Pichetto: Strategia nazionale il 26/11. NON ESISTE un mercato idrogeno

“Intorno al 26 novembre, poco dopo la fine della Cop29 [che si terrà a Baku, in Azerbaigian, ndr], presenteremo la Strategia nazionale per l’idrogeno”. Pichetto Fratin spegne le possibili polemiche sui ritardi italiani nella definizione di un percorso di investimenti e politiche sull’H2 dando un appuntamento preciso. Due settimane fa, infatti, all’Italian Hydrogen Summit organizzato alla Camera dei Deputati, il ministro dell’Ambiente aveva citato l’ipotesi di chiusura del piano che sarebbe dovuto arrivare a luglio scorso. Ieri, ha confermato in positivo il tutto parlando al summit organizzato da Confindustria sul SoutH2 Corridor, la linea da 3.300km che coinvolge Snam nel progetto di trasportare dal Nord Africa al Centro Europa idrogeno a partire dal 2030.

Arriva la Strategia Nazionale

“L’idrogeno può dare un contributo rilevante alla decarbonizzazione del sistema, nel settore industriale e nei trasporti”, ha ribadito Pichetto, non senza dimenticare che “la sfida dev’essere non solo creare il quadro delle infrastrutture e delle pipeline, affiancandoci anche la Ccs, il biometano, ma anche arrivare ad un sistema di produzione competitivo”. E quindi è “necessario accompagnare questo percorso di politica industriale per il cambiamento strutturale delle imprese”. L’Italia, ha aggiunto Pichetto, “in questa prima fase sperimentale in cui è importante stimolare gli investimenti, ha stanziato molte risorse derivanti dal Pnrr e fondi nazionali sull’idrogeno . Guardiamo con fiducia agli obiettivi Ue, che sono di 20 milioni di tonnellate al 2030, di cui dieci da importazione”. Insomma, il ruolo di hub energetico continentale e mediterraneo per il nostro Paese si estende dal gas all’idrogeno.

Sempre in orbita Mase e riguardo il SoutH2 Corridor, Alessandro Noce – Direttore Generale Mercati e Infrastrutture Energetiche del Ministero dell’Ambiente – ha dichiarato che “stiamo già collaborando con Austria e Germania e a livello di governance abbiamo definito le regole su come procedere nei prossimi anni. La Svizzera farà da osservatore. Nei prossimi mesi ci sarà un incontro pentalaterale a cui parteciperanno anche Algeria e Tunisia, e ci sarà una dichiarazione d’intenti”.

Italia in ritardo tra Pnrr, regolazione e infrastrutture. Manca un mercato

Un po’ di pepe l’ha messo, invece, Aurelio Regina di Confindustria Energia: “Noi prestiamo molta attenzione” all idrogeno. “Sul Pnrr purtroppo non tutti i bandi hanno trovato piena attuazione, a causa soprattutto del costo dell’idrogeno rinnovabile in Italia”. Quello che serve, secondo Regina, è “nel breve medio termine definire un piano per le infrastrutture energetiche per l’idrogeno, dimensionando a livello locale e nazionale la distribuzione delle infrastrutture”. In questo senso, “il SoutH2 Corridor e la produzione di idrogeno in Nordafrica possono essere dei fattori abilitanti per la diffusione dell’idrogeno, che oggi in Italia presenta un costo ancora troppo elevato. Lo sviluppo del progetto [South H2 Corridor] è importante soprattutto perché coinvolge il tema della sicurezza energetica”.

Idrogeno progetto a lungo, lunghissimo termine, insomma. Tanto che anche il presidente di Arera Stefano Besseghini dice che ad oggi l’Autorità non ha ancora ruolo né strumenti ma che “ci siamo messi a disposizione per essere coinvolti nel merito delle discussioni che si stanno facendo sull’idrogeno. C’è il tema di quale modalità di regolazione utilizzare per accompagnare un settore che è in una fase evolutiva, ma questo non ci preoccupa troppo, dobbiamo trovare l’adattamento più corretto alla fase di sviluppo di cui stiamo discutendo”. Dobbiamo identificare correttamente – ha aggiunto Besseghini – “i benefici che arriveranno ai soggetti coinvolti nelle scelte infrastrutturali, questo è un requisito fondamentale per capire come ripartire i costi. Bisognerà poi collocare la generazione elettrica rinnovabile in un’area ben specifica, perché i terreni costano, e questa liquidità va verificata”.

Anche A2a, per bocca di Lorenzo Privitera – responsabile Idrogeno e Tecnologie per la transizione Wte – ha lanciato qualche sassolino: “L’Italia oggi non è competitiva in Europa nell’import soprattutto per un motivo, cioè il fatto che il costo di produzione da noi è di 12-14 €/kg, mentre in Nordafrica è di 4-5 €/kg, e il 60% di questo delta è dato dal costo dell’energia elettrica. Se abbiamo davanti 10-15 anni per sviluppare il settore dell’idrogeno, servono incentivi per colmare il gap rispetto alla willingness to pay. Questo è sufficiente per sviluppare il settore. Iniziamo a farne poco di idrogeno, ma che possa stare sul mercato”. Per Gabriele Lucchesi (direttore Direzione Idrogeno di Edison) “gli incentivi sono fondamentali, ma serve un cambio di passo, una maggiore focalizzazione sui progetti più interessanti”. Anche perché sono due i fattori “che oggi rappresentano la principale barriera allo sviluppo del vettore idrogeno: la competitività dell’idrogeno verde con i combustibili fossili da sostituire e la necessità di investimenti nell’industria (adeguamento degli impianti produttivi) e nella mobilità (acquisto di nuovi mezzi a idrogeno)”. Ansaldo, H2It, Sace, Eni, Cdp sia sul fronte delle tecnologie che quello delle risorse sono gli altri player attivi in tema di idrogeno.

Eppure, sui costi di trasporto l’idrogeno già compete col gas

A proposito dei costi di trasporto, invece, una nota ottimistica sull’idrogeno arriva da Snam. Parlando della dorsale che vede protagonista il gruppo, Gaetano Mazzitelli (Chief Commercial & Regulatory Officer di Snam) ha detto che “oggi trasportare l’idrogeno sulla rete italiana costa come il gas, anzi meno: il metano attualmente scorre a 3,3€ al metro cubo, l’idrogeno scorrerà a 2,4€ al metro cubo”. Anche per Fabio Dubini (Confindustria Energia) “le aziende del gas possono fare da anello di collegamento tra la produzione e il consumo, garantendo uno sviluppo ordinato. Oggi rivedo nel settore dell’idrogeno le stesse domande che l’industria del gas si poneva 45 anni fa. abbiamo già delle relazioni consolidate con i partner internazionali del progetto South H2 Corridor, non partiamo da zero”.

Quanto al corridoio, ha spiegato ancora Mazzitelli, “è concepito per produrre 150 TWh l’anno di energia, di cui 70 TWh all’Europa e 80 all’Italia TWh. Sfrutteremo per il 60% gasdotti esistenti e per il 40% gasdotti nuovi. La prima fase sarà dedicata all’import e all’export, mentre la seconda prevede lo sviluppo del sistema nazionale, di tutti i collegamenti a livello regionali e l’espansione della potenza. Servirà però un impegno di trasporto, delle richieste di capacità vincolanti su base pluriennale, soprattutto per la fase destinata all’export. È necessario che, nella fase di export, vengano sviluppate opportune procedure di contrattualizzazione di capacità sul lungo periodo, a cui sarà applicato un corrispettivo indipendentemente dall’effettivo utilizzo. Il rischio volume dovrà stare in mando agli operatori di mercato”.

 

 

 

 

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