La distribuzione di gas naturale nella transizione energetica

Entro il 2030, il settore dell’energia è chiamato a ridurre le proprie emissioni del 75%. Il gas e le sue infrastrutture si trovano ad affrontare un contesto di mercato mutato in modo repentino. Le future gare gas dovranno essere l’occasione per rilanciare gli investimenti su binari coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione.

Con il Position Paper “La distribuzione di gas naturale nella transizione energetica”, il Laboratorio sui servizi pubblici locali, think tank di REF Ricerche, avvia un nuovo filone di studi sulla Transizione Energetica, che si affianca a quelli già presidiati con le Collane dedicate ad Acqua, Rifiuti e Istituzioni. L’ampliamento delle attività del think tank nasce dalla centralità che le tematiche energetiche e di transizione ecologica stanno acquisendo nell’agenda del policy maker, richiedendo uno sforzo aggiuntivo di analisi e studi dedicati.
Il coordinamento della Collana è affidato al Dott. Roberto Bianchini, già Direttore dell’Osservatorio Climate Finance del Politecnico di Milano, con il supporto della Dott.ssa Alessandra Motz, dell’Osservatorio Finanze Pubbliche ed Energia dell’Università della Svizzera Italiana e ovviamente dei ricercatori di REF Ricerche (https://laboratorioref.it/about/).

Ripreso su Quotidiano Energia, WaterGas.

Il gas nei piani strategici dell’Unione Europea

Come passare da protagonista indiscusso della Transizione energetica nella futura era post petrolifera a figura di secondo piano. Questa, in estrema sintesi, potrebbe essere la parabola compiuta dal gas naturale in questi ultimi due anni, da quando sulla scena energetica mondiale hanno fatto irruzione fattori come la generale presa di coscienza del climate change, la politica europea di Green Deal, il prezzo delle rinnovabili sempre più basso e il rinnovato interesse – riscoperta? – dell’idrogeno. 

Benché la realtà sia più complessa di questa descrizione, purtuttavia è indubbio che qualcosa nel panorama energetico sia cambiato. Senza andare eccessivamente indietro nel tempo, solo nel 2011 l’International Energy Agency (IEA) pubblicava un report dal significativo titolo The Golden Age of Gas in cui prefigurava strategie e scenari di elevata crescita dei consumi di gas a livello globale. Contenuti che, letti oggi, appaiono remoti.

Ugual senso di distanza emerge se si considera la strategia europea per la decarbonizzazione dell’economia fino alla neutralità climatica prevista per il 2050. Nei mesi scorsi, la presidenza Von der Leyen ha chiesto ed ottenuto di innalzare al 55% l’obiettivo di riduzione delle emissioni di CO₂ al 2030, inizialmente fissato al 40% rispetto ai livelli del 1990. Una sfida importante per il settore dell’energia, chiamato a ridurre le proprie emissioni del 75% entro il 2030.

Relativamente al settore gas, il 22 febbraio 2021, la Commissione Europea ha pubblicato una consultazione per rivedere il funzionamento del mercato e degli strumenti regolatori. Si tratta di sostenere lo sviluppo di gas a basso contenuto di carbonio e di rimuovere gli ostacoli alla decarbo- nizzazione del settore. Nel documento, si parte dalla considerazione che, nel Climate Target Plan Impact Assessment della Commissione, il peso dei combustibili gassosi rappresenta oggi il 22% delle fonti energetiche e continuerà a rappresentare il 20% ancora nel 2050.

È evidente che la Strategia UE non possa smettere di sostenere quelle tecnologie in grado di decarbonizzare tale fonte energetica; tra di esse vi sono il biogas, il biometano, l’idrogeno rinnovabile (c.d. ”idrogeno verde”) e decarbonizzato (”idrogeno blu”), il metano sintetico e sistemi di Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) di CO₂.

Inoltre, le revisioni della Direttiva Gas e della regolazione europea mirano ad introdurre meccanismi e incentivi in grado di promuovere la riduzione dell’impatto ambientale dei gas fossili e la graduale sostituzione con gas rinnovabili. Si tratta di assicurare il coordinamento con le altre iniziative in corso, quali la revisione della Direttiva sull’Efficienza Energetica e del meccanismo ETS, per raggiungere gli obiettivi nel Green Deal.

