Energie rinnovabili. Salvare l’ambiente accumulando energia

di Domenico Coiante.

 

Il contributo energetico delle fonti rinnovabili è cresciuto in modo significativo negli ultimi dieci anni. In particolare, la produzione di elettricità da parte del fotovoltaico e dell’eolico ha avuto un aumento notevole in tutto il mondo. A questo sviluppo ha partecipato in modo attivo l’Italia, dove la crescita ha assunto un carattere esponenziale. La Fig.1 mostra l’andamento della potenza cumulativa eolica e fotovoltaica installata in Italia negli ultimi 10 anni.

 

Il fattore di capacità sperimentale degli impianti, mediato sul territorio nazionale, è rispettivamente pari a circa 1700 ore equivalenti per l’eolico e 1200 ore per il fotovoltaico (dati dei rapporti annuali del Gestore Servizi Energetici). Pertanto, la produzione energetica annuale attesa nel 2012 è pari a 11,6 TWh per l’eolico e 15,3 TWh per il fotovoltaico, per un contributo totale previsto di 26,9 TWh.

Nel 2010, ultimo anno di cui si hanno i dati statistici ufficiali, la richiesta di elettricità sulla rete italiana è stata pari a 330,5 TWh. Per il 2011 non è ancora disponibile il bilancio energetico nazionale e, quindi, non conosciamo il consumo d’elettricità. Però possiamo presumere che la situazione di grave crisi economica in corso non abbia permesso un’ulteriore espansione dei consumi elettrici e che, al massimo, il fabbisogno elettrico 2011 e quello di previsione 2012 si possano mantenere all’incirca sui 330 TWh del 2010.

In queste condizioni, l’eolico e il fotovoltaico contribuiranno nel 2012 al soddisfacimento del fabbisogno elettrico nazionale per una quota pari a circa il 8,1%. Questo è un risultato notevole, che, 10 anni fa, era considerato difficilmente raggiungibile e, se mai, era collocato soltanto nel lungo periodo. Inoltre, visto che la tendenza presente alla crescita è comune in tutto il mondo, possiamo ragionevolmente presumere che il contributo delle due fonti continuerà ad aumentare nel prossimo futuro, raggiungendo quote d’incidenza sul bilancio elettrico sempre più significative.

Si tratta indubbiamente di un notevole successo, le cui ragioni risiedono principalmente in due fattori: la dimostrazione sul campo dell’adeguatezza tecnica e dell’affidabilità degli impianti di produzione e l’effetto economico trainante dovuto alle incentivazioni pubbliche erogate per superare la fase transitoria dell’apprendimento economico.

Come dimostra la Fig.1, la risposta del mercato elettrico è stata molto positiva e i risultati riempiono d’orgoglio i fautori delle fonti rinnovabili, tuttavia la situazione richiede un ulteriore approfondimento per essere inquadrata correttamente nel contesto più generale della questione energetica nazionale.

Applicando la consueta equivalenza tra elettricità ed energia primaria, 1 kWh = 2200 kcal = 0,22×10^-3 tep (tonnellate equivalenti di petrolio), il contributo totale dell’eolico e del fotovoltaico ammonta a 5,92 Mtep in termini di energia primaria. I dati del Bilancio Energetico Nazionale del 2010 ci dicono che il fabbisogno energetico annuale italiano è stato di circa 188 Mtep; inoltre, a causa della crisi economica, il consumo d’energia non è sicuramente aumentato dal 2010 al 2012. Possiamo, quindi, supporre che il contributo dell’eolico e del fotovoltaico incida sul bilancio totale d’energia del 2012 per circa il 3%. Stando così le cose, se guardiamo al settore delle rinnovabili, non solo nella prospettiva della produzione d’elettricità, ma in quella più ampia del fabbisogno d’energia, si può chiaramente notare come il contributo delle due fonti, benché inizi a farsi apprezzare rispetto alla scala di misura, sia ancora marginale rispetto al consumo energetico nazionale.

Naturalmente, la tendenza attuale alla crescita lascia prevedere per il futuro un’incidenza sempre più significativa, tanto che il fenomeno spinge i fautori di queste tecnologie a ipotizzare la possibilità di sostituire una parte notevole dell’energia primaria proveniente dai combustibili fossili.

Questo è un obiettivo possibile, ma il suo conseguimento non è affatto scontato sulla base del solo processo di apprendimento economico. L’intermittenza dell’erogazione di energia, caratteristica dei sistemi di produzione di elettricità come il solare e l’eolico, introduce un duplice ostacolo di natura tecnica ed economica. Si tratta di una barriera che tende ad impedire la crescita del settore al di sopra della soglia di sufficienza, cioè di quel livello che consentirebbe alle due fonti di assumere un ruolo energetico non marginale.

Il superamento degli ostacoli richiede un ulteriore sviluppo tecnico dei sistemi e un ripensamento delle modalità di interconnessione in rete. In particolare, se si vuole realmente far assumere all’eolico e al fotovoltaico (e al solare termoelettrico) le dimensioni adeguate al ruolo di consistenti fonti d’energia, nella prospettiva di sostituzione dei combustibili fossili, è indispensabile risolvere il problema dell’accumulo dell’energia elettrica per tempi lunghi.

