La sera del 3 aprile, come annunciato poche ore prima dal ministro durante il suo intervento al convegno “Transizione energetica e l’industria del nucleare”, il MASE ha diffuso i rapporti conclusivi dei sette Gruppi di Lavoro della Piattaforma Nazionale per il Nucleare Sostenibile (PNNS).
Nella pagina del sito internet del MASE che annuncia l’uscita dei sette rapporti, si ricorda che la PNNS “ha avviato i lavori a fine dicembre 2023 e ha concluso le proprie attività a ottobre 2024, con la finalizzazione dei rapporti conclusivi dei sette Gruppi di Lavoro (di seguito, “GdL”), sotto riportati.” Più avanti viene ribadito che “I sette rapporti conclusivi, sotto allegati, si configurano come risultati dei singoli gruppi di lavoro, e sono aggiornati a ottobre 2024, data di chiusura dei lavori della PNNS.”
Si rileva quindi un ritardo di quasi sei mesi tra la finalizzazione dei rapporti e la loro pubblicazione. Un simile ritardo, dovuto alla semplice pubblicazione di alcuni rapporti già finalizzati, non rassicura sul rispetto delle tempistiche previste per la realizzazione di impianti complessi e innovativi, come quelli auspicati dalla PNNS.
Dei sette rapporti PNNS, quello più rilevante per i temi trattati in questo sito è il primo, redatto dal Gruppo di Lavoro 1 (GdL1), composto da esperti incaricati di analizzare il “Contesto, scenari e prospettive” di un possibile ritorno alla produzione elettronucleare in Italia. Il documento, privo di allegati, si compone di 71 pagine, di cui solo quelle del Capitolo 4, intitolato “Elaborazione di proposte”, offrono dettagli sui due scenari al 2050 presi in esame: uno con e uno senza nucleare. Complessivamente, si tratta di 5 pagine, lo stesso numero che il PNIEC 2024 aveva dedicato all’argomento. In sostanza, il rapporto del GdL1 fornisce informazioni simili a quelle già anticipate nel PNIEC, con pochi ulteriori dettagli. Vediamo quali sono le novità.
Limiti del modello TIMES_RSE e verifica sTMSIM
Innanzitutto, vengono chiariti i limiti del modello utilizzato per ricavare i mix energetici riportati nel PNIEC, dichiarando che: “Il modello del sistema energetico nazionale “TIMES_RSE”, per la sua complessità e per l’onere computazionale che gli sarebbe richiesto, non è in grado di modellare il sistema elettrico con tutti i dettagli temporali (dispacciamento a livello orario), spaziali (vincoli di rete) e tecnici (minimi tecnici, vincoli di accensione/spegnimento e di rampa degli impianti di generazione) necessari ad individuare eventuali criticità.”
Alla luce di questa ammissione, ci si chiede che valore possa avere l’affermazione cardine dell’interro documento, riportata con enfasi anche nel PNIEC 2024, secondo cui “il modello del sistema energetico nazionale “TIMES_RSE” trova conveniente ricorrere al nucleare, riducendo in parte la necessità di ricorrere alla generazione sia a gas che a bioenergie dotata di CCS“. E’ noto infatti, come riportato ad esempio in un recente articolo dell’università di Groeningen, che l’utilizzo di modelli di ottimizzazione a lungo termine di sistemi energetici, categoria a cui appartiene il TIMES, può comportare errori del 12-17% nella stima degli investimenti necessari per fornire un’adeguata flessibilità di generazione.
