• lunedì, 15 Agosto 2022

Decarbonizzazione ed efficienza energetica, la doppia sfida contro bollette salate e rischio freddo

Doppia sfida per l’Italia nella partita del gas: rendersi indipendente e puntare sulle rinnovabili. «Per poter ridurre la dipendenza in modo rapido ed efficace è fondamentale adottare una strategia integrata, che unisca interventi in più settori», dice Alice Di Bella, European Institute on Economics and Environment. «Bisogna puntare su una diminuzione della domanda, che comporta a priori un risparmio economico sui costi operativi. Inoltre, l’efficienza energetica è uno dei fattori chiave per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione promossi dalla Commissione europea, andando nella stessa direzione di una riduzione del consumo del gas russo in particolare».

Ma c’è dell’altro…

«Sì, un altro importante step per assicurarci l’allontanamento da Mosca è quello di diversificare la nostra fornitura di fossili e in particolare gas naturale, rafforzando al contempo la sicurezza energetica del Paese e garantendo resilienza da altri possibili disordini geopolitici. Una strada da evitare è invece quella di portare ulteriori investimenti nei combustibili di vecchia generazione. La transizione a un sistema completamente rinnovabile deve avvenire tramite un processo a lungo termine e, investire oggi nei fossili, può comportare la formazione di stranded assets, cioè la creazione di infrastrutture che nel giro di pochi anni non saranno più utili alla società, ma che staremo ancora pagando».

Costruire un gasdotto oggi, infatti, comporterebbe dei tempi per ammortizzare l’investimento che impegnerebbero il Paese per una finestra dagli 8 ai 18 anni (secondo un report della Società Gasdotti Italia). Una cosa che appare inutile visto che, al contrario, è il momento di ridurre del 55% le emissioni della CO2, secondo il programma del Green Deal europeo previsto per il 2030.

Il risparmio energetico è invece una misura transettoriale, ovvero può essere applicato in tutti i settori. Quelli con più potenzialità, per quanto riguarda il metano, sono il civile e l’industriale. 

Nel primo, una riduzione delle temperature di set point, cioè quelle di riscaldamento degli edifici, può comportare una riduzione fino a 4 bcm (miliardi di metri cubi) l’anno, secondo l’Italian climate Change think tank. Anche per l’industriale il risparmio potenziale è notevole, anche se meno immediato: questo potrà avvenire tramite strategie di efficientamento dei processi, andando a modernizzare le tecnologie di produzione?

«Il settore dove la riduzione dei consumi di gas può essere più efficace e immediata è quello della generazione di energia elettrica, in quanto le tecnologie per la decarbonizzazione sono già presenti e market ready, cioè già disponibili e competitive sul mercato. Per la transizione energetica molto spesso la soluzione è elettrificare consumi che erano prima ottenuti dai fossili. La decarbonizzazione del settore elettrico è un fattore abilitante e un punto di partenza per la decarbonizzazione di tutti gli altri settori. Si è parlato spesso, negli ultimi mesi, di aumentare l’utilizzo delle centrali a carbone già esistenti sul territorio: nonostante questa possa essere una facile misura nell’immediato, non è comunque libera da conseguenze dal punto di vista ambientale, che possono essere evitate fin da subito, tramite soluzioni di più difficile implementazione, ma che si configurano a pieno titolo nella strategia di transizione energetica che l’italia ha già scelto di intraprendere». 

Lei ha condotto, sotto la supervisione del Direttore Massimo Tavoni, uno studio con un focus sull’approvvigionamento da altre nazioni, in linea con i diversi accordi di cui il nostro Paese è firmatario: si stima, dalle ultime intese, che dall’Algeria si possano ottenere 9 bcm l’anno…

«Per quanto riguarda il gas naturale liquido il collo di bottiglia è la capacità di rigassificazione degli impianti del territorio, che può arrivare al massimo a ulteriori 8 bcm annui, oltre ai circa 7 bcm che ad oggi acquistiamo principalmente dal Qatar. Considerando l’attuale incertezza di queste soluzioni nello studio si assume che si possano arrivare a ottenere quasi 11 bcm di gas naturale da altre nazioni, dunque fino a ridurre del 50% l’attuale dipendenza da Mosca».

Lo studio effettuato all’interno dell’European Institute on Economics and Environment parte da queste assunzioni per andare a indagare quali e dove potranno essere gli investimenti, al fine di arrivare a soddisfare la rinuncia completa ai restanti 15 bcm di gas russo nel settore della generazione elettrica.

È stato utilizzato un modello del settore power italiano sviluppato dalla ricercatrice, che utilizza una risoluzione oraria e che considera le 7 zone del mercato elettrico secondo Terna, società italiana attiva nella distribuzione di energia elettrica (Nord, Centro nord, Sardegna, Centro sud, Sud, Calabria, Sicilia). 