Ostacoli per lo sviluppo

Prima di affrontare il tema degli ostacoli reali che si oppongono alla diffusione nell’uso dell’eolico e del fotovoltaico, conviene sgomberare il campo da un argomento pretestuoso che è continuamente riproposto dagli avversari ideologici di queste fonti: l’esiguità del potenziale energetico dovuta alla scarsa disponibilità in Italia di territorio adatto allo sfruttamento.

Questo argomento può avere una qualche motivazione riguardo all’eolico perché i siti più promettenti per ventosità non sono numerosi e si trovano in larga parte in alta quota sui crinali montuosi, dove gli aspetti paesaggistici rivestono una grande importanza. In ogni caso, esso non sussiste per il solare in genere e per il fotovoltaico in particolare. Infatti, dai dati statistici dell’ISTAT sulla caratterizzazione del territorio italiano si può apprendere che circa 25000 km² sono costituiti da terreni marginali, aridi e abbandonati perché non più coltivabili, situati nell’Italia Centro-Meridionale e Insulare. Si tratta di terreni accessibili (in quanto coltivati in passato) per la maggior parte adatti ad accogliere impianti fotovoltaici senza entrare in conflitto con l’uso agricolo ormai desueto.

A puro titolo di esercizio concettuale, facciamo l’ulteriore ipotesi che considerazioni logistiche e preoccupazioni ambientali ci consentano di disporre soltanto di un po’ meno della metà di tali terreni. Avremmo, pertanto, la possibilità di occupare con il fotovoltaico circa 10000 km², in cui possiamo comprendere cautelativamente anche i circa 1700 km² delle coperture dei capannoni industriali. Ci chiediamo che cosa significhi una tale disponibilità in termini di potenziale energetico.

Con l’efficienza attuale di conversione dei moduli fotovoltaici commerciali del 16% e un indice d’occupazione del suolo (m² di suolo occupato per ogni m² di modulo fotovoltaico) pari a circa 2,5, da ogni m² di terreno possiamo ricavare 64 Wp: cioè 64 MWp per km². Pertanto, dall’occupazione dei 10000 km² potremmo generare 640 GWp di potenza elettrica, che, considerato il fattore di capacità medio sperimentale degli impianti fotovoltaici nell’Italia Centro-Meridionale di 1300 ore annuali equivalenti, corrisponde alla produzione annuale di 832 TWh.

Si tratta di energia elettrica e, per poter stabilire l’equivalenza in termini di energia primaria, dobbiamo considerare che il fabbisogno elettrico italiano è soddisfatto per circa 230 TWh da generatori termoelettrici a combustibili fossili (UPI, 2010). Pertanto, i primi 230 TWh fotovoltaici potranno essere valorizzati negli usi elettrici applicando la consueta equivalenza: 1 kWh = 2200 kcal, cioè 1 TWh = 0,22 Mtep. Ciò porta al risparmio di 50,6 Mtep di energia primaria, a cui dobbiamo aggiungere i rimanenti 602 TWh, che andranno valorizzati negli usi termici come 1 TWh = 0,086 Mtep e, quindi, come ulteriore risparmio di 51,8 Mtep. In definitiva, la nostra produzione fotovoltaica equivale a circa 102 Mtep di energia primaria, cioè ad un “giacimento” di petrolio che ci potrebbe fornire oltre 100 milioni di tonnellate all’anno. Visto il consumo nazionale di energia primaria, che è stato di 188 Mtep nel 2010, il contributo del fotovoltaico potrebbe coprire il 53% del fabbisogno energetico. E tutto ciò utilizzando soltanto meno della metà dei terreni marginali, abbandonati dall’agricoltura, esistenti in Italia Centro-Meridionale.

Si tratta di un potenziale molto consistente, una riserva energetica che, al contrario di quanto accade per i combustibili fossili, non si va riducendo nel tempo. Infatti, essa continua ad aumentare man mano che lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica rende disponibili moduli con efficienza di conversione sempre più alta.

Sgomberato il campo dall’argomento pretestuoso dell’esiguità del contributo ottenibile, passiamo ora ad esaminare quali sono gli ostacoli reali che si oppongono allo sfruttamento di questo notevole “giacimento” energetico.

Ostacolo tecnico

Dal rapporto della TERNA “Dati statistici dell’energia elettrica in Italia 2010” si evince che la disponibilità in rete di potenza elettrica totale è stata di circa 106000 MW, di cui soltanto 69000 MW sono stati utilizzati in media nelle ore di punta. Più in particolare, la potenza degli impianti termoelettrici tradizionali disponibili è di circa 75000 MW, di cui circa 53000 MW sono utilizzati alla punta.

Il nostro interesse è concentrato sui generatori termoelettrici, perché, come vedremo meglio nel seguito, è su una parte di essi che si basa la capacità di regolazione e controllo della rete elettrica nazionale. Infatti, l’affidabilità della fornitura elettrica agli utenti nei termini contrattuali di tensione e di frequenza raggiunge oggi in Italia un valore molto alto, pari a circa il 99%. Detto in termini più comprensibili da tutti, l’utente ha una probabilità pari al 99% di trovare nella presa la potenza contrattuale richiesta in qualunque momento dell’anno. In 8760 ore annuali, esiste soltanto l’1% di probabilità d’infilare la spina nella presa e di non ricevere potenza. Si tratta di circa 88 ore all’anno, meno di quattro giorni, in cui statisticamente si può verificare questo evento.

