Le prospettive 2050 di TERNA e le criticità del nucleare

Introduzione e scopo dell’articolo

Esaminando le tabelle si nota innanzitutto che le differenza non riguardano solo i valori, ma anche le voci riportate. Ciò impedisce di effettuare un preciso e puntuale raffronto tra le componenti dei vari mix. Per agevolare questo raffronto, sono state colorate le caselle di alcune voci.

Partendo dall’alto, la prima differenza è che nei 2 scenari TERNA si è fissato uno stesso valore di fabbisogno elettrico totale, invece dei 2 valori distinti mostrati nella tabella PNIEC. Per i suoi scenari, TERNA ha scelto il valore maggiore tra quelli dei 2 scenari PNIEC, ovvero i 583,1 TWh corrispondenti allo scenario con nucleare.

Il PNIEC, a differenza di TERNA, scindeva questo fabbisogno totale in 3 parti, attribuite rispettivamente a consumi finali, “Power to X” (produzione di idrogeno) e perdite. TERNA riporta invece solo le perdite per accumuli, che sono circa la metà di quelle indicate nel PNIEC, ma le contabilizza all’esterno del fabbisogno elettrico totale. In tal modo la quota di consumi utili più “Power to X” dello scenario TERNA risulta maggiore del consumo complessivo dello scenario nucleare del PNIEC.

La produzione nazionale è specificata in entrambe le tabelle. I valori degli scenari TERNA sono 30-40 TWh più bassi dei corrispondenti scenari PNIEC. Questa differenza rispecchia il forte incremento del saldo di importazione netta dall’estero ipotizzato da TERNA.

Come appena detto, l’import netto registra un deciso rialzo negli scenari TERNA, passando dai 17,7 TWh, ipotizzati nel PNIEC per entrambi gli scenari, ai 48 TWh e 57 TWh assunti da TERNA rispettivamente per gli scenari con e senza nucleare.

Venendo alla voce nucleare, nel relativo scenario PNIEC si ipotizzava una produzione annual di 64,2 TWh, con 8 GW di potenza installata, il che comportava un fattore di capacità di cica il 92%, cioè 8000 ore equivalenti. TERNA ha ritenuto (pag.55 del PSSE50) questo valore “molto elevato e difficilmente compatibile con l’ottimo economico del sistema (ad esempio, sarebbe necessario prevedere sistematicamente il curtailment della generazione fotovoltaica per fare spazio alla produzione nucleare)“. Pertanto nel suo scenario nucleare, TERNA ha abbassato il fattore di capacità del nucleare all’80% (7000 ore equivalenti), incrementando la potenza installata di 2 GW e portandola a 10 GW complessivi. Questo aumento ha comportato un lieve riealzo dell’energia prodotta, che nello scenario TERNA è diventata 69 TWh, pari al 12% del fabbisogno. Va notato che l’incremento di 2 GW della potenza installata a fronte di una produzione che rimane quasi invariata, azzererebbe da solo il modesto risparmio di complessivi 17 miliardi di Euro a vantaggio dello scenario con nucleare, che era stato calcolato dal GdL1 della PNNS.

Di primaria importanza è la voce “Altra produzione programmabile” della Tab.5 relativa al bilancio TERNA. Purtroppo questa voce, secondo la definizione data sotto la Tab.5, include sia le rinnovabili programmabili che il gas con CCS. Ciò impedisce di quantificare quest’ultima voce. Tuttavia, da quanto detto in altri punti del documento in cui come fonti programmabili vengono citate solo nucleare e il gas, si può assumere che gran parte dell'”Altra produzione programmabile” sia fornita da gas. Confrontando i valori di questa componente del bilancio TERNA, con la somma delle due voci della Tab.3 (relativa al PNIEC) che si riferiscono al gas naturale, emerge che il contributo del GN crescerebbe notevolmente: dai pochi TWh annui dei due scenari PNIEC alle svariate decine di TWh per gli scenari TERNA. Questi ultimi valori risultano in linea con quanto emerso nelle simulazioni ScETuR descritte in Scetur-PNIEC24, come si può vedere dalla tabella riepilogativa a pag.13 del relativo rapporto.

Infine, per quanto riguarda il contributo delle FER, va purtroppo registrato che le voci specificate nel bilancio TERNA sono ancora più indefinite di quelle già poco dettagliate presenti nel bilancio del PNIEC, ciò impedisce di conoscere la produzione attesa per le singole fonti FER. Per lo scenario nucleare, la voce “Solare, eolico e idrico” del bilancio TERNA riporta il valore di 435 TWh, cui corrisponde nel bilancio PNIEC una produzione di 509,9 TWh, se si escludono le componenti da biomassa, valore che sale a 526,5 TWh se si includono anche queste componenti. I corrispettivi valori per gli scenari senza nucleare sono 474 TWh per il bilancio TERNA, mentre per il bilancio PNIEC sono 529,4 TWh e 552,5 TWh. Questi consistenti cali del contributo FER nei bilanci TERNA, dipendono soprattutto dall’aumento delle impostazioni nette e delle altre voci programmabili, ovvero del gas.

