Priolo-Augusta, una transizione industriale ancora senza regia

Le risposte del presidente di Confindustria Siracusa al dibattito della Festa dell’Unità riportano al centro il problema della diversificazione produttiva e della mancanza di una strategia territoriale condivisa

La Festa dell’Unità, svoltasi a Siracusa dal 9 all’11 ottobre, ha ospitato un dibattito sul futuro del polo industriale e sull’occupazione nella transizione energetica. Moderato da Marina De Michele, direttrice della Civetta di Minerva, vi hanno partecipato il presidente di Confindustria Siracusa, ingegner Reale, e rappresentanti sindacali provinciali e regionali.

Nel nostro recente articolo “Il futuro industriale del polo siracusano: un confronto che pesa,” confrontando Priolo-Melilli-Augusta con Dunkerque, avevamo evidenziato l’assenza di una regia pubblica e di un piano complessivo di trasformazione industriale del territorio.

Le dichiarazioni di Reale, a nostro giudizio, non sciolgono quegli interrogativi, ma sembrano confermarli: non mancano le iniziative delle imprese, ma ancora non emerge una strategia industriale guidata dallo Stato, capace di coordinarle e orientare gli investimenti verso le produzioni future.

De Michele ha introdotto il discorso chiedendo quali sviluppi operativi siano seguiti allo studio Ambrosetti, presentato nel febbraio 2025 su iniziativa di Confindustria Siracusa e delle principali aziende del polo: se esista un cronoprogramma degli interventi, se si punti soltanto alla continuità produttiva o anche alla diversificazione industriale, e se vi sia una guida comune del processo.

Reale ha annunciato entro breve un aggiornamento dello studio, reso necessario dai mutamenti economici e geopolitici intervenuti nell’ultimo anno e mezzo.

Ha poi riconosciuto che nel Siracusano non esiste un modello di decisione comune paragonabile a Dunkerque, osservando come la forte integrazione fra le aziende, per decenni fattore di competitività, possa oggi complicare le trasformazioni produttive.

Reale ha quindi richiamato la crisi iraniana e il blocco di Hormuz, che hanno riportato all’attenzione nazionale ed europea l’importanza della raffinazione di Priolo e la necessità di garantirne la continuità produttiva, eventualmente aumentandone la capacità.

Ma a questa considerazione dell’ingegner Reale vorremmo rispondere con una distinzione essenziale. Le crisi geopolitiche possono modificare il mercato energetico nell’immediato, non necessariamente le prospettive industriali al 2050. L’aggiornamento dello studio non può dunque ignorare la progressiva riduzione della domanda di combustibili fossili prevista dal percorso europeo di decarbonizzazione. Sarebbe imprudente presumere che l’attuale capacità di raffinazione conservi indefinitamente il proprio mercato. Salvaguardare la produzione e l’occupazione di oggi è necessario, ma non può far dimenticare la preparazione delle attività industriali future.

De Michele è quindi tornata sul tema della diversificazione, chiedendo se si stesse puntando più sull’ammodernamento degli impianti esistenti che sulla creazione di nuove filiere industriali.

«In parte sì», ha risposto Reale, richiamando la riconversione di Versalis, con la bioraffineria, i biocombustibili e il riciclo chimico.

È un’affermazione che merita attenzione. Concordiamo sul fatto che il progetto rappresenti una diversificazione, con investimenti e possibili nuove attività. A nostro giudizio, però, rimane largamente nell’industria di processo, utilizzando tecnologie, impianti e competenze già presenti nel territorio.

Subito dopo Reale ha infatti citato possibili iniziative nei settori dei data center e dei sistemi di accumulo energetico, precisando che sono ancora in fase di valutazione, senza progetti concreti. È per noi un passaggio significativo: la futura specializzazione industriale del polo sembra ancora da definire. La ricerca di nuove iniziative confermerebbe la necessità di distinguere fra decarbonizzazione dell’esistente e creazione di nuove filiere.

Il confronto con Dunkerque torna allora inevitabile. Nel territorio francese alcuni impianti per batterie e chimica complessa sono già operativi, altri in costruzione. La differenza riguarda soprattutto la capacità di trasformare opportunità industriali in decisioni tempestive, finanziamenti e cantieri.

Prima di riprendere le dichiarazioni di Reale sull’idrogeno e sulla cattura della CO₂, è utile chiarire il rapporto fra queste tecnologie. L’idrogeno blu si produce con lo stesso processo dell’attuale idrogeno grigio, ma catturando la CO₂ generata e destinandola allo stoccaggio permanente. Diversamente dall’idrogeno verde, prodotto per elettrolisi con elettricità rinnovabile e riconosciuto come “green” dalla normativa europea, il blu è stato solo recentemente riconosciuto come idrogeno non rinnovabile ma a basse emissioni di carbonio, purché rispetti determinati requisiti ambientali (scheda 1).

