La filiera del gas naturale italiano compirà il suo primo secolo nel 2044 a 100 anni dalle scoperte dei primi giacimenti nella pianura padana. L’utilizzo moderno del gas in Italia ha avuto certamente un ruolo preminente nella definizione di un sistema energetico sempre più ad elevata efficienza, sicuro e a basse emissioni di carbonio. In tempi recenti, si sono create le condizioni – di nuove tecnologie e di contesto politico ed istituzionale - per innescare un processo trasformativo del sistema energetico globale e con esso, necessariamente, del sistema energetico italiano. L’industria del gas si prepara pertanto al traguardo dei suoi 100 anni ad affrontare una sfida senza precedenti: de-fossilizzare l’intera filiera e sancire nel contempo un ruolo dirimente nel sistema energetico nazionale garantendo maggiore efficienza, flessibilità, competitività e sicurezza.

Un primo passo in questo senso è costituito dall’introduzione di tecnologie per la produzione di gas rinnovabili, quali biometano da residui organici e idrogeno da processi biologici ed elettrochimici. In particolare, i sistemi power-to-gas (P2G) per la produzione di idrogeno per via elettrochimica sono stati proposti come sistemi di conversione di energia elettrica in energia chimica, in grado di far fronte a sfasamenti tra generazione e domanda sia temporali che spaziali. Da una parte, la disponibilità di siti di stoccaggio consente potenzialmente un accumulo di tipo stagionale che può andare incontro alla variabilità annuale della generazione elettrica rinnovabile. Dall’altra, l’estensione della rete gas esistente consente di trasportare energia anche su lunghe distanze facendo fronte alla sfasatura geografica tra poli di domanda e di offerta di energia, consentendo potenzialmente di ridurre gli investimenti su grandi reti di trasmissione elettriche.

Le nostre stime* su un caso studio a scala urbana, basato su modelli di ottimizzazione economica di tipo bottom-up e relativo alla città di Torino, mostrano che la decarbonizzazione dell’80% del settore residenziale e commerciale al 2050 è possibile mediante l’integrazione delle infrastrutture elettriche, del gas naturale e della rete di teleriscaldamento. Gli obiettivi di decarbonizzazione possono essere raggiunti a fronte di una riduzione del 47% dei consumi finali complessivi con un contributo del gas naturale sui consumi residui di circa il 50% per la produzione di calore in caldaie ad elevata efficienza, sistemi micro-cogenerativi distribuiti e in cogenerazione mediante la distribuzione di fluidi termovettori in reti di teleriscaldamento. L’elettrificazione della quota complementare dei consumi richiederebbe un forte incremento della generazione urbana da fonte rinnovabile. Essa risulta però limitata dalla generale scarsa disponibilità di aree urbane libere: nel caso di Torino, non più del 12% dei consumi elettrici totali possono derivare da fonte solare distribuita. Per garantire un’adeguata decarbonizzazione attraverso elettrificazione, la restante quota di energia elettrica, necessariamente prelevata dalla rete nazionale, deve avere un fattore di emissione massimo di 130 g/kWh, con una riduzione superiore al 64% rispetto al 2015.

In questo contesto è evidente come il ruolo del gas naturale sarà fondamentale nel raggiungimento degli obiettivi ambientali nazionali, ancora di più nel caso entrassero nella filiera gas rinnovabili quali biometano e idrogeno. Infatti, nell’ambito del riscaldamento su scala urbana, questi ultimi possono ricoprire un ruolo chiave nella decarbonizzazione a costi competitivi, permettendo alla quota di energia elettrica un fattore di emissione fino a 227 g/kWh ovvero il 36% in meno se raffrontato al 2015, rilassando così gli investimenti sull’infrastruttura elettrica e diversificando i vettori energetici. In tali condizioni, i gas rinnovabili contribuirebbero per il 28% - 37% del gas totale, a seconda dell’impiego o meno di power-to-gas, come si può osservare nel grafico seguente.

Scenari di decarbonizzazione 80% al 2050: opzioni di mix energetico urbano al variare della disponibilità di tecnologie per la produzione dei gas rinnovabili.

L’approfondimento e la generalizzazione di questi studi, mediante l’introduzione di ulteriori settori finali (uno fra tutti i trasporti) e la modellazione integrata delle reti energetiche, risulta sicuramente un passo fondamentale per una corretta pianificazione energetica che incida sugli investimenti per le infrastrutture, i piani di sviluppo tecnologico delle aziende del settore, gli assetti di governance dei TSOs e DSOs, i regolamenti e gli standard. Il tema della pianificazione infrastrutturale risulta estremamente rilevante per non incorrere in assetti che rispondono ad obiettivi di medio termine ma non riescono a catturare obiettivi di lungo periodo.

Tale approccio sistemico è di particolare rilevanza per un Paese come l’Italia, avente da una parte un elevato potenziale in termini di fonti rinnovabili e dall’altra una forte tradizione nell’industria del gas, vantando su un’infrastruttura robusta, capillare e ancora in espansione.

Gli autori del presente articolo sono: Pierluigi Leone, Marco Cavana, Chiara Delmastro e Romano Borchiellini del Dipartimento di Energia e Energy Center Lab del Politecnico di Torino

*Lo studio di scenario è stato finanziato nell'ambito del bando 'Metti in rete la tua idea di Ricerca - Progetto Heat in the Pipe' con il supporto del Politecnico di Torino e la Compagnia di San Paolo.