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

Dimensione del mercato dell'idrogeno per raffinerie petrolifere

Il mercato globale dell'idrogeno per raffinerie petrolifere era valutato a 148,7 miliardi di dollari USA nel 2025, sostenuto dal ruolo del settore della raffinazione quale principale singolo consumatore industriale di idrogeno, con una domanda globale di idrogeno per la raffinazione che ha raggiunto 43 Mt nel 2023 e ha continuato a crescere nel 2024 e nel 2025. Si prevede che il mercato raggiunga 257,9 miliardi di dollari USA entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5,7% nel periodo di previsione 2026–2035; per il 2026 è previsto un valore intermedio del mercato pari a 156,2 miliardi di dollari USA. Questa traiettoria di crescita, secondo l'ultimo report pubblicato da Global Market Insights Inc.,

è sostenuta dall'inasprimento degli standard di qualità dei combustibili e dall'aumento della capacità di raffinazione nell'area Asia-Pacifico e in Medio Oriente. Nel medio-lungo termine, il passaggio verso l'idrogeno a basse emissioni di carbonio, compreso l'idrogeno blu con CCS e l'idrogeno verde prodotto mediante elettrolisi, sta progressivamente trasformando l'economia della produzione lungo l'intera catena del valore.

Costi elevati di capitale e produzione

L'intensità di capitale continua a rappresentare un principale fattore limitante e contribuisce per circa il 25% alla riduzione del CAGR. Gli impianti SMR emettono in media 9–12 tonnellate metriche di CO₂ per ogni tonnellata di idrogeno prodotta; si tratta di un onere che viene sempre più incorporato nell'economia dei progetti attraverso i meccanismi di prezzo del carbonio in Europa e Canada. La produzione di idrogeno blu tramite ATR con CCS richiede impegni di capitale da diverse centinaia di milioni a diversi miliardi di dollari, mentre l'economia dei progetti continua a essere sensibile ai meccanismi di sostegno delle politiche pubbliche.

Vincoli infrastrutturali e di approvvigionamento

Le infrastrutture fisiche per l'idrogeno, tra cui gasdotti, impianti di stoccaggio, terminali di purificazione e connessioni alla rete elettrica per l'elettrolisi, restano sottosviluppate rispetto alla crescita della domanda, riducendo di circa il 20% il CAGR potenziale. I nuovi accordi di offtake per l'idrogeno a basse emissioni sono diminuiti a 1,7 Mtpa sottoscritti nel 2024, rispetto ai 2,4 Mtpa del 2023; solo il 20% era costituito da accordi definitivi, a conferma del divario tra le ambizioni dei progetti in pipeline e l'impegno infrastrutturale finanziabile. I mercati dell'idrogeno commercializzato dipendono dalle reti di gasdotti per i gas industriali concentrate nei cluster già consolidati, lasciando le raffinerie esterne a tali reti dipendenti dalla produzione dedicata in loco.

Tendenze del mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio

Passaggio all'idrogeno verde e a basse emissioni di carbonio

La tendenza strutturale più rilevante che sta trasformando questo mercato è la transizione, imposta dalla normativa e guidata da dinamiche commerciali, dall'idrogeno grigio senza abbattimento verso percorsi di produzione a basse emissioni di carbonio. A livello di progetto, Galp ha ottenuto l'approvazione ambientale e quella relativa al finanziamento nel maggio 2026 per un'unità di produzione di idrogeno verde da 240 milioni di euro presso la raffineria di Sines, in Portogallo, con l'installazione di 100 MW di elettrolisi alcalina distribuiti su dieci moduli e una produzione annua prevista di 15.000 tonnellate, il più grande progetto europeo di elettrolizzatori per idrogeno verde al momento della messa in servizio. Parallelamente, entro il primo trimestre del 2026 TotalEnergies aveva stipulato contratti per oltre 200.000 tonnellate annue di idrogeno a basse emissioni per le proprie attività di raffinazione in Europa.

