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Una transizione ecologica vede in primo piano una transizione energetica per ridurre le emissioni globali climalteranti. Tutti i settori ne sono coinvolti: trasporti, edifici ed industria (includente il sottosettore di produzione di elettricità) e presentano aspetti tecnologici, economici, sociopolitici e ambientali differenti ma sempre più interconnessi tra loro nello sviluppo di tecnologie più o meno intersettoriali.

Pur non trascurando l’importanza fondamentale dell’efficienza e dei risparmi energetici, che devono essere fortemente perseguiti e che implicano una certa revisione e cultura degli stili di vita, mi soffermerò sul settore energetico e la sua transizione che va vista a livello globale, considerando le emissioni dai vari settori e le differenze e le tendenze delle diverse aree geopolitiche. Non essendo ancora disponibili i dati consolidati a livello mondiale del 2023, prendo come riferimento il 2022, caratterizzato da un trend più in linea con il passato, rispetto ad un 2021 di forte recupero dei consumi dopo la pandemia.

Sulla base degli aumenti in 10 anni, dal 2012 al 2022, della popolazione mondiale (+12%), dei consumi di energie primarie (+14%) e delle emissioni di CO2 (+7%), appare evidente l’importanza, sempre crescente, del vettore elettrico (+24%), come già evidenziato in[1] e riassunto in Figura 1, dalla quale si nota come il settore dei consumi negli edifici è quello maggiormente interessato già ora, ma anche in futuro,  dall’elettrificazione, seguito in prospettiva dai trasporti.

Figura 1. Consumi finali elettrici in % dei totali consumi e andamento previsto nei singoli settori (BP Energy Ooutlook 2023 edition)

Consumi di energie primarie, emissioni e produzione di elettricità nel mondo

 

Tabella 1.  2022 - Consumi globali di energie primarie (14.427 MTep), produzione di elettricità (29.165 TWh) ed emissioni di CO2 (34.370 Mt) e loro incremento medio negli ultimi 10 anni in diverse aree geopolitiche. Elaborazione dati da [2]

Nella tabella 1 sono riassunti i consumi del 2022 di energie primarie, la produzione di elettricità e le emissioni di CO₂ da energia, suddivisi per area geopolitica con il loro incremento medio annuo dal 2012. Nelle tabelle 2 e 3 vengono riassunti per area e per fonte rispettivamente i consumi di energie primarie e la produzione di elettricità. Appare evidente dalla tabella 1 la grande disparità per i consumi energetici per capita e come il successo di una transizione energetica sarà dominato dai paesi emergenti, non OCSE, che contano per  l’83% della popolazione mondiale e che sono già ora responsabili di oltre i 2/3 delle emissioni globali, con un trend di aumenti medi annui nettamente superiori (2,5 %) a quelli dei paesi OCSE. In particolare il settore elettrico che vede un AAG (incremento medio annuo) del 4,2%, rispetto ad uno 0,3 % dei paesi OCSE ed un -0,4% della UE. Ciò è dovuto agli attuali bassi consumi energetici in vari paesi non OCSE che necessitano di  un forte incremento per consentire un indispensabile sviluppo sociale delle loro popolazioni.

Varie di esse sono, infatti, in situazioni di povertà estrema che dovrebbero richiamare seri interventi da parte del mondo sviluppato, affinché  energia e sviluppo non siano dominio e privilegio di pochi, ma equamente distribuiti a livello globale. L’Africa, in particolare, ha attualmente una popolazione di 1,4 miliardi di abitanti (saranno 2,5 nel 2050), segna un consumo pro capite di energie primarie pari a 1/12 di quello dei paesi OCSE e 1/20 di quello degli Stati Uniti, un consumo pro capite di elettricità che in 20 delle sue nazioni è inferiore a 100 kWh/anno e, in 10, inferiore a 60 kWh/anno (in Italia questo valore è di  5000kWh/anno). L’età media degli africani è di 19 anni.

