Un quadro sulla situazione in Italia e in Europa in termini di sviluppo, costi e infrastrutture.
Che l’idrogeno verde sia uno degli elementi che, si spera, entro qualche decennio porterà a compimento la transizione energetica è cosa risaputa; quanto, come e in che termini, invece, non si sa con chiarezza, almeno a livello di opinione pubblica. L’abbandono, o la forte riduzione, della dipendenza dai combustibili fossili, responsabili dell’emissione di gas serra nell’atmosfera, è una scelta sempre più obbligata e la rovente estate 2026 ne è la drammatica prova.
Se dell’elettrico si è parlato tanto, con posizioni spesso faziose e poco razionali, che riflettono i diversi interessi economici in ballo, dello sviluppo dell’idrogeno verde e dei possibili impieghi nel sistema energetico si è parlato molto meno.
Per cercare di capirne di più e fare il punto sulla situazione, soprattutto in Italia e in Europa, abbiamo contattato il fisico Luigi Crema, uno dei principali esperti italiani di transizione energetica e idrogeno. È direttore del Centro Sustainable Energy della Fondazione Bruno Kessler di Trento, nonché vicepresidente dell’Associazione italiana dell’Idrogeno e presidente di Hydrogen Europe Research, l’associazione che rappresenta la comunità europea della ricerca all’interno della Clean Hydrogen Partnership.
Troverete di seguito l’intervista testuale e, sul nostro canale YouTube Natural Mania Magazine, a cui vi invitiamo ad iscrivervi, la versione audiovisiva!
Professor Crema, può farci un’introduzione alla sua figura…
Sono direttore del Centro Sustainable Energy della Fondazione Bruno Kessler di Trento, con un ruolo nel contesto nazionale come vicepresidente di H2IT (Associazione Italiana Idrogeno) e, in Europa, come presidente di Hydrogen Europe Research, che raggruppa 180 tra università e centri di ricerca ed è una delle tre gambe del programma di ricerca e sviluppo europeo, assieme alla Commissione europea e a Hydrogen Europe, per lo sviluppo del settore dell’idrogeno e delle tecnologie della filiera.
Quello che sto cercando di portare avanti è guardare a 360° allo sviluppo del settore: da un lato, con il mio team di ricercatori, tecnologi e tecnici, un centinaio di persone presso la Fondazione Bruno Kessler, sviluppare le tecnologie fino alla piena maturità, cercando di portare i valori prestazionali oltre lo stato dell’arte attuale, riducendo potenzialmente i costi della tecnologia e della produzione di idrogeno e migliorando le prestazioni delle tecnologie; dall’altro lato, cercare di costruire le politiche che permettano lo sviluppo del settore, che non è una tecnologia, ma un pilastro del futuro sistema energetico.
Si parla da anni dell’idrogeno verde come protagonista della transizione energetica. Quanto è realmente maturo oggi e come viene prodotto?
Un primo commento che potrei fare è dire che l’idrogeno già si utilizza nel contesto globale. Ogni anno al mondo si consumano circa 100 milioni di tonnellate di idrogeno, che è una quantità molto elevata. Viene utilizzato soprattutto come feedstock (materia prima) in alcuni settori industriali, quali l’ambito delle raffinerie, la produzione, per esempio, dell’ammoniaca che porta alla produzione di fertilizzanti, piuttosto che in altri ambiti come la microelettronica e altro.
Ad oggi non si parla più di quel tipo di idrogeno come mercato crescente che si vuole costruire, ma diciamo di produrre l’idrogeno da combustibili fossili, come è prodotto oggi da gas naturale e carbone, ma produrlo da fonti rinnovabili, arrivare a produrre il cosiddetto idrogeno rinnovabile, piuttosto che, in una fase di transizione, produrre un idrogeno a bassa emissione carbonica catturando la CO₂ dalla rottura della molecola del gas naturale.
Queste sono le due forme di idrogeno attualmente stimolate a livello mondiale per produrre la molecola di base.
Ma una volta prodotto l’idrogeno da fonti rinnovabili, dove potrà essere realmente utilizzato e in quali settori potrà fare la differenza nella decarbonizzazione?
