Idroelettrico, Eolico e Solare per un Approvvigionamento Energetico 100% Rinnovabile in Sud e Centro America

Indice

1. Introduzione e Panoramica

Questa ricerca presenta uno studio pionieristico di modellazione del sistema energetico con risoluzione oraria per raggiungere un approvvigionamento di energia 100% rinnovabile (RE) in tutto il Sud e Centro America entro il 2030. La regione, sebbene attualmente vanti il mix elettrico meno carbon-intensive al mondo grazie all'elevata penetrazione dell'idroelettrico, affronta sfide significative dovute alla variabilità climatica che minaccia le risorse idriche. Lo studio indaga la fattibilità tecnica ed economica della transizione verso un sistema dominato da energia idroelettrica, eolica e fotovoltaica (FV), supportato da tecnologie abilitanti come la trasmissione in corrente continua ad alta tensione (HVDC) e il power-to-gas (PtG).

2. Metodologia e Scenari

2.1. Modello Energetico e Suddivisione Regionale

L'analisi utilizza un modello di ottimizzazione lineare per minimizzare il costo totale annualizzato del sistema. L'area geografica è suddivisa in 15 sottoregioni interconnesse, consentendo la simulazione dello scambio di energia. Il modello si basa su una risoluzione oraria per un anno di riferimento, catturando la variabilità delle fonti rinnovabili.

2.2. Scenari Definiti

Sono stati sviluppati quattro scenari primari per valutare l'impatto delle infrastrutture e dell'accoppiamento dei settori:

• Scenario 1 (Regionale): Rete HVDC limitata, principalmente all'interno di grandi sottoregioni.
• Scenario 2 (Nazionale): Connessioni HVDC potenziate all'interno dei paesi.
• Scenario 3 (Area Estesa): Piena integrazione della rete HVDC in tutte le 15 sottoregioni.
• Scenario 4 (Integrato): Basato sullo Scenario 3, aggiunge la domanda di elettricità per la dissalazione dell'acqua di mare (3,9 miliardi di m³) e la produzione di gas naturale sintetico (SNG) tramite PtG (640 TWh_LHV).

2.3. Integrazione della Dissalazione e del Power-to-Gas

Lo scenario integrato è un'innovazione chiave, che va oltre la pura fornitura di elettricità. Affronta la scarsità d'acqua attraverso la dissalazione e fornisce un combustibile carbon-neutral (SNG) per processi industriali difficili da elettrificare, utilizzando l'eccesso di elettricità rinnovabile che altrimenti verrebbe limitato.

3. Risultati e Scoperte Chiave

3.1. Mix Energetico e Capacità

Il mix ottimale è dominato dal fotovoltaico solare (~50-60% della generazione), seguito dall'energia eolica (~20-30%) e dall'idroelettrico (~10-20%). La capacità idroelettrica esistente svolge un ruolo cruciale non solo nella generazione, ma soprattutto nel fornire flessibilità.

3.2. Analisi dei Costi: LCOE, LCOG, LCOW

La centralizzazione della rete riduce i costi. L'LCOE scende da 62 €/MWh nello scenario decentralizzato (Regionale) a 56 €/MWh nello scenario completamente centralizzato (Area Estesa). Lo scenario integrato produce SNG e acqua dissalata ai costi indicati, dimostrando il potenziale economico dell'accoppiamento dei settori.

3.3. Il Ruolo dell'Idroelettrico come Accumulo Virtuale

Una scoperta critica è l'uso delle dighe idroelettriche esistenti come "batterie virtuali". Dispacciando strategicamente l'idroelettrico in combinazione con l'output solare ed eolico, il bisogno di ulteriore accumulo elettrochimico è drasticamente ridotto. Ciò sfrutta i costi infrastrutturali già sostenuti per enormi benefici di stabilità della rete.

3.4. Benefici dell'Integrazione di Sistema

Integrare dissalazione e PtG crea una riduzione del 5% della generazione elettrica richiesta e una riduzione dell'8% del costo totale del sistema. Ciò è ottenuto utilizzando l'energia rinnovabile che altrimenti verrebbe limitata, migliorando l'utilizzo complessivo del sistema e la sua economia.

