Come decarbonizzare l’elettricità in Italia, 100% rinnovabili o rinnovabili+nucleare? Su ENERGIA 1.25, Marco Agostini, Chiara Bustreo, Umberto Giuliani e Giuseppe Zollino propongono un confronto tra 4 differenti scenari in grado di dare all’Italia un’elettricità priva di emissioni di CO2 per valutare quale comporti i minori costi per il sistema energetico (e i consumatori).
È possibile un’elettricità in Italia 100% rinnovabile al 2040? Sì, secondo Attilio Piattelli, Simone Togni e G.B. Zorzoli. Come argomentano nel loro articolo pubblicato su ENERGIA 1.25, gli ostacoli non sarebbero di natura tecnologica o economica ma unicamente di carattere sociale e normativo.
Che sia fattibile non lo negano neppure Marco Agostini, Chiara Bustreo, Umberto Giuliani e Giuseppe Zollino, i quali tuttavia ritengono che una composizione del mix elettrico con sole rinnovabili, conseguibile in Italia installando ulteriore potenza solare ed eolica, comporti dei costi eccessivi per il sistema elettrico. L’obiettivo di avere un’elettricità completamente decarbonizzata al 2040 in Italia potrebbe essere raggiunto in maniera più economica ed efficiente se il mix elettrico fosse composto da rinnovabili+nucleare.
Per dimostrarlo sullo stesso numero di ENERGIA (1.25), gli autori presentano alcune simulazioni del sistema elettrico italiano al 2040, sulla base delle ipotesi del Pniec, in merito alla domanda attesa, alla penetrazione elettrica nei diversi settori dei consumi finali e all’import.
Le simulazioni sono eseguite con il codice Comese, con risoluzione oraria, elaborando quattro diversi scenari in cui la domanda elettrica è soddisfatta senza ricorso a fonti fossili: due scenari con sole fonti rinnovabili, due con un mix rinnovabili+nucleare di terza generazione.
I risultati mostrano che, per gli scenari con sole rinnovabili, i costi complessivi del sistema elettrico, cioè i costi di tutti gli impianti di generazione e di accumulo, necessari a soddisfare, ora per ora, la domanda, sono nettamente maggiori di quelli di entrambi gli scenari con mix di tecnologie rinnovabili+nucleare, nonostante il costo di generazione di un kWh nucleare sia il 50% maggiore di quello del fotovoltaico utility-scale e dell’eolico onshore.
Con o senza nucleare? Il dibattito sull’elettricità decarbonizzata in Italia
Il confronto tra due visioni alternative circa la possibile evoluzione del sistema elettrico nazionale viene proposto su ENERGIA quando “in una sorta di porta girevole”, come scrive Alberto Clò nella presentazione del numero, “si è ripreso a parlare a livello nazionale e internazionale di una «nuova era» dell’energia nucleare, dopo una lunga fase di sua marginalizzazione”.
“Che il vento possa cambiare lo mostrano i differenti casi di Roma e Berlino. Con la prima disponibile a riaprire la porta alla tecnologia nucleare partendo praticamente da zero, tanto che il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (Mase) ha presentato al Consiglio dei ministri un disegno di legge di delega al governo per il rientro del nostro Paese nel «nucleare sostenibile» a costi, a suo dire, ad oggi peraltro non preventivabili (13). Mentre Berlino, che ne è uscita definitivamente solo pochi anni fa, potrebbe rientrarvi visto il favore per il nucleare espresso nel programma elettorale del partito Cdu-Csu uscito vincitore dalle elezioni del 23 febbraio”.
La prospettiva di ripresa del nucleare ha innescato da subito lo scontro anche in Italia tra chi ne è incondizionatamente contrario e chi invece ne è favorevole. Con il numero 1.25, ENERGIA intende dare conto del dibattito in essere nel nostro Paese ospitando le visioni, apparentemente inconciliabili, di chi ritiene che l’unica via sensata per decarbonizzare l’elettricità sia con le sole rinnovabili e chi invece le vorrebbe affiancate da una quota di nucleare (rinnovabili+nucleare).
