6.1 Introduzione
Il presente capitolo trae conclusioni riguardanti la sicurezza energetica dai dati analizzati nel report ed è diviso in due parti:
- una prima (6.2) riguardante lo sviluppo dei sistemi energetici rinnovabili e la loro penetrazione all’interno del mercato;
- una seconda (6.3) dove vengono analizzati gli aspetti prettamente geopolitici e macroeconomici della transizione, considerando sia il mercato crescente delle materie prime necessarie alla realizzazione dell’infrastruttura rinnovabile, sia quello decrescente dei combustibili fossili.
6.2 Sicurezza energetica in sistemi sempre più integrati
La transizione energetica comporta una serie di variazioni radicali nel sistema di distribuzione e gestione energetica. L’attuale infrastruttura prevede canali di distribuzione largamente indipendenti, con differenti impianti di conversione da una forma primaria ad una di consumo: si pensi infatti ai combustibili liquidi per i trasporti, a quelli gassosi per il riscaldamento, e all’elettricità per l’utenza domestica. In uno scenario di transizione sostenibile, il panorama energetico si stringe notevolmente verso l’utilizzo generalizzato della corrente elettrica, con una conseguente domanda crescente da parte di privati e dell’industria per riscaldamento e trasporti.
La transizione necessita di un radicale cambio di paradigma nel sistema di distribuzione generale, che passa da essere sostanzialmente uni-direzionale, dove l’energia passa dalla generazione attraverso un network fino al consumatore, ad una rete multi-direzionale molto più intricata. L’integrazione di questa infrastruttura passa anche attraverso una progressiva decentralizzazione energetica, ed è quindi necessaria una comprensione del flusso energetico attraverso l’intero sistema.
6.2.1 Energia rinnovabile variabile
Una forte crescita dell’eolico e del fotovoltaico in tutti gli scenari guida un cambiamento da sistemi in cui la produzione può essere variata in funzione della domanda (despatchable systems), verso quelli con una produzione variabile di energia (Variable Renewable Electricity), e questo richiede anche un cambio infrastrutturale e funzionale della rete energetica.
Per comprendere questi cambiamenti, ed il percorso da affrontare, sono stati elaborati degli scenari possibili divisi in “fasi” di integrazione delle tecnologie rinnovabili all’interno dell’infrastruttura energetica; gli scenari riassumono le sfide che le regioni incontrano man mano che aumenta la quantità relativa di rinnovabili all’interno dell’intero sistema.
In quest’ottica, mantenere la sicurezza di una fornitura energetica è una sfida multipla poiché è necessario che i fornitori assicurino una capacità di produzione sufficiente per sopperire ai picchi di domanda compatibilmente con la variabilità delle fonti rinnovabili. Man mano che la transizione procede è dunque necessario assicurarsi un cambio senza discontinuità dalle fonti tradizionali, come carbone e gas, verso le fonti a basse emissioni con produzione controllabile, anche se queste vengono usate poco frequentemente.
L’aggiornamento dell’infrastruttura riguarda anche i sistemi di accumulo oltre che di generazione, poiché la variabilità delle fonti rinnovabili è accompagnata anche da momenti di surplus, alternati a quelli di carenza produttiva.
Digitalizzazione e flusso bidirezionale
I progressi nelle tecnologie digitali, la diminuzione dei costi e l’aumento della connettività stanno accelerando la digitalizzazione dei sistemi elettrici: combinare analisi dei dati e connettività ha un enorme potenziale di miglioramento dell’efficienza dei sistemi energetici, rendendoli più flessibili e resilienti in ogni tipologia di scenario.
La digitalizzazione, le tecnologie focalizzate sull’utente ed i network facilitano estremamente un sistema energetico interconnesso, integrando ed esempio milioni di “tetti fotovoltaici” e auto elettriche, con questi sistemi elettrici digitalizzati che incorporano l’idea di flusso multidirezionale di elettricità e dati.
Il machine learning e la connettività uniti insieme hanno il potenziale di estendere la flessibilità del sistema totalmente verso la domanda degli utenti, dagli utilizzi domestici al trasporto elettrico a grandi utenti industriali. Un dato rilevante è che i dispositivi “connessi” risultano addirittura raddoppiare ogni 5 anni, cifra che si stima possa raggiungere i 100 miliardi entro la prossima decade.
