< Previous10 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 L’analisi socioeconomica degli scenari di sviluppo del sistema energetico sardo al 2030 e al 2050 verso la decarbonizzazione è stata condotta valutandone il valore aggiunto e l’occupazione creati, comparandoli con uno scenario di riferimento in cui il sistema energetico rimane sostanzialmente invariato rispetto alla situazione attuale. I risultati della modellazione energetica del sistema vengono presi come input al pari degli indici economici utilizzati (capex e opex), ai fi ni di valutare gli impatti economici proprio della concretizzazione dei sistemi energetici “ottimizzati” all’anno target già ottenuti come risultato tramite NEMeSI, rispetto a uno scenario inerziale di transizione. In particolare, sono state stimate le ricadute economiche e occupazionali legate all’installazione e alla gestione degli impianti per la produzione e lo stoccaggio di energia elettrica da fonti rinnovabili (fotovoltaico ed eolico, batterie), alla produzione di idrogeno, biocarburanti e combustibili sintetici, nonché allo sviluppo di tecnologie per la cattura e lo stoccaggio della CO2 (CCS). Gli impatti sono stati calcolati utilizzando un modello macroeconomico di tipo input-output (IO) basato sulle tavole delle interdipendenze settoriali (Tavole delle Risorse e degli Impieghi) prodotte da ISTAT, in linea con la metodologia adottata nel Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) per l’analisi degli scenari energetici a livello nazionale. Le ricadute economiche stimate sono, di conseguenza, a livello nazionale e non esclusivamente regionale. Capitolo 1 - Nota metodologica11 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 L’analisi si sviluppa su due orizzonti temporali principali: il 2030, in corrispondenza con gli obiettivi nazionali ed europei di decarbonizzazione, e il 2050, in prospettiva di uno scenario a zero emissioni nette. Questo duplice orizzonte consente di verifi care la coerenza e la sostenibilità delle scelte fatte oggi rispetto al futuro sistema energetico desiderato. Mentre sul 2030 si presenteranno con dettaglio risultati in termini di capacità installate, produzione e consumi, costi economici, l’orizzonte del 2050 ci permette solo una prospezione in termini energetici. L’attenzione si concentra invece sugli impatti socioeconomici che hanno sul medio e lungo termine diverse scelte effettuate in materia di politica energetica. Per rappresentare in modo strutturato i vincoli fi sici, tecnologici e normativi del contesto sardo, lo studio ha defi nito un insieme di confi gurazioni pre-impostate del sistema energetico regionale. Ciascuna confi gurazione rappresenta uno scenario coerente con determinati livelli di riduzione delle emissioni, disponibilità di risorse rinnovabili, stato degli asset esistenti, necessità infrastrutturali e assunzioni economico-fi nanziarie. I quattro scenari principali indagati variano in funzione del grado di penetrazione delle fonti rinnovabili, dell’utilizzo o meno della raffi neria Sarlux, della presenza di impianti a gas e dell’eventuale riattivazione del polo dell’alluminio. Per ognuno di questi scenari, il modello NEMeSI individua la traiettoria di sviluppo ottimale del sistema energetico della Sardegna, minimizzando il Total Annualized Cost (TAC) su base annua. L’output del modello include una serie di indicatori tecnici, economici e ambientali: tra questi, la capacità di generazione installata suddivisa per tecnologia, i fl ussi energetici annuali e orari, la distribuzione degli investimenti (CAPEX) e dei costi di esercizio (OPEX), i prezzi zonali