Analisi trimestrale ENEA 2021: La Transizione ecologica si allontana

Il 2021 è stato l’anno del grande rimbalzo dei consumi energetici con una crescita dell’8% rispetto al 2020, nonostante l’aumento senza precedenti dei prezzi di elettricità e gas. È quanto emerge dall’Analisi trimestrale del sistema energetico italiano dell’ENEA (QUI) che evidenzia per l’intero 2021 anche la crescita delle emissioni di CO2 (+8,5%) - con il recupero del 70% di quelle “perse” nel 2020 per la pandemia - e il forte peggioramento (-27%) dell’indice ISPRED, elaborato dall’Agenzia per misurare la transizione energetica sulla base dell’andamento di prezzi, emissioni di CO2 e sicurezza degli approvvigionamenti. Inoltre, la quota di fonti rinnovabili si è attestata al di sotto del 19% dei consumi finali, in diminuzione di oltre un punto percentuale rispetto ai massimi raggiunti nel 2020.

Il 40% dell’aumento dei consumi 2021 è imputabile al petrolio, oltre il 30% al gas naturale, quasi il 20% alle importazioni di elettricità e il resto ai combustibili solidi.

Nonostante il calo dell’ISPRED sia legato al peggioramento di tutti e tre i parametri di riferimento - sicurezza, prezzi ed emissioni di CO2 - la componente decarbonizzazione ha avuto l’impatto negativo più consistente (-45%). Sul lato sicurezza degli approvvigionamenti, l’inverno appena concluso ha evidenziato punte giornaliere ai massimi storici per la domanda di gas nel settore termoelettrico, mentre il clima relativamente mite ha frenato la domanda del residenziale.

Vediamo nei particolari le questioni legate alla domanda del gas e di elettricità e i  margini di adeguatezza del sistema elettrico nazionale secondo la nuova Analisi di Enea…

  

DOMANDA GAS IN ITALIA

La domanda complessiva di gas in Italia nel 2021 è ammontata a 76,24 mld m3 (Figura 5-20), in aumento del 7,8% rispetto al 2020. Il quarto trimestre, con consumi pari a 23,05 mld m3 , ha segnato un aumento tendenziale del 9% rispetto a un anno prima, mostrando così la ripresa del processo di recupero dalla contrazione del 2020, che aveva conosciuto una temporanea battuta d’arresto nel terzo trimestre. I valori registrati nel 2021 risultano inoltre superiori anche a quelli del 2019, assumibili come riferimento prepandemico, dimostrando così il completo riassorbimento della contrazione provocata dallo shock Covid19. A livello settoriale, i consumi industriali sono aumentati in media su base tendenziale del 6,4% rispetto al 2020, mentre quelli nella generazione termoelettrica del 6,1%: questi ultimi soprattutto negli ultimi due mesi dell’anno con un’impennata che li ha portati al maggior scostamento dalla media decennale rilevato su questo orizzonte temporale.

IMPORTAZIONE GAS IN ITALIA

Per quanto riguarda le importazioni, nel 2021 sono ammontate a 71,62 mld m3 rispetto a 65,94 del 2020, in aumento dell’ 8,6% (Figura 5-22). Dopo un terzo trimestre invariato, l’ultimo trimestre dell’anno ha registrato un incremento tendenziale del 17% rispetto al corrispondente periodo 2020. In termini di provenienza geografica il 2021, a fronte di una sostanziale stabilità del gas russo (intorno a 28,3 mld m3 ), che rimane la prima fonte, ha visto un fortissimo incremento del gas algerino (+76% da 12,2 a 21,2 mld m3 ).

L’import di GNL è sceso nel 2021 del 22,5% (da 12,6 a 9,8 mld m3), su valori comparabili a quelli antecedenti il 2019.

