Il 2026 si sta avvicinando e con esso anche l’avvio di alcuni dei più grandi progetti europei dedicati all’idrogeno. L’Unione Europea, con oltre 17 miliardi di euro già stanziati, si colloca al terzo posto a livello mondiale per investimenti impegnati nel settore, rappresentando quasi i due terzi della domanda energetica globale prevista per il 2030. Nonostante il quadro geopolitico, nei prossimi cinque anni il Vecchio Continente potrebbe arrivare a richiedere circa 5 milioni di tonnellate di idrogeno pulito all’anno, ma questo dipenderà dall’effettiva applicazione delle politiche europee, come:
- Direttiva sulle Energie Rinnovabili (RED) III: impone quote minime di utilizzo di energia rinnovabile nei trasporti e nell’industria. L’ultima revisione ha posto nuovi target vincolanti che prevedono almeno il 42,5% di energia rinnovabile nel mix energetico dell’UE entro il 2030, con l’aspirazione di arrivare al 45%;
- CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism): tassa le importazioni ad alta intensità di carbonio, incentivando l’uso di idrogeno pulito per mantenere competitività;
- ETS (Emission Trading System): rende più costoso l’emissione di CO2, spingendo le industrie a sostituire combustibili fossili con idrogeno verde.
Secondo il rapporto Global Hydrogen Compass 2025 della Hydrogen Council, l’Europa vanta il maggior numero di progetti con entrata in esercizio commerciale (COD) prevista entro il 2030, seguita da Nord America e Cina. Sebbene l’Europa rappresenti quasi la metà dei progetti rinnovabili per numero, la dimensione media dei progetti cinesi è dieci volte superiore a quella dei progetti europei, poiché quest’ultimi si concentrano sullo sviluppo di infrastrutture e centri di domanda per un’industria di importazione, piuttosto che sulla produzione domestica di idrogeno rinnovabile su scala gigawatt. Il portafoglio di iniziative cinesi sta crescendo rapidamente rispetto ad altre regioni, con il 50% dei progetti già in fase FID+, contro il 30% in Europa e il 35% in Nord America. Tuttavia, la minore trasparenza sulle fasi preliminari dello sviluppo in Cina rende difficile una valutazione completa e può portare a una sottostima dei progetti ancora in fase pre-FEED.
I progetti
Considerando solo quelli dalla capacità produttiva superiore ai 100 MW, i progetti principali si concentrano soprattutto nei Paesi Bassi, in Germania, Francia, Svezia e Portogallo. La maggior parte di queste iniziative si basa sull’elettrolisi dell’acqua, seguita dallo Steam Methane Reforming (SMR) integrato con tecnologie di cattura e stoccaggio della CO2 (CCS). Gli impieghi finali riguardano in particolare la produzione di acciaio, di ammoniaca e le attività di refining.
- Stegra (Svezia)
- Air Products Blue Hydrogen Plant (Paesi Bassi)
- Yara CCS Sluiskil (Paesi Bassi)
- Holland Hydrogen 1 (Paesi Bassi)
- Normand’Hy (Francia)
- GALP Sines Phase 1 (Portogallo)
- Salzgitter Low CO2 Steelmaking (Germania)
- GETH2 Nukleus Phase 2 (Germania)
L’Acciaieria green di Boden
Presso la località di Boden, in Svezia, Stegra (ex H2 Green Steel) sta portando a termine la realizzazione di un impianto siderurgico basato su idrogeno verde. Il sito integrerà al suo interno 740 MW di elettrolizzatori alcalini, forniti dal partner Thyssenkrupp nucera, in grado di produrre fino a 100.000 tonnellate di idrogeno rinnovabile all’anno. Stegra impiegherà l’idrogeno verde per purificare il minerale di ferro nel suo impianto dedicato. Attraverso un processo di riduzione diretta (DRI), l’idrogeno reagirà con l’ossigeno contenuto nel minerale, generando ferro ridotto diretto che verrà trasformato in acciaio sostenibile (fino a 2,5 milioni di tonnellate annue). A differenza dei metodi tradizionali basati sugli altiforni, il principale sottoprodotto non sarà CO2 ma semplice vapore acqueo. Le prime linee di produzione di Stegra entreranno in funzione nel 2026, impiegando rottami d’acciaio riciclato come materia prima.