dell’energia elettrica e i livelli di emissione associati. Questa struttura analitica permette di confrontare scenari tra loro molto diversi in modo oggettivo, fornendo ai decisori pubblici e agli stakeholder territoriali una base solida per valutare vantaggi, costi e implicazioni di lungo periodo delle diverse opzioni di transizione. Capitolo 1 - Nota metodologica02 Contesto energetico e normativo Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC), del giugno 2024, determina la necessità di capacità FER installata a livello italiano, nonché altri dati utili a dise- gnare traiettorie di decarbonizzazione del settore civile e dei trasporti ma non offre un dettaglio regionale di obiettivi e parametri. Dettaglio che invece è previsto all’interno del Decreto Aree Idonee, del giugno 2024, che per la Sardegna prevede un requisito mini- mo di nuovo installato di FER elettriche al 2030 pari a 6.264MW rispetto al 2020 (lo studio stima + 3.959MW di fotovol- taico e + 1.840MW di eolico, rispetto ai livelli attuali). Tali valori rappresentano una soglia minima che ogni scenario conside- rato nello studio deve almeno rispettare. Per le esigenze di nuove interconnessioni e accumuli si fa riferimento al Documento di Descrizione degli Scenari 2024 di TERNA e SNAM mentre per la diffusione potenzia- le di metano si prende come riferimento lo scenario “moderato” dello studio di RSE richiamato nel capitolo 1.13 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 Questa analisi si avvale degli studi precedentemente elaborati e degli aggiornamenti nella pianificazione energetica nazionale, che hanno definito obiettivi chiari per l’anno 2030, non disponibili all’epoca della redazione degli studi già citati. Il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) del giugno 2024 è il documento centrale per la pianificazione energetica italiana. A partire dagli obiettivi di riduzione delle emissioni (-55% nel 2030 rispetto al 1990), il PNIEC determina la necessità di capacità FER installata a livello italiano, nonché altri dati utili a disegnare traiettorie di decarbonizzazione del settore civile e dei trasporti. Non offre un dettaglio regionale di obiettivi e parametri. Fonteenergetica2021202220252030 Idrica* 19.410 19.410 Geotermica** 954 1.000 Eolica 15.823 28.140 -dicuioffshore 0 2.100 Bioenergie 4.038 3.240 Solare*** 44.173 79.253 -dicuiaconcentrazione 0 80 Totale57.97961.05584.398131.043 *sonoesclusigliimpiantidipompaggiopuroemisto **includeimpiantigeotermoelettricitradizionalieaciclobinario ***includefotovoltaicoesolaretermodinamico Crescitaprevista2021-2030 +126% Crescitatotale +73.064 MWaggiuntivi +251% Crescitasolare +149% Crescitaeolica ComposizionemixFERal2030 Solare60,5%Eolica21,5% Idrica14,8% Solare(79.253MW)Eolica(28.140MW)Idrica(19.410MW)Altre(4.240MW) Figura 2 -Obiettivi di crescita della potenza da fonte rinnovabile al 2030 (MW) Fonte : RSE, GSE, Terna Capitolo 2 - Contesto energetico e normativo14 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 Secondo quanto stabilito invece dal Decreto Aree Idonee (giugno 2024) e dai documenti di pianificazione congiunti TERNA-SNAM, alla Sardegna è attribuito un requisito minimo di nuovo installato al 2030 pari a 6.264MW rispetto al 2020. Questa soglia, definita nell’ottica del “burden sharing” nazionale e rielaborata considerando i potenziali delle fonti fotovoltaica ed eolica, comporta un obiettivo di capacità installata complessiva che deve raggiungere almeno 5.650MW di fotovoltaico (con un incremento di circa 3.959MW rispetto ai livelli attuali) e 3.050MW di eolico (pari a un aumento di 1.840MW). La ripartizione tra