L’ENERGIA PER DECARBONIZZARE L’INDUSTRIA

La decarbonizzazione industriale è fondamentale per la competitività europea, come sottolineato da Mario Draghi nel suo Rapporto per la Commissione europea. Le ampie differenze tra settori, regioni e metodi di produzione richiedono soluzioni molto specifiche, rendendo difficile la pianificazione di politiche di ampio respiro a livello nazionale ed europeo. Tuttavia è possibile vedere alcuni principi comuni.

Le emissioni generate dai processi produttivi, specifiche per ogni settore, rappresentano solo circa un terzo delle emissioni industriali, secondo i dati dell’inventario UNFCCC. Due terzi delle emissioni provengono dai processi di combustione, i quali sono invece molto simili tra loro. Si tratta di emissioni legate alla produzione di calore a varie temperature, utilizzato nei processi di lavorazione.

Esistono diverse opzioni tecnologiche sostenibili per la produzione di calore. Le principali sono l’elettrificazione diretta, l’idrogeno verde, l’e-metano (e in generale i gas di sintesi) e i biocarburanti. In teoria, la cattura del carbonio (CCS) può essere utilizzata nei processi di combustione, ma funziona molto meglio sui flussi di CO₂ puri (ad esempio dalle emissioni di processo) che sui fumi di post-combustione, dove la concentrazione di CO₂ è bassa e i costi di cattura proibitivi. Inoltre, il potenziale della CCS è limitato e dovrebbe essere applicato in via prioritaria alle emissioni di processo che non possono essere ridotte in altri modi, come ad esempio nella produzione di cemento.

Tra queste tecnologie, quella che offre prezzi energetici più bassi è senza dubbio l’elettrificazione. Questo perché l’idrogeno verde e i combustibili sintetici richiedono l’apporto di energia elettrica per la produzione, il che significa che l’efficienza energetica sarà inferiore a causa dei costi di produzione, trasporto e stoccaggio che si aggiungeranno a quelli dell’elettricità stessa, e quindi il costo sarà sempre superiore a quello dell’elettricità.

Secondo i calcoli di ECCO, per produrre lo stesso rendimento energetico da una pompa di calore di ultima generazione (COP4) alimentata con 1kWh di elettricità rinnovabile, sarebbero necessari circa 6kWh se si utilizzasse l’idrogeno al posto della pompa di calore, e 11kWh per l’e-metano, il che significa costi di input energetici 6 o 11 volte superiori rispetto all’elettrificazione diretta.

La domanda di elettricità rinnovabile per uso diretto nell’industria si espanderà e continuerà a crescere, spinta inizialmente dall’alta efficienza delle pompe di calore nella produzione di calore a bassa e media temperatura per usi industriali, e successivamente da qualsiasi uso diretto che risulti più competitivo rispetto ai combustibili sintetici. L’uso dell’idrogeno e del metano, più costosi, sarà riservato ai processi ad alta temperatura in cui l’uso dell’elettricità è impossibile o talmente inefficiente da assorbire tutti i vantaggi di prezzo.

Il ruolo dei biocarburanti sarà marginale, poiché la loro produzione sostenibile è limitata, la neutralità climatica discutibile e perché il loro prezzo è legato a quello dell’idrogeno e dell’e-metano, di cui sono diretti sostituti nei processi ad alta temperatura.

In un contesto in cui i prezzi dell’energia sono un fattore significativo per la competitività, è chiaro che l’elettrificazione diretta sarà l’opzione preferita dalla stragrande maggioranza dei produttori, laddove sarà tecnologicamente possibile (inizialmente per il calore a bassa e media temperatura). Da un punto di vista politico, quindi, concentrarsi sulla rimozione degli ostacoli all’elettrificazione è un’opzione no-regrets, che consentirebbe all’industria italiana ed europea di adottare l’opzione di decarbonizzazione che garantisce i costi operativi più bassi.

