Nella storia dell’energia, le grandi discontinuità tecnologiche non hanno prodotto soltanto nuove fonti energetiche, ma hanno ridefinito rapporti di forza, gerarchie economiche e margini di autonomia politica. È accaduto con il carbone nell’Europa industriale dell’Ottocento, con il petrolio nel Novecento, con il gas naturale nella seconda metà del secolo e oggi sta accadendo di nuovo, sebbene in modo meno visibile, con l’idrogeno. Forse, oltre alla geo-politica e alla geo-economia, si potrebbe anche parlare di geo-energia o anche di geo-tecnologia, senza farli sembrare affatto dei pastrocchi semantici.
Le transizioni energetiche non eliminano il potere, ma lo ricollocano. Ridurre l’idrogeno a una tecnologia verde o a uno strumento di decarbonizzazione industriale significa fraintenderne la portata strategica. L’idrogeno è infatti un vettore energetico, e non si estrae, ma si produce attraverso processi industriali ad alta intensità energetica.
Il senso dell’idrogeno
A differenza di una fonte primaria — petrolio, gas naturale, carbone, sole o vento — un vettore energetico serve a immagazzinare, trasportare e utilizzare energia prodotta altrove. Nel caso dell’idrogeno, ciò significa consumare energia per produrlo e successivamente riconvertirlo in energia o utilizzarlo nei processi industriali.
L’idrogeno può essere prodotto principalmente in due modi. Il primo è l’elettrolisi dell’acqua, un processo chimico-fisico alimentato con elettricità, spesso di origine rinnovabile, attraverso il quale si separa idrogeno da molecole di acqua (2H2O→ 2H2 + O2), con emissioni complessive di anidride carbonica molto basse o prossime allo zero. Il secondo è la riformazione del gas naturale, attraversa la quale si libera idrogeno da molecole di metano (CH4 + H2O → CO + 3H2), producendo a seguito delle reazioni chimiche anche anidride carbonica (CO2), che deve poi essere catturata e stoccata. Dalle emissioni di diossido di carbonio dal processo di produzione di idrogeno deriva lo slittamento semantico di connotazione «idrogeno verde» e «idrogeno blu».
L’idrogeno verde rappresenta l’obiettivo di lungo periodo della transizione energetica, mentre l’idrogeno blu è la soluzione intermedia potenzialmente più economica e scalabile nel breve-medio termine attraverso il riutilizzo di infrastrutture e filiere esistenti.
La natura dell’idrogeno come vettore emerge chiaramente anche dal punto di vista dei rendimenti. Secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia (IEA), produrre un chilogrammo di idrogeno tramite l’elettrolisi dell’acqua richiede circa 50–55 kWh di elettricità, mentre la successiva riconversione in energia elettrica restituisce generalmente non più di 16–20 kWh, con un rendimento complessivo nell’ordine del 30–40%. Nel caso dell’idrogeno blu, il fabbisogno di elettricità diretta è inferiore, ma il consumo energetico totale, considerando il gas naturale utilizzato come materia prima, raggiunge circa 65–75 kWh/kg, con rendimenti complessivi tra il 35% e il 45%.
L’idrogeno non è dunque una fonte efficiente di produzione elettrica, ma uno strumento di trasporto, accumulo e riconversione dell’energia. Conta quindi non solo dove si trova l’energia primaria per produrre l’idrogeno, ma anche dove l’idrogeno è prodotto, trasportato, stoccato e trasformato, oltre a chi controlla le relative infrastrutture.
Per comprendere le implicazioni concrete si può immaginare una sequenza relativamente semplice: a) l’elettricità prodotta da impianti solari nel Sahara è utilizzata per produrre idrogeno; b) l’idrogeno è trasportato verso l’Unione Europea attraverso infrastrutture dedicate nel Mediterraneo; c) l’idrogeno è riconvertito in elettricità o utilizzato per alimentare centri elaborazione dati, acciaierie, cementifici, ceramifici, vetrerie o impianti chimici in generali. In questa catena, il controllo delle infrastrutture diventa altrettanto rilevante quanto la disponibilità della risorsa primaria.
