Il sogno del 100%

Il sogno del 100%

Affermazioni straordinarie richiedono prove straordinarie.

È ciò che pensiamo ogni volta che qualcuno rilancia, con grande enfasi mediatica, l’obiettivo del “100% rinnovabili”. Obiettivo ambizioso, certamente per molti auspicabile, ma che per ora si scontra con la realtà dei fatti e con incontestabili limitazioni tecnologiche ed economiche. Limitazioni spesso sottaciute o liquidate con eccessiva disinvoltura.
Di fronte ad annunci di traguardi così eclatanti, ci piacerebbe che giornalisti e commentatori, invece che lasciarsi andare a facili applausi, stimolassero i lettori ad un approccio – se non scettico – almeno un po’ più critico e attento. Se possibile inoltre, evitando di eccedere in indulgenti semplificazioni, che spesso finiscono per trasformarsi in fastidiose inesattezze. Un esempio tra tutti: l’annuncio de Il Sole 24 Ore, che lo scorso 26 aprile titolava <<Elettricità 100% rinnovabile? Si può fare in 20 anni, lo dicono anche Shell e Bhp>>, non lascerebbe spazio a dubbi.  Sembrerebbe una tesi avallata perfino dai rappresentanti delle lobbies petrolifere! Peccato che il link inglese citato a sostegno della tesi rimandi a sua volta ad un comunicato stampa – quello che la stragrande maggioranza dei lettori non andrà mai a consultare, fidandosi della fedele traduzione del giornalista – nel quale il traguardo fissato dall’Energy Transitions Commission per il 2040 è un più generico 80-90% di energie rinnovabili, sul totale dei consumi elettrici.
Ci si perdoni lo scrupoloso puntiglio, ma è sul rimanente 10-20% che si gioca la sfida, e sul quale meriterebbe fare le pulci. Dopotutto, i numeri sono numeri e le parole hanno un loro preciso significato, a meno che non si voglia confondere il lettore, lasciando intendere che la decarbonizzazione dell’energia elettrica, questa sì raggiungibile al 100%, abbia come unico protagonista le energie rinnovabili. Esistono invero anche altre tecnologie a basse emissioni, oltre a meccanismi di cattura e sequestro della CO2, questi ultimi citati nello stesso studio di cui sopra.
A tutti preme un futuro “a basse emissioni”, ma non esistono bacchette magiche, e alla favola de “il Sole è gratis” e delle tecnologie “a zero emissioni” vogliamo sperare che ormai non creda più quasi nessuno.
Numeri e annunci, inoltre, andrebbero sempre debitamente contestualizzati, ricordandosi che non è mai una buona cosa confrontare pere con mele. Il caso della Costa Rica è spesso citato ad immaginifico esempio di virtuosità verde, grazie all’elettricità prodotta quasi interamente attraverso fonti rinnovabili (il dato del 2016 si è attestato al 98%).
Quali siano le numerose – se non insormontabili – difficoltà di esportare questo modello in Paesi completamente differenti per dimensione, densità demografica, economia e disponibilità di risorse naturali, al lettore non è quasi mai dato di sapere. Basta tuttavia dare un’occhiata ai numeri, per rendersi conto che solamente i Paesi e le regioni favoriti dall’elevata montuosità del territorio e da climi abbondantemente pluviali, possono permettersi di soddisfare larga parte del proprio fabbisogno attraverso l’energia idroelettrica.  Per la Costa Rica tale valore sfiora il 70%, di fronte al quale il contributo dello 0,03% del fotovoltaico può solamente impallidire.

E’ proprio come ci racconta Greenpeace? Per scoprirlo, consulta la Tabella 1.

E ad ogni modo, se è l’idroelettrico il modello a cui far riferimento, grazie al suo patentino di fonte non solo rinnovabile ma anche stabile e sostanzialmente immune ai capricci intermittenti di Sole e vento [1], non è certo necessario scomodare lontani ed esotici Paesi!  Per l’Europa vale l’esempio della Norvegia, con il 98% di elettricità prodotta da fonti rinnovabili, di cui l’idroelettrico rappresenta ben il 96% [2].
Anche alcune regioni italiane ottengono risultati simili: Valle d’Aosta e Trentino Alto-Adige, per esempio, hanno prodotto nel 2015 rispettivamente il 99% e 94% dell’elettricità con le energie rinnovabili, eccedendo in larga parte i loro fabbisogni e garantendo quindi un’esportazione netta verso altre regioni italiane un po’ più avide di elettricità e meno fortunate dal punto di vista della disponibilità di bacini idrici montuosi.

In Costa Rica il 100% dell’elettricità è rinnovabile, ma l’elettricità copre solo il 22,4% dei consumi finali. Del rimanente, il 59,5% è garantito dai prodotti petroliferi. ktep = migliaia di tonnellate equivalenti di petrolio. Fonte IEA.

Torniamo al caso della Costa Rica. Un aspetto che spesso viene omesso, relativamente al famoso obiettivo delle rinnovabili al 100%, è che esso si riferisce sempre soltanto al settore elettrico, che per il paese centroamericano equivale a poco più del 20% dei consumi energetici finali (Tabella 1). Del rimanente, a farla da padrone sono – guarda un po’ – i prodotti petroliferi, che incidono per quasi il 60% sui consumi finali, trainati dal settore dei trasporti in cui non c’è ombra di auto elettriche, a biocombustibili o a gas… il 100% dei veicoli in Costa Rica viaggia con la tradizionale benzina o con il gasolio.
Non proprio un modello da seguire, nemmeno per un Paese storicamente “gommato” come l’Italia, in cui le cose tutto sommato vanno un po’ meglio.

un terzo dei consumi elettrici californiani, nel 2015 è stato coperto con energia elettrica d’importazione. Fonte www.energy.ca.gov

Lasciamo la Costa Rica e spostiamoci negli Stati Uniti, precisamente in California dove alcuni giorni fa sono tuonate le dichiarazioni del governatore Brown, in polemica con i nuovi indirizzi di politica ambientale annunciati dal presidente Trump.
Nel commentare la notizia in un articolo pubblicato da La Stampa, il direttore scientifico di Kyoto Club, Gianni Silvestrini, ha elogiato il provvedimento proposto dal presidente del Senato Kevin de Leon, in cui si rilancerebbero i già ambiziosi piani energetici californiani, fissando l’obiettivo entro il 2040 del 100% di energia elettrica prodotta con le fonti rinnovabili.
La crescita del solare fotovoltaico in California è stata effettivamente impetuosa negli ultimi anni, raggiungendo nel 2016 un contributo pari al 13% della produzione, rispetto al 7,7% dell’anno precedente. Un <<record mondiale>>, dice Silvestrini, se non fosse che il fabbisogno di elettricità della California è superiore di quasi il 50% rispetto alla produzione (Tabella 2). Ciò significa che la rete californiana, nonostante l’escalation solare, continua in larga misura a non essere in grado di reggersi sulle proprie gambe, dovendo ricorrere a consistenti nonché crescenti importazioni dagli stati limitrofi, in particolare dall’Arizona, Stato a tipica trazione nucleare. Snocciolando le tabelle con i valori disaggregati per fonte, emergono molte informazioni interessanti, soprattutto considerando le velleità della California di vincere la sfida green della decarbonizzazione.
Se infatti è veritiero che le centrali a carbone contribuiscono in California per meno dell’1%, è altrettanto vero che l’incidenza del carbone pesa per quasi il 20% sull’elettricità importata. Di fatto, complessivamente è esattamente “come se” due centrali a carbone, un paio di centrali a gas e una centrale nucleare (per una potenza nominale complessiva di circa 5 GW) producessero elettricità fuori dai confini della California, ad uso esclusivo dei consumatori della West Coast: fonti baseload politicamente scomode, ma indispensabili per equilibrare una rete interna assoggettata alla variabilità intrinseca delle fonti rinnovabili aleatorie.
È infine evidente come il ruolo marginale di idroelettrico, geotermico e biomasse, uniche fonti rinnovabili effettivamente baseload, differenzi in maniera inequivocabile la situazione californiana da quella della Costa Rica. Sulla base di quali soluzioni tecniche si pensa di raggiungere il target del 100% da fonti rinnovabili entro il 2045, nonché il ben più vicino traguardo del 50% entro il 2025? Sono interrogativi che meriterebbero un approfondimento, vista la già menzionata crescente dipendenza energetica dai vicini di casa, nonché la frequente occorrenza di blackout, riguardo ai quali la California vanta un triste primato.
La soluzione, secondo Silvestrini, sarebbe a portata di mano, visto che la California si è posta l’obiettivo di realizzare da qui al 2020 un sistema di stoccaggio di ben 1325 MW.  Peccato che questa cifra, a fronte di un carico di rete che nelle ore di picco si aggira attorno ai 50 GW (50.000MW), non sarebbe certamente sufficiente a compensare le ipotetiche fluttuazioni delle fonti aleatorie rinnovabili, soprattutto qualora se ne volesse aumentare il peso relativo nel paniere energetico. Già oggi le installazioni fotovoltaiche ammontano a più di 18 GW di potenza nominale, ma se si volesse innalzare la quota al 50% del fabbisogno, la capacità installata dovrebbe come minimo quintuplicare: qual è la sostenibilità economica di un sistema di accumulo in grado di redistribuire in fasce orarie meno favorevoli gli eccessi di produzione di un parco fotovoltaico di potenza doppia rispetto al picco massimo giornaliero? Davvero si crede di poter fare a meno di impianti di backup alimentati da combustibili fossili, in grado di rimpiazzare sole e vento quando il tempo fa i capricci [3]? O di “riversare” sugli stati limitrofi l’energia prodotta in eccesso, chiedendola in cambio quando ce n’è bisogno (senza farsi troppi problemi sulla fonte di provenienza). O di privarsi di uno “zoccolo” di energia pulita, affidabile e a bassissime emissioni di CO2 come il nucleare?

California, produzione elettrica e fabbisogno a confronto. Fonte: U.S. Energy Information Administration, U.S. Electric System Operating Data. Elaborazione dati: EIA

Un aiuto certamente significativo può venire dalla riduzione dei consumi e dalle operazioni di efficientamento energetico. Non dobbiamo tuttavia dimenticare che se da una parte il fabbisogno energetico primario potrà effettivamente scendere, dall’altra la maggiore elettrificazione dei consumi, da tutti indicata come la via maestra per raggiungere i traguardi di decarbonizzazione, determinerà inevitabilmente un aumento della produzione di elettricità [4].  D’altronde, 4 milioni di nuove auto “a zero emissioni”, previste in California entro il 2030, da qualche parte dovranno pur ricaricare le loro batterie!

