A luglio 2024 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) ha pubblicato la versione aggiornata del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC).
Nonostante il PNIEC sia un documento di pianificazione avente come obbiettivo principale il raggiungimento degli obbiettivi di decarbonizzazione al 2030 stabiliti in sede europea, il MASE ha ritenuto opportuno anticipare in esso delle ipotesi di sviluppo del sistema elettrico al 2050, che soddisfino il requisito del Net Zero rispetto alle emissioni in atmosfera di anidride carbonica (CO2) o di altri gas climalteranti. Pertanto sono stati considerati e messi a confronto due scenari, uno con una quota di produzione da nucleare dell’11% e l’altro senza, nel seguito definiti “con nucleare” e “senza nucleare”.
Nel PNIEC si afferma, sulla base delle analisi di scenario condotte nell’ambito della Piattaforma Nazionale per il Nucleare Sostenibile (PNNS), che entrambi i mix produttivi associati ai suddetti scenari sono capaci di raggiungere l’obiettivo del Net Zero. Tuttavia, lo scenario che include il nucleare comporterebbe un risparmio di 17 miliardi di euro rispetto a quello che esclude il nucleare, una cifra comunque esigua al confronto del costo complessivo della transizione energetica.
Nel PNIEC non viene indicato alcun riferimento a rapporti di calcolo che documentino le analisi di scenario, né quelle eseguite con il modello TIMES_RSE, né quelle dell'”ulteriore modello specifico per il sistema elettrico” menzionato a pagina 94, di cui non è stato indicato neppure il nome. Di conseguenza, basandosi sulle informazioni presenti nel PNIEC, risulta impossibile individuare i rapporti tecnici che attestino l’adeguatezza degli scenari al 2050 nel soddisfare il fabbisogno energetico per tutte le ore dell’anno.
Gli unici dati relativi al bilancio elettrico sono di tipo aggregato, ovvero riferiti all’intero anno, e sono rappresentati dagli istogrammi riportati nelle Figure 7 e 8 del PNIEC. Le colonne del primo istogramma illustrano le stime sul fabbisogno elettrico previsto per il 2050, mentre quelle del secondo istogramma indicano la suddivisione del mix produttivo tra le diverse fonti primarie di energia elettrica necessarie a soddisfare tale fabbisogno. È d’uopo sottolineare che questa suddivisione risulta piuttosto approssimativa, al punto da non distinguere il contributo di fonti significative come l’idroelettrico, il geotermico e l’eolico, tutte inglobate nella categoria “Altre FER”.
Sulla base di queste scarne informazioni ricavate dal PNIEC, è stata effettuata un’analisi di adeguatezza per valutare la capacità dei due mix energetici di soddisfare la domanda di elettricità per ciascuna delle 8760 ore del 2050. I risultati di questa analisi sono documentati nel rapporto “Studio ScETuR degli scenari al 2050 con e senza nucleare inclusi nel PNIEC 2024“, definito sinteticamente Scetur-PNIEC24, liberamente scaricabile dall’archivio europeo ZENODO all’indirizzo: https://zenodo.org/records/14765806.
I risultati dello studio evidenziano che i due mix produttivi previsti per il 2050 nel PNIEC non riescono a coprire interamente la domanda di elettricità, generando deficit energetici annuali di circa 40 TWh su una domanda totale stimata intorno ai 500 TWh. Sebbene rappresenti una percentuale apparentemente contenuta dell’8%, il problema risulta particolarmente critico poiché questi ammanchi si concentrano nelle ore antimeridiane e serali dei mesi più freddi, superando regolarmente il 50% del fabbisogno in quelle fasce orarie.
Per brevità in questo articolo vengono presentati i risultati delle analisi ScETuR relative soltanto allo scenario “con nucleare”, ma risultati simili si sono ottenuti anche per lo scenario “senza nucleare”.
Il margine tra produzione e domanda previste al 2050 nel PNIEC è troppo esiguo
Con riferimento allo scenario “con nucleare” inserito nel PNIEC, la seguente figura mette direttamente a confronto la richiesta di energia elettrica, pari a 583,1 TWh, con la sua disponibilità, che risulta pari a 614,5 TWh, valore derivante dalla somma della produzione interna di 596,8 TWh più l’import netto, che al 2050 è previsto essere di 17,7 TWh, in forte calo rispetto a quello attuale. Ne risulta un margine di appena 31,4 TWh, che le analisi ScETuR mostrano essere troppo esiguo per assicurare la completa copertura del fabbisogno elettrico al 2050.
La voce del mix produttivo maggiormente insufficiente sembra essere quella relativa alla produzione da “Gas Naturale con CCS”. Il PNIEC prevede solo 4 TWh, mentre le simulazioni ScETuR indicano la necessità di mobilitare diverse decine di TWh per colmare lo sbilancio invernale tra produzione da FER e domanda di energia elettrica.
