Prospettive
Il divario tra annunciato e costruito.
Per il 2050 gli scenari pubblicati non descrivono lo stesso mondo: DNV prevede l’idrogeno al 5 % del mix energetico, mentre il percorso a 1,5 °C dell’IRENA richiede 523 Mt di idrogeno pulito all’anno. Il divario non riguarda la tecnologia, ma i costi, i contratti di acquisto e chi paga le infrastrutture.
Dove si trova davvero la curva
Gli investimenti impegnati nell’idrogeno pulito raggiungono 130 miliardi di dollari in 579 progetti con decisione finale d’investimento, in costruzione o in esercizio: 6,9 Mt/anno di capacità impegnata (Hydrogen Council, giugno 2026). L’AIE conta 27 Mt/anno di produzione a basse emissioni annunciata per il 2030, 10 Mt in meno di un anno prima; solo 4,3 Mt sono impegnate, a fronte di quasi 1 Mt prodotta nel 2025. Le due istituzioni non misurano la stessa cosa: capacità per il Council, produzione attesa per l’AIE.
Finanziamento
Nel 2023 la Banca mondiale aveva approvato 1,65 miliardi di dollari di prestiti per l’idrogeno rinnovabile e proposto un’iniziativa da 10 GW di idrogeno pulito. Nell’aprile 2026 il meccanismo europeo per l’idrogeno ha chiuso il primo ciclo: 265 progetti di offerta da 33 paesi, 45 progetti di acquisto. Al Mediterraneo meridionale manca la riduzione del rischio più che la risorsa.
Costi
Nel 2025 un elettrolizzatore costava 820 USD/kW in Cina e 2.200 USD/kW altrove; lo scenario delle politiche dichiarate (STEPS) dell’AIE li porta a 680 e 1.700 USD/kW nel 2030. In quello scenario l’idrogeno rinnovabile scende sotto 2 USD/kg in parte della Cina settentrionale e a circa 3,5 USD/kg in alcuni siti europei. L’IRENA (2023) colloca la media europea a 4,5–6 USD/kg.
Elettricità
Gartner prevede 565 TWh per i data center nel 2026, il 26 % in più dei 447 TWh del 2025, e oltre 1.200 TWh entro il 2030 (previsione del 10 giugno 2026). Le molecole pulite competono per gli stessi elettroni: localizzazione e addizionalità decidono.
Fonti: Hydrogen Council, Global Hydrogen Compass 2026 · AIE, Global Hydrogen Review 2026, p. 11, 81, 111–112 · Banca mondiale, comunicato, 17 novembre 2023 · Commissione europea (DG ENER), 29 aprile 2026 · IRENA, Power to hydrogen: status · Gartner, comunicato, 10 giugno 2026
Gli scenari a confronto
Ogni voce indica autore, anno, natura e perimetro. Una previsione dice che cosa ci si aspetta; un percorso, che cosa richiede un obiettivo; un censimento di progetti, che cosa è stato annunciato. Quando due istituzioni divergono, la divergenza è il risultato.
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Global Hydrogen Review 2026
Censimento dei progetti · Progetti annunciati, non una previsione; costi secondo lo scenario delle politiche dichiarate (STEPS)
Il portafoglio annunciato per il 2030 si è ridotto di 10 Mt in un anno, a 27 Mt; solo 4,3 Mt sono impegnate.
Oltre 100 GW di elettrolisi annunciati potrebbero perdere ogni possibilità di entrare in esercizio entro il 2030 senza decisioni d’investimento prima della fine del 2027. Un censimento di progetti non è una previsione: vanno lette le tabelle di scenario dell’edizione citata, senza mai mescolare le edizioni.
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Global Hydrogen Flows: 2023 Update
Scenario · Further Acceleration – un esito di 1,9 °C
Domanda di idrogeno pulito oltre 40 Mt l’anno nel 2030, di cui quasi 20 Mt trasportate su lunghe distanze.
Il commercio a lunga distanza sale a circa 100 Mt l’anno nel 2040 e a circa 200 Mt nel 2050. Il commercio farebbe risparmiare circa 4.000 miliardi di dollari d’investimenti rispetto a un mondo a scambi limitati, con circa 70 miliardi di dollari l’anno di infrastrutture di trasporto e conversione al 2050. Uno scenario che manca ancora l’obiettivo di 1,5 °C, non una previsione.