Inefficacia del nucleare nel sostituire il gas

Dopo aver elencato le principali differenza tra i bilanci annuali riportati nel PNIEC 2024 e nel PSSE50 di TERNA è utile soffermarsi sulle differenza tra i bilanci dei due scenari TERNA, come risultano dalla Tab.5 riportata qui sotto. 

Ciò che risalta maggiormente è il fatto che l’aggiunta di 69 TWh di origine nucleare, riduce di soli 24 TWh (da 66 a 42 TWh) il fabbisogno da altra fonte programmabile, la quale, per quanto detto in precedenza, si può assumere sia costituita in gran parte da gas con CCS. Questo solo dato mette in evidenza l’incapacità del nucleare di compensare autonomamente la variabilità delle FER. Dai bilanci di TERNA emerge quindi che lo scenario con nucleare ha comunque bisogno di un consistente supporto delle turbogas per assicurare quella flessibilità che, per motivi economici, il nucleare non è in grado di offrire.

La scelta dell’opzione nucleare comporta un incremento della produzione programmabile da 66 a 111 TWh, suddivisi tra 2 differenti sistemi di produzione, nucleare e gas, ciascuno con la propria filiera tecnologica e di approvvigionamento di combustibile. Una complicazione che limita le economie di scala che si potrebbero conseguire concentrando le risorse in una sola filiera.

E’ vero che lo scenario nucleare consente anche una piccola riduzione dell’import netto. che passerebbe da 57 a 48 TWh, ma a pag.57, sotto la Tab.5, viene specificato che questa riduzione riguarda la parte più conveniente da importare, in quanto prodotta nelle ore notturne, quindi sarebbe un risparmio di scarso valore.

Analisi dell’efficacia del nucleare su base mensile

L’analisi su base mensile consente di spiegare meglio l’inabilità strutturale del nucleare a sostituire il gas. La Fig.50 del PSSE50 riporta i bilanci elettrici mensili al 2050 per gli scenari con e senza nucleare, da cui possono essere ricavati i valori di produzione mensile per le componenti “nucleare” e “altra generazione programmabile” (AGP), quest’ultima fornita principalmente da impianti a gas.

Questi valori mensili sono riportati nel grafico in alto a destra della precedente figura. Le curve grigie sono relative all’AGP, quella arancione al nucleare. Le curve sono tracciate con linee continue oer lo scenario con nucleare (cN) e tratteggiata per quello senza (sN).

Partendo da quest’ultima, la linea tratteggiata grigia mostra, come è ovvio aspettarsi, che l’integrazione alle FER è richiesta soprattutto in inverno. Nei mesi estivi si mantiene intorno ai 3 TWh. Si può ipotizzare che gran parte di questa produzione provenga da impianti di cogenerazione. Essa costituisca un vero e proprio carico di base, quasi costante per tutti e 12 i mesi. Questa parte del profilo di carico, a cui è dedicato un intero paragrafo del PSSE50 a partire da pag.16, sarà al 2050 la parte meno facile da sostituire con rinnovabili, dato l’elevato rendimento globale dei relativi impianti e la difficoltà di sostituire il calore di processo da essi messo a disposizione.

Passando allo scenario con nucleare, la linea continua arancione mostra che l’energia mensile erogata dal nucleare si mantiene grossomodo costante per tutto l’anno, conseguenza della scarsa capacità di modulazione stagionale di questa fonte. La variabilità stagionale resta affidata soprattutto alla componente AGP, la cui linea grigia continua cala solo parzialmente rispetto a quella dello scenario senza nucleare.

Il calo del contributo AGP tra i 2 scenari è rappresentato dalla linea continua nera. I bassi valori relativi ai mesi estivi indicano che il nucleare può sostituire solo in minima parte la parte cogenerativa della componente AGP, ovvero del gas utilizzato a tale scopo. Quindi il nucleare non è in grado di sostituire neppure l’unica parte del carico di base, quella degli impieghi cogenerativi, che resterà nel sistema elettrico dominato da FER previsto al 2050 dal PNIEC.

L’efficacia nel sostituire l’AGP, quindi il gas, è bassa anche nei mesi invernali, come mostrato nel grafico in basso a destra, e si aggira intorno al 50%.

Nelle prospettive 2050 di TERNA, c’è spazio per il nucleare?

Come già detto, nel documento PSSE50, TERNA prende in considerazione, in ossequio a quanto indicato nel PNIEC 2024, anche uno scenario con una quota marginale di nucleare.

I potenziali vantaggi derivanti da questo scenario, richiamati in diversi punti del PSSE50, sono per lo più citazioni tratte dal PNIEC. Per il resto TERNA sembra manifestare nei confronti dell’opzione nucleare solo un tiepido interesse.

La posizione apparentemente più decisa a favore del nucleare emerge da una delle più significative affermazioni contenute del documento TERNA (pag.55): “L’analisi conferma quindi le conclusioni del PNIEC: il costo di integrazione del MWh marginale da FER cresce rapidamente, e oltre una certa soglia perde competitività rispetto alle tecnologie programmabili a basse emissioni, in particolare il nucleare.”

