Auto elettriche e transizione energetica vanno a braccetto, rivoluzionando insieme la mobilità e il sistema elettrico. Con quali conseguenze, costi, problemi e (speriamo) benefici per l’ambiente? Una prima risposta viene dal progetto di ricerca varato dall’Università di Pisa con i fondi del PNRR. Qui riportiamo una sintesi delle conclusioni. Ringraziando l’amico professor Massimo Ceraolo che ce l’ha inviata.
di Gianluca Pasini∗
Uno dei temi che spesso viene sollevato parlando di transizione verso la mobilità elettrica è quello dei possibili impatti sul sistema elettrico nazionale. Il tema è molto ampio e impossibile da affrontare compiutamente in questa sede, ma con questo articolo divulgativo, in parte tratto da un paper scientifico [1] (liberamente consultabile in versione open access) recentemente pubblicato dal gruppo di ricerca di Sistemi Elettrici dell’Università di Pisa nell’ambito di MOST (Centro Nazionale per la Mobilità Sostenibile https://www.centronazionalemost.it/), cerchiamo quantomeno di rispondere ad alcuni interrogativi su questo tema. E per farlo analizzeremo due scenari futuri del nostro paese: 2030 e 2040.
Auto elettriche e rinnovabili a braccetto
Ciò che occorre premettere è che la transizione della mobilità verso i veicoli elettrici (BEV) è un fenomeno contemporaneo ad un altro epocale cambiamento del sistema elettrico nazionale: la transizione verso la generazione da rinnovabili.
Infatti, nei prossimi anni (e lustri) assisteremo ad un vertiginoso incremento di capacità di generazione da fotovoltaico ed eolico, come da impegni assunti con il PNIEC [2] (in corso di aggiornamento, coerente con il piano europeo Fit-for-55). Siamo quindi di fronte a due cambiamenti che impattano contemporaneamente sul medesimo sistema. Sia sul lato della domanda (carico elettrico) che dell’offerta (generazione elettrica).
Due scenari per l’Italia: 2030 e 2040
Già da questa banale considerazione è intuitivo comprendere che le due transizioni devono essere valutate insieme per comprenderne gli effetti, sia positivi che negativi, sul sistema elettrico nazionale.
Ma c’è di più: solo considerandoli entrambi è possibile comprendere come da queste due grandi sfide coordinate possano nascere anche inattese opportunità e vicendevoli benefici.
BEV: i numeri del panorama italiano
Prima di scendere nei dettagli è bene riportare alcuni numeri del panorama italiano, sia del sistema elettrico che della mobilità stradale, riferiti all’anno 2019. Questo anno è stato preso come riferimento perché è l’ultimo completo prima di eventi globali (pandemia Covid, guerra in Ucraina) che hanno provocato grandi tensioni geopolitiche/economiche e conseguenti fibrillazioni dei mercati con effetti notevoli su tutti i sistemi energetici.
Il parco circolante italiano può essere sintetizzato come riportato in Tabella 1. Limitandosi alle autovetture private si vede come nel 2019 ci fossero poco meno di 40 milioni di auto che mediamente hanno percorso circa 10400 km/anno e consumato la quota maggiore dei combustibili (fossili) di tutta la mobilità stradale. Veicoli commerciali leggeri e pesanti sono in numero molto inferiore ma dal punto di vista dei consumi non sono trascurabili.
Come sarà composto il parco circolante in Italia al 2030 e 2040 ? In via preliminare assumiamo che il numero totale dei veicoli rimanga costante e che una quota via via crescente di BEV penetri la flotta di questi tre segmenti (PC-LCV-HDT).
L’impatto sui consumi? Fra il 3 e 13%
Alla luce dei più recenti report/valutazioni [5] [6], e tenendo presente che l’Italia al momento segue con un ritardo di alcuni anni i trend di altri paesi, si può azzardare una previsione (probabilmente ottimistica) di una penetrazione dei BEV del 10% al 2030 e del 40% al 2040.
Qui sotto sono riportati anche i consumi elettrici annuali associati a queste flotte (espressi in TWh, che ricordiamo essere miliardi di kWh).
Per quanto riguarda il panorama elettrico, nel 2019 in Italia abbiamo consumato circa 320 TWh di energia elettrica, di cui circa il 35% generata da fonti rinnovabili e la restante parte invece coperta da fonti fossili (principalmente gas naturale) e importazioni dai paesi confinanti.
Il grafico è tratto dal più recente documento sugli scenari futuri italiani redatto da Terna e Snam [7], ovvero gli operatori di trasmissione energetica, in inglese Transmission System Operator o TSO) e mostra quale sia l’evoluzione attesa al 2030 e 2040 per carico e generazione, sotto diversi scenari. In particolare FF55 è il “fit for55” europeo. Senza scendere nei dettagli evidenziamo che il contributo di solare ed eolico (segmenti gialli e verdi chiaro delle barre) aumenterà vertiginosamente in tutti i casi.
Il sistema elettrico cambia schema
La generazione tradizionale da centrali termoelettriche è di per sé programmabile, ovvero attivabile e regolabile a piacimento (seppur anch’essa con dei limiti tecnici di regolazione). Fotovoltaico ed eolico invece costituiscono generazione rinnovabile cosiddetta non-programmabile a causa della loro intrinseca dipendenza dalle sorgenti eoliche e solari, indipendenti dal nostro controllo (cicli giorno-notte, fattori meteo ecc.).
Ma non solo. Questa capacità di generazione futura sarà sempre più frammentata e distribuita rispetto al panorama elettrico classico che vede relativamente pochi grandi punti di generazione (centrali termoelettriche).
Il sistema elettrico italiano dovrà quindi gestire una sempre maggiore quota di generazione non-programmabile e distribuita, continuando a garantire in ogni momento il bilanciamento tra generazione e carico (ricordiamo che il sistema elettrico necessita di essere mantenuto costantemente in preciso equilibrio, pena il collasso del sistema stesso!).
Nella Figura qui sopra vediamo in modo molto semplificato tutti i possibili attori di questa grande sfida: non solo generazione e carichi, ma anche scambi con i paesi interconnessi, sistemi di accumulo elettrico dedicati alla rete, sistemi che sfruttano momentanei eccessi di energia e anche la flotta di veicoli BEV in un dato momento connessi alla rete.
I veicoli elettrici, infatti, possono essere visti come dei semplici carichi indipendenti e non gestiti (unmanaged), come dei carichi che con opportune accortezze possono essere adattati alle esigenze della rete (V1G) oppure addirittura come degli accumuli elettrici che in alcuni momenti possono fornire energia (e/o servizi ancillari) alla rete elettrica nazionale (V2G). In questo articolo ci limitiamo ad analizzare la gestione più semplice della ricarica dei BEV, il V1G.
Impatti dei BEV sul sistema elettrico
Confrontando il consumo elettrico italiano del 2019 (320 TWh), con i totali stimati dell’energia annuale consumata dai BEV in Tabella 2 (ca. 10.5 e 42 TWh al 2030 e 2040) possiamo avere già un’idea dell’impatto in termini energetici dei BEV sul sistema italiano: al 2030 si avrebbe un carico elettrico annuale aggiuntivo di circa il 3% sul totale e al 2040 del 13%. In termini relativi, dal punto di vista energetico l’impatto è limitato e probabilmente sarà paragonabile, se non inferiore, a quello causato dall’elettrificazione di altri settori non considerati in questo studio (pensiamo ad esempio alle pompe di calore che progressivamente vanno a sostituire gli impianti di riscaldamento a gas naturale degli edifici, oppure alla crescente elettrificazione in ambito industriale).