 

Tabella 2. 2022 - Energie primarie: percentuali per fonti. In rosso la singola fonte principale per ogni raggruppamento di paesi. (Elaborazione dati da [2]). [*] Le altre FER sono eolico, solare, biomasse+ geotermico

Si può notare come nelle energie primarie a livello mondo le 3 fonti fossili presentino nel 2022 una quota dell’81,9%, rispetto ad un 82,2 % del 1965 e dell’85% nel 2000, mostrando come il processo di decarbonizzazione a livello globale sia lento, nonostante la rapida evoluzione delle rinnovabili al di fuori dell’idroelettrico, che hanno raggiunto un 7,5% nel 2022, sorpassando la produzione idro. Eolico e solare sono passati infatti da uno 0% del 2000, rispettivamente al 3,2% e 2,1 % del 2022. Il petrolio, praticamente uscito dal settore elettrico, mantiene il primato a causa dei suoi impieghi nei trasporti e nel petrolchimico, con una quota del 31,6%, seguito dal carbone al 26,8% e dal gas al 23,5%.

Tabella 3. 2022 - Produzione di elettricità: percentuali per fonti. In rosso la fonte principale per ogni raggruppamento di paesi. (Elaborazione dati da [2])- [*] La suddivisione in UE di altre FER eolico15,2%,solare 7.3%, biomasse +geotermico 6%

Nel settore della produzione lorda di elettricità, riportata in tabella 3, le fonti fossili vedono una quota del 60,6% nel 2022 (ben inferiore a quella delle energie primarie), rispetto al 64% nel 1985 ed al 65,3% nel 2000. Il carbone domina a livello mondiale con una quota al 2022 del 35,4%, trainato dai paesi non OCSE, seguito dal gas al 22,7% e dall’idroelettrico al 14,9%, che sta per essere superato dalle FER differenti dall’idroelettrico. Queste hanno raggiunto il 14,4 %, con l’eolico al 7,2% e il solare al 4,1%. con prorompente sviluppo dal 2000.

La Figura 2 riporta per il 2022 i primi 10 paesi al mondo per quota di produzione eolica in % della totale produzione nazionale e con valori dal 27,2 % del Portogallo al 12,5 % del Belgio. Si nota come tutte le 10 nazioni siano europee. Per ogni paese è evidenziata la produzione eolica negli anni dal 2019 al 2022. L’Italia è al 7,5 % ed è fuori dai primi 10 paesi.

 

Figura 2. I primi 10 paesi del mondo nel 2022 per quota di produzione eolica in % della totale produzione nazionale. Fonte: grafici.altervista.org – luca_ p@gmx.com su dati da [2].

La figura 3 riporta per il 2022 i primi 10 paesi per quota % di energia elettrica dal solare, con valori dal 16,2% del Cile e 9,3% di Israele e con Italia al 9° posto con il 9,6%; 5 nazioni sono europee e 5 di altri continenti.

 

Figura 3. I primi 10 paesi del mondo nel 2022 per quota di produzione solare in % della totale produzione nazionale. Fonte: grafici.altervista.org – luca_ p@gmx.com su dati da [2]

Per quanto riguarda le rinnovabili la IEA (International Energy Agency) prevedeva a giugno 2023 uno sviluppo record nel 2023 e 2024, come riassunto nella figura 4 nelle ipotesi minima e massima (per i GW entrati in servizio ogni anno e dove il fotovoltaico fa la parte del leone),  basata sull’aumento degli impianti distribuiti e sulla riduzione dei costi dei moduli.

 

Figura 4. Sviluppo annuale in GW a livello mondiale delle rinnovabili dal 2017 suddiviso per tecnologia e con i sostanziosi aumenti nel 2023 e 24 previsti dal “Renewable Energy Market Update - Outlook for 2023 and 2024” della IEA.

Si può notare che per la UE il fotovoltaico ha avuto incrementi almeno del 40% dal 2021 in poi, come dalla figura 5; è evidente il crollo degli sviluppi annuali dal 2012 al 2018, a seguito della drastica riduzione degli incentivi in Italia e Germania, la quale dal 2018 ha riiniziato una progressiva risalita, ritornando leader nell’UE nel 2022 con 14,1 GW, spodestando la Spagna (8,2 GW) che ha avuto un forte sviluppo dal 2019. Il rapporto di Solar Power Europe “European Market Outlook for Solar Power 2023-2027” prevede tuttavia una drastica riduzione nell’aumento dell’installato, pari all’11% nel 2024 dopo 3 anni di aumenti annuali del 40% ed oltre. La figura 6 riporta le prime 10 nazioni UE per potenza del fotovoltaico installata nel 2023 a confronto con quella del 2022.

