Il rapporto 2025 dell’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia segnala un mercato europeo dell’idrogeno verde ancora troppo lento. La capacità degli elettrolizzatori cresce ma gli obiettivi UE restano lontani.
Secondo l’Agenzia a pesare sarebbero soprattutto i costi di produzione, oggi quattro volte superiori a quelli dell’idrogeno fossile, e un quadro regolatorio lento e ancora incompleto.
Un problema che riguarda da vicino anche l’Italia, impegnata a sviluppare l’idrogeno nei settori industriali energivori senza però avere ancora un contesto stabile. La mancanza di regole condivise rischia di rallentare progetti già fragili e di far perdere competitività all’industria nazionale.
Costi fuori scala e un’Europa a velocità diverse
Nonostante un incremento del 51% nella capacità degli elettrolizzatori, che ha raggiunto i 308 MW, il ritmo di installazione è ancora ben lontano dagli obiettivi fissati da Bruxelles: 6 GW per il 2024 e 40 GW entro il 2030.
Secondo ACER, a pesare sono soprattutto due fattori. Il costo dell’idrogeno rinnovabile rimane quattro volte superiore a quello prodotto da fonti fossili, un divario che impedisce alle aziende di pianificare investimenti su larga scala.
Inoltre, l’assenza di omogeneità normativa pesa almeno altrettanto. Solo due Paesi della UE hanno infatti recepito la direttiva modificata sulle rinnovabili RED III, creando un mercato europeo frammentato che scoraggia gli investimenti.
Energia sempre più cara gonfia i costi dell’idrogeno verde
Uno dei passaggi chiave del report annuale di monitoraggio ACER riguarda il costo dell’elettricità. Fino al 50% del prezzo finale dell’idrogeno verde dipende dall’energia utilizzata, e le previsioni sulle tariffe non sono incoraggianti: ACER stima un possibile aumento tra il 50% e il 100% entro il 2050.
Per alcuni sistemi nazionali, come quello italiano, alle prese con un percorso complesso di integrazione delle rinnovabili, questo crea un’ulteriore incognita. Senza una rete più flessibile e senza meccanismi tariffari adeguati, l’idrogeno rischia di restare competitivo solo in nicchie industriali.
Le proposte di ACER per sbloccare il settore
Fotografato lo stato dei fatti, l’Agenzia delinea alcune priorità che l’UE dovrebbe affrontare rapidamente per sbloccare il potenziale del settore.
In primis, iniziare ad accelerare l’implementazione delle norme UE e del pacchetto legislativo sulla decarbonizzazione del gas. Concentrare poi le risorse nei settori di difficile decarbonizzazione, gli unici dove l’idrogeno è davvero necessario. Infine, snellire le procedure di autorizzazione per elettrolizzatori e rinnovabili, allineando lo sviluppo delle reti alla domanda reale per evitare infrastrutture inutilizzate (i cosiddetti “stranded assets”).
L’UE ha già messo sul piatto oltre 20 miliardi di euro per sostenere la filiera, ma il nodo – sottolinea ACER – è la velocità con cui questi fondi arriveranno agli operatori. La rapidità nell’allocazione delle risorse sarà un elemento decisivo per non perdere terreno rispetto a mercati extraeuropei più rapidi e aggressivi.