Il GNL, che già nel 2020 si era visto quasi appaiare dal gas algerino come fonte di riserva, scivola nettamente dal 19,1 al 13,6%. Crolla in misura ancora maggiore l’incidenza del gas nordeuropeo (dal 13 al 2,9%) e, in misura minore, anche il gas libico (da 6,7 a 4,5%). Il Tap quantifica il suo primo contributo annuale esattamente nella misura del 10%. Infine, la quota della produzione nazionale rispetto al totale (formato dalla somma dell’import e della produzione stessa) si riduce dal 5,5 al 4,2% definendo in modo ancora più incisivo – per differenza – l’entità e l’incremento della già fortissima dipendenza italiana dall’estero per il gas naturale.

Nel complesso, a consuntivo dell’intero 2021, sono rilevabili alcune precise tendenze annuali. Innanzitutto una diminuzione del contributo per tre fonti principali: in particolare quelle nordeuropea, asiatica e russa, sia pure con intensità nettamente differenziata (rispettivamente forte, media e leggera). In secondo luogo una sensibile ascesa dell’importanza del gas algerino; ed infine la significatività sostanziale del contributo del TAP. L’effetto combinato di tali tendenze ha portato il TAP a tamponare i flussi in diminuzione e, contestualmente, a bilanciare in termini di sicurezza geopolitica l’accresciuta incidenza del gas algerino, divenuta tuttavia comunque tale da comportare un deciso peggioramento dell’indice complessivo di sicurezza. Mentre nel 2020 la soglia del 70% del totale dell’import era raggiunta sommando le prime tre fonti (Russia, Algeria e GNL, con queste ultime due abbastanza equivalenti), nel 2021 per la stessa soglia è stato sufficiente quasi soltanto il contributo di Russia ed Algeria, esplicitando così in modo palese una maggior concentrazione / minor diversificazione. Questo ha rappresentato il peggior presupposto possibile nel momento in cui poi nel 2022 il gas russo, che si è sempre caratterizzata come una prima fonte di approvvigionamento stabile ed affidabile, è divenuto una fonte di approvvigionamento da sostituire.

 

 

SICUREZZA SISTEMA GAS IN ITALIA

I dati del 2021 confermano la necessità di una particolare attenzione alla sicurezza del sistema gas, anche perché i consumi complessivi di gas si sono collocati sui massimi dell’ultimo decennio. Inoltre, nell’inverno appena concluso la domanda di gas della termoelettrica ha raggiunto punte giornaliere vicine ai massimi storici, mentre la domanda totale è rimasta molto al di sotto dei massimi grazie al clima relativamente mite che ha frenato la domanda del residenziale. Ma in uno scenario pessimistico di punte di domanda molto elevate e ipotesi conservative sull’effettiva disponibilità delle infrastrutture il sistema avrebbe avuto difficoltà a far fronte all’indisponibilità della prima fonte di approvvigionamento. Resta inoltre su livelli storicamente bassi il livello degli stoccaggi (Figura 5-26), e il raggiungimento di livelli di riempimento rassicuranti per l’inizio della stagione dei prelievi si presenta come una sfida non facile nell’attuale situazione del mercato.

 

 

DOMANDA ELETTRICITÀ

La richiesta di energia elettrica in Italia si è attestata nel 2021 a circa 318,1 TWh, in aumento del 5,1% (15,3 TWh) rispetto al 2020. Anche nell’ultimo trimestre dell’anno si è registrato un aumento tendenziale superiore al 3%, nonostante i forti aumenti dei prezzi dell’elettricità.

