Sulla base dell’obiettivo REPowerEU, la Commissione europea prevede la necessità di infrastrutture per trasportare fino a 14,7 tonnellate all’anno di idrogeno, di cui 6 tonnellate all’anno richiederanno anche infrastrutture per l’importazione
La Commissione europea ha identificato l’idrogeno “rinnovabile” e “a basse emissioni di carbonio” come elementi principali della sua strategia di decarbonizzazione. La comunicazione REPowerEU2 del 2022 ha fissato l’obiettivo per il consumo di idrogeno rinnovabile a 20 Mt/a entro il 2030, di cui 10 Mt/a sarebbero importati. Nel dicembre 2021 la Commissione ha pubblicato il pacchetto sulla decarbonizzazione dell’idrogeno e del gas, che includeva proposte per la regolamentazione dell’infrastruttura dell’idrogeno. Il pacchetto finale dovrebbe essere concordato con il Parlamento e il Consiglio dell’UE entro la fine del 2023.
LE PROPOSTE UE PER LA REGOLAMENTAZIONE DELL’IDROGENO
Le proposte per la regolamentazione dell’idrogeno devono essere viste nel contesto delle politiche di decarbonizzazione dell’Ue volte a ridurre le emissioni del 55% entro il 2030, il cosiddetto pacchetto “Fit for 55”. La Commissione europea ha ridefinito le sue proposte sulla creazione di un mercato integrato dell’idrogeno nell’Ue e ha utilizzato il modello PRIMES per sviluppare degli scenari di utilizzo dell’energia che soddisfino gli obiettivi della Commissione. Ha usato il modello METIS per simulare il funzionamento dei mercati dell’energia all’interno dell’Ue, e quindi l’impatto delle scelte politiche sullo sviluppo dell’infrastruttura energetica europea. Tuttavia, ciò significa che le proposte della Commissione sono “dipendenti dal percorso” dall’evoluzione del mercato dell’idrogeno dell’Unione europea in linea con i suoi scenari. Ciò a sua volta dipenderà dall’accordo sull’allineamento di tutti gli elementi del pacchetto Fit for 55 con gli scenari della Commissione e dalla messa in atto da parte degli Stati membri di politiche efficaci per raggiungere gli obiettivi europei.
IL MERCATO DELL’IDROGENO NELL’UNIONE EUROPEA
C’è poca tolleranza per la notevole incertezza sul percorso di sviluppo del mercato dell’idrogeno. A differenza del gas naturale al momento della liberalizzazione, non esistono un mercato e un’infrastruttura dell’idrogeno maturi e ben consolidati. La Commissione è fortemente influenzata nel suo approccio dall’esperienza acquisita nel tentativo di liberalizzare i mercati del gas nell’ultimo quarto di secolo, inclusa la questione della separazione delle reti dalla produzione e fornitura di gas. Sebbene la Commissione riconosca che il mercato dell’idrogeno deve ancora essere sviluppato – scrive Alex Barnes sul sito dell’Oxford Institute for Energy Studies – è lecito chiedersi se abbia tratto le giuste lezioni dalla sua esperienza passata, considerata la posta in gioco.
La Commissione prevede che vi siano due reti gassose, una per il metano (inclusi il biometano e il metano sintetico, oltre al gas naturale) e una per l’idrogeno. Sulla base dell’obiettivo REPowerEU, la Commissione prevede la necessità di infrastrutture per trasportare fino a 14,7 tonnellate all’anno di idrogeno, di cui 6 tonnellate all’anno richiederanno anche infrastrutture per l’importazione di idrogeno. La Commissione prevede l’esigenza di un’infrastruttura transfrontaliera significativa per il trasporto dell’idrogeno, nonché di stoccaggio dell’idrogeno di energia rinnovabile per mitigare l’intermittenza della produzione di elettricità da fonti rinnovabili.
L’analisi della Commissione si basa sul modo in cui prevede lo sviluppo del mercato dell’idrogeno. Esistono diversi punti deboli in questa analisi, tra cui l’impossibilità di materializzare le importazioni di idrogeno a basso costo con la rapidità prevista; la dipendenza dalle politiche degli Stati membri per l’accelerazione della produzione e dell’uso dell’idrogeno nell’Ue; l’aumento dell’elettricità rinnovabile aggiuntiva richiesta nell’Ue per produrre idrogeno (500 TWh è solo leggermente inferiore agli attuali livelli di generazione eolica e solare Ue); l’analisi errata della Commissione sulla questione del pancaking tariffario.
