In una struttura di ricerca a Dalian, sulla costa nord-orientale della Cina, un impianto alimentato con acqua di mare produce ormai idrogeno e acqua dolce nello stesso processo, usando il calore generato dall'elettrolisi per dissalare l'acqua che lo alimenta. Il sistema, sviluppato dal Dalian Institute of Chemical Physics (DICP) dell'Accademia Cinese delle Scienze (CAS) e descritto il 15 settembre 2026 sulla rivista Nature Energy, ha raggiunto la scala di 250 kilowatt dopo un pilota industriale da 20 kW che ha funzionato per 100 giorni consecutivi senza interruzioni: un salto di scala non banale per una tecnologia, l'elettrolisi dell'acqua di mare, che finora si era fermata quasi sempre al banco di laboratorio.
TRL 6-7 — Dimostrazione/prototipo in scala pre-industriale: pilota da 20 kW e sistema da 250 kW testati con continuità operativa presso il centro di ricerca, non ancora un impianto commerciale sul mercato
Impatto potenziale: alto
Il problema: l'idrogeno verde ha bisogno di acqua dolce, ma spesso non ce n'è dove costa meno produrlo
Gli elettrolizzatori commerciali, alcalini o a membrana a scambio protonico, lavorano con acqua demineralizzata: qualunque traccia di sali o impurità presente nell'acqua grezza deposita incrostazioni sugli elettrodi e corrode membrane e catalizzatori, riducendo in fretta le prestazioni dell'impianto. Il problema è che le zone del pianeta dove il sole e il vento rendono l'elettricità rinnovabile più economica — coste desertiche del Nord Africa e del Medio Oriente, l'Australia occidentale, ampi tratti del litorale cinese — sono spesso anche le più povere di acqua dolce. Finora la soluzione standard è stata affiancare all'elettrolizzatore un impianto di dissalazione separato, alimentato con elettricità aggiuntiva sottratta alla produzione di idrogeno: un costo energetico e impiantistico che pesa sul conto finale. L'elettrolisi diretta dell'acqua di mare, studiata da decenni come alternativa, si è scontrata finora con lo stesso ostacolo di sempre: il cloro disciolto nell'acqua marina corrode gli elettrodi e genera sottoprodotti indesiderati, mentre i sali minerali precipitano sulle superfici attive, limitando la tecnologia quasi sempre a celle di laboratorio di piccola taglia.
La soluzione del DICP: non elettrolizzare l'acqua di mare, ma dissalarla con il calore che l'elettrolisi stessa produce
Il team guidato dal professor Deng Dehui e dalla professoressa associata Liu Yanting ha scelto una strada diversa, che il gruppo chiama STHW (seawater-to-hydrogen-and-freshwater): invece di immettere acqua di mare grezza nell'elettrolizzatore, il sistema la dissala prima, con un'unità di distillazione sotto vuoto a bassa temperatura (40-50°C) alimentata dal calore di scarto che l'elettrolisi alcalina genera comunque durante il funzionamento. In un elettrolizzatore convenzionale quel calore — stimato attorno al 30% dell'elettricità in ingresso — andrebbe perso in dissipazione; nel sistema cinese viene invece recuperato per far evaporare e poi ricondensare l'acqua marina a temperature più basse del normale, producendo acqua dolce che alimenta l'elettrolizzatore e, in eccesso, può essere destinata ad altri usi. È un circuito chiuso in cui il calore che sarebbe comunque sprecato svolge un secondo lavoro utile, evitando del tutto il contatto diretto tra acqua di mare ed elettrodi e, con esso, i problemi di corrosione da cloruri che hanno frenato per anni l'elettrolisi marina diretta.
Dal pilota di 20 kW al sistema di 250 kW: i numeri della dimostrazione
Il percorso di scala-up documentato nell'articolo su Nature Energy parte da un pilota industriale da 20 kW, che ha prodotto 3,8 Nm³ di idrogeno all'ora e 1,2 kg di acqua dolce all'ora, funzionando con continuità per 100 giorni senza interruzioni. Il sistema portato a 250 kW ha poi raggiunto 48 Nm³ di idrogeno all'ora, con una purezza del 99,99%, e 31,6 kg di acqua dolce all'ora, pari a una proiezione annua di circa 380.000 metri cubi di idrogeno e 256 tonnellate di acqua dolce. Il dato che i ricercatori sottolineano come più significativo è il miglioramento dell'efficienza elettrica: +14,4% rispetto a un elettrolizzatore alcalino convenzionale alimentato solo con acqua dolce, un guadagno che arriva proprio dal recupero di calore altrimenti perso. Nei test di resistenza il sistema da 250 kW ha retto 40 giorni di cicli continui di accensione e spegnimento senza mostrare segni di degrado delle prestazioni, un indicatore importante per un impianto pensato per funzionare in abbinamento a fonti rinnovabili intermittenti come eolico e fotovoltaico.
