Analisi delle dimensioni e delle quote di mercato dell'elettrolisi dell'acqua - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato globale dell'elettrolisi dell'acqua

La decarbonizzazione industriale stimola la domanda di elettrolizzatori anche al di fuori del settore chimico.

La decarbonizzazione industriale supporta il mercato dell'elettrolisi dell'acqua perché molti processi necessitano di idrogeno come materia prima e questi utenti già conoscono i requisiti di qualità dell'idrogeno, le pratiche di gestione e i rischi operativi. La raffinazione del petrolio ha utilizzato 37 milioni di tonnellate di idrogeno nel 2024, mentre la produzione di ammoniaca ne ha utilizzate 33 milioni di tonnellate ^{[2] International Energy Agency, “Executive Summary,” Global Hydrogen Review 2025, iea.org.} . La maggior parte di questa domanda è stata storicamente soddisfatta attraverso processi produttivi basati sui combustibili fossili, creando un'opportunità di sostituzione ben definita in cui è possibile integrare elettricità rinnovabile, approvvigionamento idrico e finanziamento del progetto. Il credito previsto dalla Sezione 45V dell'Inflation Reduction Act statunitense può migliorare la redditività dell'idrogeno rinnovabile per la produzione di acciaio e ammoniaca in determinate località ^{[3] National Renewable Energy Laboratory, “Techno-Economic Analysis of Low-Carbon Hydrogen Production Pathways for Decarbonizing Steel and Ammonia Production,” NREL, nrel.gov.} . Il mercato dell'elettrolisi dell'acqua, pertanto, ha accesso a siti industriali consolidati dove sono già presenti sistemi di gestione dell'idrogeno, modelli di domanda, specifiche tecniche e personale operativo.

Integrazione delle energie rinnovabili: trasformare gli elettrolizzatori in risorse per la rete elettrica.

L'integrazione delle energie rinnovabili sta cambiando il ruolo degli elettrolizzatori nel mercato dell'elettrolisi dell'acqua. Gli elettrolizzatori possono fungere da carichi flessibili quando la produzione di energia eolica e solare verrebbe altrimenti limitata, offrendo agli sviluppatori di progetti un'ulteriore fonte di valore oltre alla sola vendita di idrogeno. Questa capacità è particolarmente rilevante laddove l'incremento delle energie rinnovabili ha superato la capacità della rete e dove i sistemi energetici necessitano di una domanda flessibile in grado di rispondere alle mutevoli condizioni di generazione. Nel 2026 la Germania disponeva di 193 MW di capacità di elettrolisi operativa, ma gli elevati costi dell'energia di rete hanno fatto sì che molti progetti necessitassero ancora di sostegno pubblico. Gli sviluppatori che collegano la fornitura di elettrolizzatori ad impianti dedicati alle energie rinnovabili e ad accordi di fornitura energetica possono presentare un progetto più completo a finanziatori, clienti ed enti pubblici.

Gli obblighi relativi all'idrogeno e le politiche di riduzione delle emissioni di carbonio ancorano la domanda a lungo termine.

Le normative politiche stanno rendendo più specifico il caso di domanda per il mercato dell'elettrolisi dell'acqua, collegando l'uso di idrogeno rinnovabile ai trasporti, al consumo industriale, alle norme sugli appalti e agli obiettivi di decarbonizzazione. La direttiva RED III stabilisce i requisiti per i combustibili rinnovabili per l'industria e i trasporti nell'Unione Europea, fornendo agli sviluppatori un quadro normativo più chiaro per i combustibili rinnovabili di origine non biologica. Solo 4 dei 27 Stati membri avevano recepito la direttiva, integralmente o parzialmente, entro agosto 2025, il che lascia un rischio di implementazione ^{[4] Hydrogen Europe, “Clean Hydrogen Monitor 2025,” Hydrogen Europe, hydrogeneurope.eu.} . La National Green Hydrogen Mission dell'India punta a una produzione annua di idrogeno rinnovabile di 5 milioni di tonnellate entro il 2030 e supporta una pipeline di approvvigionamento che si estende oltre la domanda locale verso una produzione orientata all'esportazione. John Cockerill si è aggiudicato un ordine di elettrolizzatori da 1.3 GW da AM Green nell'ottobre 2024, a dimostrazione della portata degli appalti pianificati in India.