Ma se da un punto di vista puramente energetico annuale l’impatto è limitato, non è detto che lo sia anche dal punto di vista delle potenze e quindi del bilanciamento del sistema. Perché? Perché la ricarica dei BEV, quindi la loro richiesta di energia (e potenza), potrebbe risultare concentrata in momenti più o meno critici per il bilanciamento del sistema elettrico.
Qui di seguito riportiamo qualche risultato delle simulazioni di scenari futuri sempre tratti da [1]. Per i dettagli della metodologia adottata rimandiamo alla lettura dello studio ma in estrema sintesi diciamo che è stato costruito un modello che analizza il bilanciamento carico-generazione di un anno completo del sistema elettrico italiano, ora per ora, considerando dei profili di ricarica dei BEV dapprima non controllati [8] e poi opportunamente modificati con logica V1G.
Bilanciamento rete, con o senza BEV?
Vediamo qui sopra come potrebbe modificarsi il diagramma di carico nel 2040 senza una gestione delle ricariche dei veicoli BEV (lo scenario 2030 è omesso perché con solo il 10% di BEV gli effetti sono assai ridotti). In rosso si osserva il contributo ora per ora dei BEV in ricarica (pari alla somma dei segmenti PC, HDT e LCV, per chiarezza grafica è mostrato solo quello dei PC in verde), in grigio il profilo del carico elettrico 2019 e in nero quello 2040 (equivalente alla somma dei profili grigio e rosso).
Osserviamo quindi come la ricarica dei BEV non gestita causi un aumento dei picchi di potenza richiesta al sistema elettrico, fino a una decina di GW aggiuntivi in quella settimana, collocati proprio nelle ore del tardo pomeriggio-sera in cui già insiste un picco di domanda elettrica.
Queste ore della giornata sono già oggi critiche per il sistema elettrico e lo saranno ancor più in futuro (ricordiamo il previsto incremento del fotovoltaico) visto che corrispondono a quelle di calo e azzeramento dell’insolazione.
Possiamo quindi intuire che cercare di spostare la ricarica dei BEV lontano da quelle ore ‘critiche’ della giornata avrebbe sicuramente un effetto benefico per il sistema, ma come sarebbe opportuno spostarla? Anticiparla? Posticiparla? In quali ore?
Nei sistemi elettrici tradizionali la strategia adottata è quella di favorire lo spostamento dei carichi verso la notte in cui si ha un generalizzato calo di domanda elettrica (che richiederebbe quindi la modulazione fino allo spegnimento di alcune centrali termoelettriche). Probabilmente questo concetto ci è familiare perché ricordiamo tutti (tranne forse i più giovani) le tariffe elettriche biorarie e quindi le lavatrici da programmare durante la notte.
Scegliere l’ora giusta per la ricarica
Per supportare il sistema elettrico italiano del futuro molto probabilmente occorrerà invece una strategia opposta per spostare i carichi durante le ore diurne centrali, proprio a causa della crescente penetrazione del fotovoltaico nel mix di generazione.
Per verificare questa affermazione sono stati modificati i profili di ricarica BEV semplicemente anticipando o posticipando la ricarica dei BEV-PC di 7 ore, lasciando invece inalterati i profili di LCV e HDT. Questa è un’ipotesi del tutto arbitraria ma ci è utile per indagare i possibili effetti, sia positivi che negativi, sul sistema.
Nel grafico qui sopra vediamo gli effetti di queste possibili strategie V1G sulle curve di carico: in nero la ricarica totalmente unmanaged, in rosso lo spostamento delle autovetture private verso la notte (+7h) e in verde verso le ore centrali (-7h). Le curve risultanti del carico sono abbastanza diverse tra loro ed effettivamente i picchi di carico nazionale si spostano e/o si riducono.
Nella tabella seguente, alcuni dei risultati annuali più interessanti derivanti dalle simulazioni a livello di sistema. Questi numeri ci aiutano a capire quali siano i vantaggi associati ad uno spostamento della ricarica.
Il problema dell’overgeneration
Il carico totale aumenta con l’aumentare della penetrazione dei BEV al 2030-2040, la penetrazione delle rinnovabili nel soddisfacimento del carico elettrico cresce sensibilmente rispetto al 2019, come d’altronde ci attendevamo vista la crescita di fotovoltaico ed eolico, e con essa diminuisce il fattore emissivo annuale medio dell’energia (gCO2/kWhel).
Aumenta però anche la difficoltà di sfruttare efficacemente la generazione elettrica non-programmabile e quindi compaiono quote di cosiddetta overgeneration, ovvero generazione da fotovoltaico ed eolico che non viene sfruttata perché in quel momento non c’è carico sufficiente per consumarla (ricordiamo che in questo studio non è incluso lo storage elettrico a livello di rete che sicuramente sarà presente in futuro per supportare gestione e bilanciamento, ma questa omissione è voluta proprio per isolare il possibile contributo dei BEV). Interessante osservare anche i risultati in termini di picco di generazione residua, ovvero di quella generazione tradizionale (centrali a gas), chiamata ad intervenire per pochissime ore all’anno al fine di soddisfare punte di carico elettrico residuo.
Le ultime due colonne sono quelle relative ad uno gestione V1G delle ricariche con le strategie opposte (verso la notte ‘PC+7h’ e verso il giorno ‘PC-7h’).
Confrontandole con il 2040 senza alcuna gestione delle ricariche abbiamo la conferma del fatto che uno spostamento verso le ore centrali della giornata ha effetti positivi su tutti gli indicatori: aumenta la penetrazione di rinnovabili riducendo quindi la CO2 emessa, si riduce l’overgeneration di rinnovabili e soprattutto si riduce anche il picco di generazione residua (riportandolo a valori prossimi a quelli del 2019 anche senza considerare accumulo elettrico ! ).
I vantaggi economici della gestione V1G
Un vantaggio intrinseco di questa strategia deriverebbe dal mercato dell’energia. Nelle ore centrali del giorno l’alta penetrazione del fotovoltaico porterà a prezzi inferiori dell’energia (assistiamo già oggi a fenomeni del genere nell’attuale mercato elettrico, anche se per poche ore e in zone limitate).
Qualcosa già viene proposto da alcuni operatori del settore, ma in futuro è assai probabile che vedremo sempre più tariffe differenziate per la ricarica dei veicoli a seconda delle ore del giorno. Questo fattore porterà naturalmente gli utenti a modificare alcune loro abitudini per risparmiare sul costo della ricarica.
Benefici per utenti e produttori…
E il vantaggio sarebbe in realtà duplice. Da un lato gli utenti BEV spunteranno prezzi più favorevoli. Dall’altro chi possiede gli asset di generazione rinnovabile riuscirà a vendere energia che non avrebbe potuto valorizzare altrimenti (se non stoccandola per poi cederla successivamente alla rete ma con un aggravio tecno-economico causato dalla necessità di accumuli elettrici).
…e per il sistema elettrico
Oltre a questo aspetto che per il momento non quantifichiamo per non addentrarci in questioni prettamente legate ai mercati dell’energia, abbiamo visto poco sopra che il sistema elettrico avrebbe anch’esso dei benefici diretti e quantificabili:
– Riduzione del picco di generazione residua necessaria.
– Riduzione dell’overgeneration di rinnovabili.
– Aumento della penetrazione delle rinnovabili e quindi minori emissioni di CO2 imputabili alla generazione elettrica, soggette al sistema europeo valorizzazione economica della CO2 risparmiata detto Emission Trading System (EU ETS).
In alternativa, le emissioni possono essere considerate remunerate in modo analogo ma inverso rispetto alle attuali penalità che devono pagare i produttori di autoveicoli per i loro veicoli che in omologazione emettono più di 95 gCO2/km.