La frase fa riferimento al grafico della Fig.48, in cui la curva del “Costo FER integrale marginale” cresce sempre più rapidamente all’aumentare della quota teorica di fabbisogno coperta dalle FER. La ragione di questo andamento è ben spiegata, a partire da pag.46, nel paragrafo sulla “Panoramica sulle tecnologie di stoccaggio” e in particolare dalla Fig.44, che mostra l’enorme aumento del costo di stoccaggio nel caso si impiegassero delle batterie per far fronte, oltre che alla variabilità su scala giornaliera, anche a quelle su scala settimanale o stagionale.

La seconda parte della frase di pag.55 vorrebbe sottolineare che oltre una certa quota di FER nel mix energetico, il costo marginale del suo MWh supera quello del nucleare. Tuttavia risulta evidente osservando la Fig.48 che il costo nucleare di cui si parla è l’LCOE riportato sull’asse verticale. Si tratta quindi di un confronto tra grandezze non omogenee: da una parte si considerano i costi marginali, dall’altra i valori di LCOE. Questi ultimi sono valori teorici, calcolati assumendo che tutta l’energia producibile possa essere immessa sul mercato, senza le limitazioni dovute ad interferenza con le altre fonti. Viceversa il costo marginale tiene conto della quota di energia che può essere immessa in rete man mano che gli spazi di mercato si riducono a causa del progressiva saturazione dello stesso.

Il confronto va invece fatto paragonando i valori degli stessi indicatori di costo!

Se si considera l’LCOE, i valori da confrontare tra loro sono quelli riportati sull’asse verticale del grafico (di cui purtroppo non viene indicata la fonte). Il valore dell’LCOE del solare è di circa 25 €/MWh, quindi meno della metà del valore più basso del nucleare (ca. 60 €/MWh) e appena un quinto del suo valore più alto (ca. 125 €/MWh).

L’LCOE dell’eolico terrestre è circa 40 €/MWh, quello dell’eolico marino arriva a circa 90 €/MWh, un valore intermedio alla forchetta degli LCOE nucleari.

Passando ai costi integrati marginali, essi sono rappresentati, mediante una curva in funzione della percentuale di copertura teorica da FER del fabbisogno, ma ciò avviene solo per la componente FER stessa. La curva parte da un valore di copertura del 50%, a cui corrisponde un identico valore di copertura effettiva, dato che fino a questa percentuale tutta l’energia prodotta dalle FER può essere assorbita dalla rete, senza bisogno di scartarne una parte (curtailment).  Il valore iniziale della curva è di circa 30 €/MWh, un valore intermedio tra gli LCOE di FV ed eolico terrestre, probabilmente ricavato da una media pesata delle fonti FER previste nel mix considerato da TERNA.

Al crescere della copertura teorica da FER, cresce anche quella effettiva, ma lo fa in misura via via inferiore, tant’è che arriva ad un valore del 93% a fronte di un valore del 120% della copertura teorica. La differenza tra la copertura teorica e quella effettiva è la quota di produzione teorica che deve essere scartata. Questo scarto, ovvero il minor utilizzo della capacità produttiva nominale, determina, insieme ai costi degli accumuli necessari per livellare la variabilità giornaliera delle FER, l’andamento crescente della curva dei costi marginali mostrato in Fig.48.

Fin qui tutto regolare. Il problema è che la stessa valutazione dell’incremento del costo marginale al crescere della copertura FER non è stata fatta anche per la produzione nucleare, in modo da ricavare una curva analoga, anch’essa progressivamente crescente, con cui confrontare i valori della curva del costo marginale delle FER.

E’ ben noto infatti, come verrà mostrato più avanti, che il costo marginale del MWh prodotto da qualsiasi impianto di generazione elettrica varia in funzione del Fattore di Capacità (FC), ovvero del rapporto tra l’energia realmente producibile dall’impianto e quella che produrrebbe se potesse erogare energia alla potenza nominale per tutte le 8760 ore dell’anno.

Va altresì ricordato che nel valutare il costo marginale di una fonte inserita in un mix energetico il FC da considerare non è quello teorico erogabile dell’impianto in base alle sue sole caratteristiche, ma quello effettivo che l’impianto può immettere in rete, tenendo conto che per farlo occorre offrire sul mercato i propri MWh a prezzi più bassi rispetto a quelli degli impianti concorrenti.

Resta quindi da stimare quale sarebbe stato l’andamento della curva del costo marginale del nucleare al variare della copertura FER, curva che avrebbe dovuto essere aggiunta nella Fig.48. Per farlo possiamo servirci di altre 2 importanti figure che compaiono nel documento PSSE50 di TERNA, la Fig.56 e la Fig.60. Queste figure riportano entrambe delle curve del carico residuo, la prima su scala annuale e la seconda su scala giornaliera, che verranno analizzate nei prossimi paragrafi.

Analisi del carico residuo su scala giornaliera

Cominciamo ad esaminare la Fig.60 del PSSA50, che è anche l’ultima del documento di TERNA.

La curva marrone rappresenta il carico residuo di una domenica primaverile del 2050, scelta da TERNA come esempio di giornata a bassa domanda ed elevata produzione da FER. Lo scopo è mostrare che in queste giornate i valori di produzione da tagliare, cioè la parte della curva a valori negativi, supera abbondantemente i 100 GW.

In una giornata come questa la produzione da fonti programmabili, in particolare il nucleare, sarebbe richiesta solo dopo le 18, quindi risulterebbe superflua per oltre i ¾ del tempo. Tuttavia, per consentire al nucleare di raggiungere il valore di FC dell’80% stabilito da TERNA esso deve poter immettere in rete una buona parte della sua potenza nominale anche nelle ore restanti, le stesse ore in cui, a causa dell’eccesso di FER, occorre effettuare un consistente taglio della produzione, che quindi risulterebbe ancor più consistente a causa della produzione nucleare.

A questo proposito va però detto che nella Tab.5, già vista in precedenza e che riepiloga il bilancio energetico al 2050, i valore percentuale del curtailment dello scenario con nucleare (4,8%) non si discosta molto da quello dello scenario senza nucleare (4,4%). Si avrebbe quindi solo uno 0,4% di differenza, equivalente a circa 2 TWh. Si tratta di un risultato sorprendente. Infatti, anche supponendo che nelle 18 ore di sopracapacità produttiva FER la potenza nucleare possa essere ridotta a circa metà dei 10 GW nominali, l’energia in più che andrebbe scartata in quella sola giornata sarebbe di circa 0,1 TWh, ovvero un ventesimo della differenza del curtailment tra i 2 scenari. Basterebbero quindi 20 giorni come quello della Fig.60 per colmare i 2 TWh di differenza tra i due scenari. Per comprendere come sia possibile che gli scarti fra i due scenari differiscano solo di un paio di TWh, occorrerebbe esaminare nel dettaglio il rapporto di calcolo delle simulazioni effettuate da TERNA, che però non è stato ancora reso pubblico.

Per quanto riguarda invece le ore serali, quelle in cui il carico residuo torna ad essere positivo e quindi è richiesto l’intervento di fonti programmabili ad integrazione di quelle FER, la seguente figura mette in evidenza che la produzione nucleare, anche se si potesse contare su tutta la potenza installata, coprirebbe solo una parte minoritaria del fabbisogno, sia in termini di energia, che soprattutto in termini di potenza .

Come detto, l’unico esempio di profilo giornaliero del carico residuo si riferisce ad una giornata particolare in cui si prevede che tale residuo sia molto alto. Per valutare l’effetto su scala annuale occorre tener conto del carico residuo di tutte le 8760 ore dell’anno, come descritto nel prossimo paragrafo.

Analisi del carico residuo su scala annuale

Le curve rappresentate nel grafico di Fig,56, riportato qui sotto, danno informazioni sui valori orari del carico residuo per tutte le 8760 ore dell’anno, ma invece di farlo in funzione del tempo,  come per le 24 ore della giornata rappresentata in Fig.60, quelle riportate sono curve di durata, ovvero curve che si ottengono mettendo in ordine decrescente i valori relativi a tutte le ore dell’anno.

Questa operazione consente di stimare a colpo d’occhio quali siano i valori massimo e minimo del carico residuo nel corso dell’intero anno e soprattutto le ore dell’anno in cui questo carico è positivo o negativo, ovvero in cui c’è carenza o eccesso di offerta da parte delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP).

Le due curve di durata rappresentate in Fig.56 si riferiscono entrambe allo scenario con nucleare. Quella blu, identica a quella riportata in Fig.53, mostra il carico residuo di partenza, che si ottiene ora per ora sottraendo al fabbisogno elettrico, depurato del consumo per la produzione di idrogeno, la produttività teorica delle FRNP, ovvero delle FER meno l’idroelettrico programmabile.

L’area sottesa dalla curva che si trova sopra l’asse delle ascisse rappresenta l’energia che dovrà essere coperta da fonti programmabili e importazioni. La massima potenza oraria da coprire è di circa 75 GW e le ore di carenza ammontano a circa 5400, pari al 61% delle 8760 ore dell’anno.

Nel rimanente 39% delle ore, si ha la situazione opposta, cioè la produzione FRNP supera il fabbisogno e quindi occorre scartare capacità produttiva (curtailment) fino ad un valore orario massimo di circa 125 GW.

La seconda curva di Fig.56, quella verde, mostra invece la curva di durata del “carico residuo programmabile” (CRp) , che si ottiene dai valori del carico residuo (curva blu) sottraendo gli apporti netti dell’import/export e considerando l’effetto degli accumuli.

Più precisamente il CRp è stato calcolato da TERNA come:

CRp = FabbElettr(senzaH2) – FRNP – IdroProgr – (Import -Export) – (ScaricaAcc – CaricaAcc)

Grazie soprattutto alle compensazioni tra surplus e deficit di produzione FER consentite dagli accumuli giornalieri, le aree positive e negative sottese dalla curva verde sono molto più piccole di quelle sottese dalla curva blu. Nonostante ciò, l’area positiva sottesa dal grafico verde indica il permanere di un consistente porzione di fabbisogno che le FER, sia pure supportate dall’accumulo e integrate dalle importazioni, non riescono a soddisfare.

L’area sottesa parte da un valore di circa 25 GW, che indica il massimo valore di deficit orario atteso nel corso dell’anno. Il deficit si riscontra in circa 4700 ore, pari al 54% delle ore dell’anno. Approssimando la sua forma irregolare con un triangolo, l’area sottesa equivale a circa 58 TWh, circa un decimo del fabbisogno annuo complessivo. Questa energia deve essere fornita da fonti programmabili, ovvero, secondo TERNA, termoelettrico convenzionale più, eventualmente, nucleare.

Resta quindi da stabilire quali di queste due opzioni sia più idonea a coprire il carico residuo, oppure in che proporzione termoelettrico e nucleare debbano spartirsi questo compito. Arriviamo così al punto centrale di questo articolo, che affronteremo con l’aiuto della seguente figura in cui la porzione di grafico della Fig.56 compresa tra 0 e 25 GW è stata dilatata verticalmente, rendendo ben evidente il profilo della curva verde in questo tratto.

Su questo grafico dilatato è stata aggiunta in rosso la linea che rappresenta la curva di durata della produzione nucleare. Questa curva è stata ricavata a partire dalle produzioni mensili della Fig.50. Dall’intersezione della curva rossa con quella verde emerge che circa metà della produzione nucleare, quella a destra della curva verde, avverrebbe in ore in cui sussiste un eccesso di produzione FER, quindi per poter essere immessa in rete dovrebbe essere offerta sul mercato a prezzi nulli. Solo la parte di produzione nucleare a sinistra della linea verde sarebbe utile, ma non sufficiente, a coprire il carico residuo, che verrebbe coperto solo per una metà.

Riguardo al fabbisogno di potenza, l’apporto del nucleare è ancora minore. Infatti dei 30 GW di capacità aggiuntiva stimati da TERNA per coprire adeguatamente i 25 GW di massimo ammanco (includendo iin essi 5 GW di riserva), gli impianti nucleari potrebbero coprirne solo 10 GW, i restanti 20 GW dovrebbero comunque essere assicurati da impianti a gas.

Tornando al bilancio energetico, la vendita a prezzi nulli di circa la metà dell’energia prodotta dal nucleare, avrebbe dirette ripercussioni sul costo di vendita della rimanente parte che dovrebbe essere offerta al doppio del costo basato sull’LCOE.

Inoltre è importante rilevare che nella nota 12 a Pag.32 TERNA dichiara esplicitamente:  “Ad oggi mancano ancora esempi concreti che dimostrino la capacità degli impianti nucleari (in particolare gli SMR) di fornire un livello di flessibilità pari a quello dei cicli combinati a gas (CCGT).” Quindi anche per la metà utile della produzione nucleare, TERNA solleva una questione di adeguato livello di flessibilità degli impianti nucleari.

Per il modo in cui è espressa, questa cautela riguarda qualsiasi tipologia di impianto nucleare, non soltanto, come è ovvio che sia, impianti come gli SMR che sono ancora sulla carta. Dato che è ben noto che molti impianti tradizionali, come i PWR francesi, hanno dimostrato di avere la capacità di modulare la loro potenza entro ampi limiti, va capito meglio a quale tipo di flessibilità si riferisce la suddetta nota. E’ probabile che essa riguardi l’impossibilità di trovare spazio sufficiente in un mix energetico dominato dalle FER, come risulta anche dallo studio discusso nel prossimo paragrafo.

Interferenza tra FER e nucleare secondo uno studio del CEA francese

L’interferenza tra la produzione da FER e quella da nucleare è messa ben in risalto da uno studio francese del 2015 firmato da 6 ricercatori di cui 5 del CEA (Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives). Lo studio, intitolato “Nuclear power fleet replacement: an opportunity for the French energy mix?”  analizza le prospettive di evoluzione del parco nucleare francese fino al 2050 a fronte della continua crescita della quota di fabbisogno elettrico coperto da FER.

La figura qui sotto riassume la metodologia e il principale risultato ottenuto dallo studio francese.

Il metodo si basa sull’analisi delle curve di durata del carico residuo mostrate nel grafico a sinistra. Queste curve sono state derivate da simulazioni del sistema elettrico francese eseguite ipotizzando livelli crescenti della quota di penetrazione delle FER, da un valore minimo del 16,5% ad uno massimo del 50%. Lo studio francese non ha nemmeno preso in esame percentuali maggiori di FER, in quanto ciò avrebbe tolto qualsiasi spazio residuo di compresenza del nucleare, in contrasto con lo scopo dello studio stesso.

Ai fini delle considerazioni qui svolte, il risultato più interessante contenuto nello studio francese è quello mostrato nella Tabella III. La tabella mostra, in funzione del grado di penetrazione della produzione FER, quale sia lo spazio di penetrazione disponibile per il nucleare, assumendo che possa operare a piena potenza per almeno 7000 ore l’anno. Questo valore è stato determinato con la metodologia illustrata nella Fig.4 dello studio francese (qui non riportata).