Un così alto livello d’affidabilità è garantito nel tempo dall’azione istantanea del sistema di controllo della rete rispetto ad eventuali squilibri dovuti alle fluttuazioni improvvise della produzione e/o del carico. Per tale scopo sono utilizzati in prima istanza alcuni generatori termoelettrici rotativi a risposta rapida, che alimentano la rete mantenendo un piccolo margine di riserva di potenza (in misura minimale  per questioni d’economia  circa 3-5% del totale). Per fronteggiare squilibri più profondi del livello di potenza della rete, si ricorre all’accensione di altri generatori termoelettrici di riserva, le cui caratteristiche tecniche consentono un rapido intervento.

In definitiva, la stabilità della rete elettrica è garantita dall’intervento del sistema di controllo automatico. Questo, come ogni sistema automatico, è in grado di rispondere alle variazioni indotte da eventuali guasti e/o altre cause soltanto se l’ampiezza della perturbazione si mantiene entro la dinamica del sistema di controllo. Quando lo squilibrio ha una maggiore ampiezza, il sistema di controllo non riesce più a compensare le variazioni e reagisce in modo da mettere in stato di protezione i generatori attivi, spegnendoli e distaccandoli dalla rete. In questo caso si ha il black out della parte di rete interessata dalla perturbazione e, in casi particolarmente gravi, si può arrivare al blocco totale.

L’intermittenza casuale della generazione di potenza fa sì che la rete elettrica veda gli impianti fotovoltaici ed eolici ad essa allacciati come causa d’immissione di continue perturbazioni, che tendono a destabilizzare il livello di potenza gestito dal sistema elettrico a fronte del carico. Per quanto visto, il controllo automatico della rete, per mantenere il livello d’affidabilità della fornitura, deve compiere un continuo lavoro di compensazione, che diviene tanto più grande quanto maggiore è la potenza intermittente allacciata. Di conseguenza, è intuitivo pensare come la quantità di potenza allacciabile alla rete non possa essere grande a piacere, ma che essa debba essere commisurata al livello di potenza per cui il sistema di controllo è capace di mantenere il grado d’affidabilità contrattuale.

Una prima conseguenza di ciò è che al crescere della potenza intermittente deve corrispondere una crescita della potenza marginale di riserva dei generatori termoelettrici adibiti al controllo, se si vuole conservare il livello di stabilità della rete. È chiaro che l’aggiunta di ulteriori generatori convenzionali costituisce un aggravio di spesa da porre a carico delle fonti rinnovabili intermittenti, di cui bisognerà tenere conto nel bilancio costi-benefici.

La seconda conseguenza è di natura tecnica e deriva dalla capacità dinamica del sistema di controllo a contrastare le variazioni indotte nel livello di potenza della rete dall’intermittenza delle due fonti. Data una certa rete elettrica in equilibrio gestionale, la domanda che ci dobbiamo porre è: “Quale è la potenza intermittente massima in connessione che la rete può sopportare in relazione alle caratteristiche dinamiche di reazione del sistema di controllo automatico?”

La risposta a questa domanda determina la quantità massima di potenza intermittente che possiamo collegare alla rete senza correre il rischio di produrre il deterioramento delle condizioni di stabilità dell’erogazione d’energia agli utenti. Si tratta di un argomento squisitamente specialistico che presuppone la conoscenza dettagliata della struttura territoriale della rete, della tipologia di tutti i generatori che l’alimentano, le interconnessioni alle reti estere e le apparecchiature preposte alla gestione e al controllo. Questa domanda è stata posta al GSE da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas, ma una risposta esauriente non è ancora stata data.

Sappiamo, comunque, che la risposta deve essere sicuramente collegata alla presenza in rete dei generatori termoelettrici rotativi, perché ad essi spetta il compito di mantenere la stabilità della tensione e della frequenza di rete contro le oscillazioni indotte dall’intermittenza delle rinnovabili.

Da studi e simulazioni condotti in passato, ma anche dall’esperienza pratica acquisita in occasione dei diversi black out già capitati, possiamo ragionevolmente supporre che per la rete italiana, nella sua configurazione attuale, i fenomeni d’instabilità possano avere effetti pericolosi qualora un’improvvisa perturbazione che si propaghi nella rete raggiunga un’ampiezza di potenza pari a circa il 20-30% della potenza dei generatori termoelettrici attivi in rete nel momento in cui accade l’evento. Nell’indicare tale limite, si deve avere ben presente che cosa significherebbe per l’economia nazionale il danno causato da un eventuale black out elettrico e ciò porta a considerare come assolutamente da evitare ogni condizione che possa portare a questa condizione.

Essendo questa percentuale collegata alla quantità di potenza intermittente allacciabile alla rete, esiste una grande discussione, che vede, da una parte, i fautori delle rinnovabili, per i quali il valore è troppo basso, e, dall’altra, i produttori tradizionali ed il gestore della rete, per i quali è troppo alto.

