Contesto e Sfide per la Decarbonizzazione Energetica al 2050
Panoramica sulle politiche nazionali e europee per la neutralità carbonica, con focus su dipendenza energetica e transizione verso il
Sommario
Le note integrano il Documento di Descrizione degli Scenari 2024 e affrontano le “principali sfide che i diversi settori dovranno affrontare per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione fissati per il 2050”, considerando documenti come il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima 2024 e la Strategia Nazionale Idrogeno 2024, oltre a direttive comunitarie per la neutralità carbonica. La Strategia Italiana di Lungo Termine del 2021 delinea “i possibili percorsi per raggiungere la neutralità climatica al 2050”, con un aggiornamento previsto entro gennaio 2026 per allinearsi ai nuovi obiettivi europei di riduzione netta delle emissioni di gas serra. Snam e Terna hanno coinvolto “un campione di soggetti rappresentativi dei settori” per valutazioni complete, focalizzandosi sulle “principali sfide che il sistema elettrico dovrà affrontare per ridurre le emissioni climalteranti garantendo l’adeguatezza, la sicurezza e la flessibilità del sistema”.
L’Unione Europea soddisfa il 58% del fabbisogno energetico tramite importazioni nel 2023, con la Russia come ex principale fornitore; a seguito della guerra in Ucraina, il piano REPowerEU mira a “porre fine alla dipendenza dell’Unione dai combustibili fossili di origine russa”. Le note dei settori di consumo sono sviluppate congiuntamente, mentre quelle di copertura della domanda separatamente per ciascun TSO.
Dipendenza energetica italiana 2
La vulnerabilità del sistema energetico nazionale esposta dalle importazioni e dai prezzi volatili.
Sommario
Il testo evidenzia la ridotta dipendenza dalle importazioni di gas russo, calate dell’83% nel biennio 2021-2023, mentre l’Italia appare “ancora più dipendente dalle importazioni di energia rispetto alla media europea”, con il 75% del fabbisogno soddisfatto da fonti estere nel 2023, pari a 144 Mtep, contro il 25% da produzione interna, prevalentemente rinnovabili. Nel settore elettrico, il fabbisogno di 312 TWh nel 2024 è coperto per il 41% da risorse nazionali FER, e il 59% da importazioni dirette (16%) e indirette (43%), basate su gas importato, che copre meno del 2% del consumo nazionale. Tale struttura espone a rischi geopolitici e variabilità dei prezzi, con gli impianti a gas come tecnologia marginale nel Mercato del Giorno Prima, dove il prezzo resta “fortemente ancorata ai costi variabili del gas naturale”, come mostrato dalla correlazione tra andamento del prezzo MGP e del gas TTF spot, influenzato da eventi come l’invasione russa dell’Ucraina e interruzioni nei flussi gas RU-UE.
La dipendenza incide sui prezzi elettrici, con il costo variabile del ciclo combinato a gas (CCGT) che si riflette sul Prezzo Unico Nazionale (PUN), come indicato in Tabella 1, rendendo il sistema vulnerabile a tensioni internazionali e mercati commodity, nonostante il crescente ruolo delle rinnovabili nel ridurre la dipendenza strutturale da fossili.
Repowering delle rinnovabili e ruolo della cogenerazione
Opportunità di ammodernamento tecnologico per solare, eolico e termoelettrico.
Sommario
La maggior parte dei progetti di grandi dimensioni è entrata in esercizio recentemente, tra il 2024 e il 2025, grazie alle aste del Capacity Market. Il repowering delle rinnovabili ammoderna impianti vecchi con tecnologie più efficienti, ottimizzando la superficie occupata e aumentando la produzione energetica. Nel solare, il 2011 segnò un record con oltre 9 GW installati, usando moduli al silicio policristallino con efficienza del 14,5% e installazioni fisse; oggi, i moduli monocristallini raggiungono il 22%, e quelli bifacciali superano il 25% grazie all’assorbimento della luce riflessa. Il potenziale del repowering solare in Italia, su base 100 della generazione attuale, prevede incrementi: “Aumento di generazione assimilabile al miglioramento dell’efficienza dei moduli (dal 14,5 % al 21,5%)”, più “+200 hheq/anno” con tracker, e fino al 25,8% con bifacciali, per un totale oltre l’80% di incremento in un repowering completo.
