Scenari energetici al 2050: il ruolo delle rinnovabili nella decarbonizzazione

Nella previsione degli scenari energetici al 2050 è ancora possibile ipotizzare un contributo del 100% delle fonti rinnovabili? Sì, almeno per quanto riguarda la generazione elettrica. Lo evidenzia uno studio* presentato in occasione del convegno “Solar Expert”, organizzato da Italia Solare, sui possibili mix energetici al 2050 e sui relativi costi.

La decarbonizzazione del sistema energetico nazionale è possibile, sebbene non sempre semplice. Un esempio di transizione particolarmente complessa è rappresentato dal settore dei trasporti, anche a causa del lento ricambio del parco veicoli. In ogni caso, è possibile prevedere un impatto positivo in termini di decarbonizzazione dell’industria, almeno nei comparti in cui il fabbisogno di calore rimane inferiore ai 150-200 °C.

In entrambi gli scenari elaborati attraverso i due strumenti modellistici, risulta sempre conveniente installare impianti fotovoltaici, eolici e altre fonti rinnovabili, purché accompagnati da sistemi di accumulo. Tra i diversi elementi del mix energetico è prevista anche l’introduzione dell’idrogeno e del nucleare, mentre emerge una significativa riduzione del ruolo del gas.

L’analisi tiene conto anche dei costi del sistema. In particolare, nel primo modello lo scenario che prevede la combinazione di rinnovabili e gas stima un costo pari a 26,4 miliardi di euro l’anno nel periodo compreso tra il 2025 e il 2050.

Come sono stati elaborati gli scenari energetici al 2050

Lo studio sugli scenari energetici al 2050 è stato realizzato e presentato da Giuliano Rancilio, Giuseppe Muliere (Politecnico di Milano) e da Lorenzo Saguatti (centro di ricerca LEAP).

L’obiettivo dei ricercatori era verificare, “con calcoli di prima mano”, l’evoluzione del sistema elettrico ed energetico, sviluppando strumenti modellistici per effettuare analisi quantitative della transizione energetica.

Il team di ricerca ha voluto comprendere come evolveranno i consumi e la produzione di energia, minimizzando contemporaneamente i costi e le emissioni climalteranti.

Per questo motivo sono stati sviluppati due strumenti modellistici che analizzano l’evoluzione del sistema lungo il percorso verso il 2050, tenendo presente anche le tappe intermedie del 2030, 2035 e 2040, così da valutare l’intera traiettoria della transizione.

Oltre a verificare la fattibilità di scelte tecnologiche ottimali al 2050, ma difficilmente realizzabili negli anni intermedi, evitando così di rallentare la transizione per privilegiare una specifica tecnologia, un altro importante obiettivo dello studio è quello di riportare al centro del dibattito lo scenario basato sul 100% di fonti rinnovabili, recentemente “uscito dagli schemi”.

I due modelli di analisi degli scenari energetici

Prima di analizzare gli scenari energetici al 2050 è necessario partire dalla domanda elettrica ed energetica, ritenuta un input comune a entrambi i modelli. Oggi il fabbisogno elettrico è pari a circa 300 TWh; si prevede che raggiungerà 351 TWh nel 2030, per salire progressivamente a 382 TWh nel 2035, fino a includere anche il fabbisogno di idrogeno nel 2040 e nel 2050 (25 TWh nel 2040 e 75 TWh nel 2050). Nell’anno finale dello scenario il fabbisogno supera i 513 TWh.

Il primo modello, denominato Spreadsheet, valuta il sistema elettrico nazionale come un nodo unico e ottimizza sia la capacità installata sia l’operatività del sistema attraverso sei giorni tipo per gli anni 2030, 2035, 2040 e 2050.

Dal punto di vista della granularità spaziale, Spreadsheet considera l’Italia come un unico nodo, mentre il modello NeMeSI adotta una granularità regionale, prestando maggiore attenzione alle reti di trasmissione.

Nel modello Spreadsheet sono stati analizzati due scenari. Nel primo, denominato “Rinnovabili + Gas”, è prevista una significativa installazione di impianti fotovoltaici ed eolici. Per il fotovoltaico si prospetta una capacità complessiva di 318,7 GW al 2050, mentre per l’eolico sono previsti 143 GW installati. A supporto di tali capacità saranno necessari 57 GW di batterie di accumulo con una durata media di sei ore (circa 350 GWh di capacità).

Rimane inoltre una quota di capacità a gas (10,8 GW), in parte dotata di sistemi di cattura e stoccaggio della CO₂ (CCS), pari a 15,8 GW. In questo scenario l’overgeneration è contenuta al 2,8% della domanda grazie all’impiego di elettrolizzatori, per una capacità prevista di 33 GW, destinati alla produzione di idrogeno verde. Il costo del sistema è stimato in 26,4 miliardi di euro l’anno nel periodo 2025-2050.

