Con questo articolo si inaugura l’accesso pubblico alle pagine di questo sito internet denominato ScETuR. Questo nome, dalla grafia volutamente irregolare, identifica il codice di calcolo per simulare Scenari Energetici Tutto Rinnovabile.
La scrittura del codice ScETuR è stata avviata nei primi mesi del 2021 con l’obiettivo, come suggerisce il nome, di simulare numericamente il comportamento di scenari energetici in cui tutta l’energia primaria deriva da Fonti di Energia Rinnovabile (FER).
Le principali fonti destinate a un maggiore sviluppo nel contesto della transizione energetica italiana sono quelle provenienti dal sole e dal vento. Si tratta di risorse naturali caratterizzate da una variabilità intrinseca, sia giornaliera che stagionale, che non coincide con i profili temporali della domanda di energia elettrica.
Questo disallineamento tra produzione e domanda di elettricità rende necessario dotare il sistema elettrico di adeguati sistemi di accumulo temporaneo di energia. Questi sistemi permettono di compensare i periodi di deficit produttivo utilizzando l’energia accumulata durante i periodi di surplus. Per stimare il dimensionamento di tali sistemi, o per valutare l’adeguatezza di quelli già esistenti, è indispensabile condurre un’analisi dettagliata del bilancio tra produzione e domanda, considerando tutte le 8760 ore dell’anno. Questo è esattamente il compito svolto dal codice ScETuR.
Questo sito ha lo scopo di raccogliere e presentare in modo sistematico i rapporti di calcolo, che illustrano i risultati degli studi realizzati attraverso le simulazioni ScETuR. Attualmente, gli studi disponibili sono i 4 elencati in ordine cronologico qui di seguito:
Scetur1 – Verso un sistema energetico italiano basato sulle fonti rinnovabili – Prima parte: analisi introduttiva, problematiche e scenari propedeutici – Aprile 2023;
Scetur-PNIEC – Studio ScETuR del settore elettrico del PNIEC (nella versione della proposta MASE del giugno 2023) – Febbraio 2024;
Scetur2 – Verso un sistema energetico italiano basato sulle fonti rinnovabili – Seconda parte: scenari con ridistribuzione temporale e taglio della domanda – Giugno 2024;
Scetur-PNIEC24 – Studio ScETuR degli scenari al 2050 con e senza nucleare inclusi nel PNIEC 2024 – Gennaio 2025.
Gli studi Scetur1 e 2 mirano a esplorare i meccanismi che regolano la copertura della domanda elettrica in un sistema energetico 100% FER, conforme quindi agli obbiettivi NetZero previsti per il 2050. Per quella data è stato ipotizzato, in via ideale, un processo di completa elettrificazione di tutti gli usi energetici, con un fabbisogno annuo stimato di 700 TWh.
Scetur1 parte dalle basi della problematica relativa alla copertura del fabbisogno elettrico in un contesto 100% FER, analizzando le necessità di accumulo sia giornaliero che stagionale. Per l’accumulo stagionale viene avanzata l’ipotesi di utilizzare uno schema basato sul metano di sintesi, abbinato al riutilizzo della CO2 catturata dai fumi dei turbogas. Scetur2, invece, si focalizza sul lato della domanda, esplorando gli effetti sul grado di copertura del fabbisogno derivanti dalla redistribuzione temporale dei carichi. Complessivamente vengono presentati 13 scenari: 7 in Scetur1 (numerati da 1 a 7) e 6 in Scetur2 (denominati B, G, A, C, S, T). In tutti i casi si tratta di ipotetiche esercitazioni scenaristiche, che non devono essere interpretate come proposte di piano energetico per il futuro.
La messa a punto di un serio ed efficace piano energetico richiede l’impiego di strumenti di calcolo ben più potenti, che tengano conto in particolare di due aspetti che per il momento non sono inclusi in ScETuR: un’adeguata discretizzazione spaziale e la valutazione dei costi delle soluzioni proposte.
Per quanto riguarda il primo aspetto, in tutti gli scenari analizzati nei quattro rapporti citati, si è adottata la cosiddetta ipotesi della “piastra di rame”. Questa ipotesi prevede che tutti i generatori, gli accumulatori e i consumatori siano connessi a un’unica piastra conduttrice (trifase) con una conduttività praticamente infinita, eliminando qualsiasi limite nello scambio di energia tra i vari punti della rete di trasporto nazionale. Tuttavia, questa assunzione comporta una sottostima dell’energia e della potenza necessarie per soddisfare la domanda energetica. In Scetur-PNIEC è stata effettuata una valutazione dell’impatto che l’ipotesi della “piastra di rame” ha sui risultati delle simulazioni.