Per l’eolico, le turbine moderne superano i 300 metri, sfruttando venti più intensi e aumentando la superficie spazzata dalle pale. Uno studio recente mostra che il repowering raddoppia la potenza installata a parità di suolo, passando da 19 turbine da 0,85 MW a 8 da 5 MW. I vantaggi includono elevati incrementi di producibilità sui siti storici, ottimizzazione dei costi di connessione alla rete e minimizzazione del consumo di suolo, rendendo il repowering efficiente in termini di LCOE. La cogenerazione (CHP) è essenziale per la sicurezza del sistema, con potenza cresciuta da 12 GW nel 2000 a 27 GW nel 2023, superando i 36 GW dei non CHP; la produzione CHP ha raggiunto 96 TWh nel 2023 contro 66 TWh degli altri. Nel 2023, il 21% della potenza CHP va al teleriscaldamento, il 53% a usi industriali, mentre il 26% non ha prodotto calore utile.
Analisi del parco CHP e trend di mercato 4
Esempio operativo e prospettive di flessibilizzazione della cogenerazione termoelettrica.
Sommario
Le ore equivalenti di funzionamento del parco CHP raggiungono circa 000 h, “circa il doppio rispetto alla restante parte del parco termoelettrico (2.000 h)”, confermando una maggiore continuità operativa. La Figura 15 illustra l’andamento della generazione elettrica e delle ore equivalenti dal 2000 al 2023, distinguendo CHP da non CHP. Durante le festività primaverili del 2025, il termoelettrico da CHP ha coperto una quota del fabbisogno elettrico nonostante basso carico e alta penetrazione rinnovabile, a causa di vincoli tecnici.
A scopo illustrativo, la Figura 16 mostra la copertura del fabbisogno per il 1° maggio 2025, evidenziando un surplus di produzione nelle ore centrali tra le 11:00 e le 17:00. Batterie e pompaggi hanno stoccato energia in eccesso, ma una quota residua ha generato curtailment. Circa il 20% del fabbisogno è stato soddisfatto da termoelettrico, per 5,5–6,0 GW, di cui 3,5–3,9 GW da CHP, inclusi impianti abilitati e non al MSD. La Figura 17 focalizza il contributo termoelettrico, con dettaglio CHP e abilitazione MSD.
Negli orari centrali, 2-2,5 GW provengono da CHP abilitati a MSD, mentre ulteriori 3,4 GW da non abilitati, di cui 1,7 GW CHP. Con l’incremento delle FER, è cruciale abilitare al MSD gli impianti esclusi per aumentare flessibilità e ridurre curtailment. La cogenerazione continuerà a contribuire a calore ed elettricità grazie a efficienza e integrazione low carbon, ma richiede investimenti in flessibilizzazione per modulare produzione e indipendere calore-elettricità.
La flessibilità produzione-domanda è chiave per alta penetrazione rinnovabili, abilitata dal quadro regolatorio. Negli ultimi anni, i mercati europei vedono aumento ore con prezzi bassi o negativi, riflettendo sovrapproduzione eolica-solare. La Figura 18 mostra l’incremento nel primo semestre 2023-2025 in Francia, Germania e Spagna, con ore a zero o negativi triplicati. Tali prezzi diventano strutturali, dovuti a sovrapproduzione primaverile con fabbisogno basso, come in Figura
Contratti per Differenza e Prospettive di Sviluppo del Sistema Elettrico
Meccanismi FER X per le rinnovabili e scenari energetici al 2030-2040.
Sommario
I contratti per differenza (CfD) previsti dal Decreto FER X stabilizzano la remunerazione per i produttori di rinnovabili. Quando il prezzo di mercato supera il prezzo di esercizio, “il produttore deve restituire al sistema la differenza”. Al contrario, se inferiore, il GSE compensa la differenza. Questo meccanismo a due vie riduce la dipendenza del prezzo pagato dai consumatori dai costi marginali del gas. Entro il 2030, solo il 20-30% della bolletta elettrica sarà influenzato dai combustibili fossili, contro i due terzi nel
Il FER X transitorio, introdotto dal Decreto Ministeriale 457/2024, prevede due procedure competitive nel 2025 per assegnare capacità entro il La prima ha registrato quasi 12 GW di richieste, con 10,1 GW fotovoltaici su un massimo di 8 GW e 1,7 GW eolici su 2,5 GW. La seconda, riservata a componenti non cinesi per il Net Zero Industry Act, ha un contingente di 1,6 GW. Il FER X definitivo mira a 67 GW di rinnovabili entro il 2030, inclusivo del transitorio. Il CfD si applica all’energia producibile, anche in caso di curtailment, garantendo ricavi prevedibili.
