Sfide e opportunità per la decarbonizzazione del settore elettrico italiano



1) “Decarbonizzazione”: cosa si intende?



Recentemente abbiamo fatto un sondaggio sulla nostra pagina instagram relativo agli obiettivi di decarbonizzazione assunti dall’Italia. Questo articolo è una risposta articolata al vostro pessimismo (78% di pareri negativi) sulla possibilità di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2025. 

Innanzitutto, cosa si intende per decarbonizzazione? In generale il termine indica l’abbandono di tutti i combustibili fossili nella generazione di energia per qualunque uso finale. Questo è il significato più completo e corretto del termine decarbonizzazione. Dunque, avremo raggiunto la cosiddetta “deep decarbonization” quando avremo azzerato o comunque ridotto moltissimo l’uso di tutti i combustibili fossili per generare elettricità, riscaldare le nostre case, alimentare la mobilità di merci e persone e tutte le attività industriali e terziarie. Un significato (ben) più ristretto ma molto in voga è quello di parlare di decarbonizzazione con riferimento alla sola generazione di elettricità (abbiamo letto tutti ad esempio articoli sul Costa Rica carbon free per molti mesi dell’anno o più di recente il caso del Portogallo). Torneremo in seguito su questo bias nei confronti del settore elettrico non del tutto ingiustificato. Infine, un significato ancor più limitato del termine decarbonizzazione è quello, spesso usato e abusato in terra italica, legato all’abbandono della sola generazione elettrica da carbone, la fonte fossile a più alte emissioni di CO2



Declinati questi tre significati del termine decarbonizzazione (di cui solo il primo è corretto mentre gli altri due andrebbero per lo meno sempre circostanziati), possiamo subito dire che il vostro cauto pessimismo vi ha fatto scegliere la risposta corretta: non c’è modo affinché l’Italia raggiunga la decarbonizzazione al 2025, nemmeno limitatamente al solo settore elettrico (come vedremo a breve si è impegnata ad arrivare a poco più di metà strada al 2030). Relativamente invece all’abbandono della generazione elettrica da carbone, questo obiettivo è cautamente fattibile, anzi il nostro paese si è impegnato a raggiungerlo proprio al 2025 nel Piano Nazionale Clima Energia (PNIEC) inviato alla Commissione Europea lo scorso anno. Tuttavia, l’abbandono del carbone sarà in buona parte sostituito da capacità di generazione a gas, un altro combustibile fossile che, sebbene produca meno emissioni di CO2 del carbone (circa 350 g per ogni kWh generato contro i 1000 g del carbone), non è certo carbon-free.

Abbiamo visto già quanto sia complesso definire cosa sia la decarbonizzazione e quante variabili siano in gioco. In questo articolo proveremo a darvi un’idea dei trend e delle sfide in atto, del perché non sia così facile “decarbonizzare” e su quali tecnologie e politiche si sta puntando o si dovrebbe puntare, con un focus, vista la vastità del tema, al settore elettrico e al contesto italiano.



 2) La decarbonizzazione del settore elettrico



L’ascesa delle fonti rinnovabili elettriche: l’era dell’elettricità alle porte?



La storia dell’energia è fatta di discontinuità in cui si registra l’affermazione di una nuova fonte o vettore energetico. Così fu dal legno al carbone durante la prima rivoluzione industriale. Poi dal carbone al petrolio e infine dal petrolio al gas naturale. Negli ultimi due casi la fonte dominante non fu sostituita ma semplicemente ridimensionata negli usi, così il gas ha soppiantato il petrolio nella generazione elettrica e altri settori ma il petrolio rimane la fonte d’energia dominante nei trasporti. 

