Ne parliamo con Massimo Ricci

Direttore Divisione Energia dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA)

Massimo Ricci si occupa da oltre 14 anni della regolazione dei mercati dell’energia e del gas e dello sviluppo della normativa italiana ed europea. In ARERA, ha diretto la divisione Mercati energia all’ingrosso e sostenibilità ambientale, guidando la sezione dedicata ai mercati dell’energia e del gas. Ha inoltre ricoperto la carica di Presidente e Amministratore Delegato del Gestore dei Mercati Energetici (GME) ed è stato presidente per oltre 2 anni di Europex, l’associazione europea delle borse dell’energia. È autore di numerose pubblicazioni scientifiche, in ambito nazionale e internazionale, in materia energetica.

 

Next Generation Eu e decarbonizzazione: quali sono gli investimenti prioritari?

Decarbonizzare significa ridurre le emissioni di anidride carbonica, anche tramite la sostituzione delle fonti fossili con fonti rinnovabili, trasformabili direttamente con le tecnologie più efficienti in energia elettrica, massimizzandone l’utilizzo all’interno del sistema elettrico, agendo sia dal lato della produzione che dei consumi.

Per raggiungere questo risultato, sarà anzitutto necessario sviluppare le reti e i sistemi di accumulo per sfruttare direttamente ogni singolo kWh di energia rinnovabile prodotta. Andremo verso uno scenario in cui, nelle ore di picco, non solo le fonti rinnovabili copriranno il fabbisogno in precedenza coperto da altre fonti non rinnovabili ma addirittura supereranno la domanda di energia. Per questo, sarà necessario trasportare quell’energia verso altre regioni o “spostare” quell’energia prodotta e conservarla (ad esempio attraverso i pompaggi idroelettrici o gli accumuli elettrochimici) per poterla poi utilizzare in ore diverse, quelle in cui le rinnovabili – per loro natura intermittenti – non saranno immediatamente disponibili.

Accanto alla decarbonizzazione della produzione, dovremmo sostenere l’elettrificazione dei consumi, ad esempio nella produzione di energia termica (pompe di calore negli edifici) o nella mobilità. Questo tipo di investimenti, di carattere diffuso e destinati prevalentemente a privati e comuni cittadini, stimolano i consumi di elettricità, e quindi di rinnovabili impiegate per la sua produzione, aiutando a ridurre consumi in precedenza coperti da fonti fossili al di fuori del settore elettrico.

Il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) prevede che gli investimenti per la decarbonizzazione siano affiancati in parallelo da una serie di riforme, in particolare sui processi autorizzativi per la realizzazione delle opere, che devono diventare il più possibile concreti e rapidi. Ciò è fondamentale per dare il giusto abbrivio al processo di decarbonizzazione, ovviando ai ritardi nella realizzazione delle opere e alleggerendo l’onere burocratico e amministrativo a carico delle imprese, che oggi risulta insostenibile anche in termini, in ultima istanza, di impatto economico complessivo sul processo di decarbonizzazione.

 

Nella prospettiva della transizione energetica del Paese, e in particolare del phase-out dal carbone al 2025, che ruolo avrà l’idrogeno verde e come evolverà da qui al 2030?

In alcuni settori, chiamati hard-to-abate, come il trasporto pesante o alcuni settori industriali, elettrificare i consumi finali non sarà l’opzione più conveniente ai fini della decarbonizzazione e l’idrogeno potrebbe rappresentare un fattore abilitante per l’abbandono dei combustibili fossili e lo sfruttamento delle fonti rinnovabili anche in questi settori.

La definizione di idrogeno verde fa riferimento alla sua produzione con energia elettrica da fonti rinnovabili. Il miglior rapporto costi/benefici si ottiene però utilizzando anzitutto la produzione da fonti rinnovabili per “decarbonizzare” il settore elettrico, sostituendo direttamente la produzione da fonti fossili (carbone e gas). Sarà quindi possibile (ed economico) considerare la produzione di idrogeno realmente verde solo laddove tale produzione “abiliti” impieghi di rinnovabili non utilizzabili direttamente nel sistema elettrico; ciò potrà avvenire progressivamente insieme alla completa decarbonizzazione del sistema elettrico o nei casi in cui l’impiego delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico

sia ancora più costoso (ad esempio perché è molto costoso o tecnicamente impossibile connetterle alla rete). In altre parole, poiché le rinnovabili trovano il loro utilizzo più immediato all’interno del sistema elettrico, la produzione di una molecola di idrogeno verde avrà un senso il giorno in cui il sistema elettrico sarà saturo di rinnovabili, tanto da doverle sfruttare altrove, una situazione che oggi si verifica solo in poche ore.

In prospettiva, l’idrogeno può permetterci di valorizzare le fonti rinnovabili laddove risulterebbe complicato creare un collegamento con la rete elettrica. Per esempio, gli impianti eolici offshore, di cui l’Europa è ricca in molte regioni, presentano dei costi di collegamento molti elevati, per via delle loro caratteristiche strutturali: sono in mezzo al mare, sono impianti lontani dai centri di carico e l’installazione, nonché la manutenzione, dei lunghissimi cavi necessari sono delle operazioni molto onerose. In questo caso, l’idrogeno può giocare un ruolo chiave perché permetterà di sfruttare quell’energia prodotta da fonti rinnovabili, e non immessa in rete, a livello locale.

 

l Mercato della Capacità: come può il mercato supportare questo meccanismo per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione?

