Transizione energetica, diversificazione delle fonti, contrasto al caro-bollette, stato dell’arte delle tecnologie: ci sono praticamente tutte le sfide più importanti dell’attuale panorama energetico tra i temi affrontati a Palazzo Mezzanotte a Milano, in occasione del 25° Italian Energy Summit organizzato l’1 e 2 ottobre da Il Sole 24 Ore.
Questioni di difficile soluzione, a maggior ragione in un contesto segnato da pesantissime incertezze sul futuro.
Cosa è emerso nel corso di questo evento convegnistico? Proviamo a farne una sintesi.
Una premessa è stata che dalla transizione energetica non si può tornare indietro, ma che è necessario affrontarla diversamente da come si era ipotizzato qualche tempo fa, prima del Covid, prima delle guerre e dei dazi.
Bisognerà, dunque, trovare il giusto mix tra scelte strategiche, soluzioni tecnologiche e supporto del sistema regolatorio per spingere la produzione di energia a costi più bassi, possibilmente green.
Se è vero che le fonti rinnovabili appaiono come la strada maestra, il gas resterà comunque centrale per il mix energetico del nostro Paese, soprattutto se si concretizzeranno le previsioni di crescita della domanda elettrica causata anche dai nuovi data center.
Ma lo farà con prezzi che, purtroppo, rischiano fortemente di restare superiori a quelli del gas che importavamo dalla Russia, perché ai costi della materia prima Gnl si devono sommare quelli di liquefazione, trasporto e rigassificazione.
Come ha sottolineato Renato Mazzoncini, Amministratore delegato A2A, oltre a un mix energetico più spostato sulle rinnovabili, è urgente rinnovare il parco delle nostre centrali termoelettriche, dismettendo quelle vecchie che producono con un’efficienza inferiore al 50%, rispetto al 62-63% di quelle moderne.
Le novità per le rinnovabili sul fronte regolatorio
Intanto, un nuovo impulso alle rinnovabili arriverà dalle novità del contesto regolatorio.
Prima di tutto c’è il successo delle aste del decreto Fer X transitorio, anche dal punto di vista dei bassi costi di produzione che potrebbero trasferirsi a imprese e cittadini.
“Abbiamo avuto una grandissima partecipazione, sia nella fase di manifestazione di interesse che nella nell’attività di adesione”, ha affermato Vinicio Mosé Vigilante, Amministratore delegato del Gse. “La competizione ha spinto verso un appiattimento del prezzo, quindi ci sono le condizioni per far sì che vengano assegnati gli 8 GW di potenza allineati a un prezzo di 65 euro al MWh. Abbiamo avuto una forbice di offerte molto ampia, anche molto al di sotto dei 65 euro”.
Poi c’è il successo della prima asta del Macse, il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. Le offerte ricevute sono state oltre quattro volte la domanda e in totale il valore degli investimenti è stimato attorno al miliardo di euro.
Inoltre, sono stati approvvigionati 10 GWh nel sud e nelle isole, quindi il 100% del fabbisogno richiesto.
Giuseppina Di Foggia, amministratore delegato e direttore generale di Terna, ha sottolineato che “l’asta del Macse aveva l’obiettivo di realizzare gli accumuli con il minor costo possibile e il prezzo annuo aggiudicato, pari a circa 13.000 euro al MWh, inferiore del 65% al tetto che era stato previsto di 37.000, dimostra la bontà del meccanismo, con un vantaggio che ne scaturirà per tutto il nostro Paese in termini di una riduzione dei consumi di gas per uso termoelettrico e di una diminuzione del prezzo all’ingrosso dell’energia”.
Gli impianti di stoccaggio verranno realizzati entro il 2028, in congruenza con le date previste di consegna degli impianti da rinnovabili che scaturiranno dall’asta del Fer X.
Le novità sul fronte regolatorio non si fermano qui, perché il Ddl Energia è finalmente approdato in Consiglio dei ministri e, come ha promesso il titolare del Mase Pichetto Fratin, dovrebbe essere “chiuso” verso la metà del mese, comunque entro ottobre.
Ci sono ancora alcuni nodi da sciogliere sulle aree idonee per le energie rinnovabili, ma i correttivi al decreto, dopo lo stop del Tar del Lazio dello scorso maggio, dovrebbero regolamentare definitivamente la questione, mettendo la parola fine alle diverse interpretazioni.
Pichetto Fratin ha precisato che la norma primaria garantisce di raggiungere obiettivi minimi, dando lo spazio a ogni singola Regione di integrare, ma aggiungendo e non imponendo restrizioni.
