Il Ministero dello Sviluppo Economico prepara la SEN, la Strategia Energetica Nazionale (sarà presentata il 10 maggio, ndr), e in contemporanea quello dell’Ambiente lavora alla Strategia energia-clima per rispettare gli impegni dell’Accordo di Parigi.

Per quanto vi sia un raccordo tra i due Ministeri nell’elaborazione dei due documenti, non si capisce la ratio di questo doppio binario. Meglio, molto meglio, sarebbe stato un reale coinvolgimento dal basso, non solo attraverso semplici consultazioni, volto all’elaborazione di un unico programma energia-clima, come del resto hanno fatto altri paesi ad iniziare dalla Germania.

Speravamo comunque di poter commentare la prima proposta della SEN ma, visti i ritardi, ci limitiamo ad una serie di riflessioni.

I tempi

Va definito un percorso al 2030, con chiari obbiettivi intermedi, se possibile anche settoriali, al 2020 e 2025 per poter valutare nel tempo la coerenza del percorso di riduzione delle emissioni climalteranti in relazione agli obbiettivi UE.

Come è importante, lo vedremo, delineare uno scenario al 2050 in modo da definire priorità strategiche ed evidenziare possibili rischi di investimenti inutili.

Efficienza energetica: Deep Renovation di edifici e quartieri

Efficiency First” recita la Commissione Europea e lo ripetono tutti i governi. In effetti, questa deve essere una priorità perché solo un’azione incisiva in questa direzione potrà consentire di raggiungere gli ambiziosi obiettivi climatici.

Centrale in questo ambito sarà la riqualificazione energetica “spinta” di larga parte del nostro patrimonio edilizio, con interventi su interi palazzi e quartieri volti a ridurre i consumi del 50-70% e ad intervenire contemporaneamente sul versante sismico.

Un risultato che sarà possibile prevedendo nella fase iniziale un adeguato sistema di incentivazione che affianchi le detrazioni fiscali, consentendo di anticipare le risorse economiche necessarie per gli interventi. Un primo segnale in questa direzione è venuto con la Legge di Stabilità, ma si può fare molto meglio.

Parallelamente occorre favorire una riorganizzazione del sistema di imprese che, sfruttando anche le potenzialità del digitale – dal BIM alla industrializzazione degli interventi di riqualificazione – consenta di ridurre drasticamente tempi e costi, come insegnano interessanti esperienze internazionali ad iniziare dall’olandese Energiesprong

Industria 4.0 potrebbe rappresentare un utile strumento, se fosse finalizzato a questo come ad altri settori strategici (pensiamo alla mobilità elettrica), invece di essere ipocritamente “tecnologicamente neutro”.

Generazione elettrica: verso 100% rinnovabili

Un secondo elemento decisivo di una strategia energetica e climatica è rappresentato dalla totale decarbonizzazione della generazione elettrica.

Per ottenere questo risultato ci sono tre opzioni: il nucleare, sempre più in difficoltà nel mondo, il sequestro della CO2 con costose sperimentazioni in forte ritardo e, infine, le fonti rinnovabili.

La diffusione di queste ultime non finisce di stupire grazie all’inesorabile riduzione dei prezzi che ne fanno le tecnologie strategicamente vincenti dal punto di vista ambientale, economico e della sicurezza degli approvvigionamenti (i parametri considerati nella prima SEN), come diversi studi internazionali hanno dimostrato (vedi grafico).

Nel contesto italiano tutte le fonti rinnovabili potranno fornire un contributo addizionale, con un ruolo decisivo del fotovoltaico.

Il 27% di rinnovabili nei consumi finali al 2030 previsto dalla UE implica una generazione di elettricità “green” superiore al 50%. Se poi questo obbiettivo venisse innalzato, ci dovremmo avvicinare al 60%. Considerati i limitati incrementi prevedibili da biomasse, geotermia e idro, si dovrà contare sull’eolico che potrebbe generare 34 TWh e sul solare che potrebbe superare i 50 GW, cioè due volte e mezzo l’attuale potenza installata.