Per impianti di grande taglia, la partecipazione obbligatoria al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) è prevista. I piccoli impianti sotto 1 MW optano facoltativamente, ma il meccanismo premia l’abilitazione. Per taglie tra 200 kW e 1 MW senza MSD, la compensazione si sospende con prezzi MGP negativi; con MSD, la remunerazione persiste anche sotto zero. Questo incentiva l’integrazione delle rinnovabili nel SEN, contribuendo a sicurezza e stabilità.
Strumenti come FER X, MACSE e Capacity Market soddisfano il fabbisogno di flessibilità. Risorse come rinnovabili, stoccaggi e cogenerazione forniscono servizi per bilanciamento e stabilità. Il Documento di Descrizione degli Scenari 2024 (DDS 2024) di Terna e Snam delinea scenari per 2030-2040. Include lo scenario PNIEC Policy al 2030, coerente con il PNIEC, e al 2035-2040 scenari net zero allineati agli ENTSOs. Uno scenario PNIEC Slow valuta impatti su transizioni lente.
Evoluzione degli Scenari Energetici Italiani al 2040 - 6
Scenari DE-IT e GA-IT nel DDS 2024, allineati al PNIEC e agli obiettivi europei.
Il DDS 2024 elabora due ipotesi per l’evoluzione del sistema energetico italiano al 2040, denominate Distributed Energy Italia (DE-IT) e Global Ambition Italia (GA-IT), “coerenti alle storyline degli analoghi scenari elaborati a livello europeo dagli ENTSOs”. Maggiori dettagli emergono dal documento disponibile sui siti di Snam e Terna. I paragrafi successivi delineano lo sviluppo del settore civile negli orizzonti 2030-2040, come punto di partenza per il decennio seguente. L’aggiornamento del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) del giugno 2024 traccia il percorso energetico e climatico nazionale, basato su normative europee come “Fit-for-55” e “RepowerEU”, delineando “obiettivi nazionali al 2030” in efficienza energetica, rinnovabili, riduzione emissioni e strumenti di policy. Gli scenari 2030 di Snam e Terna si allineano a tali indicazioni governative, mentre al 2040 il PNIEC considera uno “scenario energetico emissivo” influenzato dalle misure al 2030, non vincolato alla neutralità climatica al 2050, con affinamenti futuri nella Long-Term Strategy. Il DDS 2024 bilancia PNIEC e scenari ENTSOs verso la neutralità al 2050, come richiesto da ARERA.
Il processo di elettrificazione aumenta il fabbisogno elettrico in tutti gli scenari, guidato da veicoli elettrici, pompe di calore, data center e produzione di idrogeno tramite elettrolisi, raggiungendo “439 TWh” nello scenario DE-IT. La Tabella 2 illustra l’evoluzione del fabbisogno da 305,6 TWh nel 2023 a valori crescenti al 2040, con usi finali in industria, civile e trasporti, più usi energetici inclusa l’elettrolisi per H2. La copertura deriva da capacità solare ed eolica, tra “144 GW” (PNIEC slow) e “170 GW” (DE-IT), con il solare dominante. Per integrare queste rinnovabili, si richiede sviluppo di accumulo adeguato, massimizzando l’uso dell’energia elettrica prodotta.
Evoluzione dei costi delle rinnovabili 7
Analisi dei trend LCOE per solare ed eolico onshore, con focus su Italia e prospettive al
Il blocco esamina l’evoluzione dei costi per il solare fotovoltaico e l’eolico onshore, evidenziando riduzioni significative degli LCOE a livello globale e italiano. Per il solare, si nota una “netta riduzione dei costi di installazione” dal 2010, con LCOE che passa da valori elevati a intervalli come “70-80 EUR/MWh” per impianti da 1 MW in zone favorevoli, fino a “85-95 EUR/MWh” in aree meno adatte, e oltre “200 EUR/MWh” per taglie residenziali dovute a “assenza di economie di scala”. Per l’eolico, analogamente, i costi di installazione calano, la producibilità aumenta grazie a “turbine con diametro maggiore” e “hub height” più alto, portando l’LCOE globale da 113 USD/MWh nel 2010 a 34 USD/MWh nel 2024, mentre in Italia si riduce del 63% a “56 USD/MWh”, con proiezioni di ulteriore calo del 40% al
Si approfondiscono fattori come la “riduzione dei costi delle turbine” di oltre il 50% e l’uso di “materiali più leggeri”, oltre a variazioni locali per ore equivalenti, come “2500” o “2000” per eolico da 30 MW. Il ruolo dello stoccaggio elettrico emerge come abilitatore per l’integrazione delle FER, con pompaggi idrici e “batterie agli ioni di litio” mature, quest’ultime favorite da “costi di installazione sempre più competitivi” e iter autorizzativi brevi; esse accumulano energia solare diurna per rilasciarla notturni, aumentando “flessibilità e resilienza” del sistema, riducendo congestioni e stabilizzando la frequenza. Riferimenti a fonti come IRENA e BNEF supportano i dati storici e prospettici fino al
