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

Qual è la priorità?

La notte tra venerdì 3 e sabato 4 giugno l’Unità 2 di Watts Bar ha iniziato a produrre elettricità a Knoxville, TN (USA). L’unità termoelettrica nucleare è sincronizzata con la rete e questa prima generazione fa parte dei test di funzionamento ed ottimizzazione che termineranno con la messa in servizio per usi commerciali probabilmente entro la fine di questa estate. La centrale nucleare Watts Bar è esercita dalla Tennessee Valley Authority.
Ironia della sorte, il giorno prima la Exelon Corporation ha annunciato la chiusura anticipata di Quad Cities e Clinton, due centrali nucleari site nello Stato dell’Illinois. Secondo Exelon, le due unità di Quad Cities (due BWR per una capacità totale di circa 1,9 GWe) e la singola unità di Clinton (un BWR da circa 1,1 GWe) nel corso degli ultimi sette anni hanno comportato una perdita complessiva di 800 milioni di dollari, pur essendo tra i loro impianti più performanti.
Dunque Clinton chiuderà il 1° giugno 2017 e Quad Cities il 1° giugno 2018, perché sono in perdita.
La priorità della Exelon è evitare/ridurre le perdite, o meglio massimizzare i guadagni.
Tuttavia vale la pena ricordare che, con un fattore di capacità medio superiore al 90%, negli ultimi anni Quad Cities e Clinton hanno dimostrato di poter fornire in media circa 24 TWh/anno di elettricità, sufficienti a coprire i consumi di 1,7 milioni di “statunitensi medi”. Inoltre forniscono migliaia di posti di lavoro per le loro comunità. Ed il loro pensionamento anticipato potrebbe aumentare le emissioni di anidride carbonica di oltre 20 milioni di tonnellate all’anno (emissioni equivalenti a quelle di circa 4 milioni di auto – consumi medi su strada). Un recente studio dello Stato dell’Illinois ha concluso che la chiusura di queste centrali aumenterebbe i costi energetici grossomodo di 439-645 milioni di dollari all’anno.

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Fig.1 Centrale nucleare di Clinton, Illinois, USA

Secondo Agneta Rising, direttore generale della World Nuclear Association, il problema è che in Illinois, come in altri Paesi, sia in USA che nel resto del Mondo, il mercato dell’energia elettrica e le politiche ambientali non riescono a valorizzare la produzione elettrica estremamente affidabile e a basso tenore di carbonio offerta dalle centrali nucleari.
Tra il 2010 ed il 2014 gli Stati Uniti hanno perso circa 4,2 GWe di capacità elettronucleare a causa di problemi di competitività nel mercato elettrico, o meglio, a seconda dei casi, a causa dei forti sussidi/incentivi alle altre fonti (ivi compreso il gas di scisto) o dei costi eccessivi di operatività dovuti a regolamentazioni concernenti la manutenzione.
Emblematici i casi di San Onofre (Pendleton, CA) e Vermont Yankee (Vernon, VT).
Nel primo, i ritardi nella risposta degli enti regolatori hanno reso impossibile riparare in tempo alcuni danni ai generatori di vapore di una delle unità, rendendo di fatto anti-economico mantenere operativa la centrale [1].
Nel secondo, le priorità della società esercente Entergy, oltre ad aver lasciato a spasso almeno 600 lavoratori qualificati e ben retribuiti, hanno gettato il mercato elettrico del New England nelle “grinfie” del gas naturale, mettendo a serio rischio l’affidabilità sul lungo periodo dell’intero sistema elettrico di quell’area e facendo sorgere l’impellente e costosa esigenza di adeguare la rete di distribuzione del gas [2].
Ma gli affari sono affari, si sa, e non saremo certo noi a mettere qui in discussione gli interessi di Entergy.
D’altra parte questi fatti ci stimolano ad approfondire un paio di questioni davvero interessanti, che pur riguardando nello specifico la situazione in USA a nostro parere permettono di avere una visione più critica e costruttiva della situazione generale, almeno nei Paesi c.d. Sviluppati.

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Fig.2 Origine (in percentuale) dei ricavi per le varie tipologie di centrali elettriche in New England. Legenda: “energy”, da vendita dell’elettricità prodotta; “capacity”, da sussidi/incentivi proporzionali alla capacità installata; “ancillary services”, servizi ausiliari; “PTC/REC”, da incentivi/sussidi erogati sotto forma di crediti (production tax credit/renewable electricity credit). Fonte: studio di Entergy citato da Nunclear Engineering International.

Innanzitutto, è importante sottolineare che in USA non esiste un unico mercato elettrico.
Essenzialmente i mercati elettrici statunitensi si dividono in due macro-gruppi: regulated e de-regulated. Nel primo è lo Stato (o una particolare Authority) a fare da calmiere dei prezzi (verrebbe da dire “paciere”), nel secondo, lo Stato fa da “droghiere” [modalità sarcasmo attiva]. Infatti anche se ci si aspetterebbe che in un mercato “de-regolamentato”, ovvero liberalizzato, sia il libero scambio a stabilire il giusto prezzo, in realtà è sempre lo Stato a dirigere le danze, erogando sussidi e stabilendo incentivi mirati, principalmente a supporto delle FER, sia direttamente per esempio con speciali crediti, sia indirettamente sostenendo gli impianti che permettono il back-up delle FER (e.g. centrali a gas) e neutralizzano i problemi di aleatorietà tipici soprattutto di fotovoltaico ed eolico.