La prossima transizione già in corso è quella verso le rinnovabili elettriche (FER-E). Cosa vuol dire rinnovabili elettriche? Sono fonti di energia rinnovabili (quali quella solare ed eolica) che abbiamo imparato a convertire molto bene in uno specifico vettore energetico: l’elettricità. Non sappiamo come convertire l’energia eolica direttamente in movimento (i velisti ci perdonino) per azionare aeroplani o automobili o in calore per riscaldare le nostre case o far fondere l’acciaio, ma sappiamo con grande efficienza e in modo sempre più economico trasformarla in elettricità, che può essere usata a sua volta per far muovere macchinari, riscaldare, raffrescare e tanto altro. Inoltre, abbiamo anche scoperto che l’elettricità è un vettore molto efficiente nel fare tutto questo: il motore di un’auto elettrica ad esempio ha un’efficienza del 80-90% contro circa il 30-40% di un’auto a benzina o diesel. 

La crescita nell’uso delle fonti rinnovabili, sole e vento in primis, e del vettore elettrico sono trend destinati a consolidarsi e a rafforzarsi a vicenda nei prossimi decenni. Certo, sarà necessario sfruttare le fonti rinnovabili anche in altro modo, ad esempio tramite la produzione di biogas. Ma il boom delle rinnovabili elettriche sarà difficilmente eguagliabile. Questo ovviamente porta con sé una spinta all’elettrificazione dei consumi energetici finali. Soprattutto nei trasporti tramite le varie forme di mobilità elettrica e nel riscaldamento degli edifici tramite pompe di calore. Questo aumenterà la domanda di energia elettrica, richiedendo una maggior produzione da rinnovabili per raggiungere i target, tuttavia essendo relativamente più facile sfruttare le rinnovabili per produrre elettricità, l’elettrificazione è una strategia vincente.

Figura 1:  % Consumi energetici primari - elaborazione F2C su dati  PNIEC



Figura 2: produzione energia elettrica nazionale [mld kWh] - Fonte: Terna su dati PNIEC

Questi trend sono presenti anche nel PNIEC italiano di cui abbiamo già parlato: le fonti rinnovabili che oggi coprono circa il 19% del fabbisogno di energia primaria, ovvero dell’energia che va in input a tutti i processi che alimentano gli usi finali, arriveranno al 28% nel 2030 e al 49% nel 2040. Nella generazione elettrica la percentuale di FER è già oggi più alta (circa 36%) e salirà al 55% (187 TWh) nel 2030 secondo il PNIEC, ben di più del contributo di rinnovabili pianificato per i trasporti e per il riscaldamento. Parallelamente, l’elettricità negli usi finali salirà dal 22% attuale al 25% del 2030 per poi avere una rapida crescita fino al 32% nel 2040 a causa di un forte sviluppo dei veicoli elettrici. E gli obiettivi del PNIEC non sono nemmeno particolarmente ambiziosi sui fronti dell’elettrificazione e della crescita delle FER-E: per confronto si pensi che la Germania, che parte da livelli simili, punta a raggiungere al 2030 il 65% di FER elettriche, ben dieci punti percentuali in più dell’Italia. Probabilmente comunque i target andranno rivisti al rialzo perché l’attuale PNIEC è in linea con l’obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra del 40% al 2030 (rispetto ai valori del 1990); il parlamento europeo ha però chiesto di portare questo target almeno al 55% e sembra che una maggior ambizione sarà sposata anche dalla Commissione nell’ambito del Green Deal europeo.



Figura 3: Consumi energetici finali - elaborazione F2C su dati  PNIEC

Sinora abbiamo presentato il vettore elettrico come elemento chiave della decarbonizzazione, tuttavia accanto a molti pregi, l’energia elettrica ha anche un punto debole: il campo elettromagnetico viaggia alla velocità della luce ed è molto difficile da confinare, per questo l’energia elettrica non può essere accumulata in quantità significative e a costi contenuti in quanto tale. Può essere accumulata trasformandola in altre forme di energia, ad esempio sotto forma di energia chimica in una batteria, o sotto forma di energia potenziale nell’acqua di un bacino idroelettrico o ancora sotto forma di energia meccanica di un volano in movimento. In ogni caso, nessuno degli esempi citati avvicina l’elettricità alla facilità ed economicità di stoccaggio dei combustibili fossili, che possono garantire l’accumulo di grosse quantità di energia dentro volumi di spazio limitati (come il serbatoio di un’automobile) e per tempi lunghissimi. Nulla di tutto questo vale per l’elettricità, ed è per questo che un secolo fa Ford sbaragliò la concorrenza dei primi produttori di auto elettriche, che erano in gran voga a inizio ‘900, con la sua model T a petrolio che garantiva velocità e autonomia maggiori. Tuttavia come vedremo tra un po’, ci sono notizie incoraggianti su questo fronte.