Sarebbe come a dire: a livello regolatorio il decisore politico chiede ai costruttori di pagare 95€ per ogni grammo di eccesso della CO2 dell’intera loro produzione di veicoli rispetto alla soglia di 95 gCO2/km, per favorire la decarbonizzazione. All’inverso si potrebbe pensare di remunerare in modo analogo coloro che portano a una riduzione della CO2, ad esempio spostando la ricarica nelle ore di maggiore produzione solare.
Il bilancio? 4-10 cent in meno a kWh
Facendo conti un po’ complicati, che qui non si riportano, si ottiene il numero riportato nella tabella qui sotto sotto la voce “Riduzione CO2 compensazione regolatoria”.
Possibili benefici economici derivanti da una gestione della ricarica (c€/kWh) Nella tabella sono riportati i risultati della quantificazione di questi benefici economici che sommati oscillano tra i 4 i 10 centesimi di € al kWh. Si potrebbe quindi pensare di stornare questi benefici, sotto forma di uno sconto sulla tariffa di ricarica, agli utenti che decidessero di ricaricare i propri veicoli nelle ore più opportune della giornata.
Uno sconto sulla ricarica per le BEV?
Questo sconto, unito a prezzi dell’energia intrinsecamente più bassi nelle ore centrali del giorno, rappresenterebbe un’importante leva economica per la gestione V1G della ricarica dei BEV con evidenti benefici per tutto il sistema elettrico nazionale.
In conclusione, si può quindi affermare che la ricarica dei BEV rappresenti indubbiamente una sfida ma anche una grande, e per certi versi inaspettata, opportunità di supporto alla rete.
∗Ricercatore presso l’Università di Pisa all’interno del gruppo di ricerca di Sistemi Elettrici dell’Università di Pisa coordinato dal professor Massimo Ceraolo Full Professor of Electric Power Systems. l progetto di ricerca è finanziato con i fondi del PNRR
Un breve glossario per capire…
BEV : Battery Electric Vehicle, veicolo elettrico a batteria
FER : Fonti Energetiche Rinnovabili, ad es. solare, eolico, idroelettrico, geotermia, biomasse ecc.
Fattore emissivo dell’energia elettrica : espresso in gCO2eq/kWhel, rappresenta i grammi equivalenti di CO2 che vengono emessi in atmosfera per generare 1 kWh di energia elettrica. In genere se ne calcola il valore medio annuale per l’intero paese.
Fit for 55 : pacchetto di riforme e regolamenti dell’Unione Europea, incentrate sulla lotta al cambiamento climatico. Traguardano la riduzione delle emissioni climalteranti del 55% rispetto ai livelli del 1990, con l’obbiettivo di arrivare alla “carbon neutrality” per il 2050.
Generazione programmabile : Impianti di generazione dell’energia elettrica che possono essere utilizzati su richiesta dei gestori della rete elettrica, in base alle esigenze del mercato. I generatori programmabili possono essere accesi o spenti e modulati in base alle esigenze del sistema.
Generazione non programmabile : Impianti di generazione dell’energia elettrica direttamente vincolati a fonti energetiche intermittenti ed aleatorie (ad es. fotovoltaico ed eolico). I generatori non programmabili possono essere accesi solo quando è presente la fonte energetica (ad es. sole, vento).
Overgeneration : quota di energia che potrebbe essere generata (da impianti non programmabili) in momenti in cui non esiste un carico elettrico che possa consumarla. Di fatto questa energia non verrà generata (è chiamata anche ‘curtailment’).
PNIEC : Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima che stabilisce gli obiettivi nazionali al 2030 sull’efficienza energetica, sulle fonti rinnovabili e sulla riduzione delle emissioni di CO2, nonché gli obiettivi in tema di sicurezza energetica, interconnessioni, mercato unico dell’energia e competitività, sviluppo e mobilità sostenibile, delineando per ciascuno di essi le misure che saranno attuate per assicurarne il raggiungimento.
Unmanaged : ricarica completamente non gestita, condizionata solo dalle abitudini dei guidatori.
V1G : anche chiamata ‘smart charge’, ricarica intelligente, è la gestione della ricarica dei veicoli elettrici in una sola direzione: l’elettricità fluisce sempre dalla rete elettrica al veicolo elettrico ma può essere gestita in termini di tempistiche e potenza.
V2G : Vehicle to Grid, è la gestione dei veicoli elettrici connessi alla rete di tipo bidirezionale. Oltre alle caratteristiche del V1G è aggiunta la possibilità del veicolo di fornire energia e servizi alla rete elettrica.
kWh, TWh: Unità di misura dell’energia elettrica, terawattora = miliardi di chilowattora. Se pensiamo che un BEV ha mediamente a bordo un accumulo elettrico di capacità pari a 50 kWh, significa che 20 milioni di BEV rappresentano un accumulo totale di 1 TWh.
…e le fonti per approfondire
1 Barsali, S.; Ceraolo, M.; Pasini, G.; Poli, D. Managing BEV Charge to Obtain a Positive Impact on a National Power System. Energies 2024, 17, 348. https://doi.org/10.3390/en17020348
2 European Union. National Energy and Climate Plans (NECPs) Platform. Available online: https://energy.ec.europa.eu/topics/energy-strategy/national-energy-and-climate-plans-necps_en (accessed on 9 November 2023).
3 Automobile Club d’Italia, Statistical Yearbook 2023, ACI Report. Available online: https://www.aci.it/laci/studi-e-ricerche/dati-e-statistiche/annuario-statistico.html (accessed on 12 December 2023).
4 Institute for Environmental Protection and Research. Italian Greenhouse Gas Inventory 1990–2019. National Inventory Report 2021; ISPRA Report 341/2021; ISPRA : Rome, Italy, 2021; ISBN 978-88-448-1046-7.
5 IEA Global EV Outlook. 2023. Available online: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2023 (accessed on 12 December 2023)
6 Motus-e BEV Sales. 2022. Available online: https://www.motus-e.org/analisi-di-mercato/dicembre-2022-lanomalia-italiana-tra-i-big-deuropa-ma-recuperare-si-puo/ (accessed on 12 December 2023)
7 Terna, SNAM. Documento di Descrizione degli Scenari. 2022. Available online: https://www.terna.it/it/sistema-elettrico/rete/piano-sviluppo-rete/scenari (accessed on 12 December 2023).
8 IEA. Electric Vehicle Charging and Grid Integration Tool, IEA, Paris. 2023. Available online: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/electric-vehicle-charging-and-grid-integration-tool (accessed on 12 December 2023).
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Con grande ritardo (per scelta: ho voluto avere il tempo di leggere, e rileggere, e capire, e seguire i link) mi unisco ai complimenti per questo articolo, accademico nei contenuti ma divulgativo nella forma.
Istruttivo, ho imparato molto (pur ritenendomi un bene informato, ignoravo tante cose e non avevo un quadro d’insieme così articolato). Ottimi i link, una miniera preziosa. Grazie alla redazione e grazie a Gianluca Pasini.
Suggerisco alla redazione di aggiungere una sottosezione in “Academy” perchè sia sempre raggiungibile insieme ai successivi che, spero tanto, seguiranno.
Vorrei fare una osservazione sulla produzione da rinnovabili con un visione un po’….laterale, visto anche i tempi che corrono.
Ritengo che abbiano un grande valore strategico in caso di attacchi bellici, visto che sono sono generalmente distribuiti su tutto il territorio, e non in zone circoscritte come avviene, invece, per le centrali come le conosciamo sinora, indipendentemente dalla loro tipologia.
In più, possono essere adattate usandole off-grid…
Forse non sarebbe male pensare anche a questo vantaggio che, ovviamente, nessuno si augura dover mai utilizzare.