A cosa servirà da oggi in poi o qual è l’obiettivo? Costruire la filiera dell’idrogeno nella transizione energetica. Il primo obiettivo è la decarbonizzazione, ovvero sostituire i combustibili fossili in quei settori difficili da decarbonizzare, dove non ci sono soluzioni dirette di elettrificazione di settori specifici.
Ad oggi non posso, per esempio, mettere una batteria in un aereo di linea per riuscire a fare magari 600, 700, 1.000 chilometri di autonomia con un pieno passeggeri. Questa è una soluzione che prevede l’uso di molecole, tra cui l’idrogeno in primis come molecola base o come mattoncino per costruire dei derivati dall’idrogeno che sono i cosiddetti e-fuel (o elettrocarburanti), che sono prodotti sostanzialmente da reazioni di sintesi tra l’idrogeno prodotto da fonti rinnovabili e la molecola della CO₂, CO₂ proveniente da fonti compatibili con i criteri regolatori applicabili.
Ci sono quindi settori difficili da decarbonizzare che indirizzano sia l’industria pesante: le acciaierie, la vetroceramica, le cartiere, la produzione di fertilizzanti mediante molecole verdi, questo per quanto riguarda l’industria pesante, tanto per citare alcuni esempi.
Oppure, nel trasporto pesante delle merci su lunghe percorrenze, l’idrogeno può rappresentare una soluzione interessante in specifiche applicazioni, soprattutto dove autonomia, tempi di rifornimento e capacità di carico rendono più complessa l’elettrificazione diretta.
Qui poi si apre una parentesi sul tema dello sviluppo dell’intera filiera dell’idrogeno, non solo un camion, ma anche la stazione di rifornimento che è necessaria per alimentare le flotte che trasportano le merci.
Ad esempio, è più facile e già applicato in molti contesti il trasporto pubblico locale a idrogeno, mediante bus alimentati a idrogeno con la tecnologia delle pile a combustibile, piuttosto che settori che sono più difficili da decarbonizzare nel settore dei trasporti, come quello navale.
La Viking introdurrà una prima nave, prodotta da Fincantieri, con tecnologia delle pile a combustibile a bordo. Avrà la possibilità non di fare l’intero tragitto, ma avrà la possibilità di navigare soprattutto in mari e zone vincolate a bassa emissione di navigazione marittima con soluzione a zero emissioni inquinanti di CO₂.
Questo per citare alcuni dei settori più promettenti. Al di là di questo, l’idrogeno nel prossimo futuro dovrebbe configurarsi come uno dei settori di un sistema energetico integrato che ad oggi è rappresentato dal gas naturale, che nel prossimo futuro dovremmo sostituire con molecole rinnovabili e verdi.
L’idrogeno verde può essere considerato una prospettiva per le auto private?
Sì, ad oggi il tema dell’uso di un’auto a pila a combustibile alimentata a idrogeno è forse un po’ più futuribile. Non è tra le priorità attuali, in quanto questa forma di mobilità trova già soluzioni a zero emissioni nelle auto elettriche a batteria.
È anche vero che, nel prossimo futuro, quando avremo potenzialmente milioni di veicoli elettrici a batteria che circolano sulle strade, il problema non sarà più il numero di veicoli che circolano, ma la contemporaneità della ricarica che questi veicoli richiederanno.
Questo non sarà più un problema dal lato delle auto, ma da quello delle reti energetiche.
Quali sono allo stato attuale i maggiori ostacoli alla diffusione dei sitemi a idrogeno verde: i costi, la tecnologia, freni a livello di interessi economici da difendere. Quali le possibili soluzioni?
In primis, ad oggi l’idrogeno, se non prodotto da combustibili fossili, ha un’ipotesi di essere prodotto da fonti rinnovabili. Con quali tecnologie? Attraverso il processo dell’elettrolisi. Semplificando, ho un impianto eolico o uno fotovoltaico che produce energia elettrica. Questa energia, specialmente nei periodi di picco, avrà sempre meno possibilità di essere usata direttamente e mi servirà energia quando la fonte rinnovabile non sarà disponibile. Ecco che entra, con un ruolo molto importante, l’idrogeno.
Come lo posso produrre? Dall’energia elettrica rinnovabile più acqua: creo la scomposizione dell’acqua in idrogeno e ossigeno. Quindi l’idrogeno viene prodotto da una quota di acqua più una quota di energia elettrica rinnovabile, senza nessuna emissione inquinante e quindi senza emettere CO₂.