Figura 4: l’auto elettrica di Thomas Parker (1895) e la Tesla model S (2012)

Le sfide della transizione: adeguatezza e sicurezza



Ad oggi le nuove rinnovabili stanno diventando sempre più protagoniste del sistema energetico mondiale. Sebbene coprano una quota ancora esigua del fabbisogno di energia primaria complessivo, hanno ritmi di crescita esponenziali. Nel 2019 secondo l’agenzia internazionale delle rinnovabili (IRENA) le fonti pulite hanno pesato per più del 70% della nuova capacità di generazione elettrica installata. Sempre secondo IRENA, gli impianti a energia solare fotovoltaica oggi costano l’80% in meno del 2009 e le turbine eoliche circa il 30-40% in meno. Eppure, se sul fronte delle tecnologie di generazione la sfida tecnologica è vinta, il percorso verso la piena decarbonizzazione prevede ancora numerose sfide.

Per capirlo dobbiamo tornare a Ford e alle difficoltà di stoccaggio dell’energia elettrica. Queste creano un vincolo molto delicato al suo utilizzo: l’esatta quantità di energia elettrica che viene consumata in ogni istante, deve essere generata nello stesso istante, in un equilibrio continuo che non può essere violato se non a rischio di blackout. Mantenere questo equilibrio richiede una perfetta programmazione delle fonti di generazione, dal momento infatti che, sino ad oggi, il consumo di elettricità non è mai stato flessibile e per quanto sia esso prevedibile non può essere programmato: ciascuno di noi accende la lavatrice o il microonde quando vuole senza chiedere il permesso a nessuno. È solo la capacità di previsione su larga scala oltre alla flessibilità del parco di generazione che insegue continuamente ogni variazione del profilo di consumo, detto in gergo “profilo di carico”, a permettere di mantenere la luce sempre accesa nelle nostre case.

Figura 5:profilo di produzione 26/04/2020. Fonte: Terna

Questo sistema rischia di andare in tilt quando una grossa fetta del parco di generazione non è più “programmabile” come lo è una centrale a gas ma ha un profilo di produzione che dipende dalle variabili metereologiche come il vento e il sole, il cui andamento può si essere previsto (e stiamo imparando a farlo sempre meglio) ma non programmato. Questo ha due conseguenze: in primo luogo per garantire la “sicurezza” * della rete, ovvero avere la certezza di poter sempre inseguire il “profilo di carico”, sarà necessario nel breve termine, ad esempio il giorno prima, prevedere bene la generazione rinnovabile e mantenere comunque alcuni impianti programmabili accesi per poter essere pronti a intervenire in caso di squilibri tra generazione e domanda (dovuti ad esempio a errori di previsione o a guasti che mandino fuori servizio alcuni componenti); in secondo luogo avremo momenti dell’anno in cui la produzione da rinnovabili potrà coprire la quasi totalità del fabbisogno di energia o addirittura superarlo e altri in cui fornirà un contributo minimo (ore con poco vento e poco sole) e quindi sarà necessario disporre strutturalmente di capacità di backup che in quei giorni e in quelle ore possa rifornire di energia industrie e centri abitati. Questo secondo concetto è definito “adeguatezza” del parco di generazione, e indica la capacità del parco impianti installato di soddisfare in ogni evenienza la domanda di energia.



