a cura di: Tommaso Caraceni

Nei paragrafi successivi, [tra parentesi] troverete i link a Youtube ai momenti corrispondenti del webinar. (Il webinar è basato su dati pre-Covid19)

Che cos’è la transizione energetica?

[24:20]

Per transizione energetica si intende il processo di decarbonizzazione del settore energetico (e non solo), ovvero la riduzione delle emissioni di CO2.

Si basa su tre settori:

• Produzione di energia: priva dell’impiego dei combustibili fossili
• Efficienza energetica: riduzione dei consumi energetici
• Mobilità/trasporti: priva di fonti fossili, sostenibilità dell’intera vita del combustibile e del veicolo

Dall’Earth Summit di Rio 1992, si è posto il problema di sostituire con energie alternative i combustibili fossili, ritenuti responsabili del cambiamento climatico. Successivamente, le conferenze sul clima hanno portato a nuovi impegni e protocolli da parte dei vari paesi, con successi e fallimenti (vedi rispettivamente Parigi 2015 e Madrid 2019), per una decarbonizzazione al 100% al limite nel 2050 o prima. A livello mondiale, le politiche energetiche si sono concentrate prevalentemente su CO2 e rinnovabili.

Alcuni sfide della transizione energetica sono:

• Situazioni nazionali fortemente diverse rendono ostacolano una decarbonizzazione globale.
• Lo sviluppo sociale ed economico delle popolazioni, di cui l’energia è un fattore dominante. La popolazione ed i consumi energetici mondiali sono in aumento (negli ultimi 15 anni: +17% popolazione, +35% consumi energia primaria, +53% consumi elettricità).
• Valutazione complessiva di costi/benefici anche in ambito sanitario, occupazionale, sociale, di riqualificazione del personale… Accompagnate da corrette campagne di comunicazione alla popolazione.

Il Webinar di EMS e l’ospite

[14:53]

Alessandro Clerici, figura di spicco nel panorama energetico italiano, ha gentilmente concesso la sua partecipazione al webinar La Transizione energetica il 2 maggio 2020. Tenuto da EMS, lo scopo dell’evento è stato di informare il pubblico riguardo la transizione del settore energetico da un modello tradizionale ad uno più sostenibile.

Link agli altri articoli/webinar di EMS su temi simili:

• l’era dell’idrogeno?

Laureato in Ingegneria Elettrotecnica presso il Politecnico di Milano nel giugno del 1961, Clerici ha alle spalle una brillante carriera in ambito energetico e ambientale, con ruoli di prominenza o di collaborazione in varie Aziende e Organizzazioni, tra cui CESI, ABB, WEC (World Energy Council), ANIE, etc. e oltre 300 articoli pubblicati. La presentazione è stata introdotta da AEIT (Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni), di cui Clerici è socio ed ex presidente.

Il contesto

Energie primarie ed emissioni di CO2

[28:45]

Il consumo mondiale di energia corrisponde a circa 14’000 Mtep. Dal 2000 in poi, il consumo energetico dei paesi sviluppati (OCSE) è stato superato dal consumo dei paesi in via di sviluppo (non OCSE), trainati dalla Cina. Di conseguenza le emissioni totali di CO2 provengono per 1/3 da paesi OCSE e per 2/3 da paesi non OCSE. L’Unione Europea ha una quota del 9% sulle emissioni globali, prevista scendere a 5% nel 2030. Negli ultimi decenni l’economia della Cina è esplosa e l’India sta facendo altrettanto.

In tabella, i paesi più energivori, per fonte primaria. Nel grafico, le emissioni globali.

In un’ottica di decarbonizzazione globale, vale la pena considerare le differenze di consumo di energia pro-capite nei diversi paesi:

Le fonti fossili costituiscono la maggior parte del consumo di energie primarie. Secondo il WEC, le riserve di fonti fossili con consumi attuali sono: 50 anni per il petrolio, 55 anni per il gas, 155 anni per il carbone. Tuttavia esistono enormi risorse non convenzionali. I problemi principali delle riserve fossili sono di carattere geopolitico e ambientale.

Inoltre è necessario notare il contributo delle centrali a carbone: con un totale di 2,25 milioni di MW installati, sono responsabili di 1/3 delle emissioni globali. Le centrali hanno periodi di ammortamento di 40 anni od oltre e, secondo ENERDATA, la Cina nel 2019 ha messo in servizio 29 GW di centrali a carbone.