 

Figura 5. Potenza dell’installato annuale del solare in UE dal 2000 al 2023 (stima). Fonte: Solar Power Europe

Figura 6. Le prime 10 nazioni in UE per potenza di fotovoltaico nel 2023 confrontata con la potenza del 2022. Fonte: Solar Power Europe

Vale la pena di ricordare un problema strategicamente rilevante per lo sviluppo di rinnovabili (e ahimè non solo in quel settore): la dominante posizione cinese con il 75% dei pannelli fotovoltaici installati nel mondo di provenienza cinese e dominanza anche per eolico e sistemi di accumulo,  oltre che per materiali critici per il loro sviluppo. Ciò comporta lo stabilirsi e il consolidarsi di una dipendenza tecnologica ed economica dai rifornimenti (prezzi di forniture cinesi nettamente inferiori ai costi locali di produzione per gran parte del mondo occidentale) con notevoli rischi per l’attuazione delle strategie energetiche e la realizzazione di progetti in corso per accelerare il forte sviluppo di fotovoltaico, eolico e dei sistemi addizionali indispensabili per la loro integrazione  nel sistema elettrico (stoccaggi).

 

La situazione italiana

Per i consumi di energie primarie in Italia abbiamo nel 2022 un  40,2% di petrolio, 38,3% di gas ed il 5% di carbone,  in grandissima parte importati con serio problema per la sicurezza delle forniture dipendenti dall’estero, rispetto ad una dipendenza UE inferiore in % di oltre 15 punti; l’UE,  rispetto all’Italia, conta anche su  un sensibile contributo nelle energie primarie derivante dal nucleare.

 

Figura 7. Consumi finali lordi in Italia dal 1963 in poi. Fonte: grafici.altervista.org – luca_ p@gmx.com su dati da [2]

Per i consumi finali lordi di elettricità, la figura 7 ne riporta l’andamento dal 1963 al 2022, evidenziando, dopo un aumento lineare dal ‘63, il progressivo calo dal 2007, attestandosi nel 2022 a circa 325 TWh; è evidente il calo della produzione termoelettrica dal 2007 al 2013 per l’impennata di sviluppo delle rinnovabili, a seguito del boom degli incentivi dei conti energia, che alla loro sospensione hanno visto la drastica riduzione delle nuove installazioni di fotovoltaico ed eolico. L’energia importata dall’estero si è assestata intorno ai 45 TWh nel 2022, con una quota del 14%, superando l’idro che nell’anno ha avuto un sostanziale crollo.

 

Figura 8. Dal 1963 al 2022 l’andamento in Italia delle quote delle fonti primarie per produzione di energia elettrica in % della produzione totale di ogni anno. Fonte: grafici.altervista.org – luca_ p@gmx.com  su  dati da [2]

La figura 8 riporta dal 1963 al 2022 l’andamento delle quote delle fonti primarie per produzione di energia elettrica in % della produzione totale di ogni anno. Appaiono chiaramente le 3 grandi ere: dell’idroelettrico fino al 1968 (e poi sceso al 10% nel 2022), del petrolio dal 1968 al 1999 (e crollato al 2% nel 2022) e del gas dal 1999 ad oggi, con l’attuale quota del 50%, la maggiore in UE. Le biomasse hanno visto un’apprezzabile crescita a partire dal 1997, con saturazione dal 2012, dopo il boom del fotovoltaico (e con una quota al 4,5% odierno). Fotovoltaico ed eolico hanno raggiunto nel 2022 una quota di produzione nazionale del 10% e del 7,5%, rispettivamente. Il carbone dal picco della quota del 19% nel 1995 è sceso al 5% nel 2020 e 2021e risalito nel 2022 all’8% per sopperire in parte al crollo dei TWh dall’idroelettrico e alla riduzione dei volumi di gas dalla Russia.

Per gli sviluppi futuri rimando al paragrafo che precede le conclusioni e commenta i contenuti del nuovo PNIEC 2023 (Piano Nazionale Integrato per Energia e Clima) del giugno 2023. Dispositivo predisposto per consentire all’Italia di conseguire gli obiettivi al 2030 del FIT for 55, il pacchetto di provvedimenti dell’UE per traguardare la neutralità carbonica al 2050.