Riportando i valori della tabella nel grafico in basso a destra, si nota che lo spazio per il nucleare è in relazione lineare con quello delle FER e che la penetrazione nucleare cala del 12% per ogni 10% di incremento di quella FER. Estrapolando questa relazione lineare, si ricava che oltre un valore limite del 65% di penetrazione FER non c’è più spazio per un nucleare che possa immettere energia in rete per almeno 7000 ore all’anno, come sarebbe necessario per ammortizzare nel tempo gli ingenti costi iniziali di investimento.

Questo risultato dello studio francese conferma quanto già detto al paragrafo precedente a proposito dello scenario nucleare di TERNA. Per maggiore evidenza, le curve di durata del carico residuo della Fig.48 sono state sovrapposte a quelle del grafico dello studio francese. Si nota come la curva verde relativa allo scenario nucleare di TERNA, che è quella che va confrontata con le omologhe curve degli scenari francesi, intercetti l’asse delle ascisse a sole 4700 ore, annullando in tal modo qulasiasi spazio per una produzione nucleare in grado di erogare energia utile per almeno 7000 ore all’anno.

Dato che entrambi gli scenari al 2050 riportati nel PNIEC 2024, sia con nucleare che senza, prevedono che la quota di copertura da FER sia almeno pari all’80%, ne consegue, applicando la metodologia dei ricercatori del CEA francese, che nel futuro mix energetico italiano non c’è alcuno spazio per un nucleare che possa ammortizzare nel tempo i costi di costruzione.

Presunto andamento del costo del MWh nucleare in funzione della quota FER

Contrariamente ai risultati dell’articolo francese presentato al paragrafo precedente, lo scenario nucleare di TERNA assume che i 10 GW di potenza nucleare possano operare con un fattore di capacità dell’80% (pari a 7000 ore equivalenti) anche in presenza di una penetrazione FER di circa il 75%, se riferita al fabbisogno, percentuale che sale all’80% se riferita alla produzione nazionale.

E’ chiaro che, dal punto di vista tecnico, nulla vieta di realizzare 10 GW di impianti nucleari, consentendogli di immettere energia in rete per 7000 ore equivalenti all’anno, ma quali sarebbero gli effetti economici di tale decisione nel caso si operasse con le regole del mercato?

Per saperlo, è necessario, come già detto all’inizio di questo articolo, completare le indicazioni di costo rappresentate nella Fig.48 del PSSE50, aggiungendovi una o più curve che rappresentino la variazione del costo marginale delle fonti programmabili in funzione del grado di penetrazione delle FER.

Per avere un’idea di come potrebbe presentarsi la curva del costo marginale del nucleare al variare della penetrazione FER, possiamo partire dalla Fig.56 del PSSE50 analizzata in precedenza. Essa mostra che circa la metà della produzione nucleare prevista nello scenario nucleare TERNA avverrebbe in ore con surplus di offerta da FER, quindi se ne può dedurre che per essere immessa in rete a condizioni di mercato, tale quota di produzione dovrebbe essere offerta a costo nullo. Ciò implica, per evidenti ragioni di sostenibilità economica del nucleare, che per la restante  metà delle ore, quelle in cui la produzione nucleare risulterebbe effettivamente utile, la sua energia dovrà essere offerta a prezzi doppi rispetto all’LCOE.

Questi costi raddoppiati sono rappresentati dai 2 triangolini rossi tracciati sul grafico della Fig.56 riportato nella seguente figura. Essi sono posti ad un valore di copertura teorica da FER dell’80%, che corrisponde al 76% di copertura effettiva, un valore molto vicino a quello previsto nello scenario nucleare TERNA. Infine, supponendo che fino al 50% di penetrazione delle FER non ci siano problemi di sovrapposizione col nucleare, e che quindi fino a quel punto il costo marginale del nucleare sia pari all’LCOE indicato in ordinata, si possono approssimativamente tracciare le 2 curve rosse tratteggiate corrispondenti ai valori minimo e massimo del costo del MWh nucleare.

La Fig.48 così modificata mostra che all’aumentare della loro penetrazione, il costo marginale dell’energia da FER, pur aumentando notevolmente, resterebbe comunque inferiore a quello del nucleare, almeno per quanto riguarda la porzione di ascissa rappresentata.

Come integrare le FER?

Quanto concluso al paragrafo precedente non vuol dire, però, che le FER rimarrebbero, per qualsiasi livello della loro penetrazione nel mix energetico, l’opzione più conveniente in assoluto. Infatti, come già ricordato, nel PSSE50 di TERNA si dimostra che passando dalla scala giornaliera a quelle settimanale e stagionale i costi dell’accumulo basato su tecnologie quali le batterie esploderebbero, rendendo comunque impossibile coprire l’ultimo 10-15% di fabbisogno elettrico mediante un approccio basato solo su FER+BESS.