In un certo senso si può affermare che l’individuazione delle tecnologie da prediligere nella lotta al climate change sia a uno stadio più avanzato rispetto alle indicazioni relative agli strumenti di policy da adottare, tanto a livello comunitario che di singole nazioni.

Il futuro del gas e la Tassonomia dell’Ue

Al maggior avanzamento nell’identificazione delle possibili soluzioni tecnologiche contribuisce, in particolare, la pubblicazione della cosiddetta “Tassonomia Green”.

Benché passata quasi sotto silenzio, specialmente nei media mainstream, la Tassonomia gioca un ruolo fondamentale perché – insieme ai documenti tecnici che verranno adottati nel corso del 2021 – costituisce la base per la pianificazione degli investimenti nel prossimo decennio. Essa, poi, non solo è lo strumento di indirizzo degli investimenti del piano Next Generation EU, ma soprattutto è il framework che informa le scelte degli investitori istituzionali, interessati a costruire portafogli sostenibili dal punto di vista ambientale, dato che precisa per ogni settore di attività, gli interventi che sono in grado di mitigare i cambiamenti climatici, rispetto a quelli che viceversa contribuiscono a incrementare le emissioni. Di conseguenza ciò che c’è, ma soprattutto ciò che non c’è nella Tassonomia, diviene elemento centrale nell’identificare le prospettive d’investimento nei settori energetici. A patto, chiaramente, di dirimere le incertezze ancora presenti.

Puntare sull’idrogeno

A luglio 2020, è stata resa nota una comunicazione dal titolo Una strategia per l’idrogeno per un’Europa climaticamente neutra, in cui vengono delineati gli obiettivi di sviluppo dell’idrogeno da qui al 2050. Un vero cambio di paradigma rispetto al recente passato, con l’integrazione fra questo elemento e le altre fonti rinnovabili quale cardine della strategia di decarbonizzazione dell’Unione. L’idrogeno, infatti, dovrebbe avere un doppio ruolo:

• Da un lato, la produzione tramite elettrolizzatori collegati ad impianti fotovoltaici ed eolici permetterebbe la produzione di un gas ad emissioni zero di carbonio (sia nella produzione sia nel consumo).
• Dall’altro, proprio l’integrazione fra produzione di idrogeno ed energia elettrica dovrebbe sostenere il forte sviluppo di tecnologie e impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili, in virtù della possibilità offerta dall’idrogeno di immagazzinare l’energia elettrica prodotta.

L’idrogeno prodotto da fonti rinnovabili dovrebbe innanzitutto sostituire quello da fonti fossili, attualmente utilizzato soprattutto in ambito chimico ed agricolo. Inoltre, dovrebbe contribuire alla riduzione delle emissioni del gas naturale, attraverso la miscelazione di idrogeno con gas nell’immediato e quindi con la sostituzione dell’idrogeno al gas naturale nei processi di combustione a più lungo termine.

Esso potrebbe anche contribuire alla decarbonizzazione dei trasporti attraverso lo sviluppo di motori alimentati ad idrogeno, principalmente nel trasporto pesante su gomma, su rotaia e marittimo.

Infine, la Strategia Europea sembra lasciare una porta aperta alle tecnologie di cattura e stoccaggio e utilizzo della CO₂ (CCUS), seppur con limiti stringenti. La Tassonomia, infatti, attribuisce alle tecnologie CCUS un ruolo rilevante in tutti quei settori in cui è particolarmente complesso ridurre le emissioni (definiti come ”hard to abate”).

Quale ruolo per il gas naturale?

All’interno della Tassonomia UE, gli spazi per investimenti in centrali a ciclo combinato e in nuove infrastrutture per il trasporto di gas naturale appaiono limitati, se non addirittura preclusi. Tuttavia, le linee di indirizzo non escludono a priori gli investimenti in grado di non danneggiare gli obiettivi di decarbonizzazione. I criteri stringenti indicati per i nuovi investimenti in generazione, trasporto e distribuzione di gas, limitano la possibilità di finanziamento agli interventi per la riduzione delle perdite di rete e per la miscelazione di gas naturale con altri gas a basso o nullo contenuto di carbonio, come appunto l’idrogeno.