Ci sono poi altri modi con cui le tecnologie digitali possono aiutare il contesto della transizione: tecnologie di registri distribuiti come la blockchain hanno il potenziale di provvedere sistemi di pagamento sicuri per facilitare lo scambio di energia e la ricarica dei veicoli, e di aiutare ad integrare risorse energetiche distribuite come i pannelli fotovoltaici domestici all’interno dell’intero sistema. Ed ancora, sensori, machine learning e droni possono aiutare ad individuare interruzioni, ripristinare i servizi o condurre manutenzione preventiva per migliorare l’efficienza, aumentare la vita di utilizzo o ridurre il tempo di indisponibilità di molti servizi.
Ad ogni modo, però, se non ben gestita, l’implementazione delle tecnologie rinnovabili e digitalizzate può comportare costi inattesi o problemi di affidabilità. Ad esempio, i sistemi digitalizzati che regolano l’offerta alla domanda potrebbero scavalcare le preferenze dei consumatori per il riscaldamento o raffrescamento, causando un comportamento errato del sistema.
Infine, un’altra preoccupazione è il crescente rischio alla cyber-sicurezza: un cyber-attacco potrebbe causare il controllo di dispositivi e processi in sistemi elettrici, causando danni fisici e diffusi malfunzionamenti di sistema ad imprese e consumatori.
6.2.2 Nuove domande nell’infrastruttura dei combustibili
Nello scenario NZE, la metà del consumo finale di energia al 2050 è rappresentato dall’elettricità, di cui due terzi prodotta da fonti rinnovabili variabili, fatto che pone molta pressione sul sistema.
L’altra metà consiste in combustibili di varie forme, di cui quasi tutti a basso, o nullo, tenore di carbonio.
Le trasformazioni necessarie hanno quindi implicazioni nei sistemi di distribuzione di tutto il mondo, nonostante alcune parti di questi sistemi possano essere adattate nel tempo per combustibili a basse emissioni.
Un grande interesse sta maturando per l’impiego dello stoccaggio dell’idrogeno, nonostante l’applicabilità di differenti tipologie di stoccaggio vari sensibilmente. Considerando che, se anche l’interezza dello stoccaggio attuale (15EJ) fosse usato interamente per l’idrogeno, questo coprirebbe solo dal 10 al 25% di tutto l’idrogeno low carbon prodotto (NZE) nel 2050.
C’è dunque bisogno, in ogni caso, di nuove infrastrutture ed in particolare nelle economie in via di sviluppo.
Nuove infrastrutture saranno poi necessarie anche per il trasporto della CO2.
Dove verranno costruite nuove infrastrutture per la gestione del gas, sarà poi importante assicurarsi che queste siano compatibili con l’ambiente e altri obiettivi di sostenibilità, specialmente in mercati emergenti ed economie in sviluppo, che si troveranno a gestire una crescente domanda di energia negli anni a venire.
Decretare quale parte dell’infrastruttura attualmente esistente abbia un futuro nella transizione energetica non è facile, come per il caso del gas naturale, dove degli obiettivi specifici potrebbero aiutare a calibrare le aspettative del mercato rispetto agli investimenti richiesti per l’infrastruttura midstream, assicurando così che tutti questi investimenti rendano il sistema compatibile con altre opzioni come il biometano e l’idrogeno.
Sarà particolarmente importante assicurarsi che le regolamentazioni rimangano aggiornate per riconoscere e dare valore alla flessibilità, e che la pianificazione a lungo termine della rete sia coerente con gli sviluppi in altri mercati e sistemi di distribuzione, in particolare quello elettrico, dato che la fornitura di gas è cruciale per gli impianti termici, capaci di rispondere alla domanda temporale e ai picchi stagionali di domanda.
6.2.3 Conversioni energetiche addizionali
Più la transizione progredisce, più le risorse che entrano nel sistema energetico richiedono conversioni prima di raggiungere gli utenti finali e questo andamento porta alla necessità di una maggior integrazione della rete energetica.
Le conversioni sono richieste quando l’energia è in una forma che non rispecchia quella della domanda, come ad esempio il carbone che ha bisogno di essere convertito in elettricità. Queste conversioni includono cambiamenti nella forma energetica, come da chimica a elettrica o termica.
