I piani ambiziosi di costruire un gasdotto per l’idrogeno sottomarino da 2,5 miliardi di euro tra Spagna e Francia stanno mettendo in luce le divisioni tra le imprese sul modo migliore per trasportare l’energia dall’Europa meridionale al cuore industriale settentrionale del continente.

L’UE e alcune grandi compagnie energetiche stanno scommettendo sull’idrogeno “verde” – prodotto dall’acqua utilizzando energia rinnovabile – come soluzione a lungo termine alla carenza di gas naturale e un modo per accelerare i tagli alle emissioni di gas serra.

Ma mentre Francia, Spagna e Portogallo stanno sostenendo l’esportazione a lunga distanza del combustibile a combustione pulita tramite condutture sottomarine, alcuni leader aziendali sostengono che è l’elettricità che dovrebbe essere esportata in modo che possa essere utilizzata per produrre idrogeno vicino a dove sarà utilizzati, in particolare i centri industriali tedeschi.

Il potenziale dell’idrogeno verde non è stato dimostrato in quanto non è ancora prodotto su scala commercialmente utile. Tuttavia, i sostenitori affermano che alla fine verrà bruciato in grandi quantità per produrre energia per far funzionare fabbriche, camion e navi, e servirà anche come materia prima chimica e deposito di energia.

Se hanno ragione, il dibattito sul trasporto del gas o dei suoi derivati ​​in tutta Europa contribuirà notevolmente a determinare quale delle società che investono nell’idrogeno guadagna di più e quale perde.

Cepsa, la seconda compagnia petrolifera spagnola per fatturato, si è allineata ai piani dell’oleodotto Barcellona-Marsiglia. A settembre ha stretto un accordo con il porto di Rotterdam per creare un “corridoio dell’idrogeno verde” per portare il carburante dalla Spagna – che vuole diventare la superpotenza solare europea – nel nord Europa.

Il corridoio sarà inizialmente, dal 2027, una rotta marittima poiché Cepsa prevede di convertire l’idrogeno verde in ammoniaca per poi trasportarlo in barca dal porto spagnolo di Algeciras. Ma Maarten Wetselaar, amministratore delegato di Cepsa, ha dichiarato al MagicTech che la società utilizzerà “assolutamente” il gasdotto sottomarino, che dovrebbe essere completato entro il 2030. “Quando il gasdotto è lì e abbastanza grande, è facile per noi espandersi, ” Egli ha detto.

L’idrogeno verde proverrà dagli impianti Cepsa previsti a Campo de Gibraltar e Palos de la Frontera che produrranno fino a 300.000 tonnellate di carburante all’anno. Costeranno alla società un totale di 3 miliardi di euro e saranno alimentati da impianti solari ed eolici per i quali spenderà altri 2 miliardi di euro. L’idrogeno sarà trasportato dagli impianti a Barcellona tramite una rete di gasdotti domestici ancora in fase di progettazione da parte di Enagás, l’operatore della rete nazionale del gas in Spagna. Per raggiungere la Germania tramite gasdotto, anche la Francia dovrebbe costruire una rete che vada a nord di Marsiglia.

L’UE mira a produrre 10 milioni di tonnellate di idrogeno rinnovabile entro il 2030 e abbinarlo allo stesso volume di importazioni, secondo i piani di REPowerEU, un fondo per la transizione energetica.

Anche Iberdrola, la più grande compagnia energetica spagnola, sta investendo nella produzione di idrogeno, ma ha preso posizione contraria sul gasdotto sottomarino.

“Il modo più efficiente per produrre idrogeno è localmente, trasportando l’elettricità verde necessaria per produrlo da altrove, se necessario”, ha affermato Ignacio Galán, presidente esecutivo.

L’argomento contro i gasdotti dell’idrogeno è che costerebbero più dei gasdotti del gas naturale e comporterebbe grandi sfide ingegneristiche e di sicurezza perché la tecnologia per il trasporto a lunga distanza del combustibile, che è altamente infiammabile, non esiste ancora.

Gli investimenti di Iberdrola presuppongono che l’idrogeno sarà utilizzato principalmente dall’industria pesante vicino a dove viene prodotto. Possiede uno dei pochi impianti in Spagna che sta già producendo il carburante, anche se in via sperimentale. L’installazione a Puertollano, Castiglia-La Mancia, comprende un pannello solare da 100 MW che alimenta un elettrolizzatore per separare l’idrogeno dall’acqua, quindi lo invia a un impianto adiacente dove un’altra società, Fertiberia, lo utilizza per produrre fertilizzante.

Per la Germania, la visione di Iberdrola impone che il modo migliore per garantire l’approvvigionamento di idrogeno sarebbe quello di produrre il carburante stesso utilizzando l’elettricità generata da fonti rinnovabili. Ciò potrebbe includere l’energia inviata via cavo attraverso la Francia dalla Spagna, che vuole sfruttare il suo clima soleggiato per produrre energia rinnovabile abbondante ea buon mercato.

“Questo è il motivo per cui abbiamo bisogno di più interconnessioni elettriche e di un maggiore rafforzamento delle reti elettriche”, ha affermato Galán, che in precedenza ha fatto eco alla diffusa frustrazione in Spagna per i limitati collegamenti transfrontalieri del paese con la Francia, che ha mostrato scarso interesse ad averne di più.

Un altro scettico sulle esportazioni di idrogeno a lunga distanza è Lluís Noguera, amministratore delegato di X-Elio, uno degli sviluppatori di energia solare più longevi della Spagna. Pur credendo che l’energia rinnovabile sia vitale per la produzione di idrogeno, afferma che non è disponibile abbastanza spazio per costruire impianti di generazione di energia per gli elettrolizzatori accanto alla maggior parte delle acciaierie e cementifici o raffinerie.

Anche se ci fosse spazio, il clima del cuore industriale dell’Europa non è favorevole all’energia solare, sebbene sia migliore per l’eolico. Cita un modello X-Elio che ha calcolato il costo medio di produzione di energia solare a 40-50 euro per megawattora in Spagna, ma a 60-70 euro/MWh in Belgio, che è meglio posizionato per rifornire la Germania.

Invece, ha affermato Noguera, l’elettricità dovrebbe essere prodotta dove splende il sole e poi inviata attraverso la rete ai siti industriali in modo che “l’energia rinnovabile provenga da dove ha senso produrla e l’idrogeno provenga da dove ha senso consumarlo”.

I sostenitori dell’esportazione di idrogeno ribattono che sarà più economico spostare l’idrogeno che l’elettricità. Secondo l’European Hydrogen Backbone, un gruppo di operatori energetici pro-pipeline, costerebbe 5 €/MWh trasportare il gas in un gasdotto di 1.000 km contro 12 €/MWh per inviare l’elettricità equivalente tramite una linea elettrica CA aerea. Dicono anche che si perde più energia nella trasmissione dell’elettricità che nelle tubazioni dell’idrogeno.

Wetselaar di Cepsa ha affermato che il difetto principale nell’argomentazione a favore dell’esportazione di elettricità era che la rete europea era “sottodimensionata” e sembrava destinata a rimanere tale. Non avrà la capacità di trasportare molta energia per produrre idrogeno, soprattutto una volta che la domanda di veicoli elettrici accelererà, perché è molto più difficile ottenere l’approvazione ambientale per i cavi ad alta tensione che per le condutture sotterranee.

“È un po’ teorico, perché i governi vorrebbero investire nella rete ma non possono ottenere i permessi”, ha detto.