La strada è pronta: lo studio dell’ETH di Zurigo conferma la roadmap di Helion

Da uno studio dell’ETHZ commissionato da Helion, Swissolar e dal Consigliere nazionale Grossen emerge che la roadmap di Helion non solo è tecnicamente fattibile ma è anche finanziariamente più conveniente dello scenario che si basa sulle fonti energetiche fossili «Proseguimento della politica energetica attuale» (PEA) delle Prospettive energetiche 2050+ dell’Ufficio federale dell’energia.   

Cosa prevede la roadmap?   

La roadmap di Helion mostra la strada verso il nostro futuro sistema di approvvigionamento di energia elettrica. La roadmap si basa su una forte espansione delle energie rinnovabili, in particolare del fotovoltaico.   

Dal lato della domanda, la roadmap mostra una strada caratterizzata da un elevato numero di auto elettriche e pompe di calore. Entro il 2035, praticamente tutti i nuovi veicoli dovranno essere elettrici. Questo scenario ha senso anche in considerazione del fatto che l’immatricolazione di veicoli a benzina e diesel sarà praticamente vietata dall’Unione europea entro il 2035.  

Per garantire che la produzione e la domanda di energia elettrica siano sempre in equilibrio, la roadmap di Helion presuppone la presenza di molti accumulatori di corrente decentralizzati – sia batterie domestiche sia batterie delle auto. La ricarica bidirezionale e la concomitante integrazione delle batterie delle auto nella rete elettrica offrono un potenziale di accumulo pari alle dimensioni di tutte le centrali con impianto di pompaggio svizzere. Un ulteriore studio dell’ETH dimostra che anche i costi del sistema di approvvigionamento di energia elettrica si possono ridurre di massimo 6,5 miliardi di franchi grazie all’integrazione intelligente delle batterie delle auto nel sistema energetico.  

La svolta energetica è in gran parte un passaggio dai combustibili fossili all’energia elettrica, e di questo è convinto anche Noah Heynen, CEO e Cofondatore di Helion.

Quali sono i risultati dello studio?  

L’attuale studio dell’ETHZ giunge concretamente alla conclusione che sia i costi totali sia i costi di produzione del sistema di approvvigionamento di energia elettrica nella roadmap di Helion sono i più convenienti (fig.1). Anche nei casi esaminati di un deciso aumento dell’espansione del fotovoltaico all’estero e di un commercio limitato di energia elettrica con l’UE, la roadmap rimane la più conveniente, insieme alla roadmap del Consigliere nazionale Grossen. 

Figura 1: Costi di produzione dell’energia elettrica (1a) e costi totali del sistema di approvvigionamento di energia elettrica (1b) dal 2020 al 2050. I costi comprendono i costi di esercizio e di manutenzione, i costi di investimento e i costi/ricavi per l’importazione/esportazione di energia elettrica.  

Figura 2: Importazioni nette in inverno. 

ETH Studie: Assessing the Feasibility of Scenarios for the Swiss Electricity System

Cosa significa questo per il sistema energetico globale? 

Lo studio dell’ETHZ mostra che un sistema di approvvigionamento di energia elettrica conforme alla roadmap di Helion ha costi totali e di produzione inferiori rispetto allo scenario di proseguimento della politica energetica attuale. Ma cosa significa questo per il sistema energetico globale, cioè includendo i costi per combustibili e carburanti nonché la rete di distribuzione di calore ed energia elettrica?  

In un calcolo specifico, Helion ha confrontato i costi energetici totali della roadmap con lo scenario di proseguimento della politica energetica attuale. Emerge che la roadmap è circa il 4 % più conveniente del proseguimento della politica energetica attuale e il 9 % più conveniente dello scenario ZERO della Confederazione (si veda fig. 3). Solo sostituendo i combustibili e i carburanti fossili – quindi benzina, diesel, gasolio e gas – è possibile risparmiare CHF 52 miliardi entro il 2050. È interessante notare che lo scenario ZERO base delle Prospettive energetiche 2050+ è significativamente più costoso del proseguimento della politica energetica attuale. La roadmap di Helion può ridurre sensibilmente i costi attraverso l’ulteriore elettrificazione del traffico e la predisposizione di tecnologie di accumulo a breve e lungo termine (si veda fig. 4).

