Il sistema di gasdotti European Hydrogen Backbone entro il 2030 raggiungerà i 31.500 km, con 40 progetti sull’idrogeno gestiti dai membri operatori del sistema di trasmissione dell’EHB che saranno commissionati in questo decennio
Nel lungo percorso che porterà alla transizione energetica un ruolo sempre più importante verrà svolto dall’idrogeno. I Paesi europei e l’Unione europea non vogliono perdere tempo, per questo sono già in corso diversi progetti sul gas che dovrà contribuire a decarbonizzare le economie del vecchio continente.
I GASDOTTI PER L’IDROGENO: LO EUROPEAN HYDROGEN BACKBONE
Il previsto sistema di gasdotti European Hydrogen Backbone sta diventando sempre più fondamentale per il successo della nascente economia europea dell’idrogeno pulito, con i principali sviluppatori di progetti che orientano i loro piani attorno alla rete e gli acquirenti che aprono gare d’appalto per cercare consegne di gasdotti. Si prevede che la “dorsale dell’idrogeno” entro il 2030 raggiungerà i 31.500 km, con 40 progetti concreti gestiti dai membri operatori del sistema di trasmissione dell’EHB che saranno commissionati in questo decennio.
I TSO (transmission system operator) prevedono un boom della domanda. “Io credo non vi sia alcun rischio di sovracostruzione, piuttosto è il contrario: il rischio è di non costruire abbastanza infrastrutture per raggiungere i nostri obiettivi di decarbonizzazione”, ha dichiarato a S&P Global Commodity Insights la co-presidente della European Hydrogen Backbone, Maria Sicilia.
I PIANI SULL’IDROGENO DI TOTALENERGIES E THYSSENKRUPP
Due importanti società industriali europee di recente hanno annunciato gare d’appalto per acquistare idrogeno pulito per operazioni di decarbonizzazione: la francese TotalEnergies nel settembre scorso ha indetto una gara d’appalto per l’acquisto di 500.000 tonnellate all’anno di idrogeno rinnovabile per le sue attività di raffineria europee, mentre la tedesca Thyssenkrupp sta preparando una gara per l’acquisto fino a 151.000 tonnellate/anno di idrogeno rinnovabile e a basse emissioni con contratti decennali, con volumi inferiori a partire dal 2028, per la consegna di gasdotti alle sue acciaierie di Duisburg, in Germania.
Nel frattempo, gli sviluppatori di progetti di produzione di idrogeno considerano sempre più cruciale per il loro successo l’infrastruttura dei gasdotti.
IL PROGETTO DI HH2E
All’inizio di gennaio HH2E si è assicurata una connessione allo European Gas Pipeline Link per l’impianto Lubmin da 100 MW che sta sviluppando sulla costa baltica della Germania. L’azienda sta lavorando su diversi impianti da 100 MW nel Paese, con l’intenzione di aumentarli fino alla scala gigawatt. Inoltre, la società danese di idrogeno verde Everfuel nel 2023 ha riorientato la propria strategia sullo sviluppo di impianti di produzione su larga scala ottimizzati per il collegamento di gasdotti. La società ha evidenziato che un gasdotto per l’idrogeno pianificato tra Danimarca e Germania presenta opportunità per il settore, con la data di inizio prevista per il 2028.
LA EHB E LA RICONVERSIONE DEI GASDOTTI PER L’IDROGENO
La prima fase della European Hydrogen Backbone comprenderà il 52% di gasdotti riconvertiti, mentre il resto proverrà da condotte di nuova costruzione. EHB prevede che la rete si espanderà fino a 57.600 km entro il 2040, di cui il 59% proveniente da infrastrutture riconvertite, man mano che l’Europa abbandonerà il gas naturale. La Germania ha impegnato 20 miliardi di euro in fondi per sviluppare la sua rete principale di idrogeno di 10.000 km, e l’Olanda ha avviato la prima fase di quella che diventerà una rete nazionale di gasdotti con collegamenti transfrontalieri.
La EHB ha affermato che il suo progetto di gasdotto potrebbe contribuire a ridurre i costi di fornitura di idrogeno pulito di 330 miliardi di euro rispetto ad un modello di hub di idrogeno per fornitura e consumo locali. I piani europei per l’idrogeno pulito al 2030 si concentrano fortemente sull’Europa costiera nordoccidentale, ma anche la penisola iberica ha un vasto potenziale di idrogeno rinnovabile.
