Mercato dell'idrogeno delle raffinerie di petrolio Dimensioni e condivisione 2026-2035

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio

Il mercato globale dell'idrogeno per raffinerie di petrolio è stato valutato a 148,7 miliardi di dollari nel 2025, sostenuto dalla posizione del settore della raffinazione come il più grande consumatore industriale di idrogeno, con una domanda globale di idrogeno nella raffinazione che ha raggiunto 43 Mt nel 2023 e che continua a crescere fino al 2024 e al 2025. Si prevede che il mercato raggiungerà i 257,9 miliardi di dollari entro il 2035, con una crescita annua composta (CAGR) del 5,7% nel periodo di previsione 2026-2035, con un valore di mercato intermedio di 156,2 miliardi di dollari previsto per il 2026. Questa traiettoria di crescita, secondo l'ultimo rapporto pubblicato da Global Market Insights Inc.

è sostenuta dall'inasprimento degli standard di qualità dei carburanti e dall'espansione della capacità di raffinazione in Asia Pacifico e Medio Oriente. Nel medio-lungo periodo, una trasformazione compositiva verso l'idrogeno a basse emissioni di carbonio, inclusi l'idrogeno blu con CCS e l'idrogeno verde elettrolitico, sta progressivamente ridefinendo l'economia della produzione lungo tutta la catena del valore.

Elevati costi di capitale e di produzione

L'intensità di capitale rimane un vincolo primario, contribuendo per circa il 25% alla soppressione del TCAC. Gli impianti SMR emettono in media 9–12 tonnellate di CO₂ per tonnellata di idrogeno prodotto, un onere che sempre più viene incluso nei calcoli economici dei progetti grazie alla carbon pricing in Europa e Canada. L'idrogeno blu tramite ATR con CCS richiede impegni di capitale che vanno da centinaia di milioni a miliardi di dollari, e l'economia dei progetti rimane sensibile ai meccanismi di supporto politico.

Vincoli di infrastrutture e fornitura

Le infrastrutture fisiche per l'idrogeno, come gasdotti, stoccaggio, terminali di purificazione e connettività alla rete per l'elettrolisi, rimangono sottosviluppate rispetto alla crescita della domanda, sopprimendo circa il 20% del potenziale TCAC. I nuovi accordi di ritiro per idrogeno a basse emissioni sono rallentati a 1,7 Mtpa firmati nel 2024, in calo rispetto ai 2,4 Mtpa del 2023, con solo il 20% costituito da accordi vincolanti, a sottolineare il divario tra le ambizioni della pipeline e gli impegni infrastrutturali bancabili. I mercati dell'idrogeno commerciale dipendono dalle reti di gasdotti industriali concentrate in cluster consolidati, lasciando le raffinerie al di fuori di queste reti dipendenti dalla produzione in loco.

Tendenze del Mercato dell'Idrogeno nelle Raffinerie di Petrolio

Transizione verso Idrogeno Verde e a Basse Emissioni

La tendenza strutturale più significativa che sta ridefinendo questo mercato è la transizione, sia regolamentare che commerciale, dall'idrogeno grigio non mitigato verso percorsi di produzione a basse emissioni. A livello di progetto, Galp ha ottenuto l'approvazione ambientale e finanziaria nel maggio 2026 per un'unità di idrogeno verde da €240 milioni presso la sua raffineria di Sines in Portogallo, con 100 MW di elettrolisi alcalina distribuiti su dieci moduli e una produzione annua attesa di 15.000 tonnellate, il più grande progetto europeo di elettrolizzatore di idrogeno verde al momento della messa in funzione. Parallelamente, TotalEnergies aveva già contratto oltre 200.000 tonnellate all'anno di idrogeno a basse emissioni per le sue operazioni di raffineria in Europa entro il primo trimestre 2026.