Circa un quarto dell’energia primaria attuale è usata nella stessa forma in cui viene fornita, mentre entro il 2050 circa il 40% dell’energia consumata (NZE) subirà almeno due processi di conversione, fatto praticamente inesistente ad oggi.
Nello scenario descritto, i prodotti che hanno subito uno step di conversione sono ad esempio i biocombustibili, l‘energia nucleare, il riscaldamento domestico e l’idrogeno a basso carbonio derivante dal fotovoltaico ed eolico.
Le conversioni energetiche addizionali riportate nell’NZE sono una caratteristica del sistema a zero emissioni, dato che provvedono alla sua flessibilità al fine di far corrispondere l’offerta delle fonti variabili e la domanda di elettricità al costo minore.
Ad ogni modo, ogni step di conversione presenta una perdita energetica; alcune sono modeste, come l’energia dissipata nella carica-scarica di una batteria al litio (5-20%), mentre altre sono più sostanziali, come le perdite intorno al 50% associate durante la conversione di elettricità a forme di stoccaggio di idrogeno liquido.
Inoltre, dopo le perdite per la conversione, è necessario tenere di conto delle perdite nella distribuzione, che si prevede raddoppiare fino a 17EJ al 2050 (NZE), come conseguenza dell’elettrificazione ed incremento della domanda.
Ogni step aggiuntivo richiede l’installazione di equipaggiamento e dunque la rete di interdipendenza del sistema aumenta e diventa più densa: dato che la solidità di un network corrisponde a quella del suo anello più debole, è necessario per i regolatori considerare tutti questi parametri per ogni parte del sistema. Poiché l’elettricità arriverà a ricoprire una parte sempre maggiore del consumo energetico, il potenziale impatto sui consumatori di un problema alla distribuzione potrebbe crescere ed allargarsi anche su nuovi settori.
Garantire la sicurezza della catena di distribuzione con conversioni multiple richiede la pianificazione di sistemi integrati ed un bilancio appropriato di partecipazione tra investitori pubblici e privati.
Il dovere dei governi sarà quindi di provvedere a costruire un’architettura normativa che consenta scelte di investimento che riflettano il reale contributo delle tecnologie sul sistema, senza tracciare a priori le scelte del mercato.
6.2.4 Infrastruttura resiliente al cambiamento climatico
I crescenti rischi derivanti dal cambiamento climatico sono esemplificati da un crescente aumento di eventi meteorologici estremi come ondate di caldo e freddo, incendi, siccità, cicloni e inondazioni.
Alcuni di questi eventi hanno disturbato o interrotto la realizzazione di infrastrutture cruciali, come centrali elettriche, reti telematiche e impianti di produzione offshore. In particolare, suscita preoccupazione la crescente intensità di cicloni, che potrebbero causare seri danni alle infrastrutture di distribuzione energetica, in particolare nelle aree costiere. Secondo le analisi geospaziali, per quasi un quarto delle reti elettriche mondiali è stato stimato un elevato rischio di esposizione a venti ciclonici distruttivi.
A suscitare preoccupazione è anche l'innalzamento del livello del mare, che al momento sta salendo ad un ritmo due volte maggiore rispetto a quello registrato nel secolo scorso. Questo fenomeno, accompagnato da alte maree, potrebbe portare ad inondazioni che interesserebbero le infrastrutture di distribuzione nelle aree costiere poco elevate.
Anche la scarsità d'acqua potrebbe ridurre la produzione delle centrali termoelettriche dotate di sistema di raffreddamento ad acqua dolce, in particolare nelle regioni in cui i flussi di acqua dipendono dalle piogge stagionali. Circa un terzo delle centrali nucleari e termoelettriche esistenti che utilizzano il raffreddamento ad acqua dolce sono localizzate in aree ad elevato stress idrico, e questa quota è destinata ad aumentare nel tempo, poiché i cambiamenti climatici trasformeranno le aree che si trovano a basso stress idrico in aree ad alto stress. Secondo le stime sulla disponibilità dell'acqua in uno scenario ad emissioni intermedie, entro il 2040 più del 40% delle centrali termoelettriche e nucleari dotate di raffreddamento ad acqua dolce saranno situate in aree ad alto rischio. Altri tipi di infrastrutture energetiche dipendono dalla disponibilità dell'acqua: queste vanno dagli impianti di gas e petrolio upstream che utilizzano l'acqua per incrementare la produzione, fino agli impianti di biocarburanti che adoperano sistemi di irrigazione e raffinazione ad acqua (la decrescente disponibilità d'acqua ha già colpito le raffinerie in Paesi come India, Iran, Iraq e Venezuela).