- LEGGI anche: “L’idrogeno verde? Troppo costoso e tecnologicamente in ritardo” e guarda il VIDEO
premesso che sfondi una porta aperta sulll’usare più soluzioni per gli accumuli stagionali, compresi accumuli termici, BIOMETANO, ma anche accumuli CAES dove hai caverne disponibili, pompaggi idrolettrici, scambi energia con estero, l’idrogeno verde ha sinergie di filera utili con industria e con i carburanti sintetici (power-to-x) per navi e aerei, in una certa quantità lo avremo per forza
==== costi fissi e costi variabili
in un mix 100% rinnovabili per l’Italia futura, che produca da 750 TW-h elettrici lordi e altri 250 TW-h termici, gli accumuli stagionali e gli scambi con estero potrebbero essere necessari per coprire una porzione abbastanza piccola dei consumi annui, ad esempio 15 TW-h annui
allora come integrazione/accumulo stagionale sono competitive soluzioni che abbiano un basso costo fisso, anche se hanno un alto costo variabile; cioè con una metafora, costa meno affittare un taxi quando ti serve, che comprati e mantenere una terza auto in famiglia che useresti 20 giorni in un anno
come energie per back-up/accumuli stagionali, ad esagerare vanno bene persino 200-300 € a MW-h del più costoso tra i vari tipi di biometano, se di questi KW-h ne servono “pochi” in un anno, alzano poco il costo medio totale dell’energia del mix ma ti garantiscono l’energia di back-up nei pochi momenti sfortunati dell’anno in cui servisse
se una fuel cella a combustibile recupera 20-23 KWh elettrici e altri KWh termici, estraendoli dai 39 KWh teorici contenuti in 1 Kg di idrogeno, che a valle è costato 55 di KWh elettrici da rinnovabili tra produzione e stoccaggio, andrebbe già di lusso come costo variabile, se riesci a comprimere i costi fissi
anzi per abbassare le spese fisse, in germania si parla anche di adattare centrali a turbina a gas per bruciare l’idrogeno (magari recuperando anche il calore), invece delle sole fuel cell che speriamo scendano di prezzo ma non lo sappiamo ancora per certo
in italia poi non abbiamo caverne di sale come in germania per stoccare a basso costo l’idrogeno, e usare bombole metalliche costituisce un costo fisso, accettabile per lo stoccaggio in una azienda che faccia autoconsumo risparmiando anche sui costi di rete dell’energia, ma meno accettabile per gli usi di rete;
allora (per adesso) risulta più conveniente trasformare l’idrogeno verde in ammoniaca verde, o metano verde o metanolo ( filiera power- to-X ), e di questi derivati quello che non usi per industria, navi e aerei, lo puoi stoccare in queste forme più facili da conservare e alla bisogna ri-bruciarlo in inverno; anche se questa trasfrormazione aggiuntiva costasse un altro -20% di energia, sarebbe un accetabile costo aggiuntivo variabile e un risparmio sui costi fissi di stoccaggio
==== dove “casca l’asino” nuculare
il nuculare di nuova costruzione è già fuori mercato per costo esagerato se lo usi con un fattore di carico del 75%, come in europa, ma la cosa peggiora ancora man mano che crescono le rinnovabili nel mix europeo e il suo fatttore di carico annuale scende progressivamente anno su anno, perchè come fonte enegetica ha alti costi fissi, che paghi comunque anche se lo usi meno ore annue, e bassi costi variabili
questo lo rende ancora più costoso come ipotetica integrazione ai mix che stanno diventando a predominanza di economiche rinnovabili; in Svizzera hanno fatto un calcolo, che in futuro i loro reattori andrebbero giusto in inverno e non oltre a un 50% di carico annuo; in queste condizioni un nuovo reattore, per via dei costi fissi di capex e opex che paghi comunque, produrrebbe energia a oltre 400 € a MW-h; è così che anche in Svizzera hanno concluso di andare verso mix 100% rinnovabili e abbandonare il nuculare, finiscono di usare le centrali vecchie e non ne fanno di nuove, nonostane anche da loro ci sia in corso una forte azione lobbistica e propagandistica per cercare di intortare la popolazione a fare nuove centrali
Ps. risposta a janvaljan, ho sbagliato postando sopra invece che in coda
Come sempre condivido la tua posizione sul nuocelare R.S., aggiungo solo che l’alternativa che avranno per tenere un fattore di capacità decente è farlo andare anche d’estate svendendo la corrente al prezzo dettato dalle rinnovabili, cosicchè con la sovrapproduzione si potrà fare ancora più accumulo che sarà il competitor d’inverno.
Per onor di cronaca va ricordato che il costo marginale dell’e.e. nucleare da quanto leggo in giro è tra i 5 e i 15 €/MWh, quindi piuttosto che stare fermi possono accettare anche cifre del genere.
Ovviamente questo è molto diverso dall’LCOE che tiene conto anche dei CAPEX, e il senso è che una volta fatto l’errore di costruirla, una centrale nucleare ha senso che giri per più ore possibile come ben sappiamo noi che compriamo energia a basso costo dalla Francia.
Peccato per loro che per le rinnovabili valga una logica simile ma con un CAPEX molto più basso, così come i tempi di costruzione, così come i costi marginali praticamente nulli.