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Innovation landscape for smart electrification — 1.5°C Scenario
Percorso normativo · Scenario 1,5 °C dell’IRENA
125 Mt di idrogeno all’anno nel 2030 e 523 Mt nel 2050 – il 94 % della produzione mondiale di idrogeno – su un percorso a 1,5 °C.
Idrogeno verde e blu insieme; fino a 350 GW di elettrolizzatori nel 2030 e circa 5.000 GW nel 2050; 170 miliardi di dollari d’investimenti all’anno fino al 2050. Un percorso normativo dice che cosa richiede un mondo a 1,5 °C, non che cosa accadrà: va confrontato con la previsione di DNV, non con il censimento dei progetti dell’AIE.
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Hydrogen Forecast to 2050
Previsione · Previsione centrale di DNV
L’idrogeno allo 0,5 % del mix energetico nel 2030 e al 5 % nel 2050.
3.100 GW di elettrolizzatori su questo percorso; il 72 % della produzione del 2050 da elettricità; 6.800 miliardi di dollari d’investimenti nella produzione entro il 2050. La previsione mette al centro acciaio, calore industriale e derivati per navi e aerei, non il trasporto intercontinentale di idrogeno puro.
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European Hydrogen Backbone
Visione infrastrutturale · Piano di rete dei gestori del trasporto del gas
58.000 km di rete dell’idrogeno entro il 2040, per circa il 60 % gasdotti riconvertiti.
Un piano di rete non è un impegno di finanziamento né una decisione finale d’investimento. Il corridoio Nord Africa–Europa compare nel piano; la sua realizzazione dipende da contratti di acquisto che ancora non esistono su larga scala.
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Geopolitics of the Energy Transformation: The Hydrogen Factor
Quadro analitico
Il commercio di idrogeno crea nuove interdipendenze più che porre fine alla dipendenza: i paesi ricchi di elettricità rinnovabile a basso costo potrebbero diventare produttori, e gli esportatori di combustibili fossili diversificarsi grazie a esso.
Il quadro pesa leadership tecnologica e produzione di apparecchiature, certificazione e norme comuni, interdipendenza commerciale e finanziaria e ruolo dei paesi in via di sviluppo. È la lente più utile per un produttore nordafricano, perché chiede chi cattura il valore più che quanto volume si muove.
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Hydrogen: Not a solution for gas-fired turbines
Analisi critica
Le centrali vendute come «compatibili con l’idrogeno» funzioneranno quasi interamente a metano per almeno dieci anni.
Una miscela al 20 % di idrogeno riduce le emissioni di una turbina al massimo del 7 % circa. Conta per il Nord Africa perché la riconversione dei gasdotti è al centro della tesi dei corridoi, e lo stesso ragionamento vale per gli obiettivi di miscelazione e per l’idrogeno blu presentato come transitorio.
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Iron ore quality a potential headwind to green steelmaking
Analisi critica · Deficit di minerale: prospettive di BloombergNEF citate dall’IEEFA
Nell’acciaio la domanda di idrogeno è limitata dal minerale, non dall’idrogeno.
La riduzione diretta richiede idealmente minerale con almeno il 67 % di ferro; Vale prevede che il minerale oltre il 66 % di Fe resti appena il 3 % dell’offerta via mare fino al 2030 (IEEFA, 2022). BloombergNEF, citata dall’IEEFA nel marzo 2026, stima un deficit di minerale di grado DR di 15 Mt l’anno nel 2030, che sale a 133 Mt nel 2040. Una previsione di idrogeno per l’acciaio che ignora il vincolo del minerale sopravvaluta la propria tesi.
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Hydrogen Demand and Cost Dynamics
Rassegna della letteratura
Pubblica intervalli anziché una previsione puntuale: da 150 a 600 Mt di domanda di idrogeno nel 2050 secondo gli studi esaminati, a 1,5–5 USD/kg.
Utile come disciplina: il documento attribuisce gran parte della forbice dei costi al prezzo dell’elettricità e alle ore a pieno carico dell’elettrolizzatore. Quando le istituzioni divergono sulla domanda del 2050, conviene guardare prima a queste ipotesi.
Prima l’osservato, poi il previsto
Banca mondiale, FMI, Forum economico mondiale, OCSE, IRENA e Commissione europea, letti per i paesi che contano per un polo nordafricano dell’idrogeno. Prima i valori osservati; le proiezioni seguono in tabelle proprie, ciascuna con lo scenario che l’ha prodotta.