La stabilità delle forniture di rame, un materiale fondamentale utilizzato nelle tecnologie di energia sostenibile, dipende anch'essa dalla disponibilità di risorse di acqua pulita.
È di vitale importanza sottolineare quanto sia necessario un intervento da parte della classe politica per incrementare la resilienza del sistema energetico al cambiamento climatico.
Secondo le analisi della IEA, circa il 25% dei Paesi membri non menzionano la resilienza climatica nei loro piani energetici, e la maggior parte dei Paesi potrebbe ancora migliorare la prontezza delle proprie normative.
La IEA Climate Resilience Policy Indicator è uno sforzo iniziale per valutare il livello di rischio climatico in rapporto all'adeguatezza delle normative. Il suo scopo è quello di spingere ad incorporare il rischio climatico nella pianificazione e regolamentazione dello sviluppo infrastrutturale futuro. Come primo passo, i legislatori dovrebbero commissionare delle valutazioni sulle infrastrutture esistenti in modo da individuare le potenziali vulnerabilità e le priorità di adattamento, concentrandosi sulle aree critiche per l'operatività del sistema e particolarmente suscettibili all'impatto climatico.
6.3 Aspetti internazionali della sicurezza energetica
6.3.1 Minerali critici
Il rapido sviluppo di tecnologie low-carbon nel contesto della transizione energetica sta comportando un aumento della domanda di minerali considerati critici; l’obiettivo del raggiungimento di zero emissioni nette globali entro il 2050 richiede una straordinaria integrazione di energia pulita, e si stima che al 2050 saranno necessari fino a sei volte più minerali che adesso.
Primo tra tutti il litio, che ha visto la crescita maggiore tra i minerali chiave, con una domanda al 2050 prospettata fino a 100 volte quella attuale, con cobalto, nichel e grafite a seguire tra gli incrementi di domanda maggiori.
Il prospetto di un rapido aumento della domanda per i minerali critici, ben superiore a qualsiasi casistica osservata nella storia, fa sorgere domande a proposito della disponibilità e robustezza delle catene di approvvigionamento.
Ad esempio, i primi tre paesi per produzione di litio, cobalto e terre rare controllano più dei ¾ delle risorse mondiali. Il livello di accentramento è ancora maggiore per i passaggi di raffinazione, con la Cina che svetta per la predominanza in questo campo.
L’impatto di una carenza di minerali sarebbe completamente diverso da una carenza di derivati dal petrolio, poiché non ci sarebbe un effetto immediato sul consumatore finale. La decrescita delle forniture potrebbe però innescare varie risposte dell’industria, come sostituzione del materiale, incremento del riciclo o un incremento degli investimenti nelle catene di distribuzione.
Una forte crescita nell’utilizzo di batterie potrebbe portare quindi ad un netto sforzo delle filiere e di conseguenza flessione dei prezzi, innescando sforzi come ricerca di tecnologie chimiche differenti, che potrebbero richiedere meno materiali per la produzione.
Queste risposte, però, arriverebbero con ritardi non indifferenti ed una notevole volatilità dei prezzi, che ricadrebbe sull’industria e sui consumatori.
Durante l’ultima decade, lo sviluppo della tecnologia e l’economia di scala hanno diminuito il costo delle tecnologie energetiche chiave in modo significativo: prendendo come esempio le batterie agli ioni di litio, il prezzo è diminuito del 90% dal 2010. È anche vero, però, che le materie prime rappresentano adesso una parte maggiore del costo della tecnologia.
Anche per il fotovoltaico i materiali rappresentano una parte sostanziale del costo: i materiali chiave includono silicio (10-15% del costo) il cui prezzo per la produzione è addirittura raddoppiato durante il solo ultimo anno, ed argento (5-7%) , aumentato del 30%.