Fotovoltaico leader della transizione

Il ruolo del solare sarà poi dominante sul lungo periodo. A metà secolo potrebbe infatti soddisfare il 50-60% dei consumi elettrici con una potenza oltre 6-7 volte superiore all’attuale.

Questa marcia trionfale sarà possibile grazie al continuo crollo dei prezzi.

Negli ultimi dieci anni l’efficienza dei moduli di silicio è infatti passata dal 12 al 17%, mentre i migliori moduli monocristallini hanno ormai rendimenti superiori al 24%. E i miglioramenti sono destinati a continuare.

Secondo Irena tra il 2015 e il 2025 il costo di installazione degli impianti fotovoltaici si ridurrà del 57%.

È dunque prevedibile che si assisterà ad una forte crescita della generazione diffusa, specialmente quando verranno tolte le barriere che impediscono l’aggregazione di più impianti, accompagnata dalla realizzazione di impianti di media scala a servizio delle imprese.

In vaste aree del nostro paese nel corso del prossimo decennio e dei successivi la generazione fotovoltaica diventerà più conveniente rispetto a quella termoelettrica ed è allora possibile che vengano realizzati diversi impianti solari utility scale.

Visto il ruolo decisivo del fotovoltaico, occorre affrontare con lungimiranza due criticità.

La prima riguarda il versante industriale. Il nostro paese, che vede una presenza sul fronte degli inverter, dovrà attrezzarsi anche nella produzione dei moduli, magari in sinergia con altri paesi europei. Da questo punto di vista il progetto Ampère, che potrebbe portare ad una fabbrica con capacità produttiva da 1 GW entro cinque anni e che vede il coinvolgimento di Enel ed Enea, rappresenta un’opportunità da seguire con interesse.

La seconda criticità è anche più delicata. Al 2030 la quota di eolico e solare potrà superare un terzo dei consumi elettrici, una percentuale destinata a crescere decisamente negli anni successivi. Questa evoluzione obbliga a definire da subito una strategia che punti sulla gestione della domanda (Demand response), sull’aggregazione dell’offerta in Virtual Power Plants e sugli accumuli.

È ora di pensare seriamente al decollo degli accumuli …

Diamo per scontato che, con il calo dei prezzi delle batterie, nel prossimo decennio ogni impianto fotovoltaico verrà realizzato in abbinamento con sistemi di accumulo. Occorre iniziare però a pensare anche a definire una chiara strategia di intervento.

La California, ad esempio, ha indicato un obbiettivo per l’inizio del prossimo decennio di accumuli per 1.325+500 MW, un valore che verrà progressivamente incrementato.  

Ma andranno previste soluzioni per orizzonti temporali più lunghi, anche interstagionali. In Germania, ad esempio, dove già ora il 18% della produzione nazionale è soddisfatto da sole e vento, si sta alacremente lavorando alla soluzione P2G, Power to Gas. Si punta cioè alla produzione di idrogeno dalle rinnovabili, ad iniziare da quella che non si riesce ad immettere in rete (pari a quasi 5 TWh nel 2015) e alla successiva combinazione con la CO2 per produrre metano da inviare in campi di stoccaggio sotterranei. Sono già 14 gli impianti pilota in funzione e altri 17 sono in costruzione con l’obbiettivo di avere una capacità di elettrolisi da 1.000 MW nel 2022 per passare poi alla industrializzazione di questa filiera.

Il mondo del metano arriva a teorizzare che le infrastrutture di questo combustibile, tubazioni e stoccaggi, potranno rappresentare la “batteria” della Energiewende.

… e dei veicoli elettrici

Anche la diffusione su larga scala della mobilità elettrica rappresenterà, in presenza di modalità smart di ricarica, un tassello importante della transizione energetica favorendo la generazione solare su larga scala.

