Scenari Terna-Snam 2022

Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni a Terna esprimendo un generale apprezzamento per il lavoro condotto assieme a Snam per l’elaborazione degli scenari di sviluppo per il medio e lungo termine, essenziali come elemento di “intermezzo” in vista della redazione dei nuovi Piani di Sviluppo delle reti di trasporto di elettricità e gas.

In particolare, Elettricità Futura ritiene che rispetto al documento presentato ad aprile, questa versione sia migliorativa, soprattutto in quanto fornisce un quadro di evoluzione della capacità rinnovabile e di accumulo in relazione allo scenario Fit for 55 che risulta sostanzialmente in linea con le previsioni effettuate dall’Associazione negli scorsi mesi.

Considerata l’elevata mutabilità e volatilità dell’attuale quadro politico, economico ed energetico e tenendo conto della recente pubblicazione del piano aggiornato REPowerEU, Elettricità Futura chiede a Terna e Snam di mantenere il più costantemente possibile aggiornati gli scenari alle future evoluzioni della normativa comunitaria in materia di energia.

Inoltre, pur consapevoli dell’esigenza di Terna di dover sviluppare un Piano di Sviluppo anche per Regione/Zona di Mercato per poter pianificare correttamente le necessità di sviluppo delle reti, Elettricità Futura ritiene sia necessario rivedere il citato Piano una volta che saranno definiti vincoli e obiettivi regionali dalle Istituzioni competenti (obiettivi FER Regionali, Definizione Aree Idonee), in modo da sostenere il corretto sviluppo delle FER all’interno del territorio nazionale.

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Osservazioni generali 

Come Elettricità Futura esprimiamo il nostro generale apprezzamento per il lavoro condotto da Terna e Snam per l’elaborazione degli scenari di sviluppo per il medio e lungo termine, essenziali come elemento di “intermezzo” in vista della redazione dei nuovi Piani di Sviluppo delle reti di trasporto di elettricità e gas. 

In particolare, riteniamo che rispetto al documento presentato ad aprile, questa versione sia migliorativa in quanto fornisce dati ulteriori e soprattutto fornisce un quadro di evoluzione della capacità rinnovabile e di accumulo in relazione allo scenario Fit for 55 che risulta sostanzialmente in linea con le previsioni effettuate dalla nostra Associazione negli scorsi mesi. 

Considerata l’elevata mutabilità e volatilità dell’attuale quadro politico, economico ed energetico e tenendo conto della recente pubblicazione del piano aggiornato REPowerEU, chiediamo a Terna e Snam di mantenere il più costantemente possibile aggiornati gli scenari alle future evoluzioni della normativa comunitaria in materia di energia. 

Inoltre, pur consapevoli dell’esigenza di Terna di dover sviluppare un Piano di Sviluppo anche per Regione/Zona di Mercato per poter pianificare correttamente le necessità di sviluppo delle reti, riteniamo sia necessario rivedere il citato Piano una volta che saranno definiti vincoli e obiettivi regionali dalle Istituzioni competenti (obiettivi FER Regionali, Definizione Aree Idonee), in modo da sostenere il corretto sviluppo delle FER all’interno del territorio nazionale.

Osservazioni di dettaglio

Pur consci del fatto che il documento è in fase di finalizzazione, in vista della pubblicazione a fine settimana, riportiamo di seguito una serie di osservazioni puntuali raccolte dai nostri associati nella speranza che possano essere utili per affinare, ove possibile, gli scenari.

Contesto generale

• Riteniamo che lo svolgimento di un’analisi di sensitività caratterizzata dallo studio di un’ampia forbice di valori macroeconomici rappresenti un’efficace azione di mitigazione contro il rischio di una pianificazione pluriennale basata sullo studio di scenari abbastanza precisi, ma non sufficientemente accurati.

Commodities

• La scelta di utilizzare negli scenari congiunti un prezzo specifico del gas naturale pari a 45 €/MWh, sia nel 2030 che nel 2040, comporta effetti significativi rispetto alle previsioni di domanda gas. Chiediamo maggiori informazioni, o che le stesse siano specificate nel documento finale, circa i fornitori extra-europei individuati alla base delle stime riportate.
  

• Così come nella slide 6 viene stimato un valore di scenario per il prezzo del gas metano e della CO₂, riteniamo che potrebbe essere altrettanto utile evidenziare i forecast dei prezzi dell’energia elettrica nei vari scenari. Sarebbe inoltre interessante se, nel caso siano stati realizzati, si potessero mettere a disposizione degli scenari di bilanciamento domanda e offerta nelle varie zone di mercato da cui derivano le possibili ipotesi di CCT e variazioni dei prezzi zonali.
  