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Fig.4 Mercati elettrici liberalizzati in Nord America (aree colorate), dove gli operatori gestiscono la rete elettrica tramite vendite all’asta. Gli operatori si dividono tra Regional Transmission Organisations (RTOs) ed Independent System Operators (ISOs). Southwest Power Pool appartiene alla categoria RTO, Electric Reliability Council of Texas alla ISO. Nelle aree in bianco il mercato elettrico è regulated, ossia non liberalizzato. Fonte: US Federal Energy Regulatory Commission (FERC).

Disattivando la modalità sarcasmo e tornando seri, è utile osservare che se la priorità è la produzione di energia elettrica low carbon, potrebbe essere assolutamente legittimo accettare tale scelta a qualsiasi prezzo, o meglio ad un prezzo più alto di quello pagato usando le fonti fossili tradizionali.
Rimane tuttavia difficile se non impossibile comprendere perché l’opzione “ad un prezzo più alto” non debba contemplare l’utilizzo della fonte nucleare, con tutti i suoi annessi e connessi, vale a dire i costi di costruzione/operatività/manutenzione/smantellamento.
Viceversa se la priorità è il basso costo dell’energia, allora è evidente che i cittadini statunitensi debbano scordarsi quella “low carbon senza il nucleare”. Infatti i dati sul prezzo retail dell’energia elettrica in USA parlano chiaro: i mercati più liberalizzati mettono in crisi il nucleare sbilanciando sussidi ed incentivi a favore delle FER, e “gratificano” i consumatori con costi più alti; mentre i mercati “più controllati” non sfavoriscono il nucleare ed offrono ai consumatori energia a costi più bassi.

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Fig. 5 In alto: valori medi dei prezzi al dettaglio dell’elettricità nel tempo, per area geografica e per settore di utilizzo (gennaio 2010-marzo 2016); In basso: focus sul New England. Fonte: U.S. Energy Information administration (EIA) http://www.eia.gov/electricity/data.cfm

Vediamo i dati della EIA concernenti i prezzi al dettaglio dell’elettricità, suddivisi per area geografica e per settore di utilizzo. Qui sotto i valori a marzo 2016:

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Fig. 6 Fonte: elaborazione CNeR su dati EIA http://www.eia.gov/electricity/data.cfm

Ecco dunque una conferma di quanto affermato.
L’area del New England è 100% in regime di mercato elettrico liberalizzato (ISO-NE), quella del South Atlantic è completamente “regulated”. Chiunque può notare con facilità dove è più alto il costo dell’elettricità per gli utenti finali.
Altri paragoni possono essere fatti confrontando la tabella qui sopra con la mappa della FERC. Oppure dando uno sguardo attento al grafico qui sotto.

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Fig. 7 Grafico dei prezzi al dettaglio nel tempo. Si noti che gli “Stati Ristrutturati” (i.e. dove il mercato elettrico è gestito da RTO) hanno i prezzi più alti per l’energia elettrica al dettaglio (linea rossa nella parte superiore del grafico). Fonte: uno studio della UC Berkeley, citato nel rapporto “Electric Restructuring in New England – A Look Back” redatto dalla Reishus Consulting LLC per conto della NESCOE (New England States Committee on Electricity, comitato che rappresenta gli interessi collettivi in materia di utilizzo dell’energia elettrica da parte dei sei Governi componenti il New England).

Tornando alla domanda iniziale. Potrebbe esserci una terza ipotesi, a pensar male… La priorità potrebbe essere quella di impedire con ogni mezzo lecito l’estromissione delle fonti fossili dalla produzione elettrica. Dato che la cacciata più probabile sarebbe senz’altro quella “a pedate nucleari”, il metodo più consono per evitarla sarebbe quello di perseguire un obiettivo low carbon di facciata: sovvenzionare le FER, specialmente quelle più aleatorie, che necessitano di un “aiutino” da parte delle fonti fossili; drogare il mercato; mettere all’angolo la produzione elettronucleare ed ottenere eventualmente qualche chiusura anticipata che aggravi i problemi di gestione delle scorie nucleari. A pensar male…

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Fig.8 Copertura dei consumi energetici (tutti i tipi e tutte le fonti) in USA nel 2014. Si noti che, nonostante i forti incentivi, le FER arrivano a soddisfare appena il 10% della domanda, e soprattutto che di questa fornitura rinnovabile il 76% viene da biomasse (50%) e idroelettrico (26%).