4. Dettagli Tecnici e Formulazione Matematica

Il cuore del modello è un problema di minimizzazione dei costi. La funzione obiettivo minimizza il costo totale annuale $C_{total}$:

$C_{total} = \sum_{t, r} (C_{cap} \cdot Cap_{r, tech} + C_{op} \cdot Gen_{t, r, tech} + C_{trans} \cdot Trans_{t, r1, r2})$

Soggetto a vincoli per:

• Bilancio Energetico: $\sum_{tech} Gen_{t,r,tech} + \sum_{r2} Trans_{t, r2, r} = Demand_{t,r} + \sum_{r2} Trans_{t, r, r2} + Storage_{out, t, r} - Storage_{in, t, r}$ per tutte le ore $t$, regioni $r$.
• Limiti di Capacità: $Gen_{t,r,tech} \leq CF_{t,r,tech} \cdot Cap_{r, tech}$ dove $CF$ è il fattore di capacità orario.
• Dinamiche di Accumulo: $E_{t+1, r} = E_{t, r} + \eta_{in} \cdot Storage_{in, t, r} - \frac{1}{\eta_{out}} \cdot Storage_{out, t, r}$
• Gestione dei Bacini Idroelettrici: Vincoli che modellano l'afflusso d'acqua, i limiti di stoccaggio e i deflussi minimi ambientali.

Il processo PtG è modellato con un'efficienza $\eta_{PtG}$ (es. ~58% per SNG), collegando l'input elettrico $E_{in}$ all'output di gas $G_{out}$: $G_{out} = \eta_{PtG} \cdot E_{in}$.

5. Risultati Sperimentali e Descrizioni dei Grafici

Grafico 1: Capacità Installata per Scenario
Un grafico a barre sovrapposte mostrerebbe i GW di capacità per fotovoltaico, eolico, idroelettrico e turbine a gas (per backup in alcuni scenari) nei quattro scenari. Lo scenario "Integrato" mostra la capacità totale più alta a causa della domanda aggiuntiva da PtG.

Grafico 2: Profilo Orario di Generazione per una Sottoregione Rappresentativa (es. Sudest del Brasile)
Un grafico a linee multiple su una settimana mostrerebbe la generazione idroelettrica che smussa i grandi picchi diurni del fotovoltaico e l'output più variabile dell'eolico. L'effetto "batteria virtuale" è visivamente chiaro quando la generazione idroelettrica cala durante i periodi soleggiati/ventosi e aumenta di notte o durante i periodi di calma.

Grafico 3: Suddivisione dei Costi di Sistema
Un grafico a torta per lo Scenario Integrato mostra la quota del costo totale annualizzato attribuita a: CAPEX & OPEX Fotovoltaico, CAPEX & OPEX Eolico, Rete HVDC, Impianti Power-to-Gas e Impianti di Dissalazione. Ciò evidenzia la natura ad alta intensità di capitale della transizione.

6. Quadro Analitico: Esempio di Modellazione degli Scenari

Caso: Valutare l'Espansione della Rete vs. Accumulo Locale
Un'utility in Cile (alto solare) valuta se investire in una nuova linea HVDC verso l'Argentina (eolico/idroelettrico complementare) o costruire una grande fattoria di batterie.

Applicazione del Quadro:
1. Definire i Nodi: Cile (Nodo A), Argentina (Nodo B).
2. Dati di Input: Fattore di capacità solare orario per A, fattore di capacità eolico/idroelettrico orario per B, profili di domanda, costi di capitale per linea HVDC ($/MW-km) e batterie ($/kWh).
3. Eseguire Varianti del Modello:
- Variante 1 (Isolata): Il Nodo A deve soddisfare la sua domanda localmente, richiedendo una significativa capacità di batteria per coprire le notti.
- Variante 2 (Connessa): I Nodi A e B sono connessi con una linea HVDC di capacità definita. L'eccesso di solare da A può essere inviato a B durante il giorno; di notte, l'idroelettrico/eolico da B può alimentare A.
4. Ottimizzare e Confrontare: Il modello minimizza il costo totale di entrambe le varianti. Il risultato tipicamente mostra che, anche con i costi di trasmissione, la Variante 2 è più economica grazie alla ridotta necessità di costoso accumulo in A e al migliore utilizzo dell'idroelettrico flessibile esistente in B. Ciò rispecchia la scoperta principale dello studio sul valore della trasmissione.