Secondo l’IEA e l’Agenzia Internazionale per le Energie Rinnovabili – International Renewable Energy Agency (IRENA) – la competitività dell’idrogeno verde dipende soprattutto dalla disponibilità di energia rinnovabile a basso costo, dall’accesso al capitale e dalla stabilità regolatoria. Nel caso dell’idrogeno blu, il fattore critico resta invece l’accesso a gas naturale competitivo e a infrastrutture affidabili per la cattura e lo stoccaggio della CO₂.
Le due filiere non appaiono oggi realmente alternative, ma tendono a coesistere all’interno di una traiettoria di transizione. L’idrogeno verde è coerente con una prospettiva di decarbonizzazione integrale dei sistemi energetici, mentre l’idrogeno blu consente invece una più rapida scalabilità industriale tramite il riutilizzo di reti e competenze esistenti, pur restando legato ai combustibili fossili e alla maturità delle tecnologie di cattura del carbonio.
È in questa tensione che l’idrogeno assume una dimensione strategica. Come oleodotti e gasdotti nel secolo scorso, anche le future reti dell’idrogeno produrranno Paesi di transito, snodi logistici e periferie energetiche. La differenza è che questa trasformazione si sviluppa in un contesto segnato simultaneamente da transizione climatica, pressione industriale e competizione geopolitica tra rivali sistemici.
L’Unione Europea ha colto relativamente presto il valore politico dell’idrogeno. Nei documenti strategici pubblicati tra il 2020 e il 2024, la Commissione Europea presenta (giustamente) l’idrogeno non solo come strumento di decarbonizzazione, ma anche come leva di autonomia strategica. Questa ambizione si confronta però con un limite strutturale: l’Europa resta un grande mercato di domanda, ma un’area relativamente povera di energia primaria a basso costo.
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Nell’economia dell’idrogeno questa asimmetria non scompare, ma cambia forma. Nel caso dell’idrogeno verde si traduce nella dipendenza da aree extraeuropee caratterizzate da abbondanti risorse rinnovabili, mentre nel caso dell’idrogeno blu nella persistente centralità delle catene di approvvigionamento del gas naturale. In entrambe le configurazioni, l’autonomia strategica europea continua quindi a dipendere da fattori esterni.
Ancora secondo l’IEA, l’idrogeno potrebbe consentire la riconversione di settori «hard-to-abate» come siderurgia, chimica e trasporti pesanti, contribuendo alla tenuta della base industriale europea. Al tempo stesso, l’idrogeno richiede investimenti elevati e difficilmente reversibili, con orizzonti di ammortamento pluridecennali. La coesistenza di filiere differenti rende ancora più rilevante il coordinamento delle scelte infrastrutturali.
Chi decide oggi dove dovranno passare le future dorsali europee dell’idrogeno decide implicitamente chi sarà centrale e chi marginale domani. Parlare di idrogeno significa quindi parlare realmente di potere senza utilizzare il linguaggio esplicito della competizione politica o del conflitto. I Paesi capaci di posizionarsi come snodi affidabili e tecnologicamente robusti — sia nelle filiere emergenti dell’idrogeno verde sia nella riconversione di quelle legate al gas — potrebbero acquisire vantaggi industriali e geoeconomici, e dunque in ultima analisi anche politici, duraturi. Gli altri rischiano di restare semplici acquirenti, esposti alle scelte altrui.
La domanda centrale non è quindi se l’idrogeno funzionerà in termini tecnici, ma a quali condizioni politiche, industriali e infrastrutturali potrà funzionare per l’Unione Europea. Le transizioni energetiche non premiano chi ha ragione in astratto, ma chi costruisce per tempo infrastrutture coerenti con i propri interessi strategici.
Le rotte dell’idrogeno europeo: vincoli e implicazioni della nuova geografia
Quando si parla di «rotte dell’idrogeno», il rischio principale è proiettare sulla nuova economia dell’energia categorie ereditate dal petrolio e dal gas naturale, ma si tratta in effetti di un’analogia parzialmente valida. L’idrogeno presenta, infatti, vincoli fisici ed economici più stringenti, soprattutto sul lato del trasporto, che assumono forme differenti nelle filiere verde e blu.