In conclusione: in questa breve disamina abbiamo cercato di evidenziare, ancora una volta, come non esistano soluzioni facili a problemi difficili e come sia diffusa la tendenza dei media e degli opinion maker a semplificare – se non addirittura a banalizzare – aspetti estremamente problematici legati alla sfida della decarbonizzazione dell’energia.
Una sfida alla quale è doveroso non sottrarci, ma che deve trovarci armati del giusto senso critico e della consapevolezza che credere ai venditori di illusioni forse è un lusso che ormai non possiamo più permetterci.

Note:

[1] L’idroelettrico da bacino (non quello da acqua fluente) garantisce nel breve periodo un certo livello di programmabilità della erogazione di energia elettrica. E’ inoltre un’ottima soluzione per l’accumulo, tramite i pompaggi, dell’eventuale elettricità prodotta in eccesso da altri impianti, che viene riconvertita in energia potenziale gravitazionale. Tuttavia, in termini di affidabilità l’idroelettrico non è propriamente classificabile come una fonte baseload, poiché le variabilità stagionali non programmabili possono in alcuni casi essere piuttosto marcate. A titolo d’esempio nel nostro Paese, al record di produzione idroelettrica del 2014 (58,5 TWh), è seguita nel 2015 un’annata decisamente deludente, con una contrazione addirittura del 22%. Non si è trattato di un caso isolato: nell’arco degli ultimi 15 anni, a fronte di una potenza idroelettrica che, seppur di poco, è costantemente aumentata passando da 16,8 a 18,5 GW, la produzione ha osservato un trend sempre altalenante, con un minimo nel 2007 di 32,8 TWh.

[2]  Secondo il Consiglio dei Regolatori Energetici Europei (CEER) che ha recentemente pubblicato lo Status Review of Renewables Support Scheme in Europe, la Norvegia è stata  nel 2014 e 2015 il Paese con il più basso livello di incentivazione delle energie rinnovabili (16,20 €/MWh, meno di un decimo rispetto all’Italia).

[3] Esemplare è il caso della centrale solare a concentrazione di Ivanpah, in cui l’impiego di gas come sistema di backup nell’arco degli ultimi due anni di attività è aumentato addirittura del 66%.  Bruciare gas per sostenere la produzione di energia solare non è proprio la strada migliore per centrare l’obiettivo del “100% rinnovabili”! Sulla centrale di Ivanpah avevamo già dedicato alcune righe qui.

[4] Alcuni esempi: a) I due scenari valutati dal World Energy Council prevedono per il 2050 un aumento rispettivamente del 123% e del 150% di fabbisogno elettrico mondiale rispetto al 2010; b) il Clean Energy Scenario dell’International Energy Agency considera un incremento della produzione di elettricità di almeno il 70% entro il 2040; c) in tutte le proiezioni elaborate nell’Energy Roadmap 2050 dell’Unione Europea, la quota di energia elettrica sui consumi finali europei è destinata a raddoppiare rispetto ai valori del 2005.

Fonti principali consultate:

http://www.energy.ca.gov/almanac/

https://www.nei.org/Issues-Policy/Protecting-the-Environment/Life-Cycle-Emissions-Analyses

https://www.iea.org/statistics/
https://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistatistici.aspx

https://www.worldenergy.org/publications/2013/world-energy-scenarios-composing-energy-futures-to-2050/

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/weo-2016-special-report-energy-and-air-pollution.html

https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/2050-energy-strategy

http://www.ceer.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/CEER_PAPERS/Electricity

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Energiewende dove vai?

[…se il nucleare non ce l’hai]

Fig. 1 Energiewende, il “quadro della situazione”
Fig. 1 Energiewende, il “quadro della situazione”

Le Elezioni Federali previste per quest’anno in Germania sono molto attese, non solo dal popolo tedesco. La data deve ancora essere stabilita; è probabile venga scelta una domenica tra fine estate ed inizio autunno. Viene da pensare ai ben noti versi “Si sta come / d’autunno / sugli alberi / le foglie”. Vale a dire che alcuni segnali, seppur deboli, danno la Energiewende candidata ad una sostanziale revisione. Altri segnali piuttosto forti la ritraggono in grave crisi d’identità. Questi ultimi sono stati oggetto di una nostra lunga dissertazione. Riassumiamo brevemente qui di seguito i punti salienti delle precedenti puntate:

  1. l’utilizzo di carbone fossile e lignite nel settore elettrico non solo non è drasticamente diminuito nonostante la crescita senza precedenti delle FER (Fonti di Energia Rinnovabili), ma dopo la decisione di “uscire dal nucleare” è in ripresa;

  2. le emissioni di gas-serra della Germania sono tra le più alte nei Paesi OCSE e le più alte in assoluto tra i Paesi UE;

  3. la bolletta elettrica tedesca è la più alta in Eurolandia.

Nel frattempo le cose non sono migliorate.

L’inverno del nostro scontento

Il produttore russo di gas Gazprom ci informa che le sue esportazioni verso la Germania hanno raggiunto un livello record nel 2016 e che hanno registrato un’impennata dall’inizio di quest’anno [1].

Fig. 2 Diagramma età-capacità delle centrali elettriche a carbone attive nei principali Paesi europei. A sinistra suddivisione per Paese e per gruppi di età. A destra suddivisione per gruppi di età. Si noti che la maggior parte della capacità di generazione elettrica è fornita da impianti in età compresa tra i 30 e i 40 anni, perlopiù tedeschi. Nella sola Germania il totale dei gigawatt delle nuove installazioni commissionate negli ultimi dieci anni è grossomodo pari a tutta la capacità di generazione delle centrali a carbone operative in Italia. Difficilmente la Germania riuscirà a mantenere obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra coerenti alle direttive UE a meno che tutti questi impianti non siano spenti definitivamente prima della fine del loro ciclo di vita. Fonte: “A Stress Test for Coal in Europe under the Paris Agreement. Scientific Goalposts for a Coordinated Phase-Out and Divestment“, Climate Analytics, Feb. 2017, p. 11
Fig. 2 Diagramma età-capacità delle centrali elettriche a carbone attive nei principali Paesi europei. A sinistra suddivisione per Paese e per gruppi di età. A destra suddivisione per gruppi di età. Si noti che la maggior parte della capacità di generazione elettrica è fornita da impianti in età compresa tra i 30 e i 40 anni, perlopiù tedeschi. Nella sola Germania il totale dei gigawatt delle nuove installazioni commissionate negli ultimi dieci anni è grossomodo pari a tutta la capacità di generazione delle centrali a carbone operative in Italia. Difficilmente la Germania riuscirà a mantenere obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra coerenti alle direttive UE a meno che tutti questi impianti non siano spenti definitivamente prima della fine del loro ciclo di vita. Fonte: “A Stress Test for Coal in Europe under the Paris Agreement. Scientific Goalposts for a Coordinated Phase-Out and Divestment“, Climate Analytics, Feb. 2017, p. 11

Secondo gli eco-modernisti di Environmental Progress [2] in Germania lo scorso anno le emissioni di anidride carbonica del settore elettrico sono state superiori del 43% a causa del mancato contributo dei reattori nucleari “chiusi” nel 2011 e nonostante l’incremento del contributo delle FER: 308 milioni di tonnellate di CO₂ anziché 215.

E tutto questo ha un costo. Con forte rischio di aumento, non fosse altro perché esiste una buona correlazione tra capacità di generazione elettrica da FER aleatorie (eolico e solare) e costi elevati dell’energia elettrica (Fig. 3).

Prima o poi i nodi vengono al pettine. Sembrerebbe non mancare molto.

Fig. 3 Correlazione tra capacità di generazione elettrica pro capite da fonte eolica e solare e costo dell’elettricità per le utenze domestiche. Fonte: Roger Andrews, “Energy Prices in Europe”, Energy Matters, January 2, 2017
Fig. 3 Correlazione tra capacità di generazione elettrica pro capite da fonte eolica e solare e costo dell’elettricità per le utenze domestiche. Fonte: Roger Andrews, “Energy Prices in Europe”, Energy Matters, January 2, 2017

Intanto, da qualche settimana l’inverno ha portato con sé in Germania un certo scontento.
Qualcuno si è spinto addirittura ad ipotizzare che gli eventi meteorologici che stanno caratterizzando la stagione potrebbero passare alla storia per aver costretto la
Energiewende a rivelarsi per quella che veramente è: una transizione energetica priva di valide fondamenta, insostenibile ed incapace di successi duraturi.

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Fig. 4Andamento dei consumi elettrici tedeschi e della generazione suddivisa per fonti, nei mesi di dicembre 2016, gennaio 2017 e febbraio 2017. In viola, tra quelle convenzionali è considerata anche la produzione elettronucleare. Fonte: Agorameter di Agora Energiewende
Fig. 4 Andamento dei consumi elettrici tedeschi e della generazione suddivisa per fonti, nei mesi di dicembre 2016, gennaio 2017 e febbraio 2017. In viola, tra quelle convenzionali è considerata anche la produzione elettronucleare. Fonte: Agorameter di Agora Energiewende

La produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare è stata più bassa delle peggiori previsioni per diverse settimane. In particolare le prestazioni di dicembre sono state catastrofiche grazie alla nebbia fitta persistente in tutta l’Europa centrale. Fatta eccezione per alcuni irriducibili scettici, ben pochi si sarebbero aspettati di vedere immobili per giorni e giorni quasi tutti gli aerogeneratori di Germania, compresi quelli in mare aperto, e di riscontrare altrettanto flebili “segni vitali” negli immensi parchi fotovoltaici. I dati compilati da Agora Energiewende presentano risultati terribili per fotovoltaico ed eolico tra il 2 e l’8 dicembre e dal 12 al 14: per esempio alle 15:00 del 12/12/2016 la domanda di potenza elettrica ammontava a 69 GW mentre l’offerta del FV era di appena 0,7 GW, quella dell’eolico 1,0 GW onshore e 0,4 GW offshore – totale 3% di copertura.

I grafici in Fig. 4 rendono evidente che stasi di così ampia portata possono persistere per diversi giorni. Non è necessario essere un tecnico od uno scienziato per percepire la gravità della situazione. Se ne sono accorti anche gli economisti!