A dirimere la questione non aiutano le notizie giornalistiche che spesso annunciano come da qualche parte del mondo, in certi giorni e in date ore, la produzione eolica e/o fotovoltaica sia riuscita a coprire anche il 70% del fabbisogno istantaneo di potenza elettrica. Naturalmente il lettore non specialista è portato a credere che siano troppo conservative le nostre preoccupazioni circa l’esistenza di un limite di accettazione e che invece non esista il pericolo di destabilizzazione della rete. Purtroppo, però, la situazione reale è ben diversa, come è possibile constatare facendo mente locale su cosa potrebbe succedere nella rete se quel 70% di produzione all’improvviso si riducesse ad un valore molto minore, cosa sempre possibile per l’intermittenza casuale delle due fonti. Allora si capirebbe che l’argomento va trattato in termini d’affidabilità della produzione, collegandolo alla distribuzione temporale della probabilità di generare la potenza immessa in rete.

È ovvio che, qualora l’utente fosse disposto ad accettare un’affidabilità della fornitura elettrica più bassa di quella garantita attualmente, sarebbe possibile aumentare in proporzione la quota di potenza intermittente allacciata.

Vedremo meglio questo aspetto in seguito, quando ci occuperemo del limite economico. Per il momento chiediamo al lettore di accettare il fatto che esiste un fenomeno di deterioramento dell’affidabilità della rete quando la quantità di potenza intermittente allacciata supera una certa soglia, che ottimisticamente assumeremo intorno ad un valore pari al 30% della potenza dei generatori termoelettrici rotativi (attivi in rete contestualmente all’immissione della potenza intermittente). Il superamento di tale soglia non produce effetti immediatamente visibili, ma pone l’intero sistema di produzione in una condizione statistica di maggiore rischio nei confronti del rispetto dei termini contrattuali con gli utenti.

Pertanto, ricordando che la rete italiana utilizza circa 50000 MW di generatori termoelettrici per fronteggiare la punta di carico e che il massimo contributo del fotovoltaico, sommandosi all’eolico, capita proprio nelle ore del picco mattutino, assumiamo questo valore come termine di confronto e ricaviamo il dato approssimato della soglia di potenza intermittente allacciabile (senza deteriorare l’affidabilità)  come circa 15000 MW. Poiché la potenza totale eolica e fotovoltaica oggi ha raggiunto la cifra di circa 20000 MW, la soglia è stata abbondantemente superata. Pertanto, sussiste il ragionevole dubbio che l’affidabilità media annuale nella nostra rete abbia oggi un valore più basso di quel livello pari al 99% sopra indicato. A questo riguardo, eccetto qualche preoccupazione pubblicamente espressa dalla Terna per la situazione in Sicilia, non risulta che in generale ci sia stato il minimo sforzo per informare l’utente del rischio che sta correndo. Eppure il rischio è ben presente alla Terna, visto che essa ha proposto un grande progetto di potenziamento della rete nazionale, comprendente anche la costituzione di opportuni centri di accumulo dell’elettricità delle fonti intermittenti (qui è disponibile una mia analisi tecnica della proposta).

Il progetto ha suscitato un’accesa controversia legale. Ad esso sono fortemente contrari i produttori d’elettricità convenzionale, che contestano alla Terna il fatto di assumere il ruolo illecito di produttore d’energia qualora accumulasse elettricità per riversarla in rete in tempo differito. Senza entrare nel merito della disputa, ci sembrerebbe doveroso, oltre che opportuno, che la pubblica opinione fosse informata delle ragioni tecniche, oltre che economiche, che dettano la necessità del progetto in relazione alla progressiva perdita di stabilità della rete per il collegamento di una quantità eccessiva di impianti di generazione di potenza intermittente.

L’ostacolo economico

Nelle condizioni di ventosità e d’insolazione del nostro Paese, i costi di generazione del kWh eolico, ed ancor più quelli del fotovoltaico, sono più alti del costo di produzione dei kWh termoelettrici convenzionali. Con i miglioramenti tecnologici e lo sviluppo del mercato, questi costi si stanno riducendo e si prevede che essi diverranno competitivi nel prossimo futuro. Anche se ancora non siamo in questa situazione, tuttavia assumiamo ottimisticamente che presto la competitività sia raggiunta e poniamoci questa domanda:

“Quando immettiamo in rete un kWh fotovoltaico o eolico, quale valore economico dobbiamo assegnargli?”

In condizioni di libero mercato, il valore di un bene è stabilito dal servizio reso ed esso è misurato dal prezzo che l’utente è disposto a pagare per quel servizio. Quindi il prezzo, che si forma dall’incontro tra la domanda e l’offerta, costituisce la misura del valore di quel bene. A questo punto la domanda diviene:

“Il nostro kWh verde è in grado di effettuare per l’utente lo stesso servizio offerto dai kWh convenzionali che scorrono nella rete, in modo che ad esso possa essere attribuito lo stesso valore?”

Non c’è dubbio che per l’aspetto quantitativo i due kWh si equivalgano: entrambi contengono la stessa quantità d’energia. Ma un qualsiasi bene è caratterizzato non soltanto dalla quantità, ma anche dalle qualità che esso possiede. Sotto l’aspetto qualitativo il kWh verde è profondamente diverso da quello termoelettrico. Esso possiede alcune qualità vantaggiose, come la rinnovabilità e la benignità ambientale, e, putroppo, una estremamente svantaggiosa, come l’intermittenza casuale. Le qualità positive sono di difficile quantificazione, mentre per l’intermittenza è più facile valutare gli effetti economici negativi.

