Después de nueve meses de trabajo del grupo deseado por el Ministro de Medio Ambiente, Gilberto Pichetto Fratin, la estrategia nacional sobre el hidrógeno llega con tres escenarios de difusión, dependiendo del diferente nivel de desarrollo del vector que el gobierno considera crucial para la descarbonización del del país y sus consumos finales (sobre todo, los vinculados al transporte y a la industria de difícil abatimiento). Por tanto, la estrategia representa el intento de definir una trayectoria creíble y garantizar el nacimiento de un verdadero mercado del hidrógeno, que hasta ahora también se ha visto obstaculizado por las fuertes diferencias de precios entre el hidrógeno verde producido a partir de energías renovables (9-16 euros por kilogramo) y su ” variantes gris” (poco más de 2 euros el kg) y “azul” (3-4 euros el kg), es decir, la generada a partir de fósiles en combinación con la captura y almacenamiento de carbono (CAC).
Un proceso de varios pasos
Pero, ¿qué proporciona el documento en detalle? La estrategia se centra en tres direcciones (demanda, oferta y transporte e infraestructuras) según una trayectoria de tres fases que, a corto plazo (corto plazo, de aquí a 2030), tendrá como objetivo sobre todo poner en marcha los primeros proyectos productivos de el hidrógeno (financiado con el Pnrr), partiendo de los llamados “valles del hidrógeno” y llegando luego, en una segunda etapa (medio plazo, 2030-2040) a hacer despegar un mercado real también a través de soluciones a gran escala. recortes y, finalmente, garantizar, de aquí a 2050 (a largo plazo), una penetración del hidrógeno que podría alcanzar potencialmente alrededor del 18% del consumo final de la industria difícil de abatir y el 30% del del transporte según el escenario de “alta difusión”.
La trayectoria hacia 2050: tres escenarios alternativos
Este último escenario se combina con otros dos caminos alternativos para diseñar la trayectoria de aquí a 2050: el primero, el “escenario base”, supone un consumo bruto de hidrógeno y combustibles derivados de 6,4 millones de toneladas equivalentes de petróleo (de las cuales 3,9 Mtep sólo para el transporte y 1,6 Mtep para la industria); en el segundo, el “escenario intermedio”, el listón se eleva hasta los 9,1 Mtep (5,2 Mtep asociados al transporte), mientras que en el último se alcanzaría alrededor de 12 Mtep de necesidad global.
Dos hipótesis a sortear para la oferta
En cuanto a la oferta, el documento también plantea dos posibles estructuras en este caso, dependiendo del mix entre producción nacional e importaciones. En el primero, con un predominio de hidrógeno producido “en casa” (y un 30% de las importaciones), se estiman entre 4 y 8 millones de toneladas equivalentes de petróleo de producción nacional en base al escenario mínimo-máximo con 2-4 Mtep de importaciones y una capacidad de electrolizadores de entre 15 y 30 GW que supondrá un gasto acumulado de entre 8 y 16 mil millones, a los que habrá que añadir entre 35 y 70 mil millones para garantizar las plantas FER necesarias para garantizarlo aceleración. En el segundo, el 20% de la producción nacional y el 80% de las importaciones), sin embargo, las inversiones en electrolizadores se reducirían a entre 2.000 y 5.000 millones para 4.9 GW, y las de FER, entre 10.000 y 20.000 millones.
El frente infraestructural
Más tejas, por tanto, para producir hidrógeno de forma económica, reduciendo las diferencias de precio que aún existen entre las distintas variantes. Aprovechando también el impulso de infraestructuras como el SoutH2Corridor (Snam está presente en el frente de ejecución) que deberá actuar como “puente” entre los centros de producción del Norte de África y los centros de consumo de Europa Central. Y esto irá acompañado también de un fuerte impulso a los puertos que sean capaces de integrar la demanda interna con otros volúmenes a reconvertir (por ejemplo, amoníaco verde, metanol verde y combustibles de aviación sostenibles).
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