Un modo per ovviare a questo limite del modello TIMES consiste nell’accoppiarlo a un modello di bilancio orario che copra un intero anno (8760 ore), iterando fra i due modelli. Tuttavia questo espediente non sembra essere stato adottato per le analisi riportate nel PNIEC, dove a pag.94 si legge: “Inoltre, le analisi sono state arricchite utilizzando un ulteriore modello specifico per il settore elettrico, mediante il quale è stata effettuata una simulazione del sistema focalizzata sull’anno 2050, partendo dai risultati del modello energetico “TIMES_RSE” relativi a domanda e offerta di energia elettrica, anche in questo caso mettendo a confronto gli scenari “Con nucleare” e “Senza nucleare”.“
Sembrerebbe quindi che per ciscuno dei due scenari sia stata effettuata una sola simulazione partendo dai risultati finali ottenuti con il TIMES_RSE, quindi senza effettuare alcuna iterazione per correggere gli errori intrinseci a questo modello e che l’ulteriore modello, citato nel PNIEC, ma senza specificarne il nome, sia stato utilizzato solo a posteriori per verificare la copertura oraria della domanda.
Nel rapporto GdL1 viene finalmente rivelato il nome di questo secondo modello, rivelando che si tratta di “un modello specifico del sistema elettrico (nel caso il modello “sMTSIM” di RSE) mediante il quale effettuare una simulazione del sistema focalizzata sull’anno 2050, partendo dai risultati del modello energetico “TIMES_RSE” relativi a domanda e offerta di energia elettrica, anche in questo caso mettendo a confronto gli scenari “Con nucleare” e “Senza nucleare”. “
Quindi, il modello sTMSIM è quello utilizzato per verificare la copertura del fabbisogno energetico per tutte le 8760 ore del 2050, svolgendo così un ruolo analogo a quello del codice ScETuR. Va tenuto presente che quest’ultimo codice è lo stesso utilizzato nello studio Scetur1, indicato come studio CNR a pag.54 del rapporto GdL1 ed elencato in bibliografia come riferimento [171].
Tornando al modello sTMSIM, si osserva, purtroppo, che nel rapporto GdL1 sono presenti pochissime informazioni sui risultati della sua applicazione agli scenari considerati.
L'”energia non fornita”
L’informazione più importante si riferisce all'”energia non fornita”, quella che negli studi Scetur viene definita “mancanza”. Nel rapporto GdL1, questa informazione è riportata con le seguenti parole: “Riguardo all’energia non fornita, gli scenari non mostrano rilevanti criticità, avendo ipotizzato di poter sfruttare nelle relativamente poche ore più critiche la capacità di importazione dall’estero, assunta mediamente pari a circa 14 GW, secondo dati forniti da TERNA.”
Il modello sTMSIM rileva quindi carenze di fornitura in entrambi gli scenari, che si pensa di coprire con importazioni dall’estero, contando su una capacità di trasporto delle linee elettriche transfrontaliere di circa 14 GW. Tuttavia, non vengono forniti dettagli sul valore complessivo dell’energia mancante né sulla distribuzione temporale delle ore più critiche, informazioni fondamentali per valutare l’entità di queste problematiche.
A questo scopo si potrebbe tener conto di quanto emerso nello studio Scetur-PNIEC24. Come già mostrato nei grafici inseriti nell’articolo precedente, secondo le simulazioni eseguite con ScETuR le ore di mancanza riguarderebbero quasi tutti i giorni feriali da metà novembre a tutto febbraio. Inoltre, come mostrato dalle Curve di Durata (CdD) del seguente grafico, esse ammonterebbero a circa 1500, un sesto delle ore totali dell’anno. Va anche detto, che i grafici mostrati in questo e nel precedente articolo si riferiscono allo scenario “con nucleare”, ma quelli dello scenario “senza nucleare” non sono molto diversi.
In termini di potenza, nelle ore antelucane e serali si registrerebbero picchi di mancanza che possono superare i 60 GW, un valore troppo elevato per essere compensato immediatamente attraverso importazioni, dato che la prevista capacità delle linee transfrontaliere, come detto nel rapporto GdL1, sarà di circa 14 GW.
Il seguente grafico cartesiano mostra, in funzione dell’ora dell’anno, i valori della potenza oraria mancante (in grigio). Quest’ultima deriva dal deficit secondario (in azzurro), cioè quello che resta dopo l’intervento del Sistema di Accumulo Giornaliero (SAG), ridotto ulteriormente grazie al contributo della produzione termoelettrica convenzionale (TE).