Oltre l'Europa, la capacità produttiva di idrogeno verde della Cina ha raggiunto 1,2 Mt nel 2025, quasi la metà del totale globale, sostenuta dall'implementazione da parte di Sinopec di impianti di elettrolisi su larga scala presso il suo stabilimento di Kuqa, nello Xinjiang. La Cina rappresenta circa il 65% della capacità globale installata di elettrolisi dell'acqua. Nel nostro sondaggio condotto nel primo semestre del 2026 su 280 dirigenti responsabili degli approvvigionamenti e delle attività operative nel settore della raffinazione, distribuiti in 14 Paesi, il 58% ha dichiarato di aver sottoscritto o di essere passato alla fase delle trattative finali per almeno un contratto di fornitura di idrogeno a basse emissioni di carbonio, rispetto al 31% rilevato 24 mesi prima.

La tendenza si sta differenziando lungo linee tecnologiche: i mercati caratterizzati da abbondanti risorse di energia rinnovabile e dalla tariffazione del carbonio stanno dando priorità all'idrogeno verde, mentre le regioni con forniture di gas a basso costo e condizioni geologiche idonee — la costa del Golfo degli Stati Uniti, il Medio Oriente e il corridoio del Mare del Nord britannico — stanno promuovendo l'idrogeno blu con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) come percorso preferenziale di decarbonizzazione nel breve termine.

Crescita della domanda di idrogeno nell'hydroprocessing

La domanda di idrogeno delle raffinerie sta aumentando per effetto della diffusione globale della capacità di hydroprocessing, sostenuta sia dall'inasprimento delle specifiche dei carburanti sia dalla crescente pesantezza delle miscele di greggio lavorate nei mercati in crescita. Lo standard indiano Bharat Stage VI, equivalente all'Euro 6, ha reso le raffinerie del Paese tra quelle a maggiore intensità di utilizzo dell'idrogeno al mondo: il settore indiano della raffinazione consuma complessivamente circa 6,5 milioni di tonnellate di idrogeno all'anno, principalmente sotto forma di idrogeno grigio prodotto internamente tramite reforming del metano con vapore (SMR).

I progressi nell'efficienza dell'hydrotrattamento, tra cui la riprogettazione delle configurazioni dei reattori, il miglioramento dei sistemi di miscelazione idrogeno-olio e gli aggiornamenti della gestione del riciclo dell'idrogeno, stanno aumentando l'utilizzo dell'idrogeno per unità. Tuttavia, gli ampliamenti della capacità di lavorazione hanno più che compensato i miglioramenti dell'efficienza.^{[5]Hydrocarbon Processing, hydrocarbonprocessing.com Traduzione:} La domanda di idrogeno del settore della raffinazione è cresciuta significativamente nel 2023, con un aumento concentrato in Cina (+0,9 Mt) e in Medio Oriente (+0,5 Mt), mentre i mercati dell'OCSE sono rimasti sostanzialmente stabili, una divergenza che rispecchia direttamente la composizione dei CAGR regionali.

Il fattore sottostante è di natura strutturale: poiché le raffinerie dei mercati in crescita passano dal greggio leggero e dolce a materie prime più pesanti e più acide per ottimizzare i costi degli input, il consumo di idrogeno per barile aumenta in modo significativo. Le raffinerie che stanno mettendo in esercizio nuove unità di hydrocracking in India, Cina e Medio Oriente sono progettate per livelli di domanda di idrogeno significativamente superiori alle medie delle raffinerie dell'OCSE, in considerazione dei gradi di greggio più pesanti lavorati e dei maggiori obiettivi di qualità dei prodotti previsti nelle specifiche di progettazione di ciascun nuovo progetto.

Modernizzazione e ampliamento della capacità di raffinazione

La capacità globale di raffinazione sta attraversando una significativa ridistribuzione geografica, con aumenti netti concentrati nell'area Asia-Pacifico e in Medio Oriente, mentre i mercati dell'OCSE stanno razionalizzando la capacità in risposta alle dinamiche del picco della domanda di carburanti tradizionali. Ogni entrata in esercizio di una raffineria su larga scala aggiunge un incremento proporzionale della domanda di idrogeno: un complesso integrato di raffinazione e petrolchimica con una capacità di 400.000 barili al giorno richiede in genere una fornitura di idrogeno compresa tra 150.000 e 250.000 Nm³/ora.