Oltre l'Europa, la capacità di produzione di idrogeno verde della Cina ha raggiunto 1,2 Mt nel 2025, quasi la metà del totale globale, trainata dall'implementazione su larga scala dell'elettrolisi da parte di Sinopec presso il suo impianto di Kuqa, nello Xinjiang. La Cina rappresenta circa il 65% della capacità globale installata di elettrolisi dell'acqua. Nel nostro sondaggio H1 2026 su 280 dirigenti di procurement e operations di raffinerie in 14 paesi, il 58% ha dichiarato di aver già eseguito o avanzato a fasi finali di negoziazione almeno un contratto di fornitura di idrogeno a basse emissioni di carbonio, in aumento rispetto al 31% rilevato 24 mesi prima.

Il trend si sta biforcando in base alla tecnologia: i mercati con risorse energetiche rinnovabili solide e prezzi del carbonio stanno privilegiando l'idrogeno verde, mentre le regioni con forniture di gas a basso costo e geologia idonea — la costa del Golfo degli Stati Uniti, il Medio Oriente e il corridoio del Mare del Nord nel Regno Unito — stanno avanzando con l'idrogeno blu con CCS come percorso preferito di decarbonizzazione a breve termine.

Crescente domanda di idrogeno nell'idroprocessazione

La domanda di idrogeno nelle raffinerie è in aumento grazie alla diffusione globale della capacità di idroprocessazione, spinta sia dall'irrigidimento delle specifiche dei carburanti che dall'aumento della pesantezza dei grezzi lavorati nei mercati in crescita. Lo standard Bharat Stage VI dell'India, equivalente a Euro 6, ha reso i raffinatori del paese tra i più intensivi in idrogeno al mondo, con il settore raffinerie indiano che consuma circa 6,5 milioni di tonnellate di idrogeno all'anno, prevalentemente tramite idrogeno grigio captive da SMR.

I progressi nell'efficienza dell'idrotrattamento — incluse le nuove configurazioni dei reattori, i miglioramenti dei sistemi di miscelazione idrogeno-olio e gli aggiornamenti nella gestione del riciclo dell'idrogeno — stanno aumentando l'utilizzo dell'idrogeno per unità. Tuttavia, gli ampliamenti della capacità produttiva superano i guadagni di efficienza.^{[5]Elaborazione degli idrocarburi, hydrocarbonprocessing.com} La domanda di idrogeno del settore raffinerie è cresciuta significativamente nel 2023, con una crescita concentrata in Cina (+0,9 Mt) e Medio Oriente (+0,5 Mt), mentre i mercati OECD sono rimasti sostanzialmente stabili — una divergenza che rispecchia direttamente la composizione regionale del CAGR.

La causa sottostante è strutturale: mentre i raffinatori nei mercati in crescita passano da grezzi leggeri e dolci a grezzi più pesanti e acidi per ottimizzare i costi di input, il consumo di idrogeno per barile aumenta in modo significativo. Le raffinerie che stanno mettendo in funzione nuove unità di idrocracking in India, Cina e Medio Oriente stanno progettando livelli di domanda di idrogeno significativamente superiori alla media delle raffinerie OECD, alla luce dei grezzi più pesanti lavorati e degli obiettivi di qualità dei prodotti più elevati nelle specifiche di progetto di ciascun nuovo impianto.

Modernizzazione e ampliamento delle raffinerie

La capacità globale delle raffinerie sta subendo una significativa redistribuzione geografica, con aggiunte nette concentrate in Asia Pacifico e Medio Oriente, mentre i mercati OECD razionalizzano la capacità in risposta alla dinamica della domanda di picco per i carburanti tradizionali. Ogni nuovo impianto di raffineria su larga scala aggiunge un incremento proporzionale della domanda di idrogeno: un complesso integrato di raffineria-petrolchimica da 400.000 b/giorno richiede tipicamente tra 150.000 e 250.000 Nm³/ora di fornitura di idrogeno.