Secondo Heiner Flassbeck, ex direttore di Macroeconomia e Sviluppo presso l’UNCTAD a Ginevra, questi periodi di sottoproduzione prolungata dimostrano che la Germania non sarà mai in grado di contare sulle fonti energetiche rinnovabili aleatorie, a prescindere da quanto e da come continueranno ad aumentare le installazioni di impianti che utilizzano tali fonti. Flassbeck ha lanciato il guanto della sfida alla Energiewende dal suo sito blog makroskop.eu lo scorso 20 dicembre [3], ed uno dei passaggi chiave della sua intemerata mostra chiaramente l’assenza di scopi “nuclearisti”. Leggiamo infatti: “Non si può contemporaneamente fare affidamento su enormi quantità di vento e sole, fare a meno delle centrali nucleari (per ottime ragioni), ridurre significativamente la fornitura da fonti fossili, e dire alle persone che anche così in futuro l’elettricità sarà sicuramente disponibile.”

Il prominente economista fa inoltre notare che in inverno condizioni meteorologiche simili, poco vento e molta nebbia (o comunque elevata foschia e/o nuvolosità), non sono un evento mai visto in Germania. Queste “pause” si sono sempre ripetute ogni pochi anni – e la cadenza potrebbe anche aumentare, aggiungiamo noi: “il clima che cambia e cambia male” per quale motivo dovrebbe essere favorevole alle prestazioni di eolico e fotovoltaico? Pertanto nel 2030, anche ipotizzando una triplicazione dei pannelli solari e delle turbine eoliche verrebbe soddisfatto a stento il 20% del fabbisogno di energia elettrica [4], partendo dal presupposto che la domanda non aumenti. E se invece i consumi elettrici vedessero un’impennata a seguito della progressiva sostituzione di benzina e diesel con l’elettrificazione dei trasporti? Con quali misure si pensa di sostenere una eventuale “rivoluzione dell’auto elettrica”? E se il costo di gas, petrolio, carbone e lignite non crescessero abbastanza per rendere competitivo economicamente lo stoccaggio dell’energia elettrica?

Oggi come oggi un investitore finanziario che preveda una crescita drammatica del prezzo dei combustibili fossili va cercato con il lanternino, sempre che esista. È più facile trovare qualcuno che vi dica pacificamente che il redde rationem per la Energiewende è dietro l’angolo e non occorra aspettare fino al 2030. È dunque sconcertante constatare la facilità con cui vengono offerte ai cittadini contribuenti certe rassicurazioni. E cosa si può dire di certe affermazioni come quella propagata di recente dalle più alte sfere politiche tedesche a proposito del fatto che entro 13 anni saranno autorizzate nuove immatricolazioni esclusivamente per auto elettriche?

Temiamo di dover concordare in pieno con Flassbeck [5]: “l’esempio della Energiewende dimostra ancora una volta che le nostre democrazie, nell’approccio politico tradizionale, sono mal equipaggiate per risolvere problemi di tale complessità. Di conseguenza, esse perseguono quella che ho chiamato di recente una ‘politica simbolica’: fanno qualcosa che si suppone punti nella direzione giusta, senza riflettere a fondo e senza nemmeno prendere atto delle conseguenze relative al sistema. Se va male, è colpa dei predecessori politici e nessuno si sente responsabile.”

Occorre dunque rimanere vigili e critici, soprattutto se cittadini contribuenti. Desiderare molto e sperare sempre in un buon risultato è di grande aiuto. Tuttavia, per quanto importanti, desideri e speranze non bastano. Purtroppo è molto pericoloso convincersi che il raggiungimento di certi obiettivi avvenga grazie a non ben specificati automatismi per il solo motivo che tali obiettivi sono più “giusti” degli altri. Ed è indispensabile usare prudenza e raziocinio soprattutto quando davanti a risultati deprimenti preferiremmo spegnere il cervello o continuare a fantasticare su scenari irrealizzabili.

I nodi vengono al pettine

Possiamo affermare che la decisione della Germania di uscire dal nucleare comporterà la sostituzione di un buon 14% della fornitura di energia elettrica del Paese entro la fine del 2022. È interessante notare che ben cinque degli otto reattori nucleari (in tutto 6,7 GW di capacità netta) ad oggi rimasti si trovano nel Sud della Germania. Le nuove centrali a gas già pianificate per la rete nazionale potranno colmare solo in parte la lacuna. Il resto dovrà venire dal “combinato disposto” di impianti locali a cogenerazione (combined heat-and-power, CHP), aumento della produzione da fonti rinnovabili, importazioni ad hoc e just in time e progressiva riduzione della domanda.

La locazione delle centrali nucleari da chiudere è un dettaglio per nulla secondario. Infatti le condizioni per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili nel Sud della Germania sono ben lungi dall’essere ideali. Il potenziale del fotovoltaico è limitato principalmente dal fatto che le ore che permettono una produzione a pieno carico sono mediamente solo 955 ore all’anno in Baviera (i.e. fattore di carico dell’11% circa). Gli altri Land non sono certamente più “assolati”. Inoltre, la storica scarsità di mulini a vento è lì a testimoniare che le correnti d’aria sono troppo deboli per macinare il grano, figuriamoci per rendere produttivi gli aerogeneratori di elettricità. Pertanto occorre alimentare elettricamente la regione più industriale della Germania con altri mezzi.

Fig. 5Storico degli impianti eolici tedeschi su terraferma. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016
Fig. 5 Storico degli impianti eolici tedeschi su terraferma. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016

Lo stoccaggio dell’energia potrebbe essere una soluzione. Tuttavia, l’implementazione di batterie adatte allo scopo può avvenire solo gradualmente e per ora tale cambiamento interessa quasi esclusivamente gli impianti di piccole dimensioni – più che altro il fotovoltaico sui tetti [6].

Dunque questo tipo di soluzione continua a rimanere dietro l’angolo, senza che nessuno l’abbia mai vista realizzata su larga scala [7]. Ad aggravare la situazione gli impianti idroelettrici di pompaggio fino a 1 GW (come quello di Goldisthal) sono diventati inutili, o meglio economicamente insostenibili a causa della depressione dei prezzi sul mercato elettrico.

L’alternativa praticabile potrebbe essere quella di ottimizzare la rete di trasmissione che attraversa il Paese, per far arrivare ai grandi consumatori bavaresi l’elettricità prodotta dai grandi parchi fotovoltaici nelle regioni rurali orientali e da quelli eolici del Nord – una soluzione auspicabile anche perché questi parchi producono non di rado una quantità eccessiva di energia elettrica contemporaneamente. Il problema è che “rimodernare” la rete di trasmissione e distribuzione elettrica richiede interventi costosi per portare nella giusta quantità l’elettricità dove e quando serve e per evitare congestione da sovrapproduzione.

Fig. 6Storico degli impianti fotovoltaici tedeschi. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016
Fig. 6 Storico degli impianti fotovoltaici tedeschi. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016

C’è un’altra “scomoda verità”: i picchi di sovrapproduzione al Nord e ad Est non corrispondono necessariamente ai picchi di domanda al Sud e nonostante il continuo miglioramento della tecnologia eolica e fotovoltaica e l’aumento impressionante delle installazioni verificatosi negli ultimi anni il fattore di carico medio non migliora. Non sono riscontrabili segnali rassicuranti che permettano anche solo di intravedere la possibilità che queste fonti possano ricoprire il ruolo del nucleare. Anzi, come si può vedere dai grafici in Fig. 5, 6 e 7 i valori medi del fattore di carico complessivo di queste fonti registrati in Germania sono chiaramente al di sotto di quelli attesi.

In parole povere, il fattore di carico medio indicato nei grafici di Fig. 5 e 6 altro non è che il numero delle ore effettivamente produttive degli impianti in funzione in Germania nel periodo 2003-2015, considerati come un unico parco eolico on-shore e un unico parco fotovoltaico rispettivamente. Qualcuno potrebbe osservare, giustamente, che si tratta di una semplificazione molto spinta. In realtà, approssimando un sistema costituito da un numero elevato di impianti a fonte rinnovabile aleatoria distribuiti su di un territorio di notevoli dimensioni si ottiene comunque un’informazione basilare sulla capacità delle fonti in questione di sopperire alla domanda di elettricità che la rete deve gestire nel suo complesso.
Vediamo allora che il “sistema eolico” tedesco produce per 1300-1900 ore all’anno (grandi oscillazioni del valore medio del fattore di carico nell’intervallo 15%-22%); mentre quello fotovoltaico per 500-1000 ore all’anno (valore medio fattore di carico pari a 6%-11%), nonostante la crescita ad oggi inarrestata della capacità netta di generazione di entrambi.

Questi valori sono inferiori a quelli che ci si aspetterebbe esaminando i grafici in Fig. 7a e 7b.
Inoltre, laddove la dipendenza dalle condizioni meteorologiche è superiore, lo storico della produzione di elettricità rivela una netta mancanza di correlazione con l’aumento annuale della capacità netta di generazione. Nel 2009 a fronte di un aumento di circa l’8% della capacità netta di generazione da eolico
on-shore la produzione lorda è diminuita del 5% rispetto all’anno precedente e nel 2010 a fronte di un ulteriore aumento del 5% della capacità la diminuzione della produzione associata è stata del 2%.

