Più solare può coprire l'inverno svizzero?

Quanto dovrebbe essere grande il parco solare?

Sovradimensionare il solare significa installare pannelli aggiuntivi per ottenere più elettricità nel periodo meno produttivo dell’anno. Questo produce anche più elettricità in estate. Uno studio commissionato dall’UFE considera esplicitamente questo approccio.

Il risultato è un bilancio energetico stagionale. Le notti invernali e il maltempo prolungato richiedono ancora un piano di approvvigionamento. I bacini possono risparmiare acqua quando il solare soddisfa la domanda, ma energia accumulata e potenza delle turbine sono limitate. Più nucleare, eolico o altra produzione invernale riduce la quantità di solare in questo esempio.

L’esempio di 120–140 GWp non è un obiettivo ufficiale né il programma di costruzione che proponiamo. Il nostro programma con nucleare verifica 53 GWp insieme all’idroelettrico esistente e a due nuovi reattori. Anch’esso richiede ulteriori forniture invernali.

Il programma orario usa un profilo solare diverso, con minore resa invernale per chilowatt installato negli anni scelti. Le capacità dei due parchi richiedono quindi siti e meteo comuni per un confronto equivalente.

Quanto costerebbero i pannelli aggiuntivi?

L’indagine svizzera sui prezzi del solare sui tetti offre un punto di partenza. I prezzi variano con le dimensioni e combinano offerte e fatture. Applicare ciascun prezzo a tutti i pannelli aggiuntivi mostra quanto conta la combinazione di siti ipotizzata.

Il prezzo dei tetti meno costosi non può rappresentare ogni sito svizzero. Tetti grandi e semplici offrono opportunità diverse da piccoli tetti, facciate e impianti alpini. Lo studio sul potenziale nazionale comprende varie categorie. Siti adatti, proprietari, autorizzazioni e allacciamenti determinano quanto si può costruire realmente.

Anche il programma con nucleare comprende investimenti solari sostanziali. Con la stessa ipotesi di CHF 1’428/kWp, passare da 53 a 120–140 GWp aggiunge CHF 95.7–124.2 miliardi di costi d’installazione. È una differenza relativa a un componente. Ogni combinazione completa ha anche propri costi di produzione, accumulo, finanziamento e rete.

Le vendite estive possono cambiare il confronto

Attribuire all’elettricità estiva un valore realistico. Presumere che si venda sempre con profitto favorisce il sovradimensionamento. Presumere che non valga mai nulla può escludere progetti utili.

Il proprietario paga l’impianto con i ricavi di tutto l’anno. Più contribuiscono le vendite estive, meno devono recuperare quelle invernali. Il confronto seguente applica questa logica allo stesso modo a solare, eolico e nucleare.

Gli esempi del tetto economico e del nucleare raggiungono lo stesso costo stagionale a circa CHF 45 di valore netto per MWh estivo potenziale. Il calcolo usa un rendimento richiesto del 5% oltre l’inflazione e i costi degli impianti dichiarati. I tetti economici possono quindi competere secondo questa misura.

Il «valore netto per MWh potenziale» ripartisce i ricavi estivi su tutto ciò che l’impianto potrebbe produrre, compresa la produzione invenduta. Per esempio, venderne metà a CHF 100/MWh dà CHF 50 per MWh potenziale, prima di altre deduzioni. Esportazioni, uso locale, perdite e limitazioni deliberate della produzione determinano il valore effettivo. Per un parco nazionale non sono dimostrati né ricavi illimitati dalle esportazioni né ricavi estivi nulli.

Anche il nucleare richiede disciplina dei costi e tempi credibili. Portare il costo di costruzione a CHF 15’000/kW, a valori del 2024, e il cantiere a 15 anni aumenta il risultato senza ricavi estivi a circa CHF 365/MWh invernale. Il rendimento resta al 5%. Le forniture sostitutive durante un ritardo aggiungono un costo di sistema separato.

Scegliere i progetti invernali in base al servizio offerto

Dare priorità a tetti economici ed eolico invernale sostenibile; richiedere agli impianti costosi di giustificare il servizio aggiuntivo. La quota invernale di un impianto alpino, da sola, non ne determina il valore. Confrontare costo completo, tempi, allacciamento e vendite probabili. Anche il numero finito di siti solari ed eolici sostenibili limita le estrapolazioni nazionali.

L’accumulo ha un compito diverso e un costo separato

La generazione produce elettricità. L’accumulo la sposta in un’altra ora o stagione, usando energia che deve prima essere disponibile. Gli esempi seguenti affiancano quindi il confronto della produzione, con propri perimetri di servizio e di costo.

Batterie: pagare energia utilizzabile e potenza. Un parco illustrativo di 40 GWh con durata di quattro ore ha 10 GW di potenza di scarica. Al prezzo ipotizzato di CHF 250–500 per kWh utilizzabile, l’acquisto iniziale costa CHF 10–20 miliardi. Quattro ore di consegna possono coprire una carenza breve se c’è energia sufficiente per ricaricare. Non sostituiscono settimane di produzione invernale senza ricarica.

Idroelettrico: remunerare lo spostamento invernale e le vendite sacrificate. Il budget del proprietario del Grimselsee è di CHF 307 milioni per circa 240 GWh aggiuntivi di trasferimento stagionale. Il nostro esempio richiede circa CHF 108 per MWh trasferito: recupero del capitale, manutenzione ipotizzata e CHF 30/MWh di vendite estive sacrificate. Ipotizza un trasferimento completo ogni anno per 60 anni, con un rendimento finanziario del 5%. Il progetto sposta in inverno una quantità limitata di energia dell’acqua; la produzione annua da apporti naturali non aumenta di quella quantità. Ai proprietari servono contratti volontari e sostenibili e del rispetto dei loro obblighi operativi.

Anche i costi di rete richiedono un’attribuzione equa. Il rinnovo degli impianti esistenti e gli allacciamenti per riscaldamento e trasporti elettrificati servono diverse combinazioni di produzione. Attribuire a ogni combinazione i propri fabbisogni aggiuntivi. Addebitare al solare l’intero programma nazionale di rete ne sovrastimerebbe il costo incrementale.

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