In Medio Oriente, i programmi di modernizzazione dei complessi esistenti stanno estendendo la vita operativa attraverso l'integrazione della co-produzione petrolchimica, il miglioramento dell'efficienza energetica tramite il recupero dell'idrogeno e la transizione verso la produzione di carburanti a basse emissioni di carbonio. Il giacimento di gas non convenzionale Jafurah di Saudi Aramco, che mira a una produzione di 2 miliardi di piedi cubi standard al giorno entro il 2030, è stato progettato specificamente per alimentare la catena di fornitura di idrogeno per le raffinerie nazionali e l'infrastruttura emergente di esportazione di idrogeno blu del Regno.

Analisi del mercato dell'idrogeno nelle raffinerie di petrolio

Per tipologia

Idrogeno grigio

Nel 2025, l'idrogeno grigio ha mantenuto una quota del 77,6% del mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio, sostenuto dal vantaggio di costo consolidato dello steam methane reforming (SMR) da gas naturale a 1–3 USD al chilogrammo. Gli impianti SMR sono integrati nelle operazioni di raffineria su scala industriale in tutte le principali regioni produttrici: l'impianto di idrogeno di Air Liquide Engineering & Construction a Yanbu, in Arabia Saudita, gestisce due unità SMR su scala mondiale con una capacità totale di 340.000 Nm³/ora, fornendo principalmente al complesso della raffineria interamente in loco.

Nonostante la sua posizione dominante, la CAGR dell'idrogeno grigio del 3,2% riflette una tecnologia che si avvicina alla saturazione nei mercati ad alto reddito, dove i meccanismi di pricing del carbonio stanno scontando la sua economicità. I prezzi del carbonio in Europa e la tassa sul carbonio del Canada stanno progressivamente aumentando il costo effettivo dell'SMR non mitigato, mentre le direttive RFNBO della RED III dell'UE limitano direttamente la sua quota di mercato nelle applicazioni di raffineria europee. La compressione della quota di questo segmento nel periodo di previsione riflette una crescita più rapida delle alternative blu e verdi, non una contrazione assoluta dei volumi di domanda di idrogeno grigio.

Idrogeno blu

Nel 2025, l'idrogeno blu occupa l'8,7% del mercato e sta crescendo con una CAGR del 9,1%, la seconda traiettoria di crescita più rapida tra i tre segmenti di tipo. L'impianto di idrogeno a basse emissioni di carbonio pianificato da ExxonMobil a Baytown, in Texas, è progettato per produrre 1 miliardo di piedi cubi di idrogeno a basse emissioni di carbonio al giorno utilizzando il reforming autotermico, con oltre il 98% della CO₂ associata catturata, pari a 7 milioni di tonnellate all'anno, e mira a entrare in funzione nel 2027-2028 come il più grande impianto di idrogeno a basse emissioni di carbonio al mondo.^{[6]Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti, energy.gov}

Il progetto H2Teesside del Regno Unito ha raggiunto la decisione finale di investimento per la sua prima fase, con i lavori di costruzione in corso verso la produzione di idrogeno nel 2027-2028 supportata dall'infrastruttura CCS del East Coast Cluster. La crescita dell'idrogeno blu è concentrata regionalmente nei mercati con geologia di stoccaggio della CO₂ praticabile, una forte domanda di calore industriale e un'infrastruttura di gas naturale consolidata: la costa del Golfo degli Stati Uniti, il bacino del Mare del Nord, la penisola arabica e alcune parti dell'Australia.

Idrogeno verde

Nel 2025, l'idrogeno verde rappresenta il 13,7% del mercato e sta crescendo con la CAGR più rapida del segmento di tipo, pari al 12,7%, trainato dalla convergenza di mandati normativi, dalla diminuzione dei costi degli elettrolizzatori e dagli investimenti strategici da parte di aziende di gas industriali e major petrolifere. I costi di produzione sono attualmente pari a 6–7 USD al chilogrammo, ma si prevede che raggiungano circa 2,5 USD al chilogrammo entro il 2030 in località con accesso a energia rinnovabile economica, una riduzione di circa il 60% che altererà fondamentalmente la competitività.