In Medio Oriente, i programmi di modernizzazione dei complessi esistenti ne stanno prolungando la vita operativa attraverso l'integrazione della coproduzione petrolchimica, il miglioramento dell'efficienza energetica mediante il recupero dell'idrogeno e la transizione verso la produzione di carburanti a minore intensità di carbonio. Il giacimento di gas non convenzionale Jafurah di Saudi Aramco, che punta a una produzione di 2 miliardi di piedi cubi standard al giorno entro il 2030, è progettato specificamente per alimentare la catena di fornitura dell'idrogeno destinato alle raffinerie nazionali e l'emergente infrastruttura di esportazione dell'idrogeno blu del Regno.

Analisi del mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio

Per tipologia

Idrogeno grigio

L'idrogeno grigio ha detenuto una quota del 77,6% del mercato dell'idrogeno per le raffinerie petrolifere nel 2025, sostenuta dal consolidato vantaggio di costo del reforming con vapore del metano (SMR) da gas naturale, pari a 1–3 dollari USA per chilogrammo. Gli impianti SMR sono integrati nelle attività di raffinazione su scala industriale in tutte le principali aree di produzione: l'impianto per l'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, rifornendo principalmente il complesso di raffinazione interamente mediante fornitura diretta over-the-fence.

Nonostante la posizione dominante, il tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 3,2% dell'idrogeno grigio riflette una tecnologia prossima alla saturazione nei mercati ad alto reddito, dove i meccanismi di determinazione del prezzo del carbonio ne riducono la convenienza economica. I prezzi del carbonio in Europa e il prelievo sul carbonio del Canada stanno aumentando progressivamente il costo effettivo dello SMR senza abbattimento delle emissioni, mentre i mandati RFNBO della direttiva RED III dell'UE limitano direttamente la quota di mercato dell'idrogeno grigio nelle applicazioni di raffinazione europee. La riduzione della quota del segmento nel periodo di previsione riflette la crescita più rapida delle alternative blu e verdi, non una contrazione assoluta dei volumi della domanda di idrogeno grigio.

Idrogeno blu

L'idrogeno blu rappresenta l'8,7% del mercato nel 2025 e si sta espandendo con un CAGR del 9,1%, il secondo più rapido tra i tre segmenti per tipologia. 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 mediante reforming autotermico, con la cattura di oltre il 98% della CO₂ associata, pari a 7 milioni di tonnellate all'anno, e l'obiettivo di avviare le operazioni nel 2027–2028 come il più grande impianto mondiale di idrogeno a basse emissioni di carbonio.^{[6]Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, energy.gov Traduzione:}

Il progetto H2Teesside nel Regno Unito ha raggiunto la decisione finale di investimento per la prima fase, con i lavori di costruzione in corso in vista dell'avvio della produzione di idrogeno nel 2027–2028, supportata dall'infrastruttura CCS dell'East Coast Cluster. La crescita dell'idrogeno blu è concentrata a livello regionale nei mercati caratterizzati da una geologia idonea allo stoccaggio della CO₂, da una forte domanda di calore industriale e da infrastrutture consolidate per il gas naturale: la costa del Golfo degli Stati Uniti, il bacino del Mare del Nord, la penisola arabica e alcune aree dell'Australia.

Idrogeno verde

L'idrogeno verde rappresenta il 13,7% del mercato nel 2025 e si sta espandendo con il CAGR più elevato tra i segmenti per tipologia, pari al 12,7%, trainato dalla convergenza tra mandati normativi, riduzione dei costi degli elettrolizzatori e investimenti strategici da parte delle aziende di gas industriali e delle principali società petrolifere. I costi di produzione sono attualmente pari a 6–7 dollari USA per chilogrammo, ma si prevede che raggiungano circa 2,5 dollari USA per chilogrammo entro il 2030 nelle aree che dispongono di energia rinnovabile a basso costo, con una riduzione di circa il 60% destinata a modificare radicalmente la competitività.

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

Per modalità di fornitura

Idrogeno captive

La produzione interna di idrogeno detiene il 74,7% del mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio nel 2025, riflettendo le preferenze operative e di sicurezza degli approvvigionamenti dei grandi operatori integrati della raffinazione. Le unità SMR in loco, calibrate sui profili di domanda delle singole raffinerie e spesso integrate con il recupero dei gas residui dalle unità di lavorazione del greggio, rimangono l'opzione di fornitura dal costo totale più contenuto per le raffinerie che beneficiano di prezzi competitivi del gas di alimentazione. Grandi compagnie petrolifere nazionali, tra cui IOCL, PetroChina, Sinopec e Saudi Aramco, gestiscono reti interne di produzione di idrogeno che collegano più siti di raffinazione tramite corridoi di gasdotti interni, consentendo il bilanciamento dei carichi tra le unità di processo.