 

Sfide tecnologiche ed economiche per l’integrazione di solare ed eolico

Il solare e l’eolico sono considerati praticamente a livello globale i 2 pilastri della transizione per il settore elettrico e sono le fonti rinnovabili di energia con il maggior tasso di crescita, ma data la loro non programmabilità e variazioni, sia rapide che stagionali nella produzione di elettricità, presentano delle sfide a livello tecnologico ed investimenti nel sistema elettrico per avere una sufficiente adeguatezza; cioè come capacità del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto della sicurezza e qualità del servizio. Si può notare che in una giornata assolata di estate l’energia prodotta nella zona di Firenze è circa 3 volte quella di una giornata assolata di inverno. Tale rapporto è 1 in vicinanza dell’equatore ed aumenta con la distanza dall’equatore.

A titolo di esempio la figura 9 [3] riporta la variabilità nella produzione di elettricità da una centrale eolica al sud d’Italia mentre la figura10 riporta tale variabilità per il fotovoltaico nel centro Italia. Relativamente alla figura 9 (eolico), si notano rapide e forti variazioni e rampe in salita e discesa, con valori vicini al massimo della potenza dell’impianto, e prolungate ore di assenza completa di produzione che sono state di 1500 ore nell’anno per l’impianto considerato.

 

Figura 9. Centrale eolica da 125 MW nel sud d’Italia. Produzione annuale (sinistra) e produzione in 2 giornate consecutive di marzo-settembre e dicembre a destra [3]

Figura 10. Produzione da due piccoli impianti familiari fotovoltaici sul tetto nella zona di Firenze. A sinistra effetto stagionalità; variabilità della produzione tra una giornata assolata di luglio (color arancio) e di dicembre (blue). A destra forti e rapide variabilità in giornate con passaggio di nubi [4]

Venendo alle sfide poste all’integrazione in rete di sistemi fotovoltaici ed eolici si nota che sono richiesti ampliamenti del sistema elettrico in funzione della loro localizzazione per convogliare l’energia agli utenti finali (e, ahimè, in Italia la produzione più economica di fotovoltaico ed eolico è al sud e nelle isole con vettoriamento verso i carichi del nord dell’energia prodotta); in aggiunta a notevoli ed indispensabili sistemi di stoccaggio si rendono necessari anche investimenti che contribuiscano a mantenere un’inerzia e potenza di corto circuito del sistema allo scopo di avere accettabili variazioni di frequenza e di tensione (e Terna in Italia sta installando 25 condensatori sincroni da 250 MVAr ciascuno e con volano per alleviare il problema, anche considerando che stoccaggi con batterie con inverters convenzionali portano ad un ridotto contributo ad inerzia e corto circuito, rispetto a quanto fino ad ora fornito da gruppi alternatori/turbine termoelettrici in fase di dismissione per lasciar spazio ad eolico e fotovoltaico). Terna ed altri TSO stanno investigando pure un esteso utilizzo di sistemi in corrente continua con le nuove tecnologie delle stazioni di conversione del tipo VSC (Voltage Source Converters) che possono contribuire notevolmente ad alleviare le sfide sopra elencate, come anche sistemi avanzati di elettronica di potenza. Sono necessari anche importanti investimenti di digitalizzazione della rete elettrica per ottimizzarne il funzionamento e affidabili sistemi di telecomunicazione.

 

Il PNIEC, Piano Nazionale Energia e Clima

L’attuale formulazione del PNIEC 2023 nella stesura del 30 giugno scorso fissa,  come da comunicato del MASE,  “gli obiettivi nazionali al 2030 per efficienza energetica, fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni di CO₂, come pure quelli in tema di sicurezza energetica, interconnessioni, mercato unico dell’energia e competitività, sviluppo e mobilità sostenibile. L’approvazione del testo definitivo dovrà concludersi con la presentazione all’UE entro giugno 2024.  Il tragitto indicato dal PNIEC permette di raggiungere al 2030 quasi tutti i target comunitari su ambiente e clima, superando in alcuni casi gli obiettivi prefissi”.

