Attualmente, le industrie hard-to-abate impegnate nella transizione green hanno una sola chance praticabile: l’idrogeno verde. Le aziende manifatturiere dei settori dell’acciaio, dell’alluminio, della carta, del vetro, del cemento, infatti, possono ridurre la generazione di anidride carbonica dei forni solo sostituendo, almeno parzialmente, una quota di metano con idrogeno prodotto da fonti rinnovabili. Il problema è che per queste aziende è impegnativo seguire la complicata procedura di permitting amministrativo, la progettazione, la costruzione e la manutenzione dell’impianto. Lo sa bene Hydroalp, azienda parte di BM Group che realizza impianti “chiavi in mano” per la produzione di idrogeno. Nata nel 2015 come spin-off della divisione Green Power del citato gruppo, Hydroalp ha conquistato in pochi anni una posizione di rilievo nel mercato per la realizzazione di turbine e impianti idroelettrici, attività di revamping e manutenzione.
L’azienda guidata dal Ceo Luca Mion, 70 dipendenti, 16 milioni di fatturato 2022, sede legale a Borgo Chiese (Trento) e stabilimenti operativi a Costa Volpino (Bergamo) e Creazzo (Vicenza) intende perseguire una forte strategia di diversificazione. Per ora le revenue dipendono per lo più dall’idroelettrico, e in parte dal fotovoltaico. Con la svolta di questi mesi, l’obiettivo è che il turnover sia legato per un terzo all’idroelettrico, per un terzo al fotovoltaico e per un terzo all’idrogeno; e che aumenti del 10% all’anno. Per la produzione di impianti di idrogeno verde, Hydroalp mette a disposizione la propria esperienza di Epc contractor in tema di transizione energetica dell’industria: si occupa di studi di fattibilità, operations e monitoraggio. In pratica, segue tutto l’iter burocratico, progetta e realizza l’impianto, lo vende all’azienda cliente e fissa un canone per la manutenzione.
Il vantaggio, per l’azienda cliente, è anche reputazionale: il fatto di essere riconosciuti come un’azienda green può conferire un vantaggio competitivo; inoltre le imprese sostenibili possono avere più successo nell’attrarre investimenti e finanziamenti, poiché gli investitori spesso cercano opportunità che siano allineate con obiettivi Esg (Ambiente, Società e Governance). Peraltro, è stato assegnato a Polytec Energy, società sempre di BM Group, il bando della Provincia Autonoma di Trento per la realizzazione di un impianto di produzione di idrogeno verde in aree industriali dismesse nell’ambito della Missione 2 “Rivoluzione Verde e Transizione Ecologica” del Piano nazionale di ripresa e resilienza (Pnrr). Il partner tecnologico per la realizzazione dell’intero progetto compreso la componente “core” per gli skid di produzione, trasporto e stoccaggio dell’idrogeno sarà Hydroalp.
Quanto a BM Group, è la Holding di proprietà familiare e guidata dall’amministratore unico Francesco Bettoni. Il gruppo con società operative con sedi a Borgo Chiese (Trento) e a Houston, 140 milioni di fatturato e 320 dipendenti, si occupa anche di automazione, di energia e smart grid e realizza impianti di generazione rinnovabile (principalmente idroelettrica e solare) come appaltatore Epc. Le soluzioni sono realizzate insieme a partner qualificati. Tra questi, Siemens, Rockwell, ABB, Fanuc, Comau. Di tutto ciò abbiamo parlato con Luca Mion, in occasione di Hese – Hydrogen Energy Summit&Expo è la prima e principale iniziativa italiana (tenuta di recente e Bologna) dedicata alle nuove tecnologie per la produzione, il trasporto e lo stoccaggio dell’idrogeno.
D: Anzitutto, in quanto Hydroalp voi offrite servizi completi per la progettazione, l’acquisto dei materiali e la costruzione di impianti o progetti complessi. Progetti chiavi in mano per la produzione di idrogeno verde. Chi c’è dall’altra parte del contratto, chi si rivolge a voi? Quali sono i vantaggi cui mira l’impresa-cliente?
R: Il vantaggio per le aziende è quello di introdurre una fonte verde di energia termica nei processi di combustione, per ridurre l’impatto del carbonio. C’è un’evidente questione reputazionale: queste imprese vogliono introdurre per prime, nei rispettivi settori, l’idrogeno green. Sono tutte aziende dell’hard-to-abate, e quindi dei settori alluminio, acciaio, ceramica, vetro, carta, cemento; hanno già introdotto i pannelli solari per abbattere i consumi elettrici; ora si tratta di sostituire il metano nella combustione. Va detto che per ora il blending è tipicamente dall’80% al 90% gas naturale e dal 20% al 10% idrogeno: questo perché questa miscela non comporta, in queste percentuali, opere di revamping e rilevanti modifiche dei forni.
D: Si può dire che il contratto riguarda questi ambiti: studi di fattibilità, operations e O&M (manutenzione)? O lo studio di fattibilità è un trampolino per gli altri due ambiti? La manutenzione è sempre richiesta? Qual è fra questi ambiti quello più profittevole per voi?