L’emergenza coronavirus ci ha fornito un assaggio concreto di come andrà gestito il sistema elettrico al 2030. Con una riduzione della domanda elettrica del 17% rispetto all’anno precedente, nel mese di aprile 2020 il contributo delle rinnovabili è stato del 47%: quasi la metà dell’elettricità consumata in Italia è stata verde. Prendiamo ad esempio lo scenario di Figura 5, riferito alla reale situazione di domenica 26 aprile: il forte contributo dell’energia solare nelle ore centrali della giornata ha ridotto la generazione da impianti termoelettrici a circa 10 GW, una soglia sotto la quale difficilmente il sistema può spingersi per garantire la “sicurezza” del sistema. Per non spegnere gli impianti termici, nelle stesse ore pertanto si ha avuto un forte utilizzo degli impianti di pompaggio idroelettrico (l’area grigia in basso) che hanno consumato l’energia in eccesso per pompare acqua nei bacini e accumulare energia da riutilizzare in un momento successivo, oltre che delle interconnessioni con l’estero che hanno esportato energia ai paesi limitrofi (un caso raro nel mondo pre-covid in cui l’Italia ha sempre importato massicciamente energia elettrica dall’estero). Giornate come domenica 26 aprile saranno sempre più frequenti andando verso il 2030 quando, in base ai target PNIEC, avremo il triplo di produzione da impianti fotovoltaici e più del doppio da impianti eolici.



Due assi nella manica: storage e flessibilità della domanda



Per garantire sicurezza e adeguatezza del sistema, possiamo contare oggi su due gruppi di tecnologie emergenti e dall’alto potenziale. Due possibili game-changer di mercato che, per la loro natura, se implementati correttamente e capaci di penetrare in maniera adeguata nella rete e nei meccanismi regolatori, permetteranno di riscrivere le regole di gestione dei sistemi elettrici. 

Da un lato ci sono le tecnologie di accumulo dell’energia elettrica, tra cui stanno emergendo sempre più i sistemi elettrochimici o Battery Storage. Queste tecnologie sfruttano la convertibilità dell’energia elettrica in energia elettrochimica (il principio alla base di qualsiasi batteria, inclusa la Pila di Volta, inventata dall’italiano nel 1799) ad alta efficienza e in modo reversibile, così da accumulare in batterie l’elettricità quando prodotta in eccesso rispetto alla domanda, e da scaricare le batterie stesse quando necessario, o economicamente più conveniente. Vista la particolare flessibilità e versatilità delle batterie, molti addetti ai lavori vedono in questo set di tecnologie uno degli strumenti risolutori del dilemma dell’intermittenza delle fonti rinnovabili, che a lungo termine rischia di incrinare la sicurezza e l’adeguatezza dei sistemi elettrici.

Il loro mercato è dominato oggi dalle chimiche a base di ioni di litio, ma vede affacciarsi sempre più insistentemente anche altre varianti, come le batterie al flusso a base di Vanadio, e il litio a stato solido.

I vantaggi  principali dei sistemi di accumulo elettrochimico sono appunto l’alta efficienza di conversione round trip (cioè da elettrico a elettrochimico e viceversa), la grande flessibilità e modularità in termini di taglie, durata di scarica e densità di energia (molto più alta, a parità di potenza erogata, di un impianto fotovoltaico o di un parco eolico) e i tempi di risposta rapidissimi, che consentono di invertire il ciclo da carica a scarica, o di effettuare una rampa di potenza - fondamentale per evitare potenziali black-out - in meno di un secondo: una prestazione impensabile per impianti a gas, impianti idroelettrici o peggio centrali a carbone.



A oggi, tuttavia, numerose sfide ostacolano il largo impiego di Battery Storage: i costi ancora piuttosto alti, seppure in rapidissimo declino, anche grazie alle economie di scala favorite dalla produzione in massa di veicoli elettrici; gli ostacoli regolatori di molti Paesi, che ancora non prevedono un inquadramento efficace per una tecnologia nuova e incompatibile con una logica di gestione che preveda solo tecnologie tradizionali di generazione o consumo; le recenti preoccupazioni legate alla sicurezza delle batterie agli ioni di litio, e in particolare alla loro infiammabilità, visti gli incendi occorsi ad alcune auto elettriche dopo collisioni o cortocircuiti, e vista la catena di ben 23 incendi che ha visto la Corea del Sud passare da culla delle batterie al litio (con Samsung SDI e LG Chem a trainare un’industria fiorente) a cimitero di impianti, andati spesso interamente in fumo.