L’analisi oraria mette in risalto gravi carenze invernali della copertura
L’analisi ScETuR confronta i profili orari della domanda e della produzione di energia. Quest’ultimo profilo è ottenuto partendo dalla raccolta storica dei dati orari di produzione di ciascuna fonte energetica disponibili sul sito TERNA della trasparenza. I profili utilizzati in questo studio si riferiscono ai dati rilevati da TERNA nel 2023, ma sono stati rapportati alla produzione annuale attesa al 2050, in conformità ai valori dei mix produttivi riportati nella Fig.8 del PNIEC.
I profili orari della domanda si ottengono dalla somma dei profili orari di tre componenti: quella dei consumi elettrici attuali (derivata dai suddetti dati TERNA), quella derivante dal maggiore utilizzo di elettricità per sostituire il gas e quella relativa all’elettrificazione dei trasporti.
Il confronto viene effettuato per tutte le 8760 ore dell’anno. La seguente figura riporta, a titolo di esempio, la copertura oraria dei consumi per una settimana di gennaio. Essa evidenzia il verificarsi di consistenti e persistenti ammanchi di potenza (aree in nero). In valore assoluto, come indicato dalla curva nera tratteggiata posta al di sotto dell’asse dello zero, questi ammanchi superano spesso i 50 GW.
Il contributo della produzione nucleare è rappresentato dalla sottile striscia viola alla base del grafico, la cui altezza corrisponde a 7,32 GW, ovvero alla potenza media di generazione calcolata dividendo la produzione annuale di 64,2 TWh per il numero delle ore in un anno. Si tratta di un valore molto prossimo agli 8 GW nominali previsti nel PNIEC per lo scenario “con nucleare”. Non ci sono quindi margini per far fronte alla carenza di potenza, neppure assumendo che le centrali nucleari operino in inverno a piena potenza. Inoltre il grafico rende evidente che neppure il raddoppio della potenza nucleare installata, da 8 a 16 GW nominali, sarebbe sufficiente a compensare l’ammanco di potenza invernale.
Il problema di fondo, contrariamente a quanto si sente dire spesso, è che il nucleare non si integra bene con le FER intermittenti essendo entrambe fonti affette da rigidità di produzione. Alla rigidità imposta alle FER dalla periodicità dei cicli solari e dal capriccio del vento e delle nuvole, si contrappone la rigidità imposta al nucleare dai vincoli economici dovuti all’elevato costo in conto capitale, che obbliga questi impianti ad erogare sempre la massima potenza possibile. Non a caso, i primi grandi impianti di accumulo introdotti nella rete elettrica italiana, ovvero le centrali idroelettriche a pompaggio, sono stati realizzati negli anni ’70 e ’80 proprio in previsione di un significativo sviluppo della produzione nucleare.
Il ruolo dell’accumulo giornaliero nel corso dell’anno
Nel PNIEC 2024 si accenna al ruolo dell’accumulo nel futuro sistema elettrico al 2050, ma si fa riferimento solo a batterie e impianti idroelettrici di pompaggio, che sono sistemi di accumulo in grado di svolgere soltanto una funzione di livellamento giornaliero. Manca nel PNIEC qualsiasi riferimento ad un accumulo di energia elettrica su base stagionale.
Per quanto riguarda il Sistema di Accumulo Giornaliero (SAG), il PNIEC 2024 non riporta né la capacità energetica prevista né la potenza massima erogabile. Nelle simulazioni ScETuR è stato ipotizzato che la capacità complessiva del SAG corrisponda a 8 ore di assorbimento medio annuale del carico, pari a circa 500 GWh.
La figura seguente mostra i grafici di copertura oraria del fabbisogno, riferiti a quattro settimane distribuite nell’arco dell’anno. Come evidenziato dalle aree color lilla situate nella parte inferiore dei grafici, l’efficacia del SAG nel compensare gli ammanchi notturni con il surplus diurno risulta limitata ai mesi centrali dell’anno. Nei mesi più freddi, infatti, il ridotto surplus non permette una ricarica adeguata degli accumulatori.
Va quindi previsto un sistema di compensazione tra produzione e domanda di energia elettrica, dimensionato sulla scala stagionale, ovvero che sia in grado di erogare almeno 40 TWh di energia elettrica, cioè un paio di ordini di grandezza in più della capacità degli accumuli giornalieri.
Bilancio annuale: l’ammanco si ripercuote in un maggiore scarto
Il grafico superiore della seguente figura riporta, sempre con riferimento al mix produttivo previsto dal PNIEC per lo scenario “con nucleare”, i valori medi settimanali della potenza erogata dalle singole fonti energetiche. La media settimanale equivale in pratica a tener conto anticipatamente di una perfetta compensazione delle fluttuazioni di domanda e produzione su base giornaliera e settimanale. Nonostante ciò, il grafico inferiore mette in evidenza l’incapacità del mix produttivo a soddisfare buona parte della domanda invernale di elettricità. L’area nera, che rappresenta gli ammanchi, ammonta infatti a ben 40 TWh, concentrati nei mesi autunnali e invernali.