Lo studio Ambrosetti indicava, fra gli interventi di decarbonizzazione del polo, la cattura della CO₂ associata alla produzione tradizionale di idrogeno, per ottenere idrogeno blu.

Reale ha quindi illustrato lo studio di fattibilità per un’infrastruttura condivisa fra le aziende di Priolo, destinata alla raccolta, liquefazione e trasporto della CO₂, richiamando il collegamento con il progetto di stoccaggio di Ravenna. Ha tuttavia precisato che, alle condizioni attuali, il piano economico non sembra sostenibile. Le incertezze normative complicano ulteriormente le decisioni di investimento, tanto che il progetto rimane, per il momento, nel cassetto.

Aggiungiamo noi che sulla sostenibilità dell’idrogeno blu, oltre agli elevati costi della cattura della CO₂ (CCS/CCUS), potrebbe pesare un regime di sostegno meno favorevole rispetto a quello dell’idrogeno verde, che beneficia di incentivi alla produzione (scheda 1). A nostro avviso, occorrerà inoltre valutare la convenienza di investire nella cattura della CO₂ in impianti asserviti alle raffinerie, considerando le prospettive industriali di queste ultime in un mercato destinato a ridurre l’impiego di combustibili fossili, anche per effetto del Green Deal e della ricerca di autonomia energetica.

Il quadro europeo per il riconoscimento dell’idrogeno a basse emissioni, incluso il blu, è ormai sostanzialmente definito; in Italia resta invece da completare la disciplina della filiera CCS/CCUS, importante anche per questi investimenti (scheda 1).

Reale ha parlato anche di un’Europa dagli indirizzi ondivaghi, cosa che complica la pianificazione degli investimenti. Rileviamo tuttavia che alcune modifiche alle politiche europee sono state sollecitate dagli stessi governi e settori industriali interessati, come dimostra la richiesta italiana di rivedere le regole sull’automobile. Rimane comunque fermo l’obiettivo europeo della neutralità climatica al 2050: l’incertezza normativa non può quindi giustificare, da sola, l’assenza di una strategia industriale di lungo periodo.

Un altro momento significativo del dibattito è arrivato quando De Michele ha richiamato il dimezzamento dei finanziamenti per le infrastrutture dello hub eolico offshore di Augusta, da circa 50 a 24 milioni di euro, chiedendo la posizione di Confindustria.

Reale ha espresso contrarietà al taglio, riferendo delle iniziative prese da Confindustria con Governo e Regione. Ha inoltre manifestato preoccupazione per le continue proroghe commissariali alla guida dell’Autorità portuale, pur riconoscendo la competenza e il lavoro svolto dall’ingegner Francesco Di Sarcina. Teme che queste incertezze compromettano la credibilità del porto di Augusta, spingendo gli investitori internazionali verso altri scali.

Sebbene il ministro Pichetto Fratin abbia prospettato il reintegro delle risorse nel 2027, rimane il problema della loro effettiva disponibilità e delle incertezze istituzionali che accompagnano il progetto. A nostro giudizio, proprio mentre Augusta potrebbe sviluppare una nuova filiera industriale totalmente disgiunta dai processi di raffinazione, vengono meno le certezze necessarie ad attrarre investimenti.

L’ultima domanda di De Michele ha riguardato l’idrogeno verde. Richiamando i finanziamenti PNRR per due impianti di dimensioni contenute, ha chiesto se non si rischiasse di disperdere risorse in assenza di una regia unitaria capace di promuovere progetti industriali più consistenti.

Reale ha confermato che i due impianti produrranno quantità limitate di idrogeno e che in Italia non esiste ancora un mercato diffuso, al di fuori dei grandi complessi industriali che già lo utilizzano. A suo giudizio, sarebbe quindi preferibile collocare i nuovi impianti vicino a questi grandi consumatori, dove la domanda è consolidata. Ha perciò auspicato sostegni adeguati a progetti di maggiore dimensione rispetto a quelli finanziabili con i bandi regionali, come quello previsto da HYNEGO per rifornire la raffineria ISAB, con un investimento iniziale di oltre 200 milioni di euro.