L’Italia è stata pioniera nell’impiego dei sistemi di accumulo elettrochimico, almeno in ambito sperimentale, con due progetti guidati da Terna che hanno visto l’installazione in nodi strategici della rete di oltre 200 MWh di batterie tra litio tradizionale, sodio-zolfo e batterie al flusso.



Figura 6: l'impianto di storage di Hornsdale (South Australia) realizzato da Tesla in tempi record è uno dei più grandi al mondo (100 MW, 185 MWh) e aiuta a preservare la sicurezza della rete nei momenti di elevata produzione da sole e vento

Dal punto di vista commerciale, invece, le prime applicazioni dei sistemi di accumulo in Italia sono state promosse nelle aste del Mercato della Capacità di fine 2019, che prevedono l’assegnazione di una remunerazione agli impianti in grado di garantire l’adeguatezza del sistema elettrico a partire dal 2022-2023. È atteso a breve anche il lancio delle gare del progetto Fast Reserve, che prevede una remunerazione per sistemi di accumulo in grado di fornire servizi di regolazione di frequenza ultra-rapida (tempi di risposta dell’ordine di un secondo), che molti credono darà un grande impulso alla diffusione di questa tecnologia nel nostro Paese.



L’altro game-changer è costituito dalla flessibilità della domanda, un concetto - in realtà - tanto semplice quanto già diffuso: indurre una diminuzione, o nel caso limite un azzeramento dei consumi, nel caso in cui ci sia scarsa disponibilità di generazione per soddisfare la domanda, il che coincide solitamente con elevati prezzi di mercato dell’elettricità stessa nella borsa elettrica. Lo stesso principio che è alla base del Salvavita nelle nostre case: superata una certa soglia critica in determinati punti della rete, viene inviato un segnale di riduzione dei carichi, che nei casi più critici può tradursi in un distacco automatico. 

Ma come è applicato questo concetto in un’ottica di gestione in sicurezza del sistema elettrico? Semplice: esistono degli enti aggregatori di domanda (o Balance Service Provider, BSP) che gestiscono un portafoglio di clienti disposti a mettere a disposizione la loro “flessibilità”, ovvero la predisposizione a ridurre il proprio consumo elettrico quando e in base a quanto richiesto dal gestore della rete elettrica, in cambio di una remunerazione economica. Il BSP, una volta messa a disposizione questa flessibilità della domanda sul mercato dei servizi di dispacciamento (quei servizi utili a mantenere la sicurezza del sistema), va a inviare un segnale di riduzione del carico ai clienti nel suo portafoglio, i quali attuano, manualmente o automaticamente, questa riduzione di consumo elettrico. A oggi la figura del BSP non è particolarmente diffusa in Italia (circa 25 player), sebbene in crescita, così come la capacità su cui Terna, il gestore della rete elettrica di trasmissione, può contare per questo servizio di Demand Response (circa 1.300 MW abilitati a partire dal 2018, rispetto a una domanda istantanea media di circa 38.000 MW).



I principali attori di questo sistema di “domanda attiva” sono clienti industriali e commerciali, ma nei prossimi anni gli aggregatori di domanda, e la stessa Terna, puntano a coinvolgere i consumatori residenziali nel progetto, per rendere questa soluzione applicabile su vasta scala.



3) Le politiche e i business model per la decarbonizzazione



Come accelerare il percorso di decarbonizzazione per l’Italia rendendo concreti o addirittura superando gli obiettivi del PNIEC? Abbiamo visto che si tratta di sfide complesse con al centro la tecnologia ma anche scelte politiche e regolatorie. Ci sono tre grandi attori nella partita: le istituzioni politiche e di regolazione del settore energetico, le utility e le aziende energetiche che devono reinventarsi in nuovi ruoli rispetto al passato, e infine i cittadini. Si esatto ciascuno di noi, che nella transizione energetica e nella decarbonizzazione assume il ruolo di attore del sistema energetico tramite scelte di consumo e investimenti (ad esempio acquistando un’auto elettrica o facendo interventi di efficienza sulla sua abitazione) o addirittura diventando un produttore di energia.

Per analizzare nel dettaglio le politiche e i business model decisivi per i prossimi decenni servirebbe molto tempo e qualche nozione più tecnica sul funzionamento dei mercati energetici. Ci limitiamo qui a fornire alcuni spunti su cui il lettore possa informarsi e a cui magari dedicare dei prossimi articoli.



Chi inquina paga: dare un prezzo alla CO2 come motore della decarbonizzazione



Vi abbiamo detto in apertura che siamo abbastanza ottimisti sulla possibilità di realizzare la dismissione delle centrali a carbone in Italia entro il 2025, una volta risolte le problematiche di adeguatezza e sicurezza che ad oggi ne frenano la chiusura immediata. La ragione risiede principalmente nel fatto che le centrali a carbone in Italia non sono più un asset redditizio ma producono sempre meno energia e quindi sono le stesse società energetiche che le possiedono a volerle chiudere per non sobbarcarsi gli elevati costi di manutenzione. Il motivo? L’aumento dei prezzi delle emissioni di CO2 nel mercato europeo ETS (Emission Trading Scheme) ha reso sempre meno profittevole l’uso del carbone facendogli preferire il gas naturale e ovviamente le rinnovabili. Questa esperienza non solo italiana ma europea (analisi della DG-Clima illustrano un impressionante crollo del 15% nelle emissioni di CO2 del settore elettrico europeo nel solo 2019 per effetto della netta riduzione nell’uso del carbone a seguito dell’aumento dei prezzi della CO2) mostra l’importanza per la decarbonizzazione di un efficace prezzo sulle emissioni, che sia esso realizzato attraverso una carbon tax o attraverso un mercato delle emissioni (cap and trade).



Favorire gli investimenti in rinnovabili e storage: quale ricetta?



Per stimolare investimenti green in impianti rinnovabili, sistemi di accumulo e infrastrutture energetiche saranno necessari strumenti innovativi. Prendiamo ad esempio le rinnovabili: in passato il mantra dei decisori politici è stato “incentivare fino alla grid parity”, il che significa fornire dei sussidi legati alla produzione di energia verde in modo tale che questi sistemi risultassero altrettanto o addirittura più convenienti delle tecnologie tradizionali. Sinora il loro sviluppo è stato quindi guidato principalmente da incentivi diretti garantiti dallo stato e finanziati tramite le bollette dei consumatori. Oggi la competitività delle rinnovabili è molto maggiore di qualche anno fa ma lo stesso saranno necessari strumenti di supporto agli investimenti ancora per diversi anni (forse per sempre?). Oltre agli incentivi tradizionali assegnati ad esempio tramite aste dal GSE (Gestore Servizi Energetici), l’Italia sta valutando l’incentivazione a chi pratica l’autoconsumo, ovvero consuma in loco l’energia che produce ad esempio con un impianto fotovoltaico a tetto, in modo da favorire la diffusione di piccoli impianti distribuiti. Infine, grande attenzione stanno raccogliendo i cosiddetti PPA (Power Purchase Agreement), contratti tra privati dove un produttore di energia rinnovabile si accorda con un consumatore per la fornitura di energia a lungo termine ad un prezzo prefissato. Questi strumenti sono sempre più apprezzati e diffusi, soprattutto tra le grandi aziende (Facebook, Google, Danone, Amazon, Microsoft e molte altre società ne fanno uso), e permettono a chi installa e opera questi impianti di avere ritorni costanti e prevedibili che garantiscano la profittabilità degli investimenti. Tutti questi strumenti (incentivi, PPA, etc…) mirano infatti a rendere bancabili investimenti capital intensive come quelli in impianti eolici e solari. 