Prospettive di Sviluppo CCUS e Stoccaggio Energetico 8
Analisi settoriale e costi della filiera CCUS per la decarbonizzazione al
Il blocco esamina l’applicabilità della tecnologia CCUS in settori come Waste to Energy, raffinazione, chimica e acciaio, evidenziando processi di combustione e retrofit. Per il Waste to Energy si nota l’“Assenza di altre opzioni per la decarbonizzazione”, con combustione al 100%. Nella raffinazione e chimica, l’idrogeno blu offre una “Leva competitiva sia per emissioni di processo che di combustione”, con contributi al target ESR e limiti normativi ETS. Per l’acciaio DRI, si sottolineano “Taglie rilevanti ed economie di scala”, progettando nuovi impianti in ottica CCUS per mercati come CBAM. Il vetro presenta “Emissoni processo e livelli di concentrazione CO2 adatte a CCUS”, valutabili caso per caso su taglia e localizzazione, mentre per ceramica e carta si indicano basse concentrazioni e taglie limitate, con applicabilità di interesse nonostante opzioni concorrenti.
Nei termoelettrici utility e CHP, la combustione domina al 100%, con taglie grosse per economie di scala e potenziale recupero di energia termica, ma incertezze su fattore di utilizzo e competitività. L’acciaio secondario e fonderie competono con altre decarbonizzazioni, richiedendo valutazioni su taglia. Per BECCS e altra industria, l’applicabilità è limitata dal contesto normativo, con indice di rilevanza CHP legato alla produzione di calore. I costi della filiera CCUS includono cattura a “134 – 132 €/tonCO2” per cicli combinati, trasporti a “10 €/tonCO2” e stoccaggio a “50 €/tonCO2”, sommati per la valorizzazione complessiva, risultando superiori alle quote ETS e ostacolando la diffusione, specie nei termoelettrici per ridotta concentrazione CO2.
La trattazione si estende allo stoccaggio elettrico, dove batterie agli ioni di litio e idroelettrico a pompaggio si distinguono per efficienza e maturità, integrando rinnovabili tramite “time-shifting” per regolazione di frequenza e arbitraggio. La scelta tecnologica dipende da contesto territoriale e servizi richiesti, come riportato in analisi su dati WEO.
Note
- Riferimenti a MASE 2025 per costi di cattura e sensitività.
- Esclusioni parziali per vetro, raffinazione e chimica da calcoli per incompletezza dati.
Tecnologie di stoccaggio dell’energia 9
Confronto tra soluzioni consolidate e innovative per la flessibilità del sistema elettrico.
Le batterie agli ioni di litio differiscono dai pompaggi idroelettrici per efficienza inferiore e tempi di realizzazione lunghi, almeno cinque anni, richiedendo siti idonei; tuttavia, i pompaggi offrono vita utile oltre i sessant’anni, senza degrado significativo, fornendo inerzia meccanica e potenza di corto circuito. Per dettagli su queste tecnologie, si rimanda allo studio di Terna sulle soluzioni di accumulo. Emergono innovazioni che potrebbero maturare nel medio-lungo termine, affiancandosi alle batterie per flessibilità giornaliera o settimanale, dove le batterie mostrano limiti e costi elevati. Si utilizza l’indicatore LCOS, Levelized Cost of Storage, che esprime il costo equivalente per restituire un kWh immagazzinato, dipendente dal costo iniziale e dal tasso di utilizzo, ovvero numero di cicli.
Come noto in Figura 44, il LCOS aumenta con cicli ridotti: da un ciclo giornaliero a settimanale, cresce da circa sessanta a quattrocento euro per MWh, raggiungendo ventunmila euro per MWh in un ciclo annuale stagionale. Questo esercizio quantitativo evidenzia che lo stoccaggio stagionale è economicamente penalizzato e giustificabile solo con CAPEX drasticamente inferiori, improbabile a lungo termine, rispetto a generazione programmabile a basse emissioni. Si citano riferimenti come IEA, Energy Technology Perspectives,
Riferimenti: studio Terna sulle tecnologie di stoccaggio; IEA, Energy Technology Perspectives,
Analisi del Carico Residuo, Adeguatezza e Flessibilità nel Sistema Elettrico al 2050 - 10
Esame del fabbisogno elettrico residuo e delle esigenze di capacità programmabile nello scenario con nucleare.