Per cui come dici tu il complemento delle rinnovabili è qualcosa che costi poco e richieda poco tempo per essere installato, anche a costo di pagare tantissimo l’energia richiesta nei dunkenflaute.
Proprio per questo però lascerei biometano ed eventualmente idrogeno alla produzione di e.e. e agli usi industriali insostituibili, non posso veramente immaginare di bruciare risorse così importanti per produrre calore a bassa o media temperatura.
Delle semplici resistenze elettriche in un silos ben isolato pieno di sabbia possono raggiungere facilmente centinaia di gradi, e un grosso carico resistivo variabile è il sogno di qualsiasi gestore di una rete elettrica talmente è facile da gestire, molto più facile di un motore elettrico sotto inverter o di un elettrolizzatore (tranne i PEM che in effetti si prestano abbastanza bene a questo uso).
Aggiungo una riflessione generale da cui non mi escludo: ci stiamo un po’ tutti spaccando le meningi su come far funzionare un sistema 100% senza fossili ma cui siamo ben lontani anche da un 60-70, e lo stesso vale per i maggiori emettitori mondiali.
Non è che stiamo facendo il gioco di qualcuno a cui questo empasse non può che giovare?
Ma perché la si butta sul quadro regolatorio quando sono i fondamentali a non stare in piedi..
Basta mettere insieme qualche numero dell’articolo per capirlo: l’idrogeno verde costa 4 volte quello grigio e metà del suo costo è energia elettrica. Questo cosa vuol dire? Che anche fosse finanziato a fondo perduto l’impianto di produzione (Capex=0, così come i costi finanziari) e anche con gli opex fissi nulli, il solo opex variabile dell’energia elettrica farebbe costare l’h2 green IL DOPPIO di quello grigio.
Per cui aevoglia a parlare di regolazione, finché non crollerà il prezzo dell’e.e. (almeno per un numero cospicuo di ore annue) non si avrà mai idrogeno conveniente. Per cui PRIMA c’è da fare investimenti seri sulle rinnovabili e sullo quando ci sarà un vero problema di sovracapacità (tra 20 anni?) avrà senso investire su elettrolizzatori.
E già che ci siamo (meno male l’articolo non lo cita) sconfessiamo l’altro mito del chicken&egg problem, secondo cui non si fa idrogeno perché non c’è domanda e non c’è domanda perché manca idrogeno: la domanda di idrogeno mondiale esiste eccome, ben 100 milioni di tonnellate annue che se prodotte con elettrolisi richiederebbero 6000 TWh annui pari alla produzione di 750 centrali nucleari da 1 GW o se preferite pari a 3,2 TW di fotovoltaico.. Quando all mondo installati ce ne sono 2,2!!!
leggevo costi competitivi per idrogeno verde arriveranno in momenti diversi a seconda della nazione, in Europa la Spagna è molto avanti sia per geografia fortunata che per avanzamento delle rinnovabili (e il nostro Sud Italia potrebbe imitarla)
Spagna nella 2a asta pubblica europea per fonfitura di idrogeno verde ( per ora ancora con una piccola incentivazione) si è aggiudicata più di metà dei contratti
https://www-pv–magazine-es.translate.goog/2025/05/20/8-de-los-12-proyectos-de-la-segunda-subasta-del-banco-europeo-del-hidrogeno-son-espanoles/?_x_tr_sl=auto&_x_tr_tl=it&_x_tr_hl=it
lato tecnico, pare che il 2025 sia stato l’anno della maturità degli elettrolizzatori a tecnologia AEM, pregiati come i PEM ma più economici e senza necessità di metalli rari; in Europa la ditta tedesca Enapter (che ha inglobato una azienda italiana che aveva in dono la tecnologia sulle nuove membrane) sta iniziando a venderne in quantità su scala industriale
Non so R. S. Io continuo a essere scettico… Si è sempre detto che l’idrogeno verde per essere competitivo deve costare 2€/kg. Eliminando tutti gli altri costi (caso irrealistico ma serve al ragionamento) questo equivale a dire che l’energia elettrica usata per fare quell’idrogeno deve costare 40 €/MWh.
