Enel contro il blendig di H2 e metano: “Uso non ottimale di una risorsa preziosa come l’idrogeno rinnovabile”

Di Francesco Bottino

Per il gruppo italiano Enel il blending di idrogeno e metano nei gasdotti è una pratica “da evitare”, poiché avrebbe una serie di gravi controindicazioni, frenando di fatto una reale decarbonizzazione e costituendo “un uso non ottimale di una risorsa scarsa e preziosa come l’idrogeno rinnovabile in settori che avrebbero alternative più efficienti”.

Convinzione in linea con la strategia complessiva di Enel riguardo all’idrogeno – che prevede il ricorso esclusivamente all’idrogeno green, e soltanto dove non sia possibile elettrificare, e la sua produzione il più vicino possibile ai centri di consumo – e che differisce, ovviamente, da quella di altri big player dell’industria energetica che guardano anche all’H2 blu (Eni) e al blending (Snam).

A ribadire la posizione del gruppo guidato da Francesco Starace è stato Simone Antonelli Diodato, Head of Regulatory Affairs Europe Area di Enel, intervenuto nel corso dell’evento digitale “CHANGEMAKERS: industry unlocking the potential of renewable hydrogen” dalla Renewable Hydrogen Coalition, organizzazione lanciata nel novembre 2020 dalle associazioni europee SolarPower Europe e WindEurope, con il supporto di Breakthrough Energy, a cui hanno aderito oltre 20 player dell’industria delle energie rinnovabili tra cui la stessa Enel.

Nel corso della sua presentazione, Antonelli ha identificato quelli che – secondo il gruppo italiano – sarebbero gli interventi prioritari per garantire lo sviluppo dell’idrogeno rinnovabile come strumento complementare all’elettrificazione.

Innanzitutto, secondo Enel, è necessario “identificare settori prioritari in cui l’utilizzo dell’idrogeno sarebbe efficiente, partendo dagli attuali utilizzatori di H2 (per sostituire il grigio col verde; ndr) e dai comparti industriali che non possono essere elettrificati come l’industria pesante, l’aviazione e lo shipping”. Va poi – come detto – evitato il blending per le ragioni sopra citate, e le risorse pubbliche andrebbero indirizzate “soltanto a sostegno dei progetti di produzione di idrogeno verde tramite energia rinnovabile ed elettrolisi, per colmare il gap di competitività con le alternative su base fossile”.

Il manager dell’Enel, durante il webinar, ha poi passato in rassegna alcuni dei progetti relativi all’idrogeno in cui il gruppo è già impegnato, focalizzandosi principalmente su Italia e Spagna. Per quanto riguarda il Belpaese, le iniziative menzionate sono quelle – già ben note – che riguardano la produzione di idrogeno verde negli stabilimenti Eni di Gela e Taranto e nella raffineria di Saras a Sarroch (Sardegna), fornendo però qualche ulteriore dettaglio tecnico: nel caso della bioraffineria di Gela, l’elettrolizzatore installato avrà una capacità di 20 MW e consumerà 69 GW/h all’anno di energia rinnovabile e 13.000 metri cubi all’anno di acqua per produrre 1.200 tonnellate all’anno di idrogeno. A Taranto, invece, l’elettrolizzatore avrà una capacità di 10 MW, consumerà 35 GW/h all’anno di energia rinnovabile e 7.000 metri cubi di acqua all’anno per produrre 610 tonnellate all’anno di idrogeno. Infine, a Sarroch, l’elettrolizzatore – che, a differenza del caso relativo ai due impianti Eni, sarà posizionato all’interno dello stabilimento e quindi dovrà prelevare energia elettrica dalla rete – avrà una capacità di 20 MW e, proprio per il differente assetto rispetto alla fornitura di energia, lavorerà in modo più continuativo consumando 165 GW/h all’anno di energia rinnovabile e 32.000 metri cubi di acqua all’anno, riuscendo così a produrre 3.000 tonnellate di idrogeno verde all’anno.

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