L’entusiasmo attorno all’idrogeno verde si è spento. Il susseguirsi di cancellazioni e interruzioni di progetti, soprattutto nel settore dei trasporti, hanno reso il 2025 un annus horribilis per tante aziende impegnate nella transizione energetica a idrogeno.

A febbraio 2025 il produttore europeo di aeromobili Airbus ha sospeso il programma ZEROe, definendo lo sviluppo della value chain dell’idrogeno verde “una sfida troppo grande”. A giugno ArcelorMittal, uno dei maggiori produttori di acciaio europei, ha cancellato i piani di conversione dei suoi stabilimenti di Brema ed Eisenhüttenstadt, che prevedevano di utilizzare l’idrogeno verde come agente riducente dei minerali di ferro. In seguito al venire meno di finanziamenti pubblici, anche Alstom, multinazionale francese specializzata nella mobilità, ha annunciato a novembre la sospensione della produzione di treni a celle a combustibile: nel 2024, l'autorità dei trasporti tedesca Reno-Meno ritirò una flotta di 18 treni a idrogeno a causa di problemi tecnici persistenti. “La tecnologia non è ancora sufficientemente matura per un'implementazione su larga scala”, ha dichiarato il CEO di Alstom Henri Poupart-Lafarge.

Target irraggiungibili

La lista globale di progetti falliti è lunga, i segnali preoccupanti. Non solo il contributo dell’idrogeno verde ai target di decarbonizzazione europea si sta rivelando sovrastimato, ma anche i circa 23 miliardi di euro di sussidi stanziati dall’Unione Europea per ricerca, infrastrutture ed elettrolizzatori sollevano un polverone di dubbi.

Attualmente la produzione globale di idrogeno si aggira intorno ai 120 milioni di tonnellate, di cui il 99% proviene da fonti fossili. Quello verde, generato tramite elettrolisi dell’acqua – un processo in cui elettricità da fonti rinnovabili scinde le molecole di H₂O in idrogeno e ossigeno senza emissioni dirette di CO₂ – rappresenta meno dello 0,1% del totale.

Secondo un report dell’Agenzia UE per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER), i costi dell’idrogeno verde rimangono quattro volte superiori alle tecnologie fossili e, nonostante l’installazione di elettrolizzatori sia cresciuta del 50% nel 2024, i 40 GW di capacità previsti entro il 2030 rimangono un miraggio. Traspare scarsa fiducia anche negli obiettivi fissati dalla direttiva sulle energie rinnovabili, finora recepita solo da due paesi, che prevede entro il 2030 una quota del 42% di idrogeno di origine rinnovabile nei consumi industriali.

“Non credo che il target verrà raggiunto perché i prezzi al chilo sono ancora troppo alti e non esiste una vera domanda”, spiega a Materia Rinnovabile Daniel Fraile, Chief Policy Officer di Hydrogen Europe, l'associazione europea che rappresenta gli interessi dell'industria dell'idrogeno. “Per esempio, imporre una quota di idrogeno green nella produzione di ammoniaca, che rappresenta metà della domanda di idrogeno industriale, farebbe impennare i costi dei fertilizzanti europei, rendendoli meno competitivi rispetto a quelli importati. Finché non introdurremo incentivi di mercato per rendere obbligatorio l'uso di fertilizzanti verdi in alimenti e bevande sarà difficile attivare investimenti nell'ammoniaca verde nella scala richiesta.”

Più realistico, secondo Fraile, è l'obiettivo di raggiungere almeno l'1% di quota di idrogeno e carburanti derivati dall'idrogeno nel settore dei trasporti entro i prossimi quattro anni. Oggi le raffinerie utilizzano l’idrogeno da gas naturale per rimuovere lo zolfo e trattare greggi particolarmente pesanti come quello venezuelano, su cui Trump vorrebbe mettere le mani. “Anche se decarbonizzare il processo costasse tre volte di più, il prezzo della benzina aumenterebbe solamente di 6 o 7 centesimi e non si verificherebbero grosse distorsioni di mercato.”

Tiepidamente ottimista sembra l’analisi dell’Agenzia internazionale dell’energia, che del settore segnala grosse difficoltà ma anche chiari progressi. Gli elevati costi di produzione, l’incertezza della domanda e le lacune infrastrutturali rimangono gli ostacoli più imponenti, soprattutto in Europa e negli Stati Uniti. Tuttavia, la Cina produce idrogeno rinnovabile a prezzi inferiori del 40-45%, grazie alla leadership nella fabbricazione degli elettrolizzatori e ai costi contenuti dell'elettricità. La IEA prevede inoltre che la riduzione dei costi degli impianti, elettrolizzatori in primis, sarà più graduale rispetto alle altre tecnologie green.

Ridimensionare l’hype

L’idrogeno è da decenni impiegato come reagente chiave nell’industria chimica, in particolare nella produzione di ammoniaca e nei processi di raffinazione e petrolchimica, contribuendo indirettamente alla sintesi di numerosi composti azotati. A partire dal Green Deal con le prime strategie di decarbonizzazione, l’H₂ ha cominciato a guadagnare interesse politico e industriale anche nelle vesti di carburante e vettore energetico, in grado di trasportare e stoccare energia, preferibilmente pulita. Un ruolo che però, secondo alcuni esperti, dovrebbe spettare esclusivamente all’elettricità, una forma di energia considerata più efficiente ed economica, particolarmente nella mobilità.