Energia ed economia dei paesi seguiti
| Paese o gruppo | Accesso all’elettricità (% della popolazione, 2024) | Elettricità da gas naturale (% della produzione, 2024) | Elettricità rinnovabile (% della produzione, 2021) | Importazioni nette di energia (% del consumo, 2024) | CO₂ pro capite (t, escluso uso del suolo, 2024) | PIL pro capite (USD correnti, 2025) | Indice di transizione energetica 2025 (posizione su 118, punteggio) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tunisia | 100 | 93,9 | 2,8 | 66,0 | 2,6 | 4.657 | 62 (54,6) |
| Marocco | 100 | 9,6 | 19,3 | 93,9 | 1,8 | 4.672 | 70 (53,7) |
| Algeria | 100 | 99,0 | 0,9 | −119,3 | 4,0 | 6.051 | 89 (50,7) |
| Egitto | 100 | 76,9 | 12,2 | 26,4 | 2,5 | 3.086 | 74 (53,1) |
| Mauritania | 52,2 | 0 (2021) | 19,4 | — | 1,0 | 2.198 | non coperto |
| Namibia | 59,3 | 0 (2021) | 93,4 | 61,8 | 1,2 | 4.876 | 64 (54,4) |
| Unione europea | 100 | 16,9 (2025) | 37,8 | 62,5 (2023) | 5,5 | 47.089 | — |
| Mondo | 91,9 | 28,7 (2025) | 27,8 | 14,6 (2023) | 4,7 | 14.406 | media mondiale 56,9 |
Banca mondiale, World Development Indicators (CC BY 4.0), indicatori EG.ELC.ACCS.ZS, EG.ELC.NGAS.ZS, EG.ELC.RNEW.ZS, EG.IMP.CONS.ZS, EN.GHG.CO2.PC.CE.AR5, NY.GDP.PCAP.CD: valore più recente, banca dati aggiornata all’8 ottobre 2026; se l’anno differisce da quello della colonna, è indicato accanto al valore. Una quota di importazioni nette negativa indica un esportatore netto (Algeria). Indice di transizione energetica: Forum economico mondiale, Fostering Effective Energy Transition 2025, tabella 1; la Mauritania non è coperta; la Tunisia era 89ª nel 2024 (TAP, 26 giugno 2025). Consultato il 24 ottobre 2026.JSONCSV
Riferimenti globali, ultime edizioni
| Indicatore | Valore | Anno | Fonte |
|---|---|---|---|
| Produzione di idrogeno a basse emissioni | quasi 1 Mt (+20 %) | 2025 | AIE, GHR 2026, p. 11, 81 |
| Capacità di elettrolisi installata | > 4 GW (raddoppiata in un anno) | fine 2025 | AIE, GHR 2026, p. 12, 81 |
| Investimenti impegnati nell’idrogeno pulito (FID o oltre) | 130 mld USD · 579 progetti · 6,9 Mt/anno | giugno 2026 | Hydrogen Council, Compass 2026 |
| Meccanismo europeo per l’idrogeno, primo ciclo | 265 progetti di offerta da 33 paesi (16 nell’UE) · 45 progetti di acquisto · l’87 % dei fornitori ha ricevuto manifestazioni d’interesse | aprile 2026 | Commissione europea, 29 apr. 2026 |
| Prestiti della Banca mondiale per l’idrogeno rinnovabile approvati | 1,65 mld USD | 2023 | Banca mondiale, 17 nov. 2023 |
| Nuovi progetti rinnovabili più economici di ogni alternativa fossile nuova | 91 % | 2024 | IRENA, Renewable power generation costs in 2024, p. 5 |
| Costo medio mondiale ponderato della nuova elettricità rinnovabile | fotovoltaico 0,043 USD/kWh · eolico a terra 0,034 · eolico in mare 0,079 | 2024 | IRENA, Renewable power generation costs in 2024, p. 3, 6, 7 |
| Sostegno pubblico ai combustibili fossili | 916 mld USD (1.031 mld USD nel 2023) | 2024 | OCSE e AIE, dic. 2025 |
| Consumo di elettricità dei data center | 447 TWh | 2025 | Gartner, 10 giugno 2026 |
| Indice di transizione energetica | 77 paesi su 118 in miglioramento · punteggio medio +1,1 % | 2025 | WEF, Fostering Effective Energy Transition 2025 |
PrevistoCrescita e debito pubblico: World Economic Outlook del FMI, ottobre 2026
| Paese o gruppo | Crescita del PIL reale 2026 (%) | Crescita del PIL reale 2027 (%) | Debito pubblico lordo 2026 (% del PIL) |
|---|---|---|---|
| Tunisia | 2,4 | 2,0 | 86,1 |
| Marocco | 4,5 | 4,2 | 66,6 |
| Algeria | 3,8 | 3,2 | 51,8 |
| Egitto | 5,1 | 4,7 | 84,0 |
| Mauritania | 4,4 | 4,4 | 38,3 |
| Namibia | 2,0 | 2,7 | 67,5 |
| Unione europea | 1,4 | 1,4 | 83,6 |
| Mondo | 3,1 | 3,4 | — |