Fig. 7a Fattore di carico di alcune centinaia di parchi fotovoltaici situati a diverse latitudini. Fonte: Roger Andrews, “Estimating Global Solar PV Load Factors“, Energy Matters 2014/06/20. La Germania è compresa fra i 47°16’15” N e 55°03’33” N di latitudine; per cui approssimativamente i valori attesi del fattore di carico sono nell’intervallo 8-16%
Fig. 7a Fattore di carico di alcune centinaia di parchi fotovoltaici situati a diverse latitudini. Fonte: Roger Andrews, “Estimating Global Solar PV Load Factors“, Energy Matters 2014/06/20. La Germania è compresa fra i 47°16’15” N e 55°03’33” N di latitudine; per cui approssimativamente i valori attesi del fattore di carico sono nell’intervallo 8-16%
Fig. 7b Distribuzione dei fattori di carico degli impianti eolici (sin.) e fotovoltaici (dex.). Dati raccolti a livello mondiale. Valore medio per eolico: 23-29%. Valore medio per FV: 11-13%. Fonte: M. Carbajales-Dale et al., “Can we afford storage? A dynamic net energy analysis of renewable electricity generation supported by energy storage”, Energy Environ. Sci., 2014, 7, 1538 DOI: 10.1039/c3ee42125b
Fig. 7b Distribuzione dei fattori di carico degli impianti eolici (sin.) e fotovoltaici (dex.). Dati raccolti a livello mondiale. Valore medio per eolico: 23-29%. Valore medio per FV: 11-13%. Fonte: M. Carbajales-Dale et al., “Can we afford storage? A dynamic net energy analysis of renewable electricity generation supported by energy storage”, Energy Environ. Sci., 2014, 7, 1538 DOI: 10.1039/c3ee42125b

Nonostante la necessità imminente di nuovi corridoi di trasmissione, in particolare quelli dal Mare del Nord ai territori di Monaco e Stoccarda, i progetti per le linee elettriche aeree sono afflitti da ritardi irrecuperabili e dall’opposizione apparentemente irriducibile delle popolazioni interessate dall’attraversamento. I timori riguardano potenziali danni all’economia del turismo dall’imbruttimento del paesaggio o danni ipotetici (più che altro immaginari) alla salute dall’esposizione alle radiazioni non ionizzanti o entrambe le cose.

Di conseguenza, il Governo federale ha adottato una risoluzione nel mese di ottobre 2015 per posare 1.000 km di cavi di trasmissione in via sotterranea, con una prima stima di 3-8 miliardi di euro di extra-costi. Queste cifre potrebbero essere facilmente superate entro la metà del prossimo decennio, grazie ad una maggiore elettrificazione dei trasporti e del riscaldamento. Inoltre, gli elettrodotti in cavo interrato hanno svantaggi che la tecnologia attuale non è ancora riuscita ad eliminare. Sono lontani dagli occhi, e quindi dai cuori (che possono continuare ad essere allietati dal romanticismo dei paesaggi teutonici), generano campi elettromagnetici se possibile ancora più innocui, non hanno restrizioni di peso, ma durano appena la metà delle linee aeree (40 anni e non 80), e a causa di problemi legati alla complessità impiantistica, all’usura, al surriscaldamento ed agli inevitabili sbalzi di tensione possono smettere di funzionare precocemente. Inoltre, per scavare occorrono permessi, espropri, compensazioni economiche, studi di impatto ambientale (soprattutto laddove sia inevitabile l’attraversamento di aree protette, di interesse naturalistico o storico-culturale), ecc. Non ci stupisce dunque il fatto che dopo la risoluzione summenzionata anche la via alternativa con i cavi interrati sia rimasta solo sulla carta. Le ultime notizie lasciano intendere che occorreranno almeno altri 2 anni per mettere in cantiere il progetto. Difficilmente i lavori saranno completati in tempo per compensare il pensionamento delle ultime centrali nucleari ancora attive.

In particolare il ritiro di ogni reattore nucleare nel Sud della Germania ridurrà la capacità netta di generazione mediamente di 1,3 GW, richiedendo misure precauzionali contro le interruzioni di corrente. Come già accennato, si potrebbe allora procedere con l’aumento delle tariffe per scoraggiare i consumi e/o stimolare l’utilizzo di tecnologie ad alta efficienza energetica. Ma i costi per i consumatori tedeschi stanno aumentando da tempo per svariati motivi [8], e sono attesi ulteriori aggravi per l’anno in corso legati alla trasmissione elettrica a lunga distanza (30 euro/anno in più per ogni nucleo famigliare di 3 persone), anche per i problemi di cui sopra.

In uno studio recente del Düsseldorf Institute for Competition Economics (DICE) si calcola che i costi complessivi inerenti trasmissione e distribuzione dell’elettricità ammonteranno entro il 2025 a 55,3 miliardi di euro. Per allora il costo medio cumulativo della Energiewende potrebbe quindi superare i 25.000 euro per ogni nucleo famigliare tedesco di quattro persone.

Alle sofferenze dei consumatori fanno da contraltare quelle dei produttori di eolico, per i quali la carenza di capacità di trasmissione elettrica è divenuta talmente critica da potersi definire la pietra tombale della loro espansione economica. L’anno scorso ben 4,1 TWh di elettricità da eolico non sono stati consegnati alle utenze a causa della congestione della rete. Ed in tutta risposta il Governo federale ha deciso di limitare il tasso di installazione annuale degli aerogeneratori nei Länder del Nord a soli 902 MW fino al 2020.

Intanto, alla fine del 2015, per la Energiewende erano già stati spesi 150 miliardi di euro, esclusi i costi di espansione della rete. Nel febbraio del 2013 l’allora Ministro dell’Energia e dell’Ambiente tedesco, Peter Altmaier, dichiarò in un’intervista al Frankfurter Allgemeine che entro la fine degli anni 30 di questo secolo la Energiewende potrebbe venire a costare qualcosa come un trilione di euro (mille miliardi). Una stima da rivedere al rialzo?

Fig. 8In Germania quella elettronucleare potrebbe non essere l’unica tecnologia al tramonto
Fig. 8 In Germania quella elettronucleare potrebbe non essere l’unica tecnologia al tramonto

Siamo pronti per trarre delle conclusioni.

Inizialmente, la transizione energetica tedesca aveva dato almeno qualche segno chiaro di svolta, togliendo dal parco delle centrali elettriche alcuni gigawatt da carbone e petrolio, oltre ad un paio (discutibili) da nucleare “datato”. Ma poi il delirio conseguente l’incidente di Fukushima ha dato i suoi frutti velenosi, resettando in pratica la transizione in atto: dal 2011 il settore convenzionale degli impianti termoelettrici non ha fatto altro che espandersi, sommate tutte le nuove messe in servizio e tutte le chiusure per anzianità e/o non economicità. Di fatto la Energiewende è stata degradata ad un mero phase-out nucleare. Anzi peggio, perché ad oggi non esiste alcuna strategia per lo smantellamento delle centrali nucleari tedesche “in pausa” né esiste alcuna stima degli extra costi legati alla loro chiusura anticipata né alcuna previsione di chi dovrà sobbarcarseli veramente. O meglio, se esiste un piano per tutto questo è ben nascosto in un cassetto, affinché neppure i gestori delle centrali lo conoscano [9].

Incertezze all’orizzonte

L’ipotetica revisione della Energiewende potrebbe significare che il prossimo Governo federale sia indotto a “graziare” le rimanenti centrali nucleari se non addirittura a “resuscitare” alcune di quelle chiuse precipitosamente nel 2011?

Esistono validi motivi per pensare che l’industria nucleare tedesca sia ormai irrimediabilmente compromessa. La situazione è molto complessa e non scenderemo ora nei dettagli, ripromettendoci di approfondire in un’altra occasione. Ci limitiamo a segnalare che sia letteralmente sia metaforicamente sono state smantellate, perse o vendute moltissime risorse, materiali e umane. E non solo negli ultimi 6 anni. Il problema ha origine almeno dai tempi dell’Unificazione.

Rimaniamo tuttavia parzialmente fiduciosi. Non fosse altro perché le migliaia di impiegati nelle centrali nucleari tedesche con gli ancor più numerosi lavoratori del relativo indotto, fra qualche mese andranno a votare. Dunque, affinché dal segreto dell’urna non emergano sorprese sconvolgenti qualcheduno potrebbe iniziare già in campagna elettorale la revisione necessaria.

A questo proposito è interessante notare il solido appoggio di Alternative für Deutschland al settore nucleare. Questo partito emergente e molto discusso, continua ad erodere il blocco dei voti dei colletti blu (in generale di tutto il comparto produttivo) perlopiù appartenenti alla Spd ed alla CDU, specialmente nell’Est. Per evitarne il consolidamento, i partiti ora al governo potrebbero valutare di recuperare una buona fetta di voti riappropriandosi di alcuni punti del programma di AfD, per esempio quelli che riguardano il ridimensionamento/annullamento del phase-out nucleare e dei costi della Energiewende.

Alla luce di tutto questo, una ripresa dell’utilizzo della tecnologia elettronucleare in Germania sarebbe realizzabile? Soprattutto con effetti positivi concreti, ovvero con prospettive di mantenimento sul lungo periodo di un ruolo essenziale nell’approvvigionamento energetico del Paese, di crescita e rinnovamento?

Una siffatta ripresa forse potrebbe passare solo attraverso l’apertura a forti investimenti stranieri. Candidati possibili ce ne sono diversi, a nostro modesto parere. Spicca tra di essi la Cina. Quanto potrebbero essere pronti i tedeschi, sia la popolazione in generale che le loro élite politico-finanziarie, ad un cambiamento di rotta di tale portata, resta tutto da vedersi. Sussistono almeno un paio di ragioni per dubitare. La prima inerisce il fatto che è sempre valida la massima di Mark Twain: “è più facile ingannare le persone che convincerle di essere state ingannate.” E quindi indurle ad invertire rotta rimboccandosi le mani – aggiungiamo noi. La seconda inerisce il fatto che una tale apertura significherebbe essere veramente “globalisti”, o meglio davvero a favore del libero mercato, e non solo a parole nei bei salotti di Davos.

Fig. 9In Germania la tecnologia elettronucleare potrebbe non essere al tramonto
Fig. 9 In Germania la tecnologia elettronucleare potrebbe non essere al tramonto

Note:

[1] La Germania è il più grande mercato d’oltremare per la statale Gazprom, che attualmente fornisce un terzo del gas in Europa. Nel 2016 la Germania ha importato dalla Gazprom 49,8 miliardi di metri cubi, superando il record di 45,3 miliardi di metri cubi del 2015. Fonte: Reuters “Russia’s Gazprom says exports to Germany hit record high in 2016“, 17 January 2017

[2] Fonte: enviromentalprogress.org

Enviromental Progress è un’organizzazione fondata in California con lo scopo di creare un movimento internazionale per affrontare le due minacce ritenute più gravi per il progresso dell’ambiente: la continua dipendenza da legno e sterco nei Paesi poveri, e il cambiamento climatico. Attorno a EP ruota una rete di associazioni che potrebbero portare ad un concreto rinnovamento culturale dell’ambientalismo. Continueremo a seguirli con grande interesse.