Sicuramente passare da grandi centrali che trasportano elettricita’ a centinaia di Km di distanza a uno scenario piu’ polverizzato che riduce i Km di viaggio fatti dagli elettroni aiuta a ridurre anche la dispersione che nella configurazione attuale della rete e’ quantificabile per un 10%…
Le future smart grid elettriche dovrebbero tendere ad un funzionamento simile ad internet
(in origine Arpanet , nato come sistema di comunicazione multi-nodo per evitare che colpendo una struttura si fermassero le comunicazioni).
Applicare lo stesso concetto alla generazione / stoccaggio / trasporto dell’energia non può che portare vantaggi … specialmente in un territorio come il nostro colpito da frane, alluvioni, terremoti ed altro …. una piccola guerra la stiamo sperimentando ciclicamente ai cambi – stagione
Avrei una domanda su un dettaglio mi sfugge (il resto è cristallino):
nella tabella che cita le intensità carboniche del kwh elettrico al 2019, 2030, 2040, per l’anno 2019 sono citati 237 gr di co2 per kwh, che è un valore sensibilmente più basso di quelli italiani trovabili nella tabellina di ISPRA per l’anno 2019:
https://ollum.it/wp-content/uploads/2023/05/ISPRA-emissioni-energia-elettrica-2022.png
la differenza sarà dovuta a una convenzione di calcolo o di raggruppamento delle fonti energetiche diverse rispetto ad Ispra, sarei curioso di capire quale.. cioè a cosa si reiferisce il dati più basso (237 gr)
complimenti per aver notato questa differenza! Nel paper in [1] (liberamente accessibile) è spiegato il perchè.
In breve: nello studio è assunto che la generazione da fossili che rimane sia/sarà tutta a gas naturale, nel 2019 in Italia invece avevamo ancora quote di generazione da carbone e olio combustibile che alzano il fattore emissivo rispetto al solo gas naturale. Per questo in quella tabella si legge 269 gCO2/kWh (che è quindi il valore corretto per il 2019) invece di 237 gCO2/kWh.
Diciamo che, per il futuro, l’assunzione di avere solo gas naturale come fonte fossile nel settore termoelettrico in Italia è ben fondata visto che nel giro di pochi anni le ultime centrali a carbone esistenti sono previste in chiusura definitiva.
Perfetto grazie
interressante (non ci pensavo) che avremo una curva di diminuzione delle emissioni medie, più rapida del previsto chiudendo i rimasugli di centrali a carbone e olio (immagino entro fine 2025 come da alcuni programmi o alla peggio 2026 con un po di ritrardo)
fa anche una bella impressione leggere un valore atteso di soli 130 gr al 2030 (ma anche fossero 160 gr), le cose si stanno muovendo verso la transizione energetica nonostante una percezione a volte negativa a livello mediatico di questo periodo
Non solo le rinnovabili e i veicoli BEV “vanno a braccetto”
presto diventerà ovvio , che le rinnovabili sono un REQUISITO ESSENZIALE , per lo sviluppo energetico e della mobilità PRESENTE e FUTURO
anche in un paese dove le EV crescono poco come il nostro
è essenziale che prima vengano fatti campi fotovoltaici in tutti i parcheggi pubblici,aziendali,industriali sotto forma di tettoie fotovoltaiche
e poi dotarli al più presto di colonnine di ricarica ..
personalmente credo che i tempi siano ormai maturi per impianti completamente in corrente continua
Fotovoltaico , corrente continua
Accumulo di centinaio se non migliaia di kWh (megapack), corrente continua
Ricarica Fast 25-50 Kw ,corrente continua
eventuale stazione di trasformazione DC-AC, solo per immettere nella rete pubblica , l’energia non utilizzata dalle auto e dai servizi intorno
ANNI fa immaginavo campi fotovoltaici stretti e lughi per qualche km presso gli autogrill autostradali , da decine di MW picco
OGGI ,imho, sono troppo convenienti per non essere realizzati in pochi anni ;
ottusita,burocratico-politica permettendo ..
Fronte di liberazione
della tettoia fotovoltaica
hasta l’elettrone siempre
Nello il problema non è la produzione da rinnovabili (i campi fotovoltaici) ma lo stoccaggio. La produzione arriverà, lo studio è chiaro, ma come la si stocca per i mesi invernali e per le ore notturne, ovvero giusto quando arrivano i picchi di richieste? Tu dici megapack e può essere, il prezzo a metà anno per le batterie per auto arriverà a 60 €/kWh, quindi grandi battery pack potrebbero avere un prezzo congruo ma per decidere qual è la forma migliore di stoccaggio occorre conoscere i prezzi anche delle alternative presenti e future (io ho citato i bacini idroelettrici ad esempio, ma giusto come esempio). Io non li conosco tutti i prezzi, tocca agli esperti in materia indicarli, basta che non chiedano a noi automobilisti di fare il lavoro al posto loro perché finisce a rivolta …
lo stoccaggio non è più un problema, è superato anche quello ..
basta vedere quello che avviene nel mondo
di questi giorni è certa l’adozione di batterie agli ioni di sodio in ambito automotive , l’anno scorso solo un auto sperimentale .
fine delle materie prime rare ..
Nel 2025 ,L’ANNO prossimo ,a Melbourne Australia
verrà inaugurato lo storage elettrico più grande del mondo
fatto con 444 Tesla Megapack , servirà 200.000 famiglie per 2,5 ore in caso di black out completo , l’impianto è previsto che raddoppierà capacità nel giro di pochi anni
In Italia c’è un impianto sperimentale di accumulo mediante compressione CO2 in Sardegna
sempre in Sardegna , si sta valutando di usare i pozzi di vecchie miniere dismesse per l’accumulo gravitazionale
le soluzioni Italiane , imho sono le più interessanti come rapporto costi benefici
comunque per gli impianti nei parcheggi che ho citato io basta un Megapack Telsla da 3 MWh
ingombro ?
non si trova un posto dove parcheggiare un container in parcheggi grandi migliaia di mq ?
quanti utenti faranno ,hanno fatto questo in piccolo nella propria abitazione ,alleggerendo al contempo gli assorbimenti dalla rete pubblica ?
Inoltre il prezzo che va considerato per lo stoccaggio elettrico di massa
è legato solo PARZIALMENTE al prezzo Wh delle batterie ,
ma sarebbe meglio dire prezzo Wh per ciclo ,
o Dollari per Watt ora per 30 anni
l’investimento maggiore iniziale si recupera con la durata della batteria
si scoprirebbe che oggi le Titanato di Litio sono convenienti perché possono fare 10000 cicli , anche se costano di più per watt/ora , e sono più voluminose delle litio
nel TEMPO sono più economiche
presto , stupidità umana e manager inadatti delle compagne elettriche permettendo ,
presto ci saranno batterie con chimiche diverse a seconda del campo di impiego
per l’automotive , a parte i tempi di ricarica che sono ancora lunghi per ALCUNI utenti ;
oramai il dado è tratto
nel 2024 ci sono molte auto nuove in grado di caricare un’autonomia di 250 km in meno di mezzora
e la durata della batteria garantita almeno 180000 km fa il resto
Tornando al parcheggi fotovoltaici DC
renderanno il V2G superato , perché è molto più semplice e meno complesso gestire i
P2G Parking To Grid
imho
altra storia , utile è il V2H , Vehicle 2 home
https://www.youtube.com/watch?v=Vhh_GeBPOhs
my 2 cent di developpers
che bella l’idea dei parcheggi fotovoltaici con accumulo diretto in DC
Invece di gestire milioni di auto che si connettono e sconnettono in carica e scarica continuamente ..