A questo punto non vorremmo aver dato l’impressione che mentre la flotta delle centrali americane statunitensi naviga in cattive acque quella delle FER vada a gonfie vele.
In realtà l’industria nucleare made in USA nel complesso gode di buona salute, anche se da diversi anni si sta ridimensionando, ed in molti sensi potrebbe essere diretta definitivamente verso un futuro pieno di “piccole speranze” [ogni allusione agli Small Modular Reactor è puramente voluta]. Dall’altra parte il mondo delle FER è assai variegato, in USA come altrove, e se alcune filiere rinnovabili vanno alla grande, tipo quella delle biomasse solide, capita anche che i super dopati impianti a fonte solare si schiantino sotto il peso di problemi sia strutturali che economici.
L’esempio più eclatante è forse quello di Ivanpah, centrale solare costruita dalla BrightSource Energy [3] in pieno deserto al confine tra California e Nevada per un costo di 2,2 miliardi di dollari. Da quando nel gennaio 2014 è entrata in funzione, foraggiata con ben 1,6 miliardi di dollari in federal loan guarantees [4] ha ampiamente dimostrato di non essere in grado di produrre l’elettricità prevista in fase di progettazione e contemporaneamente di essere perfettamente in grado di utilizzare il gas naturale in back up [5].
Ma non è finita qui perché le cattive performance di Ivanpah hanno portato alla cancellazione di diversi progetti sia del suo costruttore sia di altri, tenuto conto anche del fatto che il fotovoltaico ha ormai raggiunto prezzi praticamente pari alla metà di quelli del solare a concentrazione (CSP) a parità di dimensione degli impianti.
Tra le aziende in sofferenza per motivi analoghi e connessi spicca la spagnola Abengoa, che, nonostante abbia ricevuto ad oggi 2,7 miliardi di dollari in incentivi dall’U.S. Dept. of Energy (DoE), per alcuni impianti in USA, sta cercando disperatamente di ristrutturare il proprio debito e potrebbe regalare alla Spagna il più grande fallimento imprenditoriale della sua storia recente [6].
Brutta storia, se la priorità era il profitto…
Come se non bastasse, qualche settimana fa è scoppiato un incendio in una delle torri solari di Ivanpah, a causa di un errato allineamento degli specchi che vi concentrano la luce solare.
Sembra che nessuno si sia fatto male, anche perché questo tipo di centrali non richiedono grande impiego di personale operativo, al massimo qualche decina di operai qualificati [7].

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Fig.9 a) 19 maggio 2016, la torre di uno dei campi eliostatici della centrale solare di Ivanpah (Nipton, CA) va a fuoco. b) Danni causati dall’incendio all’interno della torre solare. L’incendio che ha messo KO l’impianto è stato innescato da un disallineamento degli specchi concentratori. Foto per gentile concessione del San Bernardino County, Calif. Fire Department.

Potremmo fermarci qui, ma considerato quanto sopra esposto, non possiamo trattenerci dal vedere nell’immagine dell’incendio di Ivanpah una chiara metafora di come anche nel campo dei “salvapianeta” progetti grandiosi e fortemente sponsorizzati possano andare facilmente in fumo.

E mentre gli incentivi vanno in fumo i contribuenti ringraziano.

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Fig. 10 Tramonto a Vermont Yankee

Proviamo a fare il punto.
Nella nostra breve “gita” in USA abbiamo visto che qui, come altrove, in campo energetico coesistono alcune priorità in forte competizione. Semplificando: i costruttori e gli esercenti degli impianti di produzione dell’energia vogliono guadagnare di più, mentre i consumatori vogliono spendere di meno, e tutti quanti, cittadini ed autorità varie, sembrano volere meno emissioni antropiche climalteranti. Contemporaneamente coesistono nello stesso terreno di gioco alcune soluzioni i cui effetti per ora appaiono in modo inquietante più che altro del tipo “loose-loose”: centrali nucleari low carbon in perfette condizioni di utilizzo o richiedenti una manutenzione non particolarmente onerosa sono costrette alla chiusura anticipata [8]; nuovi impianti a combustibili fossili sono in programma per sostituirle e per supportare una produzione low cost; impianti a fonte rinnovabile supersovvenzionati coi soldi dei contribuenti navigano in cattive acque finanziarie e tracannano combustibili fossili per mantenere una produzione corrispondente alla domanda 24/7; e dulcis in fundo nei mercati elettrici liberalizzati l’elettricità costa di più.

Sorge spontanea una domanda: gli Stati Uniti cosa ci sono andati a fare alla COP21 di Parigi?

Note:

[1] Secondo uno studio della Haas School of Business (Università di Berkley) a partire dal 2014, primo anno successivo alla chiusura di San Onofre, i costi concernenti la generazione di elettricità in California sono aumentati di 350 mln di USD all’anno mentre le emissioni di CO2 di 9 milioni di tonnellate all’anno.

[2] Fonte: NEI http://www.nei.org/Knowledge-Center/Closing-Vermont-Yankee

[3] EPC Contractor: Bechtel Engineering; Owner(s) (%): NRG Energy, BrightSource Energy, Google; Generation Offtaker(s): Pacific Gas & Electric, Southern California Edison.
La centrale è del tipo CSP (Concentrating Solar Power), si estende su 1420 ettari, ed è composta da 3 unità (campi eliostatici con torre solare) per un totale di 392 MW di potenza lorda installata. Al momento dell’inaugurazione era prevista produrre circa 1079 GWh/anno, da cui una densità di potenza areale pari a 8,7 W/m2 (o 7,6 W/m2 se si fanno i conti al netto dei consumi interni). Fonte: NREL http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=62


