Prenotazioni core tedesche sotto capacità, serve domanda industriale stabile per giustificare l’investimento.

Lo scorso 4 agosto FNB Gas ha annunciato che le aziende hanno effettuato prenotazioni a pagamento per poco meno di 6 GW di capacità di ingresso e uscita sulla rete core dell’idrogeno tedesca. È il primo passaggio in cui sulla dorsale compaiono impegni finanziari vincolanti, non dichiarazioni d’intenti. Dentro quei 6 GW ci sono due elementi che raccontano da soli lo stato della transizione: i 500 MWh/h prenotati da TotalEnergies per la raffineria di Leuna, con decorrenza dal 2030, e un gasdotto già riempito con idrogeno, il tratto Flow di GASCADE lungo circa 400 km, convertito e riempito a dicembre 2025.

Chi paga apre la rete: TotalEnergies e il gasdotto riconvertito

Il caso di TotalEnergies merita una lettura tecnica. La società ha prenotato fino a 500 MWh/h di capacità di uscita dell’idrogeno per la sua raffineria di Leuna a partire dal 2030: un flusso energetico orario che equivale, in termini di potenza, a circa 500 megawatt. Non è un progetto pilota né un memorandum di intesa: è una prenotazione di capacità a pagamento, lo strumento con cui in una rete regolata si assegnano diritti di utilizzo vincolanti. In pratica, la raffineria di Leuna avrà accesso garantito a una fornitura di idrogeno via condotta per sostituire, almeno in parte, l’idrogeno che oggi produce da fonti fossili.

Il secondo segnale fisico arriva da GASCADE. L’operatore ha completato la conversione e il riempimento di circa 400 km di ex gasdotto di gas naturale con idrogeno già a dicembre 2025, rendendo disponibile al mercato la prima sezione principale della sua rete Flow. È una porzione di rete già riconvertita e in esercizio con idrogeno: la prova che l’infrastruttura non esiste solo sulla carta, ma ha almeno un tratto pienamente operativo.

Sei gigawatt su cento: la rete è pronta, ma chi la riempie?

Il salto dai primi contratti alla scala di sistema impone di guardare i numeri complessivi. La rete core dell’idrogeno tedesca approvata è lunga 9.040 km, con un costo di investimento stimato di 18,9 miliardi di euro e una capacità di ingresso di circa 101 GW e di uscita di 87 GW entro i primi anni ’30. I 6 GW prenotati rappresentano meno del 6% della capacità di ingresso prevista: l’infrastruttura è dimensionata per accogliere una domanda circa diciassette volte superiore alla capacità che finora è stata prenotata con denaro reale.

La rete è stata approvata già nell’ottobre 2024 dalla Bundesnetzagentur, che ha previsto circa il 60% delle condotte convertite da gas naturale e il restante 40% di nuova costruzione. Il dato tecnico ha una conseguenza economica diretta: la riconversione riduce i costi di realizzazione rispetto a una rete costruita da zero, ma non elimina il rischio di capacità inutilizzata se la domanda industriale non cresce in parallelo. Come ha dichiarato Barbara Fischer, la domanda di capacità di trasporto e la disponibilità a pagare indicano che l’economia dell’idrogeno sta guadagnando slancio.

La scommessa tedesca va letta in quadro europeo. La rete europea dell’idrogeno prevista per il 2040 richiede un investimento totale stimato tra 80 e 143 miliardi di euro. Per chi gestisce impianti e infrastrutture, la domanda non è se l’idrogeno arriverà, ma quando verrà assorbito e a quale prezzo della capacità.

Sul campo: elettrolizzatori, sostituzione del fossile e il nodo del riempimento

Se la rete appare sovradimensionata rispetto alla domanda attuale, la risposta operativa è già visibile nei piani dei singoli operatori. BAYERNOIL ha prenotato capacità in Baviera per il trasporto di idrogeno tra i suoi siti di Vohburg e Neustadt. I due poli operano già come complesso di raffineria integrato, e BAYERNOIL sta sviluppando un elettrolizzatore da 125 MW a Neustadt per sostituire parte della sua produzione di idrogeno fossile. È il doppio binario che caratterizza questa fase: da un lato la prenotazione di capacità sulla rete, dall’altro la produzione in loco per garantire volumi che la rete stessa non può ancora fornire integralmente.

Il riempimento delle condotte resta il vero vincolo. Chi installa elettrolizzatori e gestisce impianti si trova davanti a un problema di sequenza: la condotta esiste, la capacità è riservabile, ma l’idrogeno da immettere deve essere prodotto in volumi sufficienti e a costi che l’industria possa assorbire. La distanza tra i 6 GW prenotati e i 101 GW di capacità di ingresso non è un problema di tubi: è la misura di una domanda industriale che deve ancora consolidarsi.

La capacità c’è, i primi clienti pagano, ma la distanza tra 6 GW e 101 GW resta il banco di prova per chi installa e gestisce: il riempimento delle condotte deciderà se i 18,9 miliardi di investimento saranno lungimiranti o un costo da scontare.