Responsabile Energia-Ambiente segreteria nazionale di Azione un approccio realistico efficace sostenibile per la Transizione Energetica in Italia
(Domanda annuale 320 TWh)
In evidenza le fonti prive di emissioni di CO 2
Import – nucleare 5.2 GW (44 TWh)
Must run (Geo + rifiuti + Bio + idroelettrico fluente) 3.3 GW
eolico ~10 GW installati
fotovoltaico: ~20 GW installati
DOMANDA
generatori modulabili:
- idroelettrici a bacino;
-
termoelettrici
• Zero fossili e Zero nucleare (basta inport);
• Aumentiamo potenza impianti eolici e fotovoltaici in modo che generazione annuale = 320 TWh
• Non si riesce a coprire la domanda ora per ora, perchè eolico e fotovoltaico sono variabili
eolico : 22 GW installati: generazione annuale = ~44 TWh
fotovoltaico: 200 GW installati: generazione annuale = ~260 TWh
Idroelettrico a bacino: 12.5 GW (già presenti)
Turbine a bio-metano : 17 GW (35 TWh)
Accumulo indro a pompaggio: 8 GW (già presenti)
Nuovi accumuli (batterie, ecc ) : 38 GW – 300 GWh
DOMANDA
Serve molto di più : ecco un mix ottimizzato di sole fonti rinnovabili
Must run (geo + rifiuti + idro fluente): 3.3 GW
eolico : 22 GW
fotovoltaico: 200 GW
accumuli idro a pompaggio batterie
In estate non servono generatori di backup modulabili (a biomassa o idroelettrici): eolico , solare e accumuli coprono l’intera domanda.
DOMANDA
Ora dell’anno
Situazione in 10 giorni di giugno 2/2
Non tutta l’energia in eccesso sarebbe usata per caricare i sistemi di accumulo (scaricati poi di notte).
Una parte rimarrebbe inutilizzata (curtailment)
Ora dell’anno
Questa la realtà con cui dobbiamo e vogliamo responsabilmente fare i conti perchè ci interessano
OBIETTIVI e SOLUZIONI pienamente sostenibili convinti che siano gli unici realmente perseguibili
che fissa OBIETTIVI e SOLUZIONI irrealistici in partenza o che divengono tali in Corso d’opera
p.e. obiettivi UE al 2030: Fit for 55
ovvero
ridurre entro il 2030 le emissioni di CO2 del 55% rispetto al livello del 1990
Scenari Primes = riferimento tecnico UE per Energy-Climate policies
Scenario Primes ff55 corretto per reale andamento PIL
Cosa significa 28 % (oggi 21%) usi finali elettrificati?
• 12,4 TWh per ricarica veicoli elettrici 6 milioni di veicoli elettrici (PHEV+BEV), cioè circa da qui al 2030 (vendite 2022 120000) + relative infrastrutture di ricarica
• 13 TWh destinati al riscaldamento 5 milioni di pompe di calore da aggiungere alle 1,3 milioni oggi installate, cioè 700000 all’anno da qui al 2030
• 20,2 TWh per produzione 375 mila tonnellate di idrogeno 2,5 GW elettrolizzatori a 8000 h/anno.
Cosa significa 6,9 Mtep aggiuntivi Rinnovabili non elettriche:
• 2,2 Mtep calore ambientale (pompe di calore) e 4,7 Mtep da:
o 320 kton idrogeno verde (consumo attuale idrogeno grigio 480 kton)
o 3,8 Mtep da bioenergie; p.e. biometano: produzione attuale 0,2 Mtep, ovvero 2,3 TWh, da aumentare x 19! sino a ~45TWh (potenziale massimo IT ~100 TWh)
Domanda di 373 TWh
generazione 405 poichè:
20
Accumuli addizionali En dissipata + curtailment
(160 GWh)
• 8,2 TWh sarebbero dissipati in carica e scarica dei sistemi di accumulo (80 GWh di impianti idroelettrici a pompaggio esistenti + 160 GWh addizionali – p.e. batterie);
• 24 TWh sarebbero inutilizzabili (curtailment).
Sarebbe necessaria una capacità rinnovabile aggiuntiva di 107 GW (+87 GW fotovoltaico, +16,5 eolico onshore, +3,7 eolico offshore)
Inoltre occorrerebbe generare 7 TWh con impianti modulabili a biometano, per cui si dovrebbe destinare al settore elettrico ~15 TWh di biometano, da sommare ai ~45 TWh per usi non elettrici: 60 TWh in tutto, 26 volte la produzione attuale.
Ben 303 GW: taglia e localizzazione decisa dai proponenti.
Serve invece, al più presto PIANIFICAZIONE STRATEGICA «TERZA»
Evidente che oltre 80 GW di nuova capacità rinnovabile (50 di solo eolico) in Puglia o 73 GW in Sicilia (35 eolico) o 55 in Sardegna (36 eolico), ecc. non saranno mai davvero realizzati: per l’impatto sul territorio, per il costo, per la mancanza (ora e sempre) della necessaria capacità di trasmissione verso le aree del Paese dove è più alta la domanda elettrica…
…mentre al NORD le richieste di connessione sono quasi 10 volte meno del necessario
GW ore Circa 10 TWh utilizzabili per alimentare 5 GW di elettrolizzatori
• Volendo impiegare tutto il surplus inutilizzato per la produzione di H 2 servirebbero ~40 GW di elettrolizzatori, operanti per ~600 h alla potenza nominale equivalente, con un uso estremamente inefficiente degli impianti e costo dell’H 2 molto elevato;
• Si produrrebbero tuttavia 420 kton di H 2, che grazie al mix elettrico ipotizzato, sarebbero CO2-free al 83%; ovvero ~350 kton H 2 (1 Mtep) sarebbero privi di emissioni di CO 2 e quindi utilizzabili per soddisfare una quota dei 4,7 Mtep aggiuntivi di rinnovabili non elettriche nella domanda finale;
• Più ragionevole, ma ancora poco efficiente, destinare solo 10 TWh del surplus all’alimentazione di 5 GW di elettrolizzatori per ~2000 ore equivalenti, producendo circa 172 kton H 2;
• In questo caso, 142 kton H 2 (equivalenti a 0,4 Mtep) sarebbero privi di emissioni di CO 2 e quindi utilizzabili per soddisfare una quota più piccola del fabbisogno di rinnovabili non elettriche;
• Per grandi quantità H 2, meglio carico di base (7-8000 h).
