Presentazione dello studio Scetur-PNIEC, al fine di sensibilizzare le parti coinvolte nel dibattito sul futuro del sistema elettrico italiano.
di Luciano Celi, Luca Pardi, Stefano Tiribuzi
Lo scorso febbraio ASPO Italia ha pubblicato un secondo rapporto di analisi sull’evoluzione del sistema elettrico italiano, basato sull’impiego del codice di simulazione ScETuR (Scenari Energetici Tutto Rinnovabile1). Il documento, pubblicato in collaborazione con il CNR, è intitolato “Studio ScETuR del settore elettrico del PNIEC (nella versione della proposta MASE del giugno 2023)” (di seguito Scetur-PNIEC2).
Questa pubblicazione segue di quasi un anno quella del nostro primo studio di scenari energetici intitolato “Verso un sistema energetico italiano basato sulle fonti rinnovabili. Prima parte: analisi introduttiva, problematiche e scenari propedeutici.” (di seguito Scetur1)3], che ha avuto una discreta eco nell’ambito del dibattito sul futuro energetico italiano, compresa una lunga citazione in una mozione parlamentare approvata alla Camera nel maggio 20234].
Entrambi i documenti indagano le problematiche legate all’evoluzione futura della rete elettrica italiana, nel contesto del processo globale di transizione energetica che dovrà portare anche il nostro Paese a non utilizzare più i combustibili fossili in modo da conseguire l’obbiettivo di azzerare l’emissione netta di gas climalteranti, a cominciare dall’anidride carbonica (di seguito NetZero).
Tuttavia, mentre con Scetur1 ci siamo focalizzati sull’obbiettivo NetZero, collocato simbolicamente al 2050, con Scetur-PNIEC abbiamo esaminato l’obbiettivo intermedio al 2030, cioè alla data per cui l’Unione Europea ha chiesto agli stati membri di ridurre le emissioni del 55% rispetto ai livelli del 1990, emanando un insieme di direttive denominate pacchetto Fit For 55 (di seguito FF55). Gli stati UE sono anche chiamati a illustrare il vasto complesso di iniziative e provvedimenti che intendono adottare per raggiungere questo sia pur parziale traguardo in un documento programmatico chiamato Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, il PNIEC5.
Il primo PNIEC italiano era stato messo a punto a fine 2018 e inviato a Bruxelles per l’approvazione agli inizi dell’anno seguente. Lo scoppio della pandemia, l’accentuarsi della deriva climatica e la maggior frequenza con cui si presentano le sue conseguenze, oltre all’inasprimento delle tensioni internazionali, prima fra tutte la crisi russo-ucraina, con le sue pesanti ricadute sugli approvvigionamenti energetici, hanno indotto i paesi europei ad imprimere una forte accelerazione al processo di decarbonizzazione già in atto in Europa, con l’emanazione delle suddette direttive FF55. È stato quindi chiesto agli stati membri di aggiornare i precedenti PNIEC nazionali per tener conto di questi più ambiziosi traguardi.
Questo lungo e complesso processo di aggiornamento si svolge in più fasi. A giugno del 2023, dopo una prima consultazione aperta alle parti sociali ed economiche del Paese, il MASE (Ministero per l’Ambiente e la Sicurezza Energetica) ha inviato a Bruxelles una proposta di revisione del PNIEC italiano. Nel dicembre scorso una prima risposta dei revisori europei ha segnalato alcune carenze rispetto agli obbiettivi prefissati, a cui il nostro Governo dovrà rispondere correggendo la versione finale del piano che dovrà essere pronta entro giugno 2024.
In questo contesto, gli autori di questo articolo, hanno ritenuto opportuno utilizzare lo strumento di analisi già impiegato in Scetur1 e le conoscenze acquisite in quel primo lavoro, per studiare anche le problematiche relative allo scenario intermedio al 2030 proposto nel PNIEC dello scorso giugno e di metterne a disposizione i risultati alle parti interessate al dibattito sulla messa a punto della versione finale del PNIEC italiano.
Lo studio Scetur-PNIEC prende in considerazione solo il settore elettrico del PNIEC, in un quadro energetico complessivo in cui si prevede che gli usi finali elettrici restino comunque una frazione degli usi energetici finali complessivi. Infatti, la Tabella 11 del PNIEC prevede al 2030 un consumo interno lordo di energia elettrica pari a 350,1 TWh, cioè meno di un terzo del consumo totale finale di ogni forma di energia, stimato alla Tabella 1 in almeno 92,1 Mtep, equivalenti a 1071 TWh.
Quindi il nostro studio è ben lungi dall’offrire un’analisi completa del PNIEC. Tuttavia, in una prospettiva di più lungo termine, il raggiungimento degli obbiettivi NetZero comporterà necessariamente un sempre maggior peso del vettore elettrico nel mix degli impieghi energetici finali e quindi il settore elettrico è quello la cui evoluzione va seguita con maggiore attenzione per capire come progettare il futuro sistema energetico nazionale.