L’appuntamento del 2 ottobre in Consiglio dei ministri, ricordiamo, ha visto anche l’ultimo passaggio per il disegno di legge sul nucleare. Dovrà passare l’iter in Parlamento e, una volta completato, ci saranno 12 mesi di tempo per preparare le norme di attuazione che riguarderanno tutti i fronti coinvolti, dalle procedure di permitting all’agenzia di controllo.
Come ha rimarcato Pichetto nell’evento di Milano, prima che fosse approvato il ddl, “la norma serve a creare le condizioni. Dobbiamo uscire dal puro dibattito ideologico e far capire di cosa stiamo parlando. Se tutti gli studi e le analisi dicono che nel giro di 15-20 anni la domanda di energia elettrica in Italia passerà dai 310 TWh attuali a 600 o 700 TWh, non abbiamo altra soluzione per dare una risposta alle future generazioni”.
Il contesto italiano e le prospettive per gli investimenti
Il nostro Paese non si trova in un contesto ottimale né sugli obiettivi di decarbonizzazione né sullo sviluppo delle rinovabili e l’efficientamento dei consumi.
Ad aggravare il quadro c’è un costo dell’energia all’ingrosso che è tra i più alti d’Europa, con una forbice di prezzo che negli ultimi anni si è ampliata dal 15 al 25% rispetto alla media europea.
Le soluzioni, però, non mancano e ci sono tanti ambiti di investimento che sono sull’agenda delle aziende energetiche.
Nel frattempo, però, è aumentata la complessità e i fattori di rischio sono molti. “Tra questi, i costi di investimento iniziale, di sviluppo tecnologico e le performance della tecnologia, ma anche i rischi di gestione dell’impianto, legati ad esempio al prezzo cui sarà ritirata l’energia prodotta”, ha osservato Giacomo Chiavari, Energy EY Parthenon Leader in Europe West.
Secondo Chiavari esistono quattro leve fondamentali che consentono di rendere attrattivo un progetto. Gli incentivi e la finanza agevolata sono il primo elemento, un “attivatore primario” che aumenta il rendimento e mette in moto la macchina. La soluzione dell’incentivo tariffario, però, come è capitato con i generosi sussidi alle rinnovabili e come sta accadendo ora con il biometano, non può essere la soluzione di medio periodo e bisogna pensare a cosa porterà profittabilità nella fase successiva.
Il sistema normativo che promuove la domanda è un’altra leva, ma per accompagnare una tecnologia alla grid parity bisogna puntare sull’evoluzione tecnologica per abbassare il capex degli investimenti.
Come osserva Chiavari, “laddove questo è un ingrediente importante, le aziende dovranno lavorare con i produttori per fare alleanze e accelerare il percorso”. Un tipico esempio, dice, è il costo degli elettrolizzatori o quello della CCUS (Carbon Capture, Utilisation and Storage), dove ci si aspetta una curva decrescente dei costi grazie allo sviluppo tecnologico, che si potrebbe accelerare proprio con delle partnership.
Infine, c’è la valorizzazione della decarbonizzazione, le famose garanzie di origine, che rappresenta un’altra leva per creare aumento di profittabilità.
Ogni tecnologia dovrà cercare la propria ricetta, la combinazione migliore di elementi per rendere attrattivi i progetti.
Per il fotovoltaico, ad esempio, lo sviluppo tecnologico è stato fondamentale per abbattere i costi e portare alla grid parity. Ma il biometano, che è una tecnologia matura che esiste da molti anni, non può fare affidamento su questo fattore per poter rinunciare agli 80 €/MWh di incentivo. In questo caso le garanzie di origine saranno parte della soluzione, insieme sicuramente a un sistema normativo coerente.
Il problema dell’elettrificazione dei consumi
Se i nuovi strumenti regolatori potranno aiutare a risolvere, almeno in parte, il problema dell’offerta di energia green e a basso costo, la vera questione potrebbe essere un’altra: l’elettrificazione che arranca.
Secondo Paolo Merli, Ceo di Erg, “in Europa negli ultimi 15 anni siamo costantemente cresciuti in termini di capacità installata nelle rinnovabili, ma la domanda elettrica dal 2008 sta scendendo. In Francia, Germania, Spagna, Italia e Regno Unito la domanda elettrica dal 2008 al 2024 è scesa più o meno di 250 TWh”.
“Nello stesso periodo in questi cinque Paesi – ha aggiunto – sono stati installati 300 nuovi GW. E questo sta spiazzando i mercati, con i prezzi in grande difficoltà in Spagna, e quest’anno anche in Francia e in Germania. Quello che manca è l’elettrificazione dei consumi che in Europa è ferma al 23% da oltre 10 anni”.
Quello che Merli auspica, quindi, è un’adeguata e rapida focalizzazione dei decision maker sul fronte della domanda elettrica, ma con gli strumenti normativi e regolatori adeguati.