[3] A proposito di segnali deboli (o forti, scegliete voi), l’articolo è stato rilanciato da energypost.eu, da theenergycollective.com e da thegwpf.com (forum della Global Warming Policy Foundation)

[4] Oggi come oggi le FER coprono già circa un terzo dei consumi elettrici tedeschi, ma questo avviene grazie al notevole contributo delle centrali termoelettriche a biomasse e della termovalorizzazione dei rifiuti. In generale nel settore delle biomasse la Germania è uno dei leader mondiali. Per approfondire si vedano i nostri precedenti post sulla Energiewende e le slide della conferenza “Utilizzo competitivo dell’energia da biomasse: vantaggi e limiti di una fonte rinnovabile“.

[5] “The example of Energiewende once again demonstrates that the traditional political approaches of our democracies are ill-equipped to solve such complex problems. Consequently, they pursue what I have recently called symbolic politics: democracies do something that is supposed to point in the right direction without thinking it through and without even taking note of the system-related consequences. If it goes wrong, the political predecessors were guilty and nobody feels responsible. Heiner Flassbeck, “The End of the Energiewende?“, January 10, 2017.

[6] Per maggiori dettagli consigliamo di consultare il Renewable Energy Storage Subsidy Program della KfW Development Bank, secondo la quale nel 2015 il 41% delle nuove installazioni di impianti a fonte solare in Germania includeva un sistema di batterie, stabilendo un nuovo record mondiale in questo campo.

[7] Per chi volesse approfondire la conoscenza dei problemi connessi allo stoccaggio dell’energia elettrica, proponiamo la lettura di uno studio pubblicato di recente su The European Physical Journal Plus: Wagner, F. “Surplus from and storage of electricity generated by intermittent sources“ Eur. Phys. J. Plus (2016) 131: 445. doi:10.1140/epjp/i2016-16445-3

Vi anticipiamo l’incipit dell’abstract: “Data from the German electricity system for the years 2010, 2012, 2013, and 2015 are used and scaled up to a 100% supply by intermittent renewable energy sources (iRES). In the average, 330 GW wind and PV power are required to meet this 100% target. A back-up system is necessary with the power of 89% of peak load.

[8] L’Agenzia Federale delle Reti (Bundesnetzagentur) ha innalzato la tassa verde per i consumatori domestici da 6,35 cent/kWh del 2016 a 6,88 cent/kWh per l’anno appena iniziato, più che altro per compensare la diminuzione dei prezzi dell’elettricità all’ingrosso. Un problema molto serio di cui abbiamo ampiamente parlato nei nostri precedenti post sulla Energiewende.

[9] Lo scorso dicembre la Corte Costituzionale tedesca ha deciso che le aziende che eserciscono le centrali nucleari chiuse in anticipo dovranno essere risarcite delle perdite conseguenti alla decisione del Governo federale. Al contempo ha respinto la tesi dell’esproprio con la richiesta di relativo risarcimento. Pertanto dovrà essere quantificato un indennizzo, che secondo la stima di Goldman Sachs riferita da Bloomberg, non dovrebbe superare il 10% di quello inizialmente richiesto da EOn, RWE e Vattenfall (€ 8 mld, € 4,7 mld e € 6 mld rispettivamente, secondo la World Nuclear Association). La corte ha stabilito che la cifra esatta sia calcolata entro il 2018.

In realtà le aziende coinvolte nel prepensionamento delle centrali nucleari tedesche sono quattro. La EnBW, che è posseduta per il 45% dal Land Baden-Württemberg, non ha mai contestato la decisione del Governo federale né richiesto compensazioni. Il Baden-Württemberg è governato dai Verdi.

A gennaio E.On e RWE hanno dichiarato di essere pronte a coprire i loro contributi alle spese di stoccaggio dei rifiuti nucleari in un unico pagamento forfettario (€ 10 mld e € 6,8 mld rispettivamente, secondo quanto riportato da Reuters).

Fonti: Bundesverfassungsgericht “The Thirteenth Amendment to the Atomic Energy Act Is for the Most Part Compatible with the Basic Law“, Press Release No. 88/2016 of 06 December 2016, Judgment of 06 December 2016, 1 BvR 2821/11, 1 BvR 1456/12, 1 BvR 321/12; Bloomberg “Utilities Win German Court Case on Atomic Exit in Blow to Merkel“, 06 December 2016; WNA http://www.world-nuclear.org/information-library/energy-and-the-environment/energiewende.aspx; Reuters “Germany’s E.ON and RWE to foot nuclear waste bill in one hit – CEOs“, 02 January 2017

Per ulteriori approfondimenti:

Sturm, Christine. “Inside the Energiewende: Policy and Complexity in the German Utility Industry.“ Issues in Science and Technology 33, no. 2 (Winter 2017)

Energia low carbon a chilometro zero – zero soluzioni, molti problemi

[numeri alla mano si dimostra come proporre l’utilizzo esclusivo di energia rinnovabile prodotta localmente non sia affatto una buona idea in un Mondo dove la maggior parte della popolazione va concentrandosi in megalopoli – ricordando che abbinare a tale proposta quella di una riduzione dei consumi a livello globale con “tagli lineari” significa distruggere le speranze di chi lotta per uscire dalla povertà materiale]

Alcuni ambientalisti e sostenitori delle energie rinnovabili hanno una preferenza ideologica per gli impianti di dimensioni ridotte e su scala locale – a livello di area metropolitana, per esempio. Che fare allora se il vostro quartiere si presenta così?

Fig.1Skyline di Tokyo
Fig.1 Skyline di Tokyo

Ad alcune persone potrebbe allettare l’idea di far funzionare Tokyo utilizzando esclusivamente energia rinnovabile prodotta localmente. Ma incontreranno qualche seria difficoltà a metterla in pratica.
Dal 2008 la maggior parte dell’umanità vive in città. Ed entro il 2050 è probabile che la tendenza si consolidi – alcune stime si aggirano attorno al 70-80%. La sfida energetica chiave di questo secolo sarà il soddisfacimento del fabbisogno delle megalopoli, e l’energia prodotta a livello locale e distribuita “a chilometro zero” non può essere una soluzione. Cerchiamo di capire il perché sbrogliando la matassa delle questioni coinvolte in questo “macro problema energetico”.
Innanzitutto alcune considerazioni. Un abitante del Nord America in media ha un consumo energetico annuo pari a poco più di 7 tonnellate equivalenti di petrolio (tep). Il che equivale a circa 81 MWh/p/anno, ossia ad un tasso di utilizzo di potenza media di 9 kW pro capite – quasi il doppio di quello che si ha in Paesi come Germania, Francia e Giappone. E questo senza che si abbiano evidenze che i nordamericani godano di maggiore benessere a causa del loro uso maggiore di energia: gli abitanti degli Stati Uniti d’America non vivono più a lungo, non sono più sani, o meglio istruiti di altri abitanti dei Paesi c.d. sviluppati che consumano quantità di energia pro capite pari alla metà. Inoltre occorre sottolineare che le emissioni globali di anidride carbonica diminuirebbero di quasi il 10% se i nordamericani consumassero come gli europei. Dunque, non è necessario né auspicabile che gli abitanti dei Paesi in via di sviluppo emulino in tutto e per tutto i modelli di consumo del Nord America.

Fig.2Consumo di energia primaria pro capite per 4 Paesi campione. Storico 1965-2014 – si noti la progressiva diminuzione in atto anche prima della crisi mondiale del 2008-2009. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015.
Fig.2 Consumo di energia primaria pro capite per 4 Paesi campione. Storico 1965-2014 – si noti la progressiva diminuzione in atto anche prima della crisi mondiale del 2008-2009. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015

Un’ulteriore prova a favore dell’opportunità di limitare e ridurre i consumi di energia pro capite nei Paesi sviluppati è data dalla stessa evoluzione dei loro consumi negli ultimi decenni, che sembrano aver raggiunto il picco quasi ovunque. Per esempio, il consumo pro capite è diminuito costantemente nel Regno Unito nell’ultimo decennio, ed è ora al punto più basso da oltre quattro decenni. Declini evidenti si hanno anche in Germania e Giappone, e negli stessi Stati Uniti d’America, senza che siano state riscontrate riduzioni della qualità della vita.
Qualsiasi politica climatica/energetica sensibile agli effetti sul lungo termine dovrebbe includere una forte determinazione a favorire la continuazione di questo trend.
La convinzione che il Mondo intero possa passare ai livelli americani di consumo dell’energia godendo contemporaneamente di un sistema di produzione a basse emissioni di carbonio entro la metà di questo secolo non solo ignora le lezioni vitali apprese durante le transizioni energetiche precedenti avvenute nel corso della storia dell’umanità, ma, dato il ruolo attuale delle energie rinnovabili e del nucleare, appare anche delirante.
Un buon target per i consumi energetici pro capite potrebbe essere il Giappone, oppure Hong Kong, visto che, come abbiamo detto, le città svolgeranno con ogni probabilità un ruolo chiave.
Come ridurre dunque il consumo di energia?
Il modo più efficace per farlo è semplice: renderlo “denso”.
Dunque entro il 2050 ci servono molti impianti centralizzati di grandi dimensioni, di qualsivoglia fonte sostenibile, eolica, solare o nucleare. Oppure ci potrebbero essere utili grandi centrali nucleari ed idroelettriche, grandi parchi fotovoltaici, eolici e marini (ad energia mareomotrice), abbinati a piccole centrali nucleari modulari e/o idroelettriche, e ad elaborati sistemi di pompaggio e stoccaggio. (Presumendo, speranzosi, che nei prossimi 35 anni riusciremo a sbarazzarci dei combustibili fossili almeno nella produzione di energia elettrica – una prospettiva ad oggi improbabile.)
In ogni caso la risposta non è l’energia “diffusa localmente”, per alcuni semplici motivi che individueremo qui di seguito.
Prendiamo Manhattan. Non è certo un esempio tipico di quello che la maggior parte di noi considera come un “ideale verde”. Eppure a Manhattan si ha un consumo di energia per abitante significativamente più basso che in quasi ogni altra città americana. Allo stesso tempo nel suo complesso il consumo di energia di questo “quartiere” è di gran lunga maggiore della quantità di energia che potrebbe essere fornita in teoria dalle fonti rinnovabili locali. In media un isolato a Manhattan consuma energia ad un tasso di oltre 1000 kWh per metro quadrato all’anno, una densità di potenza superiore a 100 W/m2 [1] – quasi due ordini di grandezza superiore alla densità di potenza dell’eolico [2] [3]; sempre che si possa anche solo ipotizzare di “riforestare” Manhattan con delle pale eoliche. E le potenzialità dell’energia solare non ci confortano di certo. Se si potesse coprire il 20% di Manhattan di pannelli solari avremmo grossomodo 4 W/m2 [2] [4].
Che dire del il resto del Nord America? Una volta ridotto il consumo di energia pro capite ai livelli giapponesi, un’idea sensata – ma forse impopolare – potrebbe essere quella di far funzionare molte città americane principalmente grazie alle fonti rinnovabili locali. O no?
Il grafico sottostante mostra la densità di popolazione rispetto alla densità di potenza resa disponibile in uno scenario di minori consumi pro capite per alcune città campione degli USA (USA in Japanese style):