Nonostante queste limitazioni, gli studi Scetur mettono in evidenza alcuni risultati significativi che riguardano i requisiti che occorre considerare nella pianificazione di un sistema elettrico tutto rinnovabile. Questi risultati riguardano soprattutto l’aspetto dell’accumulo. Non solo occorre tenerne conto, ma va sempre messo in evidenza che esistono due ben distinte esigenze di accumulo: una a carattere giornaliero, l’altra a carattere stagionale. A ciascuna di esse occorre far fronte con un diverso e dedicato insieme di sistemi impiantistici.
Il Sistema di Accumulo Giornaliero (SAG) ha lo scopo di effettuare la compensazione giorno-notte. Allo stato attuale dell’arte può fare affidamento su due tecnologie principali: le centrali idroelettriche di pompaggio e le batterie di accumulatori elettrochimici. Negli studi Scetur1 e 2 si è supposta una capacità di accumulo pari a 6 ore alla potenza media annuale. Un’analisi specifica condotta in Scetur-PNIEC24 ha mostrato che una durata di 8 ore è quella più adeguata a svolgere la funzione di compensazione giornaliera. Pertanto, si può dedurre che, in un futuro scenario NetZero, il SAG dovrà disporre di una capacità equivalente a circa un millesimo della domanda annuale di elettricità. Ad esempio, un piano energetico che preveda una domanda di 500 TWh di elettricità dovrà includere un SAG in grado di accumulare circa 500 GWh di energia elettrica.
Per il Sistema di Accumulo Stagionale (SAS), gli studi Scetur1 e 2 hanno mostrato che, per colmare il deficit invernale di produzione da FER, è necessario disporre di una fonte di energia “mobilitabile” in grado di generare circa un decimo della domanda annuale di elettricità. Con il termine “mobilitabile” si vuole intendere un requisito più stringente rispetto a quello relativo all’aggettivo “programmabile”. Non si tratta solo di rispondere alla domanda di mercato nei giorni immediatamente successivi, ma di garantire l’erogazione di elevate quantità di energia durante periodi prolungati di scarsa produzione fotovoltaica, come accade tipicamente in inverno alle nostre latitudini.
Per quanto riguarda il dimensionamento del SAS, va specificato che la capacità di accumulo assunta negli scenari di Scetur1 e 2 è stata fissata conservativamente ad un valore di soli 30 TWh per una domanda annua di 700 TWh, il che ha comportato la necessità di ipotizzare cospicui tagli e/o profonde ridistribuzioni temporali della domanda, al fine di conseguire la completa copertura del fabbisogno, copertura raggiunta solo in tre scenari (scenario 7 di Scetur1 e scenari S e T di Scetur2).
In generale, dalle analisi ScETuR è risultato che un sistema di accumulo stagionale per un sistema elettrico basato prevalentemente sulla produzione fotovoltaica, come necessariamente sarà quello italiano, deve essere in grado di accumulare circa un decimo del fabbisogno annuale di elettricità. Ne consegue che un sistema elettrico capace di fornire 500 TWh annui dovrà prevedere un SAS in grado di immagazzinare circa 50 TWh di energia elettrica. Come raggiungere questo obiettivo?
Le migliaia di bacini idroelettrici che costellano la penisola, dalle Alpi alla Sicilia, hanno una capacità complessiva in grado di erogare, ma solo teoricamente, 6,5 TWh, un valore assolutamente insufficienti per superare il deficit invernale. L’unico grande serbatoio idoneo allo scopo è costituito dall’insieme dei giacimenti esausti di gas naturale. La capacità energetica di quelli attualmente utilizzati per lo stoccaggio invernale del gas importato è pari a 130 TWh. Convertita in elettricità con un rendimento medio del 50%, questa capacità potrebbe generare 65 TWh, ovvero dieci volte l’energia accumulabile nei bacini idroelettrici.