Pertanto, andrà fatto necessariamente ricorso ad una o più fonti programmabili di energia, fonti che, secondo TERNA, comprendono soltanto il gas con CCS e il nucleare.

Occorre quindi mettere a confronto il costo marginale di queste due fonti. A tale scopo si può prendere il risultato di uno dei tanti studi che stimano il costo delle varie fonti in funzione del Fattore di Capacità (FC). La seguente figura è tratta da uno di questi studi, pubblicato nel 2020 dall’IEA. Il grafico prende in considerazione tre tipologie di impianti: nucleari, a carbone e a gas (CCGT).

Tralasciando il carbone, si vede come al diminuire del FC il costo del MWh nucleare cresca molto più rapidamente di quello prodotto da turbogas. Il motivo risiede ovviamente nel fatto che il costo del MWh nucleare dipende in gran parte da quello del capitale iniziale, mentre per i turbogas influisce maggiormente il costo del combustibile, una componente del costo che è indipendente dal FC.

Da ciò si può dedurre che a valori sufficientemente alti della penetrazione FER nel mix energetico, la fonte integrativa che ha più possibilità di diventare quella più economica è il gas, non il nucleare.

Va ovviamente tenuto anche conto dell’urgente necessità di contenere al massimo le emissioni di CO₂, per cui il costo della produzione termoelettrica andrà valutato includendo il costo degli impianti necessari per la cattura della CO₂ prodotta dai turbogas.

La soluzione dell’accumulo stagionale basato su P2G2P

Ma anche con la CCS, l’uso del gas naturale continuerebbe ad essere un elemento di dipendenza dalle importazioni di fossili, che sarebbe opportuno rimuovere. Questo sarebbe possibile solo se si riuscisse a sostituire il GN con un gas di origine non fossile.

Una soluzione che consentirebbe di utilizzare le attuali infrastrutture del gas è quella del ricorso al metano di sintesi, da produrre sfruttando il surplus estivo delle FER. Si realizzerebbe così un sistema di accumulo stagionale con cui trasferire l’eccesso di produzione FV estiva al periodo invernale, che si è visto essere quello in cui si manifesta in maggior bisogno di energia integrativa di tipo programmabile.

A tal proposito va ricordato che il fabbisogno di energia integrativa delle FER nel periodo invernale ammonta a circa 50 TWh, un valore dieci volte maggiore a quello di tutti i bacini idroelettrici italiani. L’unico serbatoio in grado di stoccare questa energia è l’insieme dei giacimenti esausti di gas naturale distribuiti lungo la penisola. Questi depositi geologici sono in grado di stoccare nel loro insieme fino a 200 TWh di energia chimica, se riempiti con gas metano. Utilizzando l’idrogeno, ammesso che sia possibile superare i grossi problemi di stoccaggio geologico di questo gas, la capienza di questi depositi a parità di pressione si ridurrebbe a meno di un terzo.

L’adozione di un sistema di accumulo stagionale basato sul P2G2P renderebbe finalmente possibile un sistema elettrico 100% FER, in cui il gas continuerebbe a svolgere un ruolo chiave per la copertura degli ultimi 10-15 punti percentuali di fabbisogno.

La seguente figura mostra, facendo riferimento ai valori indicati nella Fig.48 del PNNS50, che con un 120% di sopracapacità FER si potrebbe in teoria produrre il metano necessario a coprire il 7% residuo di fabbisogno, sfruttando quel 26% di produzione FER che andrebbe altrimenti scartata. A tale scopo sarebbe sufficiente che il sistema P2G2P avesse un rendimento di ciclo del 27%.

In fondo a pag.48 del PSSE50, TERNA accenna proprio a questa possibilità, mettendo però in risalto che a causa della doppia conversione energetica la sua efficienza energetica sarebbe limitata al 20-40%, come rappresentato graficamente anche in Fig.43.

Inoltre, all’inizio di pag.49, TERNA aggiunge: “Allo stato attuale della conoscenza sembra difficile ipotizzare che tali tecnologie possano diventare economicamente competitive rispetto alle alternative disponibili per l’accumulo elettrico, considerando la forte penalizzazione sul rendimento di ciclo: una volta trasformato l’elettrone in energia chimica o termica, il suo “ritorno” alla forma più nobile (energia elettrica) paga inevitabilmente il costo di conversione implicito nel secondo principio della termodinamica.”

La conclusione, al momento negativa. è però interlocutoria e lega la praticabilità della soluzione P2G2P al solo valore conseguibile del rendimento di ciclo. A questo proposito va innanzitutto notato che la forchetta 20-40%, che già ora TERNA ritiene essere alla portata di un eventuale sistema P2G2P, include il valore del 27% che sarebbe sufficiente a chiudere in cerchio secondo quanto mostrato nella figura precedente.

Va poi aggiunto che l’Helmholtz Institute, il più prestigioso centro di ricerca tedesco, ha studiato per la Germania un sistema di accumulo stagionale del surplus di produzione solare estiva sotto forma di SNG, ovvero metano di sintesi, rappresentato schematicamente nella seguente figura.

