Osservazioni Campagna Nazionale Per il Clima Fuori dal Fossile
Ogni 2 anni la Commissione Europea esamina la lista dei progetti di interesse comune o mutuale presentate dalle ENTSOG, le società che trasportano energia. Si tratta di infrastrutture di trasporto energia come: i metanodotti: gasdotti di metano, spesso dichiarati hydrogen-ready, che possono anche trasportare un mix tra il 5 – 10% di idrogeno. Dall’ultima PCI list 2022 non si possono più presentare tali progetti, ex art. 24 della Regulation (EU) 2022/869. ma con le eccezioni del gasdotto Melita e il gasdotto Eastmed con annesso gasdotto Poseidon:
Considerazioni generali:
– il progetto non considera che il metano negli idrogeno dotti blended con idrogeno al 10-15%, è un gas climalterante e se combusto nel consumo finale, produce CO2,
– il progetto non considera gli obiettivi di riduzione emissioni al 2035 (costruire oggi nuovi gasdotti è inutile) e il zero carbon target al 2050, dato che molti idrogenodotti considerati saranno 100% H2 solo dopo il 2036.
– il progetto non considera le mutate condizioni politiche temporanee sul gas blended con la guerra in Ucraina. La guerra in Ucraina ha completamente fatto mutare il quadro di riferimento del mercato del gas e di questo, progettando un’opera, non si può non tenere conto. In particolare va notato che dal 2022 si è verificata una flessione del 10% della domanda di gas a livello europeo.
– UE dovrebbe fare più investimenti alle CER, autoproduzioni e rinnovabili e non su gasdotti.
– il progetto non considera il grave impatto ambientale di tali gasdotti blended anche a livello paesaggistico
– il progetto non considera i rischi sismici dei territori come Italia, Sicilia, Grecia e Malta.
– il progetto non considera che gli Idrogenodotti blended trasportano solo fino al 10-15% di idrogeno, il resto è metano, perciò non dovrebbe valere art.24 per idrogenodotti
– Poi, come è prodotto l’H2 (da acqua, metano o ammoniaca)?
– Quali sono le fonti energetiche usate per l’elettrolisi o il reforming?
– il progetto non considera il fatto che la conversione da blended a 100% H2 quasi sempre è progettato nel 2036: ma con la postilla “solo se il mercato lo richiederà”. E se non sarà così, rimarranno delgi stranded assets?
Idrogenodotti: infrastrutture per il trasporto di metano misto idrogeno (blended) o idrogeno puro. La maggior parte dei progetti della lista sono blended (mix 5-15% di H2), come il principale progetto per l’Italia, SoutH2 Corridor, chiamata nella lista Italian H2 Backbone, 1940 km da Gela, Sicilia fino a Bologna, dove ci sono due nuove linee: Poggio Renatico – Passo Gries (presentato nella PCI List), e la linea Minerbio – Tarvisio, da cui partono nuovi progetti verso l’Austria e altri verso Slovenia, Ungheria, tutti inseriti in questa PCI list. L’idrogeno arriva dalla Tunisia attraverso il North Africa Hydrogen Corridor fino a Mazara del Vallo (Progetto ENI-SNAM).
Altri progetti di idrogeno in realtà trasportano ammoniaca, che poi deve essere sottoposta a elettrolisi, come nel caso di Italy Slovenia-Hungary H2 Corridor, H2 Poseidon Pipeline o il North Adriatic H2 Terminal della Laguna di Venezia.
Poi ci sono progetti di stoccaggio di idrogeno, sotto forma di ammoniaca, come il progetto Fiume Treste della Stogit in Abruzzo.
Tipi di idrogeno: non viene richiesto dalla CE l’origine dell’H2, se blu, grigio, verde ne come viene alimentato il processo di estrazione: se con rinnobali o con fonti fossili. Vediamo:
– idrogeno verde: secondo la tassonomia UE è green H2 quello prodotto utilizzando energie rinnovabili per la sua produzione, a prescindere se prodotto tramite elettrolisi dall’acqua (H2O) o tramite reforming dal metano (CH4) o dall’ammoniaca (NH3).
– idrogeno blu: è l’idrogeno prodotto da combustibili fossili (come il gas naturale) con un sistema di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica (CCS) emessa durante il processo di produzione.
– idrogeno grigio: il 95% dell’H2 prodotto oggi proviene da fonti fossili, metano e energia derivante da fonti fossili senza CCS.
Consultazione idrogenodotti
Link: https://ec.europa.eu/eusurvey/runner/PCI-PMI-2025-H2
Risposta generale: Tutto il progetto sembra sovrastimare l’uso dell’idrogeno nel futuro e non distingue chiaramente tra idrogeno da idrolisi e idrogeni prodotti da fonti fossili con emissioni indirette nella produzione. Molti degli idrogenodotti sono in realtà hydrogen-ready, cioè in mix con metano e saranno 100% H2 solo a partire dal 2035, sempre secondo le richieste del mercato in quel momento.
Sostenibilità: la produzione di H2 e l’uso di elettrolizzatori è stata nel 2024 molto al di sotto del Piano Strategico Europeo sull’idrogeno e in Italia è ancora più basso rispetto alle previsioni del PNIEC.
Clima: Le emissioni dirette e indirette di gas climalteranti (metano e CO2) dipendono essenzialmente da come è prodotto l’H2 (da H2O, CH4 o NH3) e che energia si utilizza per produrlo: rinnovabile o fossile.