“Utilizzare l’idrogeno come combustibile o come vettore energetico è uno spreco di capitale, una distrazione dalla decarbonizzazione reale”, dice a Materia Rinnovabile Paul Martin, ingegnere chimico canadese che lavora come consulente indipendente. “È come aver finito l'acqua per lo scarico del water e usare lo champagne. Sai che funzionerà, ma saresti pazzo a farlo. È economicamente ridicolo.”

Martin è cofondatore di Hydrogen Science Coalition, un gruppo no-profit di esperti che usa la divulgazione scientifica per smorzare l'hype dell’industria sull’idrogeno verde. Per motivare il suo paragone fa riferimento a un principio della termodinamica: l’exergia, ovvero la capacità potenziale di un'unità di energia di compiere lavoro. Rispetto a un joule di elettricità che può essere convertito in energia meccanica con un'efficienza prossima al 100%, l’exergia del calore è molto inferiore. “La produzione di idrogeno verde consiste del prendere exergia pura [elettricità da fonti rinnovabili, nda] e trasformarla in una quantità minore di energia chimica potenziale, ovvero calore”, aggiunge Martin, che trova “palesemente insensato” riscaldare case o alimentare veicoli con l’idrogeno, quando converrebbe elettrificare tutto ciò che è elettrificabile.

Secondo la Hydrogen Science Coalition, l’idrogeno funziona bene come reagente chimico ed è su questa filiera che l’industria dovrebbe concentrare gli sforzi, mentre la IEA descrive le applicazioni tradizionali dell’idrogeno come le soluzioni di decarbonizzazione più a portata di mano nel breve periodo.

“L’idea che l’idrogeno sia un coltellino svizzero in grado di decarbonizzare tutto, dal riscaldamento ai trasporti, dall’industria pesante alla produzione di energia, è pericolosa”, ha detto Michael Liebreich, fondatore di Bloomberg New Energy Finance, durante un congresso a Rotterdam nel 2022. E in una recente intervista nel podcast Cleaning Up (a novembre 2025), Liebreich ha definito l’idrogeno come un combustibile “orribile”, con ostacoli strutturali che non si possono superare semplicemente efficientando le celle a combustibile o gli elettrolizzatori.

Anche lo stoccaggio in serbatoi o in apposite caverne saline non è privo di criticità: oltre agli elevati costi infrastrutturali, le fasi di produzione e di successiva riconversione in elettricità presentano problemi analoghi a quelli dello stoccaggio in batterie agli ioni di litio, in particolare legati alle perdite di efficienza lungo i cicli di carica e scarica.

Le perplessità sono emerse, infine, anche a livello istituzionale. Nel 2024 la Corte dei conti europea (ECA) ha chiesto alla Commissione europea un “reality check” a quattro anni dal lancio della Strategia sull’idrogeno e del piano REPowerEU, concludendo che Bruxelles non ha effettuato analisi approfondite prima di stabilire gli obiettivi (troppo ambiziosi) di produzione e importazione di idrogeno rinnovabile, riuscendo solo parzialmente a creare le condizioni di mercato necessarie.

Idrogeno quando non si può elettrificare

La città di Luleå era conosciuta soprattutto come la porta d’accesso alla Lapponia svedese e per aver ospitato il primo data center di Facebook al di fuori degli Stati Uniti. Solo pochi addetti ai lavori sapevano che il capoluogo della Svezia settentrionale ospitasse uno dei principali poli europei per la ricerca sull’idrogeno verde. Poi la svolta è arrivata nel 2021, quando il colosso svedese SSAB ha annunciato la vendita a Volvo del primo acciaio prodotto senza l’uso di combustibili fossili. Da allora, il progetto HYBRIT ha prodotto oltre cinquemila tonnellate di acciaio utilizzando l’idrogeno verde come agente chimico.

Utilizzando elettricità generata dal vento del Golfo di Botnia, l’impianto scinde l'acqua in idrogeno e ossigeno; l'idrogeno rimuove poi l'ossigeno dal minerale ferroso, producendo solo acqua come sottoprodotto. Le zero emissioni per tonnellata rendono l’acciaio SSAB un prodotto molto costoso ma attraente, persino per l’industria militare (come dimostra il recente accordo con la tedesca Rheinmetall).

“I progetti più promettenti li stiamo osservando nei paesi nordici e nella penisola iberica per una serie di condizioni: disponibilità di terra, fonti rinnovabili, elettricità a prezzi bassi e la possibilità di connettersi direttamente alle proprie risorse rinnovabili, in modo da non dover pagare le tariffe di rete, rappresentano un vantaggio evidente”, spiega Daniel Fraile. Contattata da Materia Rinnovabile, SSAB non ha tuttavia risposto alle domande sulla competitività: in assenza di un mercato consolidato, l’acciaio verde resta un prodotto di nicchia molto più caro rispetto all’acciaio tradizionale.

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