La stessa necessità di contratti a lungo termine (o come si dice in gergo “segnali di prezzo a lungo termine”) sembra palesarsi anche per impianti di accumulo e altre soluzioni di flessibilità (persino tradizionali come gli impianti a gas): segnale forse che, con l’avvento di risorse caratterizzate da alti costi di capitale e bassi costi operativi, il settore elettrico si sta muovendo da un mercato di commodities ad un mercato più simile agli investimenti infrastrutturali.



Il ruolo dei prosumer e delle comunità energetiche, una sfida per le utilities



Come detto, le Fonti Rinnovabili stanno introducendo un cambio di paradigma: i sistemi energetici si trasformano da centralizzati a distribuiti, e in questo contesto nascono nuove figure, come quelle dei prosumer. I producer-consumer sono semplicemente consumatori finali e piccole imprese che, installando impianti rinnovabili e (spesso, ma non sempre) connettendosi alla rete, mirano a una maggiore indipendenza energetica e a rivendere l’energia prodotta in eccesso. Per questo rappresentano, agli occhi di chi gestisce le reti di media e bassa tensione, delle incognite energetiche: consumatori che in poche ore si trasformano in generatori di energia, piccole fonti di flessibilità che però richiedono un sistema di gestione altrettanto flessibile, perché possono gravare sui flussi di potenza da un momento all’altro in caso di guasti o indisponibilità della risorsa. Anche in questo caso, gli strumenti dell’accumulo energetico e della flessibilità della domanda sono le chiavi per trasformare i prosumer da incognita a valore aggiunto per il sistema elettrico.

Il calo dell’energia prodotta dagli impianti tradizionali e l’ascesa delle fonti di energia distribuite e dei prosumer sta costringendo le utilities energetiche attive nel settore della produzione a ripensare il loro business model. Le più lungimiranti tra esse si stanno convertendo in service provider fornendo servizi al cliente finale per la mobilità elettrica, l’efficienza energetica, la demand-response e l’energia rinnovabile. Grazie anche a questa sinergia tra utilities e cittadini si potrà accelerare il raggiungimento dei target PNIEC.



4) Conclusione: la sfida della complessità



La tematica della decarbonizzazione del sistema energetico è molto ampia e complessa e qui ne abbiamo affrontato (molto sinteticamente) solo una piccola parte, con l’intento di trasmettere in modo comprensibile alcuni concetti fondamentali. Le innovazioni tecnologiche e di paradigma di cui vi abbiamo parlato investono moltissime sfere (economiche, politiche e sociali) e possono essere viste come un enorme sforzo collettivo, soggetto a rallentamenti, accelerazioni e forze contrastanti verso la sostenibilità ambientale e climatica, che si sta trasformando sempre più in una corsa contro il tempo. 

Un ultimo messaggio che vorremmo lasciare perciò è tratto da un libro** fantastico che vi consigliamo di leggere: “nessun progresso in campo energetico potrà mai vincere l’ignoranza, lo spreco e il disprezzo dei limiti della biosfera. Il lungo e faticoso cammino della transizione energetica non è solo un’affascinante prova sul piano scientifico e tecnologico, ma è ancor più una sfida culturale e morale verso la sobrietà e la responsabilità individuale, nella quale siamo tutti coinvolti”. Non possiamo che sottoscrivere queste parole.



NOTE

*Oltre al bilanciamento tra domanda di energia ed energia generata, che è un processo tecnicamente chiamato regolazione di frequenza, per mantenere la sicurezza della rete è anche necessario assicurare localmente corretti valori di tensione. Questo processo, chiamato regolazione di tensione, richiede generalmente l’uso degli impianti tradizionali che devono essere accesi in quantità sufficiente e opportunamente dislocati nella rete per assicurare adeguati valori di tensione ed evitare blackout.

** “Energia per l’Astronave Terra”, N. Armaroli e V.Balzani, Zanichelli, 2011.

Francesco Sala and Simone Prato

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