Idrogeno blu: è sbagliato: CCS non ci sono progetti efficienti a ora, ma solo programmati come Ravenna. ‘Blue’ or ‘low-carbon’ portano a emissioni maggiori.
Steam Methane Reformation (SMR) o Autothermal Reformation (ATR) avrà methane emissions, eg durante l’ estrazione, compressione, trasporto, – e per il gas importato come LNG – liquefazione e rigassificazione. Sommando gli effetti, il cosidetto ‘low-carbon hydrogen’ avrà più emissioni che il metano dei gasdotti.
Perciò è chiaro che no fossil-based hydrogen è in linea con le missions reduction targets e non è accettabile.
Gli obiettivi RED III come da Art 22 e Art 25 saranno raggiunti meglio con l’implementazione delle rinnovabili e delle community renewable energy Comunità Energetiche Rinnovabili.
Per quanto riguarda le emissioni nelle industrie hard-to-abate, tipo Acciaierias Ilva di Taranto col idrogenotto H2Poseidon, bisogna verificare che ci sia una conversione dell’impianto in corso.
Ambiente: idrogeno verde
Problema da dove arriva: vedi Piano Mattei italiano, col rischio di sfruttamento neocoloniale delle risorse: la scarsità d’acqua è un problema in quasi tutte le regioni da cui dovrebbe arrivare l’H2 verde: per la Italian H2 Backbone H2T-A-1205 dai deserti del Nord Africa, per H2Poseidon dagli stati arabi del MENA, deserti.
Ci sono rischi per la biodiversità in tali aree, vedi Mozambico, Namibia,
La CE deve tenere conto di dove arriva l’H2 verde, e dove verranno piazzati gli impianti delle rinnovabili.
Le emissioni indirette di gas climalteranti:
L’idrogeno è soggetto a ossidazione producendo naturalmente CO2: le perdite di produzione e trasporto aumentano la CO2. E l’uso di H2 grigio aumenta le emissioni.
Displacement e green washing
Più soldi per le compagnie oil&gas che riciclano i loro gasdotti dichiarandoli hydrogen-ready. 80% dei progetti PCI sono promossi dall’industria dei combustibili fossili, società di trasporto gas o società connesse.
70 dei 199 progetti presentati esplicitamente dichiarano di usare fossil gas, fossil gas blends o fossil-based hydrogen nella documentazione. Altri 50 progetti non esplicitano il gas usato, ma si suppone sia fossil-based hydrogen.
E ci sono progetti che copiano simili progetti di metanodotti, ora diventati idrogenodotti come H2Poseidon per l’Italia, o Italian H2 Backbone, o H2Med Pipeline.
Market integration
L’H2 non è al momento disponibile su gran parte dei mercati e non ha le infrastrutture necessarie per il consumo. Per cui non si può parlare di market integration. Perciò tutte le reti nazionali e locali dovrebbero essere adeguate, cosa non prevista da questo progetto.
Risulta che l’infrastruttura basata su idrogeno è troppo simile alla struttura metano esistente, col chiaro vantaggio per le compagnie oil&gas di avere nuovi finanziamenti sulla struttura esistente, vedi il progetto Italian H2 Backbone.
Con questo progetto UE, si creerebbe troppa offerta, mentre non c’è in nessun settore la domanda per il passaggio da metano a idrogeno, vedi ILVA di Taranto.
Sicurezza nella fornitura
Molte delle nazioni fornitrici di H2 non sono affidabili, perchè regimi autoritari, mancanza di affidabilità politica (Nord Africa), violazioni di diritti umani (vedi Azerbaijan o Israele) , corruzzione (vedi Malta), guerre civili o conflitti (Mozambico, Russia, Nigeria).
Inoltre, stati come la Norvegia o l’Olanda, hanno cancellato di recente qualsiasi progetto di H2 blu (Equinor and Shell/Aker).
Competizione
Si parla di diversificazione: ogni nazione dovrebbe produrre localmente idrogeno.
Tutto l’impianto della PCI list è in concorrenza con le politiche europee sulle rinnovabili.
Inoltre molti progetti continuano a spingere verso soluzioni fossili come tutti gli idrogenodotti blended al 10 – 15% di H2 con altissimi costi OPEX e CAPEX annuali.
Le scoietà poi che propongono la maggior parte dei progetti H2 sono in netto conflitto di interessi con le loro attività attuali basate sul trasporto di gas fossile.
C’è una incertezza assoluta sulla futura domanda di idrogeno e il progetto prevede finanziamenti spropositati sulle infrastrutture a idrogeno, spesso pronte solo dopo il 2035.
Ciò si rifletterà su un aumento delle bollette per i costi di implementazione e di esercizio di tali infrastrutture per i cittadini europei e per i presunti consumatori, e ciò non è accettabile.
Inoltre molti progetti dichiarano di trasportare blended l’H2 e in futuro sanno hydrogen-ready “se le condizioni di mercato lo richiederanno”, come H2Poseidon.
Poi non si capisce se verrà trasportato H2 in forma gassosa o in forma liquida come ammoniaca: vedi il caso dello stoccaggio in Italia di Fiume Treste o il North Adriatic H2 Terminal e che consequenze possono avere tali stoccaggi o terminale a livelli ambientali per esempio sulla Laguna di Venezia, territorio molto fragile ambientalmentee già abbastanza compromesso e sottoposto alla Direttiva europea Seveso3 sui rischi di incidente rilevanti.