Scetur2

Titolo breve: Scetur2

Titolo: Verso un sistema energetico italiano basato sulle fonti rinnovabili – Seconda parte: scenari con ridistribuzione temporale e taglio della domanda

Data pubblicazione: giugno 2024

Autori: S. Tiribuzi, P. Cambi, L. Celi, L. Pardi, M. Rossi

Pagine: 140

Questo terzo rapporto Scetur costutuisce la seconda parte dello studio sulla transizione energetica al Net Zero iniziata con Scetur1. Nella prima parte, di carattere introduttivo e focalizzata principalmente sull’analisi delle principali sfide legate al passaggio a un sistema energetico completamente rinnovabile, gli interventi progressivamente inseriti nei vari scenari simulati riguardavano il lato della produzione, mantenendo invariato il profilo della domanda a quello determinato dalle abitudini attuali. Nel secondo studio, invece, l’attenzione si sposta su quest’ultimo aspetto, ipotizzando che la distribuzione temporale della domanda possa essere riorganizzata. Questa rimodulazione si propone di concentrare la domanda energetica nelle ore del giorno e nei periodi dell’anno in cui la disponibilità di energia fotovoltaica è maggiore.

Va ricordato che lo scenario 6 di Scetur1 mostrava l’impossibilità di coprire i 700 TWh di fabbisogno elettrico (valore stimato nell’ipotesi ideale di completa elettrificazione di tutti i fabbisogni energetici) ricorrendo soltanto all’energia primaria prodotta da acqua, sole e vento. Infatti , nonostante il sovradimensionamento del 50% della capacità produttiva rispetto al fabbisogno totale, la disponibilità di un consistente accumulo giornaliero (pompaggi idroelettrici più batterie) pari a 6 ore di autosufficienza e di un complesso accumulo stagionale basato sullo stoccaggio geologico di metano sintetico, i risultati del calcolo evidenziavano un ammanco residuo di ben 56 TWh concentrati nei mesi invernali. Lo scenario 7 di Scetur2 mostrava come, a parità di sovradimensionamento produttivo, accumuli e profilo di domanda, sarebbe stato possibile soddisfare il fabbisogno elettrico solo dimezzando l’ammontare annuale a 350 TWh.

Nelle conclusioni di Scetur1 si tratteggiava quello che sarebbe stato l’oggetto di Scetur2: “La strategia per raggiungere un vero e proprio progetto di transizione prevede ancora molto lavoro. Si deve partire necessariamente dallo studio della modifica della domanda in modo che possa meglio adeguarsi al profilo di produzione da rinnovabili minimizzando gli ammanchi osservati negli scenari di questo lavoro.”

Scetur2 presenta i risultati delle analisi ScETuR relative a sei scenari, suddivisi in due categorie: quattro analitici e due applicativi.

I quattro scenari analitici mirano a valutare l’efficacia delle ridistribuzioni temporali del carico, al fine di migliorare la copertura del fabbisogno elettrico. L’analisi considera la ridistribuzione sia dei profili giornalieri sia di quelli annuali, singolarmente o in combinazione. Gli scenari sono:

Scenario B (scenario di Base) – serve a stabilire un nuovo punto di riferimento per valutare l’efficacia delle diverse redistribuzioni temporali della domanda. Lo scenario rappresenta una ripetizione dello Scenario 6 di Scetur1, aggiornato in base agli sviluppi del codice e includendo un’ulteriore ipotesi sui limiti della profondità di scarica delle batterie di accumulo. Queste modifiche determinano un incremento dell’ammanco annuale, che passa da 56 a 70 TWh.

Scenario G (ridistribuzione Giornaliera) – in cui si ipotizza di trasferire il 20% del consumo notturno verso le ore diurne;

Scenario A (ridistribuzione Annuale) – in cui si ipotizza di trasferire il 10% del consumo invernale verso imesi estivi;

Scenario C (ridistribuzione Combinata giornaliera ed annuale) – in cui si valuta l’effetto combinato delle precedenti due ridistribuzioni temporali.

Negli scenari G, A e C le ridistribuzioni influiscono allo stesso modo su tutte e 4 le componenti della domanda elettrica che, nel loro insieme, compongono il profilo orario della richiesta. Queste componenti includono: la parte già elettrica, quella che sostituisce il gas per le abitazioni, quella che sostituisce il gas per l’industria e, infine, quella che sostituisce i prodotti petroliferi nel settore dei trasporti.

I risultati mostrano un calo solo parziale dell’ammanco annuale, che negli scenari G, A e C si riduce rispettivamente a 48, 54 e 30 TWh.

Il secondo gruppo di scenari ha lo scopo di valutare se delle ridistribuzioni temporali più mirate, ovvero differenziate per le varie componenti della domanda, e più incisive possono finalmente condurre ad una completa copertura dei 700 TWh di fabbisogno elettrico totale stimato in Scetur1.