fotovoltaico ed eolico viene fatta, come detto, sulla base di potenziali tecnici regionali stimati. Tali valori rappresentano una soglia minima che ogni scenario considerato nello studio deve almeno rispettare, fungendo da vincolo esterno nell’ottimizzazione del sistema elettrico regionale. Ripartizioneregionaledipotenzaminimaperanno(MW) CdDecretoAreeIdonee,art.2 Regione2021202220232024202520262027202820292030 Abruzzo 4651964546408501.0861.3501.6482.092 Basilicata 1452043295437489731.2181.4861.7792.105 Calabria 45952105498571.2061.6032.0552.5683.173 Campania 742375699091.2971.7282.2062.7363.3253.976 Emilia-Romagna 1003438601.2881.8512.5043.2634.1435.1646.330 Friuli-VeneziaG. 30963214045737721.0061.2801.6031.960 Lazio 823055449331.3461.8292.3963.0593.8354.757 Liguria 29801221982813825046538341.059 Lombardia 1846221.5211.9632.7143.5924.6165.8127.2088.766 Marche 321102414576799301.2171.5441.9162.346 Molise238591752733835096518121.003 Piemonte782858511.0981.5412.0532.6453.3304.1214.991 Puglia1635078761.6722.4053.2134.1045.0846.1657.387 SARDEGNA 341754689981.5532.2072.9803.8924.969 6.264 Sicilia 1444739521.8422.7643.8475.1206.6168.37510.485 Toscana 421503596671.0191.4441.9582.5803.3324.250 TrAA-Bolzano 1141120139186239298364438515 TrAA-Trento 1141108140195258333419520631 Umbria 15601352794296098231.0791.3841.756 Valled'Aosta 1410274775112162231328 Veneto 1254131.0881.3731.8892.4833.1643.9474.8475.828 TOTALE1.3484.3449.94016.10923.28731.57841.16052.24365.075 80.001 SARDEGNA-Focusobiettivial2030 Requisitominimodinuovoinstallatoal2030:6.264MWrispettoal2021 Quindiuntotaleinstallatodi: Fotovoltaico:≥5.650MW (+3.959MWrispettoal2024) Eolico:≥3.050MW (+1.840MWrispettoal2024) Totale:+6.264MW (crescita2021-2030) Figura 3 - Obiettivi di nuovo installato FER per Regione e rielaborazione su potenziale eolico e fotovoltaico Capitolo 2 - Contesto energetico e normativo15 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 3,2 10,4 14,1 +13,9 2023 Accumuli utility scale Accumuli capacity market PNIEC Policy 2030 0,2 0,40,2 Accumuli small scale Scenario moderatoScenario estremo Il Documento di Descrizione degli Scenari (DDS) 2024 di TERNA e SNAM presenta invece la rielaborazione degli obiettivi ad opera dei gestori del sistema di trasmissione elettrica e di trasporto del gas. Avendo come riferimento le traiettorie di decarbonizzazione, il gestore elettrico defi nisce la necessità di infrastrutture quali nuove interconnessioni ed accumuli all’anno target. Per quanto riguarda la diffusione potenziale di metano, come già introdotto, esistono scenari elaborati in passato da RSE e utilizzati in questo studio. Tali analisi vengono utilizzate, ad esempio, per lo studio dell’evoluzione della domanda nel settore termico civile, in cui sono ipotizzabili alternative a metano. A titolo di esempio, si riportano qui di seguito due dei quattro livelli di metanizzazione considerati dallo studio RSE (Basso, Moderato, Elevato, Estremo). In particolare, lo scenario “Moderato” è quello utilizzato in questo studio per le valutazioni energetiche riguardanti il settore termico civile. Figura 4 - Obiettivi di nuovi accumuli in GWh (sinistra) e di capacità di interconnessioni in GW (destra) – Fonte Terna-Snam Figura 5 - Bacini metanizzabili in uno scenario “Moderato” ed “Estremo” di fonte RSE Capitolo 2 - Contesto energetico e normativo03 Lo studio al 2030 A causa dell’assenza della rete di distri- buzione del gas, la Sardegna vive già un contesto regionale di elettrificazione spinta rispetto alla media italiana, specie nel set- tore civile e nei processi industriali a bassa temperatura. Tale processo di