L’idrogeno italiano ha un problema di costi

I costi degli elettrolizzatori non scendono come previsto e ogni chilogrammo di idrogeno verde costa fino a quattro volte quello

Quattro megawatt di elettrolizzatore. Tanto basta a tracciare il perimetro della Hydrogen Valley del Nord-Ovest, inaugurata lo scorso 19 giugno alla raffineria Sarpom di Trecate, in provincia di Novara. Una cifra tonda — 460 chilogrammi di idrogeno al giorno — che racconta più di mille proclami: la scala è quella di un laboratorio a cielo aperto, non di un’infrastruttura industriale matura.

La macchina installata a Trecate rientra nella tipologia degli elettrolizzatori a membrana a scambio protonico, tecnologia che spacca la molecola d’acqua usando elettricità per isolare l’idrogeno. Funziona, non c’è dubbio. Ma funziona a una taglia che — nel gergo di chi progetta impianti — si chiama “pilota avanzato”. Non è un prototipo da banco, certo. Ma non è nemmeno un prodotto commerciale che cammina con le proprie gambe economiche. È l’anello intermedio: serve a testare, validare, accumulare dati di esercizio. E fin qui, nessuna sorpresa.

Un elettrolizzatore, nessuna rivoluzione

Il progetto piemontese non è isolato. Nei giorni scorsi, il 25 giugno, a Bolzano si è tenuta la presentazione della società di scopo che gestirà la Hydrogen Adige Valley, iniziativa portata avanti da Sasa — l’azienda di trasporto pubblico della Provincia autonoma — e Alperia, il braccio energetico locale. Anche qui siamo nella fase costitutiva: struttura societaria, governance, prime commesse. L’idrogeno altoatesino avrà un perimetro preciso, agganciato alla mobilità pubblica e alla generazione distribuita. Taglia? Ancora da definire nei dettagli operativi, ma il perimetro è quello delle valli alpine: geografia che impone limiti fisici alla scala.

Il contrasto è istruttivo. Da un lato la retorica delle “hydrogen valley” evoca corridoi industriali, distretti integrati, filiere chiuse dove produzione e consumo si parlano. Dall’altro, i numeri reali restituiscono impianti che generano poche centinaia di chili di idrogeno al giorno — abbastanza per alimentare qualche decina di mezzi pesanti o per sostituire una frazione minima dell’idrogeno grigio che la raffineria Sarpom già consuma nei processi di desolforazione. La parola “valley” è elegante, ma la geografia della potenza installata è ancora quella di un fazzoletto di terra.

Ma la taglia è solo metà del problema.

La promessa mancata dei costi

Se i megawatt installati deludono, è sul fronte dei costi che la delusione si fa strutturale. I capex — le spese in conto capitale per acquistare e installare gli elettrolizzatori — non stanno registrando la riduzione attesa negli ultimi anni. Le curve di apprendimento che i modelli previsionali davano per scontate si sono rivelate più piatte del previsto. Non è un dettaglio tecnico: è il cuore della partita. Un elettrolizzatore da 4 MW come quello di Trecate costa oggi più o meno quello che costava tre anni fa, al netto dell’inflazione. E tre anni fa i piani nazionali sull’idrogeno scommettevano su una discesa rapida, a doppia cifra percentuale annua, trainata dai volumi cinesi e dalla standardizzazione dei componenti. Quella discesa non c’è stata.

Le ragioni sono multiple e si intrecciano. Da un lato, la domanda globale di elettrolizzatori è cresciuta meno di quanto previsto — il che frena le economie di scala. Dall’altro, i colli di bottiglia nelle materie prime per catalizzatori e membrane (iridio, platino, titanio) mantengono alta la pressione sui costi unitari. Il risultato è che ogni chilogrammo di idrogeno verde prodotto oggi in Italia sconta un premio di costo rispetto all’idrogeno grigio da steam reforming che varia tra il doppio e il quadruplo, a seconda del prezzo dell’elettricità rinnovabile con cui si alimenta l’elettrolizzatore.

E qui si apre un capitolo ancora più spinoso. Secondo un’analisi pubblicata già nell’agosto 2025, per dare sostenibilità allo scenario tracciato dalla Strategia nazionale idrogeno, l’Italia dovrebbe raddoppiare dall’oggi al domani la propria capacità di produzione energetica da fonti rinnovabili e destinarla interamente alla produzione di idrogeno. Un’equazione che non regge: significherebbe aggiungere decine di gigawatt di fotovoltaico ed eolico — più di quanto installato negli ultimi dieci anni — con il solo scopo di alimentare elettrolizzatori che, ai costi attuali, produrrebbero idrogeno fuori mercato.

La forbice è questa: taglia ancora pilota e costi refrattari a scendere. Due lame che si chiudono su qualunque ipotesi di redditività a breve termine. Chi oggi collega un elettrolizzatore alla rete lo fa con la consapevolezza — esplicita o meno — che il conto economico non torna. I ricavi da vendita di idrogeno, anche con gli attuali incentivi e i contributi PNRR che hanno finanziato gran parte di questi progetti, non coprono i costi operativi pieni se si include un ammortamento realistico dell’impianto.

Con questi numeri, che senso ha rincorrere nuovi tagli del nastro?

La corsa all’idrogeno, senza rete

Eppure il calendario non si ferma. Il 7 luglio tocca all’Interporto di Civitavecchia, dove verrà inaugurata la Hydrogen Valley laziale pensata per servire la logistica portuale e il trasporto pesante. Il 16 luglio sarà la volta di Porto Marghera, con il progetto Sapio che punta a integrare produzione di idrogeno e utenze industriali nell’area veneziana. Due inaugurazioni nel giro di nove giorni, in un’estate che — tra Trecate, Bolzano, Civitavecchia e Marghera — sta concentrando in poche settimane il grosso della capacità di elettrolisi nazionale.

L’impressione è quella di un’accelerazione che risponde più a scadenze amministrative che a logiche industriali. I fondi del PNRR impongono milestone e target di installazione, e i progetti finanziati devono dimostrare di aver completato la fase realizzativa entro date prefissate. Il rischio, neanche tanto velato, è di inaugurare oggi impianti che domani gireranno a regime ridotto, in attesa che il prezzo dell’elettricità rinnovabile scenda abbastanza da rendere sensato accenderli a piena potenza.

C’è un paradosso tecnico che aleggia su questa corsa. L’idrogeno verde ha senso fisico solo se l’elettricità che lo produce è effettivamente rinnovabile e aggiuntiva — il cosiddetto principio di addizionalità sancito dagli atti delegati europei. Se l’elettrolizzatore assorbe elettroni dal mix di rete, dove il gas fossile pesa ancora per oltre il 40% della generazione italiana, l’impronta carbonica del chilogrammo di idrogeno sale a livelli che vanificano l’esercizio. Servono dunque nuovi impianti rinnovabili dedicati, contratti PPA a prezzi competitivi, e un sistema di garanzie d’origine che funzioni senza falle. Tre condizioni che, a oggi, in Italia si verificano raramente nello stesso perimetro progettuale.

Chi progetta e installa conosce questi vincoli. Sa che l’elettrolizzatore da 4 MW di Trecate, come i suoi gemelli in arrivo a Civitavecchia e Marghera, è una scommessa ad alto rischio. Il banco — i costi dei componenti, il prezzo dell’energia, la curva di apprendimento tecnologico — potrebbe essere truccato, ma non a favore del giocatore. Finché i costi non scenderanno davvero, ogni hydrogen valley sarà questo: un laboratorio a cielo aperto, non un investimento sicuro.