Nel momento in cui poi l’idrogeno lo devo utilizzare, o lo brucio in un motore a combustione interna; in questo caso non avrò emissioni di anidride carbonica, ma può generare emissioni di ossidi di azoto (NOx), che devono essere opportunamente controllate.
Oppure, ancora meglio, lo utilizzo in una pila a combustibile, che prende l’ossigeno dall’aria, prende l’idrogeno da un serbatoio o da un contenitore e li combina, producendo la reazione opposta: ossia producendo energia elettrica e acqua di nuovo, quindi in forma di vapore acqueo. Quindi: zero emissioni di CO₂ e zero emissioni inquinanti.
Diciamo che, ad oggi, una delle barriere principali per la costruzione del mercato dell’idrogeno è relativo al costo di produzione dell’idrogeno, che è superiore al costo di sostituzione del combustibile fossile analogo presso un impianto di industria pesante, piuttosto che presso la mobilità.
Per esempio, se un’acciaieria volesse sostituire una certa quantità di gas naturale per produrre l’acciaio, chiaramente quella stessa quantità, in termini energetici, pagata sotto forma di idrogeno rinnovabile deve avere più o meno lo stesso costo; altrimenti l’acciaio aumenterebbe come costo sul mercato.
Quali sono, quindi, le possibili soluzioni per superare questa barriera economica? E quale ruolo possono avere le politiche europee e gli incentivi pubblici?
Ad oggi questa tecnologia è promossa in un contesto di politiche europee. Partiamo già dal 2020, quando è stata adottata la prima strategia europea sull’idrogeno, poi seguita e accompagnata dalle strategie dei Paesi membri europei. L‘Italia ha creato la prima strategia nazionale a fine 2024.
A sostanziare le strategie sono state poi costituite delle politiche che prevedono l’utilizzo obbligato dell’idrogeno rinnovabile entro certe quote, in alcuni settori dell’industria pesante e del trasporto pesante.
Questo viene regolato da una politica europea che si chiama Renewable Energy Directive III, La RED III prevede che entro il 2030 almeno il 42% dell’idrogeno utilizzato nell’industria per gli usi considerati dalla direttiva sia costituito da combustibili rinnovabili di origine non biologica (RFNBO), quota che sale al 60% nel 2035.
Sempre la RED III stabilisce che i combustibili RFNBO contribuiscano per almeno 1 punto percentuale all’energia fornita al settore trasporti al 2030, nell’ambito del target combinato del 5,5% RFNBO + advanced biofuels/biogas.
Questa direttiva europea è stata recentemente recepita anche dal Parlamento italiano (2026). A supporto del recepimento è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale, in agosto 2026, il cosiddetto decreto tariffe, che prevede lo stanziamento, in più anni, di 6 miliardi di euro per proporre delle aste per idrogeno rinnovabile RFNBO e low carbon, così che progetti basati sull’idrogeno rinnovabile possano arrivare all’economicità.
L’incentivo serve a fare match tra il costo di produzione dell’idrogeno, che è più alto, e il costo di utilizzo dell’idrogeno, a pari del carburante fossile che consumano le industrie energivore.
Parliamo dei maggiori ostacoli alla diffusione dei sistemi a idrogeno: i costi, la tecnologia o altri fattori? E quali soluzioni tecnologiche possono renderlo più competitivo?
È decisivo, ma non ancora sufficiente per lo sviluppo di un intero mercato. Cerco di spiegarlo con alcuni concetti semplici: l’idrogeno non è una tecnologia che entra in un mercato esistente.
Se sviluppo un oggetto alimentato ad energia elettrica, lo metto in vendita, un cliente lo compra e lo mette in funzione per utilizzarlo immediatamente. Invece, se propongo una tecnologia che deve utilizzare idrogeno, non ho nulla che mi porti l’idrogeno in maniera semplice, economica ed efficace all’interno di un impianto industriale di grande scala.
O l’idrogeno me lo produco direttamente all’interno dell’impianto, e questo è il modello prevalente che si sta portando avanti nei progetti di impianti di produzione a idrogeno, oppure devo iniziare a pianificare un’infrastruttura che mi colleghi il punto di produzione dell’idrogeno con il punto di utilizzo. Anche questa operazione è in fase di pianificazione.