La fascia viola alla base del grafico superiore rappresenta la componente nucleare. L’area di questa fascia equivale all’energia prodotta nel corso dell’anno, pari a 64,2 TWh. Al di sopra si susseguono le fasce delle altre componenti produttive tra cui spiccano quella idroelettrica (in blu) e quella eolica (in azzurro).
La componente principale è quella fotovoltaica, la cui capacità produttiva è ripartita in 4 fasce: la parte direttamente assorbita per usi finali (in giallo), la parte assorbita dal SAG (in lillà), quella assorbita dagli elettrolizzatori del P2X (in salmone) e infine (in grigio) quella che deve essere scartata in quanto non assorbibile dai precedenti impieghi. Quest’ultima ammonta a ben 58 TWh.
Il grafico mette in evidenza come neppure il raddoppio dell’energia nucleare, ovvero l’aggiunta di ulteriori 64,2 TWh prodotti da questa fonte, riuscirebbe ad eliminare l’ammanco invernale, nonostante quest’ultimo sia nettamente inferiore all’aumento della produzione nucleare. La ragione di ciò è semplice: l’ammanco si concentra in un periodo di tempo pari a circa un terzo dell’anno, mentre la produzione nucleare è obbligata a dispiegarsi uniformemente per tutto l’anno. Questo significa che dei 64,2 TWh di produzione nucleare aggiuntiva, solo poco più di 20 TWh vanno a ridurre l’ammanco, gli altri 40 TWh e passa vanno ad incrementare il già consistente scarto estivo.
Questa è un’ulteriore conferma dell’incapacità del nucleare di compensare la variabilità stagionale delle FER intermittenti. Tale variabilità, soprattutto nel mix italiano con forte prevalenza del solare, determina dei picchi di deficit di potenza concentrati nelle poche ore dei giorni invernali che precedono e seguono la produzione FV. Questa tempistica richiede una fonte integrativa capace di erogare valori elevati di potenza per poche ore al giorno e per pochi mesi all’anno. Queste limitazioni operative non sono finanziariamente compatibili con la produzione nucleare a causa dell’alto costo unitario della potenza installata.
La copertura del fabbisogno va verificata e dimostrata per tutte le 8760 ore dell’anno
La capacità di un mix produttivo di coprire il fabbisogno elettrico in ogni ora dell’anno non solo va verificata con strumenti di calcolo idonei, ma va adeguatamente documentata in forma grafica in modo da non lasciare alcuna zona d’ombra.
L’estensione del calcolo del bilancio energetico a tutte le 8760 ore dell’anno effettuata dal modello ScETuR permette di realizzare delle mappe calendorarie, che rappresentano per ciascuna ora dell’anno il valore delle varie grandezze calcolate, rappresentandone i valori su una griglia mese-giorno della settimana.
A titolo di esempio, la seguente figura riporta la mappa della mancanza di energia emersa dalla simulazione ScETuR dello scenario “con nucleare” del PNIEC 2024. Essa mette in evidenza come in quasi tutti i giorni feriali da metà novembre a tutto febbraio si verificherebbero gravi carenze di energia nelle ore notturne, con dei picchi di potenza mancante concentrati a ridosso delle ore dell’alba e del tramonto, picchi che possono superare i 60 GW.
Per far fronte a disavanzi di questa entità, fortemente variabili e concentrati in periodi limitati dell’anno è necessario far ricorso a tecnologie di generazione elettrica di basso costo capitale, come gli impianti turbogas.
Ovviamente sussiste il problema delle emissioni che nel medio termine può essere affrontato solo con la cattura dell’anidride carbonica prodotta. Per una fase successiva occorre verificare da subito la possibilità di riutilizzare la CO2 stoccata per produrre metano di sintesi con cui sostituire progressivamente il gas naturale, secondo lo schema P2M2P+CCR descritto in Scetur1 e Scetur2.
Conclusione
Gli scenari al 2050 inseriti nel PNIEC 2024, “con nucleare” e “senza nucleare”, sembrano essere nati nel segno del buio: sia quello che in inverno potrebbe avvolgere il territorio italiano qualora si realizzasse l’uno o l’altro dei mix produttivi prospettati, sia il buio che per ora avvolge la provenienza degli scarni dati numerici riportati nel PNIEC 2024.
Almeno sul secondo aspetto oscuro si potrebbe, e dovrebbe, fare chiarezza. Sarebbe sufficiente rendere accessibili ai cittadini, come previsto dalle normative europee per le pianificazioni di rilevanza nazionale, i rapporti tecnici che descrivono in dettaglio le ipotesi, i dati iniziali e i risultati delle simulazioni che hanno prodotto i numeri riportati negli istogrammi delle figure 7 e 8 del PNIEC 2024. Questi documenti dovrebbero essere almeno messi a disposizione dei parlamentari che si apprestano a esaminare il disegno di legge di «Delega al Governo in materia di energia nucleare sostenibile», il quale, come indicato nella relazione introduttiva al testo di legge, si basa esclusivamente sulle affermazioni perentorie, ma prive di evidenze documentali, contenute nel PNIEC 2024.
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