Per le batterie dei veicoli elettrici, invece, i prezzi medi dei materiali catodici hanno mostrato un incremento nella prima metà del 2021 del 20-40% per Li e Ni, e del 60% per il cobalto. Questi incrementi si traducono, per il consumatore, in un aumento del 6% sul costo della batteria, considerando poi costante il prezzo di tutti gli altri elementi utilizzati (l’impatto varia poi in base alla chimica della batteria, per le NMC622 un raddoppiamento del prezzo di uno dei tre minerali chiave causa dal 5 al 7% di incremento del pacco batterie).
L’aumento dei prezzi di materiali chiave nella misura osservata recentemente potrebbe generare una pressione incrementale sugli investimenti totali dei prossimi 10 anni dal 5 al 15%, comportando circa 430 miliardi di $ aggiuntivi agli investimenti richiesti per fotovoltaico, eolico ed elettrificazione urbana negli obiettivi STEPS, e fino a 700 miliardi di $ negli NZE.
Lo scale up degli investimenti per impianti di estrazione e raffinazione è fondamentale; per attrarre capitali per nuovi progetti, i legislatori devono dimostrare come gli obiettivi possono essere convertiti in azioni,
mentre si avanza verso il miglioramento della gestione delle risorse.
Inoltre, incrementare gli sforzi di riciclo potrebbe consentire di recuperare una frazione rilevante di risorse minerali da oggetti a fine vita, in ottica di economia circolare e reintegrazione dei materiali.
Tutte queste misure dovrebbero essere parte di un’ampia strategia che coinvolge anche la resistenza delle catene di produzione, includendo trasparenza e standard di sostenibilità.
La risposta dei legislatori e delle aziende determinerà se questi minerali critici saranno parte funzionante di una transizione ecologica riuscita o diverranno “colli di bottiglia” per la sua realizzazione.
6.3.2 Investimenti in petrolio e gas
L’andamento della domanda per petrolio e gas varia significativamente a seconda dello scenario futuro analizzato, e questo ha implicazioni sugli investimenti richiesti per assicurare una fornitura adeguata
Il fatto che il prospetto NZE non necessiti di investimenti in innovazione nel campo degli idrocarburi non significa che limitare gli investimenti in questo campo assicurerà gli esiti della transizione auspicati dagli NZE: se la domanda rimane ad alti livelli, ridurre gli investimenti risulterebbe in una carenza dell’offerta, che produrrebbe prezzi più alti e più volatili. È dunque fondamentale una pianificazione per ridurre la domanda di idrocarburi in linea con i prospetti NZE, al fine di ottenere una profonda riduzione delle emissioni ed evitare una contrazione del mercato.
Un ipotetico sovra-investimento creerebbe il rischio di asset sottoutilizzati o non profittevoli, ponendo una maggiore pressione finanziaria sui produttori; parallelamente questa situazione creerebbe il rischio di un eccesso di capacità produttiva che abbasserebbe i prezzi, rendendo necessari maggiori sforzi per minimizzare un rimbalzo della domanda.
Dall’altro lato, una penuria di investimenti sarebbe ugualmente pericolosa poiché, un incremento dei prezzi degli idrocarburi, pur rendendo più competitive le opzioni a basso tenore di carbonio, potrebbe diventare una distrazione politica ed un segnale per il posizionamento di nuovi investimenti. Le forniture di idrocarburi negli APS ed NZE sono sempre più concentrate in un numero ristretto di produttori a basso costo: la frazione di produzione degli stati OPEC più la Russia aumenta dal 47% al 58% negli APS e fino al 61% negli NZE, valore comparabile con i più alti livelli nella storia del mercato del petrolio negli anni ’70.
Sostanzialmente ci sarebbe una lunga coda di produttori che avanzano pretese su un mercato in contrazione, complicando la gestione globale ed aumentando la possibilità di prezzi più volatili.
Una grande diminuzione degli utili da idrocarburi contribuirebbe alle incertezze di certe economie produttrici, incoraggiandole ad acquisire una maggior frazione delle forniture future e sottovalutando quindi una necessità di attenta vigilanza anche in un mercato in grande contrazione.