Fit for 55 al 2030 con sole rinnovabili impossibile!
NECESSARIO : a) NEGOZIARE RINVIO (almeno 2035)
b) RIGETTARE ulteriori rialzi
E nel frattempo, realizzare tutto il possible; p.e.:
1) Efficienza energetica economicamente conveniente
2) Rinnovabili in comunità energetiche
3) Fotovoltaico su coperture civili e industriali e Agrivoltaico
4) Biometano integrato in aziende agricole e zootecniche
5) Trasporti pubblici e mobilità cittadina (p.e. car sharing) elettrificati
6) NUOVA REGOLAZIONE per agevolare grandi impianti low-carbon
Infatti, se è così complicato ridurre le emission del 55%
Come si possono azzerare del tutto nel lungo termine?
Qual è la nostra proposta?
o riduzione consumi finali di energia (da ~120 a ~70 Mtep);
o elettrificazione (55% dei consumi finali – oggi 21,6%); perciò:
o domanda elettrica cresce sino ad almeno 650 TWh;
• trasporti elettrici +100 TWh;
Domanda di energia in Italia in uno scenario a zero emissioni Strategia italiana di lungo termine per la riduzione delle emissioni di gas serra (gennaio 2021)
• riscaldamento e cottura elettrici +70 TWh;
• produzione H2 verde per settori hard-to-abate +140 TWh;
• maggiore elettrificazione dei consumi industriali;
o cambia curva oraria domanda per nuove tipologie di carichi (p.e. i veicoli elettrici caricati maggiormente di sera/notte, riscaldamento richiederà energia in inverno, ecc.)
3 Scenari italiani di generazione elettrica CO 2-free di lungo termine 2/3
Energia generata e costo del kWh per il consumatore
Parametro di costo LCOTE:
- include i costi di tutti gli impianti di generazione e di accumulo, addebitandoli ai 650 TWh della domanda; - in queste simulazioni non include i costi della rete (che tuttavia pesano di più nello scenario 100% RES)
3 Scenari italiani di generazione elettrica CO 2-free di lungo termine 3/3
Per azzerare emissioni al 2050 -2060 mix rinnovabili & nucleare più sostenibile
o Impatto su territorio. Centrale con 4 reattori da 1,4 GW su ~200 ettari stessa energia di:
• 29 GW di impianti PV a inseguimento su 45.000 ettari;
• 3500 aerogeneratori, diametro 160 m, altezza
200 m, distribuiti su 230.000 ettari;
In particolare:
- 36 GW nucleare di gen 3+;
- 250 GW impianti RES
o Materiali impegnati. Secondo UNECE nucleare, a parità di energia generata impiega 7 volte meno materiali di un impianto fotovoltaico e 3,5 volte meno di un impianto eolico;
-
160 GW impianti accumulo di breve e lungo termine
o Costo «reale» del kWh. Considerati tutti gli impianti di generazione e di accumulo necessari
Superare insostenibili distinzioni dovunque sia scritto rinnovabili deve diventare a basse emissioni secondo classificazione IPCC ovvero, rinnovabili, fossili con CCS, nucleare
OBIETTIVO: ridurre le emissioni, sino ad azzerarle, non promuovere una o l’altra fonte
Tempi di costruzione reattori mediana = 7 -8 anni
Al 2050 -2055, 36 GW
p.e. su 7 centrali ciascuna con 3 o 4 reattori da 1,4 GW;
Assumiamo che ciascun reattore sia costruito in 8 -10 anni
Quanto tempo per arrivare a un sistema elettrico italiano a zero emissioni ?
100% rinnovabile
Rinnovabili & nucleare
Assumendo che il costo di investimento di una centrale nucleare sia di 5000 €/kW, 36 GW costeranno agli investitori circa € 180 mld e genereranno per 60 anni 280 TWh, al costo di 65 €/MWh, da remunerare con modalità che riconoscano i vantaggi della continuità di servizio, cioè della riduzione dei costi di sistema. Si consideri che:
- per generare circa 55 TWh/anno rinnovabili variabili, per 20 anni, stiamo prelevando dalla bolletta elettrica complessivamente € 240 mld, erogati in incentivi ai produttori;
- i costi di investimento del mix rinnovabili+nucleare includono altri costi: con riferimento a stime 2050 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, impianti di accumulo (a breve e lungo ternmine) costerebbero circa € 200 mld e gli impianti fotovoltaici ed eolici altri € 140 mld.
Tutti da sostituire 2 volte nei 60 anni di vita dei reattori nucleari: totale di oltre € 1200 mld; - con un mix 100% rinnovabile, gli investimenti necessari sarebbe circa € 1800 mld.
Si conferma che: problemi complessi hanno sempre soluzioni semplici, facili da raccontare e (però) sbagliate
le peggiori di tutte sono quelle dettate dalla demagogia Gli antitodi più efficaci: competenza e realismo