Il PNIEC 2023 è racchiuso in un compendioso volume di oltre 400 pagine che reca una notevole mole di dati e considerazioni, di carattere generale e per i vari settori, di rilevanza più o meno maggiore per raggiungere gli obiettivi. In sostanza, il PNIEC 2023 prevede il raggiungimento al 2030 di una quota del 40% di rinnovabili nei consumi finali lordi di energia, che sale al 65% per i consumi solo elettrici, il 37% di energia da rinnovabili nel riscaldamento e raffrescamento, il 31% nei trasporti, il 42% di idrogeno da rinnovabili negli usi dell'industria.

Una sintesi dell’analisi settoriale nel periodo 2021 – 2030 dei risultati conseguenti al raggiungimento degli obiettivi fissati, come recita il piano stesso, indica quanto segue:

“… una fortissima contrazione delle emissioni nelle industrie energetiche (-41%), principalmente dovuta alla riduzione delle emissioni del settore elettrico per la notevole crescita delle fonti rinnovabili e al phase out della produzione a carbone;

‐ nel settore dei trasporti una diminuzione delle emissioni del 26% dovuta alla imponente elettrificazione del trasporto auto e, in misura minore, alla penetrazione di biocarburanti;

‐ nel settore residenziale una diminuzione delle emissioni del 32% per il notevole tasso di ristrutturazione degli edifici, il costante efficientamento e la progressiva elettrificazione del settore soprattutto grazie alla massiccia penetrazione di pompe di calore;

‐ una più modesta contrazione (-14%) delle emissioni dall’industria per la quale si sono verificate delle riduzioni molto consistenti negli anni storici (-39% dal 2005 al 2021). In questo settore contribuiscono tra l’altro la conversione del polo di produzione di acciaio di Taranto, e in parte minore il ricorso al CCS e l’incremento dell’utilizzo di gas rinnovabili”

In generale, il piano riporta, per i vari settori, solo i valori degli investimenti previsti e senza differenziare quanto ricade su aziende italiane o sull’importato e considera sì ricadute occupazionali, ma non si menziona l’entità degli impatti sui costi finali per gli utenti dei  settori stessi ed i costi sopportati dallo stato che gravano prima o poi su tasse per industrie e cittadini. La tabella 4, ripresa dal testo del piano, riporta gli investimenti previsti nei singoli settori nel periodo 2023-2030.

 

Tabella 4. Costi cumulati nel periodo 2023-2030 degli investimenti previsti nel PNIEC 2023 nei vari settori

Occorre notare che gli investimenti previsti, ad esempio per il settore residenziale (come ristrutturazioni edifici e pompe di calore), sono sostenuti dagli utenti con eventuali supporti di incentivi e sarebbe interessante approfondire quanto saranno gli oneri per lo stato e per i cittadini utenti. Lo stesso vale per le autovetture, circa le quali il Piano indica in tabella un investimento enorme.

In materia di auto elettriche vale la pena di menzionare, per ora, 2 punti:

- quante saranno le perdite dello stato a seguito dei ridotti consumi di carburanti fossili? La tassazione è ora di circa il 50% del prezzo di vendita dei combustibili.

- un incentivo di 10000 € per auto «verde» corrisponde, per percorrenza media di 15000 km/anno e 8 anni di vita, a circa 600 €/t CO₂ evitata, trascurando gli altri benefici addizionali concessi. Realisticamente nel periodo 2023-2030 quanto degli investimenti con relativi incentivi rimane in Italia?

Relativamente al sistema elettrico, per il quale gli investimenti sono considerati pari a circa 123 miliardi di euro (61% impianti di generazione, 33% reti e 6% sistemi di stoccaggio), a parte il dubbio che alcuni siano ottimistici, come in particolare quelli sulla rete e sugli impianti di stoccaggio e su alcune tipologie di produzione, il Piano non evidenzia i costi di O&M, i costi dei mercati di servizi ausiliari e di capacity markets per l’adeguatezza del sistema e, quello che più conta, non sono evidenziati i reali costi del kWh all’utenza e chi li paga. Ciò è fondamentale per i riflessi sulla sostenibilità economica di utenti e casse dello stato, per eventuali incentivi e per la possibile insorgenza di problemi sociali e di competitività del paese.