Il secondo scenario prevede invece l’introduzione del nucleare. Se la capacità a gas dovesse ridursi sensibilmente prima del 2040, scendendo sotto i 25-30 GW, il modello installerebbe circa 4 GW di capacità nucleare nel 2040. Il nucleare viene modellato come una tecnologia di grande scala e poco flessibile, con l’effetto di aumentare la sovrapproduzione da fonti rinnovabili e il numero di ore con prezzo dell’elettricità pari a zero.

Il costo complessivo del sistema risulta molto simile allo scenario senza nucleare (26,6 miliardi di euro l’anno nel periodo 2025-2050), ma con tempi di realizzazione più lunghi.

Il modello NeMeSI e il mix energetico al 2050

Il secondo modello, denominato NeMeSI, ottimizza il Total Annualized Cost del sistema energetico e restituisce un dettaglio orario basato sulle 8760 ore di un anno tipo (per esempio 2030, 2040 o 2050).

Il modello descrive nel dettaglio la generazione elettrica da fonti rinnovabili (fotovoltaico ed eolico), fonti convenzionali, fuel cell e impianti di cogenerazione industriale (CHP). Comprende inoltre l’intera filiera dell’idrogeno e considera la CO₂ come una commodity che può essere catturata, trasportata e utilizzata per produrre metano sintetico (CH₄) o e-fuel.

La modellazione avviene su scala regionale: ogni regione dispone di propri fabbisogni orari, capacità installata, disponibilità di risorse e profili di produzione, in particolare per le fonti rinnovabili.

Tra le principali assunzioni dello scenario figurano investimenti minimi nel termoelettrico, investimenti nel fotovoltaico (in linea con il Decreto Aree Idonee nel 2030, fino a un massimo di 10 GW l’anno nel 2035 e 15 GW l’anno nel 2050) e nell’eolico (con un massimo di 6 GW l’anno negli anni successivi al 2030). Il modello valuta, inoltre, la generazione elettrica da gas, gli investimenti nel nucleare, possibili a partire dal 2040, e la disponibilità crescente di biometano, da 5 GNm³ nel 2030 a 14 GNm³ nel 2050.

Poiché i consumi elettrici sono stimati quasi doppi nel 2050 rispetto a vent’anni prima, anche per effetto della crescente domanda dei data center e dell’idrogeno, aumentano sensibilmente anche le capacità installate.

Per il fotovoltaico è previsto un raddoppio della capacità tra il 2030 e il 2040, fino a raggiungere 190 GW nel 2050. Per l’eolico si stima invece un incremento di oltre 100 GW tra il 2030 e il 2050, accompagnato da oltre 100 GWh di sistemi di accumulo BESS.

Gas sintetico e biometano svolgeranno un ruolo importante soprattutto negli anni intermedi della transizione. Tra il 2030 e il 2040 sarà sfruttato quasi interamente il potenziale disponibile di biometano.

Per quanto riguarda il gas naturale, il fabbisogno è destinato a ridursi del 90% entro il 2050 rispetto ai livelli attuali.

Resterà, invece, ancora elevato l’utilizzo di combustibili fossili nel settore dei trasporti, con un peso significativo sulle emissioni complessive di CO₂.

Uno scenario 100% rinnovabile è possibile?

Alla luce dei risultati dello studio, è quindi possibile prevedere uno scenario energetico al 2050 alimentato al 100% da fonti energetiche rinnovabili? Secondo Giuliano Rancilio la risposta è affermativa, almeno per quanto riguarda la generazione elettrica.

«La generazione elettrica da termoelettrico viene soddisfatta dal biogas in maniera molto limitata: al 2040 siamo ancora molto dipendenti dal gas. Dobbiamo sfruttare fino alla fine il potenziale del biogas per soddisfare questa domanda. Nel 2050 il gas sarà ormai ampiamente in phase out, avremo una domanda molto più ridotta e quei 75 TWh saranno soddisfatti in buona parte da gas derivato da idrogeno verde e da biogas».

Un’altra questione riguarda il consumo di suolo necessario per sostenere una così ampia diffusione delle fonti rinnovabili. Secondo lo studio saranno necessari tra 120mila e 180mila ettari, pari allo 0,9-1,4% della superficie agricola totale, considerando tutti gli impianti fotovoltaici a terra.

Gli autori sottolineano tuttavia che si tratterebbe di un consumo di suolo reversibile e che, in molti casi, gli impianti saranno agrivoltaici, galleggianti oppure realizzati con altre soluzioni in grado di ridurre l’impatto sul territorio.

La vera sfida non sarà, quindi, tecnologica, bensì legata all’accettabilità degli impianti da parte dei territori.

*Lo studio è sostenuto dal Coordinamento FREE, Italia Solare, Confederazione Nazionale Artigianato e della Piccola e Media impresa (CNA) ed ECCO ed è stato sviluppato da ricercatori del Politecnico di Milano e del LEAP

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