il ParkingToGrid ammonterebbe a centinaia di migliaia parcheggi fotovoltaici dotati di batterie allacciate alla rete ,parecchi giGowattora (grande giove) distribuiti lungo tutta la penisola
pronti a sopperire facilmente a picchi di assorbimento della rete o picchi di rinnovabili eoliche in notturna da accumulare
Valori di potenze più importanti più gestibili dalle compagnie elettriche
rispetto agli sciami complessi del V2G e relative perdite sulle singole auto, che secondo me vanno confinati al Vehicle To Home , se l’utente vuole usarli al posto o integrati a un powerwall
ma non mi stuperei se presto anche in ambito domestico
con l’attuale discesa dei prezzi delle batterie
arrivassero dei powerwall dotati di wallbox in grado di erogare 30kW in continua
gli ac dc , da 30 kW già esistono per chi se li può permettere
anche di un noto marchio italiano (BTicino)
Infatti Nello. Tutte le sperimentazioni V2G presuppongono aggregazioni di centinaia se non migliaia di auto gestite dalla rete intelligente come un unico storage diffuso che coprendo collettivamente i picchi di richiesta incide marginalmente sulla singola batteria. Potrebbe essere, per esempio, una delle funzioni in capo alle comunità energetiche. Qualcuno lo spieghi a Enzo, per favore.
Enzo, per l’ ennesima volta:
– Non c’è nessun obbligo a comprare auto elettriche, almeno fino al 2035
– Non c’è nessun obbligo ad avere quattro carte per ricaricare, a meno che tu non voglia scegliere sempre la miglior tariffa disponibile.
– Non c’è nessun obbligo di ricaricare l’auto in certi orari, se non ti interessa pagare poco la ricarica.
– Non c’è nessun obbligo a fare da accumulo per la rete se non ti interessa ricevere il bonifico per il servizio reso alla rete.
I combustibili fossili sono molto comodi perché hanno immagazzinato enormi quantità di energia nell’ arco delle ere geologiche, ma questa comodità, oltre a produrre un’ enorme quantità di esternalità ambientali, non durerà per sempre: prima o poi la crisi energetica arriverà, per una ragione o per l’ altra, e le auto elettriche così come le rinnovabili saranno l’ unica opzione a buon mercato. Inutile giocare a fare i nostalgici per un mondo che sta piano piano scomparendo.
guardando gli istogrammi nella immagine dei mix energetici futuri previsti:
– nello scenario 2030 (tra 6 anni) nel mix ci sarà ancora una grossa quota di gas metano, insieme ad eolico ( ceh alleggerisce il carco notturno a metano), all’idroelettrico (l’puso dei bacini è programmavbile serale e notturno), e un po ‘ di energia importata; queste componenti dovrebbe essere abbondanti per coprire il fabbisogno notturno, anche senza accumuli statici di vario genere aggiuntivi ai bacini idroelettrici; comunque tra 6 anni gli accumuli statici a batterie dovrebbero già essere in forte diffusione
– nello scenario 2040 c’è già meno metano, ma ancora potrebbe bastare come back-up notturno, perché ci sarà più eolico ad aiutare (immagino sarà molto off-shore); ma nel 2040 dovrebbero già essere a regime le filiere degli accumuli a idrogeno, oltre che una sfilza di batterie statiche; se non fossero pronti, il carico notturno lo copre di più il metano, e di giorno si spreca un po’ di solare, alla fine si paga nel fatto che si fanno calare un poco meno del massimo possibie le emissioni, ma il carico rimane coperto
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PS: sulla cadura dei prezzi delle batterie ormai ci siamo, dopo la caduta gia avvenuta dei prezzio dei pannelli FT..annata storica sara questo 2024.. a leggere qui dicono che per LFP i prezzi sono già ancora più bassi 🙂
https://cnevpost.com/2024/01/17/battery-price-war-catl-byd-costs-down/
in Cina Leapmotor starebbe pagando le batterie per le sue auto LFP 52 euro a kwh;
mentre le batterie LPF nel formato VDA vendute per le auto BEV europee, sarebbero scese a circa 65 euro al kwh (es pacco CATL della Y RWD, appena scontata) e arriverebbero a 52 euro al kwh tra 6 mesi, più un altro ribasso per il 2025
Io auspico la divisione delle chimiche per tipologia di applicazione
l’uso delle LFP per fare tutto , può valere per il privato
che le usa sull’auto sia per le rinnovabili AUTONOME di casa
altra storia è dare energia a chi ,vuole continuare a vivere in città
li serve ricerca e investimenti importanti ,da parte dei fornitori di energia elettrica ..
che con Enel “decapitata” recentemente,
non mi sembra che ci siano compagnie elettriche con la “voglia” e risorse
per fare investimenti così strategici ..
il pubblico ?
la politica ?
https://www.youtube.com/watch?v=xsIAR37YB-s
se avete fiducia in loro ..
nnamooo bene !
servirebbe una compagnia elettrica finanziata dai cittadini
NON CONTROLLATA dagli idio.., pardon dalla politica degli ultimi 40 anni ..
pura utopia in questi tempi
meglio trasferirsi in campagna e far da se
pessimismo e fastidio
@Enzo
bello l’articolo che hai linkato sul bacino idroelettrico Nant de Drance in Svizzera
20 GWh di energia accumulabile/erogabile, con potenza impegnabile/erogabile 0,9 GW
grazie
Alcune osservazioni…
Avendo dettagliatamente studiato quel documento di Terna/Snam osservo che nella trattazione del Professore di Pisa sopra riportata manchi un dato di fondamentale importanza, ovvero il fatto che i dati di bilancio dei flussi energetici riportati da Terna siano riferitiall’intero arco dell’anno. In questo caso, se essi sono confrontati con una proiezione dei consumi verso l’elettrificazione dei servizi (si parla ad esempio di utilizzo diffuso di pompe di calore) ciò dovrebbe portare ad un curtailment (energia non utilizzzabile in quanto di sovraproduzione) variabile tra gli 11 TWh (GAIT) ed i 16 TWh (DEIT), oltre alle perdite relative agli impianti d accumulo (idroelettrici per lo più) . Il problema maggiore, attualmente non risolvibile, è che il grosso della sovaproduzione avvenga soltanto nei 3/4 mesi estivi, essendo il sistema di produzione nazionale fondamentalmente basato sul fotovoltaico. Quest’ultimo, come è noto, ha un rapporto tra estate ed inverno delle energie giornaliere fornite ben superiore a tre. Pertanto la correzione attraverso il V1G in grado di assorbire tali picchi non risulta attuabile. L’articolo peraltro si mette nelle condizioni migliori (ovvero quelle di gennaio!) ma non credo fornisca i relativi valori di Luglio, dove l’overproduction è molto più intensa ed il curtailment inevitabile. Esistono poi problematiche di trasferimento energetico da sud (zona di sovraproduzione) verso nord (aree a maggiore assorbimento specifico) che rendono tale travaso di potenza (è un problema anche di picco) assai problematico.
Altro problema è la disponibilità del veicolo connesso in assorbimento energetico (V1G). Statisticamente parlando l’auto di giorno viene utilizzata, per cui essa non risulta collegata; diversamente deve poter disporre di almeno due diversi luoghi fisici di collegamento (uno a casa e l’altro al lavoro, ad esempio) il che significa dover affrontare dei costi di infrastruttura davvero notevoli. Tali costi sarebbero ancora più elevati nel caso si vogliano fornire servizi di bidirezionalità con interscambio di energia sul posto (il cosiddetto V2G con possibilità di effettuare la cosiddetta regolazione primaria e secondaria di rete, nonchè i servizi di fast recovery sempre verso rete in caso di abbassamento di tensione e fluttuazione di frequenza primaria), essendo in quel caso il sistema di ricarica molto più complesso e costoso. In quest’ultimo franfgente andrebbe poi contabilizzato (verso il proprietario del veicolo) anche tale servizio di “assistenza verso rete” che, implicando una ciclazione aggiuntiva del pacco batterie (con conseguente inevitabile riduzione della vita degli elementi), deve essere opportunamente riconosciuto.