Il sottoprodotto che vale (quasi) il doppio: sale, uranio e bromo dalla salamoia residua
Il processo di dissalazione lascia come scarto una salamoia concentrata, cioè acqua di mare con una concentrazione di sali più alta di quella di partenza. Anziché scaricarla in mare, il team del DICP la indica come fonte secondaria di risorse: sale da cucina, bromo e persino uranio, elemento presente in tracce nell'acqua marina, sono tra i materiali che il gruppo di ricerca cita come recuperabili dal flusso di scarto concentrato. Il comunicato dell'Accademia Cinese delle Scienze non fornisce ancora dati quantitativi su volumi o economicità di questo recupero, che resta per ora un potenziale aggiuntivo del processo più che una linea di business già dimostrata; indica comunque una direzione di sviluppo coerente con l'idea di fondo del progetto, trattare l'acqua di mare come una risorsa multipla piuttosto che come un semplice scarto da trattare.
Quanto potrebbe costare l'idrogeno prodotto così
Sulla base dei costi dell'elettricità rinnovabile citati dal team di ricerca, il costo dell'idrogeno prodotto con questo sistema si collocherebbe attorno a 2,10 dollari al chilogrammo usando elettricità eolica a 0,033 dollari/kWh, e a 2,90 dollari al chilogrammo con elettricità fotovoltaica a 0,049 dollari/kWh: in entrambi i casi sotto l'attuale prezzo di mercato dell'idrogeno, stimato attorno a 3,90 dollari al chilogrammo. Sono stime teoriche basate sul solo costo dell'elettricità, che non includono l'investimento necessario per costruire l'impianto di elettrolisi-dissalazione integrato né i costi di esercizio e manutenzione su più anni: vanno quindi lette come un'indicazione di potenziale, non come un costo di produzione già verificato su scala industriale. Il DICP non è il solo laboratorio a lavorare sulla riduzione del costo dell'idrogeno da elettrolisi: come raccontato in un articolo precedente, l'azienda australiana Hysata punta nella stessa direzione lavorando sull'ingegneria della cella elettrochimica piuttosto che sull'accesso alla materia prima; i due approcci, efficienza di cella e riuso del calore di scarto per la dissalazione, sono per certi versi complementari più che concorrenti.
Cosa resta da dimostrare
Il team di ricerca è esplicito sulle priorità dei prossimi passi: catalizzatori più efficienti, un recupero del calore di scarto ulteriormente ottimizzato e l'uso dell'intelligenza artificiale per regolare in tempo reale i parametri operativi dell'impianto. Restano aperti anche due nodi non secondari per qualunque tecnologia che aspiri al mercato: la durata delle prestazioni su un orizzonte di anni, non di settimane — i 40 giorni di test ciclici sono un indicatore positivo ma non equivalgono a un esercizio pluriennale — e la verifica dei costi reali di investimento e manutenzione di un impianto che integra due processi industriali, elettrolisi e dissalazione, oggi tipicamente gestiti separatamente. Il progetto resta quindi in una fase di dimostrazione avanzata, non ancora un prodotto commerciale disponibile sul mercato.
Perché interessa il settore
Quasi la totalità dell'acqua sulla Terra è acqua di mare, e buona parte delle zone costiere con il miglior potenziale eolico e solare del pianeta si trova in regioni dove l'acqua dolce è scarsa o contesa con usi agricoli e civili. Un sistema che produce idrogeno verde e acqua dolce in eccesso dallo stesso impianto, senza dover costruire una dissalazione separata alimentata da elettricità sottratta alla produzione di idrogeno, affronta direttamente uno dei vincoli meno discussi ma più concreti per lo sviluppo dell'idrogeno rinnovabile su scala in queste aree. Per l'Europa e per l'Italia, dove l'acqua dolce non è generalmente il fattore limitante per i progetti di elettrolisi esistenti, il valore di questa ricerca sta più nella logica di sistema che dimostra — recuperare un calore di scarto per risolvere un secondo problema industriale — che in un'applicazione diretta e immediata sul territorio nazionale.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove i progetti di elettrolisi come quello avviato a Genova nascono in contesti dove l'acqua dolce non manca, questa tecnologia non risolve un problema che già abbiamo: il suo valore per noi è soprattutto come indicazione di una direzione di ricerca, il riuso sistematico del calore di scarto nei processi di elettrolisi, replicabile anche in applicazioni diverse dalla dissalazione. Il discorso cambia per l'Italia come possibile partner industriale e finanziatore di filiere dell'idrogeno importato da aree costiere aride del Nord Africa e del Medio Oriente, dove la scarsità di acqua dolce è invece un vincolo reale: una tecnologia che abbassasse il costo dell'idrogeno prodotto in quei contesti avrebbe un effetto indiretto ma concreto sulle forniture che l'Europa conta di importare nei prossimi anni. Gli ostacoli pratici restano comunque rilevanti: i dati di durata si fermano a poche settimane di test, mancano ancora stime pubbliche sui costi di investimento dell'impianto integrato, e il passaggio dalla scala dimostrativa di 250 kW a impianti industriali di taglia utility richiede tipicamente anni di validazione sul campo. Un risultato scientifico solido e ben documentato, dunque, ma che va misurato per quello che è: una dimostrazione di laboratorio avanzata, non una tecnologia pronta per il mercato.
Fonte: Chinese Academy of Sciences, "New Strategy Enables Co-production of Hydrogen and Fresh Water from Seawater", con dati tecnici aggiuntivi da Nature Energy, "A 250-kilowatt system for co-production of hydrogen and fresh water from seawater" e da Interesting Engineering, "Scientists pull hydrogen, fresh water and uranium from single 250kW seawater plant".