A livello infrastrutturale, il progetto Elygator da 200 MW di Air Liquide al Porto di Rotterdam, con i primi elettrolizzatori consegnati nel 2025 e l'obiettivo di entrare in funzione nel 2027, è collegato tramite conduttura alla raffineria di Antwerp di TotalEnergies, stabilendo un modello replicabile per la fornitura di idrogeno verde commerciale su scala di raffineria.

Per modalità di consegna

La produzione di idrogeno captive detiene il 74,7% del mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio nel 2025, riflettendo le preferenze operative e di sicurezza dell'approvvigionamento dei grandi operatori di raffinerie integrate. Gli impianti di SMR on-site, calibrati sui profili di domanda individuali delle raffinerie e spesso integrati con il recupero dei gas di coda dai processi di lavorazione del greggio, rimangono l'opzione di approvvigionamento a costo totale più basso per le raffinerie con prezzi competitivi del gas di alimentazione. Le grandi compagnie petrolifere nazionali, tra cui IOCL, PetroChina, Sinopec e Saudi Aramco, gestiscono reti di idrogeno captive che collegano più siti di raffineria tramite corridoi di pipeline interne, consentendo un bilanciamento del carico tra le unità di processo.

Con l'accelerazione degli investimenti nell'idrogeno verde, gli elettrolizzatori on-site stanno diventando una nuova modalità all'interno della categoria captive. L'elettrolizzatore di Galp a Sines e l'impianto di Panipat di IOCL rappresentano entrambi la produzione interna di idrogeno rinnovabile integrata direttamente nelle operazioni di raffineria, un modello ibrido captive-rinnovabile che mantiene i vantaggi della sicurezza dell'approvvigionamento soddisfacendo al contempo i requisiti normativi. Il CAGR del segmento captive del 4,6%, inferiore alla media di mercato del 5,7%, riflette la sua base elevata e il ritmo misurato delle aggiunte di capacità captive greenfield.

Idrogeno Merchant

Il segmento dell'idrogeno merchant, che rappresenta il 25,3% del mercato nel 2025, sta crescendo al più alto CAGR del 8,5% tra le modalità di consegna, trainato dall'espansione delle reti di pipeline delle società di gas industriali verso i principali cluster di raffinazione e dalla nascita di accordi di fornitura a lungo termine a basse emissioni di carbonio. I responsabili della catena di fornitura intervistati presso i principali operatori di raffinerie europee e asiatiche hanno indicato che il 54% sta valutando attivamente lo spostamento del 15–30% dei volumi attuali di idrogeno grigio captive verso fornitori merchant a basse emissioni di carbonio entro il 2028, una riallocazione che espanderebbe in modo significativo il mercato potenziale per Air Liquide, Linde, Air Products e Messer Group.

La concentrazione geografica delle infrastrutture merchant nel Nordovest Europa e nella costa del Golfo degli Stati Uniti continua a limitare la penetrazione del segmento in America Latina, Medio Oriente e Nord Africa e Sud-est asiatico. In questi mercati, l'assenza di reti di pipeline per l'idrogeno costringe le raffinerie a scegliere tra l'espansione costosa della capacità captive e la fornitura più costosa di idrogeno liquido o tramite trailer a tubi. Investimenti infrastrutturali come la rete di pipeline di Air Products nei corridoi industriali dell'Arabia Saudita e la pianificazione emergente di pipeline per l'idrogeno nei cluster di raffinerie della costa occidentale dell'India rappresentano primi indicatori dello sviluppo del mercato merchant.

Per Regione

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio in Nord America

Nel 2025, il Nord America ha rappresentato l'11,2% del mercato globale dell'idrogeno per raffinerie di petrolio, con una crescita del CAGR del 4,5%, riflettendo una flotta di raffinerie mature che sta subendo una modernizzazione selettiva piuttosto che un'espansione netta della capacità. Gli Stati Uniti producono circa 10 milioni di tonnellate metriche di idrogeno all'anno, con la maggior parte consumata dalle industrie di raffinazione e produzione di ammoniaca lungo il corridoio industriale della costa del Golfo.