[4] Fonte: http://energy.gov/lpo/ivanpah

[5] Si potrebbe dire “al punto da farne indigestione”: 778.207 Mcf nel 2014 e 564.814 Mcf nel 2015 a fronte di -55% produzione netta nel 2014 e -40% nel 2015. Facciamo due conti: 1 Mcf sono 1000 cubic feet di gas naturale; 1 cf di gas naturale per usi industriali/commerciali/residenziali è pari a 1032 Btu; 1 Btu è pari a circa 0,29 Wh. Dunque, in due anni di produzione ad Ivanpah sono stati bruciati grossomodo 402 GWh da fonte fossile per sostenere la produzione di circa 1071 GWh di elettricità da fonte rinnovabile, con un bilancio di emissioni pari a circa 73mila tonnellate di CO2. Fonte dei dati: U.S. Energy Information Administration (EIA); U.S. Environmental Protection Agency (EPA) https://www.epa.gov/sites/production/files/2015-07/documents/emission-factors_2014.pdf

[6] Fonte: https://www.technologyreview.com/s/601083/ivanpahs-problems-could-signal-the-end-of-concentrated-solar-in-the-us/

[7] Sì avete capito bene. Dopo tutto quello che è costata ad Ivanpah lavorano appena 61 persone [4]. Ci permettiamo di annotare che a parità di potenza installata una nuova centrale nucleare può costare anche il 30% in più di una centrale solare, per quanto riguarda la costruzione, ma la sua produzione netta attesa è almeno il triplo, e con ogni probabilità impiegherà in tenuta stabile un numero di operativi 5 volte superiore.

[8] Il mese scorso Entergy ha rincarato la dose annunciando che manderà in pensione prima del previsto altre due centrali nucleari, FitzPatrick (Oswego, NY) e Pilgrim (Plymouth, MA). A queste vanno aggiunte Diablo Canyon (sulla cui sorte in California si sta molto dibattendo, su più fronti, il più interessante dei quali è quello del movimento eco-modernista pro-nuke), ed almeno un’altra decina di centrali in pochi anni, secondo le stime della WNA. Dando uno sguardo a quello che sta succedendo in altre parti del “mondo nucleare”, ai nostri occhi si delinea uno scenario che fino a pochi lustri fa quasi nessuno avrebbe ritenuto possibile: da qui al 2030 gli Stati Uniti potrebbero vedersi costretti a rinunciare alla leadership mondiale nel settore nucleare per usi civili… a favore di Cina e/o Russia. Ma di questo ne parleremo con più dettagli prossimamente.

 

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.

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.

Verso l’energia a basse emissioni: qual è la mano vincente?

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Il dibattito internazionale sulle questioni energetiche non ci ha mai risparmiato, negli anni recenti, una certa vivacità, uscendo spesso dai confini degli ambienti specializzati degli addetti ai lavori e trovando una discreta risonanza sulla stampa generalista.
Tra i temi “caldi”, non solo dal punto di vista climatico, va senz’altro annoverato quello relativo agli accordi internazionali mirati alla limitazione delle emissioni antropiche di gas serra. Tali accordi sono stimolati dalle evidenze di un possibile nesso di causalità tra l’accresciuta concentrazione dei gas serra in atmosfera e l’aumento globale delle temperature registrato nella seconda metà del secolo scorso.
Su questo aspetto, nei mesi scorsi le occasioni per riaccendere la discussione non sono certamente mancate, a partire dall’approvazione, in ottobre, dei nuovi obiettivi europei sul clima e l’energia per il 2030. Ha destato un certo scalpore anche l’annuncio di un analogo accordo bilaterale USA-Cina per la riduzione delle emissioni, mentre i risultati della Conferenza ONU sul Clima tenutasi in dicembre a Lima, sul quale molti puntavano per un vigoroso rilancio della Green Economy, sono stati in parte offuscati sulla stampa dalle polemiche per i danneggiamenti al sito archeologico di Nazca provocato dagli attivisti di Greenpeace .
Scandali a parte, in tutti questi frangenti le associazioni ambientaliste, pur riconoscendo gli sforzi dei rappresentanti delle diverse Nazioni intervenute, hanno contestato nel dettaglio le strategie concordate, bollandole come troppo prudenti e velleitarie.
Dando uno sguardo in casa nostra, il Governo è stato oggetto nell’ultimo anno di numerose critiche per i diversi provvedimenti in materia energetica, giudicati negativamente dai movimenti ambientalisti e dai rappresentanti delle aziende del settore delle energie rinnovabili. Non è piaciuto, per esempio, l’intervento di rimodulazione degli incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, con una dilatazione del periodo di incentivazione da 20 a 25 anni (a parità di importo erogato), finalizzata alla riduzione del 10% delle bollette per le piccole e medie imprese. Non sono piaciute e non piacciono, inoltre, le intenzioni dell’Esecutivo di favorire la ripresa delle attività estrattive di idrocarburi sul territorio italiano, per ridurre la dipendenza del nostro Paese dalle importazioni di greggio. Non piace il sostegno alla realizzazione di opere infrastrutturali strategiche come il “Corridoio Meridionale del Gas“, che dovrebbe contribuire al consolidamento della sicurezza dell’approvvigionamento energetico del continente europeo, grazie alla diversificazione dei fornitori di gas naturale.
Il mantra recitato da chi si oppone a questo tipo di interventi è spesso dettato dalla convinzione che ogni Nazione, Italia in primis, dovrebbe concentrare tutti gli sforzi verso la rapida transizione ad un’economia alimentata al 100% con fonti energetiche rinnovabili.
Bisognerebbe a questo punto ricordare che, se da una parte è vero che le discusse azioni promosse dal Governo italiano mirano a conferire (seppur transitoriamente) un ruolo ancora importante agli idrocarburi nel mix di approvvigionamento energetico, dall’altra si deve tenere conto che il contesto è pur sempre quello di un sistema in cui gli incentivi alle fonti rinnovabili nel nostro Paese sono tra i più elevati al mondo, con uno investimento pubblico annuale di più di 10 miliardi di euro, un importo giudicato da molti economisti come eccessivo e per molti versi controproducente.
Oltre ai dubbi sulla sostenibilità economica, bisognerebbe inoltre affrontare con la dovuta serietà la questione relativa alla realizzabilità tecnica dell’obiettivo del 100% di rinnovabili. Il tutto andrebbe analizzato rispondendo a questo quesito preliminare: fermo restando che l’obiettivo principale postosi dalla comunità internazionale negli ultimi anni è quello di abbattere le emissioni di gas serra, è quella delle energie rinnovabili la sola e unica carta davvero vincente?
In un convegno svoltosi lo scorso 12 dicembre a Trieste, si è cercato di dare una risposta a questo interrogativo, analizzando la Tabella di Marcia per l’Energia 2050 [1], il documento promosso dalla Commissione Europea, che contiene tutte le possibile strategie per “decarbonizzare” l’economia del continente europeo, con l’obiettivo di ridurre dell’80 – 95% le emissioni di CO2 rispetto ai valori del 1990.