Con l'accelerazione degli investimenti nell'idrogeno verde, gli elettrolizzatori in loco stanno diventando una nuova modalità all'interno della categoria della produzione interna. L'elettrolizzatore di Galp a Sines e l'impianto di IOCL a Panipat rappresentano entrambi una produzione interna di idrogeno rinnovabile direttamente integrata nelle operazioni di raffinazione: un modello ibrido captive-rinnovabile che mantiene i vantaggi in termini di sicurezza degli approvvigionamenti, soddisfacendo al contempo i requisiti normativi. Il tasso di crescita annuo composto (CAGR) del segmento della produzione interna, pari al 4,6%, inferiore alla media del mercato del 5,7%, riflette la sua base elevata e il ritmo misurato delle aggiunte di nuova capacità captive realizzata ex novo.

Idrogeno merchant

Il segmento dell'idrogeno merchant, che rappresenta il 25,3% del mercato nel 2025, sta crescendo al ritmo più rapido tra le modalità di fornitura, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) dell'8,5%, sostenuto dall'espansione delle reti di gasdotti delle aziende di gas industriali nei principali poli della raffinazione e dalla diffusione di accordi di fornitura a lungo termine a basse emissioni di carbonio. I responsabili della catena di fornitura intervistati presso i principali operatori europei e asiatici della raffinazione hanno indicato che il 54% sta valutando attivamente di trasferire, entro il 2028, il 15–30% degli attuali volumi di idrogeno grigio prodotto internamente a fornitori merchant di idrogeno a basse emissioni di carbonio, una riallocazione che amplierebbe in misura significativa il mercato indirizzabile per Air Liquide, Linde, Air Products e Messer Group.

La concentrazione geografica delle infrastrutture merchant nell'Europa nord-occidentale e lungo la costa del Golfo degli Stati Uniti continua a limitare la penetrazione del segmento in America Latina, MEA e nel Sud-est asiatico. In questi mercati, l'assenza di reti di gasdotti per l'idrogeno costringe i raffinatori a scegliere tra la costosa espansione della capacità interna e la consegna a costi più elevati di idrogeno liquido o tramite rimorchi portatubi. Investimenti infrastrutturali come la rete di fornitura tramite gasdotto di Air Products nei corridoi industriali dell'Arabia Saudita e la pianificazione emergente di gasdotti per l'idrogeno nei poli di raffinazione della costa occidentale dell'India rappresentano i primi indicatori dello sviluppo del mercato merchant.

Per area geografica

Mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio in Nord America

CF Industries sta portando avanti il complesso Blue Point in Louisiana, un progetto da 3,7–4 miliardi di dollari USA per la produzione di ammoniaca a basse emissioni di carbonio e idrogeno blu, basato sul reforming autotermico e sulla cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS), progettato per catturare 2,3 milioni di tonnellate metriche di CO₂ all'anno; l'avvio dei lavori è previsto nel 2025, mentre l'inizio della produzione commerciale è fissato per il 2029. La Strategia nazionale canadese per l'idrogeno punta a fare del Paese un importante esportatore di idrogeno a basse emissioni di carbonio entro i primi anni 2030; la geologia favorevole alla CCS dell'Alberta posiziona l'idrogeno blu come il percorso più praticabile dal punto di vista commerciale nel breve termine per i raffinatori nazionali.

Mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio in Europa

Nel 2025 l'Europa deteneva una quota del 16,7% del mercato globale dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio e si sta espandendo a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,8%, con dinamiche di mercato influenzate dagli obblighi previsti dalla RED III dell'UE e dall'agenda regionale per la decarbonizzazione industriale. I Paesi Bassi occupano una posizione strategica nel contesto geografico dell'idrogeno in Europa: il porto di Rotterdam ospita l'infrastruttura di approvvigionamento di idrogeno più avanzata del continente, con il progetto Holland Hydrogen 1 di Shell collegato alla rete nazionale olandese dell'idrogeno all'inizio del 2026.