6.3.3 Nuovi scenari di scambio energetico
Il commercio internazionale gioca un ruolo cruciale nell’economia mondiale odierna, poiché offre una fonte di introiti per gli esportatori ed una soluzione alle nazioni senza alcune risorse per assicurarsi gli approvvigionamenti necessari.
Al momento, questo commercio è dominato dai combustibili fossili, con la predominanza del petrolio, ma gli attuali cambiamenti di produzione energetica, prospettati anche negli APS e NZE stanno portando grandi spostamenti di equilibrio e nuovi attori sul palco mondiale-principalmente minerali e idrogeno low-carbon.
La frazione di idrogeno e minerali nello scenario globale raddoppia dal 13% odierno ad un 25% nel 2050 negli APS, mentre arriva a superare l’80% negli NZE, con una tratta del petrolio che declina significativamente, ribaltando completamente le dinamiche attuali del commercio energetico internazionale.
Nonostante la maggior parte delle fonti a basso tenore di carbonio venga prodotto dove viene poi direttamente consumato, la tratta dell’idrogeno (o combustibili ricchi di idrogeno) potrebbe rappresentare un’eccezione.
Il valore delle varie forme di idrogeno commerciato cresce negli APS fino a 100mld $, un valore più alto dell’odierno volume del carbone, e fino a 300mld$ negli NZE. Questo pone cruciali questioni sull’infrastruttura, sulla sicurezza e sulle normative di mercato.
Nuovi paradigmi geopolitici e di commercio energetico si originano dalla transizione sostenibile, ma il tradizionale commercio di idrocarburi non svanisce. Come nella produzione, petrolio e gas vedono una simile concentrazione di flussi, notoriamente tra il Medio Oriente e l’Asia. Il commercio di derivati petroliferi varia a seconda dei tre scenari, ma il comune denominatore è la crescente pressione sull’industria di raffinazione mondiale. Gli attuali maggiori importatori (economie in via di sviluppo asiatiche) continueranno ad importare grossi volumi anche negli APS, cosicchè il volume di prodotti scambiato internazionalmente continuerà ad aumentare nonostante la riduzione media di domanda.
Tuttavia, il declino nella domanda di petrolio comporterà una diminuzione graduale degli investimenti in capacità di raffinazione.
Queste traiettorie differenti illustrano le difficoltà riscontrate nella pianificazione delle azioni sul mercato, specialmente di coloro che si fanno carico delle decisioni su nuovi progetti di investimento.
Nonostante nuovi impianti con una necessità di investimento minima possano provvedere in una certa misura ad una sicurezza dell’offerta, c’è anche il rischio di produrre poi volumi non necessari.
Ad ogni modo, una sufficiente liquidità sul mercato sarà necessaria per assicurarsi che vengano prese decisioni di investimento in accordo con le previsioni di prezzo che riflettano la domanda/offerta a lungo termine per ogni regione.
La domanda decrescente dell’Europa per il gas naturale durante la transizione ha importanti implicazioni nel mercato globale; ad oggi le riserve della regione e la capacità di importazione hanno aiutato ad assorbire il surplus. In assenza di questa “valvola”, la pressione sui produttori aumenterà per offrire una fornitura di gas più flessibile, e ci sarà anche più pressione sugli importatori, principalmente l’Asia, per sviluppare capacità di stoccaggio adatta o stipulare contratti flessibili con i consumatori.
Conclusioni
Un sistema energetico in evoluzione richiede un’evoluzione dell’approccio alla sicurezza energetica, mantenendo alta la sorveglianza sui rischi tradizionali ed ampliando gli orizzonti per contare altri potenziali rischi, tenendo ben presente le modalità in cui la sicurezza deve essere rivisitata dalla transizione sostenibile. Una preoccupazione consiste nella possibilità di investimenti non bilanciati e disallineamenti tra i legislatori e i finanziatori del processo di transizione, oltre al fatto che l’implementazione degli obiettivi dichiarati può trovare ritardi, con pressioni sociali che possono influenzare positivamente o negativamente l’avvenire dell’intero processo o con attori che ritrattano gli investimenti per la crescente incertezza del mercato.
La strada per le emissioni zero sarà quindi un percorso lungo ed accidentato, ma verso una meta fondamentale per tutti.