Rispetto alla precedente edizione del PNIEC del 2019, il settore elettrico prevede addizionali investimenti in eolico e fotovoltaico, tenendo conto dell’incremento di consumi elettrici nei trasporti (veicoli elettrici), nella produzione di idrogeno verde e dell’utilizzo maggiore di pompe di calore per riscaldamento e raffrescamento. Il consumo interno lordo di elettricità sale quindi dai circa 325 TWh del 2022 ai 350 nel 2030, pur considerando gli investimenti in efficienza energetica.

Secondo il PNIEC 2023, la crescita delle FER nell’energia elettrica prodotta al 2030 in Italia è prevista concentrata su solare ed eolico (vedi Figura11) con un aumento di 3,5 volte rispetto ai valori del 2021 (solare da 25 TWh del 2021 a 99 TWh nel 2030 ed eolico da 19,8TWh a 64 TWh) con una media annuale di entrata in servizio di nuovi impianti che sarebbe per 9 anni di 14,5 TWh /anno e la potenza installata passerebbe da 32,9 GW a 108 GW nel 2030. Ciò con una media di 8,5 GW anno, pari a 6-11 volte la potenza annualmente entrata in servizio dal 2014 al 2021, di 3,4 volte quella del 2022 e 1,7 volte quella del 2023. Da notare che le installazioni del 2022 e del 2023 sono in gran parte di piccole dimensioni e spinte dagli incentivi del 110 % per l’efficientamento degli edifici.

 

Figura 11. Sviluppo delle FER per produzione di elettricità in TWh da fig. 10 del PNIEC giugno 2023. NB: non inclusi 9 TWh per produrre idrogeno

Ogni anno passato (2022 e 2023) senza installare 8,5 GW aumenta l’obiettivo annuale per raggiungere il traguardo dei 75 GW; già per il 2024 risulta pari a 10 GW e, quindi, un obiettivo notevolmente impegnativo e ci si chiede se è realistico, tenendo conto delle opposizioni e delle tempistiche per  permessi in una realtà come quella esistente in varie regioni del paese. Ci si chiede pure quanto saranno i veri costi per la nazione del kWh consegnato all’utenza, non solo quello al puro sito di produzione. Ciò per avere un’adeguatezza del sistema, tenendo conto delle tipologie di investimenti sopra menzionati nel sistema elettrico e per la fornitura di servizi ausiliari, e tali da superare, secondo alcune analisi, il prezzo di produzione al sito.

Occorrono ancora dettagliati studi per arrivare ad una realistica suddivisione tra impianti grossi utility scale e piccoli impianti roof top con loro effettive localizzazioni. Realizzazioni con sviluppi regionali vicine ai carichi portano chiaramente sia a riduzioni di sviluppo della rete e sia, in parte, degli stoccaggi con i roof top. Ma i costi per produzione di elettricità con impianti roof top sono ben maggiori dei costi da grossi impianti: secondo i dati divulgati da Elettricità Futura intorno a 180 €/MWh, rispetto agli 80 €/MWh da sistemi utility scale. E, anche per l’energia prodotta da impianti roof top, si pongono problemi di costi addizionali al sistema per sopperire a mancati supporti ad inerzia e potenza di corto circuito sopra menzionati, a meno di aumentare i costi per sofisticate soluzioni con elettronica di potenza.

Quali incentivi indispensabili per alcune tipologie di rinnovabili per poter raggiungere gli obiettivi sono stati valutati e quanto incidono sul costo reale al paese del kWh al consumatore? Quale percentuale di impianti roof top sono considerati realistici e con quali incentivi?

Tenendo conto delle opposizioni ambientali sarà necessario un approccio flessibile per possibili ritardi o modifiche nei contributi alle FER stabiliti nelle singole regioni con inevitabili riflessi sugli investimenti nel sistema di trasporto che implicano anni per una realizzazione di una nuova linea anche di qualche decina di km.

Come funzionerà il mercato dei servizi di dispacciamento e quanto costerà nel 2030, considerando che con quanto previsto per la produzione anche di idrogeno ci saranno oltre 175 TWh non programmabili da fotovoltaico ed eolico e considerando l’import di elettricità saranno superiori al 55% della produzione locale .

