Elettricità

Lo scenario arriva dal “Documento di descrizione degli scenari 2024” delle attività svolte ed è propedeutico alla predisposizione dei Piani di sviluppo delle reti di trasmissione e di trasporto nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale a livello nazionale. Le rinnovabili arriveranno a coprire il 63% del fabbisogno di elettricità

Nello scenario al 2030, le fonti rinnovabili elettriche arriveranno a coprire il 63% del fabbisogno nazionale di elettricità, mentre i gas verdi coprono circa il 16,4% della domanda di gas negli usi finali. È inoltre previsto, già al 2030, un primo utilizzo di tecnologie di Carbon capture, utilization & storage per iniziare il percorso di progressiva decarbonizzazione dei settori “hard to abate” con la cattura delle emissioni di processo e di combustione.
Sono queste le previsioni provenienti dal “Documento di descrizione degli scenari 2024” delle attività svolte da Snam e Terna. Il documento contiene gli scenari di riferimento propedeutici alla predisposizione dei Piani di sviluppo (PdS) delle reti di trasmissione e di trasporto nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale a livello nazionale. L’obiettivo dell’attività di Snam e Terna è giungere a una visione coerente delle possibili evoluzioni future del sistema energetico italiano, mettendo a fattor comune le competenze specifiche dei due operatori nella consapevolezza che l’interazione tra i due settori sia fondamentale nel processo della transizione energetica.
 
Il raddoppio delle eco-energie
In particolare, lo scenario prevede un raddoppio della generazione rinnovabile complessiva da 113 a 227 TWh. Grazie alle nuove installazioni di impianti solari ed eolici, la produzione di queste fonti potrà più che triplicare, compensando la flessione delle altre fonti rinnovabili. Al 2030 la generazione solare rappresenterà oltre il 45% del totale della generazione Fer e circa un terzo dell’intera produzione nazionale. In tale scenario il sistema elettrico è guidato dalla ciclicità della radiazione solare e gli impianti di stoccaggio saranno fondamentali per accumulare l’energia prodotta nelle ore centrali della giornata e rilasciarla durante quelle serali, quando la generazione solare decresce mentre il fabbisogno di elettricità si mantiene elevato. Infatti, gli accumuli complessivamente “movimentano” una quantità di energia elettrica che corrisponde a più del 10% del fabbisogno elettrico totale.
 
La riduzione dei fossili
La generazione convenzionale, per effetto dell’aumento della generazione da Fer, si riduce a 95 TWh dai 143 TWh del 2023. Come già previsto dal Pniec, la generazione a carbone è totalmente assente e anche per la generazione da olio combustibile si osserva una riduzione. Nel complesso, la generazione a gas scende da 115 TWh a 88 TWh, sostituendo parzialmente i combustibili fossili più inquinanti (carbone e altri prodotti petroliferi). La riduzione della generazione a gas riguarda non solo gli impianti che producono esclusivamente energia elettrica, ma anche quelli cogenerativi.
 
Evoluzione della capacità installata
Come riportato nel Pniec 2024 – leggiamo nel Documento – lo scenario di policy 2030 prevede che saranno necessari oltre 107 GW di impianti solari ed eolici installati, con un incremento di circa 65 GW rispetto ai 42,6 GW installati al 2023 (+49 GW di solare, +15,8 GW di eolico). Questo valore è in linea con lo scenario previsto nel 2022, che indicava circa 102 GW di capacità installata da solare ed eolico nel medesimo anno. Le infrastrutture di rete e lo stoccaggio sono risorse essenziali per integrare queste energie rinnovabili nel nostro sistema elettrico: la rete abilita il trasporto delle rinnovabili dalle zone di produzione ai centri di consumo, sia su scala locale che su scala nazionale. Gli accumuli permetteranno di stoccare l’energia rinnovabile in esubero e restituirla al sistema nelle ore di minore produzione.
 
L’importanza delle interconnessioni
Quanto ai flussi interzonali di energia elettrica al 2030, 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. L’import dai Paesi esteri è in continuità con le tendenze storiche: la zona Nord, essendo quella maggiormente interconnessa, riceve i volumi più elevati in import, soprattutto sul versante francese, per via della presenza del nucleare, e al confine con la Svizzera, a sua volta fortemente interconnessa con la Germania. Questa, infatti, presenta periodi in cui le rinnovabili superano il fabbisogno, comportando un elevato flusso verso gli altri Paesi europei durante i “picchi”. Le simulazioni mostrano anche un utilizzo bidirezionale delle interconnessioni, ovvero non solo per l’importazione di energia a basso costo, ma anche per un utilizzo più flessibile delle fonti intermittenti. A fronte di una situazione di surplus di produzione rinnovabile, la capacità di interconnessione consente di “dirottarne” l’eccesso verso altri Paesi che in quello stesso momento registrano una situazione opposta, massimizzando l’utilizzo di energia a emissioni climalteranti nulle.
In particolare, si osserva un significativo incremento della quota di export che passa da circa 3 TWh a 19 TWh, un risultato legato all’aumento della produzione da rinnovabili: risultati che confermano il ruolo sempre più rilevante delle interconnessioni.
 
Il documento integrale lo trovi qui https://download.terna.it/terna/Docu...