Il settore elettrico nel mondo (al 2018) e le sue tendenze

[36:37]

La produzione globale di elettricità nel 2018 è stata di 26’600 TWh, con un incremento medio annuo del 2,5% negli ultimi 10 anni. La quota del settore elettrico sul totale dei consumi energetici è in aumento: si sta andando verso un’elettrificazione di alcuni consumi (e.g. mobilità, riscaldamento).

Negli ultimi 20 anni l’aumento delle rinnovabili solare ed eolico ha di fatto compensato la diminuzione del nucleare, tuttavia molti paesi europei affidano ancora al nucleare buona percentuale della loro produzione totale di energia elettrica (vedi istogramma seguente).

Le FER (Fonti di Energia Rinnovabile) hanno subito importanti sviluppi tecnologici, abbassato i costi e generato nuovi modelli di business. I componenti fotovoltaici hanno raggiunto ampia flessibilità di applicazione, dai grandi impianti dell’ordine dei GW alle piccole applicazioni di pochi kW. Lo sviluppo di generatori eolici ha portato a realizzare generatori off-shore da 12 MW ciascuno (260m altezza, 220m diametro, 700km/h velocità punte di pala).

La diffusione capillare delle FER nel sistema elettrico nazionale ha portato la necessità di installare sensori e di usare complessi modelli e programmi di calcolo per la gestione tecnico/economica e commerciale dell’energia, quindi l’analisi di Big Data e la Cyber Security. Da qui le cosiddette applicazioni ‘Smart’ dell’elettricità. Dalla liberalizzazione del mercato elettrico e la diffusione delle FER sono nate, e nasceranno, numerose società di vendite, gestione, consulenza, certificazione.

Il settore elettrico in UE (al 2019) e obiettivi al 2030 (Fonte: Energiewende)

[46:27]

Il totale del consumo europeo, in lenta discesa, è circa 3200 TWh. Dal 2010 al 2019 le FER sono aumentate da 705 a 1115 TWh, scesi il carbone lignite e il nucleare, sceso molto il carbone hard coal, mentre il gas è rimasto circa costante. Dal 2018 al 2019 vi è stato un sensibile aumento di eolico e un calo del carbone e dell’idroelettrico (diagramma a torta).

Le rinnovabili hanno raggiunto una quota del 34,6%, trainate dall’eolico di Germania, UK e Francia. Per quanto riguarda la produzione per paese, l’Italia è il maggior importatore di energia (41 TWh), la Francia il maggior esportatore (41 TWh). In 10 paesi europei la quota di carbone supera il 15% del totale.

I prezzi dell’energia rinnovabile in UE sono intorno ai 6,25 cent€/kWh per l’eolico, 1,597 cent €/kWh per fotovoltaico, 10,82 cent€/kWh per fotovoltaico con storage (Francia 2019, ENERDATA).

Nel dicembre 2019 la nuova Commissione UE presieduta da Von der Leyen ha emesso un comunicato su un ‘European Green Deal’ per una completa decarbonizzazione entro il 2050. Gli investimenti aggiuntivi tra il 2020 e il 2030 previsti dalla nuova politica si stimano intorno ai 280 miliardi € all’anno.

Riflessioni:

I paesi non-OCSE al 2030 costituiranno il 75% delle emissioni, contro un 5% dell’UE. L’ingegner Clerici, tirando le somme, ci invita a riflettere: la costosa politica UE porterà un sensibile contributo globale? Potrebbe invece essere efficace investire in paesi non-OCSE con le best available technologies (BAT)? Oppure un nuovo Clean Development Mechanism (CdM, Kyoto 1997)?

Sfide per l’integrazione delle rinnovabili non programmabili elettriche (fonte: World Energy Council)

[1:00:38]

Negli ultimi anni le rinnovabili sono diventate economicamente più competitive ma, nonostante alcune variabilità del meteo siano compensate dalla loro diffusione su larga scala, persiste il problema della non programmabilità.

L’installazione di rinnovabili porta alcune parti della rete elettrica ad essere sia consumatori che produttori. In alcuni momenti, la produzione può eccedere il consumo e si verifica la cosiddetta inversione della potenza in alcune cabine primarie. In alcuni casi può obbligare al ridimensionamento dell’impianto e alla ri-progettazione dei sistemi di sicurezza.

Un’altra problematica, conseguenza della variabilità, è la rampa di ‘carico residuo’ (vedi grafico: duck curve) al calar del sole: la generazione da fotovoltaico cala velocemente e deve essere sostituita da centrali tradizionali, a cui viene richiesto un grande incremento di produzione in poco tempo.