Nel caso dell’idrogeno verde, la geografia energetica tende a seguire la disponibilità di energia rinnovabile a basso costo. Secondo l’IRENA, aree con elevata insolazione, forte ventosità e ampia disponibilità di spazio – tipicamente Nord Africa, Penisola Arabica, Australia e parte dell’America Latina – potrebbero produrre idrogeno verde a costi inferiori ai 2 USD/kg entro il prossimo decennio, contro valori spesso superiori ai 4–6 USD/kg nell’Europa continentale. Tuttavia, produrre idrogeno non equivale automaticamente a esportarlo in modo efficiente: il costo del trasporto cresce rapidamente con la distanza e con il numero di conversioni necessarie.
Inoltre, il trasporto tramite gasdotto tende a essere più competitivo della spedizione marittima su distanze inferiori ai 2.000–3.000 chilometri, mentre oltre tali soglie prevale il trasporto di sostanze più sicure e facili da trasportare e stoccare come l’ammoniaca (NH3) o il metanolo (CH3OH, dalle quali estrarre poi l’idrogeno. Ogni passaggio, però, comporta perdite energetiche significative. La liquefazione dell’idrogeno richiede temperature prossime ai –253 °C e può assorbire fino al 30% del contenuto energetico iniziale, mentre la riconversione da ammoniaca o metanolo a idrogeno può aggiungere ulteriori perdite nell’ordine del 10–20%. Lungo l’intera catena logistica si stima che possa andare dispersa oltre la metà dell’energia originariamente prodotta.
Si tratta di un vincolo che modifica profondamente la logica economica delle future reti energetiche. Nel petrolio il costo del trasporto rappresenta una quota relativamente marginale del valore finale, mentre nell’idrogeno il trasporto, la compressione, la liquefazione e la riconversione possono determinare una componente decisiva del valore e dunque dei costi. Di conseguenza, non tutte le rotte teoricamente possibili saranno economicamente sostenibili. Le direttrici realmente competitive tenderanno a concentrarsi lungo corridoi logistici integrati, vicini ai grandi poli industriali europei e sostenuti da elevati volumi di domanda.
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Nel caso dell’idrogeno blu, la logica geografica cambia in modo sostanziale, poiché il fattore decisivo non è la disponibilità di energia rinnovabile, ma l’accesso a gas naturale competitivo e a infrastrutture per la cattura e lo stoccaggio della CO₂. Ancora secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia, oltre il 95% dell’idrogeno oggi prodotto nel mondo deriva ancora da combustibili fossili, prevalentemente gas naturale e carbone. La filiera blu tende quindi a svilupparsi in continuità con le geografie storiche del gas – Mare del Nord, Nord America, Medio Oriente e Algeria – riconfigurando gradualmente la mappa energetica esistente anziché sostituirla.
Anche in questo caso, però, la competitività dipende da condizioni molto specifiche. La cattura della CO₂ richiede investimenti elevati, disponibilità di siti geologici idonei e sistemi regolatori credibili. Le stime dell’IEA indicano che catturare e stoccare una tonnellata di CO₂ può costare tra 50 e 150 dollari, a seconda della tecnologia utilizzata e della distanza dai siti di stoccaggio. Il vantaggio economico dell’idrogeno blu resta quindi fortemente sensibile ai prezzi del gas naturale e all’evoluzione delle normative sulle emissioni.
La disponibilità di sole e vento è una condizione necessaria, ma non sufficiente a costruire uno snodo energetico competitivo, da cui deriva una distinzione cruciale tra narrazione politica e fattibilità industriale, poiché servono anche infrastrutture portuali, capacità industriale, accesso al capitale, stabilità istituzionale e prossimità ai mercati di consumo. Allo stesso modo, la disponibilità di gas naturale non garantisce automaticamente competitività nella filiera blu senza sistemi efficienti di cattura del carbonio e regole stabili sugli investimenti.