In questo senso occorre tener conto del ruolo che potrebbe essere chiamato necessariamente a svolgere il settore termoelettrico anche nell’obbiettivo a lungo termine del NetZero. L’indagine svolta in Scetur1, che assumeva l’ipotesi semplificativa di un sistema energetico totalmente elettrificato, ha infatti mostrato che un sistema elettrico alimentato esclusivamente da fonti energetiche rinnovabili (FER), ma con una netta prevalenza della componente solare come quello previsto in Italia, richiede due distinti sistemi di accumulo: un sistema di breve periodo, l’accumulo giornaliero, dimensionato per traslare dal giorno alla notte il surplus di produzione fotovoltaica diurno e un sistema di lungo periodo, l’accumulo stagionale, dimensionato per trasferire il surplus fotovoltaico dall’estate all’inverno.
Mentre l’accumulo giornaliero può basarsi su tecnologie o ben consolidate, come il pompaggio idroelettrico, o in rapido sviluppo, come le batterie di accumulatori elettrochimici, per quello stagionale la soluzione è molto più difficile essendo necessario trovare un sistema che consenta di accumulare a basso costo enormi quantità di energia, di ben due ordini di grandezza maggiori rispetto a quelle raggiungibili con le due tecnologie prima menzionate. Al momento attuale l’unico sistema in grado di accumulare una così grande quantità di energia e di conservarla senza perdite significative per mesi e mesi è quello degli accumuli geologici di gas naturale, un sistema già ora disponibile nel nostro Paese grazie all’impiego dei numerosi giacimenti esausti di gas naturale e che già ora consente di livellare i flussi di gas tra estate e inverno.
In Scetur1 abbiamo delineato i requisiti di un sistema di accumulo circolare che impiega il surplus di energia elettrica da FER prodotta durante l’estate per produrre metano di sintesi da stoccare in una metà degli attuali depositi geologici esausti, mentre l’altra metà dei depositi verrebbe destinata ad accogliere temporaneamente la CO2 emessa dalle centrali turbogas che, prevalentemente in inverno, utilizzerebbero il metano accumulato in estate per coprire le carenze di produzione elettrica da FER. Il ciclo del carbonio verrebbe chiuso dall’impiego durante l’estate della suddetta CO2 per sintetizzare il nuovo metano combinandolo insieme all’idrogeno prodotto con il surplus da FER. Si è visto tuttavia che i 30 TWh di energia elettrica finale accumulabili nei siti geologici attuali potrebbero far fronte solo al fabbisogno di un sistema energetico nazionale in grado di erogare appena la metà dei 700 TWh richiesti dai servizi energetici di cui fruisce attualmente la popolazione italiana. Quindi 350 TWh, un valore che corrisponderebbe a quello previsto dal PNIEC per il 2030.
Va qui sottolineato che nello scenario al 2030 questa esigenza di uno stoccaggio stagionale basato su gas di sintesi non c’è, in quanto lo stesso PNIEC (alla Figura 91) prevede che il bilanciamento tra fabbisogno elettrico e produzione da FER avvenga grazie ad una produzione termoelettrica annua che, benché in forte calo rispetto ai 171 TWh del 2021, resterebbe al considerevole livello di 92 TWh.
Le analisi illustrate in Scetur-PNIEC mostrano che probabilmente questo calo di produzione termoelettrica è troppo ottimistico e che, pur assumendo di realizzare tutti gli impianti FER necessari a produrre in un anno tutta l’energia FER prevista nella Tabella 11 del PNIEC, sarà necessario produrre diversi TWh all’anno di energia in più da fonte termoelettrica rispetto ai 92 TWh preventivati.
L’altro risultato di rilievo dello studio Scetur-PNIEC riguarda la consistenza e la composizione del parco centrali termoelettriche necessario per colmare al 2030 il divario tra la prevista produzione da FER e la domanda elettrica. Lo studio mostra paradossalmente che, nonostante il drastico calo dell’energia termoelettrica complessivamente prodotta nell’arco di un anno, sarà necessario mantenere in esercizio una potenza termoelettrica installata non inferiore a quella attuale, allo scopo di coprire i picchi di carenza di potenza tra domanda e produzione FER che si verificheranno soprattutto in inverno. Questo risultato è illustrato visivamente dalla seguente mappa calendoraria, un tipo di rappresentazione grafica, utilizzato per la prima volta nel rapporto Scetur-PNIEC, che offre una visione complessiva dell’evoluzione delle grandezze studiate per tutte le 8760 ore dell’anno.