Al progetto Stegra collabora con diversi partner internazionali tra cui, la già citata Thyssenkrupp nucera, SMS Group, Siemens Energy e Hy24. Ad agosto l’azienda ha condiviso un aggiornamento sullo stato dei lavori nel sito dove sono già stati installati i primi dieci elettrolizzatori da 20 MW ciascuno. “L’obiettivo è installare un elettrolizzatore a settimana“, ha dichiarato Piyush Mishra, coordinatore della costruzione e installazione delle attrezzature.
Negli scorsi due anni, Stegra ha già avviato collaborazioni strategiche con importanti attori industriali e automobilistici. Tra questi figurano marchi di primo piano come Scania e Porsche, oltre a Purmo Group, leader internazionale nelle soluzioni per il comfort climatico indoor. Grazie a questi accordi, l’acciaio green prodotto nello stabilimento di Boden troverà applicazione in settori chiave della transizione energetica: dalla mobilità all’edilizia sostenibile.
Air Products Blue Hydrogen Plant
Nel Porto di Rotterdam, Air Products sta costruendo quello che, una volta completato, diventerà uno dei più grandi impianti di idrogeno blu in Europa, con una capacità stimata di 300 tonnellate al giorno. Secondo i piani, il sito entrerà in servizio l’anno prossimo e fornirà idrogeno blu alla raffineria ExxonMobil (Esso) di Rotterdam e ad altri clienti di Air Products via gasdotti. L’impianto sarà collegato al progetto Porthos, il primo sistema su larga scala per il trasporto e lo stoccaggio di CO2 nei Paesi Bassi, recentemente approvato per la decisione finale di investimento. La CO2 catturata, insieme a quella di altre industrie del porto di Rotterdam, sarà convogliata verso giacimenti di gas esauriti nel Mare del Nord, circa 20 km al largo, dove sarà immagazzinata in modo permanente a oltre tre chilometri di profondità sotto il fondale marino.
Ad inizio novembre i primi moduli di cattura del carbonio sono stati consegnati tramite nave charter all’interno del sito di Air Products e successivamente trasportati alla raffineria ExxonMobil per l’installazione.
Yara CCS Sluiskil (300 MW)
Il progetto di cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) avviato da Yara a Sluiskil, nei Paesi Bassi, rappresenta una delle iniziative più avanzate in Europa per la decarbonizzazione dell’industria chimica e dei fertilizzanti. L’impianto sarà in grado di liquefare ogni anno circa 800.000 tonnellate di CO2 ad alta purezza, provenienti dalla produzione di ammoniaca. La CO2 catturata verrà caricata su navi e trasportata da Northern Lights – parte integrante del programma norvegese Longship – fino a un sito di stoccaggio geologico situato a 2,6 Km sotto il fondale marino, sulla piattaforma continentale della Norvegia, dove sarà immagazzinata in modo permanente.
La produzione di ammoniaca di Yara si basa sull’idrogeno generato tramite steam methane reforming (SMR), un processo che, pur essendo altamente efficiente, produce grandi quantità di CO2. Grazie all’integrazione con la tecnologia CCS, queste emissioni non verranno più rilasciate in atmosfera, ma gestite come risorsa catturata e stoccata.
Holland Hydrogen 1
Shell, Worley, thyssenkrupp nucera e TenneT stanno costruendo lungo la costa olandese del Mare del Nord (sulla Tweede Maasvlakte, a circa 35 chilometri a ovest del centro di Rotterdam), un impianto di idrogeno verde dalla capacità di 200 MW. Il sito – alimentato da energia eolica proveniente dal parco offshore Hollandse Kust Noord, di cui Shell detiene una quota con Eneco – produrrà 60 tonnellate di idrogeno rinnovabile al giorno a partire dal 2026. L’idrogeno sarà consegnato alla raffineria Pernis dell’Energy & Chemicals Park a Rotterdam attraverso un idrogenodotto di nuova realizzazione, denominato HyTransPort (Gasunie). In una seconda fase, l’idrogeno verde sarà messo a disposizione della mobilità pesante su strada tramite una rete di stazioni di rifornimento.