La strategia per l’idrogeno presentata nel luglio 2020 parla genericamente della possibilità di miscelazione del gas metano con l’idrogeno, per ridurre le emissioni di CO₂ dalla combustione e produrre idrogeno da fonti fossili quali il gas metano (c.d. ”idrogeno blu”), senza però indicare un percorso di integrazione fra le diverse fonti né le tempistiche per raggiungere un sistema a zero emissioni.

Tutto ciò sapendo da dati del World Energy Outlook 2020 che le fonti fossili rappresentano ancora oltre il 70% della domanda primaria di energia in Europa. In particolare, il gas naturale resta una fonte essenziale nei processi produttivi e nel riscaldamento domestico. Nonostante le più recenti previsioni dell’IEA prospettino una riduzione compresa fra lo 0,6% e il 2,8% all’anno dei consumi di gas nei prossimi 20 anni, in Europa il gas naturale rappresenterà ancora una quota compresa tra il 19% e il 26% della domanda di energia primaria, almeno fino al 2040.

Il tema non riguarda, pertanto, “solo” la sostituzione della commodity gas con altre fonti, ma anche e soprattutto il ruolo che le reti di trasporto e distribuzione di gas potranno giocare in questo percorso. Tali infrastrutture rappresentano oggi un asset strategico.

Ogni disegno prospettico dovrà indicare, da un lato, i percorsi per una sostituzione del gas naturale con altre fonti energetiche e, dall’altro, quali infrastrutture potranno essere riconvertite ad altri usi (es. il trasporto dell’idrogeno) e quali invece andranno dismesse, con conseguenti costi non recuperabili.

Nel progredire lungo la transizione energetica, si dovrà inoltre tenere conto del diverso ruolo che il gas naturale si troverà a svolgere e delle conseguenze di questo cambiamento sulla remunerazione delle infrastrutture. Il settore del gas naturale vedrà infatti, da una parte, una domanda in graduale diminuzione, dall’altra, una crescente richiesta di flessibilità proveniente sia dal settore della generazione elettrica, sia dal proliferare di produzioni locali di gas rinnovabili, sia infine da un mercato interno del gas sempre più liquido, integrato e caratterizzato da flussi bidirezionali.

Le attuali barriere tecnologiche ed economiche  

L’elemento di maggiore criticità presente nella strategia europea riguarda la capacità delle fonti rinnovabili, dell’idrogeno e dei sistemi di cattura e stoccaggio della CO₂ di produrre e garantire l’energia elettrica sufficiente ai fabbisogni delle nazioni.

Il piano di decarbonizzazione presenta, infatti, obiettivi molto più sfidanti di quelli contenuti nel precedente 20-20-20. Si stima che la quota di domanda elettrica soddisfatta tramite la produzione da fonti rinnovabili dovrà passare dall’attuale 30% ad oltre il 67% e che la capacità fotovoltaica ed eolica da installare nel prossimo decennio dovrà raddoppiare, rispetto a quanto osservato nel periodo 2010-2020.

Innanzitutto, una crescita elevata della generazione da fonti intermittenti accrescerà i problemi di bilanciamento nella rete di trasmissione, e dunque i costi per i consumatori finali.

Inoltre, almeno in Europa, considerate l’elevata densità antropica e le ampie aree inurbate, qualche questione si pone riguardo alla disponibilità di aree destinabili all’installazione di nuovi impianti. Giocheranno quindi un ruolo strategico le tecnologie per gestire trasmissione e stoccaggio di energia oltre che gli strumenti in grado di limitare i costi e risolvere le criticità nella gestione delle reti.

La creazione di un mercato dell’idrogeno pone poi sfide ancora maggiori. Ad oggi, la produzione di idrogeno verde è essenzialmente legata alla sua funzione di stoccaggio di energia elettrica in eccesso: in condizione di elevata overgeneration, l’idrogeno può rappresentare una soluzione per lo stoccaggio dell’elettricità prodotta, sia per evitare situazioni di sbilanciamento della rete, sia per smussare la volatilità dei prezzi elettrici.

