Redazione
La Commissione europea ha autorizzato il regime italiano da 6 miliardi di euro per sostenere la produzione di idrogeno rinnovabile destinato all’industria e ai trasporti. L’obiettivo indicato è arrivare a 200mila tonnellate l’anno, con un meccanismo basato su contratti per differenza che intervengono sul divario di prezzo rispetto ai combustibili oggi utilizzati nei processi industriali e nella filiera dei carburanti.
Il passaggio che conta è un altro: capire dove questa produzione potrà trovare uno sbocco effettivo. Raffinerie e chimica partono da una base già esistente, perché consumano idrogeno da anni; acciaio, trasporti pesanti e altri comparti entrano in partita solo dove ci sono impianti pronti, disponibilità di energia rinnovabile e domanda industriale in grado di assorbire forniture continuative.
Raffinerie, chimica e industria pesante: dove si gioca la partita
Il meccanismo approvato da Bruxelles non sostiene un mercato indistinto. Sostiene produzione che deve trovare un compratore. Il regime resterà in vigore fino al 31 dicembre 2029 e sarà assegnato tramite gare competitive: il prezzo di riferimento dell’idrogeno verrà definito in asta e lo Stato coprirà la differenza quando il combustibile alternativo costa meno; se accade il contrario, il produttore restituisce la differenza. È una formula che premia chi arriva con un progetto già agganciato a un utilizzo industriale, non chi conta di produrre oggi e cercare domanda in un secondo momento.
La raffineria è il primo sbocco naturale. Secondo l’European Hydrogen Observatory, nel 2023 la domanda complessiva di idrogeno in Europa è stata stimata in 7,93 milioni di tonnellate e il 57% è arrivato proprio dalle raffinerie, pari a 4,55 milioni di tonnellate. Nello stesso documento si ricorda che qui l’idrogeno è parte ordinaria del processo, soprattutto in attività come hydrotreating e hydrocracking. Per questo la sostituzione dell’idrogeno fossile con quello rinnovabile, in questo segmento, non richiede di aprire un mercato nuovo: richiede soprattutto di chiudere un differenziale di costo.
Subito dopo viene la chimica. L’ammoniaca rappresenta il 25% della domanda europea di idrogeno e, sommata alla raffinazione, porta questi due usi all’82% del consumo totale continentale. L’Agenzia internazionale dell’energia aggiunge che, guardando ai progetti già operativi, in costruzione o arrivati alla decisione finale di investimento, oltre 2 milioni di tonnellate l’anno di idrogeno a basse emissioni potrebbero essere assorbite entro il 2030 proprio da raffinerie e impianti industriali.
L’altro fronte è quello dei poli industriali energivori. Il Clean Industrial Deal della Commissione indica con chiarezza i settori su cui concentrare il sostegno: acciaio, metalli e chimica, cioè comparti che devono decarbonizzare, gestire costi energetici elevati e restare competitivi. In questi casi, però, l’idrogeno non entra sempre con la stessa facilità. Dove sostituisce un input già presente o si inserisce in una configurazione industriale definita, il percorso è più lineare; dove invece richiede nuovi forni, nuovi assetti impiantistici o una revisione dell’intero ciclo produttivo, il sostegno alla produzione da solo non basta. Il beneficio, quindi, tende a concentrarsi su pochi progetti già impostati, più che su un’intera categoria industriale.
Nei trasporti il perimetro è ancora più ristretto. La normativa europea assegna all’idrogeno rinnovabile un ruolo preciso: entro il 2030 i carburanti rinnovabili di origine non biologica dovranno valere almeno l’1% dell’energia fornita al settore, mentre nell’industria dovranno coprire almeno il 42% dell’idrogeno utilizzato, quota destinata a salire al 60% nel 2035. Questo non equivale a una diffusione rapida e generalizzata del consumo finale. Anche per questo la filiera più vicina al regime resta quella dei carburanti e degli intermedi industriali, più che la mobilità diffusa.