Per raggiungere questo obbiettivo, come dimostrano i risultati dello Scenario S (ridistribuzione Spinta), occorre incrementare in modo esagerato le percentuali di trasferimento dei carichi dalla notte al giorno e quelle relative al trasferimento dall’inverno all’estate.

Mantenendo invece le percentuali di trasferimento ai valori, già alti ma forse ancora raggiungibili, è necessario apportare anche dei tagli alle stime del fabbisogno annuale delle varie componenti della domanda, come mostrato nello Scenario T (ridistribuzione con Tagli), in cui la domanda annua totalmente soddisfabile scende da 700 a 550 TWh.

In definitiva, come meglio spiegato nelle conclusioni di Scetur2, per soddisfare la domanda elettrica in tutte le ore dell’anno è necessario ridurre il fabbisogno annuo rispetto alla stima dei 700 TWh, necessari per una completa elettrificazione degli attuali bisogni energetici italiani. Questo risulta evidente dai risultati dello Scenario 7 di Scetur1 (max. 350 TWh) e dello Scenario T di Scetur2 (max. 550 TWh). In alternativa, si dovrebbe ricorrere ad una marcata redistribuzione temporale degli usi finali elettrici, come suggerito dallo Scenario S di Scetur2.

Queste costrizioni dipendono esclusivamente dallo sbilanciamento tra disponibilità e domanda di energia che si verifica inevitabilmente in inverno alle latitudini italiane. Diventa pertando cruciale la pianificazione di un sistema di accumulo stagionale che consenta di compensare questo sbilanciamento. Un sistema basato sull’accumulo di elettrometano, sintetizzato a partire all’idrogeno prodotto dal surplus fotovoltaico estivo e dalla CO2 catturata in inverno dall’esercizio di centrali turbogas, sembrerebbe, allo stato attuale delle opzioni tecnologiche disponibili, l’unica strada per riuscire a stoccare le decine di TWh necessarie per superare il periodo invernale.

Sviluppi futuri: il ciclo Allam

Qui sopra sono state esposte le difficoltà, per un sistema elettrico italiano alimentato al 100% da fonti rinnovabili, a coprire l’intero fabbisogno elettrico italiano, nonostante gli scenari analizzati in Scetur1 e 2 tenessero già conto del contributo di un sistema di accumulo stagionale basato sul metano sintetico, secondo lo schema P2M2P+CCR descritto in Scetur1. Queste difficoltà dipendono soprattutto dalla limitata capacità di stoccaggio ipotizzata per questo sistema e tenuta costante a 30 TWh di elettricità netta fruibile per gli usi finali. Questo accumulo è troppo basso se rapportato ai 700 TWh necessari per una ipotetica elettrificazione al 100% degli usi finali, ma anche per i 500 TWh che i piani nazionali, ad esempio il PNIEC, ipotizza come fabbisogno elettrico al 2050. Le analisi Scetur hanno infatti messo in evidenza come un mix produttivo di sole rinnovabili a larga prevalenza della componente fotovoltaica, come deve essere necessariamente quello italiano, richieda un accumulo invernale di almeno il 10% del fabbisogno totale annuo.

Occorre quindi incrementare la riserva invernale di elettricità derivabile dallo stoccaggio di metano sintetico. Due sono le possibilità: aumento del volume di metano sintetico stoccato e aumento del rendimento del ciclo di accumulo. Negli studi Scetur si è supposto che gli attuali siti di stoccaggio del gas naturale importato fossero suddivisi tra metano sintetico e CO2. Destinare invece allo stoccaggio di quest’ultimo dei nuovi depositi geologici raddoppierebbe pertanto la capacità di stoccare metano sintetico per l’inverno.

Per quanto riguarda l’aumento della resa di ciclo una promettente opportunità è offerta dall’impiego di turbogas di tecnologia innovativa che adottano il ciclo termodinamico Allam basato sulla circolazione di CO2 supercritica. Questa tecnologia consente di separare molto più facilmente, quindi con un minore costo energetico, la CO2 dai fumi di combustione.

Secondo uno studio del prestigioso centro di ricerca tedesco Helmholtz, pubblicato a maggio 2022, che propone un sistema di accumulo stagionale analogo allo schema P2M2P+CCR descritto in Scetur1, l’adozione di turbine a ciclo Allam consentirebbe di ottenere una resa complessiva del ciclo di accumulo stagionale del 50%, un valore decisamente maggiore del 20% prudenzialmente assunto nelle simulazioni Scetur,che si basano sulle tecnologie attuali di turbogas e dei relativi sistemi di cattura della CO2 dai fumi.

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