CF Industries sta avanzando con il complesso Blue Point in Louisiana, un progetto da 3,7–4 miliardi di USD per ammoniaca a basse emissioni di carbonio e idrogeno blu tramite reforming autotermico e CCS, progettato per catturare 2,3 milioni di tonnellate metriche di CO₂ all'anno, con la costruzione in accelerazione nel 2025 e la produzione commerciale prevista per il 2029. La strategia nazionale sull'idrogeno del Canada mira a posizionare il paese come significativo esportatore di idrogeno a basse emissioni di carbonio entro l'inizio degli anni '30, con la geologia favorevole alla CCS dell'Alberta che rende l'idrogeno blu il percorso più commercialmente valido nel breve termine per le raffinerie nazionali.

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio in Europa

L'Europa deteneva una quota del 16,7% del mercato globale dell'idrogeno per raffinerie di petrolio nel 2025 e sta crescendo a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,8%, con dinamiche di mercato plasmate dalle direttive RED III dell'UE e dall'agenda di decarbonizzazione industriale della regione. I Paesi Bassi occupano una posizione chiave nella geografia dell'idrogeno europea: il Porto di Rotterdam ospita la più avanzata infrastruttura di fornitura di idrogeno del continente, con il progetto Holland Hydrogen 1 di Shell collegato alla rete nazionale olandese di idrogeno all'inizio del 2026.

Germania, Francia, Italia e Regno Unito ospitano ciascuno importanti consumatori di idrogeno per raffinerie allineati con le strategie nazionali sull'idrogeno che prevedono la progressiva sostituzione dell'idrogeno basato sui combustibili fossili. L'elettrolizzatore approvato da Repsol presso la raffineria di Cartagena in Spagna, un investimento superiore a 300 milioni di euro con un obiettivo di avvio nel 2029 e la designazione IPCEI da parte della Commissione Europea, sottolinea il passaggio della regione dall'impegno politico all'esecuzione con capitale investito. Le raffinerie europee avranno bisogno di circa 0,5 milioni di tonnellate di idrogeno verde all'anno entro il 2030 per rispettare gli obblighi RED III.

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio nell'Asia Pacifico

L'Asia Pacifico domina con una quota del 61,7% nel 2025 e un CAGR del 6%, trainato dal ruolo combinato della regione come principale base di capacità di raffinazione al mondo e centro di diffusione delle nuove tecnologie di produzione di idrogeno. La Cina rappresenta circa il 65% della capacità globale installata di elettrolisi dell'acqua, con l'impianto di Kuqa, Xinjiang, di Sinopec che è la prima installazione commerciale su larga scala di idrogeno elettrolitico del paese, con una produzione di 20.000 tonnellate all'anno.

Il Giappone sta avanzando nell'idrogeno blu attraverso il progetto dimostrativo di INPEX a Kashiwazaki City, nella prefettura di Niigata, avviato nel giugno 2025, primo test integrato completo della catena del valore dalla produzione all'utilizzo dell'idrogeno utilizzando gas naturale di origine nazionale con sequestro della CO₂.

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio in Medio Oriente e Africa

La regione Medio Oriente e Africa deteneva il 6,9% del mercato nel 2025, con una crescita a un CAGR del 5,9% superiore alla media globale grazie al forte programma di investimenti in idrogeno blu dell'Arabia Saudita e ai piani di espansione delle raffinerie degli Emirati Arabi Uniti, del Qatar e del Kuwait.

Gli Emirati Arabi Uniti, con ADNOC, gestiscono un complesso di raffineria e petrolchimico a Ruwais con una capacità combinata superiore a 900.000 barili al giorno, con una pianificazione attiva della strategia sull'idrogeno integrata nel suo impegno Net Zero 2050. La Kuwait Petroleum Corporation sta realizzando un programma nazionale di modernizzazione delle raffinerie presso il complesso di Al-Ahmadi, aggiungendo capacità di hydrocracking che aumenta proporzionalmente la domanda interna di idrogeno.

Mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio in America Latina

L'America Latina rappresentava il 3,5% del mercato globale dell'idrogeno per raffinerie di petrolio nel 2025, ma si distingue come la regione in più rapida crescita con un CAGR del 7,7%, riflettendo sia la bassa penetrazione delle infrastrutture a basso contenuto di carbonio per l'idrogeno sia gli impegni di investimento sostenuti da politiche in Brasile, Cile e Argentina. Il Brasile ha emanato una legge federale sull'idrogeno nel 2025 introducendo esenzioni fiscali per i progetti sull'idrogeno, con un portafoglio di sviluppo che ora supera i 140 progetti, la stragrande maggioranza dei quali mira all'idrogeno verde sfruttando le eccezionali risorse eoliche e solari del paese.

Petrobras sta avanzando con un impianto pilota presso la sua raffineria Replan a São Paulo, combinando tecnologie di elettrolizzatori alcalini e PEM, con un budget di 90 milioni di dollari in collaborazione con il SENAI Institute for Innovation in Renewable Energies.

Quota di mercato dell'idrogeno nelle raffinerie di petrolio

Il mercato globale dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio mostra una moderata concentrazione, con i primi cinque operatori Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. e IOCL che detengono collettivamente circa il 40% della quota di mercato nel 2025. Saudi Aramco guida il mercato con una quota del 12,5%, una posizione sostenuta dall'incomparabile scala delle sue operazioni integrate upstream-to-downstream in Arabia Saudita e dalla sua espansione nella infrastruttura di idrogeno a basse emissioni di carbonio, in particolare l'acquisizione di una partecipazione del 50% nella Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) a Jubail.

Le posizioni seconda e terza sono occupate rispettivamente da Sinopec ed ExxonMobil, riflettendo il dominio delle grandi compagnie petrolifere nazionali e dei principali operatori integrati nelle operazioni di raffineria ad alta intensità di idrogeno a livello globale. Nel nostro panel di esperti del Q4 2025 composto da 12 dirigenti senior di strategia sull'idrogeno provenienti da otto importanti aziende proprietarie di raffinerie, tutti e 12 hanno confermato che la differenziazione competitiva nel prossimo decennio sarà determinata meno dalla capacità produttiva grezza e più dall'accesso a forniture di idrogeno decarbonizzato a basso costo e sostenuto da politiche.

Il panorama competitivo nel 2025 si sta biforcando tra aziende che integrano attivamente percorsi di idrogeno a basse emissioni di carbonio e quelle che mantengono catene di approvvigionamento convenzionali di idrogeno grigio valutando i tempi di transizione. Le società di gas industriali Air Liquide, Linde e Air Products stanno occupando una posizione intermedia sempre più strategica, costruendo infrastrutture di approvvigionamento di idrogeno a basse emissioni di carbonio collegate da gasdotti adiacenti ai principali cluster di raffinerie con strutture di ritiro a lungo termine che vincolano i rapporti di fornitura per 15-20 anni.

Le attività di M&A stanno attivamente ridisegnando il panorama competitivo. L'acquisizione da parte di Saudi Aramco nel 2024 di una partecipazione del 50% in BHIG da Air Products Qudra ha garantito l'approvvigionamento di idrogeno per le raffinerie di Aramco e ha stabilito una testa di ponte commerciale nel nascente network di idrogeno a basse emissioni di carbonio del Regno. Un'analisi più approfondita delle recenti transazioni rivela una logica strategica comune: i leader di mercato stanno utilizzando M&A e accordi di sviluppo congiunto non solo per aggiungere capacità, ma per riposizionarsi strutturalmente lungo la catena del valore emergente dell'idrogeno a basse emissioni di carbonio in vista di cambiamenti normativi e di costo.

Aziende nel mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio

I principali operatori nel mercato dell'idrogeno per raffinerie di petrolio sono: ADNOC, Air Liquide S.A., Air Products and Chemicals, Inc., BP plc, Chevron Corporation, China Petroleum & Chemical Corp., Equinor ASA, ExxonMobil Corporation, Indian Oil Corporation Ltd (IOCL), Kuwait Petroleum Corporation, Linde plc, Messer Group GmbH, Petrobras, PetroChina Company Ltd, Reliance Industries Ltd, Rosneft Oil Company, Saudi Aramco, Shell plc, Taiyo Nippon Sanso Corporation e TotalEnergies SE.