Il punto, in sostanza, è geografico oltre che industriale. I progetti con più possibilità di entrare davvero nel perimetro dei sei miliardi sono quelli in cui produzione e consumo stanno nello stesso sito o in aree molto vicine, con accesso a elettricità rinnovabile, connessioni disponibili e domanda già riconoscibile. In questa fase l’idrogeno rinnovabile si muove meglio dentro un perimetro industriale chiuso che in un mercato aperto, distribuito e ancora poco maturo.
Dove il sostegno pubblico può allargarsi oltre il mercato reale
Il problema che il regime prova a coprire è noto e ha una misura precisa. L’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (Acer) rileva che l’idrogeno rinnovabile costa oggi da tre a quattro volte più di quello di origine fossile, mentre l’idrogeno prodotto via elettrolisi resta da due a tre volte più caro di quello ottenuto da gas naturale. È la ragione per cui il provvedimento italiano usa contratti per differenza: il mercato, ai valori attuali, non assorbe da solo volumi significativi di idrogeno verde. Il punto critico non è tecnico, ma industriale: capire in quali segmenti questo scarto di prezzo può essere sostenuto per alcuni anni senza lasciare impianti produttivi in cerca di acquirenti.
Qui il quadro europeo invita a distinguere. L’European Hydrogen Observatory segnala che la domanda di clean hydrogen oggi pesa meno dello 0,4% della domanda complessiva di idrogeno in Europa. L’Agenzia internazionale dell’energia fotografa una dinamica simile a livello globale: la crescita dell’idrogeno a basse emissioni si concentra ancora soprattutto dove la molecola era già usata come materia prima industriale, mentre le nuove applicazioni restano limitate. Questo significa che la sostituzione dell’idrogeno fossile nei consumi già esistenti ha oggi un profilo molto più solido rispetto ai progetti che puntano a creare ex novo domanda diffusa in settori ancora piccoli o discontinui.
Per questo il rischio principale riguarda gli usi che arrivano troppo presto rispetto alla maturità del mercato. Lo studio Acer sulle infrastrutture segnala che la crescita iniziale della domanda di idrogeno è attesa soprattutto nell’industria e nel trasporto pesante. Nello stesso impianto di analisi, edifici e altri usi più estesi restano molto più indietro. La differenza è rilevante: in raffineria e nella chimica l’idrogeno entra in processi esistenti; in altri segmenti, invece, richiede infrastrutture dedicate, apparecchiature nuove, logistica specifica e una base di clienti che oggi resta ridotta.
Anche la distanza fra obiettivi europei e stato del mercato entra nel quadro. La Corte dei conti europea, nel rapporto dedicato alla politica industriale dell’Unione sull’idrogeno rinnovabile, scrive che la Commissione è stata solo parzialmente efficace nel creare le condizioni per il mercato emergente e chiede un “reality check” dopo i primi anni di attuazione della strategia. Il rilievo non riguarda la funzione dell’idrogeno nei settori difficili da elettrificare, ma il ritmo con cui si stanno materializzando investimenti, domanda e infrastrutture. Anche in questo caso il tema torna sempre allo stesso punto: il sostegno pubblico produce effetti rapidi solo se incontra filiere già riconoscibili.
Il regime italiano, in questo contesto, tende a favorire un profilo preciso di beneficiario. Non soltanto il produttore con il prezzo più basso, ma quello che arriva in gara con una struttura industriale leggibile: accesso a rinnovabili o fonti biogeniche ammesse, sito disponibile, connessione elettrica, tempi autorizzativi ragionevoli e soprattutto un cliente industriale in grado di ritirare volumi stabili. Dove questa catena è già visibile, il contratto per differenza riduce l’incertezza. Dove invece la domanda dipende da reti future, clienti futuri o conversioni industriali ancora da definire, il regime copre solo una parte del problema.
È su questa linea che si separano i progetti più pronti da quelli ancora sospesi. Raffinerie, chimica e alcuni poli energivori con piani già impostati hanno un uso immediato della molecola e una logica industriale già leggibile. Trasporti pesanti, acciaio e altri comparti hard-to-abate possono entrare, ma soltanto dove esistono condizioni operative e di domanda già strutturate. Negli altri casi il mercato resta troppo corto rispetto all’offerta che il sostegno pubblico prova a mettere in moto.
