Nel 2024 il mondo ha consumato quasi 100 milioni di tonnellate di idrogeno, secondo il Global Hydrogen Review 2025 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia. Meno dell’1% di quella quantità era a basse emissioni. Il resto proveniva da combustibili fossili senza cattura della CO₂.
“Idrogeno verde”, “blu” e “grigio” sono diventate parole di uso comune nel dibattito energetico europeo. Evocano una tassonomia cromatica che sembra ordinare le cose: verde per il pulito, grigio per lo sporco, blu per qualcosa nel mezzo. La molecola prodotta però è sempre la stessa: H₂. I colori non descrivono il prodotto finale. Descrivono il processo a monte e le emissioni che questo genera.
L’idrogeno “grigio” viene prodotto dal gas naturale attraverso un processo chiamato steam methane reforming. Emette tra i 9 e i 12 chilogrammi di CO₂ per ogni chilogrammo di idrogeno prodotto. Oggi rappresenta la grande maggioranza dell’idrogeno consumato al mondo, utilizzato soprattutto nelle raffinerie e per produrre ammoniaca e fertilizzanti. L’idrogeno “blu” è la stessa cosa con cattura e stoccaggio della CO₂ aggiunta a valle del processo. Le emissioni si riducono, ma non a zero, e dipendono dall’efficacia della cattura e dalle perdite di metano lungo la filiera. L’idrogeno “verde” viene prodotto per elettrolisi, separando l’acqua in ossigeno e idrogeno con elettricità rinnovabile. Se l’elettricità è davvero rinnovabile e addizionale, le emissioni dirette sono vicine a zero.
La confusione nasce quando il linguaggio pubblico tratta queste tre cose come versioni equivalenti della stessa tecnologia, differenziate solo da una gradazione di colore. L’analogia è quella dell’uovo. Un uovo prodotto in un allevamento intensivo e un uovo prodotto da galline allevate a terra sono fisicamente indistinguibili una volta rotti nella padella. L’impronta ambientale delle due filiere non lo è. L’idrogeno prodotto da elettrolisi con rinnovabili, il gas naturale con CCS e il gas naturale senza cattura sono tre catene industriali diverse, con infrastrutture diverse, costi diversi, emissioni di ordini di grandezza diversi. Non sono gradazioni dello stesso prodotto. Sono tre prodotti diversi che condividono una molecola finale identica.
La scala reale racconta cosa stia succedendo oggi. Sempre secondo l’IEA, la produzione globale di idrogeno a basse emissioni (verde e blu insieme) nel 2024 è stata inferiore a 1 milione di tonnellate. Le proiezioni al 2030 basate sui progetti già dotati di decisione finale di investimento arrivano a 4,2 milioni di tonnellate, circa il 4% della domanda globale attesa. I progetti annunciati arriverebbero a 49 milioni di tonnellate, ma solo 3,4 milioni sono nella fase FID, il resto è in pianificazione e rimane vulnerabile a cancellazioni. Nel 2024 non è stato avviato nessun nuovo progetto di idrogeno blu.
In Italia, la traiettoria è ancora più bassa. Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima 2024 prevede al 2030 un consumo di idrogeno rinnovabile di 0,25 milioni di tonnellate e 3 gigawatt di capacità installata di elettrolizzatori. Le linee guida del 2020 prevedevano 5 gigawatt e 0,7 milioni di tonnellate: la nuova strategia riduce sia la produzione sia la capacità. Per confronto, la Germania punta a 10 gigawatt entro il 2030, la Francia 6,5 gigawatt, la Spagna 12 gigawatt. Secondo un’analisi di AGICI presentata a Milano nel novembre 2025, per raggiungere anche solo l’obiettivo di 180.000 tonnellate annue previsto dalla Strategia italiana servirebbero incentivi operativi per 4 miliardi di euro nei prossimi cinque anni, oltre al recepimento integrale della direttiva RED III che al momento è bloccato.
La tassonomia cromatica ha un problema specifico aggiuntivo. Il termine “idrogeno blu” compatta in una categoria sola progetti con prestazioni molto diverse fra loro. Alcuni impianti catturano il 90% della CO₂ del processo principale, altri ne catturano il 50%. Le emissioni lungo la filiera del metano, dalla perforazione al trasporto, non sempre sono contabilizzate. Un idrogeno “blu” con bassa efficienza di cattura e alte perdite upstream può avere emissioni per chilogrammo simili a un idrogeno “grigio”. Il colore è lo stesso, il carico climatico è molto diverso.
La normativa europea sta cercando di sostituire la tassonomia cromatica con definizioni basate sulle emissioni. Il Regolamento Delegato 2023/1184 sui Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO) definisce standard precisi sulle condizioni per cui l’idrogeno prodotto da elettricità rinnovabile può essere conteggiato come tale: addizionalità delle rinnovabili, correlazione temporale e geografica, tracciabilità. Sono requisiti stringenti che rendono il perimetro di “idrogeno verde” molto più stretto di quanto la parola suggerisca. L’International Organization for Standardization sta sviluppando una metodologia per la quantificazione delle emissioni, attesa per il 2026.
Il linguaggio dei colori resta però in uso, nella comunicazione istituzionale e aziendale, perché è semplice. Il costo della semplicità è che una filiera industriale complessa appare uniformata, e due chilogrammi di idrogeno con emissioni a monte di ordini di grandezza diversi possono finire nella stessa frase pubblicitaria.
Questa rubrica esplora le parole del clima il cui significato tecnico diverge dalla percezione comune. I colori dell’idrogeno aggiungono un meccanismo nuovo: non il singolo termine ambiguo, ma un sistema tassonomico che appiattisce differenze di ordini di grandezza. La molecola finale è identica. Le emissioni della filiera no.
La prossima volta che leggete “idrogeno blu” o “idrogeno verde” in un annuncio di investimento o in un documento strategico, la domanda da farsi è una sola: quanti chilogrammi di CO₂ per ogni chilogrammo di idrogeno, misurati dove e come?