Vero che le rinnovabili nelle migliori condizioni già ci arrivano, ma finché posso vendere direttamente l’e.e. a prezzi più alti perché dovrei usarla per fare H2? E ripeto mi sono messo nelle condizioni migliori annullando i costi fissi.
L’idrogeno andrà di pari passo con il curtailment o con i prezzi nulli/negativi dell’e.e. Quando ci saranno abbastanza ore a zero (almeno mille all’anno?) allora avrà senso produrlo anche senza incentivi.
Sui progetti in partenza ora ho sempre il dubbio che ci siano dietro pesanti incentivi e un business plan quantomeno ottimistico. Vedi per esempio la scelta di Alstom di bloccare lo sviluppo dei treni a idrogeno, col progetto in Valcamonica che li aveva già ricevuti e su cui pesano parecchi dubbi
Lasciami poi dire che tutta questa spinta sull’idrogeno prettamente europea poteva essere diversificata su altre tecnologie, tipo accumuli di calore e CAES, quest’ultimo lasciato in mano ai cinesi.
Se l’idrogeno non decolla cosa rimane all’Europa come tecnologia rinnovabile in cui essere leader mondiali?
credo che un equivoco sui costi sia di questo tipo; per usare l’idrogeno hai un costo composito, se ricordo (a spanne) alcuni grafici:
A- costo produzione 1,5 – 5 €/kg
B- costo stoccaggio 0,4 – 1 €/kg
C – costo trasporto e di ritravasamento 1,5 – 5 €/kg
— se l’idrogeno lo usi sul posto per industria o per stoccaggio energia stagionale, hai solo i costi A+B, ed è previsto che sarà competitivo in un futuro prossimo grazie alle rinnovabili,
quando si arriverà a produrlo e stoccarlo a 2 €/ kg
se oggi servono 50 KWh perfare 1 Kg di idrogeno (ma domani basteranno 42 KWh) e si vuole stare entro 2€ al kg, significa come hai scritto tu che l’elettricità per produrlo deve costare massimi 40 €/MWh
anzi, come dicevi, contando i costi degli elettrolizzatori e dello stoccaggio, l’energia deve costare ancora meno, circa 10-20 €/MWh per almeno un po’ di ore al giorno
e in Spagna questi prezzi bassi ci sono già adesso, considera che il loro fotovoltaico utility vende i kwh a un prezzo totale MEDIO di 30 €/MWh, e i costi degli impianti FTV nei prossimi 20 anni scenderanno ancora un -40%
— se l’idrogeno lo usi per le navi ( idrogeno, oppure ammoniaca verde derivata) già dipende, magari puoi avere la produzione vicino al porto e magari tela cavi con una tubatura (semplice e corta) per spostarlo, ma devi comunque almeno “travasarlo/comprimerlo/metterlo in sicurezza” tra due diversi contenitori; anche in futuro potrebbero servire degli incentivi economici
— se lo usi per treni o peggio auto e camion, lo devi trasportare in un altro deposito a distanza e poi travararlo di nuovo, grandi costi logistici ed energetici aggiuntivi, ad oggi tra 2 e 5 € al KG, aggiuntivi ai costi di produzione, e credo anche io che non siano costi facili da comprimere, non sarà mai competitivo a meno di sperpero di risorse pubbliche
Si effettivamente il discorso è quello, ossia che almeno per i prossimi 10-20 anni qualche applicazione che potrebbe stare in piedi economicamente c’è ma confinata nelle “valley”, con grossi impianti rinnovabili a esclusivo servizio.
Dato che hai citato come possibile uso “locale” anche l’accumulo stagionale mi permetto di fare però su questo un discorso a parte, in quanto nel passaggio e.e.->H2->e.e. c’è anche l’efficienza dell’ultimo passaggio (fuel cell), che ad oggi è intorno al 50-60%. Questo vuol dire che il costo dell’energia elettrica iniziale deve ulteriormente scendere di un fattore prossimo a 2 (15 €/MWh), o più in generale bisogna considerare che il costo dell’energia venduta in inverno sarà 5-6 volte quello dell’energia prodotta in estate contando anche i CAPEX e i gli opex fissi. Ha senso? Può stare in piedi?