Sommario
Si definisce il carico residuo come “differenza tra il fabbisogno elettrico (al netto dei consumi per la produzione di idrogeno) e la producibilità teorica delle fonti non programmabili”, rappresentando la parte coperta da fonti programmabili, inclusi gli import. Nel scenario 2050 con nucleare, la curva di durata mostra valori da 75 GW a -125 GW, con negativi per oltre 000 ore annue. I valori positivi indicano deficit, richiedendo produzione programmabile o import fino a 75 GW; i negativi surplus, necessitando export o assorbimento tramite accumuli ed elettrolizzatori fino a 125 GW. La quota non coperta genera curtailment, analizzato ulteriormente.
L’evoluzione del parco di generazione passa da metà programmabile a prevalenza rinnovabili non programmabili, con picco di carico oltre 110 GW al 2050, doppio del 2025, e rapporto potenza installata/picco a 3 (330 GW installati). La capacità disponibile in probabilità (CDP) stima contributi: rinnovabili non programmabili, quasi 80% installata, coprono meno del 50% CDP necessaria. Il “carico residuo programmabile” sottrae import/export e accumuli, mostrando massimo 25 GW iniziale, implicando bisogno di almeno 30 GW programmabili efficienti per adeguatezza (LOLE 3 hh/y). Tali capacità fungono da backup, richiedendo meccanismi come Capacity Market.
La flessibilità gestisce variabilità da rinnovabili e elettrificazione, definita come capacità di far fronte a “variabilità e all’incertezza che il fabbisogno e la generazione da fonti rinnovabili non programmabili introducono”. La transizione causa overgeneration, curve nulle/negative, variazioni e instabilità. Indicatori di variabilità del carico residuo quantificano fabbisogno su scale giornaliera, settimanale, mensile. Al 2050, incrementi: 6,7 volte giornaliero (fotovoltaico), 2,4 settimanale (eolico), 5,2 mensile (stagionalità, elettrificazione riscaldamento).
Riferimenti minori
Citazioni da frasi (607)-(635); figure 53-57 illustrate per curve e evoluzioni.
Evoluzione del Fabbisogno di Flessibilità Energetica al 2050 - 11
Analisi comparativa tra fabbisogni giornalieri, settimanali e mensili, con proiezioni sulle tecnologie di copertura fino al
Analisi del Fabbisogno di Flessibilità
Il testo esamina il fabbisogno di flessibilità su diverse scale temporali, evidenziando come “il fabbisogno mensile di lungo termine rimane comunque molto inferiore a quello giornaliero (188% vs 665%)”. La sfida principale nei prossimi anni è la gestione del fabbisogno giornaliero, che richiede risorse per modificare ciclicamente i profili di immissione e prelievo, accomodando la generazione rinnovabile in eccesso, essenzialmente fotovoltaica, nelle ore centrali. L’indice di flessibilità, valorizzato al 100% per la scala giornaliera nel 2023, mostra crescite significative: dal 100% al 665% per il daily, guidato da modelli solari e domanda giorno-notte; dal 36% al 188% per il weekly, influenzato dall’eolico e differenze feriali-festivi; dal 87% al 114% per il monthly, legato a stagionalità solare, eolico e termo-sensibilità della domanda. Il Flexibility Need si calcola sommando il modulo degli scarti del carico residuo dalla media per la granularità considerata, come nel daily che rappresenta la variazione oraria rispetto alla media giornaliera.
Trasformazioni Tecnologiche e Proiezioni al 2050
Confrontando il 2023 e lo scenario 2050 con nucleare, la gestione della flessibilità si trasforma radicalmente, con un cambiamento netto nelle tecnologie per il daily: nel 2023, il 65% è coperto da termoelettrici, prevalentemente cicli combinati a gas, seguiti da idroelettrici a bacino e pompaggi; al 2050, il 58% deriva da sistemi di accumulo elettrochimici e idroelettrici, con contributi da elettrolizzatori per idrogeno (17%) e curtailment delle rinnovabili (11%), mentre interconnessioni rimangono costanti e poco rilevanti. Sul fronte mensile, persiste continuità con generazione programmabile, ma emergono elettrolizzatori e curtailment; nel 2023, la flessibilità mensile proviene quasi totalmente da termoelettrici e interconnessioni, mentre al 2050 circa il 40% è da impianti programmabili e interconnessioni, distinguendo due macro-categorie di contributi. Con l’aumento della generazione non programmabile, crescono esigenze su scala settimanale e stagionale.