Quando l’utente acquista il kWh, paga sia per la quantità d’energia, sia per una qualità importante sottintesa, l’affidabilità della fornitura, che per lui è rappresentata dalla probabilità di trovare sulle prese di casa la potenza (sotto forma di tensione, corrente e frequenza) per cui ha stipulato il contratto. Anzi per l’utente comune, non si tratta di probabilità, ma di certezza, dato che egli, senza saperlo, usufruisce di un servizio di rete affidabile per circa il 99% (in molte zone d’Italia).

Per ridurre all’essenziale il nostro ragionamento, dobbiamo fare una breve digressione su questo argomento. L’affidabilità dei generatori termoelettrici coincide all’incirca con il loro fattore di capacità, che, nel caso dei gruppi elettrogeni che alimentano la rete, si aggira intorno all’85%. Le ragioni di questo valore risiedono principalmente sulla probabilità di guasto delle apparecchiature e sulla necessità di fermare periodicamente gli impianti per la manutenzione ordinaria e straordinaria. Utilizzando adeguate logiche di collegamento in parallelo e d’intervento tra diversi generatori si arriva ad aumentare l’affidabilità complessiva fino al valore voluto.

Anche l’affidabilità della produzione degli impianti  eolici e fotovoltaici è approssimativamente pari al loro fattore di capacità, cioè 19% per l’eolico e 14% per il fotovoltaico (nelle condizioni medie italiane). Però, a parte la constatazione dei bassi valori di partenza, occorre registrare una profonda differenza rispetto ai generatori termoelettrici: non è la probabilità di guasto degli impianti a produrre valori così bassi d’affidabilità, ma è l’aleatorietà della sorgente d’energia primaria (vento e sole). In questo caso non è possibile ricorrere ad alcuna logica di collegamento serie/parallelo o ridondanze varie per migliorare la situazione: mettere in parallelo due impianti nello stesso sito produce sempre lo stesso fattore di capacità.

La conclusione a cui si perviene è che, mentre il kWh termoelettrico è accompagnato da un’affidabilità del 99%, il kWh verde ha un’affidabilità molto più bassa (14-19%). Se non fossero presenti nella rete elettrica i generatori termoelettrici e la fornitura elettrica agli utenti provenisse soltanto da eolico e fotovoltaico, la probabilità di trovare alla presa la potenza desiderata sarebbe uguale a circa il 14-19% del tempo, cioè statisticamente pari a 1200-1700 ore sulle 8760 annuali.

In queste condizioni, c’è da chiedersi se l’utente, anche considerando le qualità ecologiche che accompagnano il kWh verde, sarebbe disposto a pagare il kWh allo stesso prezzo di quello termoelettrico.

In definitiva, occorre registrare che il valore economico del kWh verde intermittente è di molto inferiore a quello stabile convenzionale. Pertanto, anche quando sarà raggiunta la competitività dei costi di produzione, il kWh eolico e fotovoltaico non sarà concorrenziale per valore economico con quello termoelettrico. Ciò costituisce un notevole ostacolo per la diffusione di queste fonti su larghissima scala, impedendo che esse possano uscire dalla marginalità del loro contributo energetico.

Il valore ambientale

La Fig.2 mostra l’andamento storico della quantità specifica di emissioni di CO₂ da parte dell’intero parco dei generatori termoelettrici che alimentano la rete elettrica italiana (Caputo, 2011). Nel 1990 ogni kWh prodotto era accompagnato dall’emissione di circa 720 grammi di CO₂, che si sono progressivamente ridotti a circa 520 grammi nel 2009, ultimo anno di cui si hanno i dati consolidati. Vista la tendenza del grafico, possiamo estrapolare la curva assumendo che nel 2012 ogni kWh termoelettrico prodotto sia accompagnato dall’emissione atmosferica media di circa 0,5 kg di anidride carbonica.

 

Pertanto, considerando in prima approssimazione come trascurabile la quantità di CO₂ emessa dagli impianti eolici e fotovoltaici nella fase industriale della loro costruzione, ciascun kWh verde immesso in rete consente di ridurre di 0,5 kg l’emissione atmosferica che s’accompagna al consumo d’elettricità. In definitiva, ogni TWh verde fa risparmiare 0,5 Mt di anidride carbonica e quindi l’intera produzione eolica e fotovoltaica del 2012, prevista in 26,9 TWh, consente la riduzione di 13,4 Mt di CO₂, quota che porta un contributo notevole all’obiettivo nazionale di riduzione imposto dal Protocollo di Kyoto.

Ricordando che la produzione termoelettrica totale è stata nel 2010 in Italia pari a 230,2 TWh (UPI, 2011) ed assumendo che la crisi in atto non abbia fatto aumentare tale produzione, le emissioni totali del settore elettrico (imputabili quasi esclusivamente alla produzione termoelettrica) ammontano a circa 115 Mt di CO₂. Pertanto, il beneficio ambientale dell’eolico e del fotovoltaico si traduce in una quota di riduzione delle emissioni dell’intero settore elettrico pari a circa il 12%. Si tratta di un risultato degno di nota, che tuttavia deve essere visto nel quadro più generale del totale delle emissioni nazionali. Nel 2009 le emissioni nazionali di CO₂ sono state di 491,1 Mt con una tendenza ad ulteriore diminuzione (Caputo, 135/2011). Assumendo che tale livello si mantenga anche per il 2012, l’incidenza del risparmio dovuto all’eolico e al fotovoltaico è pari al 2,7%.