• La fase 4 della regolazione ETS termina al 2030, si chiede quali assunzioni relativamente alla regolazione futura dell’ETS (e.g. possibile estensione a trasporti e involucri edilizi) siano alla base del prezzo atteso della CO₂ riportato (95 €/t al 2030 e 123 €/t nel 2040).

Scenari elettrici

• I consumi elettrici attesi (slide 8) risultano sensibilmente incrementati rispetto alle stime presentate nelle analisi precedenti (11 TWh in più al 2030 rispetto allo scenario Fit for 55 2030 presentato ad aprile); chiediamo maggiori dettagli circa la penetrazione di veicoli elettrici sul totale stimato circolante e sulla penetrazione di pompe di calore rispetto al totale fabbisogno termico stimato per riscaldamento.
  

• Reputiamo che la stima di 25k autobus elettrici (slide 8)al 2030 sia eccessiva. A tal proposito chiediamo di chiarire agli operatori, o specificare nel documento finale: quali “drivetrain” sono contemplati in questi 25k autobus elettrici (i.e. BEV, PHEV, FCEV, …) e che tipologie di autobus, riferite al contesto di utilizzo, sono incluse nel conteggio (urbani, extra-urbani). Nel caso in cui si tratti di soli autobus urbani, il parco circolante in Italia è di circa 18k autobus e se consideriamo la crescita (fonte BNEF EVO 2022) di 0,2% annua atterreremmo a circa 20k autobus urbani nel 2030, e quindi la stima di 25k autobus elettrici risulta molto elevata (125% di quella ottenibile nello scenario BNEF).
  

• Al contrario, riteniamo che l’apporto del processo di elettrificazione sul settore dell’industria sia troppo poco ambizioso:  al 2030 si considera un incremento dei consumi elettrici finali di appena +0,8% (+1 TWh vs 2019). In particolare, chiediamo che venga fornito un focus sulle pompe di calore che mostri:
• Uno spaccato per settore (residenziale, civile e industriale) e per tecnologia (aria/aria, aria/acqua),
• Il consuntivo al 2019 usato come valore di partenza per poi delineare il trend di crescita al 2030 e 2040.
• Il numero di installazioni (valore cumulato e addizionale) che si raggiungerebbe nel 2030 e 2040.

Ciò consentirebbe agli operatori di formulare commenti sulla base degli scenari interni elaborati, che vedono:

• HPs al 2030 (stock tot): 13 milioni circa (di cui circa 7,7 milioni A/W e 3,9 milioni A/A).
• Storico al 2020 (stock tot): 2,3 milioni circa (di cui circa 2,9k A/W e 1,7 milioni A/A).
  

• Nelle slide 13 e 15 si indicano 21,5 GW di FV distribuito cumulato al 2030 e 29,5 GW al 2040:
• Riteniamo che questi valori siano davvero conservativi e non in linea con quanto affermato in termini di capacità addizionale (+12 GW al 2030 vs 2019), perché già al 2021 risultano 17,8 GW di FV distribuito installati secondo il GSE (Rapporto solare fotovoltaico del 2021 – pubblicato a giugno 2022). Sommando a questi i 12 GW addizionali di Terna/Snam si raggiungerebbero circa 29,8 GW al 2030.
• Situazione simile per lo scenario Late Transition dove alla slide 15 si registrano 14,5 GW di potenza installata distribuita al 2030, quando ad oggi ve ne sono già 17,8 GW.
  

• Viste le difficoltà che si riscontrano nello sviluppo di grandi impianti (anche in termini di permitting), chiediamo che si chiarisca agli operatori, o almeno si specifichi nel documento finale, quali sono i presupposti o le assunzioni alla base di cui si prevede questa accelerazione sullo FV utility scale.
  

• Per quanto riguarda la demand response, chiediamo che si forniscano agli operatori maggiori riscontri sulle analisi che sono state svolte per considerarne l’impatto all’interno dei vari scenari, nello specifico andrebbe chiarito:
• Quanti MW sono stati considerati, fornendo un dettaglio sui MW per tecnologia (ad es. storage distribuito o utility scale; demand-side resources, etc.); come hanno impattato lato fabbisogno energico stimato; se Terna prevede uno sviluppo ed un maggior ricorso a questa fonte di flessibilità nei prossimi anni e con quali modalità (nuovi progetti pilota?).
• Se sono stati fissati dei target in termini di livello minimo di “procurement of flexibility resources” al 2030 o al 2040.