Per raggiungere questo obiettivo, il primo passo è accelerare il tasso di installazione delle fonti di energia rinnovabili a prezzi competitivi. L’Italia ha fissato un obiettivo del 69% di produzione lorda di elettricità da fonti rinnovabili entro il 2030, ma è in ritardo. Nel 2023 ha installato solo 5,8GW di generazione rinnovabile e a settembre solo 5,2GW nel 2024, a fronte di un obiettivo di 10GW di FER all’anno. Inoltre, la complessità dei processi autorizzativi, la struttura del mercato e l’incertezza normativa e legislativa aumentano i costi di generazione, limitando la competitività dell’elettricità per gli usi industriali.

Il secondo elemento è l’espansione e l’ammodernamento delle reti di trasmissione e distribuzione dell’elettricità in modo che siano in grado di gestire l’aumento della domanda. A ciò si aggiunge la complessa questione del bilanciamento di un sistema con un’alta penetrazione di generazione intermittente, che richiederà la creazione di accumuli a breve e lungo termine e lo sviluppo di meccanismi di risposta alla domanda. Entrambi sono fondamentali per garantire che l’industria possa beneficiare di una fornitura affidabile di elettricità senza timore di disconnessioni.

Vi è poi la questione chiave, già identificata dal Rapporto Draghi, di come garantire che i benefici di prezzo dovuti a una produzione di energia più economica da parte delle rinnovabili possano essere passati ai consumatori. Le modifiche alla tassazione dell’energia e alle strutture parafiscali delle tariffe sono una parte della soluzione, ma è necessaria una diversa organizzazione del mercato dell’energia per garantire che ciò avvenga. Solo così l’elettrificazione potrà garantire un costo operativo più conveniente rispetto alle attuali alternative fossili.

C’è, poi, un’altra considerazione da fare. Per le emissioni da combustione, il processo di elettrificazione può avvenire rapidamente una volta rimossi i blocchi – anche se non ovunque ciò avverrà allo stesso ritmo, o sarà possibile, perché ad esempio i processi ad alta temperatura potrebbero dover usare idrogeno verde, carburanti elettronici o biocarburanti. Tuttavia, per quanto riguarda le emissioni di processo, il quadro è più complicato, poiché i combustibili fossili sono talvolta utilizzati come materia prima, ad esempio nelle industrie chimiche, e non possono essere sostituiti dall’elettricità. In tutti questi casi, la dipendenza dal petrolio o dal gas naturale durerà ancora a lungo, fino a quando non sarà disponibile una soluzione tecnologica a costi accessibili, non sarà creato un nuovo processo produttivo o non saranno effettuati investimenti in combustibili alternativi. In alcuni casi, questa sostituzione non sarà possibile e i combustibili fossili continueranno a essere utilizzati con la tecnologia CCS.

È quindi importante sottolineare che mentre la maggior parte dell’industria si elettrifica e abbandona il gas naturale, coloro che sono costretti ad usarlo più a lungo dovranno sostenere una quota crescente di questo costo infrastrutturale. Il prezzo del gas è gravato da una serie di costi legati al pagamento degli investimenti per le infrastrutture costruite in passato. Qualsiasi nuova infrastruttura per il gas costruita ora imporrà un onere ancora maggiore, poiché dovrà essere ripagata da un bacino di utenti sempre più piccolo. Pertanto, infrastrutture come i rigassificatori galleggianti di GNL, il gasdotto adriatico SNAM o la metanizzazione della Sardegna dovrebbero essere sottoposte a una rigorosa valutazione costi-benefici, per evitare di gravare su industrie difficili da decarbonizzare con costi inutili, rendendole non competitive per molti anni a venire.

In conclusione, le politiche energetiche che l’Italia e l’UE porteranno avanti nei prossimi mesi e anni sono parte integrante del percorso di decarbonizzazione e competitività industriale. Sebbene le specificità della decarbonizzazione industriale richiedano un’attenta considerazione e un approccio settoriale, è già chiaro che il sistema energetico deve cambiare il suo orientamento, passando dal privilegiare il gas al privilegiare l’elettricità. Sebbene i combustibili verdi alternativi abbiano un ruolo importante da svolgere, non rappresentano delle vere e proprie alternative all’elettrificazione, ma soluzioni più costose che verranno impiegate solo laddove l’elettrificazione non è possibile.