Elettricità Futura ha trasmesso a Terna e a Snam le proprie osservazioni riguardo gli scenari di medio e lungo periodo alla base dei Piani di Sviluppo delle Reti di Trasmissione di Trasporti nei settori dell’energia elettrica e del gas.
La previsione della domanda energetica dipende fortemente dalle assunzioni marco economiche base (GDP, avg family members, inflation rate, Exchange rate) e, considerata la forte instabilità dei mercati nel periodo attuale, Elettricità Futura ritiene opportuno aggiornare con elevata frequenza i parametri base, per strutturare analisi che siano basate sulle tendenze macroeconomiche più aggiornate, e predisporre scenari di riferimento con un orizzonte temporale intermedio rispetto a quello ipotizzato.
Oltre a ciò, è necessario fornire qualche dettaglio aggiuntivo, settore per settore, e un’ipotesi di composizione del mix di capacità rinnovabile, chiarire meglio le assunzioni che differenziano i due scenari post 2030 Distributed Energy (DE) e Global Ambition (GA) ed elaborare delle valutazioni sullo scenario di decarbonizzazione accelerato verso il target rafforzato al 45% della quota coperta dalle FER nel mix energetico proposto dalla Commissione UE nel REPowerEU Action Plan.
Infine, per intraprendere strategie industriali più in sintonia con la transizione ecologica e accelerare l’applicazione di tecnologie innovative, sarebbe utile prevedere, per Elettricità Futura, accanto agli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra anche qualche riflessione sull’andamento dei prezzi della CO2 e maggiori informazioni su come venga prodotto l’idrogeno.
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Osservazioni generali
La previsione della domanda energetica, come le sue componenti domanda elettrica e domanda gas, dipende fortemente dalle assunzioni macroeconomiche base (descritte brevemente nella slide 10). Data la forte volatilità che caratterizza i mercati durante il periodo attuale riteniamo opportuno aggiornare con elevata frequenza i parametri base, in modo da strutturare analisi che siano basate sui trend macroeconomici più aggiornati. Al fine di implementare le previsioni di coordinamento sugli scenari di riferimento riportati nei piani di sviluppo degli operatori di rete, sarebbe quindi auspicabile la predisposizione di scenari di riferimento con un orizzonte temporale intermedio (i.e. quinquennale) rispetto a quello attualmente ipotizzato.
Allo stato attuale è possibile fare riferimento alla “Strategia Nazionale di lungo termine sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra - 2050” predisposta a gennaio 2021. Sarebbe opportuno chiarire se le ipotesi utilizzate per definire i possibili scenari energetici elaborati da Snam e Terna tengano conto delle assunzioni previste nel suddetto documento, soprattutto in merito alle dinamiche energetiche (consumo interno lordo, sviluppo delle FER, sviluppo di vettori energetici alternativi come l’H2). Riteniamo inoltre utile che si espliciti che lo scenario Terna-Snam è costruito con un target di riduzione della CO2 da settore energetico al 2030 del 51% rispetto al 1990.
In generale, riteniamo che andrebbero chiarite meglio le assunzioni che differenziano i due scenari post 2030 Distributed Energy (DE) e Global Ambition (GA) ed avere qualche dettaglio aggiuntivo settore per settore, oltre che l’evidenza dell’ipotesi di composizione del mix di capacità rinnovabile.
Rispetto a quest’ultimo aspetto, auspichiamo che Terna e Snam elaborino delle valutazioni anche sullo scenario di decarbonizzazione accelerato che consenta il raggiungimento del target rafforzato dal 40% al 45% della quota coperta dalle rinnovabili nel mix energetico proposto dalla Commissione UE nel REPowerEU Action Plan in risposta all’attuale crisi energetica.
Tra i parametri macroeconomici considerati, il GDP mostra alcuni scostamenti rispetto ai valori indicati nella “Strategia 2050” per il periodo 2030-2050, che potrebbero condizionare le previsioni di crescita industriale.