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Fig 1. Linee di tendenza delle emissioni di CO2 nell’UE, rispetto ai valori del 1990, per i diversi settori economici. I nuovi accordi per il clima e l’energia impongono di raggiungere una riduzione delle emissioni del 40% entro il 2030[1].

La risposta al quesito, lo diciamo subito, è negativa. In nessuno degli scenari studiati dai tecnici della Commissione Europea, neppure quello a maggior penetrazione degli investimenti sulle energie rinnovabili (e quindi con il più elevato impatto economico), si supera nel 2050 il livello del 75% di quota di rinnovabili sul consumo finale lordo di energia.
Le problematiche di tipo tecnico, oltre che finanziario, non sono di poco conto: le fonti rinnovabili come il solare e l’eolico sono di tipo aleatorio, e la potenza elettrica erogata dagli impianti non è quindi controllabile né pianificabile. Ciò richiede grossi investimenti sulla rete per poter gestire i picchi di produzione, nonché forme di compensazione economica per tutti quegli impianti termoelettrici che sono costretti a rimodulare giornalmente la propria potenza di esercizio per adeguarsi alle fluttuazioni degli impianti rinnovabili. Fino a quando non saranno disponibili sistemi di accumulo realmente efficaci ed economici, solamente l’energia idroelettrica consentirà una qualche forma di programmazione della potenza immessa in rete, pur tuttavia essendo anch’essa soggetta a forti variabilità stagionali dovute alla dipendenza del livello degli invasi dalle condizioni climatiche e meteorologiche.
Come sia quindi possibile arrivare ad una riduzione così considerevole delle emissioni di gas serra, senza puntare tutto esclusivamente sulle fonti rinnovabili è presto detto: sulla base del principio di diversificazione e complementarietà, è necessario investire su un mix di tutte le cosiddette tecnologie “a basse emissioni di carbonio” per la produzione di energia elettrica. Non solamente quindi le fonti rinnovabili, ma anche l’energia nucleare e gli impianti a combustibili fossili dotati si sistemi di cattura e sequestro del carbonio (CSS, Carbon dioxide Capture Storage). Combinando nella maniera adeguata queste soluzioni tecniche, il settore elettrico può effettivamente diventare carbon-free entro il 2050.
Tuttavia, affinché questo risultato sia realmente efficace, si rende necessaria una contestuale rivalutazione del ruolo dell’elettricità come vettore energetico, che si ritiene debba raddoppiare entro il 2050 la propria quota relativa, coprendo fino al 40% dei consumi finali. Come raggiungere questo scopo? Innanzitutto sostenendo l’elettrificazione dei trasporti e dei consumi domestici, inclusi i sistemi di riscaldamento.

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Fig 2. Quota di elettricità sulla domanda finale di energia, con le attuali politiche energetiche e negli scenari di decarbonizzazione analizzati nell’Energy Roadmap 2050 [1].