elettrificazio- ne prosegue in modo consistente e lo studio stima la domanda energetica prevista in Sardegna al 2030, dividendola tra fabbiso- gno elettrico, termico (civile e industriale) e trasporti. La sintesi delle previsioni è rias- sunta nella figura 6.17 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 La Sardegna vive già un contesto regionale di elettrificazione spinta, specie nel settore civile e nei processi industriali a bassa temperatura. L’assenza della rete di distribuzione del gas metano ha nel tempo aumentato la platea di consumi che conviene soddisfare con il vettore elettrico. Questo, unito al clima sardo che risulta ideale per l’adozione di pompe di calore (reversibili), fa sì che già nel 2023 i consumi soddisfatti da elettricità siano circa il 28% (diventano il 44% se si escludono dalla base i trasporti) e con grande probabilità in aumento al 2030. Questa penetrazione del vettore elettrico è molto più elevata rispetto alla situazione nazionale, in cui i consumi elettrici rappresentano il 22% (o il 31% al netto dei trasporti). L’analisi della domanda energetica prevista in Sardegna al 2030 e presentata in Figura 6 evidenzia un sistema con ulteriori settori di possibile elettrificazione. A livello complessivo, il fabbisogno per uso finale elettrico regionale è stimato in circa 8,2 TWh annui, mentre la domanda di energia termica è pressoché equivalente, pari a circa 8,0 TWh. Nel settore civile, la domanda di calore ammonta a circa 4,8 TWh, con una significativa riduzione rispetto ai consumi attuali. Tale diminuzione, stimata in circa 1,9 TWh, è attribuibile a interventi di riqualificazione energetica del patrimonio edilizio, in linea con gli obiettivi europei di efficienza. Per quanto detto precedentemente, non è scontato che la domanda di calore sia soddisfatta da vettori termici/chimici, in quanto potrebbe essere invece appannaggio di pompe di calore. La diffusione di pompe di calore aria-aria e aria-acqua consentirebbe infatti una maggiore integrazione tra riscaldamento e raffrescamento, con un impatto favorevole sulla flessibilità del sistema. Tabella2-Panoramicadell'elettrificazioneitalianaesarda Quotadiconsumielettrici sultotale Quotadiconsumielettrici alnettodeitrasporti Italia (2019) 22%31% Sardegna (2019) 28%44% Insight LaSardegnapresentaunlivellodielettrificazionesuperioreallamedianazionale: +6puntipercentualisultotaleconsumi|+13puntipercentualialnettodeitrasporti 3.1 Domanda energetica attuale e stimata Capitolo 3 - Lo studio al 203018 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 Figura6-Consumiregionalisardial2030 Fabbisognoelettrico ≈ 8,0 TWh tassoelettrificazione inSardegnagiaalto (einaumento) Fabbisognotermico ≈8,2 TWh 0 1 2 3 4 5 6 7 8 civile mediaT altaT dicui: •4,8TWhnelsettorecivile (-1,9rispettoaoggiper riqualificazioni) •3,4TWhnelsettoreindustriale -0,3abassaT(<100°C) -1,2amediaT -2,0adaltaT(>200°C) Fabbisognotrasporti ≈1300 ktep dicui: 73%diesel 23% benzina 1%gpl 3%elettrico Bassapenetrazionedelvettore elettriconelloscenarioPNIEC (12%dipenetrazionenelsettore autoeveicolicommercialileggeri) CivileBassaT(<100°C)MediaTAltaT(>200°C) TotaledomandaenergeticaSardegna2030: Elettrico 8,0TWh +Termico 8,2TWh +Trasporti 1.300ktep Ilfabbisognotermicocivilediminuiscedi1,9TWhgrazieagliinterventidiriqualificazioneenergeticadegliedifici bassaT Il comparto industriale è responsabile di un fabbisogno termico di circa 3,4 TWh, articolato secondo il profilo di temperatura richiesto dai processi. In particolare, si stima un consumo di 0,3 TWh per applicazioni a bassa temperatura (<100 °C), 1,2 TWh per processi a media temperatura, e 