Il sistema si basa su un sistema di accumulo stagionale alternato di CO₂ e CH₄ simile a quello ipotizzato per l’Italia negli studi Scetur1 e Scetur2, con la sola differenza che si considera l’adozione di turbogas a ciclo Allam, in cui si utilizza come fluido motore della CO₂ supercritica. Secondo gli autori dello studio, ciò consentirebbe di raggiungere un rendimento di ciclo del 50%! Un valore quasi doppio di quello necessario per coprire l’intero fabbisogno annuale di elettricità con un sovradimensionamento della produzione teorica da FER del 20%.

Conclusioni

In questo articolo è stato  mostrato innanzitutto come FER e nucleare interferiscano tra loro, con la conseguenza che la quota di fabbisogno copribile da nucleare cala linearmente al crescere della penetrazione FER. La conseguenza, come mostrato dal citato studio del CEA francese, è che oltre un livello di penetrazione FER di circa il 65% non c’è più spazio per un nucleare di qualsivoglia tecnologia.

Dato che resta l’impossibilità di andare con le sole FER+BESS oltre un 85-90% di copertura del fabbisogno elettrico italiano, risulta necessaria un’integrazione basata su impianti turbogas, i quali, grazie del minor costo capitale, possono essere eserciti per una frazione delle ore dell’anno- Queste ore possono essere quindi concentrate nei mesi invernali, periodo in cui si registra, alle nostre latitudini, il maggior disavanzo tra la produzione FER e la domanda di elettricità. Disavanzo che tenderà ad accentuarsi con la diffusione, ad esempio, delle pompe di calore.

L’adozione di un accumulo stagionale basato su un ciclo P2G2P che utilizza metano di sintesi, come quello proposto dall’Helmholtz Institute tedesco o descritto negli studi Scetur1 e Scetur2, consentirebbe sia di recuperare gran parte del surplus prodotto dal FV in estate, sia di integrare la produzione FER invernale, rendendo possibile il raggiungimento dei due principali obbiettivi della transizione energetica: l’abbattimento delle emissioni di CO₂ e l’uscita dalla dipendenza  dall’importazione di fossili, nel caso specifico di gas naturale.

Dato che per ora (dati TERNA 2024) la quota di energia elettrica prodotta da centrali alimentate a gas naturale supera il 40%, c’è ancora un lungo percorso da fare per abbassare questa quota tramite l’estensione della produzione FER accompagnata da un adeguato sviluppo dell’accumulo elettrochimico.

Ciò richiederà almeno uno o due decenni. Va valutato se in questo arco di tempo sia più opportuno per il sistema Italia reintrodurre la produzione elettronucleare, che comunque non sarebbe sufficiente a compensare le carenze delle FER e avrebbe bisogno a sua volta di una consistente integrazione turbogas, oppure concentrare le risorse su quest’ultima fonte, trovando il modo di realizzare un sistema P2G2P con un rendimento di ciclo tale da rendere conveniente, rispetto ad altre alternative, l’accumulo stagionale del surplus estivo sottoforma di metano di sintesi.

Comunque sia, questo è il momento di esplorare fino in fondo tutte le opzioni disponibili per portare a termine entro il 2050 la completa decarbonizzazione del sistema elettrico italiano, compresa quella dell’accumulo stagionale mediante P2G2P.

Riferimenti

PSSE50 – TERNA, “Prospettive di Sviluppo del Sistema Energetico 2050 – Copertura della domanda elettrica”, ottobre 2025, https://download.terna.it/terna/Terna_Prospettive_Sviluppo_Sistema_Energetico_2050_Copertura_domanda_elettrica_8de15802728e7d1.pdf

PNIEC 2024 – MASE, “Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, giugno 2024, https://www.mase.gov.it/sites/default/files/PNIEC_2024_revfin_01072024.pdf

PNNS- GdL1 – Rapporto finale del Gruppo di Lavoro 1 della PNNS, “Contesto, scenari e prospettive”, 2025, https://www.mase.gov.it/sites/default/files/Archivio_Energia/energia_nucleare/rapporto_finale_gdl_1.pdf

Scetur-PNIEC24 – “Studio ScETuR degli scenari al 2050 con e senza nucleare inclusi nel PNIEC 2024”, gennaio 2025, https://zenodo.org/records/10522889

CEA – “Nuclear power fleet replacement: an opportunity for the French energy mix?”, Camille Cany(CEA) et al., September 20-24, 2015 – Paris (France), https://hal.science/hal-01264242/document

IEA – “Projected Costs of Generating Electricity 2020”, December 2020,https://www.iea.org/reports/projected-costs-of-generating-electricity-2020

Scetur1 – “Verso un sistema energetico italiano basato sulle fonti rinnovabili – Prima Parte”, aprile 2023, https://zenodo.org/records/10522889

Scetur2 – “Verso un sistema energetico nazionale basato sulle fonti rinnovabili – Seconda Parte”, giugno 2024, https://zenodo.org/records/12542798

Helmholtz Institute – Stefan Fogel et al., “SNG based energy storage systems with subsurface CO₂ storage”,23 maggio 2022, https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2022/ya/d1ya00035g