Figura 4: Costi cumulativi fino al 2050. I limiti di sistema per PEA* e ZERO base* sono stati adattati nell’ambito di questo calcolo dei costi. I costi che non rientrano direttamente nel sistema energetico non sono stati considerati (ad es. risanamenti di edifici, adattamento dei processi industriali, spese di viaggio). La stima dei costi assoluti si basa sullo studio dell’AES «Futuro energetico 2050» e sulle Prospettive energetiche 2050+ dell’UFE. I costi del sistema di approvvigionamento di energia elettrica derivano dallo studio dell’ETHZ, i costi della rete di distribuzione dallo studio sui costi delle reti di distribuzione dell’UFE.

Figura 3: Emissioni cumulative di CO₂ entro il 2050. 
* Servizi, economie domestiche, agricoltura e settore militare 
** Produzione di energia elettrica, centrali termiche, IIRU, raffinerie 

Elettrificazione da attribuire al settore dei trasporti e del riscaldamento. I risultati mostrano che le roadmap di Helion, Swissolar e Grossen generano rispettivamente il 34 %, il 36 % e il 38 % in meno di emissioni di CO₂ rispetto allo scenario PEA (fig. 4).  

L’attuale studio dell’ETH di Zurigo dimostra nuovamente che la combinazione di una massiccia espansione delle energie rinnovabili – soprattutto del solare – e dell’abbandono dei veicoli e dei sistemi di riscaldamento alimentati con combustibili fossili rappresenta la soluzione più rispettosa del clima e finanziariamente più conveniente del nostro sistema energetico. La strada è pronta, cosa ci trattiene?

Domande e risposte: studio di fattibilità sulle roadmap di Helion, Swissolar e Jürgen Grossen.  

Quali sono i risultati più importanti di questo studio per voi?   

Questo studio conferma la fattibilità e la redditività della svolta energetica.   

• In primo luogo, lo studio dimostra che le roadmap di Helion, Swissolar e Jürg Grossen sono realizzabili. Ciò significa che la domanda svizzera di energia elettrica può essere soddisfatta in qualsiasi momento con le capacità produttive disponibili – anche in inverno e di notte.   

• I costi di produzione dell’energia elettrica – cioè i costi per mettere a disposizione l’energia elettrica – in tutte le roadmap sono inferiori rispetto a uno scenario di Proseguimento della politica energetica attuale (PEA). Si tratta di un dato degno di nota, perché la domanda di energia elettrica è sensibilmente più elevata rispetto allo scenario PEA che dipende fortemente dalle fonti energetiche fossili.   
• Nelle roadmap esistono anche differenze: ad esempio, nel caso di riferimento la roadmap di Helion è la più conveniente mentre quella di Swissolar la più costosa. La roadmap di Grossen è la più conveniente in caso di limitazione del commercio di energia elettrica a causa dell’espansione degli impianti Power-to-Gas e Gas-to-Power. 

Quali sono state le riflessioni alla base delle sensibilità individuali? 

• Net-Transfer-Capacities 30 (NTC30). Worst case scenario dell’accordo sul commercio di energia elettrica con l’Europa: il 70 % delle capacità di rete transfrontaliere dovrebbe essere riservato al commercio all’interno dei membri dell’UE. In questo modo, alla Svizzera rimarrebbe solo il 30 %.  
• Scenario più decentralizzato: abbiamo anche esaminato cosa accadrebbe se in Europa si costruisse meno eolico offshore e ancora più solare.

La figura 8 dello studio mostra che nella roadmap di Grossen nel 2050 sarà ancora importata energia elettrica. Ciò non è in contrasto con l’affermazione secondo cui gli impianti Gas-to-Power di tale roadmap dovrebbero contribuire a una maggiore sicurezza di approvvigionamento?  

Il modello modella il commercio di energia. L’incarico viene assegnato agli impianti di produzione in grado di produrre l’energia più conveniente in un determinato momento. In questo caso, l’aumento delle importazioni indica semplicemente che all’estero viene prodotta energia elettrica più conveniente, ma non che gli impianti di produzione nel territorio nazionale verrebbero a mancare.  

Secondo lo studio, in inverno la Svizzera continuerà a dipendere dalle importazioni di energia elettrica. 

Giusto. Tuttavia, i volumi delle importazioni rientrano nello stesso ambito degli anni precedenti. Nello scenario PEA, la situazione è molto diversa. In quel caso, la dipendenza dalle importazioni aumenterà in modo massiccio fino al 2050, in particolare in inverno. 

Quali sono state le ipotesi relative all’uso del V2G? 

Il V2G svolgerà un ruolo importante nel futuro sistema di approvvigionamento di energia elettrica per la stabilità della rete e l’integrazione di energie rinnovabili. La diffusione del V2G nelle roadmap corrisponde allo scenario intermedio dello studio V2G.