LE PROPOSTE LEGISLATIVE DELLA COMMISSIONE EUROPEA
Le proposte legislative della Commissione includono:
– accesso regolamentato di terzi e separazione proprietaria per le reti a idrogeno, con limitate eccezioni fino alla fine del 2030 e possibili esenzioni limitate successivamente per gli interconnettori;
– accesso regolamentato di terzi allo stoccaggio dell’idrogeno e accesso negoziato di terzi per i terminali di importazione dell’idrogeno;
– nessuna tariffa transfrontaliera sulle reti a idrogeno e sconti per i gas rinnovabili nelle reti del gas naturale;
– una rete europea separata degli operatori di rete per l’idrogeno (ENNOH) entro la fine del 2025;
– una definizione di idrogeno a basse emissioni di carbonio entro la fine del 2024, con un risparmio di gas serra di almeno il 70%;
– la capacità di trasportare fino al 5% di idrogeno miscelato nelle reti del gas naturale nei punti transfrontalieri;
– miglioramento della pianificazione integrata delle reti energetiche.
L’approccio regolamentato proposto dalla Commissione dovrebbe funzionare bene, una volta che il mercato dell’idrogeno sarà ben consolidato, con un’offerta e una base clienti mature e un’infrastruttura ben sviluppata. La Commissione ha fornito anche una certezza normativa ai partecipanti al mercato, poiché il quadro è dettagliato e si basa sull’esperienza del mercato del gas. Tuttavia, il quadro proposto diventerà veramente valido solo una volta che il mercato dell’idrogeno e le relative infrastrutture si saranno sviluppate, poiché fino ad allora non esisteranno dei monopoli naturali. L’accesso di terze parti regolamentato in piena regola è gravoso per le reti embrionali.
I DUBBI SULL’EFFICACIA DEL QUADRO NORMATIVO UE
La rigorosa separazione della proprietà impedisce la condivisione del rischio del tipo che era comune nei primi giorni delle industrie del gas e del GNL. La Commissione riconosce il vantaggio di fornire una certa flessibilità normativa nei primi anni del mercato dell’idrogeno, ma la data in cui questa verrà ritirata (2030) lascia pochissimo tempo allo sviluppo del mercato.
Il successo delle proposte della Commissione dipenderà da un elemento chiave: il tempismo. La Commissione è riuscita nel suo obiettivo di fornire un quadro chiaro per la regolamentazione di una futura infrastruttura matura del mercato dell’idrogeno. Con alcune piccole modifiche – come la regolamentazione dei terminal di stoccaggio e di importazione – ha seguito lo stesso schema utilizzato per la riuscita liberalizzazione del mercato del gas. Rinnova inoltre il proprio impegno nei confronti di mercati del gas competitivi anche per l’idrogeno. Per questo va lodata, poiché l’attuale quadro del mercato del gas è stato utile all’Ue nel garantire che il gas fluisca dove è necessario e nell’assicurare che l’Unione europea possa attrarre forniture sufficienti per evitare carenze.
La questione fondamentale è se la Commissione abbia concesso tempo e flessibilità sufficienti affinché il mercato dell’idrogeno e le relative infrastrutture raggiungano la maturità. La Commissione fa molto affidamento sull’adeguamento delle sue proposte normative agli scenari per l’utilizzo dell’idrogeno, ma non considera cosa potrebbe accadere se il mercato dell’idrogeno si sviluppasse meno rapidamente o in modo diverso da quanto previsto. Ci sono molte incertezze riguardanti sia la produzione di idrogeno, sia la sua domanda.
LE DIFFERENZA TRA IL MERCATO DEL GAS NATURALE E DELL’IDROGENO
Inoltre, non è possibile valutare dalle cifre della Commissione quanta infrastruttura per l’idrogeno sarà in atto quando il modello normativo completo sarà imposto, negli anni 2030. Il consumo di idrogeno non è direttamente correlato alla necessità di reti o infrastrutture per l’idrogeno a causa dell’opportunità per la produzione di co-localizzarsi con l’uso dell’idrogeno, o per gli utenti di avvicinarsi al luogo di produzione del gas. Questo è molto diverso dall’industria del gas naturale, in cui l’ubicazione della produzione di gas è determinata dalla geologia ed è principalmente al di fuori dell’Ue, e solo in poche regioni. L’idrogeno è anche più difficile da trasportare su lunghe distanze rispetto al gas naturale.
Sulla base delle proposte originali Fit for 55, la Commissione prevede una produzione diretta di idrogeno gassoso molto ridotta negli Anni 30. Anche se le aspettative di REPowerEU per l’idrogeno sono più del doppio di quelle di Fit for 55, la quantità di idrogeno gassoso consumato sarà ancora molto modesta fino alla fine degli Anni 30. Ciò solleva la questione del motivo per cui la Commissione insiste su un modello normativo più adatto ad un’infrastruttura matura in una data così precoce.