In questo contesto, l’asse Nord Africa–Europa emerge come una direttrice potenzialmente rilevante, ma non unitaria. Secondo la Commissione Europea, il Nord Africa potrebbe diventare uno dei principali bacini di produzione destinati al mercato europeo entro il 2040. Tuttavia, le differenze tra Marocco, Algeria, Tunisia ed Egitto in termini di affidabilità istituzionale, strategia industriale e capacità infrastrutturale restano marcate.
Per esempio, il Marocco tende a proporsi come piattaforma dell’idrogeno verde grazie all’elevata disponibilità di energia solare ed eolica e alla crescente integrazione industriale con l’Europa. Diversamente l’Algeria, che conserva invece un vantaggio significativo nella filiera blu grazie a oltre 2.000 chilometri di gasdotti già collegati al mercato europeo e a decenni di esperienza nelle esportazioni energetiche e, in prospettiva, potrebbe tentare una riconversione parziale delle infrastrutture esistenti verso miscele contenenti idrogeno, riducendo almeno inizialmente il fabbisogno di nuovi investimenti.
Per l’Unione Europea, questa direttrice rappresenta simultaneamente un’opportunità e una vulnerabilità. Da un lato offre accesso a risorse energetiche competitive e relativamente vicine, ma dall’altro rischia di riprodurre nuove forme di dipendenza esterna, soprattutto se l’Europa non riuscirà a costruire una rete interna sufficientemente integrata. Il punto critico non è quindi soltanto da dove arriverà l’idrogeno, ma chi controllerà le infrastrutture.
La direttrice iberica, per esempio, sostenuta dal progetto H2Med, presenta caratteristiche differenti. Secondo le stime preliminari dei promotori, il corridoio dovrebbe collegare Penisola Iberica e Francia con una capacità iniziale di circa 2 milioni di tonnellate annue di idrogeno entro il 2040, equivalenti a circa il 10% del consumo europeo previsto dalla Commissione. Il vantaggio competitivo di questa direttrice consiste nella piena appartenenza allo spazio normativo europeo e nell’elevato potenziale rinnovabile della Spagna. Il limite principale resta però la distanza dai grandi poli industriali dell’Europa centrale, che aumenta i costi logistici e richiede investimenti infrastrutturali molto consistenti.
Nel Nord Europa e nel Mare del Nord, invece, la transizione verso l’idrogeno si intreccia con la riconversione dell’economia del gas. Norvegia, Paesi Bassi e Regno Unito stanno sviluppando strategie ibride nelle quali idrogeno blu ed eolico a largo delle coste coesistono. Secondo le strategie industriali pubblicate dai governi dell’area, il Mare del Nord potrebbe concentrare una quota molto significativa della futura capacità europea di cattura e stoccaggio della CO₂ utilizzando giacimenti d’alto mare esauriti. Parallelamente, l’espansione dell’eolico in mare aperto alimenta lo sviluppo della filiera verde. Questo modello appare industrialmente robusto, ma difficilmente replicabile su scala continentale per ragioni geografiche, finanziarie e politiche.
Le direttrici orientali e sud-orientali restano invece le più incerte. Secondo la Commissione Europea e diversi organismi multilaterali, la loro rilevanza dipenderà meno dal potenziale tecnico e più dalla stabilità politica, dalla capacità regolatoria e dalla collocazione geopolitica dell’area nei prossimi decenni. In un contesto di crescente frammentazione internazionale, la sicurezza delle infrastrutture potrebbe tornare a prevalere sulla pura efficienza economica.
Nel complesso emerge un dato chiave, ovvero che le rotte dell’idrogeno europeo saranno inevitabilmente selettive. Non esisterà una rete perfettamente diffusa e simmetrica. Le filiere verde e blu tenderanno anzi a sovrapporsi solo parzialmente, generando una geografia energetica composita nella quale alcune infrastrutture erediteranno logiche del passato mentre altre inaugureranno nuove direttrici strategiche.
L’idea di mantenere aperte tutte le opzioni indefinitamente è quindi in larga misura un’illusione politica, seppure comprensibile per ragioni di diversificazione. In ogni caso, ritardare le decisioni non equivale a restare neutrali, ma a lasciare che la futura geografia energetica europea sia definita da altri attori sulla base di vantaggi infrastrutturali, industriali e finanziari accumulati nel tempo.