E-carburanti, ammoniaca e acciaio: ecco la spinta degli elettrolizzatori su scala industriale

L'ammoniaca, la raffinazione, l'acciaio e i combustibili a base di idrogeno consentono al mercato dell'elettrolisi dell'acqua di accedere a importanti centri di domanda industriale. Oltre l'85% degli investimenti in idrogeno a basse emissioni è destinato a usi industriali esistenti, raffinerie, impianti chimici o impianti per la produzione di combustibili a base di idrogeno. Questi settori presentano esigenze di consumo più definite rispetto ai progetti sviluppati solo per la domanda futura, poiché l'idrogeno è legato a un processo, una base clienti e una catena del valore del prodotto già esistenti. I grandi impianti vengono sempre più spesso progettati in moduli, consentendo di aumentare la capacità con l'espansione dei contratti con i clienti e permettendo agli sviluppatori di scaglionare gli impegni di capitale man mano che la redditività del progetto diventa più chiara. Ciò riduce l'impegno richiesto al momento della prima decisione di investimento e diminuisce il rischio che un impianto sovradimensionato operi senza una domanda contrattuale sufficiente. Inoltre, offre ai fornitori con capacità di consegna e ingegneria un vantaggio nelle gare d'appalto per grandi progetti.

I costi dell'elettricità limitano la competitività dell'idrogeno verde nella maggior parte dei mercati.

I costi dell'elettricità rimangono un vincolo fondamentale per il mercato dell'elettrolisi dell'acqua, poiché influenzano il costo di produzione dell'idrogeno, le ore di funzionamento degli impianti e il prezzo che i clienti industriali devono pagare. L'AIE ha segnalato che la riduzione dei prezzi del gas naturale a partire dal 2025 ha ampliato il divario di costo tra idrogeno rinnovabile e idrogeno di origine fossile in diversi mercati. Ciò può ritardare le decisioni finali di investimento laddove non siano disponibili sovvenzioni o contratti per l'energia a basso costo, soprattutto quando gli sviluppatori non possono trasferire i maggiori costi dell'idrogeno ai propri clienti. Di conseguenza, lo sviluppo dei progetti si concentra in regioni con risorse rinnovabili favorevoli, condizioni di prelievo praticabili, infrastrutture adeguate e un contesto politico in grado di ridurre i rischi iniziali dei progetti. La penisola iberica, l'India meridionale, il Medio Oriente e le regioni eoliche della Cina settentrionale presentano caratteristiche che possono supportare un'offerta a costi inferiori.

Elevati requisiti di capitale e rischi finanziari legati al progetto rimandano le decisioni di investimento.

I grandi impianti richiedono ingenti capitali iniziali e i contratti di fornitura a lungo termine standardizzati rimangono limitati, costringendo gli sviluppatori a negoziare termini specifici per ogni progetto in termini di potenza, produzione, consegna e allocazione del rischio. Le nuove decisioni finali di investimento per la produzione di idrogeno a basse emissioni sono scese al di sotto di 0.8 milioni di tonnellate all'anno nel 2025, dopo due anni al di sopra di 1 milione di tonnellate all'anno. Gli impianti di elettrolisi possono funzionare per 15-20 anni, mentre i contratti di fornitura hanno spesso una durata di 10-15 anni. Ciò pone un problema di valore residuo per i finanziatori dei progetti, che devono valutare il valore delle apparecchiature dopo la scadenza del contratto iniziale con il cliente e prima di stipulare un eventuale contratto di sostituzione. Il mercato dell'elettrolisi dell'acqua tenderà quindi a privilegiare i fornitori in grado di offrire garanzie di prestazione, servizi di ingegneria, partnership di progetto affidabili e prove che dimostrino la capacità degli impianti di soddisfare i requisiti di produzione contrattualizzati nel tempo.

Analisi del segmento

Per tecnologia: gli elettroliti alcalini mantengono la base; il PEM ridefinisce la frontiera della crescita

Nel 2025, gli elettrolizzatori alcalini detenevano il 54.8% del mercato dell'elettrolisi dell'acqua, mentre si prevede che la tecnologia PEM registrerà un CAGR del 9.4% fino al 2031. La tecnologia alcalina rimane ampiamente utilizzata grazie alla sua comprovata affidabilità in ambito industriale, all'assenza di iridio, alla compatibilità con catalizzatori a base di nichel e al suo impiego decennale in applicazioni industriali come la produzione di cloro-soda. I minori costi di investimento ne supportano inoltre la posizione nei grandi progetti industriali, soprattutto laddove gli acquirenti privilegiano apparecchiature collaudate, controllo dei costi, standardizzazione e rapida disponibilità rispetto alla flessibilità operativa delle tecnologie più recenti. I sistemi PEM rispondono rapidamente alla variabilità dell'energia elettrica rinnovabile e possono fornire idrogeno ad elevata purezza, aspetto fondamentale quando la produzione di idrogeno deve seguire le variazioni della generazione eolica e solare senza compromettere la qualità richiesta dagli utenti finali specializzati. Queste caratteristiche ne favoriscono l'utilizzo in applicazioni per celle a combustibile e nella produzione di semiconduttori, dove la compattezza delle apparecchiature, il funzionamento dinamico e le rigorose specifiche di purezza possono essere più importanti del minor costo iniziale associato alla tecnologia alcalina.