Viene portata avanti in ambito europeo per quella che si chiama European Hydrogen Backbone, ossia una rete di trasporto dell’idrogeno che copra vari corridoi europei e che venga realizzata dai vari operatori delle reti gas operanti nei diversi Paesi, secondo però un piano continentale.
L’Italia, in questo ambito, è collegata al corridoio sud europeo. Ci sono già degli accordi che hanno coinvolto i primi ministri di Italia, Germania e Austria, ma anche Algeria e Tunisia. È un accordo che prevede l’estensione anche al Nord Africa e che prevede, entro il 2040, il transito di circa quattro milioni di tonnellate di idrogeno lungo questa rete.
Chiaramente, un progetto sulla carta di questa entità ha un costo di investimento di molti miliardi di euro. Quindi, l’operazione attualmente in corso è attivare il lato della domanda: ossia, io posso costruire questa rete quando, lungo il tracciato di questo corridoio, ho già una base minima di industrie pesanti interessate o di utenti interessati all’idrogeno verde, che sono pronti a sottoscrivere contratti di lungo termine per la fornitura di idrogeno, per alimentare i loro consumi.
Chiaramente, questa è una prospettiva che, attraverso gli incentivi e le penalty messe da altri strumenti di natura europea e nazionale, porterà molte aziende a fare delle considerazioni di convenienza sull’approvvigionamento dell’idrogeno verde nel futuro, il quale speriamo trovi delle condizioni via via più favorevoli di riduzione del costo di produzione.
Uno dei problemi europei che devono essere risolti nel prossimo futuro nella produzione di idrogeno è il fatto che, tra Paesi come il Portogallo e la Finlandia e Paesi come l’Italia, c’è un fattore superiore a 2 di maggiore costo di produzione.
Per dare qualche numero: produrre un chilogrammo di idrogeno in Portogallo costa circa 4 euro — equivalente a 3 litri di gasolio in termini di contenuto energetico o a 3 m³ di gas naturale — mentre in Italia costa più di 10 euro al chilogrammo.
Generalizzando, in determinate condizioni e scenari, si possono osservare valori nell’ordine di circa 4 €/kg in aree europee particolarmente favorevoli, mentre in Italia il costo può superare significativamente questi valori.
Questa differenza porta a delle distorsioni di mercato in Europa e al rischio di perdere delle opportunità, come Paese, di costruire una filiera nazionale con progetti importanti.
Concretamente, a cosa sono dovuti questi differenziali?
Non è dovuto, chiaramente, al costo della tecnologia: un elettrolizzatore da 1 MW in Italia e in Portogallo costa chiaramente la stessa cifra.
La differenza è dovuta al costo dell’energia elettrica, che è una componente importante del costo finale dell’idrogeno verde.
Paradossalmente, anche se produco idrogeno da fonti rinnovabili, quindi utilizzando lo stesso impianto in Italia piuttosto che in Portogallo o in Spagna, il costo dell’energia è quasi, se non il doppio.
Questo porta a una differenza nel costo di produzione dell’idrogeno verde, in quanto l’elettricità può arrivare a incidere fino a valori pari al 70% del costo di produzione.
C’è quindi un’esigenza di fare sistema tra i Paesi europei. Come si può costruire una filiera dell’idrogeno verde realmente integrata a livello europeo?
Sicuramente fare sinergia tra mondo dell’industria, partner della ricerca e istituzioni politiche, che creano poi le politiche per lo sviluppo dei mercati. È un elemento essenziale e chiave, dove il raccordo tra la dimensione europea e i Paesi membri è un asse molto importante da consolidare, per allineare le politiche e costruire un quadro europeo di strumenti relativi agli incentivi e, dall’altro lato, fare in modo che non ci siano mancanze macroscopiche sul tema dello sviluppo della filiera.
Come può svilupparsi il mondo dell’idrogeno? Ad oggi si parla più che altro di progetti che nascono su un’esigenza specifica e che attivano attori direttamente parte della filiera: dalla produzione alla logistica, all’uso finale.