Fig.3Densità di potenza media utilizzata in alcune città campione degli USA, dove i consumi sono stati ridotti ai livelli medi giapponesi (3,6 tep pro capite di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Fig.3 Densità di potenza media utilizzata in alcune città campione degli USA, dove i consumi sono stati ridotti ai livelli medi giapponesi (3,6 tep pro capite di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Tab.1Confronto tra due diversi casi di “consumo energetico” in alcune città campione degli USA. Il “caso 2” è quello riportato in Fig.3 (USA in japanese style); il “caso 1” è quello basato sui consumi medi pro capite di un cittadino statunitense (7,2 tep di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Tab.1 Confronto tra due diversi casi di “consumo energetico” in alcune città campione degli USA. Il “caso 2” è quello riportato in Fig.3 (USA in japanese style); il “caso 1” è quello basato sui consumi medi pro capite di un cittadino statunitense (7,2 tep di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015

Solo una città con bassa densità di popolazione come Phoenix ha una qualche possibilità di ottenere la maggior parte della sua energia da fonte rinnovabile. Ricoprendo infatti il 25% di Phoenix di pannelli fotovoltaici teoricamente si avrebbe la totale copertura del fabbisogno energetico della città. (L’Arizona è assolata!) Tuttavia, trattandosi di una superficie molto estesa, è facile immaginare che qualcuno avrebbe qualcosa da ridire a riguardo [5]. In ogni caso rimarrebbe un problema ancora più grande, e ad oggi insormontabile: ottenere più del 50% dell’energia di Phoenix da fonte solare locale richiederebbe un modo economico per immagazzinarla su larga scala.
Un sistema che prevede più del 50% di energia proveniente da fonte solare inevitabilmente richiede la contabilizzazione delle superfici di suolo da dedicare a grandi sistemi di immagazzinamento, e delle notevoli perdite, causate sia dalla ridotta efficienza dei sistemi fotovoltaici ai quali viene abbinato lo stoccaggio dell’energia elettrica prodotta sia dalla decurtazione degli eccessi di produzione sfasati rispetto ai picchi di domanda.
La prospettiva di avere città nordamericane che funzionano in gran parte a “fonti rinnovabili locali” sembra quindi improbabile, e l’83% dei nordamericani vive in città.
Passiamo al resto del Mondo.
Le 200 aree urbane più grandi del Mondo ospitano oltre 1,2 miliardi di persone, e un quarto di queste aree sono più densamente popolate di New York (10.000 persone per chilometro quadrato) – come illustrato dal seguente grafico:

Fig.4Densità di popolazione nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.4 Densità di popolazione nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo. Fonte: (R. Wilson, 2013)

Prima di chiederci se queste città possano funzionare a “fonti rinnovabili locali” dobbiamo evidenziare le disparità che si riscontrano attualmente nel consumo di energia. Qui di seguito riportiamo un confronto tra la popolazione di alcuni Paesi campione ed il loro consumo di energia pro capite – le popolazioni sono tracciate su una scala logaritmica a causa di Cina e India.

Fig.5aConsumi di energia primaria pro capite di alcuni Paesi campione per il 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015
Fig.5a Consumi di energia primaria pro capite di alcuni Paesi campione per il 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015
Fig.5bCopertura dei consumi di energia primari – Alla voce North America abbiamo sommato i dati di USA, Canada e Messico. Complessivamente i Paesi campione in figura rappresentano circa il 68% dei consumi mondiali dell’anno 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP2015
Fig.5b Copertura dei consumi di energia primari – Alla voce North America abbiamo sommato i dati di USA, Canada e Messico. Complessivamente i Paesi campione in figura rappresentano circa il 68% dei consumi mondiali dell’anno 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP2015

Mentre ci sono circa 350 milioni di nordamericani che possono, e dovrebbero, ridurre il loro consumo di energia portandolo ai livelli europei, ci sono anche molti abitanti del resto del Mondo – ma anche negli stessi USA – che devono aumentare il loro consumo di energia in modo significativo per migliorare la loro qualità di vita. Per la precisione oltre 35 Paesi del Mondo – con una popolazione totale di oltre 2 miliardi di abitanti – hanno un consumo pro capite inferiore al 10% di quello del Nord America.
Nonostante i desideri (e gli imperativi) di alcune ONG ambientaliste (si veda per esempio questo rapporto WWF a pagina 11) non è auspicabile proporre una riduzione del consumo di energia a livello globale. Bisogna entrare nel dettaglio. È infatti vero che il mondo c.d. sviluppato consuma energia in eccesso, ma nei Paesi sulla via dello sviluppo il consumo di energia è ancora troppo basso ed una sua eventuale diminuzione avrebbe senz’altro impatti negativi. Dovremmo pertanto da una parte ridurre il consumo eccessivo nei Paesi sviluppati e dall’altra aumentare il consumo di energia nei Paesi in via di sviluppo.
Tenendo buono l’esempio del Giappone, se le popolazioni delle 200 più grandi città del Mondo consumassero energia con il tasso giornaliero giapponese si avrebbe una situazione come quella descritta dal seguente grafico:

Fig.6Densità di potenza media utilizzata nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, dove si è assunto che i consumi di tutti gli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.6 Densità di potenza media utilizzata nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, dove si è assunto che i consumi di tutti gli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)

In totale 10 città avrebbero una densità di potenza utilizzata superiore a 100 W/m2, 56 città una superiore a 50 W/m2, mentre 181 città ne avrebbero una superiore a 10 W/m2 [1]. Ed abbiamo visto che le fonti rinnovabili difficilmente possono offrire più di 15 W/m2 su larga scala – anzi è più probabile che l’offerta rimanga nella gamma 1-10 W/m2. Questo significa che il 90% delle 200 città più grandi della Terra quasi certamente non può essere alimentato principalmente da energia rinnovabile prodotta localmente. La densità di popolazione di queste città non è significativamente diversa rispetto al resto delle città del Mondo; possiamo quindi concludere che la stragrande maggioranza delle città non può essere alimentata da fonti rinnovabili “local”.

E questo suggerisce l’esistenza di seri limiti al ruolo dell’energia “local” ovunque nel Mondo, un Mondo in cui entro 35 anni oltre il 70% di noi probabilmente vivrà in città.

Le prospettive sono ancora peggiori considerando i diversi Paesi presi singolarmente. Per esempio, delle 200 più grandi aree urbane del mondo, 17 si trovano in India. Eccole raccolte in un grafico:

Fig.7Densità di potenza media utilizzata in 17 delle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, tutte situate in India e nelle quali si è assunto che i consumi degli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.7 Densità di potenza media utilizzata in 17 delle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, tutte situate in India e nelle quali si è assunto che i consumi degli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)

120 milioni di persone vivono in queste città. Ricoprirle interamente con pannelli fotovoltaici con fattore di capacità pari al 10% significherebbe ottenere meno della metà del loro fabbisogno energetico.
E guardate quel puntino in alto a destra: è Bombay. Questa città, per coprire tutto il suo fabbisogno energetico (Japanese style) da fonte solare [6], dovrebbe sfruttare quasi il 100% della radiazione solare che la colpisce – una prospettiva remota.
Questa altissima densità di popolazione è sistematicamente ignorata dagli ambientalisti occidentali che chiedono più “energia disseminata” quale soluzione ai problemi energetici dell’India.
In conclusione, entro il secolo corrente la maggior parte dell’umanità vivrà in grandi città densamente popolate. Se i cittadini di queste città raggiungeranno una qualità di vita maggiore sarà solo generando energia centralizzata in grandi quantità, e grazie a reti di trasmissione e distribuzione ottimizzate e ben sviluppate.
Qui non si tratta di preferenze ideologiche, ma di fare i conti con la dura realtà.

Fig.8Skyline di Città del Messico
Fig.8 Skyline di Città del Messico

Acknowledgments:

Questo post è una nostra rielaborazione, con integrazioni ed aggiornamenti, dell’articolo “The Future of Energy: Why Power Density Matters” di Robert Wilson, pubblicato su theenergycollective.com l’8 agosto 2013.

Note:

[1] Con “densità di potenza” si intende qui la “densità di potenza utilizzata”, ossia il rapporto tra il valore medio della potenza utilizzata annualmente da una data popolazione e la superficie di territorio occupata da tale popolazione.

[2] Per brevità chiameremo “densità di potenza” anche il valore medio della potenza generata/disponibile per metro quadrato di superficie occupata dagli impianti di produzione dell’energia elettrica. Alcuni chiamano questa grandezza derivata “densità di potenza areale” (areal power density).
Per ulteriori dettagli si vedano le note qui. Nel caso di fonte eolica, attenzione a non confondere la densità di potenza (output elettrico) con la potenza erogata dal vento per unità di superficie spazzata dalle pale degli aerogeneratori (input cinetico); e a non dimenticare che gli aerogeneratori devono essere disposti ad una distanza sufficiente gli uni dagli altri onde evitare che “si rubino il vento tra di loro”. (Per esempio gli esperti consigliano per la progettazione di un parco eolico di non posizionare gli aerogeneratori ad una distanza inferiore a 5 volte il diametro dei rotori – ovviamente se montiamo un solo aerogeneratore la densità di potenza erogata è notevolmente superiore; ma in questo caso stiamo parlando di energia a chilometro zero ad un livello local molto spinto.)

