Idrogeno, l’Europa scommette €50 billion

Il 20 maggio la Commissione europea ha approvato un €1.3 billion German state aid programme per l’idrogeno rinnovabile (Brusselstimes, Politiken), mentre i gestori delle reti olandese e tedesca hanno signed a joint development agreement per un corridoio transfrontaliero che dovrebbe entrare in funzione entro il 2031. Dal Nord al Sud fino all’Europa centrale, decine di miliardi stanno confluendo in una rete continentale dell’idrogeno verde. Il problema è che l’idrogeno verde costa ancora da tre a cinque volte più dell’alternativa fossile, mentre i progetti saltano a un ritmo più rapido di quello con cui arrivano davvero ai cantieri.

Quattro gasdotti, un solo cliente

La Danimarca vuole inviare idrogeno verde verso sud attraverso il Danish Hydrogen Backbone. Il corridoio SoutH2 porterebbe forniture dal North Africa through Italy fino ad Austria e Germania. La condotta sottomarina BarMar tra Barcellona e Marsiglia targets a 2032 start. I Paesi Bassi, intanto, stanno costruendo attorno a Rotterdam l’ambizione di diventare il polo d’importazione dell’Europa nordoccidentale.

Tutti e quattro i corridoi puntano però allo stesso acquirente: l’industria pesante tedesca. Berlino stima che entro il 2030 le serviranno 2.6 to 3.6 million tonnes of hydrogen per year by 2030 per acciaio, chimica e raffinazione, e ammette che dovrà importarne tra il 50 e il 70%. La fornitura danese prevista, pari a 78,000 tonnes per year, coprirebbe appena il 2-3% di quel fabbisogno.

Chi paga il divario di costo

L’idrogeno verde, prodotto scindendo l’acqua con elettricità rinnovabile, costa oggi in Europa €4.50 to €8.50 per kilogram, a seconda del luogo e del prezzo dell’energia. L’idrogeno grigio, ricavato dal gas naturale, costa circa 1,50 euro al chilo. Non è uno scarto destinato a sparire da solo: l’elettricità pesa fino al 60% sul costo di produzione dell’idrogeno verde, e i prezzi europei dell’energia restano strutturalmente più alti di quanto servirebbe per renderlo competitivo.

I governi stanno colmando la differenza con sussidi. Il programma tedesco riconosce ai produttori un importo fisso per chilo, between €0.44 and €3.49, per un massimo di dieci anni. Ma l’esposizione fiscale più pesante sta nelle condotte. La rete centrale tedesca dell’idrogeno potrebbe arrivare a un costo complessivo di sistema nearly €50 billion includendo finanziamento e gestione, con garanzie che alla fine ricadono su tariffe di rete e risorse pubbliche. Se l’utilizzo dei gasdotti resterà basso, lo Stato ha promesso di coprire almeno il 76% del disavanzo fino al 2055, con un conto potenziale per i contribuenti da €34.7 billion bill.

I Paesi Bassi affrontano la stessa dinamica, seppure su scala minore: in due anni le stime sui costi della rete sono passate da 1,5 miliardi a €3.8 billion. La Spagna ha messo sul tavolo €2.8 billion in public support, ma oggi dispone di appena 30 MW di elettrolisi operativi a fronte di un obiettivo di 12 GW entro il 2030.

Acquirenti e sviluppatori fanno già marcia indietro

Nel 2025 sono saltati nel mondo circa 60 major green hydrogen projects were cancelled globally in 2025, per una capacità complessiva di 4,9 milioni di tonnellate l’anno. Iberdrola ha ridotto di due terzi gli obiettivi sull’idrogeno al 2030. Shell ed Equinor hanno cancellato progetti in Norvegia. Il collo di bottiglia si è spostato dall’offerta alla domanda: l’Europa può produrre 13,1 GW di elettrolizzatori l’anno, ma non trova abbastanza clienti disposti a pagare da tre a cinque volte il prezzo dell’alternativa fossile.

Gli stessi numeri tedeschi mostrano quanto la realtà sia distante dai target. L’obiettivo nazionale è arrivare a 10 GW di capacità di elettrolisi entro il 2030. Oggi risultano installati soltanto 955 MW is installed, meno del 10%.

Una modifica delle regole europee allargherà ancora il divario di costo. Dal 2030, i produttori di idrogeno verde dovranno far corrispondere su base oraria, e non più mensile, il consumo di elettricità alla generazione rinnovabile. Secondo CE Delft, questo farà raise production costs by roughly 27.5%. La regola ha una logica solida: senza questo vincolo, gli elettrolizzatori consumerebbero energia verde già disponibile e spingerebbero la rete di nuovo verso le fonti fossili. Ma sul piano economico rende il percorso più difficile, non più semplice.

L’Europa sta costruendo gasdotti per l’idrogeno scommettendo sul fatto che i costi scendano e che i compratori arrivino davvero. Può succedere. Ma se la curva di apprendimento dell’idrogeno sarà più lenta di quella dei pannelli solari, il punto politico diventerà per quanto tempo i contribuenti dovranno finanziare la differenza.