R: Anzitutto il nostro gruppo vuole accompagnare le aziende clienti nella comprensione di questa tecnologia; pertanto, si dà vita ad uno “studio di fattibilità“, una valutazione dettagliata condotta per determinare se un progetto è praticabile e vantaggioso. Lo studio comporta anche la redazione dell’offerta preliminare sulla base delle necessità energetiche e quella di un Business Plan. Si fa anche un assessment degli spazi fisici disponibili in relazione a quelli necessari per le opere; e si mappa con attenzione la possibilità di accedere a bandi pubblici, che possono incidere sul capex (spese sostenute da un’azienda per l’acquisto, l’aggiornamento o l’ampliamento di beni fisici durevoli, come attrezzature, macchinari, impianti, e altro; Ndr) ma che prevedono limiti che è bene rispettare. Può anche accadere che l’impresa affidi lo studio a terzi, e poi decida di continuare con noi nelle altre fasi; ma a mio avviso il fatto di riferirsi ad un unico player è un vantaggio, perché c’è una catena di processi amministrativi che non va interrotta: si pensi alle pratiche urbanistiche o ai permessi dei vigili del fuoco. Ecco, noi realizziamo un servizio integrato, e abbiamo in mano tutte le tessere del puzzle. Poi si passa alle operations.
D: Veniamo dunque alla fase delle operations.
R: In questa fase continua la gestione della fase autorizzativa (civile, elettrica, ambientale) e si procede con lo sviluppo esecutivo del progetto con l’ingegneria di dettaglio, con l’acquisto dei componenti e con le opere civili. Poi si installa l’impianto, con allacciamento alla rete e la gestione dei rapporti con le imprese di distribuzione. Ancora, si dà eventualmente vita alla rendicontazione dei bandi a finanza agevolata. Si fanno test per accertarsi che tutto proceda per il meglio.
D: L’impianto resta vostro?
R: No. Noi vendiamo l’impianto: il saldo avviene al momento del collaudo. Poi c’è la fase di manutenzione, ordinaria e pianificata, per garantire l’efficienza anche con il monitoraggio continuo delle prestazioni: e qui è previsto un canone il cui valore dipende dal tipo di servizio richiesto. Ma in genere il service conta per il 10% del valore del capex.
D: Quali tecnologie sono coinvolte negli impianti?
R: Ci sono tre principali tecnologie per la produzione dell’idrogeno. La prima è detta “alkaline water electrolysis” (Awe). Il principio è quello della separazione delle molecole d’acqua nei loro componenti di idrogeno e ossigeno utilizzando elettrodi elettrocatalizzati; ma ciò viene ottenuto con una soluzione alcalina (solitamente idrossido di potassio, o idrossido di sodio) come elettrolita per condurre l’elettrolisi. Questo modello è stato utilizzato per decenni ed è noto per la sua affidabilità e la capacità di produrre idrogeno su impianti anche di gradi dimensioni con costi operativi meno impattanti rispetto ad altre tecnologie. Il mercato si sta orientando per utilizzarlo dai 5 Mw in su.
D: Che cos’è la tecnologia Pem?
R: La “Proton Exchange Membrane” (Pem), in italiano “membrana a scambio di protoni,” è un componente chiave nei dispositivi di elettrolisi e nelle celle a combustibile. Questa membrana svolge un ruolo fondamentale nella conduzione degli ioni di idrogeno (protoni) all’interno di tali device. In pratica, la membrana è utilizzata per separare il flusso di idrogeno da quello dell’ossigeno, consentendo solo ai protoni di passare attraverso di essa. Questa separazione permette ai protoni di fluire attraverso la membrana e combinarsi con gli elettroni all’anodo, creando così l’acqua come prodotto. Si utilizza dagli 1 ai 5 Mw. Il punto debole sta nel fatto che all’interno del cuore del dispositivo ci sono materiali rari, il cui prezzo è oggetto di oscillazioni importanti, e ciò incide su ricambi e sostituzioni. I vantaggi invece sono la buona efficienza e la purezza dell’idrogeno prodotto. La terza tecnologia si chiama Aem.
D: Che cos’è l’Aem?
R: Possiamo dire che è la sintesi dei vantaggi tra tecnologia Alcalina e Pem. Le membrane a scambio di anioni (Aem) consentono la conduzione di ioni anionici (come l’idrossido) attraverso di esse. Questo le rende particolarmente adatte per l’elettrolisi dell’acqua. Durante il processo di elettrolisi, l’idrossido si sposta attraverso la membrana verso l’anodo, mentre i protoni si muovono verso il catodo. Qui il rischio dell’evoluzione dei costi dei materiali è più contenuto rispetto alla Pem e l’efficienza più alta rispetto alla Awe. Per contro si tratta di una tecnologia molto recente ed al momento consolidata solo per impianti di piccola dimensione e che possono comunque raggiungere potenze di alcuni MW grazie a soluzioni “in cluster” che nel complesso risultano molto interessanti.