ADNOC gestisce uno dei più grandi complessi integrati di raffineria-petrolchimica del Medio Oriente, incentrato sul complesso di raffineria di Ruwais ad Abu Dhabi. L'azienda ha integrato lo sviluppo della strategia sull'idrogeno nel suo impegno Net Zero 2050, con una valutazione attiva sia della produzione di idrogeno blu sfruttando le risorse di stoccaggio di CO₂ del sottosuolo degli Emirati Arabi Uniti che dell'idrogeno verde derivante dall'elettrolisi alimentata da energia solare in linea con l'obiettivo del paese di 44 GW di energia rinnovabile entro il 2050.

Air Liquide

gestisce oltre 40 unità di produzione di idrogeno a livello globale e amministra estese reti di oleodotti per l'idrogeno in importanti cluster di raffinazione, tra cui la Costa del Golfo degli Stati Uniti, il Nordovest dell'Europa e il Medio Oriente. I progetti flagship dell'azienda, come Elygator al Porto di Rotterdam con i primi elettrolizzatori consegnati nel 2025 e il progetto Normand'Hy da 200 MW in Normandia, rappresentano impegni strategici per la fornitura di idrogeno verde volti a sostituire l'idrogeno grigio nelle operazioni di raffineria di TotalEnergies ad Anversa e in Normandia.

Air Products detiene asset strategici per la fornitura di idrogeno che servono clienti delle raffinerie a livello globale, con la sua joint venture Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) a Jubail, in Arabia Saudita, in cui Aramco ha acquisito una partecipazione del 50% nel 2024, fornendo idrogeno e azoto ai clienti delle raffinerie nella Provincia Orientale del Regno. L'azienda sta avanzando il complesso di idrogeno verde NEOM in Arabia Saudita, con l'obiettivo di produrre 600 tonnellate al giorno di idrogeno rinnovabile utilizzando 4 GW di energia solare e eolica combinata, con l'avvio della messa in servizio in fasi a partire dal 2026.

BP sta portando avanti il progetto H2Teesside nel Regno Unito, che ha raggiunto la Decisione Finale di Investimento per la sua prima fase, con la costruzione in corso verso la produzione di idrogeno prevista per il 2027-2028. Il progetto produrrà idrogeno da gas naturale con CCS e fornirà clienti industriali nel cluster industriale di Teesside. Il progetto è integrato commercialmente con le infrastrutture di trasporto e stoccaggio CCS del East Coast Cluster, illustrando l'interdipendenza tra la produzione di idrogeno blu e le infrastrutture dedicate allo stoccaggio della CO₂.

Chevron integra l'approvvigionamento captive di idrogeno nella sua rete di raffinerie statunitensi, con significative operazioni di idrogeno presso gli impianti di Richmond, in California, e El Segundo, in California, che servono gli obblighi dello standard per i carburanti a basse emissioni di carbonio della California. L'azienda sta valutando transizioni verso l'idrogeno a basse emissioni, inclusa l'opzione dell'idrogeno blu con CCS per la West Coast statunitense, dove la combinazione del pricing del carbonio in California e del credito d'imposta 45V dell'IRA crea incentivi significativi per gli investimenti guidati dalle politiche.

Sinopec è il principale operatore di raffinerie in Cina, consumando idrogeno su larga scala per l'idrocracking e la desolforazione in una rete di oltre 20 raffinerie, posizionandosi tra i maggiori consumatori di idrogeno a livello di singola entità in Asia. L'azienda ha commissionato il primo progetto su larga scala di idrogeno elettrolitico in Cina a Kuqa, nello Xinjiang, un impianto da 20.000 tpa, e continua a gestire numerosi progetti dimostrativi e commerciali che integrano l'idrogeno verde nei flussi di alimentazione delle raffinerie.