| Medio Oriente e Asia centrale (gruppo FMI) | −0,3 | 6,3 | — |
| Africa subsahariana (gruppo FMI) | 4,5 | 4,5 | — |
IMF, World Economic Outlook, October 2026 (DataMapper, dati dell’8 ottobre 2026). Proiezioni dello scenario di base dei servizi del FMI; il 2026 è l’anno in corso e resta una proiezione. Medio Oriente e Asia centrale e Africa subsahariana sono gruppi di paesi del FMI. Consultato il 24 ottobre 2026.JSONCSV
PrevistoScenari, previsioni, censimenti di progetti e obiettivi
| Indicatore | Valore | Orizzonte | Natura | Scenario o base | Fonte |
|---|---|---|---|---|---|
| Produzione a basse emissioni annunciata | 27 Mt (37 Mt un anno prima) | 2030 | Censimento | Tutti i progetti annunciati – un censimento, non una previsione | AIE, GHR 2026, p. 11, 81 |
| Produzione a basse emissioni impegnata | 4,3 Mt (oltre 6 Mt con FID nel 2026–2027) | 2030 | Censimento | Progetti in esercizio, in costruzione o con FID | AIE, GHR 2026, p. 81 |
| CAPEX di un elettrolizzatore | 680 USD/kW (Cina) · 1.700 USD/kW (resto del mondo); 2025: 820 e 2.200 | 2030 | Scenario | Scenario delle politiche dichiarate dell’AIE (STEPS) | AIE, GHR 2026, p. 111, figura 3.20 note |
| Costo dell’idrogeno rinnovabile | < 2 USD/kg in parte della Cina settentrionale · 3–4 USD/kg in Medio Oriente, India e Cile · ≈ 3,5 USD/kg in alcuni siti europei | 2030 | Scenario | Scenario delle politiche dichiarate dell’AIE (STEPS) | AIE, GHR 2026, p. 112 |
| Domanda di idrogeno pulito raggiungibile | 11 Mt/anno, di cui ≈ 6 garantite da politiche adottate | 2030 | Previsione | Valutazione della domanda dell’Hydrogen Council (giugno 2026) | Hydrogen Council, Compass 2026 |
| Produzione di idrogeno | 125 Mt (2030) · 523 Mt (2050), il 94 % della produzione mondiale | 2030 · 2050 | Scenario | Scenario 1,5 °C dell’IRENA – ciò che l’obiettivo richiede, non una previsione | IRENA, Power to hydrogen: status |
| Capacità di elettrolisi e investimenti | fino a 350 GW (2030) · ≈ 5.000 GW (2050) · 170 mld USD l’anno | 2030 · 2050 | Scenario | Scenario 1,5 °C dell’IRENA | IRENA, Power to hydrogen: status |
| Commercio di idrogeno a lunga distanza | quasi 20 Mt (2030) · ≈ 100 Mt (2040) · ≈ 200 Mt (2050); 4.000 mld USD risparmiati rispetto a scambi limitati | 2030 · 2040 · 2050 | Scenario | Hydrogen Council e McKinsey, Further Acceleration (1,9 °C) | Hydrogen Council e McKinsey, 2023, p. 4, 5, 12, 15, 16 |
| Quota dell’idrogeno nel mix energetico | 0,5 % (2030) · 5 % (2050) | 2030 · 2050 | Previsione | Previsione centrale di DNV (2022) | DNV, 14 giugno 2022 |
| Consumo di elettricità dei data center | 565 TWh (2026, +26 %) · > 1.200 TWh (2030) | 2026 · 2030 | Previsione | Previsione Gartner (giugno 2026) | Gartner, 10 giugno 2026 |
| Crescita mondiale del PIL reale | 3,1 % (2026) · 3,4 % (2027) | 2026 · 2027 | Previsione | Scenario di base del FMI, World Economic Outlook ottobre 2026 | FMI, WEO ottobre 2026 |
| Deficit di minerale di ferro di grado DR | 15 Mt l’anno (2030) · 133 Mt l’anno (2040) | 2030 · 2040 | Previsione | Prospettive di BloombergNEF, citate dall’IEEFA (marzo 2026) | IEEFA, 19 mar. 2026 |
| Rete europea dell’idrogeno | 58.000 km, per ≈ 60 % gasdotti riconvertiti | 2040 | Piano | Visione dell’European Hydrogen Backbone (gestori di rete), non una decisione d’investimento | GIE, 20 nov. 2024 |
| Obiettivo UE per l’idrogeno rinnovabile | 10 Mt prodotte nell’UE + 10 Mt importate | 2030 | Obiettivo | Obiettivo politico REPowerEU (indicativo), non una proiezione | Commissione europea, REPowerEU (2022) |
Che cosa monitoriamo
Nove indicatori, ciascuno con l’istituzione che lo pubblica e la frequenza di aggiornamento. Un dato senza fonte né data è un’opinione.
