Strategia chiara e incentivi per le imprese: così la filiera italiana potrà correre
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Per una volta, il problema non sono i fondi, né il percepito attorno al tema. «Che la rivoluzione a idrogeno accadrà è ormai una certezza, resta da definire come, dove e quando», esordisce Mario Paterlini, presidente del gruppo Idrogeno vettore energetico, uno dei tre gruppi merceologici di Assogastecnici – l’associazione di Federchimica che raggruppa le aziende nel campo di produzione e distribuzione dei gas tecnici, speciali e medicinali e rappresenta il 95% del mercato nazionale – e ad del gruppo Sapio. «Oggi 40 Paesi hanno un piano a idrogeno strutturato e negli ultimi due, tre anni, gli investimenti hanno toccato i 100 miliardi di dollari. Questo perché l’idrogeno (che non è una fonte energetica, ma un vettore, capace di immagazzinare e fornire energia senza produrre emissioni di CO₂, ndr) riconcilia l’indipendenza energetica, il nearshoring dell’industria (il ricollocamento di attività aziendali in un Paese vicino) e la decarbonizzazione di settori che vanno dalla mobilità, all’industria, fino alle infrastrutture», spiega Paterlini. E l’Italia? «Assistiamo a una grande parcellizzazione delle iniziative, ma non è ancora stata decisa una strategia nazionale che direzioni in modo chiaro produttori e investitori». Nel Pnrr sono infatti contenute otto misure, di cui due normative e sei infrastrutturali, per incentivare la produzione di idrogeno verde e favorirne la penetrazione nei settori industriali e del trasporto, per circa 3,6 miliardi di investimenti. Continua Paterlini: «Il primo requisito per sviluppare una filiera competitiva con i combustibili fossili è avere larga disponibilità di energia rinnovabile a basso costo (e l’Italia è al palo sugli obiettivi di installazione del fotovoltaico, si veda pagina sette per i dettagli), e poi avere incentivi, non solo legati all’investimento iniziale ma anche ai costi operativi degli impianti di produzione, come hanno fatto gli Usa, con il Clean Hydrogen Production Tax Credit. Abbiamo deciso di mettere a punto una proposta, che presenteremo al governo, per introdurre un sostegno diretto agli opex dei progetti di idrogeno».

Le criticità del piano italiano

«La criticità più forte è l’accoppiamento tra la capacità di produzione da rinnovabili e la necessità di fare ulteriori investimenti legati agli elettrolizzatori», aggiunge Davide Chiaroni, vice direttore di Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano. L’Hydrogen Innovation Report 2023 dell’Energy&Strategy mette in prospettiva il modus operandi dell’Italia: 24 progetti su un totale europeo di 631; 1,97 GW (gigawatt) di capacità di elettrolisi, contro i 93,55 dell’Eu. Questo a fronte dei cinque GW previsti nelle linee guida per l’idrogeno verde.

Il report evidenzia come, in controtendenza con altri ambiti, risulta già assegnato il 63% dei fondi Pnrr previsti. ora, si tratta di mettere a fuoco la strategia . «Si parla in questo periodo di revisione del Pnrr, per individuare gli investimenti più grandi e strategici – continua Chiaroni – . L’idrogeno potrebbe giocare benissimo questa partita. Per esempio, se si decidesse di realizzare due, tre hub di produzione su larga scala, sul modello Usa e australiano, anche in aggiunta alle hydrogen valley (si veda il box sopra), che non possono soddisfare il fabbisogno dell’intero territorio. Anche se il piano italiano è di cinque GW di elettrolizzatori entro il 2030, se ne stimano come necessari 15, in ottica di contributo alla strategia di carbonizzazione del Paese. Per raggiungerli servirebbero circa 180 progetti simili alle valley finanziate al momento».

Stoccaggio e trasporto

Nel rapporto di Energy & Strategy si delinea un quadro delle tecnologie a disposizione per il trasporto e lo stoccaggio dell’idrogeno, che presentano un buon grado di maturità tecnologica. Anche in questo caso – continua Chiaroni – è fondamentale mettere a fuoco la strategia italiana per capire su quale sarebbe meglio puntare. «Se il focus è il passaggio all’idrogeno delle vecchie ferrovie a fonti fossili o dei settori industriali hard to abate, quelli che utilizzano i combustibili fossili come fonte di energia e sono difficili da elettrificare, ha senso realizzare in quelle aree una concentrazione di produzione con il trasporto via gomma o, meglio, tramite pipeline». È la strada più complessa, perché comporta una riconversione dei tubi del gas, ma è quella che più abilita il ruolo dell’Italia anche come potenziale hub di trasporto dell’idrogeno verso l’Europa, In altri casi si potrebbe ragionare sulle reti locali. Se si ha un’area densa di attività produttive, già raggiunta da una rete distributiva del gas, si potrebbe agire solo su quella in maniera localizzata a intelligente.

Riguardo allo stoccaggio, la conversione di idrogeno in ammoniaca e la sua successiva ri-idrogenizzazione riduce molto la complessità dell’operazione e ne ottimizza la gestione.

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