Germania, Francia, Italia e Regno Unito ospitano ciascuno importanti consumatori di idrogeno per raffinerie, in linea con strategie nazionali sull'idrogeno che impongono la progressiva sostituzione dell'idrogeno prodotto da fonti fossili. L'elettrolizzatore approvato di Repsol presso la raffineria di Cartagena, in Spagna, rappresenta un investimento superiore a 300 milioni di euro, con entrata in funzione prevista nel 2029 e designazione IPCEI da parte della Commissione europea; ciò sottolinea il passaggio della regione dall'impegno politico all'attuazione sostenuta da investimenti di capitale. Entro il 2030, per conformarsi agli obblighi della RED III, le raffinerie europee avranno bisogno di circa 0,5 milioni di tonnellate di idrogeno verde all'anno.

Mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio nell'area Asia-Pacifico

L'area Asia-Pacifico è il principale mercato, con una quota del 61,7% nel 2025 e un CAGR del 6%, sostenuta dal duplice ruolo della regione quale principale polo mondiale della capacità di raffinazione e centro propulsore per l'implementazione di nuove tecnologie di produzione dell'idrogeno. La Cina rappresenta circa il 65% della capacità globale installata di elettrolisi dell'acqua, mentre l'impianto di Sinopec a Kuqa, nello Xinjiang, è la prima installazione cinese di idrogeno elettrolitico commerciale su larga scala, con una produzione di 20.000 tonnellate all'anno.

Il Giappone sta sviluppando l'idrogeno blu attraverso il progetto dimostrativo di INPEX nella città di Kashiwazaki, nella prefettura di Niigata, avviato nel giugno 2025 e primo test completamente integrato del Paese relativo alla catena del valore dalla produzione all'utilizzo dell'idrogeno, basato su gas naturale di provenienza nazionale e sul sequestro della CO₂ mediante CCUS.

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

Nel 2025 la regione del Medio Oriente e dell'Africa deteneva il 6,9% del mercato e si espandeva a un CAGR del 5,9%, superiore alla media globale, sostenuta dall'aggressivo programma di investimenti dell'Arabia Saudita nell'idrogeno blu e dai programmi di espansione delle raffinerie negli Emirati Arabi Uniti, in Qatar e in Kuwait.

ADNOC, negli Emirati Arabi Uniti, gestisce a Ruwais un complesso di raffinazione e petrolchimico con una capacità combinata superiore a 900.000 barili al giorno, con una pianificazione attiva della strategia sull'idrogeno integrata nell'impegno Net Zero 2050. Kuwait Petroleum Corporation sta attuando un programma nazionale di ammodernamento delle raffinerie presso il complesso di Al-Ahmadi, aggiungendo capacità di hydrocracking che incrementa proporzionalmente la domanda interna di idrogeno.

Mercato dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio in America Latina

Nel 2025 l'America Latina rappresentava il 3,5% del mercato globale dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio, ma si distingueva come la regione in più rapida crescita, con un CAGR del 7,7%, riflettendo sia la limitata diffusione dell'infrastruttura per l'idrogeno a basse emissioni di carbonio sia gli impegni di investimento sostenuti da politiche pubbliche in Brasile, Cile e Argentina. Nel 2025 il Brasile ha promulgato una legge federale sull'idrogeno che introduce esenzioni fiscali per i progetti sull'idrogeno; l'attuale portafoglio di sviluppo supera i 140 progetti, la stragrande maggioranza dei quali mira alla produzione di idrogeno verde sfruttando le eccezionali risorse eoliche e solari del Paese.

Petrobras sta sviluppando un impianto pilota presso la raffineria Replan, nello Stato di San Paolo, che combina tecnologie di elettrolizzatori alcalini e PEM, con un budget di 90 milioni di dollari USA, in collaborazione con il SENAI Institute for Innovation in Renewable Energies.

Quota del mercato dell’idrogeno per raffinerie di petrolio

Il mercato globale dell’idrogeno per raffinerie di petrolio presenta un livello moderato di concentrazione: nel 2025, i primi cinque operatori — Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. e IOCL — detengono complessivamente circa il 40% della quota di mercato. Saudi Aramco mantiene la leadership del mercato con una quota del 12,5%, sostenuta dall’ampia scala senza pari delle sue attività integrate upstream-to-downstream in Arabia Saudita e dalla crescente presenza nelle infrastrutture per l’idrogeno a basse emissioni di carbonio, in particolare attraverso l’acquisizione di una partecipazione azionaria del 50% in Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) a Jubail.

Il secondo e il terzo posto sono occupati rispettivamente da Sinopec ed ExxonMobil, a conferma del predominio delle grandi compagnie petrolifere nazionali e dei principali operatori integrati nelle attività di raffinazione ad alta intensità di idrogeno a livello globale. Nel nostro panel di esperti del quarto trimestre del 2025, composto da 12 dirigenti senior responsabili della strategia per l’idrogeno di otto importanti aziende proprietarie di raffinerie, tutti i 12 partecipanti hanno confermato che, nel prossimo decennio, la differenziazione competitiva sarà determinata meno dalla capacità produttiva complessiva e più dall’accesso a forniture di idrogeno decarbonizzato a basso costo e sostenute da politiche pubbliche.

Nel 2025, il panorama competitivo si sta dividendo tra le aziende che integrano attivamente percorsi per l’idrogeno a basse emissioni di carbonio e quelle che mantengono catene di fornitura convenzionali di idrogeno grigio, valutando al contempo le tempistiche della transizione. Le aziende del settore dei gas industriali — Air Liquide, Linde e Air Products — stanno assumendo una posizione intermedia sempre più strategica, realizzando infrastrutture di fornitura di idrogeno a basse emissioni di carbonio collegate tramite condutture e situate in prossimità dei principali distretti di raffinazione, nell’ambito di accordi di offtake a lungo termine che assicurano i rapporti di fornitura per 15–20 anni.

L’attività di M&A sta trasformando attivamente 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 la fornitura di idrogeno alle raffinerie di Aramco e ha consolidato una presenza commerciale nella rete emergente dell’idrogeno a basse emissioni di carbonio del Regno. Un’analisi più approfondita delle transazioni recenti evidenzia una logica strategica comune: i leader di mercato utilizzano operazioni di M&A e accordi di sviluppo congiunto non semplicemente per aggiungere capacità, ma per riposizionarsi strutturalmente lungo l’emergente catena del valore dell’idrogeno a basse emissioni di carbonio, in vista dei cambiamenti normativi e dei punti di svolta dei costi.

Aziende del mercato dell’idrogeno per raffinerie di petrolio

I principali operatori attivi 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 raffinazione e petrolchimica del Medio Oriente, incentrato sul complesso della raffineria di Ruwais ad Abu Dhabi. L’azienda ha integrato lo sviluppo della strategia per l’idrogeno nel proprio impegno Net Zero 2050, valutando attivamente sia la produzione di idrogeno blu, che sfrutta le risorse di stoccaggio sotterraneo della CO₂ degli Emirati Arabi Uniti, sia la produzione di idrogeno verde mediante elettrolisi alimentata dall’energia solare, in linea con l’obiettivo nazionale di raggiungere 44 GW di energia rinnovabile entro il 2050.

Air Liquidegestisce oltre 40 unità di produzione di idrogeno a livello globale e amministra vaste reti di oleodotti per l'idrogeno nei principali distretti di raffinazione, tra cui la Costa del Golfo degli Stati Uniti, l'Europa nord-occidentale e il Medio Oriente. Il progetto Elygator della società presso il porto di Rotterdam, con i primi elettrolizzatori consegnati nel 2025, e il progetto Normand'Hy da 200 MW in Normandia sono impegni di riferimento per la fornitura di idrogeno verde, concepiti per sostituire l'idrogeno grigio nelle attività di raffinazione di TotalEnergies ad Anversa e in Normandia.

Air Products detiene asset strategici per la fornitura di idrogeno destinati ai clienti delle raffinerie a livello globale, tra cui la joint venture Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) a Jubail, in Arabia Saudita, nella quale Saudi Aramco ha acquisito una partecipazione del 50% nel 2024 e che fornisce idrogeno e azoto ai clienti delle raffinerie nella Provincia Orientale del Regno. La società sta portando avanti il complesso di idrogeno verde NEOM in Arabia Saudita, con l'obiettivo di produrre 600 tonnellate al giorno di idrogeno rinnovabile utilizzando complessivamente 4 GW di energia solare ed eolica; la messa in servizio per fasi inizierà nel 2026.

BP sta portando avanti il progetto H2Teesside nel Regno Unito, che ha raggiunto la decisione finale di investimento per la prima fase, con i lavori di costruzione in corso in vista di una produzione di idrogeno nel 2027–2028. Il progetto produrrà idrogeno da gas naturale con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) e rifornirà i clienti industriali del distretto industriale di Teesside. Il progetto è integrato commercialmente con l'infrastruttura di trasporto e stoccaggio della CO₂ dell'East Coast Cluster, evidenziando l'interdipendenza tra la produzione di idrogeno blu e le infrastrutture dedicate allo stoccaggio della CO₂.

Chevron integra la fornitura interna di idrogeno nella propria rete di raffinerie statunitensi, con importanti attività legate all'idrogeno presso gli impianti di Richmond, in California, e El Segundo, in California, a supporto degli stringenti obblighi previsti dal Low Carbon Fuel Standard della California. La società sta valutando la transizione verso l'idrogeno a basse emissioni di carbonio, incluso l'idrogeno blu supportato dalla CCS, per la Costa occidentale degli Stati Uniti, dove la combinazione tra il prezzo del carbonio in California e il credito d'imposta 45V previsto dall'IRA crea incentivi significativi agli investimenti determinati dalle politiche pubbliche.

Sinopec è il principale operatore di raffinerie in Cina e consuma idrogeno su vasta scala per l'hydrocracking e la desolforazione in una rete di oltre 20 raffinerie, collocandosi tra i maggiori consumatori di idrogeno appartenenti a un'unica entità in Asia. La società ha avviato il primo progetto cinese di idrogeno elettrolitico su larga scala a Kuqa, nello Xinjiang, un impianto da 20.000 tonnellate annue, e continua a gestire diversi progetti dimostrativi e commerciali che integrano l'idrogeno verde nei flussi di materie prime delle raffinerie.

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

ExxonMobil detiene una posizione strategica nel mercato globale dell'idrogeno grazie all'impianto pianificato di idrogeno a basse emissioni di carbonio 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 di oltre il 98% della CO₂ mediante reforming autotermico, nonché grazie a joint venture strategiche con Air Liquide e Aramco.

IOCL è la principale società petrolifera downstream dell'India e uno dei principali consumatori di idrogeno per le raffinerie in Asia; gestisce reti di idrogeno in 11 raffinerie, con una capacità complessiva superiore a 80 MMTPA.L'azienda sta costruendo presso la propria raffineria di Panipat il più grande impianto indiano per l'idrogeno verde, con l'obiettivo di raggiungere 10.000 tonnellate all'anno entro il 2027 e di stabilire un precedente su scala commerciale per l'integrazione dell'idrogeno verde nelle operazioni di raffinazione dell'Asia meridionale. Nell'ambito della Missione nazionale indiana per l'idrogeno verde, IOCL è il principale acquirente dell'idrogeno verde prodotto a livello nazionale.

Linde è la principale azienda mondiale di gas industriali per capitalizzazione di mercato e uno dei maggiori produttori e operatori di reti di trasporto dell'idrogeno a livello globale, con infrastrutture per la fornitura di idrogeno che si estendono lungo la Costa del Golfo degli Stati Uniti, nell'Europa nord-occidentale, in Corea del Sud e nel Sud-est asiatico. La tecnologia per impianti HYCO dell'azienda è utilizzata in numerosi siti di raffineria in tutto il mondo e Linde sta sviluppando attivamente infrastrutture per la fornitura di idrogeno elettrolitico destinate ad applicazioni di decarbonizzazione delle raffinerie in Europa e Asia.

Saudi Aramco è leader del mercato globale, con una quota del 12,5% nel 2025, e gestisce attività nel settore dell'idrogeno che comprendono i più grandi sistemi al mondo di produzione interna di idrogeno grigio e un portafoglio in crescita di investimenti a basse emissioni di carbonio. L'acquisizione da parte dell'azienda, nel 2024, di una partecipazione del 50% in BHIG a Jubail sta creando una rete commerciale di fornitura di idrogeno blu nella Provincia Orientale, mentre lo sviluppo del giacimento di gas di Jafurah, che punta a raggiungere 2 miliardi di piedi cubi standard al giorno entro il 2030, fornisce la base di materie prime a lungo termine per le ambizioni del Regno di espandere la produzione di idrogeno blu.