Forse un’applicazione potrebbe essere l’uso di fuel cell cogenerative in cui quel 40-50% perso in calore verrebbe quasi tutto recuperato, ma ad oggi ne sento parlare poco, e andrebbero comunque localizzate dove serve calore industriale o teleriscaldamento.
Ma a quel punto, come già ho scritto in tanti commenti, non potrebbe essere considerato l’accumulo termico stagionale che è infinitamente più semplice?
grafico che da l’idea di come su idrogeno verde pesino i costi di produzione, di stoccaggio, di distribuzione
https://www.pv-magazine.it/wp-content/uploads/sites/14/2024/10/GraphicalAbstract_v1-2035×2048.png
con i costi del 2024, partono da 5 € al Kg costo di produzione, poi aggiungendo stoccaggio e distribuzione arrivano a 7 € oppure 15 € a seconda del tipo di utilizzo, il caso peggiore è ipotizzare di usarlo per alimentare dei mezzi su gomma
il grafico è preso da uno studio presentato qui:
https://www.pv-magazine.it/2024/10/11/langolo-dellidrogeno-per-ricercatori-harvard-i-costi-dellidrogeno-sono-gravemente-sottostimati/
Ecco finalmente nei grafici il criterio principe che andrebbe usato per elargire fondi: il costo della CO2 evitata.
Perchè se proprio si vuole parlare di “neutralità tecnologica” bene, troviamo un criterio che accomuni tutte le tecnologie sulla base di quello che dovrebbe essere l’obiettivo conclamato, e vediamo quali sono quelle che lo raggiungono spendendo i denari pubblici in maniera più efficiente.
L’idrogeno qui sta oltre i 500 $/ton, cercando su chatgpt i pompaggi idroelettrici sono sui 50, gli accumuli di calore stagionali tra i 50 e i 150. Eolico e fotovoltaico viaggiano sui 50 $/Ton.
Quindi qual è il pro di impelagarsi nella complessità dell’idrogeno?
in effetti ottimo spunto, sarebbe il criterio da considerare, iniziare prima dalle cose che in questa fase sono le meno costose, accumuli termici ed idroelettrici compresi
PS: chi convince i nostri ministeri dell’agricoltura, dell’energia e della cultura a rimangiarsi i recenti decreri contro le rinnovabili utillity, quelle che costano meno?
comunque queste stime di costo sull idrogeno e sulla CO2 evitabile cambiano velocemente negli anni, quando si passa a nuove fasi della decarbizzazione, sia perché cambiano i costi, sia perché cambiano le proporzioni e le esigenze nei mix energia
ragionando in prospettiva, tra 15-20 anni, dopo aver fatto le cose “facili”, ci saranno gli ultimi settori da decarbonizzare e in alcuni di quelli il power-to-x da idrogeno verde sarà forse la scelta migliore
o almeno a livello economico:
considera che fare elettrolisi (oppure dissalazione di acqua salata) retribuisce fosse anche di poco l’energia in surplus di fotovoltaico ed eolico, nei momenti in cui che gli altri accumuli sono già carichi e non possono assorbirne altra;
e per avere più acqua dolce o carburanti sintetici, siamo disposti a qualche complicazione
=======
PS: poi sono daccordo che l’industria fossile cerca di gonfiare le stime di utilizzo futuro dell’idrogeno,
per farsi finanziare altre infrastutture in parte in comune con il metano
in Germania le industrie tradizionali volevano far passare l’idea che il sistema elettrico avrebbero avuto bisogno di altri 20 GW aggiuntivi di nuove centrali a turbina (a metano, poi convertibili a idrogeno), come sistema di back-up alle rinnovabili per la potenza e per l’energia, nei rari ma famosi giorni di poco vento e poco sole
dopo discussioni, sono arrivati a mettere all’asta (analoghe alle nostre aste del “capacity-market”, dove capacity sta per “potenza”, non capacità) non 20, ma 10 GW di potenza per nuovi impianti, di cui
– 2 GW aperti anche a sistemi BESS,
– 8 GW hanno messo condizioni di costo e di durata ( 10 ore di erogazione) per fare in modo che l’asta sia vinta da centrali a turbina
ma la parte divertente è che nel tempo della discussione, i BESS sono scesi ancora di costo, e se a livello politico non mettono altri paletti, forse saranno competitivi anche nelle aste che erano state pensate per le centrali a turbina 😉