Non c’è un quadro infrastrutturale ampio dove, diciamo, è standardizzato il tema di: “Posso produrre il mio idrogeno, lo posso consegnare a una rete di trasporto e questo viene utilizzato da un qualsiasi attore che si voglia collegare alla rete”.
Nel prossimo futuro prevedo si passi da un modello molto peer-to-peer (pari a pari) a un modello dove le infrastrutture saranno abilitanti per il collegamento degli attori lungo tutta la filiera.
Come immagina, quindi, il sistema energetico nei prossimi 20-30 anni? Quale ruolo avranno l’elettricità, l’idrogeno verde e le altre molecole verdi?
In seconda battuta, l’idrogeno potrà essere un elemento integrato in un sistema energetico in futuro decarbonizzato. Probabilmente non potremo avere un quadro di completa e unica elettrificazione di tutti i consumi energetici finali: ci sono dei settori che non potranno essere decarbonizzati.
Ci saranno comunque dei colli di bottiglia, di costi o di infrastrutture, su quelle che saranno le reti di trasporto e distribuzione elettriche. C’è un problema di intermittenza: ossia, di giorno posso produrre energia dal sole, di notte no; inoltre, la produzione fotovoltaica in inverno può essere significativamente inferiore a quella estiva, fino a un quinto in determinate posizioni geografiche.
Le molecole, tra cui l’idrogeno in primis, serviranno anche come modalità di accumulo di energia di lungo periodo. Questa sarà una prospettiva che, nel futuro, tra 20-30 anni, potrà essere abilitata nei grandi bacini di accumulo dell’idrogeno verde.
Quello che abbiamo validato negli ultimi due o tre anni è stata la possibilità di svuotare i bacini di accumulo del gas naturale e di poterli riempire in futuro con idrogeno. Una sostituzione non banale, non semplice, ma scientificamente validata.
Nell’ambito del progetto europeo EUH2STARS, finanziato dalla Clean Hydrogen Partnership e coordinato dall’azienda austriaca RAG, sono in corso ulteriori cicli dimostrativi per verificare su scala crescente la possibilità di utilizzare giacimenti sotterranei precedentemente destinati al gas naturale per lo stoccaggio stagionale di idrogeno puro. L’obiettivo è portare questa soluzione verso la maturità pre-commerciale e renderla in futuro replicabile su scala europea.
Su questo sta lavorando molto anche l’operatore della rete del gas naturale Snam, che ha partecipato a iniziative di ricerca in questo ambito.
Questo potrebbe diventare forse uno degli asset più importanti dell’idrogeno verde, perché nella stessa logica con cui vengono riempiti i bacini di gas naturale ad oggi. Sappiamo che a marzo si iniziano a riempire, dopo i consumi invernali, fino a fine settembre-inizio ottobre; dopodiché, con il freddo, aumenta il consumo di gas naturale e questi bacini servono per compensare l’aumento della domanda.
In un prossimo futuro l’idrogeno potrebbe servire allo stesso modo: aumentano le rinnovabili a marzo e aprile, inizio a riempire questi bacini fino all’autunno, quando le rinnovabili, come il fotovoltaico, diminuiscono. Ho i bacini pieni che possono compensare la domanda energetica superiore durante l’inverno.
Ci sono altre opportunità che nel prossimo futuro si stanno esplorando, ossia l’idrogeno è stato trovato in giacimenti sotterranei, il cosiddetto idrogeno geologico. Questa è una storia molto interessante…
In Mali hanno trovato molti anni fa un buco da cui usciva del vento. Poi uno deve essersi inventato di fumare una sigaretta e si è visto che quel vento non era aria, ma era qualcosa che poteva incendiarsi, ovvero l’idrogeno.
Gli studi successivi hanno dimostrato che quell’idrogeno sotterraneo veniva prodotto da una reazione spontanea rigenerante: ossia, non c’è una quantità fissa di idrogeno che si esaurisce, come il petrolio o il gas naturale, ma l’idrogeno continua ad essere rigenerato per la rottura della molecola dell’acqua, per determinate condizioni che si trovano nel sottosuolo di pressioni, temperature e rocce.
Attualmente ci sono molte indagini a livello globale sulla presenza di questi bacini. Alcuni di questi, potenzialmente, potrebbero trovarsi nelle Alpi italiane; ne sono stati trovati diversi in Francia. Questo potrebbe diventare un’altra risorsa piuttosto economica di estrazione e uso dell’idrogeno.
