Après neuf mois de travail du groupe voulu par le ministre de l’Environnement, Gilberto Pichetto Fratin, la stratégie nationale sur l’hydrogène arrive avec trois scénarios de diffusion, en fonction des différents niveaux de développement du vecteur que le gouvernement considère crucial pour la décarbonation de l’hydrogène. le pays et sa consommation finale (surtout celles liées aux transports et à l’industrie difficile à réduire). La stratégie représente donc la tentative de définir une trajectoire crédible et de garantir la naissance d’un véritable marché de l’hydrogène, qui a jusqu’à présent également été entravé par les fortes différences de prix entre l’hydrogène vert produit à partir de sources renouvelables (9-16 euros le kilogramme) et son » les variantes grise » (un peu plus de 2 euros par kg) et « bleue » (3-4 euros par kg), c’est-à-dire celle générée à partir de fossiles en combinaison avec le captage et le stockage du carbone (CSC).
Un processus en plusieurs étapes
Mais que fournit le document en détail ? La stratégie s’articule autour de trois directions (demande, offre et transports et infrastructures) selon un parcours en trois phases qui, à court terme (court terme, d’ici 2030), visera avant tout à mettre en place les premiers projets de production de l’hydrogène (financé par le Pnrr), en partant des « vallées de l’hydrogène » pour arriver ensuite, dans un deuxième temps (moyen terme, 2030-2040) à faire décoller un véritable marché également à travers des solutions à grande échelle réductions et enfin assurer, d’ici 2050 (terme logn) une pénétration de l’hydrogène qui pourrait potentiellement atteindre environ 18 % de la consommation finale de l’industrie difficile à réduire et 30 % de celle des transports selon le scénario « haute diffusion ».
La trajectoire jusqu’en 2050 : trois scénarios alternatifs
Ce dernier scénario est combiné à deux autres pistes alternatives pour dessiner la trajectoire d’ici 2050 : la première, le « scénario de base », suppose une consommation brute d’hydrogène et de carburants dérivés de 6,4 millions de tonnes équivalent pétrole (dont 3,9 Mtep seulement). pour le transport et 1,6 Mtep pour l’industrie) ; dans le second, le « scénario intermédiaire », la barre monte à 9,1 Mtep (5,2 Mtep associés au transport), tandis que dans le dernier elle atteindrait environ 12 Mtep de besoin global.
Deux hypothèses à tirer pour l’offre
Quant à l’offre, le document émet également l’hypothèse de deux structures possibles dans ce cas, en fonction du mix entre production nationale et importations. Dans le premier, avec une prédominance de l’hydrogène produit « à domicile » (et 30 % des importations), 4 à 8 millions de tonnes équivalent pétrole de la production nationale sont estimées sur la base du scénario minimum-maximum avec 2 à 4 Mtep d’importations et une capacité d’électrolyseurs comprise entre 15 et 30 GW qui entraînera une dépense cumulée de 8 à 16 milliards, à laquelle il faudra ajouter 35 à 70 milliards pour garantir les installations SER nécessaires à assurer cela accélération. Dans le second, 20 % de la production nationale et 80 % des importations), cependant, les investissements pour les électrolyseurs tomberaient à 2 à 5 milliards pour 4 à 9 GW, ceux pour les SER à 10 à 20 milliards.
Le front des infrastructures
Plus de tuiles donc pour produire de l’hydrogène de manière économique, réduisant ainsi les différences de prix qui existent encore entre les différentes variantes. Profitant également de la poussée des infrastructures comme le SoutH2Corridor – le Snam est sur le terrain sur le front de la mise en œuvre – qui devra faire office de « pont » entre les centres de production d’Afrique du Nord et les centres de consommation d’Europe centrale. Et cela s’accompagnera également d’une forte pression sur les ports qui seront capables d’intégrer la demande intérieure avec d’autres volumes à reconvertir (par exemple, l’ammoniac vert, le méthanol vert et les carburants d’aviation durables).