Equinor sta avanzando strategie per l'idrogeno incentrate sulle riserve di gas naturale della Norvegia e sulle infrastrutture CCS del Mare del Nord, con il sito di stoccaggio della CO₂ di Sleipner, una delle strutture offshore di stoccaggio del carbonio più longeve al mondo, che offre capacità di sequestro geologico comprovata per una potenziale produzione di idrogeno blu. Equinor partecipa a HyDeal Ambition, un'iniziativa europea che mira a fornire idrogeno verde ai clienti industriali, e sta valutando l'integrazione dell'idrogeno nella sua raffineria di Mongstad in Norvegia.

ExxonMobil occupa una posizione chiave nel mercato globale dell'idrogeno grazie al suo impianto di idrogeno a basse emissioni pianificato a Baytown, in Texas, progettato per essere il più grande al mondo con una produzione di 1 miliardo di piedi cubi al giorno e una cattura della CO₂ superiore al 98% tramite reforming autotermico, oltre a joint venture strategiche con Air Liquide e Aramco.

IOCL è la più grande compagnia petrolifera downstream in India e uno dei principali consumatori di idrogeno nelle raffinerie in Asia, gestendo reti di idrogeno in 11 raffinerie con una capacità combinata superiore a 80 MMTPA.

Linde is the world's largest industrial gas company by market capitalization and a major hydrogen producer and pipeline operator globally, with hydrogen supply infrastructure spanning the U.S. Gulf Coast, Northwest Europe, South Korea, and Southeast Asia. The company's HYCO plant technology is deployed across numerous refinery sites worldwide, and Linde is actively developing electrolytic hydrogen supply infrastructure for refinery decarbonization applications in Europe and Asia.

Saudi Aramco is the global market leader with a 12.5% share in 2025, with hydrogen operations spanning the world's largest captive grey hydrogen production systems and a growing low-carbon investment portfolio. The company's 2024 acquisition of a 50% stake in BHIG at Jubail establishes a commercial blue hydrogen supply network in the Eastern Province, while the Jafurah gas field development targeting 2 billion scfd by 2030 provides the long-term feedstock base for the Kingdom's blue hydrogen scaling ambitions.

Petroleum Refinery Hydrogen Industry News:

• Apr 2026: Petronor and H2SITE signed a strategic agreement to deploy H2SITE's proprietary membrane separation technology at Petronor's refinery in the Basque Country, Spain representing the first commercial-scale integration of advanced hydrogen membrane technology into an SMR refinery process, targeting higher hydrogen purity and improved CO₂ capture performance.
• 2026: INA commenced construction of its EUR 60 million green hydrogen production and distribution plant at the Rijeka Refinery in Croatia, comprising a 10 MW electrolyzer and a co-located 11 MW solar power plant, with first hydrogen production targeted for 2027 supported by up to EUR 15 million under Croatia's National Recovery and Resilience Plan.
• Jun 2025: INPEX commenced commissioning at Japan's first integrated blue hydrogen and ammonia production demonstration project in Kashiwazaki City, Niigata Prefecture marking Japan's initial fully integrated test of the hydrogen production-to-utilization value chain using domestically sourced natural gas from the Minami-Nagaoka Gas Field with CCUS-based CO₂ sequestration.
• 2025: Eni and BlackRock's Global Infrastructure Partners secured USD 670 million in project financing for the HyNet North West CCS cluster in the United Kingdom a facility whose CCS storage infrastructure directly enables blue hydrogen production serving refinery and industrial customers in the Liverpool Bay region, with Vertex Hydrogen designated as the anchor blue hydrogen producer.
• Dec 2024: Brazil shortlisted 12 clean hydrogen hub projects under a federal initiative backed by approximately USD 1 billion in government support projects spanning renewable hydrogen production in Brazil's Northeast and South regions and collectively laying the policy foundation for the country's subsequent 2025 federal hydrogen legislation.

Market Concentration Score

The global petroleum refinery hydrogen market scores 5 out of 10 on the concentration scale, reflecting moderate consolidation where the top five players Saudi Aramco (12.