Inoltre le rinnovabili, a differenza delle centrali tradizionali, non contribuiscono all’inerzia /potenza di corto circuito della rete. Perciò, in una rete ricca di rinnovabili, la zona attorno ad un guasto (e.g. cortocircuito) a rischio di caduta di tensione (possibile blackout) è molto più ampia rispetto al caso di una rete tradizionale. Per ovviare al problema dell’inerzia, Terna sta sperimentando condensatori sincroni rotanti da 250 MVA ciascuno. Insieme allo stoccaggio di energia per via idroelettrica, costituirebbero una soluzione.

Si pongono anche questioni di carattere economico: si possono creare distorsioni nel mercato: forti variazioni del prezzo in borsa dell’energia da FER, secondo le condizioni climatiche, che non riflettono più il costo ai clienti finali. Inoltre, cicli combinati su cui si sono fatti importanti investimenti per un funzionamento di 5800 h/anno, si trovano a funzionare solo 2000 h/anno a causa della presenza delle nuove FER.

Dal punto di vista tecnico tutto è risolvibile e produttori, TSO e DSO sono stati capaci di mantenere sicurezza e qualità dell’energia fornita. Tuttavia ne conseguono degli oneri aggiuntivi.

Per un’analisi completa di costo/beneficio delle politiche riguardanti le fonti di energia rinnovabile, non si può prescindere da analisi tecniche e socio-economiche. La valutazione dell’impatto delle FER deve tenere conto di:

• Occupazione, aumento dell’attività economica, riduzione polveri sottili e costi per la sanità, ridotta importazione di energia, sviluppo di tecnologie innovative.
• Imprescindibili investimenti in: infrastruttura di Distribuzione e Trasmissione di energia, potenza di riserva per le rampe di salita e discesa, stoccaggio. Necessità di capacity markets che assicurino forniture di energia in caso di mancata generazione. Oneri di bilanciamento della rete, di mantenimento di inerzia/potenza di CC del sistema. Impatto sull’occupazione della chiusura di vecchie centrali, costi sociali di riqualificazione del personale.

La situazione in Italia

Energie primarie, emissioni, produzione.

[1:26:34]

In Italia il consumo di energia primaria nel 2018 è stato di 154 Mtep, in calo dell’1% dal 2017, corrispondendo a circa l’1% dei consumi globali. La produzione lorda di energia elettrica nel 2018 è stata di 289,7 TWh, i consumi di 303,4 TWh, il bilancio import-export di 44 TWh importati. Nelle tabelle, la distribuzione dei consumi energetici ed elettrici, per fonte.

Dai dati Terna si può ben vedere la variabilità della produzione da rinnovabili: l’idroelettrico ha visto un incremento del 60% dal 2017 al 2019, l’eolico del 30% dal 2018 al 2019. Inoltre, vi è una forte variabilità stagionale: il fotovoltaico in un mese invernale produce meno del 30% di quanto produce in un mese estivo; l’eolico a giugno 2019 ha prodotto circa il 40% di quanto ha prodotto nel marzo e nel dicembre. La variabilità è anche giornaliera, a seconda del meteo e, per il fotovoltaico, dell’alternanza giorno/notte.

Sommando la produzione eolico e solare la variabilità stagionale è parzialmente compensata, tuttavia rimane notevole (e.g. 2860 GWh a ottobre, 4830 GWh a marzo 2019).

La situazione rende necessaria la disponibilità di stoccaggio di energia di breve durata (1 ora) per regolazione di frequenza e variazioni rapide, di durata maggiore (8 ore) per load-shifting (immagazzinare energia prodotta in eccesso, per utilizzarla in seguito), fino a durate stagionali. Alcune soluzioni coesistenti saranno:

• stoccaggi a batterie,
• interventi sul breve/medio termine di centrali a gas naturale e combustibili verdi,
• stoccaggi a idrogeno.

Il PNIEC (Piano Nazionale Integrato per Energia e Clima, dicembre 2019)

Gli obiettivi del PNIEC prevedono al 2030 circa 52 e 20 GW di potenza installata rispettivamente per fotovoltaico ed eolico (attualmente sono 21 e 11 GW). Da un recente convegno di GO15 e ICER emerge che, per ogni € di investimenti in queste tecnologie, almeno un altro € deve essere investito nel rinnovamento del sistema elettrico. Sono anche presenti costi di funzionamento, manutenzione ed eventuali sussidi.

La bolla del fotovoltaico ed eolico ha portato a grandi installazioni negli anni 2008–2012, poi andate riducendosi. Nel 2018, il prezzo di 290€/MWh del fotovoltaico corrisponde a circa 350€/tonnellata di CO2 evitata, mentre il valore della CO2 in EU corrisponde a 8 €/ton fino a marzo 2018.