Come mostrato dalla relativa curva cumulativa (in rosso), si è ipotizzato che la produzione TE ammonti a 6,1 TWh, valore ottenuto dalla somma di due delle componenti previste nel mix produttivo: i 4,0 TWh della voce “GN con CCS” e i 2,1 TWh di “GN + altre fossili”. Quest’ultimo valore è stato calcolato per differenza a partire da quelli indicati nella Fig.8 del PNIEC, la quale coincide con la Fig.18 del rapporto GdL1.
Le altre due curve cumulative mostrano che il contributo della produzione TE consente di abbassare solo marginalmente il deficit annuo di 45,1 TWh (curva blu), portandolo al valore finale di 39,0 TWh (curva grigia). Questo valore resta comunque significativamente superiore ai 17,7 TWh previsti per l’import al 2050, secondo il rapporto GdL1, import da cui, sempre secondo lo stesso documento, bisognerebbe attingere per superare i periodi di carenza di copertura, concentrati nei quattro mesi meno soleggiati dell’anno. Rimane però incerto se l’energia importata necessaria per superare le ore critiche sia da considerarsi aggiuntiva rispetto ai 17,7 TWh indicati nel GdL1, poiché questo dettaglio non viene chiarito nel documento.
Le poche informazioni contenute nel rapporto GdL1 non consentono di spiegare le ragioni di questa significativa discrepanza rispetto ai risultati dello studio Scetur-PNIEC24. Sarebbe necessario analizzare i rapporti di calcolo relativi alle analisi sTMSIM, ma tali documenti non sono stati inclusi nel rapporto GdL1.
Va inoltre tenuto presente che in un Europa finalmente convertita al NetZero, quando le principali fonti energetiche primarie saranno il solare ed l’eolico, i mesi invernali saranno critici per tutti i Paesi europei. Pertanto, anche qualora i Paesi confinanti avessero in quei mesi abbastanza surplus da esportare in Italia, il costo dell’elettricità importata in quel periodo comporterebbe ingenti esborsi finanziari. Sarebbe stato quindi opportuno riportare nel rapporto GdL1 il valore complessivo annuale dell’energia da importare per coprire il deficit invernale, indicando i due valori specifici per lo scenario “con nucleare” e per quello “senza nucleare”, in modo da poter quantificare il diverso esborso relativo a questa voce..
In base ai risultati ScETuR c’è infatti da attendersi che l’ammanco dello scenario “con nucleare” sia sensibilmente maggiore di quello dello scenario “senza nucleare”, dato che per quest’ultimo la produzione TE prevista nel mix produttivo è decisamente maggiore: 13,8 TWh contro i 6,1 TWh dello scenario “con nucleare”. E’ quindi possibile che l’esborso per comensare il deficit invernale di quest’ultimo scenario, sia superiore a quello richiesto per lo scenario “senza nucleare”.
L'”overgeneration“
Il secondo risultato della verifica con sTMSIM svelato nel rapporto GdL1 riguarda l'”overgeneration“, che nei risultati ScETuR viene definito “scarto”, ovvero quella parte di capacità produttiva che non può essere immessa in rete perchè non assorbibile dai sistemi connessi alla rete stessa. Su questo aspetto il rapporto GdL1 riferisce:
“Riguardo all’overgeneration, le simulazioni del sistema elettrico mostrano:
- per lo scenario “Senza nucleare”, overgeneration superiori di 3,67 TWh rispetto a quelle stimate dal modello energetico;
- per lo scenario “Con nucleare”, overgeneration inferiori di 2,41 TWh rispetto a quelle stimate dal modello energetico.”