Su questa semplice osservazione si fonda l’ipotesi di accumulo stagionale simulato nei modelli ScETuR utilizzati negli studi Scetur1 e 2. Come accennato in precedenza, questo schema di accumulo, denominato tecnicamente P2M2P+CCR. prevede la trasformazione in metano sintetico (altrimenti detto metano verde, elettrometano, e-CH4, ecc.) del surplus estivo della potenza elettrica da fotovoltaico e la successiva riconversione in potenza elettrica per colmare il deficit produttivo invernale, il tutto in abbinamento alla cattura e riutilizzo della CO2 prodotta dalle turbogas alimentate dal suddetto metano sintetico.
Ai 13 scenari NetZero analizzati in Scetur1 e 2, si aggiungono quelli esaminati in Scetur-PNIEC e Scetur-PNIEC24. In questo caso non si tratta di scenari ipotetici utili ad indagare le problematiche generali della transizione, ma degli scenari concreti proposti nelle due edizioni del PNIEC (Piano Nazionale Integrato Energia e Clima) pubblicate nel 2023 e nel 2024, e lo scopo di questi studi è di valutarne l’adeguatezza.
Lo scenario esaminato in Scetur-PNIEC è quello riferito l’obbiettivo intermedio del 2030 e tiene conto del mix energetico delineato nella proposta di PNIEC inviata nel luglio 2023 dal MASE (Ministero per l’Ambiente e la Sicurezza Energetica) alla Commissione Europea. Lo studio Scetur avrebbe riscontrato una sottostima della produzione termoelettrica necessaria per compensare le intermittenze delle FER previste al 2030, oltre a una significativa criticità nella capacità delle linee elettriche di interconnessione tra il Nord del Paese e il resto della Penisola. Sul piano metodologico, va inoltre segnalato che a partire da questo studio si inizia a illustrare i risultati ScETuR facendo ampio uso della mappa calendoraria, un metodo di rappresentazione grafica dei dati che consente di mostrare tutti gli 8760 valori orari di una qualsiasi grandezza, mettendone in evidenza le periodicità rispetto alle principali cadenze temporali: giorno, settimana e stagione.
Infine, lo Scetur-PNIEC24 si occupa della versione definitiva del PNIEC, pubblicata a luglio 2024. In questo caso non viene considerato lo scenario al 2030 il quanto in mix produttivo aggiornato non si discosta significativamente da quello della bozza di PNIEC dell’anno precedente, già analizzato in Scetur-PNIEC. Lo studio Scetur-PNIEC24 si concentra invece sui due scenari, con e senza nucleare, previsti per il 2050, quindi conformi ai requisiti del NetZero, inclusi nel PNIEC 2024.
Secondo i risultati dello studio, i mix produttivi delineati nel PNIEC per entrambi gli scenari al 2050 non sarebbero sufficienti a soddisfare completamente il fabbisogno di elettricità previsto per quella data. Lo scenario con nucleare evidenzierebbe un deficit annuale di quasi 40 TWh, mentre quello senza nucleare mostrerebbe un ammanco leggermente inferiore, grazie al maggiore contributo dell’elettricità generata da fonti termoelettriche. Quest’ultima rappresenta infatti, per il momento, l’unica soluzione in grado di compensare il deficit invernale derivante dalle fonti rinnovabili (FER). Questo quarto e ultimo studio Scetur conferma quindi, dal punto di vista del dimensionamento dell’accumulo stagionale, quanto già emerso in Scetur1 e 2.
I risultati di Scetur-PNIEC24 intendono offrire un contributo concreto e costruttivo al dibattito sulla ripresa della produzione elettronucleare in Italia, promosso dal disegno di legge ministeriale che sta per iniziare l’iter di esame in Parlamento. L’obiettivo del documento, così come di questo sito, è fornire a chi desidera partecipare al dibattito i risultati di un’analisi numerica utile per comprendere meglio i dati quantitativi del problema, colmando l’attuale mancanza di informazioni dettagliate sui criteri utilizzati per calcolare i valori dei mix produttivi previsti negli scenari al 2050 inclusi nel PNIEC 2024.
Con queste considerazioni si conclude questa presentazione del sito ScETuR, ribadendo ancora una volta che lo scopo principale degli studi Scetur non è quello di proporre dei piani nazionali di transizione energetica, ma di invitare chi ha il compito e i mezzi per farlo, così come coloro che desiderano proporre alternative, ad accompagnare i loro piani con delle analisi numeriche adeguate e a documentarle in maniera completa e trasparente, in modo da dimostrarne la capacità a soddisfare la futura domanda di elettricità per tutte le 8760 ore dell’anno!
Prima pubblicazione:
Ultima modifica: