Ecco quanto costerà trasportare idrogeno, dal Nord Africa alla Germania, attraverso il SoutH2 Corridor: le stime di Snam

di Francesco Bottino

Roma – Le opportunità di collaborazione tra Italia e Germania, per quanto riguarda la value chain dell’idrogeno, sono molteplici, e ‘viaggeranno’ lungo i 3.300 Km di cui si compone – oggi sulla carta, un domani in tubi di acciaio e impianti di compressione – il SoutH2 Corridor, nuova infrastruttura per il trasporto di H2 dal Nord Africa alla Germania, attraverso Italia e Austria, a cui sta lavorando Snam, in collaborazione con i TSO dei Paesi coinvolti (TAG, CGA e bayernets).

Una pipeline che consentirà di trasportare il vettore energetico prodotto, a costi competitivi, sulla sponda sud del Mediterraneo, e diretto principalmente ai mercati di consumo dell’Europa centrale, affamati di combustibili green con cui sostituire il metano di origine russa e decarbonizzare le proprie industrie, come ha spiegato l’Executive Director Decarbonization Unit di Snam Piero Ercoli nel corso del German-Italian Energy Forum 2024, organizzato a Roma dalla Camera di Commercio Italiana per la Germania – ITKAM (evento di cui HydroNews è stato Media Partner).

Ercoli ha sottolineato l’importanza di un’infrastruttura del genere per favorire lo sviluppo di un mercato internazionale dell’idrogeno, la cui produzione – dopo un iniziale di ‘rump-up’ localizzato – si concentrerà nelle aree del globo dove le condizioni saranno più favorevoli. Tra queste ci sono Algeria e Tunisia, le ‘sorgenti’ del futuro SoutH2 Corridor, dove il vettore potrà essere prodotto – secondo le stime del TSO italiano e dei suoi partner – con un LCOH di circa 4 euro a Kg. Valore su cui l’incidenza del trasporto via pipeline sarà minima: “Riteniamo che il costo per il trasporto di H2 dal Nord Africa alla Germania attraverso il nuovo corridoio potrà attestarsi attorno a 0,5 euro a Kg” ha infatti rivelato il manager di Snam.

Lo scorso aprile, come noto, il progetto è stato inserito dalla Commissione Europea nella 6a lista dei PCI (Project of Common Interest), acquisendo uno status che consente – tra le altre cose – un accesso agevolato alle risorse della Connecting Europe Facility: “Parteciperemo al prossimo bando CEF, che si svolgerà ad ottobre, ma c’è molto lavoro da fare riguardo alla progettazione e all’ingegneria dell’opera. A tal proposito – ha spiegato Ercoli – abbiamo già fatto alcuni tender per servizi, in modo da procedere speditamente con la progettazione dettagliata”.

Il programma PCI e i fondi CEF riguardano però il solo il tratto europeo della nuova condotta, ed è per questo che “attraverso la nostra joint-venture SeaCorridor (51% Eni 49% Snam), abbiamo già formulato un’application (a dicembre 2023) per entrare nella North Africa Hydrogen Backbone, mentre il prossimo dicembre avvieremo la procedura, coinvolgendo direttamente Algeria e Tunisia, per chiedere l’inserimento del SoutH2 Corridor nella lista dei Project of Mutual Interest (PMI), che riguardano le infrastrutture energetiche di collegamento tra i l’Unione Europea e i Paesi terzi”.

Per quanto riguarda invece la produzione di idrogeno che dovrà alimentare la condotta, Ercoli ha citato gli ambiziosi obbiettivi fissati dai Paesi del Nord Africa, e in particolare proprio da Algeria e Tunisia, menzionando in quest’ultimo caso anche due progetti specifici: quello di TotalEnergies e Verbund, che nella prima fase prevede l’installazione di 5 GW di eolico e solare e di 2 GW di elettrolisi, per una produzione di H2 di 6,6 TWh, che nella fase 2 arriverà fino a 20 TWh, e quello di ACWA Power, che nella prima fase prevede l’installazione di 4 GWdi energia rinnovabile e di 2 GW di elettrolisi, per una produzione di H2 di 6,6 TWh, che arriverà fino a 20 TWh nella fase 2. In entrambi i casi, gli sviluppatori hanno già annunciato che intendono utilizzare il SoutH2 Corridor per spedire l’H2 prodotto in Tunisia fino ai mercati di destinazione del Nord Italia, dell’Austria e, soprattutto, della Germania.

In particolare, tra Austria e Baviera, secondo Snam gli off-taker esprimeranno una domanda di idrogeno che potrà raggiungere di 19 TWh nel 2030 e di 53 TWh nel 2040.