L’esiguità della quota di risanamento ambientale non ci sorprende in quanto essa è la diretta conseguenza della marginalità del contributo energetico delle due fonti.

In conclusione, perché l’effetto ambientale divenga significativo, occorre che la produzione elettrica rinnovabile aumenti notevolmente in sostituzione della produzione termoelettrica da combustibili fossili e ciò porta inevitabilmente a scontrarci contro la presenza dell’ostacolo, che ne impedisce lo sviluppo: l’intermittenza casuale della generazione di potenza.

Necessità dell’accumulo

Riassumendo per sommi capi le considerazioni precedenti, possiamo dire che, a fronte del grande potenziale energetico accessibile (es. fotovoltaico per oltre 100 Mtep di energia primaria), gli ostacoli tecnici ed economici ne permettono lo sfruttamento soltanto per un contributo che si colloca nella marginalità del fabbisogno (circa il 3%).

Qualcuno potrebbe obiettare che questo risultato è figlio del basso valore della quota di penetrazione in rete, da noi assunta per gl’impianti a generazione intermittente (30%), quando con alcuni provvedimenti di ammodernamento tecnico della gestione della rete (smart grid) sarebbe possibile arrivare a quote molto più alte. A parte il fattore negativo dei costi aggiunti, proviamo ad immaginare ottimisticamente che, rinunciando a qualche punto d’affidabilità, si possa arrivare anche a raddoppiare la quota di penetrazione, diciamo fino al 60%. La potenza intermittente allacciabile sarebbe allora pari a 30000 MW con una produzione d’elettricità pari a circa 43 TWh all’anno (fattore di capacità medio pesato tra eolico e fotovoltaico di 1450 ore equivalenti). L’incidenza nel settore elettrico salirebbe al 14% e quella sul fabbisogno energetico si porterebbe ad un contributo di circa il 5% in termini d’energia primaria.

La conclusione è che, nonostante i considerevoli sforzi economici che la soluzione d’ammodernamento della rete comporta, il contributo rimarrebbe ancora marginale.

A questo punto, risulta evidente che la soluzione del problema passa per un aumento significativo del fattore di capacità degli impianti, in modo da produrre l’aumento dell’affidabilità dell’erogazione di potenza e la sua dispacciabilità programmabile nel tempo. In altri termini, occorre trasformare gl’impianti a generazione intermittente in generatori di potenza costante nel tempo ed erogabile secondo le esigenze del carico. Ciò si ottiene introducendo un sistema d’accumulo che immagazzini l’energia intermittente proveniente dalle fonti e la restituisca in forma continuativa in un modo programmabile nel tempo ed in accordo con il diagramma temporale del carico.

Accumulo di breve periodo

A titolo esplicativo, osserviamo la Fig.3, che mostra il diagramma di carico sulla rete elettrica italiana tipico di un giorno lavorativo (giovedì 13 ottobre 2011). Si nota chiaramente la presenza di due picchi di richiesta, uno collocato alle 9 di mattina ed un altro, di maggiore entità, alle 19,30. Come è noto, il prezzo pagato dagli utenti per i kWh assorbiti durante i periodi di maggiore richiesta è molto più alto di quello pagato nelle altre ore. Pertanto il valore dei kWh immessi in rete durante le punte è da considerare come il più elevato.

Per maggior chiarezza riportiamo nella Fig.4 soltanto la parte superiore del grafico, cioè quella che si riferisce alla richiesta di potenza di punta. Sullo stesso grafico riportiamo pure il diagramma orario della produzione totale degli impianti fotovoltaici, ipotizzando che, in quello stesso giorno, il sole risplenda nel cielo limpido e sereno.

Notiamo subito che il massimo della potenza fotovoltaica immessa in rete si va a collocare per buona parte nella valle tra le due punte, cioè nella zona di minore valore del kWh. E’ evidente che, se potessimo spostare lungo l’asse orario la produzione fotovoltaica in modo da farla coincidere con la punta d’assorbimento serale, potremmo ottenere la massima valorizzazione dei nostri kWh verdi. In altri termini, bisognerebbe accumulare i kWh fotovoltaici, prodotti oggi, e restituirli domani nel periodo della punta serale, tra le 14 e le 22 circa. Si tratta di un periodo di accumulo di circa 24 ore, che tecnicamente può essere realizzato con gli accumulatori elettrochimici di collaudata esperienza.

I costi aggiunti dall’accumulo potrebbero essere recuperati mediante la valorizzazione dovuta per la fornitura alla punta. Inoltre, come vedremo, la possibilità di poter programmare l’erogazione di potenza in tempo differito, cioè la dispacciabilità, fa aumentare il valore del kWh attraverso la possibilità da parte della rete di ridurre i costi fissi, diminuendo il numero dei generatori convenzionali in connessione.

