Idrogeno
Verde
Non una fonte, ma il vettore della transizione. Elettrolisi, catena del valore, il corridoio SoutH2 e l’Italia come hub mediterraneo dell’idrogeno pulito verso l’Europa.
Agenda dei lavori
L’idrogeno verde non è ancora una fonte rinnovabile di massa — è il vettore strategico che può decarbonizzare i settori industriali e di trasporto che né l’elettricità né i biocarburanti riescono a raggiungere pienamente. L’Italia ha una posizione geografica e industriale unica per diventare il principale hub europeo dell’idrogeno.
Non tutto l’idrogeno
è uguale: la tavolozza dei colori
L’idrogeno è il gas più leggero dell’universo — ma la sua “leggerezza” per il clima dipende interamente da come viene prodotto. La classificazione per colori è una convenzione industriale per indicare la fonte energetica e il bilancio GHG della produzione. Solo il verde e il turchese sono pienamente sostenibili.
“Il verde è l’unico vero idrogeno pulito. Il blu è il ponte. Il grigio è il problema che stiamo cercando di risolvere. Non confondiamoli mai nelle policy.”
— Hydrogen Council, Global Hydrogen Insights Report 2024Tre tecnologie per spaccare
l’acqua con l’elettricità
L’elettrolisi è il processo che usa l’elettricità rinnovabile per scindere l’acqua in idrogeno e ossigeno. Tre tecnologie principali dominano il mercato, ognuna con caratteristiche diverse per taglia, temperatura di esercizio, costo e applicazione ideale.
La tecnologia più moderna e in rapida crescita. Opera a temperatura ambiente (~80°C), risponde rapidamente alle variazioni di carico — ideale abbinata a solare ed eolico intermittenti. Membrana polimerica costosa ma compatta. Leader: NEL, ITM Power, Siemens Energy.
La tecnologia più matura e consolidata — usata industrialmente da oltre 100 anni. Opera in soluzione di KOH (soda caustica). Costo per kW inferiore al PEM. Meno adatta a grandi variazioni di carico. Scala commerciale già provata fino a centinaia di MW. Leader: Nel Hydrogen, Thyssenkrupp, John Cockerill.
Opera ad alta temperatura (700–900°C), il che aumenta significativamente l’efficienza elettrica fino al 90%+. Ideale abbinata a fonti di calore (geotermica, nucleare, industriale). Può co-elettrolizzare H₂O e CO₂ per produrre syngas (Power-to-X). Tecnologia più futuristica — in rapida maturazione. Leader: Bloom Energy, Sunfire.
L’Italia hub mediterraneo:
il corridoio SoutH2
Il SoutH2 Corridor è il progetto infrastrutturale più strategico per l’Italia degli ultimi decenni: un gasdotto capace di trasportare idrogeno verde prodotto con il sole e il vento del Nord Africa verso il cuore industriale dell’Europa centrale. L’Italia è il passaggio naturale — e questo ha un valore geopolitico enorme.
Power-to-X: le quattro famiglie
degli usi finali
L’idrogeno non si usa solo come combustibile — è una materia prima industriale fondamentale e un vettore di stoccaggio energetico stagionale. Le quattro macro-categorie di utilizzo coprono settori completamente diversi tra loro.
Il 96% dell’idrogeno mondiale è già utilizzato nell’industria — raffinazione petrolifera e produzione di ammoniaca (fertilizzanti). È il mercato di sostituzione più immediato: sostituire idrogeno grigio con verde, senza cambiare nulla a valle.
- Ammoniaca verde: −1,6 kg CO₂ per kg NH₃ prodotto
- Raffinazione: 4–5 MtH₂/anno in Italia oggi — tutto grigio
- Metanolo verde: carburante navale e materia prima chimica
- Acciaio DRI (Direct Reduced Iron): riduzione minerale con H₂ invece del coke
Le celle a combustibile FCEV producono elettricità dalla reazione H₂ + O₂, emettendo solo vapore acqueo. Vantaggio vs elettrico a batteria: ricarica rapida (3–5 min), autonomia 500–800 km, peso ridotto per carichi pesanti.
- Camion FCEV: Toyota, Hyundai XCIENT, Nikola — flotte già operative in CH, D, F
- Treni H₂: Alstom Coradia iLint operativo in Germania dal 2022
- Bus urbani: già 1.000+ bus H₂ in Europa operativi nel 2025
- Navi: ammoniaca verde e H₂ liquido come carburante navale al 2035
L’H₂ può funzionare come stoccaggio energetico stagionale: si produce in estate con l’eccesso di fotovoltaico, si stocca in caverne saline o metanodotti, si riconverte in elettricità in inverno tramite turbine o fuel cell. Efficienza ciclo: 35–50% — peggio delle batterie ma scalabile su mesi.