Diciamo che tra 20-30 anni non avremo una situazione dove il sistema energetico non dipenderà dall’idrogeno, così come non dipenderà dall’elettrico. Servirà un sistema elettrico integrato, dove l’idrogeno e le molecole derivate potranno rappresentare una quota significativa dei consumi finali, complementare alla crescente elettrificazione diretta, soprattutto nei settori difficili da elettrificare.
Questo servirà ad aiutare anche il processo di elettrificazione: le molecole verdi serviranno a triplicare il consumo finale di energia elettrica, cosa che attualmente sarebbe difficile senza un elemento di compensazione rispetto alle produzioni di rinnovabili intermittenti e variabili.
Vuole aggiungere qualcosa su un aspetto che non abbiamo affrontato?
Abbiamo parlato molto di Europa e del nostro Paese. In Italia ci sono progetti importanti di produzione dell’idrogeno. Ne cito, ad esempio, due in Puglia (Taranto e Brindisi), che fanno parte di un progetto europeo per lo sviluppo della filiera dell’idrogeno in Europa.
Assieme, questi due progetti prevedono di realizzare impianti di produzione di idrogeno per oltre 650 MW di capacità complessiva. Quindi non si parla più di un contesto di piccoli dimostratori, ma di una dimensione che è quasi pari a quella di una centrale nucleare.
In Sicilia è in fase di sviluppo, a Priolo Gargallo, nel contesto del cluster delle raffinerie, un impiantodi produzione di idrogeno che è già stato autorizzato per circa 100 MW e che in futuro prevede un ampliamento fino a 300 MW di capacità di produzione. Quindi, tra tre progetti, parliamo di circa 1 GW di capacità di produzione di idrogeno a livello nazionale.
Sarà molto importante il raccordo con il Nord Africa. Sebbene il contesto non sia una passeggiata, il fatto di riuscire a produrre idrogeno in Tunisia e Algeria e di portarlo in forma economica in Europa è un obiettivo sul quale i governi stanno lavorando.
Parlando di questi Paesi del Nord Africa, e allargando lo sguardo, vediamo che nel contesto mondiale la filiera dell’idrogeno è in fase di costruzione. Si parla di grandi progetti a livello mondiale e di corridoi di trasporto di molecole verdi sotto forma di idrogeno, ma anche di ammoniaca, che si stanno stabilendo sulle rotte marittime.
Un esempio della scala che questi progetti stanno raggiungendo è il NEOM Green Hydrogen Project in Arabia Saudita, che utilizzerà oltre 4 GW di capacità rinnovabile per produrre idrogeno, successivamente convertito in circa 1,2 milioni di tonnellate all’anno di ammoniaca verde, destinata attraverso Air Products ai mercati internazionali. Parallelamente, in Europa si stanno sviluppando diversi hub portuali per l’importazione di queste molecole: tra questi anche Porto Marghera, dove Sapio sta lavorando allo sviluppo di una filiera che prevede anche l’importazione di idrogeno verde sotto forma di ammoniaca.
Queste sono le prime rotte di grande quantità e grandi capacità che si stanno stabilendo. Quindi l’idrogeno ha già un piano mondiale di sviluppo, con investimenti miliardari e l’interesse di molti Paesi, come il Giappone e gli Stati Uniti.
La Cina, nell’ultimo piano pluriennale, ha definito l’idrogeno come una delle sei industrie strategiche del futuro e sta investendo tantissimo sull’industrializzazione delle tecnologie dell’idrogeno.
Questo è un rischio anche per l’Europa, nel momento in cui non riuscirà ad alimentare in maniera corretta l’industrializzazione, dove è sempre stata eccellente e dove ha sempre avuto industrie leader a livello mondiale.
Speriamo che per l’Europa l’idrogeno non diventi un esempio, come abbiamo visto negli anni scorsi per il fotovoltaico e per le batterie. Su questo, a livello europeo, ci stiamo battendo in ogni modo per trovare le condizioni affinché l’industria europea che produce tecnologia a idrogeno possa rimanere in loco e possa avere occupazione in Europa, in termini di posti di lavoro.
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