Il diagramma di generazione fotovoltaica in un giorno ideale limpido e sereno è descritto in modo approssimato dalla seguente formula:

 

P(t) = P_p sen[180*(t – t₁)/(t₂ – t₁)]                                                 (1)

 

Dove t è il tempo espresso in ore con origine all’ora t₁ del sorgere del sole e fino a t₂, ora del tramonto. P_p è la potenza di picco dell’impianto che capita alle ore 12, espressa in kW.

L’energia giornaliera prodotta in questo giorno ideale, espressa in kWh, è data da:

 

E = òP(t)×dt = P_p ò_t1^t2sen[180(t – t₁)/(t₂ – t₁)]×dt                                (2)

 

A titolo esemplificativo, consideriamo la situazione il giorno dell’equinozio, cioè il 21 marzo o il 21 settembre. In tal caso il sole sorge alle 6 (t₁ = 6) e tramonta alle 18 (t₂ = 18). La soluzione dell’integrale in queste condizioni porta alla produzione giornaliera:

 

E = (24/p)×P_p = 7,64×P_p                                                                  (3)

 

In questo caso ideale, l’energia giornaliera prodotta equivale a quella producibile dalla potenza di picco P_p per 7,64 ore. Purtroppo, le giornate ideali nel corso dell’anno sono poche e l’energia giornaliera, prodotta in media, è più bassa, come possiamo vedere nel grafico di Fig.5.

L’istogramma mostra l’andamento mensile della media giornaliera della densità d’energia luminosa disponibile per la conversione fotovoltaica (su pannelli piani esposti a sud ed inclinati di circa 37° rispetto all’orizzontale) in uno dei migliori siti italiani per insolazione, Trapani in Sicilia. Considerando che su ogni m² di pannello cade un’intensità luminosa di picco di 1 kW, la cifra che esprime la densità d’energia raccolta può essere considerata equivalente a quella ottenibile dall’intensità di picco moltiplicata per un numero di ore espresso da quella cifra. Pertanto, i valori indicati sul diagramma assumono il significato di ore equivalenti alla massima potenza. Si può notare che soltanto nel mese d’agosto le ore equivalenti alla potenza di picco s’avvicinano al valore calcolato sopra con il nostro modello ideale, mentre per gli altri mesi si hanno valori più bassi.

 

La media annuale dei valori mensili ci dà un numero di ore giornaliere equivalenti pari a T_eq = 5,35 h/giorno. Pertanto, nelle valutazioni pratiche conviene far riferimento a questo valore e considerare come energia accumulabile quella media, sviluppata dalla potenza di picco dell’impianto fotovoltaico nel tempo T_eq, cioè:

 

E = P_p×T_eq                                                                               (4)

 

Tenendo sempre presente la natura statistica della fonte, supponiamo d’immagazzinare in accumulatori elettrochimici tutta questa energia per 24 ore e di riutilizzarla il giorno dopo per alimentare la rete durante il periodo della punta mattutina e di quella serale, ad esempio, dalle 8 alle 11 e dalle 16,30 alle 21,30, per un tempo totale T di circa 8 ore (confronta in Fig.4).

In questo caso, dovremo erogare la quantità d’energia E, immagazzinata nel sistema d’accumulo, ad una potenza P tale da conservare il bilancio energetico e cioè:

 

P = h×E/T = h×P_p×(T_eq/T) = h×0,67×P_p                                        (5)

 

Dove h è l’efficienza del sistema d’accumulo elettrochimico, che approssimativamente può essere considerata pari all’85%.

In definitiva, il nostro generatore potrà erogare una potenza P pari a circa il 57% di quella di picco del nostro impianto fotovoltaico, ma lo potrà fare con continuità per 8 ore ed in modo programmabile nel tempo. Da ciò segue che il fattore di capacità dell’impianto completo (dotato di accumulo) potrà passare dalle 1300 ore equivalenti a circa 2900 ore e con esso aumenterà l’affidabilità della fornitura e, quindi, il valore economico del kWh.

Naturalmente, fattori di capacità ancora più alti potranno essere ottenuti aumentando la potenza di picco dell’impianto in modo d’accumulare una maggiore quantità d’energia così da restituirla in un tempo più lungo a parità di potenza d’uscita.

Infine, occorre notare che la potenza P non è più intermittente e, pertanto, essa non contribuisce alla soglia di penetrazione in rete, rendendo così possibile l’aumento del contributo energetico da parte delle due fonti.

Accumulo di lungo periodo

L’opportunità di realizzare l’accumulo per lungo tempo (accumulo stagionale) deriva dall’osservazione della Fig.5, dove si nota che la densità d’energia giornaliera nei mesi estivi è circa un fattore (1,8¸2) più alta di quella dei mesi invernali.

Fintanto che ci si trova in condizioni distanti dalla soglia d’accettazione, la rete è in grado di assorbire tutta la produzione fotovoltaica e non esiste alcun problema nel collocare la maggiore produzione estiva. Quando, però, è raggiunta la soglia d’accettabilità della potenza intermittente, il dimensionamento degli impianti in funzione della soglia diverrà impellente e si potrà correre il rischio del distacco temporaneo dei generatori in eccedenza con la conseguente perdita d’energia. Ciò è quanto sta già avvenendo per gli impianti eolici in Sicilia, in alcune zone particolari per la criticità della rete.

E’ evidente che l’accumulo dell’energia prodotta in eccesso d’estate ed il suo uso differito durante l’inverno potrebbe impedire questo spreco.

