1. Introduzione
Negli ultimi anni, l’idrogeno è diventato uno degli elementi centrali nei piani di decarbonizzazione di Europa e Italia. In particolare, l’idrogeno verde — prodotto mediante elettrolisi dell’acqua usando energia da fonti rinnovabili — viene considerato come la rosa dei venti per il futuro energetico. Ma cos’è concretamente, quali sono le sue potenzialità e quali gli ostacoli?
L’Unione Europea si è fissata target ambiziosi: produrre o importare, entro il 2030, decine di milioni di tonnellate di idrogeno rinnovabile, parallelamente all’espansione di rinnovabili elettriche. In Italia, progetti industriali come quelli di Enel Green Power e SNAM puntano su impianti di elettrolisi dedicati, iniziative di idrogeno “ready” infrastrutturale e incentivi via PNRR. Tuttavia, l’equilibrio tra aspirazioni, costi e tecnologie non è scontato — e spesso è diventato anche oggetto di critiche circa target poco realistici [5][39].
2. Produzione, tipologie e costi attuali
Le tipologie principali sono:
- Idrogeno “grigio” (grey): ottenuto dal gas naturale via steam-reforming, senza cattura di CO₂. Prevale attualmente.
- Idrogeno “blu” (blue): come il grigio, ma con cattura e stoccaggio del CO₂ (CCS) per ridurne l’impatto.
- Idrogeno “verde” (green): prodotto tramite elettrolisi alimentata da energia rinnovabile, senza emissioni dirette. È la versione “pulita” [2][5].
Costi attuali e previsioni
- In Europa, secondo l’UEIPP (EUISS) alla fine del 2023 il costo dell’idrogeno verde si aggirava attorno a €6,2/kg, mentre l’idrogeno grigio costava circa €2/kg [39].
- Uno studio tecnico-economico recente segnala che green hydrogen richiede una componente significativa del costo legata al prezzo dell’energia elettrica (fino all’80%) [5].
- Alcune analisi prevedono che entro il 2030, in regioni con rinnovabili abbondanti, il costo del green hydrogen possa scendere verso €3-€5/kg [3][5]. Questo implicherebbe miglioramenti nell’efficienza degli elettrolizzatori, economie di scala e costi dell’elettricità rinnovabile più bassi.
3. Benefici attesi
L’idrogeno verde rappresenta una delle soluzioni più promettenti per la decarbonizzazione dei settori industriali difficili da elettrificare, come siderurgia, chimica, raffinazione e produzione di fertilizzanti. In questi comparti, dove sono richieste temperature elevate o reazioni chimiche basate su idrocarburi, l’elettrificazione diretta risulta complessa o inefficiente. L’utilizzo di idrogeno ottenuto da elettrolisi alimentata da fonti rinnovabili consentirebbe di sostituire il gas naturale e altri combustibili fossili, riducendo le emissioni di CO₂ di oltre il 90% nei processi industriali in cui viene impiegato come reagente o vettore energetico.
Un esempio emblematico è rappresentato dal progetto HYBRIT in Svezia, dove acciaio prodotto con idrogeno verde ha già sostituito il carbone nei forni di riduzione diretta del minerale, abbattendo fino al 95% delle emissioni rispetto ai processi tradizionali.
Oltre all’industria pesante, l’idrogeno può contribuire in modo rilevante alla stabilizzazione delle reti elettriche. Nei momenti in cui la produzione da fonti rinnovabili eccede la domanda, l’energia in eccesso può essere utilizzata per generare idrogeno tramite elettrolisi, creando una forma di accumulo a medio-lungo termine. L’idrogeno può poi essere stoccato e riconvertito in elettricità nei momenti di picco della domanda o quando la generazione solare ed eolica è scarsa. Questo meccanismo consente di ridurre la necessità di curtailment (spreco di energia rinnovabile non utilizzata) e di aumentare la flessibilità e resilienza del sistema elettrico.
Dal punto di vista economico, lo sviluppo della filiera dell’idrogeno verde può generare nuove opportunità occupazionali e attrarre investimenti significativi. In Italia, il progetto europeo IPCEI Hy2Use rappresenta un caso concreto: nei siti di Gela e Taranto sono previsti elettrolizzatori da 20 MW e 10 MW, con un investimento complessivo superiore ai 100 milioni di euro, destinato non solo alla produzione di idrogeno ma anche alla creazione di nuove competenze e supply chain locali [9]. A livello europeo, la Commissione stima che entro il 2030 il comparto dell’idrogeno possa creare oltre un milione di nuovi posti di lavoro diretti e indiretti.
Infine, l’adozione diffusa dell’idrogeno verde contribuirebbe anche alla riduzione dei costi ambientali e sanitari legati all’inquinamento atmosferico. La sostituzione dei combustibili fossili non solo taglia le emissioni di CO₂, ma elimina anche ossidi di azoto, polveri sottili e composti organici volatili. Gli effetti sulla salute pubblica sarebbero tangibili, soprattutto nelle aree industriali e urbane, con minori casi di patologie respiratorie e cardiovascolari e una conseguente riduzione dei costi sociali e sanitari associati.
