Stefano Grassi (Commissione UE): “L’Italia può avere un ruolo centrale nello sviluppo di un’economia europea dell’idrogeno”

di Francesco Bottino

L’Italia può giocare un ruolo importante nel futuro sviluppo di un’economia europea dell’idrogeno.

Molti ne sono convinti, e a ribadirlo è stato anche Stefano Grassi, Capo di Gabinetto del Commissario europeo all’Energia Kadri Simson, che – intervenendo nel corso del webinar “Idrogeno e Green Economy. Strategie, Investimenti e Tecnologia”, organizzato da RCS-Corriere della Sera – ne ha anche illustrato le ragioni: “Il nostro Paese ha aziende di eccellenza nel settore energetico, dispone di diverse soluzioni tecnologie, ha un forte potenziale domestico ma può anche importare idrogeno dall’estero. Inoltre – ha aggiunto il Grassi – abbiamo la rete del gas più vasta e ramificata d’Europa, che può trasportare anche H2 in modo efficiente e con costi contenuti. Per questo sono convinto che l’Italia possa avere un ruolo di primo piano nella creazione di un’economia europea dell’H2”.

Il Capo di Gabinetto del Commissario Simson ha poi ribadito che la priorità della Commissione è favorire lo sviluppo dell’idrogeno verde, intervenendo dove necessario con misure mirare all’abbattimento del suo costo che per diventare competitivo dovrà scendere sotto i 2 dollari a Kg, “cosa che riteniamo potrà avvenire entro il 2030”, ma ha anche aggiunto che “lasceremo al mercato decidere quale sarà la versione dell’H2 che eventualmente dovrà prevalere”.

Il ruolo dell’Europa è infatti quello di “definire un sistema di regole certe per un mercato che ancora non esiste, e creare un modello trasparente di certificazione dell’origine dell’H2 a beneficio dei consumatori”.

Stefano Besseghini, Presidente dell’ARERA (‎Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) ha ribadito la valutazione già espressa dall’authority riguardo gli aspetti del PNRR relativi all’idrogeno, “dove abbiamo rilevato un certo disallineamento tra il capitolo sui progetti per la produzione di idrogeno verde, che hanno ancora una dimensione puramente prototipale, e quello sull’utilizzo dell’H2 green, che ne immagina un impiego su scala industriale”.

Per colmare il gap e avviare in tempi rapidi la decarbonizzazione dei settori ‘hard to abate’, sarà quindi necessario, secondo il Presidente di ARERA, affidarsi almeno per il periodo iniziale all’idrogeno blu: “In questo contesto, l’H2 deve inserirsi in processi industriali già consolidati, in cui la competitività del prezzo è un fattore determinante. In ogni caso – secondo Besseghini – l’importante non è scegliere a priori una tecnologia piuttosto che l’altra, ma mantenere il focus sull’obbiettivo e adattare strada facendo le azioni attuate per raggiungerlo”.

Come noto, il tema dell’utilizzo della variante blu dell’idrogeno – prodotta con steam reforming del metano e cattura della CO2 (CCS) – è oggetto di dibattito e trova sia estimatori che scettici. E’ sicuramente da annoverare in questa seconda categoria il CEO del gruppo Enel Francesco Starace, che – intervenendo al webinar di RCS – ha fornito la sua visione del periodo di transizione verso l’idrogeno verde: “Questa variante dell’H2 sarà competitiva entro un decennio. In questo lasso di tempo dobbiamo investire il più possibile sull’aumento della produzione di energia da fonti rinnovabili, da impiegare per elettrificare tutto ciò che è possibile e per produrre l’idrogeno verde necessario a decarbonizzare i settori ‘hard to abate’.

Di avviso diverso, come noto, il CEO del gruppo Eni Claudio Descalzi, che nel corso dell’evento digitale organizzato dal quotidiano di Via Solferino, pur ricordando l’impegno del ‘cane a sei zampe’ sul fronte dell’idrogeno verde, “che inizieremo a produrre in due delle nostre raffinerie, e Gela e a Taranto, per decarbonizzare il ciclo produttivo, proprio con l’aiuto di Enel”, ha anche ribadito che, a suo parere, “non possiamo pensare di fare la transizione energetica senza la cattura della CO2”, e quindi senza l’idrogeno blu.

L’H2 green ha, infatti, ancora un evidente problema di competitività in termini di costi: “Al momento, gli studi di fattibilità che stiamo svolgendo con Enel per Gela e Taranto posizionano il prezzo dell’idrogeno verde tra i 6 e gli 8 euro a Kg, ben lontano dalla soglia dei 2 euro ritenuta il target per il 2030”. Inoltre, ha ricordato Descalzi, ci sono altri problemi da affrontare, come “la necessità di disporre di grandi quantità di acqua demineralizzata, 9 tonnellate per ogni tonnellata di H2 prodotto, e di avere una fornitura di energia continua, cosa che il fotovoltaico non è in grado di garantire”.

Ad aprire invece il capitolo relativo alle infrastrutture per l’idrogeno è stato Marco Alverà, Amministratore delegato di Snam: “Il blending, che noi abbiamo già di mostrato di poter fare, almeno fino al 10% di H2, è uno strumento essenziale per far partire la domanda. Parallelamente dovremo agire sulla rete, adattando quella esistente e realizzando nuove tratte espressamente dedicate all’idrogeno, dove necessario”.

Il CEO di Snam, convinto che l’H2 verde possa raggiungere la fatidica soglia dei 2 euro a Kg entro il 2026 – un impegno preciso preso insieme ai partner della Green Hydrogen Catapult – ha quindi immaginato il network del futuro, “che sarà composto da 3 reti: una per il metano, da sostituire progressivamente con il biometano, una per l’idrogeno e un’altra per la CO2, che sarà la meno estesa e dovrà collegare soltanto i grandi centri di generazione di anidride carbonica con i siti di stoccaggio”.

E proprio perché dovrà gestire gas di tipo diverso, la futura rete – come ha ricordato Paolo Gallo, Amministratore delegato di Italgas – dovrà anche essere completamente digitale: “E’ un passaggio necessario, per poter avere informazioni in tempo reale su che tipo di gas sta passando nelle condotte, e quindi poter gestire al meglio le diverse molecole. Noi da tempo ci siamo mossi in questa direzione, e il progetto che abbiamo recentemente lanciato in Sardegna, dove le nostre reti sono già ‘native digitali’, ha proprio questo scopo”.

In chiusura della prima sessione del webinar, l’Amministratore delegato di A2A Renato Mazzoncini ha illustrato le strategia dell’azienda in tema di idrogeno (la partnership con Snam, quella col gruppo Adrian e quella con FNM per fornire l’H2 necessario ad alimentare i treni a fuel cell forniti da Alstom e dedicai alla Val Camonica), focalizzandosi in particolare sulle opportunità connesse con i termovalorizzatori, “che possono fornire, in un’ottica di economia circolare, energia a basso costo per alimentare gli elettrolizzatori in modo continuo h24, a differenza di quanto fanno le fonti rinnovabili che per natura hanno un carattere intermittente”.

Durante la seconda sessione del webinar, Paolo Dellachà, CEO di Industrie De Nora, Andrea Gibelli, Presidente di FNM (Ferrovie Nord Milano), Annalisa Stupenengo, CEO di FPT Industrial (gruppo CNH Industrial) e Michele Viale, Direttore Generale di Alstom Italia, si sono confrontati sullo stato dell’arte delle tecnologie per l’idrogeno e sulle sue applicazioni in ambito industriale e dei trasporti.

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