Un’altra motivazione, forse più importante, per l’accumulo stagionale deriva dal limitato contributo ambientale delle fonti rinnovabili intermittenti. In un precedente paragrafo abbiamo visto come l’incidenza relativa al risanamento ambientale sia confinata entro una quota marginale (circa 5%) dell’emissioni totali nazionali e, per giunta, ciò si verifica nel caso più ottimistico di una penetrazione degli impianti in rete pari al 60%. Questo deludente risultato è la diretta conseguenza del fatto che il fotovoltaico e l’eolico producono energia elettrica, destinata come tale a coprire principalmente l’uso finale elettrico. Se si va ad analizzare la composizione del bilancio energetico nazionale ripartendolo secondo gli usi finali, si trova che l’uso elettrico è poco più di un terzo del totale, mentre gli altri due terzi sono costituiti dagli usi termici e dei trasporti, dove i combustibili fossili regnano incontrastati. E’ in questi due terzi di consumo, quindi, che si produce la maggior parte delle emissioni inquinanti e tutti gli sforzi al risanamento, che siano confinati al solo settore elettrico, possono avere effetti parziali, non decisivi.

Occorre, pertanto, produrre grandi quantità di energia rinnovabile elettrica, nel periodo estivo quando essa è in eccesso rispetto a quella destinata agli usi elettrici, accumularla e trovare il modo di convogliarla verso gli altri settori d’uso per ridurre il consumo di combustibili fossili. Si tratta di trasformare l’energia elettrica solare (eolica compresa) in energia chimica, accumulata in un vettore energetico che possa essere usato negli altri settori d’uso. Soltanto se, e quando, saremo in grado di sostituire i combustibili fossili negli usi termici e dei trasporti, potremo realizzare il grande potenziale di risanamento ambientale che le fonti rinnovabili possiedono.

Uno dei modi, già ampiamente collaudato sotto il profilo tecnico, consiste nella produzione d’idrogeno per elettrolisi dell’acqua e nel suo utilizzo come combustibile gassoso, o come materia prima per la sintesi di altri combustibili liquidi. Questa filiera tecnologica risulta costosa soprattutto per il costo ancora alto del kWh fotovoltaico, ma i miglioramenti tecnologici e la riduzione dei costi di produzione che si stanno oggi verificando (unitamente al continuo aumento del prezzo dei combustibili fossili) lasciano prevedere la possibilità di raggiungere la competitività economica nel prossimo futuro.

Conclusione

Il modello di sviluppo oggi adottato dagli operatori industriali, che considera soltanto l’opzione del collegamento diretto degli impianti fotovoltaici ed eolici alla rete elettrica, va a scontrarsi contro la barriera causata dall’intermittenza della generazione elettrica. La presenza di questo ostacolo limita il ruolo delle due fonti ad un aspetto quantitativo marginale, sia dal punto di vista energetico, sia ambientale. La necessità dell’accumulo elettrico per brevi periodi è conseguente al bisogno di rendere meno aleatoria la fornitura di potenza alla rete, così da aumentare il valore economico del kWh erogato attraverso l’incremento della sua affidabilità e del fattore di capacità degli impianti.

La necessità di completare gli impianti con sistemi d’accumulo stagionale è dettata dalle considerazioni circa la realizzazione di un ruolo significativo (non marginale) delle fonti nella lotta contro la crisi climatica globale, ruolo acquisibile soltanto con la sostituzione dei combustibili fossili nei settori degli usi termici e dei trasporti.

Stando così le cose, la polemica in corso tra coloro che ritengono completamente sprecate le incentivazioni governative alle due fonti e coloro che invece le ritengono opportune, giustificandole soprattutto con i benefici ambientali indotti, appare priva di buon senso. Infatti entrambi gli schieramenti hanno torto e ragione, perché non collocano l’argomento nella giusta prospettiva temporale. Sicuramente a breve termine l’incentivazione delle fonti è giustificata dalla necessità di sostenere la tecnologia per favorirne la crescita nel mercato fino a che non venga raggiunta la competitività attraverso l’abbassamento dei costi per effetto di scala. Ciò naturalmente nella convinzione che, da questo punto in poi, cioè nel lungo termine, la presenza delle fonti rinnovabili produca effetti benefici e significativi di risanamento ambientale.

Purtroppo, però, dalla nostra analisi deriva la conclusione che il modello di sviluppo adottato oggi per gli impianti non permetterà un effetto ambientale significativo, a meno che non si adottino fin da subito provvedimenti di modifica degli impianti con l’introduzione di sistemi d’accumulo in grado di superare la barriera dell’intermittenza delle fonti.

Riferimenti

-         Caputo A., (2011), Produzione termoelettrica ed emissioni di CO₂, Rapporto ISPRA 135/2011, www.isprambiente.gov.it/site/_contentfiles/00009400/9486_Rapporto_135_2011.pdf

-         UPI, (2011), Unione Petrolifera Italiana: Statistiche Economiche, Energetiche e Petrolifere 2011, Tav.36

Ringraziamento

Sono grato all’amico Terenzio Longobardi per aver avuto la pazienza di revisionare il lavoro, fornendo alcune precisazioni ed utili suggerimenti.iMille.org – Direttore Raoul Minetti