2,0 TWh per utilizzi ad alta temperatura (>200 °C). Questi dati sono fondamentali per valutare le tecnologie di decarbonizzazione più adatte, tra cui l’elettrificazione, l’uso di pompe di calore industriali, e in prospettiva l’impiego di idrogeno o combustibili sintetici (e biologici). Nel settore dei trasporti, il consumo energetico complessivo è pari a circa 1.300 ktep, con una netta predominanza dei combustibili fossili. Il 73% dei consumi è soddisfatto dal gasolio, il 23% dalla benzina, l’1% dal GPL e solo il 3% è coperto da elettricità. Nonostante le politiche di promozione della mobilità elettrica, la penetrazione prevista al 2030 nel comparto auto e veicoli commerciali leggeri resta limitata, attestandosi intorno al 12% (la domanda energetica è pari al solo 3% data l’elevata efficienza dei motori elettrici rispetto a quelli termici). Questo dato segnala la necessità di ulteriori interventi infrastrutturali e normativi per accelerare la transizione in un settore ancora fortemente emissivo. Non si considerano nel fabbisogno energetico il trasporto aereo, navale, ferroviario. Ulteriori elementi di rilievo sono rappresentati dalla riattivazione del polo industriale dell’alluminio, che com- porterebbe un incremento della domanda elettrica e termica rispettivamente di circa 2 TWh e 200 ktep, e dalla presenza della raffineria Sarlux, il cui bilancio energetico può incidere significativamente sull’equilibrio della rete isolana. Capitolo 3 - Lo studio al 203019 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 3.2 Configurazioni del sistema elettrico sardo Per comprendere le implicazioni sistemiche e ambientali della transizione energetica, lo studio ha definito quattro configurazioni principali del sistema elettrico regionale al 2030. Ognuna di esse rappresenta uno scenario coerente con diversi livelli di penetrazione delle fonti rinnovabili, impiego di tecnologie convenzionali e assunzioni circa l’evoluzione del sistema produttivo locale. A partire dalle configurazioni, costruite tenendo conto dei vincoli infrastrutturali, ambientali e industriali, sono stati simulati e ottimizzati tramite il modello NEMeSI altrettanti scenari energetici così da determinare la traiettoria di sviluppo più efficiente in termini di costi totali annualizzati. Figura7-Configurazioniperilsistemaelettrico FER 100% FER+ Sarlux FER+ Sarlux+gas FER+ poloalluminio Centrali termoelettriche — Nessuna Sarlux Sarlux+ FiumeSanto riconvertitaagas — Nessuna Domanda energetica Comeda scenari Comeda scenari Comeda scenari Comeda scenari + ripresapolo alluminio FER100%(scenariobase)ConcentralitermoelettricheCondomandaaggiuntiva(poloalluminio)Variazionedomanda Lo studio ha definito quattro configurazio- ni principali del sistema elettrico regionale al 2030, ciascuna delle quali rappresenta uno scenario con diversi livelli di penetra- zione delle fonti rinnovabili, impiego di tec- nologie convenzionali e assunzioni circa l’evoluzione del sistema produttivo locale. Di seguito sono richiamati sintetica- mente i quattro scenari ipotizzati: •Scenario FER 100%: prevede una completa decarbonizzazione del sistema elettrico sardo •Scenario FER + Sarlux: viene mantenuto attivo l’impianto termoelettrico legato alla raffineria Sarlux •Scenario FER + Sarlux + Gas: oltre a essere mantenuto attivo l’impianto termoelet- trico legato alla raffineria Sarlux si aggiunge anche la conversione a gas della centrale di Fiume Santo •Scenario FER + Polo Alluminio: scenario che riprende le ipotesi FER 100% ma include anche la riattivazione del polo industriale dell’alluminio nel Sulcis Capitolo 3 - Lo studio al 2030Next >