Dal lato della generazione la produzione nazionale è aumentata dell’1,8% rispetto al 2020, coprendo circa 1/3 dell’aumento della domanda (5 TWh). La produzione termoelettrica è aumentata in termini assoluti di 5,2 TWh (+3%), l’eolica di 2,1 TWh (+11,2%) grazie soprattutto alla buona ventosità negli ultimi due mesi dell’anno. Le altre fonti rinnovabili hanno invece avuto tutte performance negative: il fotovoltaico ha perso 0,5 TWh (-1,9%), penalizzato in particolare dallo scarso irraggiamento solare a inizio anno, mentre la generazione idroelettrica ha perso 1,7 TWh (-3,5%), per effetto prevalentemente del notevole calo dell’ultimo trimestre, protratto del resto anche a inizio del 2022 (secondo i dati Terna a gennaio il coefficiente di invaso si colloca al di sotto del minimo 1970-2019). Complessivamente nell’anno la produzione nazionale (pompaggi inclusi) ha coperto l’87,4% della domanda, in calo di 3 punti percentuali rispetto al 2020 (90,2%). Dietro a questo calo vi è la forte ripresa delle importazioni nette di elettricità, nel 2021 pari a 42,7 TWh, contro i 32,2 TWh del 2020 (+33%). Con riferimento alla generazione termoelettrica, nonostante l’aumento in termini assoluti essa ha coperto il 56,8% della richiesta, un punto percentuale in meno rispetto al 2020, tre punti in più rispetto al minimo storico del 2014. In termini di potenza prelevata, nel 2021 il picco di domanda mensile si è registrato il 24 giugno alle ore 14, a 55,3 GW, un valore pressoché identico ai 55,4 GW del luglio 2020.

Complessivamente, la produzione elettrica da fonti energetiche rinnovabili (FER) è stata pari nell’anno a quasi 116 TWh, un dato pressoché identico a quello del 2020. In termini relativi, la quota di FER sulla richiesta elettrica tra gennaio e settembre 2021 è stata pari al 36,4%, un valore invece inferiore al 38,2 del 2020 e dunque ben inferiore al massimo storico del 38,6% registrato nel 2014.

 

 

MARGINI DI ADEGUATEZZA DEL SISTEMA SARANNO SEMPRE SU VALORI CRITICI, RESTANO ESSENZIALI LE IMPORTAZIONI DI ELETTRICITÀ

Nella prima parte del 2020 la flessione della domanda aveva contenuti i rischi legati al ridotto margine di adeguatezza del sistema elettrico, che negli ultimi anni si è progressivamente ridotto sottoponendo il sistema ormai strutturalmente a situazioni di significativo stress in caso di condizioni climatiche estreme e/o presenza di tensioni sui Paesi confinanti. Nel 2021 il valore minimo della soglia che individua l’1% delle ore con il margine più ridotto (22 ore per trimestre) si è registrata nell’ultimo trimestre dell’anno (poco più di 3 GW di capacità in eccesso, pari all’7% della domanda di quell’ora; Figura 5-36). I valori minimi sono stati registrati tutti in giorni di dicembre, tra le ore 18 e le 19, in corrispondenza di valori anche non elevatissimi della richiesta di elettricità sulla rete, ma e pressoché sempre in corrispondenza di valori estremamente ridotti delle importazioni. Ad esempio, i margini minimi registrati nel 2021 si sono verificati il 20 e il 21 dicembre, quando, sebbene la domanda fosse inferiore di ben 3-4 GW rispetto ai massimi annuali, le importazioni erano invece su valori intorno allo zero. Nell’anno, le 10 ore nelle quali la capacità in eccesso rispetto alla domanda è scesa ai livelli più bassi si sono verificate in corrispondenza di valori medi delle importazioni inferiori a 1 GW (1/5 del loro valore medio annuale). La possibilità di scarsa disponibilità di importazioni è tra l’altro un fattore di rischio accentuato negli anni recenti dalla periodica indisponibilità di parte della produzione nucleare francese, con ripercussioni sull’intero sistema elettrico europeo. In effetti proprio nell’ultimo trimestre del 2021 le criticità del parco di generazione nucleare francese hanno determinato una riduzione dell’import netto, per di più in un contesto di scarsa idraulicità, che si è poi ulteriormente ridotta nei primi mesi del 2022. Si tratta di valutazioni confermate anche dall’ultimo Winter Outlook 2021-2022 di ENTSO-E, che evidenzia da un lato il ruolo essenziale delle importazioni per garantire sufficienti margini di adeguatezza rispetto alla punta di domanda, da un altro lato il persistente rischio di carenza di risorse per la downward regulation in giorni di bassa domanda ed elevata generazione da risorse inflessibili