Dal confronto confidiamo che emergano tanto le potenzialità quanto le viscosità pratiche delle diverse posizioni, così che il lettore possa formarsi autonomamente la sua opinione al riguardo.
L’importanza di guardare ai costi complessivi per il sistema
L’articolo di Marco Agostini, Chiara Bustreo, Umberto Giuliani e Giuseppe Zollino muove dalla spiegazione dell’importanza dell’impostazione metodologica per valutare quale direzione intraprendere. Non tutte le modalità di calcolo rispecchiano infatti l’interezza dei costi complessivi che il sistema è chiamato a sostenere e che ricadono, in una voce o in un’altra, nella bolletta che il consumato è tenuto a pagare.
“Per poterli determinare non resta che simulare, almeno ora per ora (come in questo articolo), il sistema elettrico nazionale, per determinare quanto serva di generatori, accumuli e reti, per soddisfare, ogni ora dell’anno, tutta la domanda elettrica, ottimizzando il mix in modo che sia minimo il costo complessivo del sistema”.
“In questo lavoro sono presentati alcuni scenari elettrici per l’Italia in cui tutta la domanda è soddisfatta da idroelettrico, geotermico, rifiuti, biometano, solare, eolico e sistemi di accumulo (idroelettrico a pompaggio e batterie), confrontati con altri in cui è presente anche una quota di energia nucleare. Perciò in questo paragrafo faremo un po’ di chiarezza sul costo dell’energia nucleare” (par. 1).
Gli autori prendono quindi in esami i costi delle tecnologie inluse negli scenari (par. 2) per poi tracciare le prospettive della domanda elettrica italiana al 2040 (par. 3). Giungono quindi a presentare il codice Comese utilizzato per le simulazioni (par. 4).
Il codice Comese e il Levelized cost of timely electricity (Lcote)
“Il codice Comese, che sta per costo medio del sistema elettrico, è stato sviluppato presso il Consorzio Rfx a Padova per la simulazione su base oraria di un sistema elettrico (Bustreo et al. 2019). Permette di identificare la potenza di tutte le tipologie di generatori e la capacità di tutti i sistemi di accumulo necessari a soddisfare la domanda elettrica in ogni ora di un anno solare.
Il solutore simula ora per ora il funzionamento di un qualsiasi sistema elettrico noti che siano il profilo orario della domanda, la potenza installata di ogni tecnologia di generazione con il relativo profilo orario; la capacità dei sistemi di accumulo disponibili; la portata delle interconnessioni tra le zone (ciascuna zona è simulata con il modello «a lastra di rame») (…).
Il solutore fornisce: la potenza necessaria e l’energia elettrica generata da impianti modulabili; l’energia elettrica eventualmente prodotta in eccesso in alcune ore dell’anno; la taglia degli elettrolizzatori, delle pile a combustibile e dei serbatoi di idrogeno necessari, qualora si decidesse di accumulare il surplus sotto forma di idrogeno per un successivo utilizzo in pile a combustibile che si aggiungano agli impianti modulabili (in queste simulazioni non sono stati considerati accumuli stagionali a idrogeno); l’energia dissipata nei processi di carica e scarica (…).
Una caratteristica peculiare del solutore è la capacità di simulare una gestione ottimale e sinergica del parco di accumulo e di generazione modulabile, facendo ricorso a una previsione della generazione intermittente e della domanda elettrica in un intervallo di tempo che può variare tra le 24 e le 72 ore.
Per caratterizzare il costo del sistema, il post processore calcola il valore di un parametro originale, tipico di Comese, l’Lcote, acronimo di Levelized cost of timely electricity (…) Pertanto, a differenza dell’Lcoe, l’Lcote è un parametro dell’intero sistema elettrico che rappresenta il costo medio annuo di un kWh effettivamente destinato ai carichi al momento della domanda, tenendo conto dei costi di tutte le tecnologie necessarie a garantire la disponibilità di potenza elettrica nella quantità richiesta in tutte le ore dell’anno”.