Le parole di Reale lascerebbero aperta un’ulteriore prospettiva: che l’idrogeno verde, già al centro del progetto HYNEGO da lui richiamato, assuma un ruolo crescente nella riconversione del polo, qualora le difficoltà economiche e normative continuassero a frenare lo sviluppo dell’idrogeno blu. Non è una scelta alternativa annunciata dal presidente di Confindustria, ma un’ipotesi che le sue considerazioni non escludono.

Nel loro insieme, le risposte di Reale restituiscono un quadro significativo: uno studio strategico da aggiornare, progetti frenati da difficoltà normative ed economiche, opportunità di diversificazione ancora da concretizzare e, sull’eolico offshore, finanziamenti ridotti e incertezze istituzionali. Non mancano le iniziative delle imprese; manca un indirizzo capace di inserirle in un disegno complessivo di trasformazione del polo.

C’è poi un particolare da ricordare. Lo studio Ambrosetti, presentato al MIMIT nel febbraio 2025, articolava gli interventi in tre fasi: immediata, di breve e di medio termine.  Non è una nostra interpretazione: è la suddivisione riportata nei resoconti della presentazione.

Non si può chiedere a Confindustria e alle imprese di sostituirsi allo Stato nella programmazione del futuro industriale di un intero territorio. Ma proprio per questo la domanda rimane: chi sta progettando Priolo-Melilli-Augusta al 2050 e oltre? Quali nuove filiere potranno affiancare, e un giorno eventualmente sostituire, le produzioni oggi prevalenti?

È questa la responsabilità che la politica industriale nazionale non può continuare a rinviare: definire, insieme alle imprese e alle istituzioni territoriali, un progetto di lungo periodo, con obiettivi produttivi, infrastrutture, investimenti e tempi precisi. Dunkerque docet. Perché salvaguardare l’occupazione di oggi è indispensabile, ma senza costruire fin d’ora le condizioni per quella di domani si rischia di accorgersi troppo tardi che la transizione industriale non si può improvvisare.

SCHEDA 1

Dall’idrogeno grigio a quello blu

Nei grandi complessi di raffinazione l’idrogeno è utilizzato soprattutto per il trattamento dei prodotti petroliferi. Una parte significativa viene prodotta mediante steam methane reforming, un processo che utilizza gas naturale e genera CO₂.

L’idrogeno così ottenuto è detto grigio. Se la CO₂ prodotta viene catturata e destinata allo stoccaggio permanente, si parla di idrogeno blu. Quello verde è invece prodotto principalmente mediante elettrolisi dell’acqua alimentata da elettricità rinnovabile.

Le nuove regole europee e italiane sull’idrogeno blu

La direttiva UE 2024/1788 e il regolamento delegato UE 2025/2359 definiscono il quadro europeo per i combustibili a basse emissioni di carbonio e i criteri per calcolarne le emissioni. La direttiva è stata recepita in Italia con il decreto legislativo n. 136 del 3 luglio 2026; il regolamento è invece direttamente applicabile.

Per essere qualificato a basse emissioni di carbonio, l’idrogeno deve garantire una riduzione dei gas serra di almeno il 70% rispetto al riferimento fossile. Non basta, però, misurare la CO₂ catturata nell’impianto: il calcolo considera l’intero ciclo di vita, comprese le emissioni legate all’estrazione e al trasporto del gas naturale.

Particolare importanza assumono quindi le perdite di metano lungo la filiera. Essendo un potente gas serra, anche quantità relativamente contenute possono incidere sul bilancio complessivo. La sostenibilità dell’idrogeno blu dipende dunque sia dall’efficienza della cattura della CO₂ sia dalle caratteristiche e dalla tracciabilità del gas utilizzato.

Un’altra differenza riguarda gli incentivi. L’idrogeno verde beneficia di specifici sostegni alla produzione, destinati a ridurne il costo; per quello blu ottenuto dal gas naturale non risultano analoghi meccanismi dedicati. Sono possibili altre forme di sostegno agli investimenti, ma la differenza può incidere sulla competitività economica delle due tecnologie.

Il quadro italiano sulla CCS/CCUS

In Italia lo stoccaggio geologico della CO₂ è già disciplinato, ma manca ancora un quadro organico per le infrastrutture condivise di cattura, trasporto, utilizzo e stoccaggio.

Il disegno di legge n. 1836, presentato al Senato nel marzo 2026, riguarda la filiera CCUS, le infrastrutture dell’idrogeno e la riduzione delle emissioni di metano nel settore energetico. La sua approvazione e attuazione potrebbero chiarire le condizioni normative per gli investimenti.

Restano comunque questioni economiche rilevanti: i costi della cattura e dello stoccaggio, le infrastrutture necessarie, il prezzo del gas naturale e la certificazione delle emissioni.