Normand’Hy
Sviluppato da Air Liquide nel cuore del bacino industriale di Port-Jérôme, in Normandia, si tratta uno dei più grandi impianti PEM al mondo. Con una capacità di 200 MW, il sito produrrà fino a 28.000 tonnellate annue di idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio che sarà fornito all’industria e alla mobilità pesante della regione tramite il gasdotto Air Liquide H2. I dodici moduli PEM, realizzati da Siemens Energy, lavoreranno in parallelo con i sistemi di Steam Methane Reforming (SMR) già operativi di Air Liquide, in modo da compensare l’intermittenza della produzione da elettrolisi e garantendo così una fornitura stabile, continua e affidabile agli utilizzatori finali (tra cui la flotta di veicoli HysetCo).
GALP Sines Phase 1
Nella Raffineria Sines, in Portogallo, Galp sta installando un impianto di idrogeno verde da 100 MW che produrrà fino a 15.000 tonnellate di idrogeno rinnovabile all’anno. Un investimento di 250 milioni di euro di cui 180 milioni coperti dalla Banca Europea degli Investimenti (BEI). Sempre nella raffineria di Sines, Galp sta realizzando in collaborazione di Mitsui un’unità dedicata alla produzione di biocarburanti; l’impianto tratterà oli vegetali raffinati e grassi animali, trasformandoli in biodiesel con proprietà equivalenti al diesel fossile tradizionalmente impiegato nei motori a combustione e nei carburanti per l’aviazione. La conversione avverrà all’interno dei reattori attraverso una reazione chimica che combina l’iniezione di idrogeno con l’applicazione di pressione e calore.
Salzgitter Low CO2 Steelmaking (SALCOS) – Stage I
Con il programma SALCOS, Salzgitter ha avviato nel 2015 un percorso pionieristico per rendere la produzione di acciaio neutra dal punto di vista climatico. L’iniziativa si fonda sulla strategia di Carbon Direct Avoidance, ovvero l’eliminazione delle emissioni di CO2 già nella fase iniziale del processo produttivo, sostituendo il carbone con l’idrogeno verde e l’elettricità da fonti rinnovabili. SALCOS si articola in quattro progetti chiave:
- WindH2: Nel 2020 Salzgitter ha messo in servizio un parco eolico da 30 MW realizzato dal partner Avacon Natur GmbH e composto da sette turbine da 169 metri di altezza ciascuna. Il parco alimenta un elettrolizzatore PEM dalla capacità di 400 Nm³H₂/h e dalla potenza installata di circa 2 MWel, fornito da Siemens Energy e costruito da Salzgitter Flachstahl.
- GrInHy2.0: L’obiettivo principale del progetto – avviato nel 2019 – era produrre idrogeno verde nel modo più efficiente possibile mediante la tecnologie dell’elettrolisi ad alta temperatura (HTE). Per questo motivo, Salzgitter si è rivolta a Sunfire per l’installazione del primo elettrolizzatore HTE di classe MW, capace di produrre 200 Nm³/h di idrogeno con un ingresso di 720 kWAC, composto da 24–36 stack di celle SOEC. Questo prototipo è già operativo nelle attività siderurgiche di Salzgitter, sfruttando il vapore da calore di scarto.
- μDRAL: Un progetto da 13,6 milioni di euro per il primo impianto al mondo di riduzione diretta (DRI) capace di operare in modo flessibile con idrogeno e gas naturale, in qualsiasi proporzione dal 0% al 100%, all’interno di un sito siderurgico integrato. A differenza dei processi tradizionali, questa tecnologia non genera CO2 ma acqua, riutilizzata nel ciclo produttivo. Con il solo primo impianto di riduzione diretta, l’azienda potrà abbattere le proprie emissioni di CO2 del 30%. Al progetto partecipa anche Tenova.
- H2-Tender: Un’iniziativa di mercato e policy per favorire la diffusione dell’idrogeno verde, creando strumenti di supporto economico e regolatorio che rendano competitiva la produzione di acciaio a basse emissioni.