[3]David MacKay nel libro “Energia sostenibile – senza aria fritta” giunge ad una stima di 2 W/m2 come valore medio per impianti onshore su larga scala; altri studi più recenti sulla produzione degli impianti eolici di grosse dimensioni (sia onshore che offshore) riportano perlopiù valori medi in un range perfettamente conforme: 1-3 W/m2. Forniamo anche un esempio concreto, London Array, il parco eolico offshore più grande al Mondo in funzione dal 2013 nel mare di fronte alla foce del Tamigi: capacità 630 MW; area occupata 100 km2; fattore di capacità atteso 39%. Da cui: 630 MW / 100 km2 * 39% ≈ 2,5 W/m2. E questo con una locazione dell’impianto ottimale per quanto riguarda la ventosità.
Per ulteriori approfondimenti sui limiti fisici della generazione di elettricità da fonte eolica:

Lee M. Millera et al., “Two methods for estimating limits to large-scale wind power generation” – PNAS September 8, 2015 vol. 112 no. 36 pp. 11169-11174

Amanda S. Adams, David W. Keith, “Are global wind power resource estimates overstated?” – Environmental Research Letters, 25 February 2013, Volume 8, Number 1

[4]          Tipicamente i valori registrati nei parchi fotovoltaici di grandi dimensioni variano nell’intervallo 3-10 W/m2. L’anno scorso è uscito un report del MIT (“The Future of Solar Energy”) dove si dimostra che considerando il valore medio del soleggiamento sull’intera superficie degli Stati Uniti d’America il massimo teorico risulta essere pari a 15 W/m2. Per gli impianti CSP si stima di superare anche i 20 W/m2 su larga scala (in zone caratterizzate da particolare soleggiamento, per esempio i deserti). Paghiamo una pinta di birra (vel similia) a chiunque riesca a dimostrare – dati di produzione alla mano – che un parco fotovoltaico di grandi dimensioni è in grado di a generare mediamente (24/7) una potenza elettrica con una densità superiore a 20 W/m2.

[5]          Bisognerebbe mettere in conto tra le altre cose che oggi come oggi gli abitanti di Phoenix godono dell’efficiente fornitura di elettricità proveniente da Palo Verde. Questa centrale nucleare occupa complessivamente un’area di 1600 ettari e produce in media 29,25 TWh all’anno, con un fattore di capacità medio calcolato sulla nameplate capacity pari all’85% – da cui una densità di potenza > 200 W/m2, tenendo conto anche della superficie dei parcheggi per i dipendenti della centrale!

[6]          Per quanto riguarda il valore medio annuale della Direct Normal Irradiation, Bombay (Mombay) si trova nella fascia dei 1300-1500 kWh/m2, come si può vedere qui; mentre per quanto riguarda la Global Horizontal Irradiation si hanno in media circa 1900-2000 kWh/m2/anno, come si può vedere qui. Questo significa avere rispettivamente 148-171 W/m2 e 217-228 W/m2 di irradianza diretta normale ed orizzontale.

“Le scorie dell’energia”: resoconto della conferenza pubblica

Pubblichiamo oggi le trasparenze della conferenza “Le scorie dell’energia. Come chiudere il ciclo di una fonte?” svoltasi lo scorso 20 gennaio 2016 nell’ambito della rassegna “Energia, Società e Ambiente“, promossa da dai Dipartimenti di Studi Umanistici e di Fisica dell’Università di Trieste, da Sissa Medialab, Elettra-Sincrotrone, Ceric-Eric, Comitato Nucleare e Ragione, Nuclear Italy Research Group.
Il video integrale dell’intervento del dott. Totaro è inoltre disponibile sul canale Youtube del Comitato Nucleare e Ragione.

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RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI

1) Dati sul fabbisogno elettrico giornaliero ITALIA: Terna, http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/datigiornalieri.aspx
2) Dati sulla potenza generata e il fabbisogno elettrico giornaliero GERMANIA, DANIMARCA, FRANCIA: http://pfbach.dk/firma_pf
3) Direttiva Europea 2009/28/CE: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/ALL/?uri=CELEX%3A32009L0028
4) FAQ IEA: http://www.iea.org/aboutus/faqs/renewableenergy/
5) World Commission on Environment and Development (WCED), 1987, Our Common Future, http://www.un-documents.net/ourcommonfuture.pdf
6) Renewable Energy and Efficiency Partnership, 2004, http://www.reeep.org/sites/default/files/Glossary%20of%20Terms%20in%20Sustainable%20Energy%20Regulation.pdf
7) David JC MacKay, Sustainable Energy – without hot air (2008), www.inference.eng.cam.ac.uk/sustainable/book/tex/sewtha.pdf
8) IAEA, UNDESA, IEA, Eurostat, EEA, Energy Indicators for Sustainable Development (2005), http://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/Pub1222_web.pdf
9) http://www.isprambiente.gov.it/it/temi/mercato-verde/life-cycle-assessment-lca
10) http://eplca.jrc.ec.europa.eu/
11) Dati sulle emissioni globali di gas serra: http://www.esrl.noaa.gov/gmd/aggi/aggi.html
12) ISPRA, Italian Greenhose Gas Inventory 1990-2013. National Inventory Report 2015
, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf
13) IPCC SRREN, Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Mitigation, http://srren.ipcc-wg3.de/report/IPCC_SRREN_Full_Report.pdf

14) Emissioni PM10 e NOx
http://www.politichepiemonte.it/site/index.php?option=com_content&view=article&id=483:lo-stato-dellambiente-in-piemonte&catid=40:come-va-il-piemonte&Itemid=53
15) US Department of Energy Technological Quadriennial Review 2015, http://energy.gov/qtr
16) World Energy Council, Comparison of Energy Systems Using Life Cycle Assesment, 2004, https://www.worldenergy.org/publications/2004/comparison-of-energy-systems-using-life-cycle-assessment/
17) www.world-nuclear.org
18) http://www.depositonazionale.it
19) Barry W. Brook and Corey J.A. Bradshaw, Key Role for nuclear energy in global biodiversity conservation, Conservation Biology, Volume 29, Issue 3, pages 702–712, June 2015, http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1111/cobi.12433/full
20)http://www.prosun.org/en/about/fact-sheet.html21) www.governo.it/sites/governo.it/files/75158-9343.pdf

22) http://www.isprambiente.gov.it/it/pubblicazioni/rapporti/il-consumo-di-suolo-in-italia-edizione-2015
23) http://www.inference.phy.cam.ac.uk/sustainable/data/powerd/MapOfWorld.html

Le scorie dell’energia

Segnaliamo che mercoledì 20 gennaio, alle ore 17:00, avrà luogo a Trieste una conferenza dal titolo:
 “Le scorie dell’energia. Come chiudere il ciclo di una fonte?
Luogo: aula magna del Dipartimento di Scienze Giuridiche, del Linguaggio, dell’Interpretazione e della Traduzione, in via Filzi 14 a Trieste.
Relatore: dott. Pierluigi Totaro (Comitato Nucleare e Ragione).
Scorie_energia

L’evento fa parte di un ciclo di conferenze intitolato “Energia, società e ambiente. Tra passato, presente e futuro“, promosso dai Dipartimenti di Studi Umanistici e di Fisica dell’Università di Trieste, da Sissa Medialab, Elettra-Sincrotrone, Ceric-Eric, Comitato Nucleare e Ragione, Nuclear Italy Research Group.

Energia, società, ambiente_1

Really, Dr Jacobson?

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In questi giorni di frenetiche trattative alla COP21 di Parigi ha trovato un po’ di risonanza uno studio dell’Università di Stanford per un Mondo 100% rinnovabile.
I risultati confezionati per il grande pubblico sono liberamente consultabili qui. E sono interessanti per diversi aspetti. A voi valutare.
Noi, forse sbagliando a dargli tanta importanza, ci siamo presi cinque minuti per rifletterci sopra. E ci siamo divertiti a fare un paio di considerazioni su quanto viene proposto al nostro Paese. Ovvero su queste immagini:

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Assumendo una riduzione dei consumi pari al 34% (rispetto ai consumi del 2014) ed una completa elettrificazione, si ottiene una valore di circa 1100-1200 TWh per il 2050 (1Mtep = 11,63 TWh).
Nel 2014 la produzione elettrica lorda del nostro Paese è stata pari a poco meno di 280 TWh, questo significa che il nostro sistema di approvvigionamento elettrico dovrebbe nei prossimi trentacinque anni quadruplicare la propria capacità.
A questo punto tenendo per buona la copertura percentuale dei consumi ipotizzata da Jacobson e compari si possono fare due tipi di considerazioni fondamentali: da una parte sul consumo di suolo che dovrebbe essere dedicato in via esclusiva ai sistemi di produzione dell’elettricità richiesta, e dall’altra sull’incremento della produttività e sulla sostenibilità di un sistema elettrico basato prevalentemente su fonti non programmabili ed intermittenti.
Per quanto riguarda la produzione da solare, è utile ricordare che i sistemi di conversione dell’energia solare occupano una certa porzione di suolo anche nei momenti di fermo produzione, e che tale superficie non si limita a quella dei pannelli, ma comprende anche tutti i sistemi ausiliari e le necessarie “spaziature” – vale a dire tutte quelle superfici che non possono essere occupate con altri sistemi né possono essere dedicate ad altri scopi (fatte salve poche eccezioni, come i pannelli montati sui tetti, per ovvi motivi, o come i parchi fotovoltaici dove sotto i pannelli si può lasciare crescere l’erba da far brucare a qualche animale da allevamento). Utilizzando dunque i tassi di occupazione del suolo calcolati da Mackay nel libro “Energia sostenibile – senza aria fritta” (20 W/m2 e 10 W/m2 [1] rispettivamente per CSP e parchi fotovoltaici in zone particolarmente “assolate”), si scopre con un semplice conto della serva che l’ipotesi Jacobson richiederebbe in Italia almeno 8000-9000 km2 di suolo, ai quali vanno aggiunti i tetti ricoperti di pannelli (20 W/m2 nei sistemi ottimizzati) per un totale di circa 5-6 milioni di case (81 m2 è la superficie della casa media italiana), ed altri 400-500 km2 di tetti di edifici commerciali, della pubblica amministrazione o di proprietà del demanio. Ora, le terre emerse in Italia ammontano a circa 301340 km2, di cui circa il 35% sono montagne. Dunque, tolte le montagne (35%) e le acque interne (2,4%), almeno il 4% delle pianure e delle colline d’Italia andrebbe dedicato ad uso esclusivo ai parchi FV e CSP (N.B. i tetti non rientrano ovviamente in questo computo).
Per quanto riguarda la produzione da eolico si nota che l’incremento della produzione richiesto sarebbe superiore al 700%. Notevoli anche quelli richiesti all’idroelettrico (+50% circa sulla produzione del 2014, che rappresenta un livello record degli ultimi 50 anni per un sistema di installazioni già praticamente saturo) ed al geotermoelettrico (+15%).
Riguardo all’energia dal moto ondoso è difficile anche esprimere un parere, essendo che la tecnologia a supporto della conversione dell’energia cinetica delle onde in energia elettrica praticamente ad oggi risulta inapplicata.
Non si trova cenno alcuno nel lavoro di Jacobson et al. riguardo ai sistemi di stoccaggio/pompaggio, se non per affermare che non servirebbero.
Verrebe da dire “no comment”; ma c’è da chiedersi in che modo un siffatto sistema elettrico potrebbe essere in grado di gestire il carico di base, ovvero soddisfare delle richieste minime sulla rete, per valori di potenza stimate non inferiori agli 80 GW, utilizzando in prevalenza fonti intermittenti.
Nello schema proposto da Jacobson et al. difatti soltanto il geotermico e l’idroelettrico da bacino rappresentano fonti programmabili, che permettono di erogare elettricità in modo certo e continuo. Quali sistemi di backup sarebbero previsti, in caso di temporanea ridotta disponibilità di vento e soleggiamento?
Infine, già oggi in molte regioni del Sud Italia, la produzione di energia solare supera per alcune ore diurne le richieste: solo eventuali sistemi di accumulo realmente efficienti – se e quando mai vi saranno, ma Jacobson non li ritiene necessari – potrebbero consentire un riutilizzo di questa elettricità prodotta in eccesso nei momenti in cui ve ne sia più bisogno.

