Assunti troppo ottimistici sul nucleare e troppo pessimistici sulle rinnovabili.
In estrema sintesi sono queste due diverse condizioni di partenza, irrealistiche, che secondo il nuovo studio di un ricercatore del Cnr hanno consentito a Giuseppe Zollino, professore di Tecnica ed Economia dell’Energia e Impianti Nucleari presso l’Università di Padova, di raggiungere le sue conclusioni circa il migliore mix energetico da adottare in Italia.
In alcuni recenti articoli (qui e qui) Zollino ha indicato che il potenziamento nei prossimi tre anni della capacità rinnovabile in Italia “creerebbe congestioni sulla rete di trasmissione, non risolvibili affatto in tre anni, e solo in parte risolvibili in un tempo più lungo e in ogni caso con costi aggiuntivi assai ingenti” e che “senza adeguamento delle reti e senza batterie, il 45% dell’elettricità generata dai 60 GW [aggiuntivi di rinnovabili proposti da Elettricità Futura, ndr] verrebbe sprecato”.
Inoltre, secondo il docente dell’Università di Padova, i risultati della sua ricerca “mostrano che la presenza di una quota di generazione baseload da nucleare a fissione o fusione ridurrebbe dal 20 al 30%” il costo dell’elettricità al netto dei costi di sistema associati alle diverse tecnologie.
Ipotesi e conclusioni molto discutibili, secondo Luigi Moccia, primo ricercatore presso l’Istituto di Calcolo e Reti ad Alte Prestazioni del Consiglio Nazionale delle Ricerche (Cnr), tutte a favore del nucleare e a sfavore delle energie rinnovabili.
Argomentazioni energetiche
La verifica del ricercatore del Cnr critica le conclusioni di Zollino sulla base di una serie di argomentazioni legate alla sfera energetica, che sintetizziamo qui e che potranno essere approfondite dal link in fondo a questo articolo.
- Scale geografiche
Non vengono considerate le interconnessioni elettriche tra l’Italia e gli altri paesi europei. L’ipotesi formulata da Zollino equivale ad una completa autarchia nazionale sul bilanciamento e ad un tendenziale localismo intra-regionale italiano sulla generazione.
Queste ipotesi sulle scale geografiche inducono un aumento dei costi di sistema rispetto ad altre ipotesi, come per esempio il bilanciamento elettrico su scala europea o un approccio nazionale e non localistico alla generazione delle rinnovabili.
- Bilanciamento fotovoltaico-eolico
Nello scenario tutto basato sulle rinnovabili (RES), Zollino, fatto 100 il totale della generazione di eolico e fotovoltaico, attribuisce 89 al fotovoltaico e 11 all’eolico. Secondo Moccia, la variabilità stagionale della fonte solare, così come di quella della fonte eolica, è mitigabile attraverso la sinergia di queste due fonti.
Dimensionamenti eccessivamente lontani dalla ripartizione ottimale per la riduzione della variabilità stagionale sarebbero eccessivamente penalizzanti per le rinnovabili.
La ripartizione ottimale nella generazione tra fotovoltaico ed eolico per la riduzione della variabilità stagionale per l’Italia è 57 per il fotovoltaico e 43 per l’eolico, molto distante da quella dello scenario RES di Zollino. Inoltre, l’elettrificazione degli usi finali termici aumenta il carico invernale e, quindi, nel riparto eolico-fotovoltaico tende ad aumentare la quota del primo, più disponibile in inverno che in estate.
- Potenziale eolico in Italia
Gli scenari di Zollino includono 35 GW di eolico su terraferma con una sfruttabilità effettiva rispetto a quella teorica, il cosiddetto capacity factor (CF), del 22,8%. Per l’eolico in mare prevedono 15 GW di tipo galleggiante con un CF del 34,2%. L’eolico in mare con fondazione fissa è assunto come non possibile in Italia, a causa di un presunto minore potenziale nel nostro Paese rispetto ad altri Paesi europei con maggiore ventosità.
In realtà, fa notare Moccia, la tecnologia eolica è riuscita nell’ultimo decennio non solo a diminuire i costi d’installazione e ad aumentare i fattori di capacità rispetto ai siti con maggiore ventosità, ma ha esteso questi vantaggi ai siti di media ventosità che abbondano in Italia. Pertanto, stime di potenziale che precedono queste innovazioni sono obsolete, secondo il ricercatore.
Il potenziale eolico su terraferma per l’Italia al 2050 è stimato a 601 GW con un CF medio del 25%, pari a una producibilità di 1.309 TWh. Di questi 601 GW un sottoinsieme di 153 GW presenta un CF medio del 33%. Un ulteriore sottoinsieme di maggiore convenienza è pari a 100 GW con CF nell’intervallo 31–51%.
Le ipotesi sul potenziale dell’eolico su terraferma sono pertanto fortemente peggiorative rispetto all’obiettivo di riduzione dei costi di sistema e fuori scala rispetto ai potenziali. Per il potenziale dell’eolico in mare a fondazione fissa, che può avere parametri di costo minori del galleggiante, Moccia fa notare che questo non è zero, e ulteriori affinamenti sui potenziali nelle aree migliori possono indurre dei risultati diversi e migliorativi anche per il galleggiante.
