sacrificare l’affidabilità energetica.

Citazione: Zaiter, I., Sleptchenko, A., Mayyas, A. et al. A linear programming model for power system planning with hydrogen integration. Sci Rep 16, 7120 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35701-4

Parole chiave: idrogeno verde, accumulo di energia, energia solare, gas naturale, transizione energetica UAE