Una ricerca pubblicata nel 2025 ha dimostrato che un catalizzatore IrOx con struttura a tunnel riduce il carico di iridio negli anodi PEM. Il risultato affronta un limite di materiale che ostacola una più ampia diffusione delle celle a combustibile PEM, poiché l'offerta globale di iridio è limitata e l'iridio viene prodotto principalmente come sottoprodotto dell'estrazione del platino piuttosto che come materiale primario. Nel ASA ha approvato una decisione di investimento nel dicembre 2025 per industrializzare una piattaforma alcalina pressurizzata a Herøya, in Norvegia. La tecnologia SOEC mantiene un'efficienza promettente laddove è disponibile calore di scarto industriale, in particolare negli impianti siderurgici e di ammoniaca, ma si trova in una fase di commercializzazione più precoce e comporta maggiori rischi di sviluppo, produzione e adozione da parte dei clienti rispetto ai sistemi alcalini consolidati. Anche i sistemi AEM stanno passando dalla fase dimostrativa alle applicazioni industriali senza la stessa esposizione all'iridio dei sistemi PEM, offrendo agli sviluppatori un'ulteriore possibile via tecnologica in cui la flessibilità operativa e la minore dipendenza dai materiali sono considerazioni centrali per l'approvvigionamento.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

In base alla capacità di produzione di idrogeno: i grandi impianti rappresentano la principale fonte di ricavi; la fascia media cresce più rapidamente.

Nel 2025, i sistemi con una capacità superiore a 2,000 l/h rappresentavano il 47.4% del mercato dell'elettrolisi dell'acqua. Si prevede che la categoria da 500 a 2,000 l/h crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) dell'8.7% dal 2026 al 2031. I sistemi di fascia media consentono agli acquirenti industriali di iniziare con implementazioni graduali anziché assumere un unico grande impegno, il che può essere utile quando i contratti di fornitura sono ancora in fase di negoziazione o quando gli impianti aggiungono idrogeno rinnovabile in più fasi. Questi sistemi possono essere assemblati in container standard e messi in funzione più rapidamente rispetto ai progetti personalizzati, aiutando i clienti a limitare i lavori in loco, ridurre l'incertezza nella pianificazione e allineare la messa in servizio alla disponibilità di energia rinnovabile e alla domanda industriale. Questo modello aiuta gli acquirenti a gestire i rischi tecnologici, temporali e contrattuali con i clienti, mantenendo al contempo la possibilità di aggiungere apparecchiature una volta dimostrate le prestazioni operative, la fornitura di energia elettrica e la solidità della base clienti.

I grandi impianti continuano ad attrarre i contratti individuali più importanti e a costituire la base di ricavi per i fornitori consolidati, poiché raffinerie, produttori di ammoniaca e parchi industriali possono richiedere volumi considerevoli di idrogeno da un singolo impianto coordinato. Nel marzo 2026, thyssenkrupp nucera ha firmato un contratto per la fornitura di 300 MW di apparecchiature alcaline per l'impianto Onuba di Moeve a Huelva, in Spagna. Gli impianti con capacità inferiore a 500 l/h sono destinati a siti remoti, applicazioni elettroniche e installazioni dimostrative, dove la produzione locale può evitare vincoli di trasporto, stabilire percorsi di certificazione o testare accordi tecnici e commerciali prima di decisioni di approvvigionamento più ampie. L'AEM Nexus 2500 di Enapter è stato selezionato per una dimostrazione a Rotterdam che combina elettrolisi, generazione da fonti rinnovabili e accumulo a batteria. In tutte le fasce di capacità, i clienti attribuiscono maggiore importanza alla garanzia di produzione di idrogeno piuttosto che alla sola fornitura di apparecchiature, il che accresce l'importanza di partner ingegneristici, supporto operativo, garanzie di prestazione e responsabilità chiaramente definite per i risultati della fornitura.

Per tipologia di utilizzo finale: i prodotti chimici dominano il mercato; la raffinazione di petrolio e gas rappresenta la scommessa strategica per la crescita.