| Indicatore | Definizione | Pubblicato da | Frequenza |
|---|---|---|---|
| Conversione dall’annuncio alla decisione finale d’investimento | Capacità con FID divisa per la capacità annunciata, per anno e regione. | Database dei progetti a idrogeno dell’AIE; S&P Global; Wood Mackenzie Lens | annuale, trimestrale con dati commerciali |
| Capacità di elettrolisi in esercizio | MW in esercizio, in costruzione, con FID e solo annunciati, tenuti in quattro colonne distinte. | AIE, Global Hydrogen Review e database dei progetti | annuale, con aggiornamenti per progetto |
| Costo livellato dell’idrogeno | USD per kg, indicando prezzo dell’elettricità, fattore di carico, costo d’investimento, costo del capitale e acqua. | IRENA, BloombergNEF, AIE | per edizione annuale o scenario |
| Utilizzo | MWh effettivamente prodotti rispetto alle ore teoriche a pieno carico, separando disponibilità tecnica e fattore di carico rinnovabile. | database dei progetti con ipotesi di AIE, IRENA e BNEF | annuale, mensile se esistono dati degli operatori |
| Divario di costo pulito–fossile | Costo livellato dell’idrogeno a basse emissioni meno il costo dell’idrogeno fossile, inclusi carbonio e trasporto. | AIE, IRENA, BloombergNEF, Hydrogen Council | annuale o trimestrale |
| Acquisti vincolanti | Mt all’anno coperte da accordi vincolanti rispetto a Mt all’anno coperte solo da protocolli d’intesa. | AIE, Global Hydrogen Review; S&P Global; Hydrogen Council | annuale |
| Ambizione rispetto al sostegno pubblico | Domanda obiettivo meno il volume effettivamente imposto o sovvenzionato. | Hydrogen Council e McKinsey; Commissione europea; politiche nazionali | annuale |
| Dipendenza dalle importazioni e concentrazione dei fornitori | Quota di importazioni, concentrazione tra fornitori, dipendenza da un solo corridoio o da un solo derivato. | IRENA, AIE, European Hydrogen Backbone, dati doganali | annuale |
| Ritardi e cancellazioni | Progetti rinviati, ridimensionati o cancellati in quota del portafoglio. | AIE, IEEFA, S&P Global, Wood Mackenzie | da trimestrale ad annuale |
Come pubblichiamo un dato
- Indicare anno, perimetro, unità, stato del progetto e data di rilevazione.
- Non chiamare verde tutto l’idrogeno a basse emissioni. Tenere separati rinnovabile, fossile con cattura, sottoprodotto e fossile senza cattura.
- Non sommare Mt di idrogeno e Mt di idrogeno equivalente, né GW di elettrolisi e Mt annue di produzione.
- Per la Tunisia e il Nord Africa, tenere in sei campi distinti potenziale di risorsa, obiettivo politico, protocollo d’intesa, progettazione preliminare, decisione finale d’investimento ed esercizio.
- Datare lo scenario. Un prezzo del 2020 e una previsione del 2022 dicono qualcosa dei loro autori, non di oggi.
- Se un dato proviene da un database commerciale, dichiararlo e conservare una fonte pubblica di confronto.