I 4 scenari simulati
Dopo aver enunciato la metodologia adottata, nella quinta parte dell’articolo gli autori presentano i risultati degli scenari simulati (par. 5). “Vengono qui definiti quattro scenari, tutti in grado di coprire, ora per ora, la domanda elettrica lorda di 393 TWh, prevista dal Pniec al 2040, utilizzando solo fonti cosiddette low-carbon (rinnovabili e nucleare). Dei quattro scenari, due impiegano esclusivamente fonti rinnovabili, due rinnovabili e nucleare di terza generazione. Vale la pena ripetere che in tutti e quattro gli scenari sono importati 13,4 TWh alla potenza costante di 1,52 GW e che viene adottato il modello così detto «a lastra di rame» per l’intero territorio nazionale; non si tiene pertanto conto dei costi della rete di trasmissione e distribuzione”.
La sesta parte è dedicata alla discussione dei risultati (par. 6). “Come si nota subito, le due configurazioni di sistema elettrico interamente basate su fonti rinnovabili hanno un Lcote simile. Ed è simile anche la quantità di energia complessivamente generata, che supera di gran lunga la domanda, a causa delle perdite di carica e scarica dei sistemi di accumulo e di un’elevata quota di energia generata in eccesso, per l’abbondanza di sole e vento, per oltre 2.500 ore per poterne generare a sufficienza in altre ore con meno sole e meno vento. Il surplus di generazione ammonta al 60% della domanda elettrica nello scenario 100% Res Sun e al 55% nello scenario 100% Res Wind (…).
Guardando agli scenari Nuclear 10 e Nuclear 25, risulta evidente che la presenza di una quota di generazione nucleare modifica in modo marcato le prestazioni del sistema. Va messo in evidenza che in entrambi i casi la flotta nucleare funziona con un fattore di capacità compreso tra il 75% e l’80%, soddisfacendo il 17% della domanda nello scenario Nuclear 10 e il 44% nello scenario Nuclear 25. E sebbene il valore di Lcote nucleare valga 91,5 e 88,4 euro/MWh rispettivamente, la presenza di una quota di generazione baseload riduce i costi complessivi, rappresentati dal parametro Lcote, tanto che lo scenario 100% Res Wind costa il 22% in più dello scenario Nuclear 10 e il 62% in più dello scenario Nuclear 25”.
Vantaggi e ostacoli al nucleare
“Le simulazioni del sistema elettrico italiano, con le ipotesi di domanda al 2040 contenute nel Pniec, eseguite con risoluzione oraria, hanno consentito di dimostrare che, sebbene il costo di generazione di un kWh nucleare sia il 50% maggiore del costo di generazione di fotovoltaico ed eolico onshore, quando si limita l’import ai valori indicati dagli scenari della Commissione europea e si tiene conto di tutti gli impianti di generazione e di accumulo necessari a soddisfare ora per ora la domanda, un sistema 100% rinnovabili costa complessivamente sino al 70% in più di un mix di rinnovabili e nucleare, con una quota nucleare che soddisfi circa il 45% della domanda” (7. Conclusioni).
Dal confronto proposto da Agostini, Bustreo, Giuliani e Zollino emerge quindi come gli scenari rinnovabili+nucleare risultino molto meno costosi di quelli centrati unicamente sulle rinnovabili.
Eppure, non bisogna sottovalutare le numerose implicazioni che il ricorso al nucleare può comportare. A completamento del dibattito sugli scenari per una elettricità decarbonizzata in Italia al 2040 proponiamo sullo stesso numero di ENERGIA un corposo saggio di Luigi De Paoli sulla convenienza e finanziabilità del nucleare nei mercati elettrici liberalizzati. Un’analisi che prosegue e completa quella pubblicata su ENERGIA 1.24 su domanda elettrica e consenso sociale come premessa alla ripresa nucleare nei paesi della cosiddetta Triade (Nord America, Europa Occidentale e Giappone).
Il post presenta l’articolo di Agostini, Bustreo, Giuliani e Zollino Scenari elettrici decarbonizzati al 2040 pubblicato su ENERGIA 1.25 (pp. 36-44)
Marco Agostini, Università di Padova
Chiara Bustreo, Consorzio Rfx
Umberto Giulian, Università di Padova i
Giuseppe Zollino, Università di Padova
Foto: immagine creata con ChatGpt
