Idrogeno e biometano: come cambia la mappa delle rinnovabili in Italia dopo il PNRR 

La corsa alla decarbonizzazione imposta dall’Europa mette le imprese italiane davanti a un bivio: trasformare i fondi pubblici in mercati autosufficienti o rischiare di costruire cattedrali nel deserto. Se il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza ha dato un impulso decisivo alla nascita di progetti pilota sulle rinnovabili, la chiusura della finestra al 30 giugno 2026 ha già aperto una nuova fase, fatta di bilanci concreti e scelte industriali selettive. Per capire cosa aspettarsi Rinnovabili ha incontrato ad Ecomondo 2026, Hydroalp, società del gruppo BM specializzata nella realizzazione di impianti energetici.

Parliamo di una realtà nata circa 12 anni fa – per i primi 8 anni focalizzata esclusivamente sull’idroelettrico – che crede fortemente nella sua anima EPC, ossia nella capacità di unire le competenze tecniche e la gestione dei progetti per consegnare impianti chiavi in mano ai clienti. E che oggi offre un osservatorio privilegiato su quanto sta accadendo. Ai microfoni di Rinnovabili, Davide Pilotto, direttore commerciale di Hydroalp, ha raccontato come si sta ridisegnando la mappa delle tecnologie green in Italia, tra le incognite dell’idrogeno e le certezze del biometano. 

Dal vostro punto di vista, l’Italia è in anticipo o in ritardo rispetto alla tabella di marcia dettata dall’Unione Europea sulla transizione energetica? 

«Siamo in ritardo e i dati lo confermano. Le iniziative legate al PNRR hanno dato un grande impulso iniziale, ma nel settore dell’idrogeno – dove abbiamo realizzato molti progetti, comprese le Hydrogen Valley – vediamo che, passata la scadenza del 30 giugno 2026, si è appiattito tutto. L’onda positiva non ha avuto seguito. Diverso è il discorso per altri comparti come il biometano, dove gli incentivi del PNRR sono stati prorogati di due anni e già è in discussione un decreto post PNRR: in quel caso la continuità normativa aiuta molto».

Senza il supporto del PNRR, qual è il nodo principale che blocca lo sviluppo dell’idrogeno? 

«Con il PNRR sono stati costruiti ottimi esempi di come potrebbe funzionare la filiera, incluso un impianto di proprietà dello stesso gruppo BM. Tuttavia, è difficile che questi progetti sopravvivano come ecosistemi isolati: serve una rete interconnessa che non è mai davvero partita perché si è incentivata l’offerta ma non la domanda. Senza domanda, anche con gli investimenti iniziali interamente coperti, molti fondi sono rimasti inutilizzati perché i business plan non sono sostenibili. Dal punto di vista tecnologico l’idrogeno funziona, ma non si regge ancora economicamente da solo».

Eppure i gas rinnovabili restano indispensabili per raggiungere gli obiettivi europei. Quali sono i progetti più significativi che state portando avanti in Italia? 

«Come società EPC abbiamo sviluppato diversi impianti in vari ambiti. Nell’idrogeno abbiamo lavorato per il gruppo Dolomiti Energia, su un impianto in cui il gas verrà utilizzato a fini di teleriscaldamento, e abbiamo partecipato alla cordata per l’hydrogen valley di Alperia e SASA [società di trasporto pubblico altoatesina] finalizzata alla mobilità pubblica di Bolzano e Merano: un caso molto riuscito, perché l’idrogeno prodotto alimenta direttamente la flotta di autobus locali».

«Abbiamo inoltre realizzato due stazioni di rifornimento per autovetture e trasporto pesante, una a Milano e una in Piemonte. E stiamo costruendo un impianto, fuori dal PNRR, per un’azienda ceramica che utilizzerà l’idrogeno nei forni per le ceramiche, e un impianto pilota in Molise per la produzione di metano sintetico rinnovabile, ottenuto combinando idrogeno verde e CO2 recuperata da un upgrading biometano. Infine, guardiamo al trasporto marittimo: abbiamo realizzato diversi skid a metanolo per i motori delle navi, un settore che si sta muovendo dalla nafta verso il metanolo e l’ammoniaca per le prime imbarcazioni green nei porti».

Sono iniziative ancora sporadiche? 

«Sì, ci si muove molto a spot e quasi sempre grazie a finanziamenti, come nel caso del progetto di ricerca sul metano sintetico in Molise. Sono tecnologie in fase di test: ma se oggi si applicasse un business plan tradizionale, i ricavi non coprirebbero i costi e non partirebbe nulla».

In un mercato così complesso, quanto pesa il vostro approccio “chiavi in mano” e la gestione successiva degli impianti? 

«Per il cliente il vantaggio del modello EPC è avere un unico interlocutore che si assume tutti i rischi. Per noi significa non poter lasciare zone d’ombra: al cliente bisogna consegnare il risultato finale a regola d’arte, un fattore decisivo soprattutto quando si lavora con tecnologie nuove». 

Quanto è importante tutto quello che avviene dopo la consegna? Come si sposa il vostro know-how con il post-vendita?

«BM ha sempre investito anche in impianti rinnovabili di proprietà, quindi ha costruito in primis per sé stessa un apparato di service ad hoc. Oggi abbiamo una struttura che può coprire tutti i servizi di Operation & Maintenance, eventualmente con personale dedicato completamente a un singolo impianto, con reperibilità 24 ore su 24, 365 giorni l’anno. All’interno dei team ci sono tecnici specializzati nelle varie tecnologie pronti a risolvere i problemi, affiancati da una piattaforma software collegata alla nostra control room per il monitoraggio da remoto di impianti fotovoltaici, idroelettrici e a idrogeno».

Guardando al prossimo futuro, quali tecnologie resteranno davvero sul mercato e su cosa state puntando? 

«L’idrogeno resta centrale per consolidare la nostra posizione, ma sarà competitivo – a patto di stimolare la domanda e abbattere i costi di produzione – soprattutto nell’industria hard-to-abate, al posto del metano, e nel trasporto pesante. Sui camion, infatti, l’idrogeno offre un vantaggio decisivo rispetto all’elettrico: si fa il pieno in una dozzina di minuti, tempi simili al diesel. Il vero focus attuale di Hydroalp, però, è l’ingresso come EPC nel biometano per portarvi la nostra esperienza di impianti chiavi in mano: si tratta di un mercato valido con una tecnologia matura e consolidata e con un grande riscontro a livello politico e di incentivi. Il metano sintetico, invece, richiede ancora tempo per la scala industriale perché siamo ancora in fase di studi di fattibilità».