Per quanto riguarda l'offerta, cioè la produzione di idrogeno, essendo questo green gas connesso in modo imprescindibile allo sviluppo di impianti da fonte rinnovabile, e considerando la producibilità fotovoltaica ed eolica nelle diverse aree del Paese, è possibile ipotizzare una maggiore convenienza nel localizzare impianti di produzione di H₂ da fonte rinnovabile dove questi ultimi performano meglio — ad esempio, al Sud Italia per il fotovoltaico — e successivamente il trasporto dell'energia verso i siti di maggior consumo dell'idrogeno. Parallelamente all'idrogeno rinnovabile da fonti solari o eoliche, la Strategia considera anche il potenziale dell'idrogeno prodotto da fonte nucleare. Sebbene al momento la produzione di questa tipologia di idrogeno non sia abilitata in Italia, a causa dello stato di sviluppo del programma nucleare sostenibile, la Strategia sottolinea il ruolo chiave che nella produzione di idrogeno possono svolgere tecnologie nucleari di ultima generazione — come i piccoli reattori modulari (SMR), da collocare magari nel Nord Italia dove la disponibilità di energia da fonti rinnovabili è inferiore.

Dato che il costo di produzione dell’idrogeno verde è strettamente legato al costo di generazione dell'energia elettrica, la produzione di idrogeno da fonte nucleare potrebbe risultare economicamente più conveniente rispetto a quello prodotto da fonti rinnovabili come solare o eolico. Come abbiamo visto nel primo capitolo, infatti, l’idrogeno verde pone sfide legate ai costi, in particolare agli OPEX, cioè relativi alla produzione di questo green gas, che incidono per il 60-80% sul costo complessivo rappresentato dal LCOH. Per abilitare la diffusione dell’idrogeno verde risultano, perciò, decisivi sostegni nazionali ed europei che permettano di rendere competitivo il suo utilizzo.

Integrare la produzione di idrogeno con le energie rinnovabili comporta diverse sfide, legate sia alla quantità di energia necessaria per far funzionare gli elettrolizzatori, sia alla continuità dell’alimentazione. Per quanto riguarda la quantità, l’idrogeno verde può essere prodotto solo se è disponibile una sufficiente quantità di energia rinnovabile. Ad esempio, per far funzionare in modo efficiente un elettrolizzatore da 1 megawatt, serve un impianto fotovoltaico di circa 3 megawatt. Inoltre, poiché le fonti rinnovabili come il sole e il vento non garantiscono una produzione continua e prevedibile, è spesso necessario affiancare un’integrazione dalla rete elettrica, attraverso contratti di acquisto (PPA) che garantiscano l’origine green dell’energia fornita. In questo contesto, per sostenere una crescita equilibrata del settore, sarà importante rivedere alcuni aspetti dell’Atto Delegato RED II, ovvero il principale riferimento normativo dell’Unione Europea in materia (integrato dalla successiva direttiva RED III, che prevede l'obiettivo di aumentare la quota di energie rinnovabili nel mix energetico dell'UE, portandola dal 32% al 42,5% entro il 2030 e spingendola poi verso il 45%). L’Atto RED II stabilisce i criteri affinché l’idrogeno e i suoi derivati possano essere classificati come RFNBO, cioè “Renewable Fuels of Non–Biological Origin”. Anche se ci sono alcune eccezioni che semplificano l’applicazione delle regole, i requisiti fondamentali previsti sono tre.

La seconda grande sfida riguarda la domanda di idrogeno, che oggi appare ancora incerta e frammentata, rallentando lo sviluppo di un mercato consolidato. Gli operatori, di fronte a un quadro a oggi poco chiaro, sono tentati dal rinviare gli investimenti lungo tutta la filiera, non essendo in grado di valutarne con certezza la redditività sul lungo termine. In particolare, il nodo centrale è rappresentato dall’attuale limitata competitività economica dell’idrogeno verde rispetto ai combustibili fossili e all'idrogeno grigio: nell’industria, infatti, l’idrogeno grigio è ancora molto più conveniente e nella mobilità i concorrenti diretti sono i combustibili fossili, che restano opzioni a basso costo, almeno nel breve periodo. Senza un mercato strutturato, trasparente e affidabile, diventa difficile pianificare, negoziare contratti a lungo termine e costruire modelli di business sostenibili.

Un altro fattore critico riguarda la necessità di investimenti significativi per favorire l’utilizzo dell’idrogeno nei diversi settori. Nel comparto industriale, è spesso necessario aggiornare gli impianti produttivi esistenti, ad esempio adeguando i forni o i bruciatori, utilizzando blend tra idrogeno e gas naturale. Nel settore dei trasporti, invece, i costi per l’acquisto di nuovi mezzi alimentati a idrogeno sono ancora molto elevati — fino a quattro o cinque volte superiori rispetto ai veicoli tradizionali — e rappresentano una barriera all’adozione su larga scala. Queste criticità alimentano il cosiddetto “dilemma dell’uovo e della gallina”: l’offerta di idrogeno resta in attesa che si sviluppi una domanda concreta, mentre la domanda fatica a emergere senza infrastrutture e senza certezze sui costi. Il risultato è un rinvio sistematico delle decisioni di investimento, con il rischio di rallentare sensibilmente la transizione energetica. L’auspicio è che le barriere sulla domanda vengano presto affrontate in modo adeguato dalle politiche europee e nazionali, attraverso un intervento più deciso e mirato per stimolare il mercato e rendere l’idrogeno verde una leva concreta di decarbonizzazione.