Il modello Nexus-e dell’ETH di Zurigo simula solo gli anni 2020, 2030, 2040, 2050 e, anche in quei casi, solo un giorno su due. Si tratta di un modello comunque preciso?  

Il modello calcola la produzione oraria e il consumo in Europa e in Svizzera in queste giornate e determina l’uso più conveniente degli impianti di produzione esistenti per ogni ora. La risoluzione temporale utilizzata nel modello è sicuramente sufficiente per trarre conclusioni significative sotto il profilo statistico sulla fattibilità e sulla redditività degli scenari.  

La roadmap di Grossen presuppone che si utilizzino più impianti Power-to-X per l’accumulo stagionale di energia. In che misura tali impianti sono utilizzati negli scenari?   

Se la domanda di energia elettrica è più alta della produzione di energia elettrica nazionale, si fa ricorso all’energia elettrica importata oppure si «riconvertono in energia elettrica» le fonti energetiche basate sull’elettricità, come ad esempio l’idrogeno. Il modello dell’ETH sceglie sempre la fonte di energia elettrica più conveniente per il sistema.  I calcoli dello studio dell’ETH mostrano che la «riconversione in energia elettrica» di fonti energetiche basate sull’elettricità è necessaria solo in pochi casi. A quanto pare, per soddisfare la maggior parte della domanda sono sufficienti, anche con un commercio limitato, la produzione nazionale e la riduzione delle importazioni. Tuttavia, i calcoli mostrano che, nel caso di capacità di rete transfrontaliere limitate, risulta più favorevole lo scenario Grossen con una maggiore quantità di impianti PtX.  

La figura 11 mostra che le importazioni nette nelle roadmap di Helion e Swissolar aumenteranno notevolmente in presenza di un’espansione del fotovoltaico in Europa. A che cosa si può ricondurre tale aumento? 

L’aumento è dovuto alla riduzione delle esportazioni. L’espansione del fotovoltaico in Europa comporta una diminuzione della domanda di corrente fotovoltaica dalla Svizzera. Ne consegue una diminuzione delle esportazioni che genera questo aumento delle importazioni nette.  

Nella «interpretazione degli autori», i costi esterni al sistema di approvvigionamento di energia elettrica per lo scenario PEA si basano sullo studio dell’AES sul futuro energetico 2050. Perché non si utilizza la stima dell’UFE di CHF 1 400 miliardi per i costi di investimento? 

Le Prospettive energetiche 2050+ hanno stabilito un altro limite di sistema per i costi totali dello scenario PEA. Nella nostra analisi includiamo solo le infrastrutture direttamente collegate al sistema energetico. Ad esempio, non vengono presi in considerazione gli adeguamenti di processo nell’industria e i risanamenti di edifici. Pertanto, i CHF 1 400 miliardi non corrispondono alle ipotesi formulate.

Nei vostri calcoli relativi ai costi del sistema energetico globale giungete alla conclusione che le roadmap sono più convenienti rispetto al PEA. Il che è davvero sorprendente, poiché lo scenario ZERO base diventa molto più costoso. 

Esatto. Rispetto allo scenario ZERO base, le roadmap sono principalmente volte ad aumentare l’elettrificazione dei trasporti, il che riduce ulteriormente i costi delle fonti energetiche fossili. Inoltre, nei calcoli è stato scelto un limite di sistema diverso rispetto a quello delle prospettive energetiche, non tenendo conto degli investimenti non direttamente correlati alla produzione e alla distribuzione di energia.

Dove si riflettono nei vostri calcoli i costi per l’accumulo dell’idrogeno e dei gas sintetici?   

I costi per la «riconversione in energia elettrica» di fonti energetiche basate sull’elettricità si riflettono nei costi variabili dei calcoli del sistema di approvvigionamento di energia elettrica dell’ETH. Ad esempio, i costi per l’ulteriore utilizzo di fonti energetiche basate sull’elettricità nell’industria sono inclusi nei costi delle fonti energetiche basate sull’elettricità. Non è ancora chiaro in quale forma le fonti energetiche saranno immagazzinate e se non saranno esportate in estate e importate nuovamente in inverno. Lo studio sull’energia dell’AES giunge alla conclusione che la Svizzera importerà principalmente l’idrogeno necessario. A causa di questa incertezza, sono stati inclusi i costi di produzione e «riconversione in energia elettrica» ma non sono stati previsti costi aggiuntivi per l’accumulo di fonti energetiche basate sull’elettricità rispetto allo scenario ZERO base.