Sarebbe utile prevedere, accanto agli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, anche qualche riflessione sull’andamento dei prezzi della CO2, che potrebbero indurre a intraprendere strategie industriali più in sintonia con la transizione ecologica e accelerare l’applicazione di tecnologie innovative.
Inoltre, un’analisi di sensitività caratterizzata dallo studio di un’ampia forbice di valori macroeconomici sembra rappresentare un’efficace azione di mitigazione contro il rischio di una pianificazione pluriennale basata sullo studio di scenari abbastanza precisi, ma non sufficientemente accurati.
Una carenza degli scenari presentati è che non contengono informazioni su come venga prodotto l’idrogeno e quali siano le assunzioni a livello di costo e a livello di import (tuttavia, la bassa domanda elettrica dedicata alla sua produzione ci fa dedurre che la quota di idrogeno rinnovabile sia più bassa rispetto a quella necessaria per soddisfare i target nazionali/europei). Maggiori informazioni circa le ipotesi alla base della produzione, o dell’eventuale importazione, dell’idrogeno andrebbero quindi riportate e dettagliate. Sarebbe inoltre utile un approfondimento sulle modalità che permetteranno la pronunciata contrazione della domanda da prodotti petroliferi riportata alla slide 12, fornendo un dettaglio settoriale.
Per quanto riguarda la domanda totale di idrogeno, riteniamo che sia in linea con i principali infoproviders, ma la sua ripartizione nei vari usi finali sembra eccessivamente sbilanciata verso l’utilizzo dell’idrogeno in settori per i quali l’elettrificazione rappresenta l’opzione più economica e sostenibile per la decarbonizzazione (i.e. trasporti e civile). Per il settore trasporti, in particolare, sarebbe utile capire che ipotesi sono state fatte sui costi dei veicoli ad idrogeno e sulle infrastrutture di ricarica, risultando a nostro avviso poco plausibile una competizione tra elettrico e idrogeno in questo segmento. Al contrario, la domanda di idrogeno attribuita alle categorie “Altro” e “Industria” sembrerebbero sottostimate. Andrebbero indicati i valori di domanda storici (al 2019) di idrogeno. Andrebbe chiarito se le raffinerie ricadano nella categoria “Altro” o se invece siano state ricomprese nella categoria trasporti in coerenza con la proposta di revisione della direttiva Rinnovabili, spiegando quindi il trend in forte crescita della domanda di idrogeno in tale settore, altrimenti come detto poco plausibile. Infine, andrebbe chiarito se siano stati presi in considerazioni i target di idrogeno verde per l’industria e il trasporto ricompresi nella proposta di revisione della direttiva rinnovabili.
Facciamo poi presente che viene fornita una stima dei consumi elettrici attesi per produzione di Idrogeno al 2030 (slide 15), senza chiarire adeguatamente se la produzione del vettore energetico in esame venga realizzata attraverso il recupero atteso dell’over-generation degli impianti rinnovabili, o tramite produzione elettrica appositamente dedicata alla produzione di idrogeno da elettrolisi. Stima che, in ogni caso, a nostro avviso è eccessivamente bassa (tenendo conto dell’attuale consumo italiano di H2 e dei target comunitari al 2030).
Poiché gli scenari considerati prevedono una contrazione dei consumi energetici per effetto dell’adozione di misure di efficienza energetica e di ottimizzazione dei consumi finali, sarebbe utile approfondire in quali settori si pensa di trarre i maggiori benefici in termini di risparmio energetico, precisando quali misure si intende privilegiare per conseguire gli obiettivi assegnati. In merito alla domanda gas si necessiterebbe, per poter formulare osservazioni maggiormente complete, di disporre anche delle previsioni riferite agli utilizzi termoelettrici e cogenerativi.
In merito all’evoluzione dell’uso del biometano, riteniamo auspicabile lo sviluppo previsto dallo scenario Snam-Terna, in quanto può fornire un contributo importante per rimpiazzare il gas naturale anche alla luce dell’accelerazione prevista dal pacchetto di misure “REPowerEU”.