Scenari gas

• Potrebbe risultare utile un approfondimento in merito agli scenari di domanda gas al 2030 ed in particolare su ciò che determina una previsione di domanda minore nello scenario Late Transition (LT) rispetto a quella dello scenario FIT-55.
  

• Con riferimento all’evoluzione dell’uso del biometano riteniamo che le ipotesi di sviluppo previste dallo scenario Snam-Terna siano fin troppo conservative. A nostro avviso, sfruttando appieno il potenziale del segmento, i 10 Bcm attualmente previsti per il 2040 sarebbero raggiungibili già nel 2030. Sarebbe comunque opportuno evidenziare con maggiore dettaglio anche i possibili sviluppi dei “green gas” compreso l’uso del Bio GNL da impiegare, in prospettiva, non solo per i trasporti.
  

• Confrontando i dati dello scenario Global Ambition (GA) al 2040 riportati alle slide 17, 18, 19 e 20 con quelli delle figure 7 e 8 del documento “Scenari di riferimento per il PdS delle reti di trasporto del gas 2022-2031” rileviamo un incremento della previsione della domanda idrogeno per usi finali (+3,1 Bcm) e una significativa riduzione della previsione della domanda di gas naturale e biometano (-15,6 Bcm costituiti da -3,5 Bcm degli usi industriali; -5.3 Bcm degli usi civili; +1,7 Bcm per termoelettrico e cogenerazione; -9.4 Bcm per i trasporti e +0,90.3 Bcm per gli altri usi). Per tali nuovi livelli previsionali di domanda gas dello scenario GA al 2040 potrebbe risultare utile un approfondimento sulle motivazioni delle variazioni riscontrabili fra lo scenario GA di recente pubblicazione e quello attualmente in preview/consultazione.
  

• In tutti gli scenari considerati la domanda di idrogeno è prevista in forte crescita, fino al raggiungimento di valori molto significativi (slide 17 e 20). Riteniamo quindi utile un’analisi riguardante l’origine di tali volumi, distinguendo l’importazione dalla produzione nazionale e, per quest’ultima, discernendo la quota prodotta da rinnovabili (idrogeno verde) dalle quantità prodotte tramite steam reforming con CCS (idrogeno blu) o attraverso l’utilizzo di combustibili fossili (steam reforming o elettrolisi da fonte non rinnovabile).
  

• Per quanto riguarda il dettaglio settoriale sull’idrogeno (slide 20), sarebbe utile aggiungere ulteriori grafici in cui mostrare, rispetto ai totali previsti e se possibile anche con il dettaglio dei singoli settori,
• Le tipologie di idrogeno (i.e. verde, decarbonizzato).
• Le previsioni sul trasporto e l’utilizzo in blending o puro.

Inoltre, sarebbe utile avere un approfondimento sull’idrogeno prodotto con energia elettrica rinnovabile dedicata e su quello prodotto da overgeneration, in termini sia di Bcm prodotti che di TWh assorbiti.

• In tutto il documento non viene effettuata alcuna distinzione tra idrogeno rinnovabile e quello prodotto da fonti fossili. Crediamo che, in ottica della transizione energetica, negli scenari «Net Zero» sia opportuno specificare ed evidenziare la necessità di una forte spinta rinnovabile. Riteniamo che sarebbe utile riportare lo spaccato tra idrogeno rinnovabile e da fonti fossili nel grafico di slide 20. Sarebbe inoltre apprezzato utilizzare una unità di misura (che sia per volume, relativa al peso o in termini energetici) relativa all’idrogeno e non riportata al metano equivalente.
  

• Per quanto riguarda le previsioni sulle punte di domanda di gas naturale, di cui alla slide 21, sarebbe utile avere commenti di maggior dettaglio a corredo dei grafici che motivino meglio l’andamento delle previsioni nei vari scenari. In generale, riteniamo che nel settore dell’industria la penetrazione del consumo di gas naturale al 2030 rimane ancora troppo elevata. Anche in questo caso, visto l’esistenza di tecnologie sin da oggi impiegabili per elettrificare i processi a bassa temperatura e per ottenere risparmi energetici, una riduzione di appena l’8% al 2030 risulta poco significativa, soprattutto visto il basso livello di elettrificazione considerato (+0,8% al 2030). Chiediamo che si chiarisca a cosa sarebbe dovuta questa riduzione.