29 Giugno 2022

Qual è il mix elettrico più economico per un’Italia CO2-free?

LinkedInTwitterFacebookEmailPrint

Non esiste una ricetta buona per tutti, occorre considerare le caratteristiche peculiari di ciascun Paese. Su ENERGIA 2.22, Umberto Giuliani, Piergiorgio Alotto, Chiara Bustreo e Giuseppe Zollino (Università di Padova e Consorzio RFX) propongono i risultati di sei scenari indicando per ciascuno il relativo Levelized Cost of Timely Electricity (LCOTE): parametro che va oltre il classico LCOE valutando il costo “di sistema” di un mix di tecnologie elettriche.

“Gli scenari sono strumenti essenziali per individuare il percorso più «idoneo» per ogni Paese, cioè quello meno costoso e meno impattante sul territorio, tenendo conto dei prevedibili sviluppi di nuove tecnologie, valutando l’effetto di un maggiore impiego di alcune o della rinuncia ad altre, etc. In questo articolo vedremo alcune implicazioni di diversi mix elettrici di lungo termine CO2-free per l’Italia”.

Nel loro studio pubblicato su ENERGIA 2.22 Umberto Giuliani, Piergiorgio Alotto, Chiara Bustreo e Giuseppe Zollino (Università di Padova e Consorzio RFX) propongono i risultati di sei scenari per il raggiungimento dell’obiettivo net-zero in Italia elaborati grazie all’impiego di COMESE, il codice sviluppato presso il Consorzio RFX a Padova per la simulazione su base oraria di un sistema elettrico.

L’importanza di scenari a misura di ciascun paese

“Per esempio, per gli impianti eolici onshore IEA assume per l’UE un capacity factor del 31% (…) e per quelli offshore del 59% (…): in entrambi i casi, valori maggiori di quelli conseguibili in Italia (…). Perciò, per comprendere (…) vantaggi e svantaggi di scenari diversi, occorre considerare le caratteristiche peculiari di ciascun Paese”.

Prima di passare ai 6 scenari ed alle considerazioni cui portano, l’articolo presenta i dati, la metodologia e le caratteristiche del modello elaborato per realizzarli:

  • Quanto ai dati utilizzati per la domanda elettrica italiana prevedibile nel lungo termine (par. 1), “in questo studio, per il fabbisogno elettrico di lungo periodo si fa riferimento alla Strategia italiana di lungo termine sulla riduzione delle emissioni dei gas a effetto serra”;

  • Il codice COMESE utilizzato per le simulazioni (par. 2), “acronimo di COsto MEdio del Sistema Elettrico, è un codice sviluppato presso il Consorzio RFX a Padova per la simulazione su base oraria di un sistema elettrico (…) (e) permette di identificare la potenza di tutte le tipologie di generatori e la capacità di tutti i sistemi di accumulo, che soddisfano la domanda oraria, al minimo costo”;

Il Levelized Cost of Timely Electricity (LCOTE) tiene conto dei costi di tutte le tecnologie necessarie a garantire la disponibilità di potenza elettrica

  • Relativamente alle caratteristiche e costi delle tecnologie utilizzate (par. 3), “gli scenari elettrici qui presentati utilizzano tecnologie CO2-free già oggi note e disponibili, tenendo conto dei loro prevedibili sviluppi nel lungo periodo e dei costi conseguenti, così come sono riportati in letteratura (si vedano le note in Tab. 1)”.

Nel paragrafo 4 gli autori presentano i 6 scenari elettrici italiani net-zero, “tutti in grado di coprire la domanda oraria stimata nel lungo termine, che si differenziano per tre scelte di fondo:

(1) l’energia elettrica è generata esclusivamente da fonti rinnovabili (scenario RES);

(2) si utilizzano insieme fonti rinnovabili e centrali nucleari a fissione o a fusione (scenari R&N60 e R&N40);

(3) si fa ricorso all’idrogeno (power-to-hydrogen) per l’accumulo stagionale (scenari RES-H, R&N60-H e R&N40-H)”.