LE DIFFERENZE REGIONALI NELLA PRODUZIONE DI IDROGENO
La rete di gasdotti può collegare hub di produzione a basso costo con centri di domanda in tutto il continente. Per Maria Sicilia “sarà molto diverso produrre idrogeno dalla capacità di generazione solare in Spagna o dall’eolico offshore nel Mare del Nord o importato dall’Algeria in Italia”. Sicilia ha evidenziato la necessità di individuare i prezzi e di effettuare benchmark: “idealmente avremmo bisogno di benchmark e prezzi di riferimento, in modo da rendere l’offerta economicamente vantaggiosa, a partire dalle risorse più economiche”.
Il Platts Hydrogen Price Wall mostra che i costi europei di produzione dell’idrogeno pulito sono tra i più alti a livello globale, senza collegamenti con le energie rinnovabili a basso costo. Platts fa parte di S&P Global Commodity Insights.
OFFERTA E DOMANDA
L’Ue punta a 20 milioni di tonnellate all’anno di utilizzo di idrogeno verde, di cui la metà proveniente dalle importazioni. Potrebbe essere un’impresa ardua, considerata la natura nascente del mercato, che presuppone una domanda di prelievo sufficiente a sostenere i finanziamenti dei progetti e una disponibilità sufficiente di produzione di energia rinnovabile.
Tuttavia, la EHB ha condotto una valutazione, rilevando che in Europa entro il 2030 saranno prodotte circa 14,7 milioni di tonnellate di idrogeno, un valore superiore all’obiettivo REPowerEU, anche se prevede delle importazioni inferiori.
LE TEMPI STICHEDEI PROGETTI E GLI INVESTIMENTI NECESSARI
I TSO in media hanno un tempo di realizzazione dei progetti di circa 7 anni, molti dei quali sono già in corso. Le decisioni finali sugli investimenti dovranno arrivare intorno al 2026-27 per la messa in esercizio nel 2030, ha affermato l’EHB. Lo sviluppo dell’economia europea dell’idrogeno non è privo di sfide, tra interruzioni della catena di approvvigionamento, inflazione e aumento dei costi del capitale.
L’AIE, nel suo rapporto “Renewables 2023”, ha lanciato un duro avvertimento sugli sviluppi globali dell’idrogeno: prevede che solo il 7% dei progetti mirati alle date di inizio di questo decennio saranno online entro il 2030, poiché la mancanza di acquirenti ostacola le decisioni finali di investimento per gli sviluppatori. “Si possono fissare degli obiettivi, ma bisogna implementare le politiche e i finanziamenti per raggiungerli. L’Ue dovrà incentivare la domanda di idrogeno, se vogliamo che questi progetti raggiungano la DFI in tempo per il 2030”, ha spiegato Sicilia.
I PROGETTI SULL’IDROGENO DI SNAM ED ENEA
Per quanto riguarda l’Italia, due soggetti attualmente molto attivi nel settore dell’idrogeno sono Snam ed ENEA. Snam, con il supporto di Confindustria, ha appena lanciato un market test sulla domanda di idrogeno in Italia e, in collaborazione con Eni, una raccolta di manifestazioni di interesse non vincolanti per il trasporto e lo stoccaggio di CO2 nel sito di Ravenna, nell’ambito del progetto di carbon capture and storage (CCS) lanciato nei mesi scorsi. “Nello scenario energetico attuale, sicurezza e transizione energetica sono due lati di una stessa medaglia. Snam, oltre a garantire forniture continue di energia, è impegnata quotidianamente nello sviluppo di un sistema italiano ed europeo che traguardi il trasporto di molecole decarbonizzate”, ha dichiarato Piero Ercoli, executive director Decarbonization di Snam, che ha aggiunto: “con il lancio del market test dedicato all’idrogeno e della raccolta di manifestazioni di interesse per il progetto CCS di Ravenna vogliamo confermare il ruolo centrale di Snam nel facilitare il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione del Paese”.
ENEA e Centria, società di distribuzione del Gruppo Estra, hanno sottoscritto un accordo di collaborazione finalizzato alla sperimentazione di nuovi standard di miscelazione tra gas naturale e idrogeno per la rete di distribuzione del gas. Il protocollo d’intesa prevede che ENEA utilizzi l’infrastruttura Campo Prove di Centria, ad Arezzo, e uno specifico know-how per lo svolgimento delle attività sperimentali con le miscele, contribuendo al processo di transizione energetica dell’Italia.