Non so quanti utenti, giustamente preoccupati della durata del proprio pacco batteria, sarebbero disposti ad assicurare tale servizio.
GAIT e DEIT sarebbero?
Sono i due scenari (dei tre riportati) da Terna di assetto energetico elettrico
Ok prima di rispondere volevo essere certo di aver compreso tutto.
Il curtailment è un problema che esiste principalmente oggi per due motivi sostanziali: la rete è progettata per le vecchi centrali e non ci sono accumuli diffusi.
Per l’ eccesso di produzione estivo servono accumuli di ore che permettano di tenere su la rete di notte, principalmente.
Per l’ uso delle batterie delle auto per gran parte delle persone non è un problema, se nella media 10-12.000 km/anno l’ usura sui cicli è ridicola e se sai che il giorno dopo andrai a lavorare e farai soltanto 50 km non ti importa più di tanto se scarichi la batteria per un 20%, invece di trovare l’ auto al 100% la mattina dopo la trovi “soltanto” all’ 80% ti interessa poco se poi di contrasto ti ritrovi l’ auto carica dal 60% all’ 80% a prezzi irrisori o anche gratis, finisce che vai tutta la settimana a lavoro senza spese di carburante mentre la rete elettrica diventa più stabile: win-win come dicono gli inglesi.
Attualmente non esistono sistemi che possano gestire lo storage stagionale, ovvero quello prodotto di estate lo consumiamo in inverno. I più grandi accumuli elettrochimico parlano di qualche GWh…. Ma noi abbiamo bisogno di fare storage di qualche decina di TWh… Cioè 10.000 volte tanto. Vorrei inoltre ricordare che tutti i sistemi di storage hanno un’emissione di partenza legata alla produzione stessa del sistema di accumulo. Questo taglia fuori i processi elettrochimici per lo storage stagionale, in quanto il numero di cicli previsti è soltanto di qualche decina. Ciò rende l’emissione specifica di CO2 per ciclo di accumulo assolutamente spropositata. Chi parla di long term storage di tipo elettrochimico non ha mai fatto un’analisi di LCA del sistema completo.
Caro Piero, non ho fatto riferimento da nessuna parte di accumuli stagionali, forse sono nella sua testa, tenga presente che per quanto riguarda i TWh “in eccesso” non sono prodotti tutti in un giorno e il ciclo giorno/notte del fotovoltaico permetterebbe la gestione degli eccessi di produzione di giorno durante la notte grazie appunto all’ uso di accumuli a batteria.
Per una risposta ancora migliore faccia riferimento al commento di Gianluca Pasini (24 Gennaio 2024 at 16:35) che comunque per ragioni di brevità non è da considerarsi esaustivo, ma se non altro spiega bene quali sono i concetti su cui ragionare, ovvero possono essere esclusi gli accumuli stagionali almeno fino all’ 80% di penetrazione da rinnovabili in quanto non determinanti e che un certo livello di curtailment è assolutamente tollerabile se resta percentualmente piccolo rispetto alla produzione. Il tempo ci dirà se sarà conveniente sfruttare i momenti di sovrapproduzione per consumi differibili, e tra questi ci sono proprio le ricariche delle auto elettriche (ad esempio di giorno nei weekend estivi dove la produzione da solare è alta mentre i consumi sono bassi l’ energia può essere venduta a prezzi molto bassi ma verrebbe comunque ritirata e distribuita perché il gestore della rete viene remunerato per i costi di rete in base alla quantità di energia ritirata dai clienti) in questo modo chi ne avrà la possibilità potrà caricare con energia che altrimenti sarebbe destinata al curtailment anziché caricare di notte con energia proveniente da impianti fossili.
le batterie attuali (litio e sodio) sono per storage giornaliero e più avanti anche con doppia funzione (anche settimanale)
per quanto ho visto in più analisi, non sono necessari accumuli stagionali finché non si arriva al 90% di rinnovabili; per l’Italia si parla quindi del 2050 ?, per cui il ragionamento va contestualizzato a quella data, ad oggi abbiamo molto altro di cui occuparci
e a quella data, ipotizzando ad es. di essere arrivati a 600 TWh annui di energia rinnovabile, avremo tante opzioni per aggiungere o meno uno storage stagionale di circa 60-30-20 TWh (10% 5% 3% del mix):
– la premessa è che potremmo aumentare la quota di eolico ( es. off-shore anche nel mediterraneo, che all’epoca non era stato considerato nelle simulazioni come quella di Aspo Italia) per limare la quota di storage stagionale utile da 60 Twh sino a scedere a 20 TWh oppure anche a zero;
l’eolico ha “buchi” localizzati di massimo 2-3 giorni su una settimana; e lavora di notte e di inverno; insieme ad altre rinnovabili ri-equilibria il mix rispetto al solo FT a cui si pensa di solito
– con l’aumento in corso delle conessioni HVDC potremo condividere i 120 TWh di stoccaggi idroelettrici europei, cioè i bacini già in uso ora (più eventuali ampiamenti), che sono pari a 20 giorni di energia dell’intera europa con cavi HVDC; la condivisione abbassa il quantitativo necessario come quota per singolo paese
– usare idrogeno verde (previsto già dal 2035); pare che l’industria e l’europa stia già spingendo anche troppo su questo; ho letto di piani per realizzare su ampia scala serbatoi, infrastrutture, elettrolizzatori, tubazioni, e gestire quote anche eccesssive di idrogeneo verde, sino al 20% del mix; alla fine in base ai costi ed emissioni delel vari esulizionoi si troverà un equilibrio naturale, con quote più piccole penso
– se per assurdo non covenisse la filiera dell’idrogeneo, a me non scandalizzarebbe tenermi nel mix un 3% di metano per fare un flessibile back-up, da usare giusto i pochi giorni dell’anno in cui tutte le altre variabili ( le varie fonti di energia rinnovabili , interconnessioni HPC, accumuli, bacini idroelettrici, etc) fossero allineate in modo sfavorevole in un estremo raro ma possibile della statistica; nel complesso sarebbe una scelta ragionata con bassi costi, bassissime emissioni annue reali di Co2, e massima flessibilità del mix verso altre evoluzioni future, sono sempre scenari dinamici
Lo stavo scrivendo pure io che l’utente non è felice del fatto che si usura il pacco batterie per fare il lavoro che compete ad un fornitore di energia ma non l’ho scritto perché si spera (stando a quel che si legge) che le batterie di domani avrò un’usura minore e quindi l’impatto dovrebbe essere ridotto. Vedo più problematico invece tornare in auto e trovarsi il “serbatoio” mezzo pieno anziché pieno: anche se nel dare/avere di energia dovessi guadagnare qualche spicciolino, comunque è qualcosa che non attiverei mai su una mia futura auto elettrica di proprietà, perché mi sentirei un vero barbone a spendere 43000 di auto elettrica e poi a girare con la riserva perché “rivendendo” energia alla rete ho guadagnato 50 centesimi. Quando torno alla mia auto mi aspetto che qualcuno me l’abbia lavata e lucidata, non che mi abbia svuotato il “serbatoio” e lasciato la mancetta.
Dei 2 problemi, usura batteria e barbone fashion style, il secondo mi sembra insormontabile, il primo si supera.