Il modello non considera i costi di rete, diversi in ogni scenario e certamente più rilevanti per quelli con sole fonti rinnovabili

Nello scenario RES “il mix con il minimo LCOTE richiede (di) istallare complessivamente ulteriori 695 GW di potenza rinnovabile, in aggiunta agli impianti eolici, fotovoltaici, idroelettrici e geotermici già oggi in servizio, e sistemi di accumulo con capacità di 1,15 TWh e potenza di 144 GW. Nei processi di carica/scarica dei sistemi di accumulo vengono dissipati 42 TWh; inoltre risultano generati in eccesso e inutilizzati ben 416 TWh di energia elettrica. Ciononostante, con un LCOTE di 103 euro/MWh, lo scenario RES è, tra quelli con generazione 100% rinnovabile, il meno costoso”.

Nello scenario RES-H è aggiunto il vincolo che non vi sia energia elettrica generata in eccesso ed inutilizzata, perciò il surplus di generazione alimenta elettrolizzatori che producono idrogeno, stoccato e quindi utilizzato per alimentare pile a combustibile. In questo caso, sono necessari 442 GW di potenza rinnovabile (in aggiunta agli impianti già oggi in servizio) e sistemi di accumulo di breve termine per 1 TWh. Sono tuttavia necessari impianti di elettrolisi per complessivi 160 GW che (…) lavorano solo 900 h/anno alla potenza nominale equivalente (…). Con il risultato che l’LCOTE aumenta del 28% rispetto allo scenario RES”.

“Nello scenario R&N60 sono ammesse centrali a fissione nucleare o fusione sino a 53 GW (fissione) o 60 GW (fusione) di capacità totale; in quello R&N40, il limite è posto a 36/40 GW. (…) È necessario inoltre istallare una potenza rinnovabile minore dei due scenari precedenti” (207 e 292 GW, rispettivamente). “Anche la capacità dei sistemi di accumulo si riduce a 0,2 e 0,4 TWh, rispettivamente, come pure l’energia dissipata in carica e scarica dei sistemi di accumulo (7,5 e 15 TW rispettivamente) e l’energia elettrica inutilizzata (165 e 162 TWh). Il minimo LCOTE risulta 85 e 89 euro/MWh, rispettivamente”.

Negli scenari R&N60-H e R&N40-H (…), come nello scenario RES-H, si usa l’idrogeno per l’accumulo di lungo periodo. Perciò si annulla l’energia elettrica inutilizzata ma “l’LCOTE aumenta rispetto agli scenari R&N60 e R&N40, passando da 85 a 101 euro/MWh (+18%) e da 89 a 106 euro/MWh (+19%)”.

Una quota di generazione baseload da nucleare a fissione o fusione ridurrebbe dal 20% al 30% il valore del LCOTE

Nelle conclusioni (par. 5), gli autori notano come “pur avendo adottato in questo lavoro il modello «a lastra di rame» che trascura i costi derivanti dal necessario potenziamento delle reti di trasmissione e distribuzione, più elevati in scenari con maggiore capacità rinnovabile distribuita, i risultati mostrano che la presenza di una quota di generazione baseload da nucleare a fissione o fusione ridurrebbe dal 20 al 30% il valore del LCOTE”.

“In tutti gli scenari è richiesta l’istallazione di notevole capacità da fonte rinnovabile aggiuntiva rispetto all’attuale, che varia tuttavia da un minimo di 114 GW (di cui 24 GW eolici e 64 GW fotovoltaici) dello scenario R&N60-H a un massimo di 695 GW (di cui 39 GW eolici e 609 fotovoltaici) dello scenario RES. Con conseguente grande differenza di impatto sul territorio che va certamente considerata come un elemento di valutazione aggiuntivo al costo”.


Il post presenta l’articolo di Umberto Giuliani, Piergiorgio Alotto, Chiara Bustreo e Giuseppe Zollino Scenari elettrici di lungo termine CO2-free per l’Italia (pp. 56-63) pubblicato su ENERGIA 2.22

Umberto Giuliani, Piergiorgio Alotto, Giuseppe Zollino, Università di Padova, Dipartimento di Ingegneria Industriale

Chiara Bustreo, Consorzio RFX (CNR, ENEA, INFN, Università di Padova, Acciaierie Venete SpA)


Acquista il numero


0 Commenti

Nessun commento presente.


Login