Nel maggio 2022, sotto la presidenza tedesca, i paesi G7 hanno sottoscritto l’impegno per un settore elettrico in massima parte decarbonizzato entro il 2035 (predominantly decarbonized).
Ottenere emissioni zero al 2035 nei sistemi elettrici per i paesi a economia avanzata è anche una delle tappe dello scenario 1,5° della IEA, coerente con il contenimento del riscaldamento globale entro 1,5°. Nello stesso tempo, raggiungere obiettivi al 2030 compatibili con la non compromissione di quelli al 2035 è indispensabile e richiede che il nuovo PNIEC li quantifichi in modo sufficientemente dettagliato e impegnativo.
Lo studio ECCO-Artelys si è concentrato sulla simulazione del più economico sistema elettrico in grado di raggiungere questi obiettivi. Se da un lato le simulazioni hanno mirato a un sistema, oltre che sicuro in termini di fornitura, il più economico possibile, dall’altro abbiamo imposto alcune scelte tecnologiche e di investimento:
– Nessun ricorso al carbon capture and storage, tecnologia oggi con costi elevati e per di più con sinergie con il settore di petrolio e gas destinate a venir meno con il ridimensionamento di tale settore.
– Limite alla quantità di energia importata per evitare che il sistema si basi in modo abnorme sulla decarbonizzazione fuori dall’Italia e sull’effettiva di disponibilità dell’energia decarbonizzata in sistemi fuori dalla nostra giurisdizione.
– Raggiungimento di un livello di investimento in accumuli (incluse batterie) non inferiore alle stime di necessità da parte dei gestori di rete europei.
– Tetto massimo alla capacità di generazione elettrica da biomasse (in considerazione dell’obiettivo di miglioramento della qualità dell’aria).
– Sufficiente produzione di idrogeno verde per l’industria.
Alla luce degli obiettivi e dei vincoli dati, lo studio ha restituito un sistema elettrico con le seguenti caratteristiche principali:
-Serve un cambio di passo decisivo rispetto alle installazioni attuali annue di impianti di generazione elettrica rinnovabile (circa 8 volte di più), per arrivare al 2035 a circa 250 GW di capacità installata (circa 160 nel 2030), per quasi 450 TWh di produzione nazionale – quasi 350 nel 2030).
– Per raggiungere l’obiettivo 2035, al 2030 servono oltre 90 GW in più di capacità di generazione rinnovabile rispetto all’installato attuale. Una cifra di poco superiore agli 85 GW già prefigurati da Elettricità Futura.
– La flessibilità avrà un ruolo decisivo su diverse scale temporali (giornaliera, settimanale, stagionale) e richiederà un mix di tecnologie che include flessibilità della domanda (demand response), accumuli ed elettrolizzatori oltre che import.
– Il contributo della generazione a gas nel 2035 sarà pressoché nullo (70 TWh invece nel 2030), ma alcuni impianti di generazione termici saranno ancora usati con alimentazione a idrogeno e biogas.
– Il grado di affidamento all’import è decisivo in termini di necessità di capacità di generazione. Aumentando il vincolo di import netto da 40 a 60 TWh, la produzione fotovoltaica passa da 234 a 187 TWh.
In termini di scelte necessarie perché il sistema elettrico decarbonizzato al 2035 con le caratteristiche descritte qui e più avanti sia fattibile al costo più basso possibile, alcune politiche abilitanti fondamentali sono le seguenti:
– Coerenza del PNIEC con gli obiettivi e loro monitoraggio efficace
– Interventi nel processo autorizzativo degli impianti di generazione rinnovabile e delle infrastrutture abilitanti
– Cessazione degli investimenti regolati in infrastrutture fossili (dal capacity market allo sviluppo di reti e rigassificatori gas), incluso abbandono delle mire di metanizzazione tardiva della Sardegna
– Applicazione urgente e profonda del nuovo dispacciamento elettrico con integrazione di tutte le fonti di flessibilità (incluse demand response tramite aggregatori e fonti rinnovabili non programmabili nei limiti delle possibilità tecniche)
– Facilitazione della diffusione dei contratti di lungo termine di commercializzazione dell’energia di nuovi impianti rinnovabili
– Abilitazione dell’efficienza energetica e della demand response dei consumatori (industriali, commerciali, domestici) attraverso prezzi dinamici e segnali coerenti in bolletta che includano l’eliminazione di sussidi alle energie fossili e incentivi allo spreco
– Aggiornamento del sistema di incentivi ai gestori di rete affinché valorizzino le flessibilità della domanda anziché affidarsi a forme sussidiate o addirittura imposte di permanenza di capacità di generazione fossile e affinché vengano responsabilizzati i distributori
– Mitigazione dell’incentivo di SNAM a promuovere investimenti incoerenti con la decarbonizzazione e destinati a trasformarsi in un costo irrazionale per gli utenti.