 AGGIORNAMENTO (20/06/2017): un gruppo di 21 ricercatori ha recentemente pubblicato uno studio sul Proceeding of the National Academy of Sciences, sostenendo che lo studio del prof. Jacobson pubblicato nel 2015 “utilizzava strumenti di modellizzazione non validi, conteneva errori di modellizzazione e ha fatto assunzioni implausibili o non adeguatamente supportate”

Per maggiori dettagli:
https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2017/06/19/a-bitter-scientific-debate-just-erupted-over-the-future-of-the-u-s-electric-grid/?utm_term=.a9f0cdfb08be

Note:

[1] Si tratta in pratica di una densità di potenza media, o meglio del rapporto tra il valore medio della potenza generata da un certo tipo di impianto e la superficie occupata da tale impianto, comprensiva di tutte le aree che lo compongono (sistema primario, secondario, terziario, sistemi ausiliari, spazi vuoti non diversamente occupabili, ecc.). Il valore medio della potenza generata viene calcolato partendo dal valore medio dell’energia elettrica prodotta su base annuale, per cui rappresenta la potenza media disponibile 24 ore su 24, ossia 8760 ore all’anno (8766 ore/anno se la media comprende anche gli anni bisestili), ed è per questo utile nei confronti concernenti l’occupazione/consumo del suolo, che avviene nel medesimo arco di tempo senza interruzione alcuna. In alternativa tale valore può essere calcolato moltiplicando la potenza nominale dell’impianto per il fattore di carico atteso/registrato.

WHAT IF?

[Scenari di un’altra Italia]

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Alla base della lotta ai cambiamenti climatici – tema centrale della XXI Conferenza delle Parti dell’UNFCC (COP21) tutt’ora in corso a Parigi – vi è la promozione di politiche finalizzate alla riduzione delle emissioni antropiche di gas serra.
L’Italia è senz’altro uno dei Paesi che più si sono impegnati in tal senso, negli ultimi anni. I principali interventi hanno riguardato l’incentivazione delle fonti rinnovabili nel settore elettrico (principalmente eolico e fotovoltaico) ed i meccanismi di promozione dell’efficienza e del risparmio energetico. I risultati sono significativi: rispetto ai valori del 1990, l’Italia nel 2013 ha prodotto il 16,1% in meno di emissioni, per un totale di 84 milioni annui di tonnellate di CO2 equivalenti risparmiate [1].
Tuttavia, come abbiamo già avuto modo di sottolineare, questo dato va interpretato tenendo conto della congiuntura economica: la contrazione dei consumi e delle attività industriali a partire dal 2008 hanno sicuramente influito in maniera significativa sull’abbattimento delle emissioni. Bisogna aggiungere inoltre che l’Italia, nonostante i notevoli sforzi e gli investimenti effettuati, continua ad essere un grosso consumatore di combustibili fossili: carbone, petrolio e gas, prevalentemente importati dall’estero, incidono ancora per più dell’80% sul consumo primario di energia.

Avremmo potuto fare di più?
Per rispondere a questo quesito, proponiamo ai nostri lettori un viaggio indietro nel tempo fino al 1987, ipotizzando da quell’anno uno scenario diverso per il nostro Paese: uno scenario nel quale le due centrali nucleari allora in funzione, la “Enrico Fermi” di Trino Vercellese (260 MW) e quella di Caorso (860 MW) non vengono disattivate e rimangono quindi operative fino ai giorni nostri.
Apriamo una parentesi, ricordando che l’energia elettronucleare da fissione, pur non essendo “rinnovabile” in senso stretto, è una fonte che non emette direttamente gas serra, e come tale prende parte in maniera significativa alle politiche di abbattimento delle emissioni di molti Paesi. L’energia nucleare, inoltre, è una fonte programmabile, in grado di erogare energia in modo certo, controllato e continuo; per questa caratteristica, che la distingue dalle fonti rinnovabili intermittenti come l’eolico e il fotovoltaico, essa è ideale per costituire il carico di base, ovvero la quantità di potenza minima che è necessario fornire con continuità alla rete elettrica per soddisfare le richieste giornaliere del paese.
Torniamo alla nostra “Italia alternativa” del 2014, con le due centrali in funzione, perfettamente operative. Ipotizzando un fattore di capacità medio del 90%, quale sarebbe il loro contributo alla produzione elettrica complessiva? A quanto ammonterebbe la riduzione delle emissioni annue di gas serra, ipotizzando una contestuale diminuzione della produzione elettrica tramite centrali alimentate a carbone? I risultati di questo avventuroso esercizio di fantasia, ottenuti rielaborando i dati di Terna [2] sono molto interessanti.
Il quadro riepilogativo è indicato nella seguente tabella e riassunto in Figura 1: la produzione elettronucleare ammonterebbe a circa 8,8 TWh, con un contributo relativo del 3,2%. Si tratta, ad una prima analisi, di un valore piuttosto ridotto, dovuto ad un parco nucleare tutto sommato limitato per numero di reattori e per potenza installata.
Se però consideriamo la contestuale erosione della quota rappresentata dai combustibili fossili solidi (il carbone), emerge un dato estremamente significativo: tale quota sarebbe stata ridotta, nel 2014 “alternativo”, di oltre il 20%, scendendo da 43,5 TWh (dato Terna 2014) ad un ipotetico valore di 34,6 TWh.
Questo dato sarebbe equivalso ad una riduzione delle importazioni di carbone pari ad oltre 3 milioni di tonnellate annue.

 

Tabella 1: Ipotetico paniere di produzione elettrica lorda, ottenuto sottraendo dal totale della produzione termoelettrica la teorica quota di produzione nucleare. Elaborazione CNeR su dati Terna [2]
Tabella 1: Ipotetico paniere di produzione elettrica lorda, ottenuto sottraendo dal totale della produzione termoelettrica la teorica quota di produzione nucleare. Elaborazione CNeR su dati Terna [2]
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Tabella 2: Fattori di emissione di anidride carbonica da produzione termoelettrica lorda. Dati ISPRA 2013 [3]
Tabella 2: Fattori di emissione di anidride carbonica da produzione termoelettrica lorda. Dati ISPRA 2013 [3]

Concentriamoci ora sull’interrogativo che più ci interessa: quale sarebbe stato l’impatto sulla riduzione delle emissioni? Dobbiamo considerare i fattori di emissione di anidride carbonica, ovvero i quantitativi di CO2 emessi in atmosfera da un impianto di produzione termoelettrica, per unità di energia elettrica lorda erogata. Secondo i dati più recenti pubblicati dall’ISPRA [3] e riportati in tabella 2, questo valore ammontava nel 2013, per i combustibili fossili solidi (nel nostro Paese prevalentemente carbone, più una piccola quota di lignite), a 883 g/kWh.
Tenendo buono questo valore anche per il 2014, si ricava che la produzione di 8,8 TWh di energia tramite impianti nucleari avrebbe contribuito a ridurre le emissioni per un totale di 7,8 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, pari al 7% dell’intero ammontare delle emissioni del 2014 relative al settore industriale per la produzione di energia [1].

 

Tabella 3: Varazioni del contributo relativo delle fonti fossili sulla produzione elettrica, dell'import lordo e delle emissioni di CO2 eq .Vengono ipotizzati tre scenari nei quali 8,8TWh di produzione elettronucleare sostituiscono completamente un'equivalente produzione elettrica con il carbone (scenario 1); con un mix di carbone e prodotti petroliferi (scenarip 2); con il gas naturale (scenario 3). Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e Ispra [2,3]
Tabella 3: Varazioni del contributo relativo delle fonti fossili sulla produzione elettrica, dell’import lordo e delle emissioni di CO2 eq .Vengono ipotizzati tre scenari nei quali 8,8TWh di produzione elettronucleare sostituiscono completamente un’equivalente produzione elettrica con il carbone (scenario 1); con un mix di carbone e prodotti petroliferi (scenarip 2); con il gas naturale (scenario 3). Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e Ispra [2,3]

Le conclusioni sono chiare e suggestive: se le centrali nucleari di Trino Vercellese e di Caorso avessero operato ininterrottamente dal 1987 ad oggi, con un fattore di capacità medio pari all’87% (leggermente inferiore rispetto all’assunzione fatta per un solo anno, tenuto conto degli inevitabili fermi di produzione per manutenzione/rifornimento su di un arco temporale così esteso), il contributo complessivo alla riduzione delle emissioni sarebbe stato pari a circa 210 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, più della metà del totale di tutte le emissioni italiane di gas serra del 2013.
Apriamo gli occhi, e torniamo alla realtà.


Riferimenti

[1] Italian Greenhouse Gas Inventory 1990-2013, ISPRA, Rapporto 231/2015, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf

[2] Dati Storici, Terna, http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistorici.aspx

[3] Fattori di emissione atmosferica di CO2 e sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore elettrico, ISPRA, www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_212_15.pdf