LE QUESTIONI FLESSIBILITÀ, OPERATORI E TARIFFE TRANSFRONTALIERE
Le proposte della Commissione per la flessibilità fino al 2030 sono insufficienti, dato che siamo già nel 2023 e la durata economica delle infrastrutture può essere misurata in decenni. Sarebbero più indicati dei periodi di flessibilità più lunghi, come proposto dal Parlamento e dal Consiglio europei, o un approccio dinamico, come originariamente proposto dall’ACER. Aumentando l’onere normativo per l’infrastruttura dell’idrogeno, le proposte della Commissione aumentano la necessità del sostegno del governo per questa infrastruttura, poiché gli sviluppatori saranno meno in grado di gestire il rischio di incertezza insito nel mercato dell’idrogeno.
Di conseguenza, le proposte della Commissione rischiano di rallentare lo sviluppo del mercato dell’idrogeno dell’Ue nei primi anni, anche se le loro proposte sono sensate, una volta che il mercato si sarà sviluppato. La Commissione si sta muovendo troppo lentamente (con una scadenza della fine del 2024) per la definizione di idrogeno a basse emissioni di carbonio; prima viene adottata una definizione, prima le aziende possono investire nella produzione di idrogeno che soddisfi lo standard.
Ci vorrà del tempo per istituire un’organizzazione separata per gli operatori dell’idrogeno (ENNOH). Un’organizzazione per gli operatori di rete del gas naturale e dell’idrogeno basata su ENTSOG sarà più rapida da istituire e beneficerà di competenze comuni, ed è quindi un’opzione migliore. Gli svantaggi che la Commissione prevede in un’organizzazione combinata possono essere superati attraverso l’attuale quadro normativo e la trasparenza operativa.
La proposta di eliminare le tariffe transfrontaliere sulle reti a idrogeno si basa sull’analisi fallace della Commissione sulla questione del pancaking e sull’idea secondo cui le tariffe di trasporto transfrontaliere ostacolano il commercio. L’eliminazione delle tariffe transfrontaliere richiederà a diversi operatori di rete di concordare dei complessi meccanismi di ripartizione delle entrate; questo non risolve un problema, ma ne crea un altro. Le proposte di tariffe zero nei punti transfrontalieri sono una cattiva soluzione alla ricerca di un problema inesistente e dovrebbero essere abbandonate. Il tempo impiegato dagli operatori di rete per concordare dei meccanismi di ripartizione delle entrate rappresenta un costo opportunità non necessario, quando il tempo è già breve e ci sono molti altri rischi che devono essere gestiti.
CONSIDERAZIONI FINALI
Anche gli sconti sulle tariffe per i gas a basse emissioni di carbonio e rinnovabili nelle reti del gas naturale sono problematici, in quanto rappresentano una sovvenzione incrociata tra diversi gruppi di utenti della rete e significano che le tariffe non riflettono i costi. Le tariffe che riflettono i costi consentono un migliore confronto tra le diverse forme di trasporto di energia, quindi sarebbe meglio sovvenzionare direttamente i gas rinnovabili, piuttosto che tramite delle tariffe di rete.
È difficile dire se la miscela di idrogeno al 5% sia il livello giusto e le implicazioni tecniche sono ancora in fase di valutazione da parte dell’industria. Sia il Parlamento che il Consiglio europeo propongono un massimo del 2%. C’è anche un dibattito sui meriti della miscelazione dell’idrogeno nella rete del gas, data la probabile scarsità di idrogeno rinnovabile nei primi anni.
È utile migliorare la pianificazione e la cooperazione tra le reti energetiche. In una certa misura potrebbe esserci più di un approccio di pianificazione centrale per l’idrogeno per impostazione predefinita, se gli Stati membri sceglieranno di sovvenzionare esplicitamente le reti dell’idrogeno come mezzo per stimolare il mercato. L’alto costo dell’idrogeno rispetto ai combustibili fossili significa che non c’è un valore sufficiente nella catena di approvvigionamento perché l’industria si autofinanzi, com’era il mercato del gas naturale nei suoi primi giorni.
Nel complesso, vi sono molti aspetti sensati nel pacchetto, in particolare se il mercato dell’idrogeno si svilupperà nel modo previsto dalla Commissione. Tuttavia, se si svilupperà diversamente – ad esempio più lentamente – è auspicabile un maggior grado di flessibilità normativa.