Tutto ciò non è ancora sufficiente. Queste misure appaiono inadeguate, se non si procede ad una contestuale promozione capillare degli interventi di efficientamento energetico. Negli obiettivi europei del 2030 si è fissato il paletto, pur non vincolante, di una diminuzione del 27% dei consumi rispetto al 1990, ma alcuni scenari per il 2050 indicano come possibile una riduzione fino ad oltre il 40% rispetto al picco di consumi del biennio 2005-2006.
Sull’argomento è bene precisare che per “efficienza energetica” bisogna intendere qualsiasi intervento di contenimento dei consumi che non implichi una riduzione dei livelli qualitativi di benessere dei cittadini. E’ un comune fraintendimento far corrispondere questo concetto a quelli di “risparmio energetico” o di “lotta agli sprechi”, che avvengono invece quando si mette in atto un cambiamento virtuoso del comportamento dei soggetti o all’occorrenza un eventuale ridimensionamento del tenore di vita.
Fatta questa doverosa precisazione, è evidente che una riduzione realmente palpabile dei consumi energetici si possa conseguire solamente coinvolgendo tutti i settori economici, incluso quello residenziale e terziario. E’ in questo ambito che gli amministratori locali possono giocare un ruolo rilevante, come peraltro sottolineato dall’assessore all’Ambiente del Comune di Trieste, ing. Umberto Laureni, durante il convegno del 12 dicembre. Dalla presentazione del Piano comunale per l’Energia Sostenibile recentemente approvato, è emerso infatti un importante dato di fatto: gli Enti Pubblici sono direttamente responsabili solamente di una piccolissima percentuale delle emissioni di CO2 sul territorio. Pertanto, le loro azioni (e le limitate risorse di denaro pubblico) più che verso velleitarie e onerose “operazioni di marketing” delle fonti rinnovabili, alle quali siamo stati in passato abituati (e.g. l’installazione di pannelli fotovoltaici sugli edifici pubblici), andrebbero oculatamente indirizzate verso iniziative di sensibilizzazione culturale dei cittadini, nonché di sostegno alla rete di aziende e soggetti pubblici e privati che intendono impegnarsi nella riduzione dei consumi mediante interventi di riqualificazione energetica.

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Fig 3. Emissioni di CO2 per tipologia di utenza nel Comune di Trieste, anno 2001. Si noti l’incidenza molto limitata delle strutture pubbliche. Fonte: http://www.retecivica.trieste.it

In conclusione: fonti energetiche a bassa emissione di carbonio (rinnovabili, nucleare, tecnologia di cattura del carbonio), elettrificazione dei trasporti e dei consumi domestici ed efficienza energetica rappresentano la cinque carte con le quali costruire qualsiasi strategia per il conseguimento sostenibile degli obiettivi di decarbonizzazione. Considerazioni analoghe a quelle della Commissione Europea sono contenute anche in numerosi altri studi, tra i quali ci limitiamo a citare quello che fa riferimento alla California [2], uno Stato che per popolazione, Prodotto Interno Lordo, fabbisogno energetico e adeguatezza del territorio allo sviluppo delle fonti rinnovabili (bacini idroelettrici, tasso di soleggiamento, ecc.) presenta molte analogie con il nostro Paese.

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Fig 4.

 

Esiste una combinazione perfetta?
La risposta non è semplice. La scelta delle “carte” da giocare, tra quelle tecnicamente disponibili, è di diretta responsabilità dei governanti, che spesso agiscono più sulla base dell’opportunità politica, che non su considerazioni oggettive e analisi tecniche ed economiche.
L’Italia, non dimentichiamolo, ha deciso di giocare la partita senza un asso del mazzo delle tecnologie low-carbon, a seguito della decisione referendaria che ha sancito l’abbandono della tecnologia nucleare. Questo è un fatto di cui bisogna prendere atto. La partita non può dirsi compromessa, ma le carte rimanenti vanno giocate con saggezza e lungimiranza, e la strategia di gioco deve essere studiata nei minimi dettagli, evitando mosse improvvisate e poco coerenti. La partita è già cominciata, stiamo andando nella direzione giusta?

24Fig 5. Linee di tendenza delle emissioni di gas serra nello Stato americano della California, al 2050. Vengono identificate sette tipologie di intervento, di cui sono riportati i contributi relativi in termini di riduzione delle emissioni rispetto al 1990.

 

Fonti:


[1] European Commission, Energy Roadmap 2050 , Brussels, 15/ 12/ 2011 [COM(2011) 885/ 2] – http://ec.europa.eu/energy/energy2020/ roadmap/doc/com_2011_8852_en.pdf

[2] Williams, J. H., DeBenedictis, A., Ghanadan, R., Mahone, A., Moore, J., Morrow, W. R., Torn, M. S., 2012. The technology path to deep greenhouse gas emissions cuts by 2050: the pivotal role of electricity. Science,335(6064), 53-59.

Il Nobel Rubbia a Trieste sull’energia del futuro

“Non è solo un problema scientifico-tecnologico, l’Europa deve scegliere tra energia costosa o a buon prezzo”

Il Nobel Rubbia a Trieste sull’energia del futuro

La lezione tenuta nel cinquantesimo anniversario del Centro Internazionale di Fisica Teorica di Miramare