Riflessioni:

Il puro costo degli investimenti è solo una parte degli oneri totali al Paese!

Clerici pone alcuni punti interrogativi riguardanti gli oneri della diffusione delle rinnovabili: è stato definito un criterio per addebitare i diversi costi ai diversi clienti? È stata operata un’adeguata comunicazione nei confronti della popolazione? Si sono valutati i sussidi che saranno necessari per far avvenire gli investimenti e gli inevitabili costi di O&M?

Confronto Italia — Germania

[1:13:29]

La situazione della Germania è un consumo elettrico più che doppio di quello italiano, con una maggior presenza sia di rinnovabili che di generazione termoelettrica da carbone, sebbene le prime in crescita e la seconda in calo. La Germania propone un uscita dal carbone nel 2038, mentre l’Italia entro il 2025.

Si sta verificando un problema con il rilascio dei permessi per nuovi impianti eolici e nuove linee aeree (i.e. cavi sospesi sui tralicci), per opposizione della popolazione. Un problema peculiare tedesco è la grande generazione da eolico al Nord e la maggior parte del consumo al Centro e Sud del Paese, che richiederebbe nuove infrastrutture di trasporto. A causa dell’opposizione ai tralicci, si realizzeranno 4 linee DC da 5 GW interrate, comportando costi 5 volte maggiori.

Il prezzo dell’eolico in Nord Germania è oggi 4 cent€/kWh, previsto nel 2025 tra i 4 e i 6 cent€/kWh, a seconda del prezzo della CO2. Si consideri che i costi di trasmissione aggiuntivi a carico dei TSO, si rifletterà in bolletta.

Sia Germania che Italia hanno affrontato lo sviluppo delle rinnovabili con politiche di incentivi che, una volta concluse, hanno visto il crollo degli investimenti.

Un cliente domestico in Germania ha visto aumentare da 19,5 cent€/kWh del 2006 ai 29,5 cent€/kWh del 2018 la sua bolletta. In Italia un cliente domestico, su un prezzo dell’energia di circa 20 cent€/kWh, paga 3,2 cent€/kWh per incentivi alle rinnovabili.

La più alta quota della bolletta è occupata dalla ‘grid fee’, ovvero i costi per gli investimenti e l’esercizio della rete. Si noti che l’impatto degli incentivi è diverso (ridotto) per una bolletta industriale rispetto ad una domestica.

Con l’avvento delle rinnovabili ha preso piede la cosiddetta generazione distribuita che, tra l’altro, spesso consiste nell’installazione di micro impianti fotovoltaici sui tetti delle abitazioni. A causa della orientazione e inclinazione non perfette del tetto, e delle ridotte dimensioni, le efficienze di questi impianti sono relativamente basse. Il prezzo al kWh finisce per essere circa 3 volte maggiore di un ‘impianto mini’ di 300 kW ben orientato.

Riflessione:

La corsa al pannello fotovoltaico sul tetto di casa quindi, oltre che un buon investimento per il singolo, è anche un buon investimento per la collettività? Sarebbe certo più efficiente aggregare in centri di produzione gli interessi plurimi.

Conclusioni

[1:42:59]

Premesso che la transizione non ha una soluzione semplice, traiamo alcune importanti considerazioni.

• La strategia per raggiungere gli obiettivi ambientali non può prescindere lo sviluppo socio-economico e la competitività del Paese nel mercato globale;
• I costi reali al Paese non sono gli €/MWh delle aste per FER, ma la somma di investimenti, sussidi e O&M delle varie alternative;
• Serve un approccio sistemico per ridurre i costi degli obiettivi ambientali
• Rivalutare il concetto di Grid Parity: non solo considerare i costi di produzione dell’energia da FER, ma includere tutti gli oneri ( infrastruttura, impatto sull’occupazione…). Possibile soluzione: Nodal Pricing, ovvero l’attribuzione di un prezzo all’energia anche a seconda della localizzazione e della non programmabilità della produzione;
• Per una uso efficace delle FER: predisporre grandi impianti, accelerare procedure burocratiche, incentivare l’aggregazione di interessi pubblici, sviluppo e cooperazione di vari settori, adeguata campagna di comunicazione, sistema regolatorio che consideri l’evoluzione tecnologica e prevenga distorsioni di mercato;
• Valutare gli effetti della pervasività del’ICT: fornire preparazione adeguata, evitare caste di privilegiati, digital divide, rigetti irrazionali, considerare i nuovi rischi di guasti e attacchi informatici.
• Infine, approccio multi-partisan, razionale ed olistico, piuttosto che adeguarsi a ideologie, seppur affascinanti

Per Aspera Ad Astra