4. Criticità reali
Nonostante il grande potenziale, la diffusione dell’idrogeno verde incontra ancora numerosi ostacoli di natura tecnica, economica e infrastrutturale. La prima grande sfida riguarda la disponibilità di energia rinnovabile: produrre un chilogrammo di idrogeno tramite elettrolisi richiede in media 50–55 kWh di elettricità, proveniente idealmente da fonti rinnovabili. Per questo motivo, se il mix elettrico nazionale non è ancora sufficientemente decarbonizzato, o se il costo dell’energia rimane elevato, il prezzo finale dell’idrogeno verde cresce rapidamente. Oggi l’elettricità rappresenta oltre il 70% del costo totale di produzione, rendendo il processo competitivo solo in contesti dove l’energia solare o eolica è abbondante e a basso costo [3][5].
A questo si aggiunge la questione infrastrutturale. L’idrogeno non può essere semplicemente “iniettato” nelle reti esistenti senza modifiche: la sua molecola, molto più piccola del metano, può causare perdite e problemi di fragilità nei materiali. Per rendere gli impianti “hydrogen ready”, come stanno tentando SNAM e altri operatori italiani, occorrono investimenti significativi in condotte, compressori, valvole e sistemi di sicurezza [6][11]. Anche lo stoccaggio e il trasporto comportano sfide: l’idrogeno deve essere compresso a 350–700 bar o liquefatto a -253°C, processi che richiedono ulteriore energia e riducono l’efficienza complessiva del ciclo.
Le perdite di rendimento lungo la filiera sono infatti un altro nodo critico. Dall’elettrolisi alla ricombustione o riconversione in elettricità, solo il 25–35% dell’energia primaria può essere effettivamente recuperato [5]. In termini pratici, ciò significa che per ottenere la stessa quantità di energia utile si deve produrre quasi tre volte più elettricità rinnovabile. Questo solleva dubbi sull’effettiva convenienza dell’idrogeno verde per usi generalizzati, rispetto all’elettrificazione diretta o ad altre soluzioni di accumulo.
Infine, il contesto normativo e di mercato rimane frammentato. Sebbene l’Unione Europea abbia avviato la European Hydrogen Bank e definito criteri per certificare l’idrogeno rinnovabile, le tempistiche autorizzative e la burocrazia rallentano molti progetti. Dei centinaia di gigawatt annunciati globalmente, meno del 5% ha raggiunto la fase di costruzione o finanziamento definitivo [2][7]. In assenza di un quadro regolatorio stabile e di incentivi a lungo termine, il rischio è che l’idrogeno verde resti confinato a progetti pilota, senza un impatto sistemico sulla transizione energetica.
5. Progetti reali e sperimentazioni in Italia ed Europa
- In Italia, il progetto IPCEI Hy2Use prevede un impianto da 20 MW a Gela (Sicilia) e 10 MW a Taranto utilizzando tecnologia PEM, interamente su rinnovabili [9].
- Il gruppo italiano SNAM ha annunciato che parte del suo piano 2020-2024 punta a rendere l’infrastruttura gas comprensiva di capacità “hydrogen ready” e investimenti in elettròlisi [11].
- In Spagna, il governo ha approvato ~€800 milioni di sussidi per sette progetti green hydrogen con capacità complessiva di ~652 MW, distribuendo investimenti superiori a 6 miliardi di euro in hub industriali [0news36].
- Uno studio Aurora Energy suggerisce che importare idrogeno rinnovabile può essere competitivo entro il 2030 in Europa, con costi previsti tra €3,9-5 €/kg per produzione interna in condizioni favorevoli [0search0].
6. Spunti per il dibattito
L’idrogeno verde appare come una delle grandi promesse nella lotta ai cambiamenti climatici e alla dipendenza energetica fossile. Però per trasformarlo in realtà servono infrastrutture, politiche coerenti e costi che scendano in fretta.
- È meglio puntare su pochi progetti grandi e strategici o su tanti progetti distribuiti sul territorio?
- Quanto è realistico pensare che il costo dell’idrogeno verde possa avvicinarsi a quello grigio entro il 2030?
- Chi dovrebbe sostenere i costi elevati iniziali: lo Stato, imprese, investitori privati o società miste?
- Possiamo contare sugli incentivi o servono misure normative più forti?
Bibliografia
- Aurora Energy, Imported hydrogen can beat EU production costs by 2030 – stima costi €3,9-5 €/kg per idrogeno rinnovabile. euronews
- EUISS (ISS europeo), Of myths and molecules: getting real about green hydrogen diplomacy – costo green hydrogen €6,2/kg nel 2023 vs ~€2/kg per grey hydrogen. Istituto europeo per gli studi di sicurezza+1
- PwC, Green hydrogen economy – predicted development of tomorrow – costi attuali e previsioni per Europa su €3-8/kg per green hydrogen. PwC
- CleanTechnica / Aurora, Green hydrogen production cost competitiveness – analisi costi infrastrutture, elettricità. CleanTechnica+1
- ENI / Enel Green Power, IPCEI Hy2Use – progetti Gela e Taranto, impianti da 20 MW e 10 MW. Eni
- Trade.gov / SNAM / iniziative italiane su Hydrogen Ready infrastructure e investimenti. Trade.gov
- EU auctions tramite European Hydrogen Bank – primo lotto da 1,5 GW, prezzi vinti tra €0,37-€0,48/kg per green hydrogen nei progetti più competitivi.