Per il resto le altre considerazioni mi sembrano molto lucide. Occorre semplicemente studiare la forma di stoccaggio più economica e fattibile e no, le batterie delle auto dei privati non entrano neanche in lista …
Tutto il mondo sta sviluppando la rete intelligente per integrare auto elettriche e sistema di bilanciamento, e se ne esce il solito Enzo Fantozzi che non ne capisce mezza ma subito sentenzia: “è una boiata pazzesca”. Una simpatica macchietta.
Il solito Massimo Degli Stravolgimenti che prende la mia critica al V2G e la trasforma alla critica al load balancing tout court. Ciò che il solito Massimo Degli Stravolgimenti non riesce a cogliere è che il mondo va avanti, non indietro, che le persone vogliono più comodità, non più sacrifici: ci sono tanti modi per ottenere il bilanciamenti di rete EV e che il V2G è solo una freccia all’arco di chi si occupa del problema, una freccia che – a legittimo avviso dello scrivente – non funzionerà perché l’adesione al V2G, ovvero a cedere della corrente alla rete elettrica, non raccoglierà un’adesione tale da rendere il V2G una tecnologia necessaria per il bilanciamento di rete EV. Rimarrà una tecnologia marginale, che avrà un contributo minimo. Possiamo beatamente fare scommesse su questo e pensarla diversamente, ma prendere la mia critica al V2G e scambiarla, volutamente, per ciò che non è, ovvero una critica al load balancing, è davvero tristissimo. Tristissimo, caro Massimo. Tra l’altro, per pura coincidenza, a criticare il V2G è un acerrimo nemico dell’auto elettrica, uno che pure – come me – plaude al V2L e al V2H ma odia il V2G, tanto da dirlo pubblicamente e tanto da dotare i veicoli che produce di V2L e V2H ma non di V2G: non so se lo conosci, mi sfugge il nome in questo momento … ah sì, Elon Musk
Non hai nemmeno capito che l’articolo riportava simulazioni di V1G. Sai la differenza? Comunque visto che hai già scommesso su: trionfo dell’idrogeno, battery swap, ricarica solo ad altissima potenza nei distributori di carburante, tanto per citare le ultime, confesso che non sono troppo impressionato. (non esiste il veicolo “dotato di V2G”: se il veicolo consente la bidirezionalità, consente V2L, V2H e V2G). Musk non odia l’auto elettrica, ma ama molto il suo Powerwall e i suoi Megapack
\\\non esiste il veicolo “dotato di V2G”: se il veicolo consente la bidirezionalità, consente V2L, V2H e V2G.\\\ Questa me la segno: non c’è differenza tra V2L e V2G, basta che il veicolo consente la bidirezionalità. Firmato: Massimo. Se ne sei convinto, ti lascio alle tue convinzioni.
L’idrogeno è in ritardo, il battery swap in Cina è come la pizza a Napoli e siamo passati da 1 produttore che adotta il battery swap a 10 (non ultimo pure Stellantis sta sperimentando con Ample). Ricarica ad altissima potenza … siamo al supercharger V4 che a breve verrà ulteriormente aggiornato per supportare gli 800 volt. Hai dimenticato i teslabot nelle fabbriche, anche lì hai detto che queste profezie le hai già sentite e non si sono mai avverate. La tecnologia è una semina, non si raccoglie il giorno dopo ma a distanza di anni. Per le previsioni a cosa succede domani o dopodomani non guardare me, per quelle va bene anche il telegiornale …
Grazie per l’ulteriore approfondimento!
difficile rispondere a tutte le sue osservazioni, provo a rispondere almeno ad alcune
1) lo studio da cui è tratto questo articolo (liberamente accessibile, se di interesse, alla fonte [1]) è fatto su 8760 ore consecutive, quindi un anno intero. Sono riportati i grafici del carico di una settimana di gennaio giusto a titolo di esempio. I risultati annuali nelle tabelle invece sono riferiti, appunto, all’anno completo.
2) i flussi all’interno del paese (soprattutto sud->nord) sono chiaramente un altro punto critico ma ben affrontato dai piani di sviluppo della rete di Terna (anche questo liberamente consultabile, se di interesse) che sono appunto figli di questi numeri e scenari di grande penetrazione rinnovabili. Nei ragionamenti di questo articolo si dà per scontato che il TSO adegui la rete alle nuove esigenze di trasporto dell’energia.
3) il curtailment (overgeneration) previsto da Terna è molto inferiore a quello che di questo studio per la presenza di grandi quantità di storage elettrico che serviranno proprio a spostare energia dal giorno alla sera. I BEV in logica V1G potrebbero aiutare facendo l’opposto, cioè spostando carico dalla sera al giorno. Le due cose sarebbero quindi contemporaneamente di aiuto per risolvere lo stesso ‘problema’. Faccio anche notare che i citati 11-16 TWh di energia ‘non sfruttata’ rispetto ai 250-300 TWh di fotovoltaico+eolico sarebbero quota veramente piccola e ampiamente accettabile.
4) l’accumulo stagionale, per cui ricordo che non esiste oggi una tecnologia market-ready, inizia a diventare indispensabile solo se si guardano scenari forzatamente a 100% rinnovabile. Fino a valori di penetrazione rinnovabili dell’80-90%, per paesi come il nostro, l’accumulo stagionale non è determinante.
5) statisticamente parlando l’auto privata è usata per spostarsi da/verso casa per una trentina di km al giorno, diciamo 1 ora di utilizzo considerando traffico e quant’altro. Per le restanti 23 ore del giorno un’auto è parcheggiata in qualche luogo.
6) il V2G non è trattato in questo articolo ed indubbiamente porta con sè altre complessità, comprese quelle da lei citate.
Sono molto scettico sulle conclusioni, più che scettico sono arrabbiato. Il Carrefour dove vado a fare la spesa fa uno sconto particolare il mercoledì, non ci sono mai andato di mercoledì, vado sempre e solo quando mi capita e ne ho voglia. Mai fatte raccolte punte o altre menate. Non ci si rende conto che c’è estrema (sottolineo 5 volte: estrema) necessità di semplificare. La vita è una e breve, non voglio passarla a fare bollini e capriole. Già le persone non vogliono passare all’elettrico per non avere complicazioni di avere 4 tessere in tasca e di farsi i conti su quando scollegare l’auto dalla colonnina, ci mancano solo le tariffe differenziate in base al sole e al vento. Ma quando metto benzina devo fare tutti questi calcoli?
Bisogna semplificare! Non si può costruire il sistema di domani continuando a rovesciare la complessità sulle persone: e fatti l’abbonamento chiedendo ai precog o al mago quanti kWh consumerai, tira fuori l’app dal cellulare per ricaricare, ricarica in queste ore, e ridammi l’energia che hai pagato tramite il v2g, e stacca la ricarica al 90%, fai un salto, fanne un altro, tira la coda al gatto, tira le campanelle, fai una giravolta, fallo un’altra volta, alza gli occhi al cielo, abbassa gli occhi in giù: dai un bacio a chi vuoi tu. Di questo passo nel 2200 avremo un’auto elettrica il cui rifornimento sarà semplice e senza stress come un’auto a benzina del 1900. Forse, eh!
Come risolvere il problema? Stoccate! Trovate il modo di stoccare! Avete dell’energia in più? Usatela per produrre idrogeno, tanto qualcosa ad idrogeno (gli aerei, le navi, alcune industrie) ci dovrà pur andare, no? Usate le centrali idroelettriche [ https://www.swissinfo.ch/ita/economia/energia-idroelettrico-svizzera-elettricit%C3%A0-rinnovabili/46880280 ], esistono infinite soluzioni per risolvere il problema. Invece siamo italiani, ci piace così: non facciamo nulla (eh ti pare che possiamo spendere 2 lirette per stoccare? Nooooo, per carità …) e “incentiviamo” l’uso durante le ore diurne. Che poi in realtà già sappiamo tutti come finisce la storia “all’italiana”: che nelle ore diurne il costo dell’energia resta quello e nelle ore notturne il costo dell’energia si impenna. Così le persone che magari hanno pure il fotovoltaico a casa e che vanno a lavorare 8 – 20 chiamano in azienda e chiedono di farsi spostare al turno notturno, 20 – 8, così almeno mentre dormono (di giorno) possono ricaricare a casa senza sbattimenti.
