Un elettrolizzatore alcalino da laboratorio ha raggiunto 1.000 volt di tensione operativa, un valore che l'Università LUT (Lappeenranta-Lahti University of Technology), in Finlandia, definisce un record mondiale per questa tecnologia. L'annuncio, diffuso il 29 ottobre 2026, riguarda una ricerca del dipartimento di Ingegneria elettrica della LUT condotta nell'ambito del progetto FinH2, con il contributo del colosso svizzero-svedese dell'elettrotecnica ABB e dello stack-maker estone Stargate Hydrogen. L'obiettivo non è una nuova chimica dell'elettrolisi, ma un modo diverso di collegare le celle che già esistono, per abbattere il costo degli impianti di produzione di idrogeno verde.
TRL 3-4 — Ricerca sperimentale/primo prototipo: risultato validato su un sistema di laboratorio, con un passaggio a 50 kW ancora da completare prima di qualsiasi applicazione industriale
Impatto potenziale: medio
Il costo nascosto dell'elettrolisi alcalina
Gli elettrolizzatori alcalini sono la tecnologia più matura e meno costosa per produrre idrogeno verde dall'acqua usando elettricità rinnovabile, ma restano penalizzati da un dettaglio impiantistico poco visibile: la tensione di esercizio. Gli impianti industriali oggi in funzione lavorano tipicamente tra 200 e 400 volt, un intervallo che richiede correnti elettriche molto elevate per erogare la potenza necessaria. Più corrente significa cavi più grossi, convertitori di potenza più costosi e maggiori perdite per effetto Joule lungo tutta la filiera elettrica che collega il campo fotovoltaico o eolico allo stack di elettrolisi. Per i ricercatori della LUT, alzare la tensione è il modo più diretto per intervenire su questa voce di costo, che secondo le loro stime pesa per circa un quarto sull'investimento complessivo di un impianto a idrogeno verde.
Più celle in serie, meno corrente: il principio e il suo prezzo
Il principio elettrotecnico è semplice: a parità di produzione di idrogeno, aumentare la tensione riduce proporzionalmente la corrente richiesta, e questo si traduce in componenti di potenza più piccoli ed economici. Il modo più immediato per salire di tensione è collegare più celle elettrolitiche in serie all'interno dello stesso stack: con una tensione di cella di circa 2 volt, raggiungere 1.000 volt richiede quasi 500 celle in sequenza, contro poche decine negli impianti convenzionali.
Il problema delle correnti di dispersione
Questa soluzione, però, ha sempre avuto una controindicazione nota in letteratura: i canali dell'elettrolita che alimentano le celle collegate in serie offrono anche un percorso elettrico parallelo che "salta" la reazione chimica, dissipando energia in calore invece di produrre idrogeno. Più celle si aggiungono in serie, più queste correnti di dispersione (stray currents, nel gergo tecnico) crescono, ed è il motivo per cui l'industria non è mai arrivata a tensioni così alte. Il gruppo della LUT, con i colleghi del progetto FinH2, ha affrontato il problema dividendo lo stack ad alta tensione in sotto-stack più piccoli, collegati elettricamente in serie tra loro ma con circuiti idraulici dell'elettrolita separati: una soluzione impiantistica, non chimica, pensata per isolare i percorsi di dispersione senza rinunciare alla tensione complessiva.
I numeri del test di laboratorio
Nella fase preliminare del progetto, i ricercatori hanno costruito e collaudato un sistema da due sotto-stack di 48 celle ciascuno, per un totale di 200 volt e 10 kW di potenza. Nei test su configurazioni intermedie a 10 e 12 celle in serie, l'efficienza di corrente è risultata del 93% al 30% della corrente nominale, con una dispersione contenuta sotto lo 0,2% della corrente totale: un valore che il gruppo di ricerca giudica sufficientemente basso da rendere il principio applicabile a tensioni molto più alte. Il passo successivo, previsto dal progetto, è un sistema da dieci sotto-stack di 48 celle, per un totale di 1.000 volt e 50 kW, pensato per dimostrare che il principio tiene anche a una scala più vicina, pur non identica, a quella industriale.
Quanto si risparmia, e cosa resta da dimostrare
La stima della LUT è che, dimezzando il peso di alimentazione elettrica e convertitori di potenza sul costo totale di un impianto a idrogeno verde, l'investimento complessivo possa scendere del 10-15%. È una stima tecnico-economica, non ancora un dato di impianto reale: la ricerca pubblicata finora riguarda la modellazione delle correnti di dispersione su impianti alcalini di scala industriale (con articoli sulle riviste Renewable Energy e Applied Energy) e i test di laboratorio sul sistema a 200 volt, mentre il salto a 1.000 volt e alla scala di potenza superiore è il prossimo traguardo del progetto, non ancora un risultato misurato su un impianto completo. "Alzare la tensione del sistema di elettrolisi aiuta a migliorare l'efficienza dell'investimento e dell'energia nella produzione di idrogeno", sintetizza Jero Ahola, professore alla LUT e coordinatore della ricerca.
Perché interessa il settore dell'idrogeno
Il costo dell'elettrolizzatore, e in particolare dei suoi componenti elettrici, è una delle leve su cui l'intero comparto dell'idrogeno verde lavora per chiudere il divario di prezzo con l'idrogeno grigio prodotto da gas naturale. A differenza di molti annunci che riguardano nuovi materiali o nuove chimiche di cella, questo risultato agisce sull'architettura elettrica dello stack: un intervento che, se confermato alla scala dei 50 kW e poi su impianti multi-megawatt, potrebbe essere trasferito relativamente in fretta ai produttori di elettrolizzatori alcalini già industrializzati, senza richiedere nuovi materiali degli elettrodi o nuovi processi di fabbricazione delle celle.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove l'idrogeno verde è ancora in una fase di avvio impiantistico, un intervento che promette di tagliare i costi di impianto del 10-15% senza toccare la chimica delle celle avrebbe un interesse diretto per i produttori nazionali di elettrolizzatori, oggi concentrati soprattutto sulla tecnologia a membrana polimerica, e per gli sviluppatori delle hydrogen valley finanziate con il PNRR, che restano sensibili a ogni riduzione del capitale necessario. Va detto con chiarezza, però, che si tratta per ora di un risultato di laboratorio: il passaggio a 1.000 volt e 50 kW, più vicino alla scala pre-industriale, non è ancora stato validato, e la stima del 10-15% è una proiezione tecnico-economica, non una misura su un impianto reale. Anche se il principio dovesse confermarsi, l'economia dell'idrogeno verde in Italia continuerà a dipendere soprattutto dal costo dell'elettricità rinnovabile disponibile e dal quadro di incentivi, aste e garanzie d'origine ancora in via di definizione a livello nazionale ed europeo: una filiera elettrica più efficiente aiuta, ma non basta da sola a rendere l'idrogeno verde competitivo nel breve periodo.
Fonte: LUT University, "LUT University sets a record: 1,000 volts lowers the cost of green hydrogen"
