V’è nel mix elettrico italiano una distorsione immediatamente evidente quando si fa il confronto col mix elettrico mondiale o anche solo europeo. Nel mondo e nella Ue (ma anche negli Usa), carbone e nucleare contribuiscono per oltre il 40% al fabbisogno elettrico (il carbone è la prima fonte nel mondo e il nucleare la prima fonte nella Ue). In Italia, invece, il carbone si attesta ad appena il 5%, mentre l’elettro-nucleare è peggio che assente, visto che è un bene d’importazione (contribuisce al 15% del nostro fabbisogno). La circostanza contribuisce all’elevato costo energetico che gli utenti italiani devono sostenere.
Figura 1. Mix elettrico nel mondo, nella UE e in Italia. La prima fonte elettrica è, con oltre il 36%, il carbone nel mondo (ove il nucleare si attesta al 10%) e, col 25%, il nucleare nella UE (ove il carbone si attesta al 15%). In Italia, invece, il nucleare è assente, anzi ne abbiamo fatto un bene d’importazione (contribuisce al 15% dei nostri consumi elettrici) e il carbone è quasi assente (5%)
Il mix elettrico ideale è deducibile dalla curva di carico elettrico. Scegliendo un giorno a caso (in figura v’è la curva di carico del 15 dicembre 2022) rappresentativo di qualunque giorno dell’anno, osserviamo in essa due cose cruciali:
1. L’Italia assorbe sempre, ventiquattr’ore al giorno, tutti i giorni, almeno quasi 30 GW elettrici (questo è il carico di base).
2. In certi momenti della giornata (in particolare intorno alle 6 della sera) l’Italia assorbe fino a quasi 50 GW (questo è il carico di picco).
Figura. Potenza elettrica assorbita dall’Italia in un tipico giorno dell’anno (15.12.2022 in figura)
Di conseguenza: il carico di base può essere soddisfatto solo dagli impianti convenzionali, e quelli che meglio si prestano ad erogare energia elettrica in continuo e che usano un combustibile a basso costo sono gli impianti nucleare e a carbone. Sono questi, allora, che andrebbero principalmente usati per soddisfare la domanda di base. Non quelli a gas, che si servono del più caro dei combustibili. Per questa ragione, questi ultimi, che producono a prezzi più elevati di quelli a carbone e nucleari, per la rapidità con cui è possibile azionarli sono, assieme a quelli idroelettrici, i più adatti per soddisfare la domanda di picco.
La domanda di picco delle 6 della sera non può essere soddisfatta dal fotovoltaico (a quell’ora il fotovoltaico conta zero), né è detto che il vento soffi come desiderato. Allora deve essere installata una potenza di impianti convenzionali (idroelettrici, a carbone, a gas o nucleari) tale da soddisfare il massimo della potenza richiesta. Una volta installati tanti impianti convenzionali quanti ne servono per soddisfare la richiesta massima, essi saranno in grado di soddisfare anche la domanda inferiore alla massima. Detto diversamente: gli impianti non convenzionali (fotovoltaici ed eolici) sono inutili (sarebbero utili se, quando producono, consentissero di produrre il kWh a costo inferiore a quello degli impianti convenzionali, ma non è così, come si vedrà più oltre).
Allora, il mix razionale nella produzione elettrica dovrebbe seguire questi generali criteri:
1. massimizzare l’uso dell’idroelettrico (in funzione delle possibilità del Paese: la Norvegia produce la propria elettricità quasi al 100% dall’idroelettrico, ma per l’Italia l’idroelettrico potrebbe soddisfare il 20% della domanda);
2. soddisfare la domanda di base con nucleare e/o carbone e quella superiore alla domanda di base col carbone;
3. riservare il gas per le richieste di picco;
4. utilizzare gli impianti idroelettrici per accumulare energia nelle ore di minore domanda attraverso la tecnica dei pompaggi. Grosso modo per l’Italia un ragionevole mix sarebbe così composto: 20% di idroelettrico, 70% tra carbone e nucleare; 10% da gas. Che non è esattamente quel che l’Italia sta facendo. Il che fa comprendere perché le nostre bollette elettriche sono state nel 2022 le più elevate del mondo.
Ci si può chiedere se per caso fotovoltaico ed eolico possano essere economicamente utili per risparmiare “combustibile” convenzionale (carbone, gas, uranio o acqua) quando v’è sole e vento disponibili a produrre energia elettrica. Un po’, se ci si passa il paragone, come fanno quelli di noi che per il trasporto possiedono anche una bicicletta (che costa 100 volte di meno di un’automobile) e, quando le condizioni lo permettono, la usano risparmiando così il carburante dell’automobile. Per rispondere alla domanda bisogna sapere quanto costano questi impianti non convenzionali.
Consideriamo il fotovoltaico. In Italia abbiamo installati 24 GW di fotovoltaico che producono meno di 3 GW elettrici, cosicché per produrre 1 GW elettrico bisogna impegnare risorse per 8 GW fotovoltaici. Quanto? Ce lo dice la legge del Superbonus 110%, che ha incentivato il fotovoltaico con euro 2400/kW: per produrre 1 GW da fotovoltaico (per ottenere il quale bisogna installare 8 GW) lo Stato è disponibile a incentivarlo con quasi 20 miliardi. Ma lo stesso GW elettrico, prodotto con la tecnologia convenzionale che richiede i più costosi impianti (il nucleare) richiede un impegno economico di appena 3 miliardi. Insomma, il fotovoltaico è una “bicicletta” che costa 6 volte di più dell’auto.
Ci si può chiedere se, grazie a impianti d’accumulo, si può superare l’handicap dell’intermittenza e inaffidabilità di eolico e fotovoltaico. Solo per soddisfare la domanda nelle ore quando il fotovoltaico non produce – supponiamo 17 ore per 30 GW di base – bisogna avere accumulatori per 500 GWh con un impegno economico che per i soli accumulatori è dell’ordine di 500 miliardi di euro, un quarto del nostro Pil.
Non credo sia necessario continuare: le prospettive della de-carbonizzazione totale sono non solo irraggiungibili ma anche indesiderabili, e il solo perseguirla spingerà necessariamente alla recessione economica, a tutto vantaggio di quei Paesi che, grazie all’uso intensivo del carbone e/o del nucleare, producono a costi energetici inferiori.
Franco Battaglia, 6 luglio 2023