C’era il pubblico delle grandi occasioni al Teatro Politeama Rossetti, scienziati da tutto il mondo e tanta gente comune, curiosa di sapere quale fosse il futuro dell’energia. E di saperlo dal professor Carlo Rubbia, Senatore della Repubblica Italiana e Premio Nobel per la Fisica nel 1984. Una vita spesa tra ricerca nel campo della fisica sperimentale e l’energia, con ruoli di consulenza politica di primo piano a livello nazionale (è stato Presidente ENEA) ed europeo.
Il pubblico, forse numeroso, che si aspettava la ricetta pronta e confezionata è rimasto – ci sia concesso il ricorso alla prosa – a bocca asciutta.
Il professor Rubbia ha fatto, invero, più che altro un discorso di metodo, tracciando la complessità delle decisioni in campo energetico (frutto sì di ricette scientifiche e tecnologiche, ma intrecciate a complicate dinamiche economiche e sociali) e proponendo di seguito alcuni possibili scenari, per nulla scontati.
L’assunto di partenza è stato la constatazione che gran parte della politica energetica europea degli ultimi decenni (e di quelli a venire) fa perno sull’obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra, onde ridurre la componente antropica del riscaldamento climatico globale. Questo mentre, da una parte, dati alla mano, le temperature medie globali risultano stabili da 17 anni, nonostante il continuo aumento delle emissioni, dall’altra l’Europa ha attuato e continua ad attuare scelte energetiche molto costose, proprio in ottemperanza alla mission di contrasto del cambiamento climatico.

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Lungi dal voler dimostrare – non era quella la sede – l’inconsistenza del fattore antropico sulle sorti del clima che “per sua natura” cambia, il professor Rubbia ha voluto mettere in risalto come conoscenze scientifiche incomplete del complesso sistema climatico siano state la base di decisioni politiche costose in un sistema ancor più complesso come quello dell’energia, laddove invece sarebbe stata, e sarebbe, opportuna maggior prudenza e discussione.
Tale evidenza è resa tanto più ovvia dall’emergere prepotente de “l’altra via” alla soluzione del problema energetico, ovvero quella intrapresa da USA e Cina sull’onda dell’estrazione di petrolio e gas di scisto. Il temuto fracking, che in Italia crea scompiglio già solo a pronunciarlo – e ve ne è stata prova anche tra il pubblico di Rubbia – ma che ha permesso agli Stati Uniti, per la prima volta nella storia, di diventare esportatori di petrolio e di abbattere non solo i costi del gas naturale e dell’elettricità, ma anche – udite, udite! – le emissioni di gas serra.
Un “colpaccio” non riuscito alla “rinnovabile” Europa – per via delle inquinanti centrali a carbone che entrano in azione per bilanciare il sistema – la cui economia, già piegata da anni di recessione, giace ora tra l’incudine dei costi quadrupli dell’energia rispetto agli USA e il martello dell’interruzione delle forniture dalla Russia.

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Eppure “la rivoluzione americana” potrebbe essere riproposta – solo volendolo, chiosa Rubbia – anche in molte zone d’Europa ove formazioni di scisti bituminosi esistono, senza considerare che una nuova rivoluzione potrebbe vedere in futuro protagonisti gli idrati di metano (clatrati), formazioni di metano allo stato solido abbondantissime negli abissi oceanici, le cui prospettive di sfruttamento sono immense.
Certo, essendo anche i clatrati fonti fossili, resterebbe, anzi si accentuerebbe il problema delle emissioni, a meno che un progetto scientifico d’avanguardia – cui lo stesso Rubbia collabora – non consenta di eliminarle “disgregando” il metano in idrogeno e carbonio (pirolisi spontanea).
Una strada non ancora tracciata, ma non più densa di insidie del progetto “80% rinnovabili” cui l’Europa tende per il 2050 e che vede immensi parchi fotovoltaici nel Sahara fornire elettricità al vecchio continente. Un progetto – ha precisato Rubbia che pur della fonte solare fu convinto sostenitore – dai costi enormi e dalle incognite ambientali e geopolitiche rilevanti.

In conclusione, l’intervento di Rubbia ha stigmatizzato come non vi siano ricette facili ed indolori in campo energetico, e come alle considerazioni scientifico-tecnologiche debbano affiancarsi quelle di carattere economico, buttando un occhio a cosa fanno i nostri principali competitori. Ecco perché le tante alternative tecnologiche (tra cui rientra il nucleare) devono essere discusse nel contesto socio-economico, possibilmente coinvolgendo i cittadini e rendendoli consapevoli dei pro e dei contro, cosa che non sempre si è fatta.

E quanto agli scienziati, mantenere curiosità, senso critico e voglia di immaginare il futuro, senza arroccarsi su posizioni ideologiche preconcette.

Un discorso di metodo, appunto. Un discorso da Nobel.

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Il fiato corto

Certo, si può continuare a correre. Ma con il fiato corto. 

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Questa è la risposta più onesta a chi chiede se sia possibile un futuro energetico per il nostro Paese, senza il nucleare. Il Corriere della Sera ha pubblicato proprio nei giorni scorsi una interessante tabella, che riportiamo qui, riassumendo alcuni dati sulla situazione energetica italiana, anche in confronto con altri paesi europei. L’Italia è un paese energeticamente dipendente dal gas: metà dell’energia elettrica prodotta in Italia, nel 2009, è stata generata da centrali a gas. Importato dall’estero. Carbone e petrolio forniscono poco più del 10% ciascuno, mentre le cosidette energie rinnovabili hanno costituito, nel 2009, poco meno di un quarto della produzione elettrica.

