L’Europa costruisce condotte per un idrogeno che non esiste ancora

La riconversione dei gasdotti taglia i costi ma l’idrogeno verde copre meno dell’1% della domanda globale

La scorsa settimana è emerso un dato che misura meglio di ogni discorso la vera natura della scommessa europea sull’idrogeno: il 60% dei 9.040 chilometri della rete core idrogeno tedesca non sarà costruito ex novo, ma nascerà da gasdotti del metano riconvertiti. Una scelta di puro pragmatismo ingegneristico, che abbatte i costi di posa e i tempi delle autorizzazioni, ma che rivela anche la tensione irrisolta che attraversa l’intero continente: stiamo costruendo l’hardware per una molecola che, nella sua forma pulita, ancora non esiste su scala commerciale.

La Germania, che insieme alla Finlandia guida la classifica europea degli investimenti con circa 11,4 miliardi di dollari pianificati a testa, è il terminale più visibile di una macchina che su scala continentale ha messo sul piatto quasi 55 miliardi di dollari, con oltre 300 dei 346 progetti di pipeline di idrogeno monitorati a livello mondiale che corrono sotto la giurisdizione dell’Unione, secondo l’ultimo rapporto di Industrial Info Resources. Numeri che raccontano un’accelerazione reale, non più solo promesse: la visione dello European Hydrogen Backbone, lanciata formalmente già nell’aprile 2022, ha visto la propria rete al 2040 espandersi del 110% e allargarsi a 18 nuovi paesi rispetto al disegno iniziale.

Riconvertire i tubi del gas: la scommessa tedesca e il mosaico europeo

Il via libera tecnico-portato a casa il 22 ottobre 2024 dalla Bundesnetzagentur, l’autorità federale tedesca per le reti, è un caso di scuola di come l’Europa stia provando a risolvere l’equazione più spinosa di questa transizione: ridurre i costi di capitale usando ciò che già esiste. Dei 9.040 chilometri approvati, circa 5.400 sono tubi nati per il metano e ora destinati a un nuovo vettore energetico. Non è un dettaglio minore: in termini di costo al chilometro, convertire un gasdotto esistente può costare tra il 10 e il 30 per cento di una nuova posa, a seconda del diametro, della pressione di esercizio e dello stato della condotta. Una leva formidabile per contenere la bolletta complessiva di un’opera che, solo nel caso tedesco, viaggia verso la doppia cifra in miliardi.

Ma la Germania non è sola. La Finlandia ha un piano di spesa equivalente, e l’intera dorsale europea si sta saldando in un mosaico che punta a collegare porti, poli industriali e siti di stoccaggio dal Mare del Nord al Mediterraneo. La logica è quella classica delle reti: una volta posato il tubo, il costo marginale del trasporto crolla, e l’infrastruttura stessa dovrebbe stimolare la produzione a monte e il consumo a valle. È il modello che ha funzionato per il gas naturale negli ultimi cinquant’anni. Il problema è che, a differenza del metano, l’idrogeno verde non è là fuori in attesa di essere imbottigliato. E qui si apre il paradosso.

Il paradosso: condotte che corrono, produzione pulita che arranca

Se guardiamo alla molecola anziché ai tubi, i numeri impongono un brusco ridimensionamento delle aspettative. Nel 2024 la domanda globale di idrogeno ha sfiorato i 100 milioni di tonnellate, in crescita sostenuta. Ma, stando ai dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia pubblicati nel Global Hydrogen Review 2025, meno dell’1% di quel volume è classificato come “a basse emissioni”. Il restante 99% è idrogeno grigio, prodotto per steam reforming del metano senza cattura di CO₂: ogni chilo di quel gas, prima ancora di entrare in una condotta, ha già generato tra 8 e 10 chili di anidride carbonica. Farci passare questo idrogeno dentro i tubi appena riconvertiti vorrebbe dire spostare il problema da un combustibile fossile a un altro, con un risparmio di emissioni nullo o quasi.

La via d’uscita si chiama elettrolisi, e qui il panorama è dominato da un attore che l’Europa fatica a contrastare sui costi. La Cina detiene il 60% della capacità globale di produzione di elettrolizzatori, che nel 2025 ha raggiunto i 4,9 GW complessivi, un balzo impressionante se si pensa che nel 2021 la base installata mondiale era di appena 0,6 GW. Non è solo una questione di volumi: secondo la stessa revisione IEA, il costo dell’idrogeno verde in Cina può risultare inferiore del 40-45% rispetto a quanto si spende in Europa o negli Stati Uniti. All’origine del divario ci sono tre fattori strutturali: un costo del capitale più basso, prezzi dell’elettricità rinnovabile compressi dalla scala cinese e procedure di autorizzazione decisamente più rapide.

Per un’utility europea che deve firmare un contratto di fornitura trentennale, questa differenza di prezzo è tutto. Significa che produrre localmente con elettrolizzatori comprati a prezzo di mercato globale rischia di essere sistematicamente fuori mercato, a meno di sussidi corposi o di meccanismi di carbon pricing che livellino il campo. E mentre il Vecchio Continente cerca la quadra regolatoria, Pechino scala: la sua capacità produttiva di elettrolizzatori è oggi otto volte quella disponibile solo quattro anni fa.

Sul campo: costi, hub e il rischio di condotte vuote

Negli Stati Uniti il Dipartimento dell’Energia aveva provato a giocare una partita diversa: già nel 2023 erano stati selezionati sette hub regionali sostenuti da 7 miliardi di dollari stanziati dalla legge bipartisan sulle infrastrutture. Un programma pensato per creare ecosistemi locali integrati, dove produzione, stoccaggio e consumo finale potessero crescere insieme. Tuttavia, nei giorni scorsi diverse cancellazioni hanno colpito proprio gli hub dell’idrogeno e della cattura diretta dell’aria, segnalando che anche sul fronte americano la fase che separa l’annuncio dal cantiere resta lunga e piena di ostacoli politici e fiscali.

Per chi progetta impianti e gestisce reti, il trade-off è concreto e scomodo. Da un lato, l’Europa ha fatto la scelta infrastrutturale più aggressiva al mondo, con condotte che saranno pronte prima che l’offerta di idrogeno pulito raggiunga volumi significativi. Dall’altro, quel disallineamento temporale può generare un effetto a forbice: se i tubi sono vuoti o convogliano idrogeno grigio, l’investimento infrastrutturale rischia di diventare un costo affondato che nessun operatore riesce a remunerare in tempi politicamente accettabili. Se invece si decide di aspettare che l’elettrolisi europea si irrobustisca e i costi scendano, il rischio è di consegnare alla Cina la leadership di un mercato che nel frattempo potrebbe consolidarsi attorno a standard e rotte commerciali decisi altrove.

L’eleganza tecnica della riconversione dei gasdotti è fuori discussione: da un punto di vista meccanico, i tubi in acciaio progettati per il metano possono gestire l’idrogeno a patto di sostituire valvole, guarnizioni e sistemi di compressione, e di tenere sotto controllo la fragilizzazione da idrogeno, fenomeno ben noto in metallurgia. Ma l’eleganza tecnica non basta se a monte manca il carburante giusto. Le autostrade sono tracciate, i caselli quasi pronti, ma il veicolo che dovrebbe percorrerle – l’idrogeno verde a costi competitivi – è ancora fermo in fase di prototipo industriale.