- Accumuli elettrici
Lo scenario RES include una sola tecnologia di accumulo elettrico scalabile, quella delle batterie agli ioni di litio.
La tecnologia dei pompaggi idroelettrici (PHS) è considerata come non scalabile perché è modellata con limiti di potenza e capacità, rispettivamente pari a 8 GW e 0,1 TWh, valori simili allo status quo, “anche se in realtà se ne potrebbero realizzare di nuovi e a basso impatto ambientale”, ci ha detto Moccia.
Studi recenti mostrano che accumuli come le batterie al litio risultano ottimali se dimensionati con bassi rapporti tra capacità e potenza, in modo da operare su un numero alto di cicli all’anno. Tali batterie sono quindi più adatte a coprire sfasamenti domanda-offerta di breve durata, cioè di poche ore.
Altre tecnologie come i pompaggi idroelettrici e gli accumuli adiabatici ad aria compressa (Adiabatic Compressed Air Energy Storage o A-CAES), caratterizzate da un minore costo unitario della capacità, sono invece ottimali per gli sfasamenti di lunga durata, cioè qualche mese o settimana.
Le tre tecnologie appena accennate sono sufficienti per una decarbonizzazione a costo minimo del sistema elettrico con una quota di rinnovabili fino a circa il 90%.
L’innovazione tecnologia potrebbe fornire ulteriori possibilità come le batterie a flusso, ma sia PHS che A-CAES sono tecnologie non solo già esistenti, ma anche con un potenziale sovrabbondante in Italia rispetto ad ogni loro ragionevole impiego, secondo Moccia.
- Leve sistemiche dall’integrazione tra settori energetici
Studi recenti hanno confermato come un approccio sistemico e non settoriale alla decarbonizzazione permetta di ridurre i costi, principalmente per la riduzione dei notevoli accumuli elettrici altrimenti necessari, e per l’utilizzo di altre forme di accumulo energetico con costi minori dell’accumulo elettrico.
Zollino però non esplora le leve sistemiche dell’integrazione, per esempio, tra il settore elettrico e quello termico – una esclusione non da poco se si considera che gli accumuli termici hanno un costo 100 volte minore rispetto a quelli elettrici, sostiene Moccia.
Per la domanda elettrica dei trasporti non viene considerata la leva del vehicle-to-grid (V2G). Per quella del grid-to-vehicle (G2V), in termini cioè di ricarica flessibile, Zollino fa delle ipotesi che azionano tale leva in una direzione sfavorevole alle rinnovabili, presumendo cioè che la ricarica avvenga in maniera inflessibile prevalentemente di notte, quando cioè le rinnovabili sono meno disponibili.
In uno degli scenari di Zollino, ben 416 TWh l’anno vengono dissipati nelle ore diurne per sovra-generazione fotovoltaica, ma le auto continuano ad essere ricaricate principalmente la notte. È invece plausibile, secondo Moccia, che con prezzi orari più bassi nelle ore di forte generazione rinnovabile le ricariche delle auto, così come di altri carichi flessibili, vadano a modificare i profili di consumo e a diminuire così i costi di accumulo.
- Configurazione dell’idrogeno per accumulo stagionale
Anche negli scenari di Zollino che contemplano l’accumulo stagionale tramite idrogeno si fa una serie di ipotesi di configurazione, particolarmente penalizzanti per questo vettore energetico.
Moccia individua quattro ipotesi penalizzanti, tra cui la principale è relativa alla modalità di stoccaggio.
L’idrogeno è stoccato tal quale, cioè senza una trasformazione in altri possibili vettori energetici, come l’ammoniaca o il metano verde, e lo stoccaggio dell’idrogeno avviene in costosi serbatoi di superficie (che hanno un tasso di rotazione annuo bassissimo, di circa un ciclo per anno) e non in serbatoi geologici.
Il combinato disposto di queste ipotesi, secondo Moccia, porta ad un sotto-sistema dell’idrogeno che richiede investimenti di 292 miliardi di euro, per il 77% destinati ai serbatoi di stoccaggio, mentre possibili sinergie con infrastrutture del gas esistenti non vengono esplorate.
Conclusioni
Le ipotesi sui costi e i tempi del nucleare non sono suffragate dalle migliori evidenze di letteratura.
Così come non sono suffragate le stime sugli extra-costi degli scenari al 2050 per l’Italia con il 100% di fonti rinnovabili, rispetto a quelli che includono la fonte nucleare, conclude Moccia.
Oltre a tutto ciò, aggiungiamo noi, bisogna considerare anche i costi e i tempi di realizzazione delle centrali nucleari che, come accennato in diversi precedenti articoli, sono molto spesso molto più elevati e lunghi di quelli preventivati e che rendono questa tecnologia non compatibile con l’urgenza e gli obiettivi di decarbonizzazione che l’Italia e l’Europa si sono prefissati.