Attualmente la quantità di idrogeno generata da WindH₂ e GrInHy2.0 copre solo una frazione del fabbisogno totale necessario per la piena implementazione di SALCOS. Per questo motivo, il progetto è visto come fase iniziale di un percorso più ampio che porterà nel 2026 alla Fase I ed entro il 2033 alla sostituzione completa degli altiforni con impianti di riduzione diretta e forni elettrici ad arco.
GETH2 Nukleus (Phase 2)
GETH2 Nukleus rappresenta uno dei progetti più ambiziosi in Germania e in Europa dedicato alla produzione, stoccaggio e trasporto su larga scala di idrogeno verde. Un grande hub energetico che collegherà diversi attori e settori industriali attraverso pipeline dedicate e sistemi di stoccaggio avanzati. L’iniziativa IPCEI coinvolge numerose aziende leader – tra cui RWE, Nowega, OGE, Evonik, bp, Salzgitter e Thyssenkrupp – e si articola in diverse fasi. Vediamo quali.
Fase 1: Entro la fine del 2025, i partner di GET H2 puntano a realizzare a Lingen un impianto di elettrolisi da 100 MW, con l’obiettivo di incrementare la capacità complessiva a 300 MW negli anni successivi. L’idrogeno verde prodotto sarà destinato ai clienti industriali della Bassa Sassonia e della Renania Settentrionale-Vestfalia. Per garantire la distribuzione, entro il 2025 sarà predisposta una rete di circa 130 Km tra Lingen e Gelsenkirchen: da un lato attraverso la conversione dei gasdotti esistenti di Nowega e OGE, dall’altro con la costruzione di un nuovo collegamento dall’impianto di Lingen al gasdotto principale verso la Ruhr.
Fase 2: Nel 2026 a Lingen entrerà in funzione un secondo impianto di elettrolisi da 100 MW, integrato nella rete di BP nell’ambito del progetto “Lingen Green Hydrogen”. L’impianto fornirà idrogeno verde anche alla raffineria adiacente, contribuendo alla decarbonizzazione dei processi industriali. Parallelamente, Nowega sta riconvertendo un’ulteriore sezione del gasdotto per il trasporto esclusivo di idrogeno, che in futuro consentirà di rifornire l’acciaieria Salzgitter AG, impegnata nella produzione di acciaio a basse emissioni di carbonio attraverso il programma SALCOS.
Entro il 2027 è previsto invece il collegamento transfrontaliero con i Paesi Bassi. Il partner GET H2 Thyssengas realizzerà la connessione al punto di importazione di Vlieghuis, trasformando il confine olandese in un nodo strategico per l’integrazione delle reti. Nello stesso anno, l’impianto di elettrolisi RWE a Lingen sarà potenziato fino a raggiungere una capacità complessiva di 300 MW.
Fase 3: La terza ed ultima fase del progetto prevede, entro il 2030, il collegamento delle acciaierie Salzgitter AG attraverso i gasdotti esistenti di Nowega, che saranno riconvertiti per il trasporto esclusivo di idrogeno.
Produzione di idrogeno: Il progetto GET H2 Nukleus prevede la realizzazione di un grande impianto di elettrolisi a Lingen (Bassa Sassonia) presso la centrale a gas di RWE che, già nel 2022, aveva commissionato due dei tre elettrolizzatori previsti, ciascuno da 100 MW, a Linde Engineering e a ITM Power. Nel 2024, l’operatore energetico tedesco aveva affidato a Sunfire e Bilfinger la realizzazione della terza linea, composta da un elettrolizzatore alcalino da 100 MW che dovrebbe entrare in funzione entro la fine del prossimo anno. Lo scorso marzo, TotalEnergies e RWE hanno siglato per la prima volta un accordo quindicennale per la fornitura di idrogeno verde. A partire dal 2030, TotalEnergies riceverà circa 30.000 tonnellate di all’anno destinate alla raffineria di Leuna, in Sassonia-Anhalt. L’idrogeno sarà prodotto presso l’impianto di elettrolisi da 300 megawatt di RWE a Lingen.