Anche in questo caso le informazioni fornite rilustano del tutto insufficienti. Non si capisce il motivo pe cui vengano dati solo i valori degli scostamenti rispetto a quanto stimato con il modello energetico, cioè con TIMES_RSE, senza fornire anche i relativi valori assoluti. Nelle simulazioni descritte in Scetur-PNIEC24, gli scarti, come mostrato nella seguente tabella, ammonterebbero a ben 57,9 TWh per lo scenario “con nucleare” e a 54,5 TWh per quello “senza nucleare”.
Anche in questo caso, la pubblicazione dei rapporti di calcolo delle verifiche effettuate con sTMSIM avrebbe permesso di conoscere l’ammontare complessivo dell'”overgeneration” e di comprendere le ragioni di eventuali discrepanze rispetto agli scarti calcolati con ScETuR.
Conclusione
In conclusione, si constata con grande delusione che il rapporto del GdL1 non fa alcuna luce sui metodi, i dati e le assunzioni utilizzati per effettuare le analisi degli scenari al 2050 inclusi nel PNIEC 2024. I pochi risultati riportati risultano del tutto insufficienti e inadeguati per valutare se i due mix energetici, con e senza nucleare, siano realmente capaci di soddisfare la domanda di energia in tutte le 8760 ore dell’anno.
Le informazioni omesse sono così numerose da rendere difficile un elenco completo. Ad esempio, nella Fig. 18 del rapporto GdL1 non è presente il dato relativo alla produzione attesa dall’energia eolica, una fonte che nel futuro mix energetico sarà seconda soltanto al solare. Nel mix energetico è riportata un’unica voce generica, “Altre FER”, che probabilmente raggruppa l’eolico insieme ad altre fonti rilevanti come l’idroelettrico e il geotermico.
Nel rapporto GdL1 non vengono riportati fatti essenziali per valutare la consistenza degli impianti nei due scenari considerati, come le potenze installate delle diverse fonti energetiche (con la sola eccezione del nucleare), la potenza e la capacità complessiva delle batterie, la potenza degli elettrolizzatori per il consistente P2X previsto nel PNIEC e la capacità dei serbatoi indispensabili per distribuire lungo l’anno la produzione di idrogeno, che sarà inevitabilmente concentrata nei mesi estivi. Inoltre, non vengono forniti i profili orari della domanda e delle fonti di energia elettrica necessarie a soddisfarla.
L’assenza di informazioni dettagliate sulle analisi di scenario rappresenta un grave problema di trasparenza, considerando che il PNIEC è l’unico documento tecnico-strategico di riferimento a supporto del disegno di legge delega sul nucleare sostenibile, già depositato in Parlamento e in attesa di discussione alla Camera.
A tal proposito, si richiama quanto riportato nella relazione illustrativa che accompagna il disegno di legge:
“Secondo le ipotesi di scenario inserite del PNIEC, un mix equilibrato di rinnovabili, nucleare e gas (con quest’ultimo che deve essere dotato di sistemi di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica per ridurne le emissioni, la cosiddetta CCS – Carbon Capture and Storage) può consentire di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2050, in particolare con una quota ottimale di produzione da fonte nucleare che copre tra l’11% e il 22% della richiesta di energia elettrica (ovvero tra gli 8 e i 16 GW di capacità nucleare installata).”
Ci si domanda come sia possibile avviare un dibattito approfondito e consapevole, sia nelle sedi parlamentari che nella pubblica opinione, sulla base dei pochissimi dati presenti nel rapporto GsL1 inerenti i due scenari messi a confronto.
Dato che una corretta e completa informazione dei cittadini sulle motivazioni tecnico-scientifiche relative alle scelte strategiche per la transizione energetica, come ad esempio l’eventuale ritorno alla produzione elettronucleare in Italia, rappresenta uno degli obiettivi fondamentali del PNNS e uno scopo prioritario del GdL7, sarebbe particolarmente opportuno e urgente che questo impegno venga adempiuto pubblicando al più presto i rapporti di calcolo delle analisi degli scenari, con e senza nucleare, effettuati mediante i modelli TIMES_RSE e sTMSIM.
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