Altro elemento importante messo in evidenza dallo studio ScETuR sul PNIEC è la necessità di un forte potenziamento del sistema di trasporto dell’energia elettrica in Alta Tensione (AT), ovvero della Rete di Trasporto Nazionale (RTN) gestita da TERNA. Infatti, man mano che avanzerà la penetrazione delle FER nel mix produttivo nazionale si verrà ad acuire sempre più lo sbilanciamento tra il nord dove si concentra il massimo del fabbisogno energetico legato alle attività produttive e il resto del Paese, soprattutto meridione e isole in cui verrà a concentrarsi la maggior parte della produzione di elettricità da FER. Gli effetti di questa spaccatura energetica sono stati studiati in Scetur-PNIEC ripartendo il territorio italiano nelle due macrozone Nord e Penisola e stimando la capacità di trasporto delle linee AT necessaria tra le due macrozone. Ne è risultato che non solo l’attuale livello di capacità di trasporto è largamente insufficiente a trasferire al Nord l’eccesso di elettricità che verrà prodotto nel resto del Paese, ma parrebbe (l’uso del condizionale rispecchia la consapevolezza degli autori dei limiti del modello impiegato) che anche i potenziamenti della RTN previsti dai piani di sviluppo predisposti da TERNA non siano sufficienti a soddisfare questa funzione. Queste carenze della RTN comporterebbero necessariamente un maggior ricorso alla produzione termoelettrica rispetto a quanto previsto nel PNIEC.
In definitiva, lo studio Scetur-PNIEC intende sensibilizzare le parti coinvolte nel dibattito sul futuro del sistema elettrico italiano a considerare con attenzione le richieste di un precoce e troppo drastico ridimensionamento del sistema termoelettrico italiano, non prima comunque di aver valutato a fondo, tramite analisi approfondite e dettagliate, almeno quanto quelle effettuate con ScETuR, il grado di copertura del previsto fabbisogno elettrico conseguibile da sistemi elettrici che fanno affidamento esclusivamente su sole, vento e acqua.
- La diversa grafia che si incontra in questo contributo è voluta e ha lo scopo di distinguere lo strumento di calcolo (ScETuR) dalle sue applicazioni passate e future (Scetur1, Scetur-PNIEC, Scetur2, ecc.). ↩︎
- Il documento Scetur-PNIEC è liberamente scaricabile da: https://zenodo.org/records/10663979 ↩︎
- Il documento Scetur1 è liberamente scaricabile da: https://zenodo.org/records/10522889 ↩︎
- https://www.qualenergia.it/wp-content/uploads/2023/05/Mozione-Caramanna-approvata-Camera-energia-Governo.pdf ↩︎
- Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), «PIANO NAZIONALE INTEGRATO PER L’ENERGIA E IL CLIMA (PNIEC)». MASE, giugno 2023. Disponibile su: https://www.mase.gov.it/sites/default/files/PNIEC_2023.pdf ↩︎
Risorse Economia Ambiente 
Non vorrei rovinarvi il pezzo, ma la mappa “calendoraria” è nota da molto tempo come hourly heat map.
Come avete tenuto conto della spinning reserve necessaria per stabilizzare la rete all’aumentare della penetrazione di rinnovabili?
Pensate di rendere disponibile il modello?
Della pre-esistenza di heat map e di calendar heat map ne parliamo apertamente già nell’Appendice B1 del nostro documento Scetur-PNIEC. Sappiamo anche che esistono già le hourly heat map. Tuttavia, nonostante approfondite ricerche svolte tal riguardo, non abbiamo mai trovato degli studi di scenario che presentino i risultati orari con la disposizione grafica da noi utilizzata in questa occasione. Le saremmo grati se volesse indicarci degli esempi preesistenti.
Come abbiamo detto a pagina 17 del nostro studio, siamo ben consapevoli della necessitò di mantenere livelli adeguati della riserva rotante, così come di tutte le altre esigenze necessarie per garantire il funzionamento continuo e sicuro della rete elettrica. Non ne abbiamo tenuto conto in modo esplicito nelle simulazioni, in quanto il nostro studio, essendo solo una valutazione di massima volta a verificare la congruenza degli obbiettivi di produzione rinnovabile previsti dal PNIEC, era ben distante dal grado di accuratezza e completezza in cui giocano un ruolo questi importanti aspetti.
Riguardo alla disponibilità del modello, avremmo intenzione come ASPO-Italia di portare lo strumento di calcolo ScETuR utilizzato finora, e che è costituito da macro VBA scritte per ExCel, su una piattaforma più idonea ad essere condivisa, proprio allo scopo di renderlo maggiormente fruibile all’interno e all’esterno della nostra associazione. La cosa tuttavia richiede parecchio tempo e soprattutto delle risorse umane che per il momento sono molto limitate.