Uno sguardo agli scenari energetici dell’Italia di domani
Di quali risorse ha bisogno l’Italia per portare avanti la sua transizione energetica nel breve e lungo termine? A dare una prima risposta sono oggi gli scenari energetici nazionali 2030, 2035 e 2040 elaborati da Terna e Snam e presentati ieri nel “Documento di Descrizione degli Scenari 2024” (DDS’24).
La pubblicazione si muove su tre orizzonti temporali, modellando diverse previsioni con differenti gradi di impegno. Sia in ambito elettrico che del gas.
Nel dettaglio il documento descrive due scenari 2030, uno in linea con i target inseriti nel Piano Nazionale Energia Clima pubblicato a giugno (scenario PNIEC Policy 2030) e uno rappresentativo di una transizione energetica italiana più lenta (scenario PNIEC Slow)
Per i successivi orizzonti temporali – 2035 e 2040 – sono tre i contesti evolutivi esaminati: uno in continuità scenario PNIEC Slow e due (Scenario GA-IT e Scenario DE-IT) allineati invece a quelli predisposti dagli ENTSOs, Global Ambition e Distributed Energy, e coerenti con l’obiettivo di raggiungere le zero emissioni netta per la metà del secolo.
Tralasciando lo sviluppo meno ambizioso, vediamo quali saranno le risorse e le modifiche richiamate dalla transizione energetica nazionale.
Scenari di sviluppo elettrico
Nel settore elettrico, in linea con i target del PNIEC, si prevede che per la fine del decennio saranno necessari oltre 107, 4 GW di impianti fotovoltaici ed eolici in esercizio. Si tratta di un aumento di circa 49 GW per il settore solare e 15,8 GW per quello eolico rispetto alla capacità cumulata attiva a fine 2023. Allontanando l’orizzonte temporale, la crescita delle FER non programmabili dovrebbe raggiungere una capacità compresa tra:
- i 137,1 GW (DE-IT) e 128,8 GW(GA-IT) nel 2035;
- 170,1 GW (DE-IT) e 154,1 GW (GA-IT) al 2040.
In questi scenari energetici, il fotovoltaico è maggiormente presente nelle regioni del Nord (dal punto di vista della distribuzione zonale) mentre la capacità eolica è prevalentemente localizzata al Sud.
Nel complesso la produzione rinnovabile al 2030 dovrebbe coprire dal 63% del fabbisogno elettrico per arrivare al 2040 ad una quota compresa tra 76% e il 74%.
Accumuli ed elettrolizzatori
Per gestire questa crescita sarà fondamentale un crescente contributo dell’energy storage.
Secondo lo scenario PNIEC Policy 2030, la capacità di accumulo energetico necessaria a integrare le FER, garantendo flessibilità e stabilità del sistema elettrico sarà di circa 122 GWh a fine decennio. E sarà articolata nel seguente modo:
- 50 GWh di pompaggi esistenti;
- circa 14 GWh da accumuli di piccola taglia;
- circa 8 GWh di accumuli già assegnatari di contratti pluriennali nelle aste del Capacity Market (incluse quella di luglio 2024);
- 50 GWh impianti di stoccaggio grande taglia approvvigionati attraverso il MACSE e/o frutto di iniziative private.
La capacità dovrebbe crescere in maniera coerente con lo sviluppo delle rinnovabili anche negli altri scenari energetici Italia e, al netto dei pompaggi, arrivare a raggiungere valori compresi fra 123 GWh (DE-IT) e 87 GWh (GA-IT) al 2035. E tra 166,5 GWh (DE-IT) e 133,6 GWh (GA-IT) al 2040. Anche in questo caso il maggiore incremento di capacità è previsto al Sud, sotto la spinta degli accumuli su scala utility, mentre al Nord, la nuova capacità installata è legata per lo più agli impianti su piccola scala.
Lato idrogeno lo Scenario PNIEC Policy prevede lo sviluppo di 3 GW nuovi elettrolizzatori collegati alla rete elettrica entro il 2030, mentre al 2040 si è ipotizzato uno sviluppo più sostenuto, arrivando a un massimo di 7,4 GW (DE-IT e GA-IT).
Flussi interzonali al 2030
Si legge nel DDS’24:
“… i flussi interzonali nello scenario PNIEC Policy 2030, che risultano essere particolarmente elevati da Sud verso Nord, e dalle due isole maggiori verso il resto della penisola, per effetto della elevata produzione rinnovabile degli impianti utility-scale localizzati in quelle aree che contribuiscono alla copertura del fabbisogno della zona Nord.”
Scenari energetici per il settore del Gas
Nello scenario PNIEC Policy la domanda di gas è stimata a 59,5 miliardi di metri cubi (Gm3) equivalenti, suddivisi in:
- 53,6 Gm3 di gas naturale;
- 5,0 Gm3 di biometano;
- circa 0,9 Gm3 equivalenti di idrogeno verde.
Nello scenario DE-IT 2035 la domanda di gas si alza a 56,1 Gm3 eq, di cui:
- 44,8 Gm3 di gas naturale;
- 7,8 Gm3 di biometano;
- circa 3,4 Gm3 eq di H2 verde.
Nello scenario GA-IT 2035 la domanda di gas è stimata a 59,5 Gm3 eq, di cui:
- 47,0 Gm3 di gas naturale;
- 7,8 Gm3 di biometano;
- circa 4,7 Gm3 eq di richiesta di H2 verde.
Negli scenari elaborati le tecnologie di cattura e stoccaggio delle emissioni di CO2 contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione con 4 Mt/anno al 2030 nello scenario PNIEC Policy. E al 2040 un contributo di 34 Mt/anno e 40 Mt/anno rispettivamente negli scenari DE-IT e GA-IT.
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