a cura di Michele Petti, ICIM Group
Pochi temi energetici hanno catalizzato entusiasmo e capitali quanto l’idrogeno verde nel quinquennio 2020–2025. Direttive europee, miliardi di sussidi pubblici, hydrogen valley, gigafactory di elettrolizzatori: il quadro narrativo era quello di una filiera destinata a ridisegnare in pochi anni la struttura energetica del continente.
Oggi, alcuni operatori, anche tra le grandi aziende, stanno invece rivedendo strategie e aspettative.
In un equilibrio globale di sempre più rapida evoluzione, proviamo a fermarci un istante per attualizzare insieme le premesse di un mercato tanto atteso.
DECARBONIZZAZIONE: STESSO OBIETTIVO MA NUOVE SPINTE AL CAMBIAMENTO
Iniziamo col dire che l’obiettivo della decarbonizzazione, coerente con il Green Deal, non è venuto meno. L’urgenza che ha originato l’interesse per l’idrogeno in qualità di vettore energetico è rimasta invariata: circa un terzo dell’energia consumata in Europa proviene ancora da fonti fossili, e il settore dei trasporti (tra i più energivori) continua a basarsi in larga parte su combustibili fossili.
Ciò che è cambiato, in modo significativo, è il driver primario che spinge le politiche energetiche. Alla decarbonizzazione si è affiancata in maniera dominante la questione della sicurezza degli approvvigionamenti. In uno scenario geopolitico complesso, dipendere per un terzo da importazioni di combustibili fossili non è solo un problema ambientale: è una vulnerabilità strategica. L’indipendenza energetica ha assunto negli ultimi tempi un peso nuovo, ridefinendo le priorità dell’investimento pubblico e privato nel settore.
In questo quadro, il ruolo potenziale dell’idrogeno resta ampio. Le fonti rinnovabili (solare, eolico, idrico) non sono costanti nel tempo, e richiedono sistemi di stoccaggio per essere davvero utili alla transizione. I sistemi BESS (Battery Energy Storage Systems) rispondono a questa esigenza per orizzonti temporali brevi, ma per lo stoccaggio stagionale e per la flessibilità di lungo periodo l’idrogeno offre possibilità che i sistemi a elettroni non replicano: la capacità di essere stoccato, trasportato, immesso in rete come gas o riconvertito in elettricità, e di fungere da vettore energetico intercambiabile tra settori diversi.
PERCHÉ L’IDROGENO COSTA ANCORA TROPPO
Se le premesse strategiche reggono, i conti economici continuano a non tornare. Il costo di produzione dell’idrogeno verde è elevato in tutta Europa, e le ragioni variano a seconda del contesto nazionale:
- In Italia, il prezzo dell’elettricità è strutturalmente tra i più alti del continente. Le ragioni sono una combinazione di fattori, tra cui l’assenza di produzione nucleare, la dipendenza storica dal gas per la generazione termoelettrica, gli oneri di sistema elevati e le congestioni di rete tra nord e sud che impediscono di sfruttare appieno la produzione rinnovabile disponibile. Un elettrolizzatore italiano paga l’energia molto più di uno spagnolo o nordico, e questo si riversa direttamente sul costo dell’idrogeno prodotto;
- In Spagna i progetti si concentrano nelle aree con maggiore disponibilità di rinnovabili, spesso periferiche e scarsamente interconnesse alla rete. Lì, dove l’energia in sé potrebbe costare meno, va però costruita l’intera filiera, con costi di impianto che riassorbono il vantaggio energetico;
- In Francia il paradosso è opposto: l’abbondante produzione nucleare genera elettricità a costo marginale basso, ma quell’energia ha nell’esportazione un utilizzo molto redditizio. Destinarla all’elettrolisi significa rinunciare, o mitigare significativamente quella rendita;
- In Germania e nei paesi nordici il problema si sposta a valle: l’idrogeno prodotto non trova ancora chi lo compra, né le reti per portarlo dove serve.
Una parte della soluzione potrebbe risiedere nell’utilizzo dell’energia in eccesso. Ovvero in quei momenti, già osservati sul mercato europeo, in cui i prezzi dell’elettricità scendono a zero o diventano negativi per eccesso di offerta rinnovabile. Usare quella sovrapproduzione per produrre idrogeno sarebbe razionale ed economicamente conveniente. Ma manca ancora il quadro regolatorio in grado di valorizzare sistematicamente questa finestra: servirebbero meccanismi che consentano agli elettrolizzatori di operare in modo flessibile, attivandosi proprio nelle ore di eccesso, con contratti di dispacciamento dedicati che oggi non esistono.
LA MATURITÀ TECNOLOGICA, INFRASTRUTTURE E ALTRI NODI AL PETTINE
Tra i nodi emersi con più chiarezza negli ultimi anni c’è anche quello della maturità tecnologica: progetti di grandi dimensioni hanno accusato ritardi significativi; la differenza tra l’ambizione progettuale e l’esecuzione operativa ha richiesto tempi di apprendimento più lunghi del previsto.