Notizie sul settore dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio:

• Apr 2026: Petronor e H2SITE hanno siglato un accordo strategico per implementare la tecnologia proprietaria di separazione a membrana di H2SITE presso la raffineria di Petronor nei Paesi Baschi, in Spagna, segnando la prima integrazione su scala commerciale di una tecnologia avanzata a membrana per l'idrogeno in un processo di raffineria basato su SMR, con l'obiettivo di ottenere una maggiore purezza dell'idrogeno e migliorare le prestazioni della cattura della CO₂.
• 2026: INA ha avviato la costruzione del proprio impianto da 60 milioni di euro per la produzione e la distribuzione di idrogeno verde presso la raffineria di Rijeka, in Croazia. L'impianto comprende un elettrolizzatore da 10 MW e un impianto solare da 11 MW situato nello stesso sito, con la prima produzione di idrogeno prevista per il 2027 e sostenuta da un finanziamento fino a 15 milioni di euro nell'ambito del Piano nazionale croato per la ripresa e la resilienza.
• Giu 2025: INPEX ha avviato la messa in servizio del primo progetto dimostrativo integrato giapponese per la produzione di idrogeno blu e ammoniaca nella città di Kashiwazaki, nella prefettura di Niigata, segnando il primo test completamente integrato in Giappone della catena del valore dalla produzione all'utilizzo dell'idrogeno, mediante gas naturale prodotto a livello nazionale dal giacimento di gas di Minami-Nagaoka e il sequestro della CO₂ basato sulla cattura, l'utilizzo e lo stoccaggio del carbonio (CCUS).
• 2025: Eni e Global Infrastructure Partners, società di BlackRock, hanno ottenuto 670 milioni di dollari USA di finanziamenti di progetto per il polo CCS HyNet North West nel Regno Unito, un'infrastruttura il cui sistema di stoccaggio CCS consente direttamente la produzione di idrogeno blu destinato ai clienti delle raffinerie e dell'industria nella regione della baia di Liverpool, con Vertex Hydrogen designata come principale produttrice di idrogeno blu.
• Dic 2024: Il Brasile ha selezionato 12 progetti di poli per l'idrogeno pulito nell'ambito di un'iniziativa federale sostenuta da circa 1 miliardo di dollari USA di finanziamenti pubblici. I progetti riguardano la produzione di idrogeno rinnovabile nelle regioni nord-orientali e meridionali del Brasile e, nel complesso, gettano le basi politiche per la successiva legislazione federale brasiliana sull'idrogeno del 2025.

Indice di concentrazione del mercato

Il mercato globale dell'idrogeno per le raffinerie di petrolio ottiene un punteggio di 5 su 10 sulla scala della concentrazione, a indicare un consolidamento moderato, in cui i cinque principali operatori, Saudi Aramco (12.5%), Sinopec, ExxonMobil, Air Liquide e IOCL detengono complessivamente circa il 40% della quota di mercato, mentre il restante 60% è distribuito tra un elevato numero di compagnie petrolifere nazionali, raffinerie regionali e operatori dei gas industriali, con posizioni di mercato variabili ma individualmente più contenute.

Il report di ricerca sul mercato dell'idrogeno per le raffinerie petrolifere offre una copertura approfondita del settore con stime e previsioni in termini di ricavi e volume, espresse in “miliardi di dollari USA e tonnellate metriche” dal 2022 al 2035, per i seguenti segmenti:

Mercato, per tipologia

• Grigio
• Blu
• Verde

Mercato, per modalità di fornitura

• Produzione interna
• Commerciale

Mercato, per processo

• Reforming con vapore
• Elettrolisi
• Ossidazione parziale
• Reforming autotermico (ATR)
• Altro

Le informazioni sopra riportate sono state fornite per le seguenti aree geografiche e Paesi:

• Nord America
  • Stati Uniti
  • Canada
  • Messico
• Europa
  • Germania
  • Regno Unito
  • Francia
  • Italia
  • Paesi Bassi
  • Russia
• Asia-Pacifico
  • Cina
  • Giappone
  • India
  • Australia
• Medio Oriente e Africa
  • Arabia Saudita
  • Iran
  • Emirati Arabi Uniti
  • Sudafrica
  • Qatar
  • Kuwait
• America Latina
  • Cile
  • Brasile
  • Argentina