D: Si legge che per il 2023/2024 siete impegnati nella costruzione di un impianto di produzione di idrogeno verde da 1 Mwe, nell’ambito del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (Pnrr). Lo state realizzato o lo avete già costruito? Dove? Per Chi? Con quali caratteristiche?
R: Siamo nella fase dell’ingegneria di dettaglio. La notizia dell’assegnazione di fondi del Pnrr è di pochi mesi fa: ora si tratta di andare avanti con le pratiche di permitting e di acquistare le tecnologie. L’impianto è per una società del gruppo, Polytec Energy. Per noi rappresenta un passaggio fondamentale, perché vogliamo sperimentare su noi stetti quello che andremo a vendere a terzi: porsi per primi certi interrogativi è un vantaggio competitivo. Comunque sia, funzionerà così: parte dell’energia sviluppata da 5,5 MW di potenza da fotovoltaico, trasferita con la rete elettrica nazionale, sarà utilizzata per la produzione di idrogeno. Sul sito sono presenti batterie elettrochimiche, per fornire energia costante all’idrolizzatore, che assorbe un MW di potenza. L’idrogeno viene purificato e stoccato in un serbatoio, e reso disponibile ad una azienda partner che normalmente si serve del metano per un forno di verniciatura. L’impianto, che produrrà 143 tonnellate/anno di gas, sarà realizzato a Storo, in provincia di Trento, in un’area industriale dismessa. Questa particolare posizione era uno dei requisiti per ottenere i fondi del Pnrr.
D: Voi avete esperienza negli impianti Fotovoltaici, Idroelettrici, Eolici e a biomassa. Perché l’idrogeno? Molti sostengono che sia ancora troppo costoso. Quali sono le vostre previsioni in materia?
R: Per capire, bisogna tornare ai citati settori hard-to-abate. Lì l’idrogeno è l’unica tecnologia disponibile per abbattere l’anidride carbonica; non c’è un’altra chance, e quindi l’idrogeno è un passaggio obbligato. La stessa Unione europea ha ritenuto di imprimere un’accelerazione alla filiera di questo gas, perché senza di essa non si possono raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione. Per questo motivo, per noi è molto importante essere parte di questo business. Peraltro siamo parte dell’associazione italiana idrogeno H2IT che aggrega grandi, medie e piccole imprese, centri di ricerca, università, cluster tecnologici, ed enti locali che si occupano della materia. È importante partecipare, anche perché si comprendono meglio le procedure burocratiche, in un settore nuovo.
D: Qual è la strategia di crescita di Hydroalp? Quali sono i pillar?
R: Il core-business di Hydroalp è l’Epc contracting per i prodotti idroelettrici; lì siamo fra i principali player europei. Sentivamo la necessità di una diversificazione che però tenesse conto delle nostre competenze; insomma, si voleva agire in un campo che presentasse affinità. Di qui l’idea dell’idrogeno. E di qui l’acquisizione di un’azienda che si chiamava Alfa Impianti, ora business unit “Construction” di Hydroalp specializzata in soluzioni impiantistiche modularizzate. Questo ci interessava molto perché si voleva seguire la stessa strada che abbiamo imboccato per l’idroelettrico: essere Epc, ma anche realizzare componenti critici. È lo stesso modello di business: nell’idroelettrico costruiamo la turbina.
D: Voi peraltro siete nati nel 2015 come spin-off della divisione Green Power di BM Group. Come si inquadra la vostra strategia all’interno del gruppo?
R: Noi abbiamo la nostra missione, ma è anche vero che la forte solidità finanziaria del gruppo ci aiuta moltissimo. Inoltre, tra noi e BM c’è un costante scambio di competenze tecniche, commerciali e di mercato.
D: Qual è il vostro investimento in innovazione?
R: In realtà ora siamo concentrati nel mettere a terra i progetti del Bando, visto che devono essere terminati entro il 2025. C’è poco tempo. Le tecnologie esistono già e sono sul mercato, in Europa; in un certo senso, ci poniamo come integratori di sistemi già disponibili. Lo stack dell’elettrolizzatore (l’insieme di celle elettrolitiche collegate in serie o in parallelo per aumentare la produzione di idrogeno e ossigeno; Ndr), ad esempio, lo acquistiamo. In un futuro a breve termine inizieremo a pensare anche alla ricerca e sviluppo.
D: C’è un obiettivo di fatturato dichiarabile?
R: L’anno scorso (2022) il fatturato di Hydroalp è stato pari a 16 milioni; per l’anno in corso l’obiettivo è raggiungere la soglia dei 20 milioni. Per i prossimi anni, invece, vogliamo tenere un passo di crescita del 10%, e soprattutto diversificare. Attualmente le revenue dipendono soprattutto dall’idroelettrico, e in piccola parte dal fotovoltaico. Noi intendiamo arrivare a questo risultato: un terzo del turnover dall’idroelettrico, un terzo dal fotovoltaico e un terzo dall’idrogeno.