 

Osservazioni e commenti finali

Pur riconoscendo l’importanza che ognuno debba contribuire alla decarbonizzazione, il contributo alla soluzione del problema globale dell’UE, con gli impegnativi e costosi obiettivi che l’Unione si propone di conseguire per diventare il primo continente a emissioni climalteranti zero, è del tutto trascurabile. Ciò a meno di passare da una visione eurocentrica a un coinvolgimento, con l’esportazione delle nostre best available technologies, dei paesi emergenti, in prima fila quelli africani, con  cui si è cominciato a parlare, ma  ancora si attendono fatti concreti.

In ogni caso, come sottolinea il nuovo PNIEC, una transizione deve essere basata su una neutralità tecnologica effettiva, lasciando aperte uguali possibilità alle varie tecnologie che conseguono risultati equivalenti. Queste vanno moltiplicandosi, rispetto al solare e al fotovoltaico, e cito ad esempio l’idrogeno verde o blue, gli e-fuels o verdi, i biocarburanti sostenibili, la Carbon Capture Utilization and storage CCUS (e qui la recentissima comunicazione della UE a supporto di un forte sviluppo in UE stessa con impegnativi obiettivi) , il “nuovo nucleare”,  con gli Small Modular Reactors (SMR) ed altro, che non sono tuttavia realizzabili entro il 2030 e, in prospettiva, la fusione. Il tutto abbinato allo sviluppo di nuovi strumenti, come l’Intelligenza Artificiale (IA), e di sofisticate procedure di calcolo per l’ottimizzazione della pianificazione ed esercizio, ad esempio del sistema elettrico o del sistema elettroni molecole. In ogni caso, verificando e valutando le possibilità e gli oneri delle sfide tecnologiche ed economiche che ciascun vettore energetico comporta: per l’upgrading o sostituzione delle infrastrutture esistenti, per  modifiche ai sistemi/apparecchi di consumo, per  lo sviluppo di tecnologie supplementari, come lo stoccaggio per la fornitura affidabile e di qualità dell’energia elettrica agli utenti finali proveniente, ad esempio,  da fonti energetiche variabili e non programmabili.

Una visione ed approccio di tipo intersettoriale/inter vettoriale e globale è essenziale per individuare e attuare le soluzioni più sostenibili dal punto di vista degli impatti economici e sociali che vanno dettagliatamente valutati in un ambiente che sembra lasciare lo sviluppo e le scelte tecnologiche ad un mondo politico condizionato dalle lobbies dei vari interessi particolari (economici o ideologici).

I costi agli utenti finali per il raggiungimento degli ambiziosi obiettivi UE, come attualmente riprodotti in Italia nel PNIEC 2023,  non sono praticamente valutati, anche in merito a come suddividerli tra gli utenti e le casse dello stato. Occorre un decisivo approfondimento per i vari settori e va definito come comunicare i costi alla popolazione adeguatamente per un suo coinvolgimento che consenta di evitare l’insorgere di problemi sociali quando emergeranno, precludendo gli sviluppi della transizione stessa.

Data la penetrazione sempre più importante dell’elettricità, le regole del mercato, specie elettrico, vanno riviste al fine di introdurre criteri che minimizzino il costo del kWh all’utenza finale [5], ad esempio con introduzione di prezzi nodali (localizzazione della produzione rispetto ai carichi) e remunerando tecnologie che intrinsecamente forniscono servizi addizionali, senza avere costosi mercati addizionali con la loro programmabilità e non necessità di stoccaggi, contributi ad inerzia e potenza di corto circuito ed a mercati dell’energia come, ad esempio, da nucleare o da termoelettrico alimentato da combustibili ambientalmente compatibili, rispetto ad eolico e fotovoltaico.

Per valutare il reale contributo alle emissioni climalteranti, occorre considerare il life cycle emission di ogni impianto, comprendente le emissioni per realizzarlo (estrazione materie prime per componenti dell’impianto e sua costruzione), per smantellarlo con eventuale trattamento/stoccaggio di prodotti nocivi e, chiaramente, per O&M del sistema. Considerando il forte incremento per una transizione verde della richiesta di alcuni materiali, saranno necessarie poi verifiche continue sulla reale diponibilità di materie critiche e loro località di produzione e costi.