Un quadro interessante, se confrontato con la situazione europea: siamo si oltre la media per la produzione da energie rinnovabili (che in Europa si assesta a poco meno del 20%), ma siamo uno dei paesi che dipendono più fortemente dalle importazioni di gas. Il doppio della media europea. Inoltre, in tutta Europa si sta abbandonando la produzione di energia elettrica dal petrolio, che rappresenta il 3% del totale: in Italia il dato è uno sconfortante 11%. 

L’Italia è uno dei paesi, in Europa, con la più alta percentuale di energia prodotta da combustibili fossili (gas, petrolio, carbone): insieme rappresentano il 75% delle fonti di energia. Contro il 60% della Germania, il 57% della Spagna e l’11% della Francia. Ed i combustibili fossili hanno la maggior responsabilità per quanto riguarda i possibili cambiamenti climatici, l’emissione di inquinanti chimici ed anche di inquinanti radioattivi.

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Questi dati, tuttavia, si riferiscono alla situazione presente. Le proiezioni sullo sviluppo economico ed industriale del nostro paese, indicano che, se oggi la domanda di energia è di 320 TWh, questa sarà di 360 TWh nel 2030. Un aumento di più del 10% in vent’anni. 

Christian, al termine del nostro incontro/conferenza del 26 aprile a Trieste, ci ha lasciato con il quesito se siano “sufficienti le “energie alternative” per coprire il fabbisogno energetico italiano”. Da questi dati appare chiaro che le energie alternative (immaginiamo che Christian si riferisca alle fonti rinnovabili) giocano un ruolo rilevante nella produzione di energia elettrica nel nostro paese, ma tuttavia rappresentano solo un quarto della produzione. E non sono in grado di provvedere né alla totalità della produzione attuale, né all’aumentare della richiesta energetica nel futuro.

Non abbiamo tenuto conto, in questa discussione, di elementi importanti, qual è la situazione geopolitica internazionale. Tuttavia è importante ricordare che le importazioni di gas dipendono sia dai paesi importatori che dai paesi attraverso cui passano in gasdotti. In questa ottica vanno interpretati i rapporti tra l’Italia e, in primo luogo, la Russia. Inoltre la recente crisi del gas tra Russia ed Ucraina (2006) rappresenta un precedente che è necessario considerare attentamente. Le importazioni di petrolio sono anche rilevanti per il nostro paese: la recente (ancora in corso) guerra in Libia potrebbe avere conseguenze importanti sulla nostra capacità di approvvigionamento. 

Se tuttavia consideriamo che l’Italia sia in grado nei prossimi 20 di mantenere le attuali capacità di importazione di combustibili fossili (carbone, gas e petrolio) per affrontare l’aumento della richiesta di energia, nel 2030 la situazione potrebbe essere tutt’altro che confortante. La previsione è fatta considerando le strutture produttive (le centrali ora in funzione), la loro capacità di funzionamento, i piani di sviluppo energetico e la disponibilità delle fonti. Inclusi gli investimenti per le energie rinnovabili. 

Ricordiamo che le energie “rinnovabili” includono le centrali idroelettriche (che rappresentano la quasi totalità della produzione di energia alla voce “rinnovabili”), ed in parte minoritaria il fotovoltaico, l’eolico, ma anche la produzione con legna da ardere.

Le importazioni di gas non potrebbero aumentare considerevolmente (+20%), tantomeno quelle di petrolio. L’Italia avrebbe dunque la sola possibilità di aumentare la produzione di energia da carbone, che dovrebbe raddoppiare: da 40 TWh (2009) a 80 TWh (2030).
La produzione da fonti rinnovabili dovrebbe aumentare da 80 TWh (2009) a 105 TWh (2030): un aumento consistente, ma non sufficiente a limitare la necessità di ricorrere al raddoppio della produzione da carbone, ed un aumento consistente di quella da gas.

Certo, senza nucleare, possiamo continuare a correre. Ma con il fiato corto e respirando più CO2 ed SO2.

Quale sarebbe la situazione con l’introduzione di centrali nucleari per la produzione di energia, nel nostro paese?

Secondo le proiezioni attuali, il nucleare dovrebbe fornire un quarto dell’energia elettrica prodotta nel 2030: questo potrebbe limitare notevolmente la necessità di importare combustibili fossili. La produzione di energia da gas potrebbe scendere da 140 TWh (2009) a 86 TWh (2030, con il nucleare), mentre in uno scenario senza nucleare sarebbe aumentata fino a 166 TWh (2030, senza nucleare). La richiesta di energia da carbone è destinata ad aumentare, ma in misura ridotta: da 40 TWh (2009) a 60 TWh (2030, con il nucleare). In uno scenario con il nucleare, la produzione di energia da fonti rinnovabili aumenterebbe da 80 TWh (2009) a 95 TWh (2030, con il nucleare).

Emerge dunque un quadro in cui l’energia nucleare non è alternativa alle fonti rinnovabili. Ma energia nucleare ed energie rinnovabili camminano fianco a fianco per ridurre notevolmente la produzione di energia da combustibili fossili, che scenderebbe a meno del 50% della produzione totale nel 2030. A tutto vantaggio dell’ambiente, ed anche dell’indipendenza energetica del nostro paese.

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