Il rapido calo dei prezzi, l’offerta sempre più ampia di modelli e la creazione di una rete di ricarica potrebbero consentire di recuperare il ritardo storico del nostro paese, figlio della miope visione di FCA/Fiat, ma in via di superamento grazie al ruolo di un altro player industriale, l’Enel.

La mancanza di una strategia governativa in questo settore rende però difficile una valutazione sui tempi e ruoli della mobilità connessa, elettrica e autonoma.

Non stupisce quindi che le stime di diffusione siano ancora molto diversificate. In uno studio commissionato dall’Enel al Politecnico di Milano si considera che al 2020 (fra 3 anni!) il numero di veicoli elettrici oscillerà tra 90mila e 1 milione. 

Secondo l’Unione Petrolifera nel 2030 i veicoli elettrici saranno 150.000, rappresentando solo lo 0,5% del parco di autoveicoli. Si tratta di una chiara sottostima visto che in Europa i limiti alle emissioni dei veicoli, che potrebbero raggiungere nel 2030 i 50 g/km di CO2 per le auto di piccola cilindrata, imporranno la scelta elettrica. Secondo una ricerca di AlixPartners, le metà delle vendite in Europa al 2030 saranno di veicoli elettrici e ibridi plug-in.

Gasdotti inutilizzabili?

Come è noto le utility europee, incluse quelle italiane, hanno dovuto chiudere anticipatamente decine di centrali termoelettriche. Un caso clamoroso di investimenti gettati al vento.

Nei prossimi decenni sono presenti altri rischi, con una aggravante. Se in passato l’ondata delle rinnovabili aveva colto di sorpresa gli operatori del mondo elettrico, ora sono gli stessi governi impegnati a perseguire radicali scenari di decarbonizzazione a compiere scelte contradditorie. Un caso emblematico è quello delle infrastrutture che risultano incompatibili con l’evoluzione dei consumi di metano.

Partiamo dall’attuale dotazione, già fortemente in eccesso. Nel 2014 i gasdotti e gli impianti di rigassificazione europei sono stati infatti utilizzati rispettivamente solo per il 58% e per il 32% della loro capacità.

In effetti, le stime sulla domanda sono state nel tempo fortemente sovradimensionate. I consumi di gas al 2015 previsti dalla UE nel 2003, ad esempio, erano del 50% più elevati di quelli che si sono realmente registrati.

E guardando in avanti, la sproporzione tra domanda e capacità di importazione salirà. Secondo lo scenario della UE nel 2030 le importazioni saranno di 328 miliardi di m3/anno a fronte di una capacità d’ingresso che già ora è di 600 miliardi m3/anno. E, se verranno realizzate tutte le infrastrutture programmate, la capacità delle importazioni di metano in Europa arriverebbe a 1.000 miliardi m3/a, cioè un livello tre volte maggiore della domanda prevista.

Peraltro, i consumi non potranno che diminuire in relazione alle politiche climatiche: ogni punto percentuale di aumento dell’efficienza garantisce una riduzione del 2,6% delle importazioni di metano e il Parlamento Europeo ha proposto di alzare ulteriormente l’attuale obbiettivo 2030 della Commissione sull’efficienza dal 30 al 40%. E nei decenni successivi le politiche di efficienza saranno ancora più aggressive.

D’altra parte, è vero che la produzione interna di gas è destinata a calare in Italia come in Europa, ma questa riduzione verrà più che compensata dalla produzione di biometano.

Insomma, pur tenendo conto anche di altri parametri, come la sicurezza degli approvvigionamenti e le valutazioni geopolitiche sui paesi esportatori, l’attuale bulimia europea di gasdotti e rigassificatori delinea un serio pericolo di “stranded assets”, cioè di investimenti per opere che rischiano di rimanere inutilizzate.

L’articolo è l’anticipazione dell’editoriale del prossimo numero della rivista bimestrale QualEnergia (n.2/2017)