Nel 2025, il settore chimico deteneva il 33.2% della quota di mercato dell'elettrolisi dell'acqua. Questo segmento è sostenuto da una domanda interna per la produzione di ammoniaca, metanolo e prodotti chimici speciali, dove l'idrogeno è già un input produttivo necessario e la domanda è più vicina al punto di utilizzo rispetto ai progetti emergenti di idrogeno commerciale. Gli impianti esistenti possono sostituire l'idrogeno convenzionale utilizzando infrastrutture di gestione consolidate, procedure operative consolidate e specifiche già note al proprietario del progetto, il che può semplificare le basi commerciali per l'investimento. All'inizio del 2025, BASF ha commissionato un impianto di idrogeno verde da 54 MW a Ludwigshafen per l'utilizzo nel suo complesso chimico integrato. Questo tipo di progetto ha un cliente identificabile e specifiche di idrogeno definite, quindi le decisioni di investimento possono essere legate a una specifica esigenza operativa piuttosto che dipendere interamente dal futuro sviluppo di una nuova rete di distribuzione dell'idrogeno.

Si prevede che il settore petrolifero, del gas e della raffinazione crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) del 9.1% fino al 2031. La raffinazione richiede idrogeno per l'idrotrattamento e la desolforazione, il che conferisce al settore un fabbisogno di processo diretto e limita la possibilità di sostituire la materia prima con un'altra quando le raffinerie devono soddisfare i requisiti di qualità del carburante e di emissioni. Il settore offre una strada a breve termine per la realizzazione di grandi impianti quando l'energia rinnovabile e l'assorbimento di idrogeno possono essere allineati, poiché le raffinerie dispongono già di utenti di idrogeno, servizi industriali, personale tecnico e connessioni consolidate con le catene di approvvigionamento di energia e prodotti chimici. I settori dell'energia e dei servizi pubblici, dei trasporti, della produzione, dello stoccaggio energetico e dell'elettronica hanno esigenze operative e dimensioni di progetto diverse, che vanno dalla conversione flessibile dell'elettricità da fonti rinnovabili alla fornitura locale di idrogeno per veicoli, processi produttivi e applicazioni ad alta purezza. La domanda di trasporto a celle a combustibile si sta sviluppando in Giappone e Corea del Sud, mentre i progetti di stoccaggio energetico sono rilevanti nei sistemi energetici a forte prevalenza eolica, dove l'idrogeno può fornire un'opzione di durata maggiore rispetto alle batterie elettrochimiche per determinati utilizzi.

Analisi geografica

Nel 2025, l'Europa deteneva il 31.5% della quota di mercato dell'elettrolisi dell'acqua. La regione, grazie alla combinazione di domanda industriale, sostegno politico e finanziamenti pubblici, ha raggiunto una capacità installata di elettrolisi pari a 571 MWel entro la metà del 2025. La dimensione media dei progetti è aumentata da 2.9 MWel nel biennio 2023-2024 a 18 MWel nel biennio 2024-2025. Ciò indica un passaggio da piccoli impianti dimostrativi a impianti industriali di maggiori dimensioni.

A metà del 2026, la Germania disponeva di una capacità operativa di 193 MW e di 993 MW in costruzione. Gli elevati costi dell'elettricità rendono i finanziamenti pubblici e le vie di approvvigionamento a basso costo elementi cruciali per il portafoglio di progetti del paese. La legge tedesca sull'accelerazione dell'idrogeno, approvata nell'ottobre 2025, ha disciplinato le autorizzazioni per la produzione, i terminali, lo stoccaggio e i gasdotti. Si prevede che la rete Kernnetz, lunga 9,700 km, collegherà le aree di produzione settentrionali con i centri di domanda industriale entro il 2032, mentre la Spagna sta acquisendo importanza grazie all'impianto di Huelva di Moeve.

La regione Asia-Pacifico è il mercato regionale dell'elettrolisi dell'acqua in più rapida crescita, con un CAGR del 9.2% fino al 2031. La Cina ha rappresentato quasi i tre quarti delle nuove installazioni globali di elettrolizzatori nel 2025. La sua capacità produttiva di idrogeno alcalino supporta un modello basato sui costi, ma aumenta anche la pressione competitiva. L'India sta sviluppando progetti di idrogeno orientati all'esportazione, tra cui l'impianto di elettrolisi da 1.3 GW previsto da AM Green a Kakinada. Il Nord America è influenzato dal credito d'imposta statunitense Section 45V, mentre i progetti canadesi possono attingere a reti elettriche a basse emissioni di carbonio e i porti sudamericani come Pecém e Suape stanno perseguendo opportunità di esportazione. Il Medio Oriente e l'Africa combinano risorse solari a basso costo con programmi di esportazione di ammoniaca e grandi proposte di progetti alcalini.