In questo scenario, le hydrogen valley italiane, pur limitate nelle dimensioni, hanno mostrato un profilo di rischio più sostenibile: le taglie contenute hanno permesso di correggere, sostituire componenti e accumulare esperienza operativa senza conseguenze sistemiche. Una logica da “laboratorio” che ha prodotto lesson learned preziose.
Per quanto riguarda le infrastrutture, molto del dibattito si concentra sui grandi corridoi di trasporto: il Southern Hydrogen Corridor, i progetti di importazione dal Nord Africa, i Memorandum Of Understanding firmati tra governi. Questioni chiave che, se non opportunamente gestite rischiano di oscurare altre considerazioni di natura forse più pragmatica e ugualmente rilevante in un approntamento sistemico. Come, ad esempio, la questione degli attraversamenti di proprietà private, espropri e iter autorizzativi richiesti per il collegamento tra un sito di produzione e un sito di utilizzo.
Una via alternativa potrebbe essere la rete di distribuzione del gas naturale esistente, un’infrastruttura capillare che potrebbe fungere da sistema di stoccaggio virtuale distribuito per miscele idrogeno-gas. Questa opzione non è ancora sfruttata in modo sistemico, e richiede sia aggiornamenti tecnici che un quadro normativo dedicato.
Anche il tema della domanda richiede pragmatismo, perché è qui che si annida uno dei blocchi più difficili da sciogliere. Incentivare la produzione risolve solo metà del problema. Senza off-take agreements, ovvero contratti di fornitura di lungo periodo tra produttore e acquirente con volumi e prezzi garantiti, il cerchio non si chiude.
Sul fronte normativo, il quadro italiano è ancora incompleto su più livelli. Il quadro autorizzativo per i nuovi impianti di produzione resta uno dei colli di bottiglia più citati dagli operatori. Le deroghe e le semplificazioni procedurali nei punti di domanda certificata potrebbero essere uno strumento efficace per sbloccare i primi progetti pilota, ma opportunità di questo tipo richiedono scelte politiche precise, tempi certi e una visione di sistemica ferma.
OPPORTUNITÀ REALI: UNA NARRATIVA MENO ENTUSIASMANTE, MA PIÙ CONCRETA
Nonostante le criticità, le opportunità di sviluppo restano concrete e sono probabilmente più chiaramente definibili oggi di quanto non fossero cinque anni fa. Tre in particolare meritano attenzione.
- Applicazioni industriali hard-to-abate: la decarbonizzazione di settori come la siderurgia, la chimica e la raffinazione non ha alternative convincenti all’idrogeno. In questi contesti, la domanda non va “indotta”: è strutturale, e la localizzazione geografica dei siti industriali può guidare razionalmente le scelte infrastrutturali;
- Mobilità pesante e corridoi logistici: il trasporto su strada a lunga percorrenza, il trasporto ferroviario non elettrificato (circa un quarto delle linee RFI) e la logistica portuale sono segmenti in cui l’idrogeno compete con reali vantaggi rispetto all’elettricità;
- Data center e flessibilità di sistema: la crescita dei data center, accelerata dall’intelligenza artificiale, genera una domanda di energia ad alta flessibilità e alta affidabilità che i sistemi di stoccaggio convenzionali faticano a soddisfare. L’idrogeno come riserva energetica e come sistema UPS di lungo periodo potrebbe rappresentare uno sbocco di mercato nuovo e in rapida crescita.
Il mercato dell’idrogeno si trova oggi in quella che i modelli di adozione tecnologica definirebbero la “curva della disillusione”: dopo l’entusiasmo iniziale, i limiti reali emergono e gli operatori meno convinti o meno attrezzati abbandonano il campo.
Questo non è necessariamente un segnale negativo. La selezione che ne deriva tende a far emergere gli operatori con competenze reali, modelli di business sostenibili e convinzione fondata sui fondamentali. Le lesson learned accumulate sulla componentistica, sull’efficienza degli impianti, sulle dinamiche di mercato locali diventano un asset strategico per chi rimane.
La prospettiva che si apre non è quella del grande balzo tecnologico immaginato inizialmente, ma di una progressione più lenta, più radicata nei fondamentali e per questo più solida: hub energetici di scala adeguata, integrazione con l’infrastruttura esistente, apertura a partnership internazionali che superino la logica della competizione per quella della collaborazione.
IL RUOLO DELLA CONFORMITÀ TECNICA IN UN MERCATO CHE MATURA
Per le imprese industriali, la fase attuale richiede un approccio strutturato e consapevole: non inseguire l’hype, ma costruire competenze tecniche verificabili e processi conformi agli standard emergenti. Come già avvenuto con Industria 4.0 e con il Piano di Transizione 5.0 — richiamati dalla Legge di Bilancio 2026 come modelli di incentivazione che evolvono in continuità — anche nel settore idrogeno la conformità tecnica non è un adempimento burocratico ma un requisito abilitante per accedere a incentivi, contratti e mercati internazionali.
A presidio di questo cambiamento, ICIM Group mette a disposizione competenze integrate in ambito tecnico-normativo, per accompagnare le imprese nelle attività di valutazione della conformità lungo tutta la filiera dell’idrogeno: dalla produzione allo stoccaggio, dalla distribuzione alle applicazioni finali.