Per il nucleare occorre non dare illusioni su tempi brevi e costi attraenti per SMR, reattori di IV generazione o fusione [6], pur essendo molto importante partecipare a progetti che sono ancora lontani da possibili applicazioni industriali a breve, verificando approfonditamente lo sviluppo delle varie tecnologie per possibile inserimento di un’industria manifatturiera italiana con apprezzata esperienza nel settore. Occorre però un investimento in comunicazione verso la popolazione e la definizione delle regole per un possibile reinserimento di centrali sul territorio. Per il nucleare maggiori dettagli vengono forniti in un articolo di prossima pubblicazione su questa rivista; occorre notare il dominio tecnologico e di mercato della Russia che ha il 45% dei reattori in costruzione nel mondo e che sta per essere insediato dalla Cina [6].

Per l’idrogeno verde occorre non farsi illusioni sulla competitività di una produzione italiana, dati i nostri costi del kWh da rinnovabili e loro ore equivalenti [3], è opportuno  lasciare aperta la strada all’alternativa idrogeno blue (con sequestro della CO₂). Occorrerà definire a livello nazionale (e non Regione per Regione), in accordo con quanto avviene a livello mondiale, le regole di sicurezza da adottare per l’uso dell’idrogeno lungo tutta la catena da produzione,  distribuzione e uso nei consumi finali,  tenendo conto dei suoi intervalli di infiammabilità, energia di attivazione e coefficiente di diffusione e dell’infragilimento, ad esempio, di tubature in acciaio che pongono pesanti sfide, tuttavia non insormontabili, per il suo sicuro e durevole impiego. Per l’idrogeno, maggiori dettagli in un prossimo articolo su questa rivista,  ma occorre sottolineare che  per l’idrogeno verde si sta determinando da parte della Cina un dominio tecnologico e principalmente economico per prezzi degli elettrolizzatori nettamente inferiori ai costi delle produzioni del mondo occidentale, con impatto strategico sulle industrie locali del  mondo occidentale.

Per la CO₂ vi è il fiorire di iniziative e progetti in vari paesi. Sarà importante un approccio integrale con impatto sulla regolazione dei mercati, sulle applicazioni per ridurre emissioni dalle industrie (quelle dell’idrogeno incluse), dalla produzione di elettricità da carbone e gas e, perché no, dall’aria con serie valutazioni su attuali tecnologie e loro sviluppi  e tendenze dei  costi per  cattura, trasporto, stoccaggio e  possibile utilizzo anche per e-fuels.

La situazione geopolitica ed economica in varie aree geografiche e il possibile ripresentarsi di eventi imprevisti, come la pandemia, rendono sempre più difficile effettuare previsioni realistiche su lunghi periodi ed un approccio flessibile risulta indispensabile.

“Per aspera ad astra”.  A tal fine, ci sono tutti i supporti tecnologici (intelligenza artificiale inclusa) per serie valutazioni e, in Italia, esistono numerosi istituti e organizzazioni, in cui operano esperti di livello internazionale, non legati a interessi particolari.  Risorse che ci assicurano la possibilità di affrontare sostenibilmente le grandi sfide che dobbiamo vincere, sperando che il Paese abbia la capacità di superare consapevolmente anche le battaglie ideologiche che rallentano la soluzione di qualunque  problema e la realizzazione dei corrispondenti progetti.

 

BIBLIOGRAFIA

[1] BP Energy Ooutlook 2023 edition

[2] Energy Institute-Statistical Review of World Energy 2023 (Energy Institute subentra a BP dal 2023 nella Review)

[3] A.Clerici, S.Furfari “Cost of green hydrogen production. The influence of electrolyser technology, RES characteristics and CCS-Paper ID – 10782“ CIGRE Session 2022

[4] WEC International Study Group Chaired by A.Clerici “Variable renewables integration in electricity systems: how to get it right”. World Energy Council World Energy Perspectives RES integration, 2016 report.

[5] A.Clerici: “Serve un Mercato Elettrico che Porti ai Minori Costi Effettivi del kWh” L’Astrolabio  16/10/2023 https://astrolabio.amicidellaterra.it/node/3061

[6] A.Clerici: ”Le tecnologie del nucleare futuro: problemi ed opportunità” L’Astrolabio 17/4/2023  https://astrolabio.amicidellaterra.it/node/2939