Altro che rivoluzione, questa è involuzione.
Ciao Enzo, io la vedrei come una opzione in più, per chi ha gli impegni nelle giornate più flessibili, non come una imposizione
magari ci saranno:
1) gli operatori delle colonnine con tariffe fisse; come nel commercio i negozi belli
2) operatori che invece ad esempio hanno una tariffa bioraria, che ad esempio aggiunge una sconto durante mattina e pomeriggio per invogliare chi ha la possibilità di scegliere l’orario di ricarica in quella giornata; già Tesla fa qualcosa di simile; come nel commercio i supermercati
3) operatori che magari oltre alle tariffe biorarie, aggiungono anche promozioni variabili nella giornata; come un supermercato “discount” diciamo, devi controlare per beccare le promozioni, ma se vuoi/puoi farlo, risparmi qualcosa
Se il 3) o il 2) ti stressano, perchè non vuoi perderci tempo o testa, puoi usare le tariffe fisse 1) , che saranno comuque migliori di adesso
la logica è che alle colonnine le tariffe di tipo (1) saranno normali ( non gonfiate dalla presenza della concorrenza bioraria), ipotizziamo tra 2-3 anni o magari anche prima 40-45 centesimi al kwh, comprese un po’ di tasse statali
mentre le (2) e (3) saranno tariffe più basse in alcuni orari perchè in quelle fasce orarie l’energia essendo in esubero anche rispetto alle possibilità di stoccaggi di rete, tende ad avere un costo 0 (in certe giornate al sud italia già ora succede, con il prezzo PUN che crolla di giorno per varie ore), e se non si invogliano con le promozioni alcuni utenti a prelevarla in quei momenti, andrebbe sprecata (scollegando dalla rete parte degli impianti di produzione) e lo studio ipotizza persino con incentivi negativi; insomma con ancora meno ricavi e più spese per i gestori se non utilizzata, per cui sarà uno sconto “vero”, non di facciata alzando il prezzo negli altri momenti, che restano comunque sempre soggetti anche loro a concorrenza tra operatori delle colonnine e anche con le tariffe della presa di casa
Sì ma questo produrrà cittadini di serie A e di serie B (che già oggi con l’elettrico ci sono quelli con e senza box auto …). Uno che va a lavorare non dovrà semplicemente – come avviene adesso – verificare che presso la sede di lavoro ci sia un posto dove parcheggiare l’auto, dovrà anche verificare che sia dotato di colonnina e che quest’ultima applichi la tariffa “bioraria”. Cosa che ad oggi, per chi ricarica la notte a casa, non è un problema. Poi se uno che lavoro presso una sede “fortunata” lo trasferiscono presso una sede “sfortunata”, dove la colonnina non applica lo sconto, che fa, si licenzia?
La mobilità elettrica non dovrebbe essere tutta una roulette russa, una complicazione, un problema e invece … Purtroppo il marketing e il commercio sono fatti anche di semplificazioni, complicare il tutto è deleterio, le persone scappano, già così non sanno niente di mobilità elettrica, figurati se ci metti pure gli integrali doppi per calcolare quanto spendono.
Poi per la cronaca qualcuno mi spiegherà come si coniuga questa “bioraria” con la logica degli abbonamenti, che invece va a kWh: ogni kWh consumato nella fascia oraria diurna viene conteggiato allo 0.7135% ? La gente è in fissa col nuovo ordine mondiale, io mi preoccuperei di più dell’ “ufficio complicazioni cose semplici”
Caro Enzo, tutti i periodi di transizione richiedono capacità di adattamento.
C’è chi ce l’ha e chi no.
Spesso sono critico nei confronti di questo sito, ma questo articolo è straordinariamente interessante e ringrazio davvero la redazione per questo. una domanda: come si stima la percorrenza annua dei veicoli? Ci si basa sui dati delle revisioni?
Mi fa piacere che il contributo sia di interesse, quanto alla domanda posso dire che alcuni paesi europei fanno le loro statistiche proprio con i chilometraggi registrati durante le revisioni periodiche. A mia conoscenza in Italia purtroppo non sono ancora disponibili dati di questo genere.
I chilometraggi che sono riportati nella prima tabella dell’articolo vengono dalla fonte [4] cioè un rapporto ISPRA del 2021 link: https://www.isprambiente.gov.it/it/pubblicazioni/rapporti/italian-greenhouse-gas-inventory-1990-2019-national-inventory-report-2021
Sintetizzando, ISPRA ha calcolato i chilometraggi annuali con metodologia piuttosto complessa sulla base della reale consistenza/composizione della flotta (ACI pubblica gli annuari statistici che contengono i dettagli di tutti i veicoli immatricolati) e dei consumi annuali di combustibili per il trasporto (altro dato disponibile e pubblicato nei rapporti energia trasporti del GSE che viene da dati ministeriali)
Sulla percorrenza media delle autovetture in Italia possiamo trovare anche altre stime, ma tutte oscillano tra i 10mila e 12mila km annui.
Grazie mille per la risposta.
Mi fa piacere che il contributo sia di interesse, quanto alla domanda posso dire che alcuni paesi europei fanno le loro statistiche proprio con i chilometraggi registrati durante le revisioni periodiche. A mia conoscenza in Italia purtroppo non sono ancora disponibili dati di questo genere.
I chilometraggi che sono riportati nella prima tabella dell’articolo vengono dalla fonte [4] cioè un rapporto ISPRA del 2021.
Sintetizzando, ISPRA ha calcolato i chilometraggi annuali con metodologia piuttosto complessa sulla base della reale consistenza/composizione della flotta (ACI pubblica gli annuari statistici che contengono i dettagli di tutti i veicoli immatricolati) e dei consumi annuali di combustibili per il trasporto (altro dato disponibile e pubblicato nei rapporti energia trasporti del GSE che viene da dati ministeriali)
Sulla percorrenza media delle autovetture in Italia possiamo trovare anche altre stime, ma tutte oscillano tra i 10mila e 12mila km annui.
può darsi che “comprino” i dati da Google (che ci fornisce servizi “gratuiti”..pagati .. coi nostri dati !)
quando “accettiamo” le norme Privacy (e anche quando le rifiutiamo, a volte ..) tramite i nostri smartphone sempre addosso “sanno” esattamente dove siamo, come ci andiamo – a piedi, in bici, con mezzi a motore – in base alla velocità di spostamento rilevata sia dall’accelerometro interno che dalla rapidità di sgancio/aggancio reti GSM/UMTS/4-5G, WI-FI – c’è la funzione “migliora precisione posizionamento” 😉.
I cellulari li hanno tutti (tranne i neonati .. per ora!)…
Chiarezza espositiva lodevole, compresi gli aspetti quantitativi, grazie!
Mi associo, grazie
la faccio semplice ore 8,00 vado al lavoro e se serve mi collego al sistema fv che dovrebbe essere integrato al mio posto auto ( previa installazione della ditta con incentivi 100 % ) ore 14.00 idem
risolto il problema cosi’ ?
Probabilmente il tuo datore di lavoro la fa più semplice ancora … Perché dovrebbe farti un FV per farti ricaricare l’auto?