«Eliminare questi 15 miliardi di metri cubi non significa che la produzione di elettricità verrà effettuata senza adoperare gas naturale. Il consumo nel settore termoelettrico nel 2021 è stato di 25.6 bcm, ne rimarrebbero, dunque, circa 11. Non si parla ancora, non dall’oggi al domani almeno, di completa decarbonizzazione del settore elettrico, anche se è questo l’obiettivo finale». 

Per arrivare alla completa rinuncia di questi 15 bcm il modello prevede l’installazione di 32 GW di potenza eolica e 36 da solare, partendo dai 34 GW di rinnovabili già installate. L’implementazione di una grande quantità di potenza rinnovabile deve fare i conti, però, con il problema della variabilità delle fonti energetiche quali il sole e il vento. Al fine di riuscire a stabilizzare la rete in un sistema a elevata penetrazione di rinnovabili è necessaria l’installazione di forme di immagazzinamento.

In questo caso, un ulteriore elemento di rischio da tenere in considerazione è lo sviluppo di scenari che prevedono l’installazione altrettanto corposa di batterie a litio, tecnologia ancora poco diffusa per lo storage stazionario e che comporta l’utilizzo di materiali rari.

«I risultati del modello prevedono un’installazione di soli 400 MWh (Megawatt Hours) di batterie perché in Italia c’è la possibilità di sfruttare meglio la potenzialità dell’idroelettrico a pompaggio. Oggi i dati mostrano un utilizzo di energia da idroelettrico di questo tipo per circa 2 TWh (terawattora) all’anno, mentre nei primi anni 2000 la produzione ammontava a quasi 8 TWh. Il modello di cui parliamo propone di arrivare a 9.6 TWh annuali, sfruttando soltanto la capacità già installata». 

Le resistenze, da questo punto di vista, coinvolgerebbero 3 ordini di questioni: la prima è geografica, dal momento che la produzione di rinnovabili è concentrata maggiormente a Sud, con l’idroelettrico invece a Nord; la seconda è di portfolio: si ottengono ricavi maggiori se si va a produrre elettricità tramite centrali a gas, che vengono dunque incoraggiate all’interno del portfolio di una singola azienda; l’ultima ragione è di motivo economico: la differenza tra costo di acquisto dell’elettricità e costo di vendita non giustifica lo sfruttamento di queste centrali a pompaggio. Per spronarne l’utilizzo potrebbe dunque essere garantita una qualche forma di remunerazione dell’accumulo elettrico. 

Che cosa comporta a livelli di investimenti?

«Considerando le assunzioni dei prezzi di acquisto delle tecnologie del modello, che si basano sui costi attuali di mercato, lo studio prevede che servirebbero circa 45 miliardi per l’eolico e 30 per il solare. è fondamentale usarle entrambe perché sono produzioni complementari, dal momento che il solare produce molto di giorno, mentre l’eolico può garantire fornitura anche la notte. Si tratta di investimenti che andrebbero comunque effettuati per poter portare avanti la transizione ecologica dettata dal Fit-for-55».

Questi valori vanno inoltre considerati nell’ottica della spesa odierna per il gas naturale. La ricercatrice stima, infatti, che considerando un prezzo del gas di 100 €/MWh, non dissimile dagli attuali picchi, si potrebbe arrivare a spendere 30 miliardi all’anno solo di metano russo.

Trattandosi di investimenti diretti alle aziende di produzione di impianti eolici e solari, un aspetto fondamentale è quello di favorire lo sviluppo di realtà che si occupano di queste tecnologie nel Paese, investendo in know how specificatamente italiano e nella generazione di politiche pubbliche che coinvolgano i cittadini in un processo di reale di progettazione della sostenibilità. Ma la realizzazione di questi progetti, non è esente da ostacoli 

«L’elemento più critico è la velocità di installazione, generalmente un problema burocratico, che comprende lunghissimi processi di valutazione ambientale, finendo per osteggiare la riqualificazione della produzione. è fondamentale, in questo senso, un aiuto del governo per snellire l’iter degli appalti, riducendo i tempi e volgendo l’opinione pubblica verso la transizione. Un altro elemento da tenere in considerazione è l’effettivo posizionamento delle rinnovabili. Le richieste di nuovi allacciamenti di potenza sono più che sufficienti a coprire il fabbisogno prospettato dal modello, con quasi 150 GW di fotovoltaico ed eolico. Lavorando sulla regionalità, invece, lo studio prevede l’installazione di 15GW di solare al Nord, quando al momento ve ne sono in cantiere solamente 10GW. è dunque importante che le aste abbiano una risoluzione zonale: si deve poterne vedere il dettaglio regionale, in modo da non generare un eccessivo stress sulla rete di trasmissione elettrica».    ©

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