Una delle criticità relative all’idrogeno verde è proprio legata al costo di produzione, ad oggi molto più elevato di fonti concorrenti. Con le attuali tecnologie, il costo di produzione oscilla fra i 55 e i 125 €/MWh, valori che lo pongono fuori mercato sia rispetto al gas naturale, sia rispetto all’idrogeno prodotto da fonti fossili.

Infine, il principale ostacolo alla creazione di un mercato dell’idrogeno è innanzitutto legato allo sviluppo delle tecnologie necessarie a produrlo, tanto per quello “verde” come per quello “blu”. Dal rapporto Energy Technology Perspectives 2020 dell’IEA emerge come circa il 35% delle riduzioni di emissioni necessarie a raggiungere l’obiettivo sono attese da tecnologie ancora in fase di prototipazione o addirittura in fase dimostrativa e che il 40% della riduzione di emissioni è ascrivibile a tecnologie non ancora sviluppate su scala commerciale.

Quindi, se le linee di indirizzo sono chiare sullo scenario energetico di lungo termine, più incerta, invece la è la traiettoria per arrivarci. Le tecnologie considerate migliori per giungere ad una decarbo- nizzazione totale appaiono oggi in uno stato di sviluppo embrionale, caratterizzate da vincoli non solo tecnici, ma anche di coordinamento negli obiettivi climatici più generali.

Al contempo, la Strategia Europea non delinea in modo chiaro il ruolo che i combustibili fossili, gas naturale in particolare, potranno avere nella fase di transizione.

Italia. A che punto siamo?

In Italia, il gas naturale rappresenta una quota rilevante del mix energetico nazionale, sia come fonte energetica nei processi industriali, sia nella produzione di energia elettrica e sia in ambito domestico. Nonostante il trend di decrescita, l’utilizzo di gas naturale continuerà ad essere rilevante e ogni azione volta a ridurne l’impatto sull’ambiente potrebbe contribuire al raggiungimento degli obiettivi climatici.

La Tassonomia Europea assegna un ruolo importante agli investimenti per ridurre le perdite delle reti ed efficientare trasporto, distribuzione e consumo di gas. Nonostante ciò, ad oggi, i due documenti più rilevanti per cogliere le linee di indirizzo italiane sul settore, cioè il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) e il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), non presentano un percorso chiaro.

Anzi, in quest’ultimo, al capitolo Rivoluzione verde e transizione ecologica, il settore del gas non viene di fatto neanche menzionato. Il documento si concentra sullo sviluppo di nuovi impianti da fonti rinnovabili, sullo sviluppo di idrogeno verde e sulla digitalizzazione della rete elettrica. Tuttavia, non affronta il tema della transizione e di come ridurre fin da subito le emissioni di combustibili fossili come il gas naturale. Si prevede, poi, lo stanziamento di 2 miliardi di euro per progetti per la produzione di idrogeno, mentre non menziona né la possibilità di esplorare la produzione di idrogeno blu, né la possibilità di sostenere interventi di sequestro della CO₂.

Ad oggi, quindi, la strategia di transizione energetica italiana pare focalizzata unicamente su sviluppo di tecnologie che possono garantire emissioni zero, senza porsi il problema di come ridurre le emissioni dai comparti che utilizzano combustibili fossili e che rappresentano una quota ancora consistente dei consumi di energia primaria nei prossimi decenni.

Nonostante la strategia energetica italiana, almeno per il momento, sembri essersi dimenticata della rilevanza del gas naturale, i segnali che giungono dall’ARERA suggeriscono qualche riflessione.

Ad oggi, la distribuzione di gas è di fatto in una situazione di stallo. Dei 177 ATEM, solo 3 sono stati assegnati. Le gare gas possono essere l’occasione per allineare gli obiettivi del settore ai target di decarbonizzazione fissati a livello comunitario e nazionale. La distribuzione del gas può essere comunque protagonista di interventi finalizzati a ridurre le emissioni di CO₂, e quindi contribuire alla transizione energetica.

I bandi di gara non contemplano obiettivi di decarbonizzazione. Occorrono scopi specifici e strumenti regolatori in grado di sostenere progetti pilota a forte contenuto di tecnologia e innovazione, capaci di indicare una direzione per l’intero sistema industriale.