Fabrizio Corapi, Head of Corporate Development & Regulatory di EP Produzione, offre una chiave di lettura per comprendere la sfida che la transizione energetica pone al paese.
La conclusione delle consultazioni sulla proposta di Piano Energia Clima 2030 (PNIEC) non ha spento i riflettori sui suoi contenuti e soprattutto sul dibattito in merito alle soluzioni per raggiungere gli obiettivi europei e alla trasformazione del sistema energetico del Paese.
Fabrizio Corapi, Head of Corporate Development & Regulatory di EP Produzione, segue da vicino questi temi e le loro implicazioni sull’assetto regolatorio e di mercato: “Stiamo attraversando una fase cruciale non solo per quanto riguarda il futuro assetto del sistema energetico, ma anche della nostra società: perché se da un lato il Paese ha imboccato la strada verso la lotta ai cambiamenti climatici e alla decarbonizzazione, d’altro canto questo percorso impone scelte che avranno un impatto significativo – economico, ma non solo – su una molteplicità di soggetti e aree geografiche del Paese” spiega.
I NODI DA SCIOGLIERE
Le tre direttrici principali indicate nel PNIEC per il raggiungimento degli obiettivi – crescita delle rinnovabili, miglioramento dell’efficienza energetica e decarbonizzazione –implicano sfide ambiziose e criticità da affrontare e risolvere. “Oltre alla sfida che comporta l’incremento dai 110 TWh attuali a circa 187 TWh attesi di energia prodotta da fonti rinnovabili, proveniente da nuova capacità da fonte eolica e solare, occorre tenere presente l’impatto sulla rete elettrica di un tale assetto produttivo”, sottolinea Corapi, riferendosi all’esigenza, già manifestata da Terna, di garantire adeguatezza, sicurezza e inerzia del sistema elettrico.
“È opportuno uno sforzo di tutti – istituzioni, cittadini, operatori – per pianificare insieme un percorso di de-carbonizzazione chiaro e realizzabile, per una transizione energetica realmente sostenibile per il Paese”
Fabrizio Corapi, Head of Corporate Development & Regulatory di EP Produzione
Un altro nodo riguarda la decarbonizzazione, che ha nel phase-out degli impianti alimentati a carbone nel 2025 uno dei passaggi essenziali, confermato dal testo del PNIEC. La chiusura degli 8 GW di capacità attualmente assicurati dagli impianti a carbone operativi e il mantenimento di margini di adeguatezza sufficienti al sistema elettrico nazionale rappresentano una sfida impegnativa, che rimette in primo piano il ruolo delle centrali termoelettriche alimentate a gas e attesta l’importanza del mercato della capacità. Portare a chiusura le 8 centrali a carbone attive è un procedimento che va pianificato e gestito con molta attenzione, dal momento che sono elementi – essenziali in qualche caso – di un sistema complesso. “Anche prevedendo investimenti nello sviluppo della rete – per esempio in nuovi elettrodotti, sistemi di accumulo e compensatori sincroni – allo stato attuale e nel medio termine solo la funzione di back-up svolta dagli impianti termoelettrici programmabili, flessibili, efficienti e a basse emissioni di CO2, principalmente impianti alimentati a gas, può garantire le condizioni di sicurezza e adeguatezza richieste, e contemporaneamente garantire il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni”, aggiunge Fabrizio Corapi “Il percorso di transizione energetica definito nel PNIEC – con la chiusura delle centrali a carbone, la loro parziale sostituzione con impianti efficienti e flessibili a gas e con sistemi di accumulo, l’ulteriore sviluppo dell’efficienza energetica e il forte sviluppo delle fonti rinnovabili – consentirebbe una riduzione del 56% delle emissioni di CO2 al 2030 (rispetto ai livelli del 2005), nel settore coperto dal sistema di scambio quote EU ETS, a fronte di un obiettivo nazionale del 43%”.
Per permettere che questo ruolo possa essere svolto in modo economicamente sostenibile per gli impianti produttivi, il Paese ha avviato un piano per l’introduzione di del mercato della capacità (capacity market), recentemente varato dal Ministero dello Sviluppo Economico e confluito nel decreto pubblicato lo scorso 28 giugno, in seguito al via libera dell’Arera e all’approvazione della Commissione UE. “Il mercato della capacità è condizione abilitante per assicurare un approvvigionamento di risorse a medio-lungo termine con procedure trasparenti, concorrenziali e tecnologicamente neutrali in funzione delle esigenze”, specifica Corapi, che aggiunge “Non solo: paradossalmente la sua introduzione è la migliore garanzia per uno sviluppo organico delle rinnovabili e per la loro sostenibilità tecnica ed economica a livello di sistema”.
“La Sardegna rappresenta probabilmente il caso più emblematico della complessità della transizione energetica” afferma Corapi. Attualmente gran parte dell’energia elettrica che alimenta l’isola è generata dall’impianto di gassificazione dei residui di produzione della raffineria della Saras e da due centrali a carbone: la centrale di Fiume Santo di EP Produzione e la centrale Sulcis di Enel, che operano entrambe in regime di essenzialità. Sugli scenari proposti per garantire un approvvigionamento energetico adeguato e sicuro in alternativa al carbone – il collegamento elettrico tri-terminale continente-Sicilia-Sardegna e la metanizzazione dell’isola mediante depositi costieri per LNG – si è acceso un vivace dibattito, che si concentra sulle tempistiche di realizzazione delle infrastrutture necessarie e sulla sostenibilità – oltre che sulla ricaduta – dei loro costi.
“Al momento non c’è un programma chiaro per la Sardegna, tenendo conto che al 2025 il PNIEC prevede la chiusura delle due centrali a carbone e che, di contro, le tempistiche per la realizzazione del cavo annunciate da Terna sono più lunghe e il quadro regolatorio per la metanizzazione dell’isola non è ancora definito”, afferma Corapi, aggiungendo: “In quanto proprietario di uno dei due impianti, EP Produzione è impegnata nel confronto con le istituzioni e la comunità locale sulle soluzioni sostenibili per il futuro dell’impianto e dell’approvvigionamento sistema energetico dell’isola. L’azienda ha presentato un piano per la riconversione della centrale di Fiume Santo che prevede due opzioni alternative per la futura alimentazione dell’impianto: a gas e a biomasse”. In particolare, la conversione del sito da carbone a biomasse – una fonte rinnovabile, ma anche programmabile – consentirebbe il phase-out del carbone supportando l’adeguatezza e la sicurezza del sistema. Tale soluzione, che tutela e valorizza al meglio i posti di lavoro e le infrastrutture esistenti, presuppone un investimento di circa 180 milioni di euro, con le stime attuali: un investimento importante, che l’azienda, forte dell’esperienza del Gruppo in progetti dello stesso tipo, è pronta a realizzare a fronte di garanzie sulla remunerazione dell’energia immessa in rete.
“Certamente, non rimane molto tempo: per questo è opportuno uno sforzo di tutti – istituzioni, cittadini, operatori – per pianificare insieme un percorso di de-carbonizzazione chiaro e realizzabile, per una transizione energetica realmente sostenibile per il Paese” conclude Fabrizio Corapi.