- Caverne saline: ideali per stoccaggio H₂ a larga scala (UK, Germania)
- Metanodotti: blending 5–20% H₂ nel gas naturale come stoccaggio distribuito
- Turbine a gas H₂: Siemens e Ansaldo sviluppano bruciatori H₂ per CCGT
- Snam: piano da 3 Mld€ per adeguamento rete gas a blending H₂
L’H₂ verde abbinato alla CO₂ catturata produce carburanti sintetici (Power-to-Liquid) o molecole chimiche rinnovabili. Questi vettori sono più facili da trasportare e stoccare dell’idrogeno puro, aprendo mercati globali per l’energia rinnovabile prodotta in aree remote o nei paesi del Sud del Mondo.
- e-Metanolo: Maersk usa e-metanolo per le navi già dal 2024
- e-Ammoniaca: vettore H₂ per export intercontinentale + fertilizzanti
- e-SAF: il percorso PtL per il carburante aereo sostenibile a zero emissioni
- e-Gas (metanazione): CO₂ + H₂ → CH₄ sintetico — drop-in nella rete gas
L’idrogeno verde:
dove siamo e dove andiamo
La catena del valore dell’idrogeno verde comprende produzione, compressione, stoccaggio, trasporto e utilizzo finale. A ogni step si perde efficienza e si aggiungono costi. Il confronto diretto tra le varie opzioni è fondamentale per orientare gli investimenti.
| Tecnologia / step | Efficienza | Costo attuale | Costo target 2030 | Applicazione | Maturità |
|---|---|---|---|---|---|
| Elettrolisi alcalina | 65–75% | 500–1.000 €/kW | < 300 €/kW | Produzione H₂ industriale continua | TRL 9 |
| Elettrolisi PEM | 70–80% | 800–1.500 €/kW | < 500 €/kW | Produzione abbinata a FER variabili | TRL 9 |
| Elettrolisi SOEC | 85–95% | 2.000–4.000 €/kW | < 1.000 €/kW | P2X con calore di scarto disponibile | TRL 6-7 |
| Compressione 350–700 bar | ~90% | 0,3–0,5 €/kgH₂ | 0,15–0,3 €/kgH₂ | Stazioni rifornimento FCEV | TRL 9 |
| Liquefazione (−253°C) | 70–75% | 1,5–3 €/kgH₂ | < 1 €/kgH₂ | Trasporto intercontinentale | TRL 7-8 |
| Trasporto in gasdotto H₂ | >99% | 0,1–0,5 €/kgH₂/1000km | Sim. | Distribuzione su rete dedicata | TRL 6-7 (rete dedicata) |
| Conversione ammoniaca (NH₃) | ~65% | 0,8–1,5 €/kgH₂-eq | < 0,5 €/kgH₂-eq | Vettore H₂ per export navale | TRL 7 |
| Fuel cell FCEV (trasporto) | 55–65% | 200–500 €/kW | < 100 €/kW | Veicoli pesanti, treni, navi | TRL 7-8 |
Il framework normativo:
tra ambizione e complessità
La regolamentazione sull’idrogeno verde è tra le più complesse e in rapida evoluzione dell’intero settore energetico europeo. I Delegated Acts UE sull’addizionalità delle FER, i criteri RFNBO e le infrastrutture del corridoio SoutH2 richiedono un’attenzione costante da parte dei decisori politici.
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EU Hydrogen Strategy 2020Obiettivi EU: 40 GW elettrolizzatori al 2030
La Commissione Europea punta a 10 Mt di H₂ verde prodotto internamente + 10 Mt importati al 2030. 40 GW di elettrolizzatori entro il 2030. Clean Hydrogen Partnership: 9,5 Mld€ di finanziamenti Horizon Europe + IPCEI dedicati. Gli obiettivi sono stati rivisti al ribasso nel 2024 vista la lentezza dei mercati.
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RFNBO Delegated Acts — RED IIIDefinizione di idrogeno verde per la RED III
I Renewable Fuel of Non-Biological Origin devono dimostrare l’addizionalità delle FER (elettricità nuova, non già in rete), la correlazione temporale (ora per ora nel 2030) e la correlazione geografica (stessa zona di bilanciamento). Criteri molto stringenti che rallentano i progetti — ma necessari per l’integrità del sistema.