L’obiettivo del Mercato della Capacità è di garantire l’adeguatezza del sistema elettrico. Con l’integrazione delle rinnovabili, infatti, aumenta il rischio di “fallimento” del mercato elettrico: le rinnovabili riducono il margine operativo degli impianti termoelettrici a ciclo combinato, semplicemente perché li fanno funzionare per meno ore. Questo meccanismo espone ulteriormente gli operatori termoelettrici al prezzo spot dell’energia e al rischio di non riuscire a coprire i costi fissi di lungo periodo, e questo genera a sua volta un forte disincentivo a investire in nuove capacità, piu performanti ed efficienti.

Il Mercato della Capacità cerca di compensare queste disfunzionalità di mercato, fornendo una sorta di garanzia reciproca: sia per gli operatori termoelettrici (che si aggiudicano un premio stabile con cui coprire i costi fissi pluriennali degli investimenti), sia per il sistema elettrico stesso (che ha la garanzia di essere stabile, nonostante le perturbazioni derivanti dalle rinnovabili).

Nel senso più ampio, il Mercato della Capacità risponde a un’esigenza del mercato dei capitali e di copertura degli investimenti, ma non è sufficiente – da solo – per accompagnare la decarbonizzazione di lungo periodo. Infatti, il Mercato della Capacità, pur schermando gli operatori da alcuni dei rischi legati agli investimenti necessari per decarbonizzare il sistema elettrico, non basta per mitigare l’insieme dei rischi regolatori di lungo periodo, che sono tipicamente esogeni e non legati al contesto industriale e operativo. Tra questi possiamo citare, per esempio, il rinnovo (o meno) delle aste da parte del GSE, la presenza (o meno) di contratti di Power Purchase Agreement (PPA), la programmabilità e la visibilità di lungo periodo delle aste stesse (come è stato fatto per esempio in Germania).

Il Mercato della Capacità non sarà certo l’unico meccanismo di accompagnamento di cui avremo bisogno ma si rivela sicuramente strategico in situazioni in cui l’adeguatezza stessa del sistema elettrico è messa sotto pressione dalla decarbonizzazione, come per esempio in Sardegna, in cui la costruzione di nuovi impianti a gas sembra essere sempre di più una transizione obbligatoria per decarbonizzare (in questo caso, letteralmente, superare la produzione di energia elettrica a carbone).

Il caso Sardegna: quali sono le ipotesi percorribili, in termini infrastrutturali e di tempistiche, per garantire la sicurezza energetica dell’isola con il phase-out dal carbone?

Da un punto di vista regolatorio, la decarbonizzazione – prima di essere un obiettivo – sembra essere un vincolo, nella misura in cui sovrappone obiettivi diversi da quello economico per il mercato. La preoccupazione principale di ARERA è fare in modo che siano realizzati investimenti che consentano di rispondere alle esigenze e ai fabbisogni primari dei cittadini (dall’elettrico, al riscaldamento, ai trasporti, all’industria ecc.), assicurando l’obiettivo di decarbonizzazione, al minor costo possibile.

Nel caso della Sardegna, questo percorso passa dallo sviluppo dell’infrastruttura dell’isola, per permettere l’elettrificazione dei consumi (e lo sviluppo delle rinnovabili) e la copertura del fabbisogno dei cittadini grazie al contributo del gas naturale. Da diversi mesi, Terna e Snam hanno avviato degli studi per verificare la fattibilità di alcune soluzioni infrastrutturali. ARERA, fedele alla sua missione statuaria di perseguire l’ottimo tecnico-economico per soddisfare i fabbisogni dei cittadini, segue lo sviluppo di questi scenari, consapevole che probabilmente sarà necessario integrare a livello strutturale l’elettricità e il gas.

Un’ipotetica omogeneizzazione degli scenari di sviluppo elettrico e a gas, portata avanti in un recente studio realizzato insieme a RSE,  dovrebbe prevedere:

  • un piano di sviluppo per la realizzazione del Tyrrhenian Link, il cui processo autorizzativo è già avviato, per legare continente, Sicilia e Sardegna e condividere le risorse rinnovabili (molto abbondanti su entrambe le isole) attraverso la rete elettrica;
  • sviluppare la connessione a gas via Virtual Pipeline, per sopperire al fabbisogno energetico del comparto industriale dell’isola.

La problematicità legata alle tempistiche è molto più rilevante di quella tecnico-infrastrutturale, su cui esistono già oggi delle ipotesi percorribili identificate.

Il 2025 è molto vicino e, entro quei termini, sia lo sviluppo dell’infrastruttura che lo sviluppo delle capacità termoelettriche necessarie per il phase-out dal carbone sono davvero sfidanti. Per esempio, se ci fosse un’asta del Mercato della Capacità che coinvolgesse anche la Sardegna, gli operatori avrebbero oggi anche un’incertezza sulle tempistiche con cui il gas si renderà disponibile sull’isola.

I fondi che arriveranno dall’Unione Europea ammontano a delle cifre straordinarie e senza precedenti ma non saranno sufficienti per realizzare la decarbonizzazione totale del continente al 2050. Per questo motivo è prioritario assicurarci che i fondi ricevuti oggi inneschino altri investimenti nei prossimi anni, poiché tutti i grandi cambiamenti che dovremo realizzare, per quanto rivoluzionari, dovranno essere necessariamente progressivi.

Allo stesso modo anche il phase-out deve essere progressivo, accompagnato da un parallelo phase-in graduale delle nuove infrastrutture e delle nuove capacità. In tal senso il 2025 non rappresenta un punto di discontinuità ma un punto attorno al quale si sviluppa il contestuale e progressivo phase-out del carbone e phase-in di nuova capacità.

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