Per l’idrogeno Engie guarda a future opportunità nei porti italiani

di Francesco Bottino

Milano – L’Italia è sulla mappa dell’idrogeno della multinazionale energetica francese Engie. In particolare, ci sono i porti del Belpaese, che l’azienda studia con particolare attenzione in ottica di sviluppo di progetti relativi all’H2, anche se per il momento è difficile piantare una bandierina – ovvero avviare iniziative concrete – a causa di una serie di ostacoli che rendono tutto più complicato rispetto ad altri Paesi europei.

A fare il punto su questo argomento è stato Giovanni Donolo, BU Gen Eur Head of Business Development Italy di Engie, intervenuto nel corso del convegno ‘La catena del valore dell’idrogeno – Dalla produzione all’utilizzo finale’, organizzato presso il Politecnico di Milano dalle associazioni ANIMP Sezione Energia, ANIE, H2IT e OICE.

“Engie crede molto nell’idrogeno come strumento essenziale per decarbonizzare le proprie attività” ha assicurato Donolo. “Abbiamo una pipeline di 70 potenziali progetti in questo ambito e contiamo di raggiungere una capacità produttiva installata pari a 4 GW a livello mondiale nel 2030”.

Nessuno di questi progetti, però, riguarda l’Italia: “Vogliamo investire nell’H2 anche in questo Paese, e guardiamo con particolare attenzione a possibili iniziative in ambito portuale, e in particolare negli scali di primaria importanza come Genova, Trieste, Livorno, Piombini, Brindisi e altri. Il problema è che il Belpaese sconta un certo ritardo rispetto per esempio al Nord Europa, dove ci sono progetti già in corso di realizzazione. I problemi sono di varia natura e riguardano sia le carenze normative che l’elevato costo dell’energia, dovuto principalmente agli oneri di rete”.

Nel corso della tavola rotonda sono poi intervenuti altri importanti player del settore, e tutti si sono trovati d’accordo sulla necessità di adottare un approccio pragmatico e tecnico al tema idrogeno, evitando punti di vista ideologici o comunque basati su visioni precostituite.

“Non innamoriamoci dei colori. Alla fine, quello che conta davvero è la quantità di CO2 emessa per ogni tonnellata di idrogeno prodotto” ha ricordato Eduardo Giannarelli, Green Hydrogen & Sustainable Dev. Director del gruppo Sapio. “Dobbiamo sempre tener presente che l’obbiettivo finale deve essere quello di decarbonizzare ma rispondendo ai bisogni del mercato. Ci sono diverse tecnologie e saranno tutte utili, anche in ragione delle diverse caratteristiche ed esigenze dei futuri utilizzatori finali dell’H2”.

E sempre in tema di tecnologie di produzione, Lorenzo Antozzi, Director of Hydrogen Energy Transition Task Force di De Nora, ha sottolineato come gli elettrolizzatori alcalini non siano da considerare superati, anzi: “I sistemi di nuova generazione, se declinati su scala GW, già oggi possono offrire un TCO (Total Cost of Ownership) dell’H2 attorno ai 2 euro al Kg, quindi del tutto competitivo”. Inoltre, secondo Antozzi, le tecnologie alternative e più recenti, come la PEM (Proton Exchange Membrane), scontano ancora “una minor garanzia di stabilità dell’efficienza nel tempo” e “la necessità di grandi quantitativi di metalli nobili”, la cui reperibilità non sarà sempre scontata.

Allargando il discorso agli aspetti relativi al trasporto dell’idrogeno Dina Lanzi, Head of Technical Business Unit Hydrgen di Snam, ha focalizzato l’attenzione sugli oltre 33.000 km di rete nazionale del gas, che “costituiscono un grande patrimonio e anche un asset strategico per la futura distribuzione di H2”.

Sopratutto perchè, quantomeno per la grandi utenze, “sarà necessario disaccoppiare produzione e utilizzo di idrogeno, importando il vettore energetico dall’estero (oltre il 70% del consumo nazionale, secondo un recente studio di WEC Europe; ndr) e in particolare dalle aree del mondo dove produrlo con le energie rinnovabili costerà meno, come per esempio il Nord Africa”.

E non è certo un caso che proprio nei giorni scorsi Snam abbia rilevato da Eni una quota delle pipeline che collegano l’Algeria e la Tunisia con il Sud Italia, e abbia appena annunciato nel suo nuovo pianto strategico l’intenzione di investire alcuni miliardi di euro per rendere ‘hydrogen ready’ le connessioni tra il network nazionale e le reti dell’Europa centro-settentrionale, dove prevedibilmente si concentrerà la futura domanda europea di idrogeno.

In ogni caso, l’integrazione tra modelli di produzione decentralizzata in loco e di import da grandi hub produttivi internazionali dovrà realizzarsi “senza pregiudizi ideologici, ma sulla base della reale efficacia delle diverse soluzioni” ha ribadito Fabio Ruggeri, Manager of Technologies di Wood. “Esattamente come sui colori, ovvero sulle tecnologie di produzione dell’H2, anche da questo punto di vista serve un approccio pragmatico”.

Senza dimenticare, sempre nell’ottica della neutralità tecnologica, le soluzioni per la cattura e lo stoccaggio della CO2, che secondo Stefano Polimeni Vice President Operations di Technip Energies, “saranno uno strumenti fondamentale per raggiungere davvero gli obbiettivi di decarbonizzazione al 2030 e al 2050”.

Lascia un commento

Il tuo indirizzo email non sarà pubblicato. I campi obbligatori sono contrassegnati *