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IPCEI Hydrogen — ItaliaImportanti Progetti Comuni Europei
L’Italia partecipa con 33 progetti all’IPCEI Hy2Tech e Hy2Use: 1,5 Mld€ di aiuti di Stato approvati dalla Commissione UE. I progetti coprono elettrolizzatori, celle a combustibile, veicoli H₂, stoccaggio e distribuzione. Aziende coinvolte: SNAM, ENI, FINCANTIERI, De Nora, SAPIO, Maire Tecnimont.
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PNRR M2C2 — Idrogeno3,6 Miliardi di Euro per l’idrogeno
La Missione 2 Componente 2 del PNRR italiano destina 3,6 Mld€ all’idrogeno: 2 Mld€ per sperimentazione in settori hard-to-abate, 500 M€ per H₂ nel trasporto, 450 M€ per H₂ in ricerca e sviluppo, 630 M€ per infrastrutture. Scadenza: 2026. Stato di attuazione: in ritardo rispetto al cronoprogramma.
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SoutH2 Corridor — PCIProgetto di Interesse Comune Europeo
Il SoutH2 Corridor ha ottenuto lo status di Progetto di Interesse Comune (PCI) dalla Commissione UE nel 2023. Questo sblocca il finanziamento da parte di CEF (Connecting Europe Facility) e facilita le autorizzazioni nazionali. SNAM è il project developer lato italiano. Prima tranche di gas H₂ attesa entro il 2030.
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CfD — Contracts for Difference H₂Proposta di meccanismo incentivante italiano
Per stimolare i primi progetti di idrogeno verde in Italia, è in discussione un meccanismo CfD simile a quello usato per le FER elettriche: il produttore riceve la differenza tra il costo di produzione e il prezzo di mercato del gas naturale. Il APE ha avviato una consultazione pubblica nel 2024 — attesa la definizione del meccanismo entro il 2025.
Cosa portare a casa
da questa lezione
L’idrogeno verde è reale, necessario e strategico. Ma è anche ancora caro, la catena del valore è complessa e le regole europee richiedono una comprensione profonda. Sei messaggi per navigare questa complessità.
Il 96% dell’idrogeno mondiale è già usato dall’industria (raffinazione, ammoniaca, acciaio). Sostituire l’idrogeno grigio con verde — senza cambiare nulla a valle — è il mercato più immediato, più grande e con il miglior rapporto costo-impatto climatico. Italia: 4–5 Mt/anno di idrogeno grigio industriale da decarbonizzare.
Il corridoio SoutH2 non è un progetto infrastrutturale — è la trasformazione dell’Italia da importatore di gas fossile a hub di energia rinnovabile per l’Europa. Ha già lo status PCI europeo. Serve ora l’impegno politico pieno per accelerare le autorizzazioni nazionali del tratto italiano e i negoziati bilaterali con Tunisia e Algeria.
I criteri RFNBO (addizionalità oraria, temporale, geografica delle FER) sono tra le norme più complesse del diritto energetico europeo. Un progetto di elettrolisi mal strutturato rischia di non qualificare come “idrogeno verde” ai fini della RED III, perdendo gli incentivi. Ogni operatore deve dotarsi di competenze legali e tecniche specifiche prima di investire.
I costi degli elettrolizzatori sono calati del 40% tra il 2019 e il 2023. La traiettoria è quella del fotovoltaico negli anni 2000: ogni raddoppio della capacità installata porta una riduzione del 15–20% dei costi. Dobbiamo installare subito — anche a costi non ancora competitivi — per far scendere i costi per tutti.
I 3,6 Mld€ del PNRR per l’idrogeno scadono nel 2026. A metà 2024, solo una frazione era stata impegnata. Ogni mese di ritardo è denaro europeo che rischia di tornare indietro. Il APE deve accelerare le procedure di selezione dei progetti, ridurre la burocrazia e garantire la certezza del quadro regolatorio per i proponenti.
De Nora SpA (Milano) è uno dei principali produttori mondiali di elettrodi e membrane per elettrolizzatori — componenti critici per la produzione di idrogeno verde. Una supply chain italiana dell’idrogeno già esiste: De Nora, SNAM, Maire Tecnimont, SAPIO. Un Piano Industriale Nazionale H₂ potrebbe trasformare questa eccellenza in leadership globale.
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per questa sessione
Un panel che copre tecnologia, infrastrutture, industria, policy europea e geopolitica dell’idrogeno. Indispensabile una voce dal mondo industriale che usi già idrogeno (siderurgia, chimica) e una sull’infrastruttura del SoutH2.