7. Analisi Critica e Interpretazione Esperta

Intuizione Principale: Questo studio non è solo una fantasia verde; è un progetto ingegneristico concreto che rivela il valore finanziario e strategico latente intrappolato nell'infrastruttura idroelettrica esistente del Sud America. La vera svolta è ridefinire le dighe idroelettriche non come semplici generatori, ma come stabilizzatori di rete a scala continentale a costo marginale zero—una "batteria virtuale" che potrebbe risparmiare centinaia di miliardi in nuovi investimenti di accumulo. Ciò trasforma una potenziale vulnerabilità climatica (cambiamento idrologico) in una pietra angolare della resilienza.

Flusso Logico: L'argomentazione è convincentemente lineare: 1) Le rinnovabili variabili (solare/eolico) sono ora le fonti più economiche. 2) La loro intermittenza è il problema principale. 3) Il Sud America ha una soluzione unica, già pagata—la sua vasta flotta idroelettrica—che può essere riottimizzata digitalmente per un'operazione prioritaria di accumulo. 4) Aggiungere "collegamenti" HVDC tra regioni complementari (es. Patagonia ventosa al Nordest soleggiato del Brasile) crea un effetto batteria geografico, riducendo ulteriormente i costi. 5) Infine, usare gli elettroni rinnovabili in eccesso per creare molecole (gas) e acqua affronta problemi industriali e di scarsità adiacenti da miliardi di dollari, creando un ciclo economico virtuoso.

Punti di Forza e Debolezze:
Punti di Forza: La modellazione oraria è all'avanguardia e non negoziabile per studi RE credibili. L'accoppiamento dei settori (PtG, dissalazione) va oltre l'esercizio accademico verso una rilevanza politica nel mondo reale. Sfruttare l'idroelettrico esistente è un colpo di genio del pensiero pragmatico.
Debolezze: L'eleganza del modello sorvola su brutali ostacoli politici e normativi. Costruire reti HVDC continentali comporta incubi di sovranità simili alle lotte dell'UE. La tempistica del 2030 è estremamente ottimistica per la finanza di progetto e le autorizzazioni di questa portata. Assume anche una licenza sociale per le nuove mega-infrastrutture, sempre più contestata. Le stime dei costi, sebbene riferite al 2015, necessitano di un urgente aggiornamento dopo l'inflazione post-2022 e gli shock della catena di approvvigionamento.

Approfondimenti Attuabili:
1. Per i Regolatori: Riformare immediatamente i design del mercato elettrico per remunerare finanziariamente flessibilità e capacità (non solo energia). Gli operatori idroelettrici dovrebbero essere pagati per "servizi di bilanciamento" simili alle batterie.
2. Per gli Investitori: La più grande opportunità a breve termine non è nei nuovi parchi solari—è nella digitalizzazione e nei sistemi di controllo per l'idroelettrico esistente per massimizzare i loro ricavi di bilanciamento della rete.
3. Per i Governi: Iniziare con trattati bilaterali "ponte energetico" (es. Cile-Argentina) come progetti pilota. Concentrare la R&S sulla riduzione del CAPEX degli elettrolizzatori PtG, poiché questo è il perno dello scenario integrato.
4. Percorso Critico: Il singolo fattore di successo più importante è la trasmissione. Senza di essa, la batteria virtuale rimane frammentata. Un'Iniziativa per la Rete Panamericana, modellata sulla TEN-E europea, deve essere una priorità diplomatica assoluta.

8. Applicazioni Future e Direzioni di Ricerca

• Esportazioni di Idrogeno Verde: La componente PtG del modello può essere estesa per modellare la produzione su larga scala di idrogeno verde per l'esportazione in Europa e Asia, trasformando il Sud America in una potenza energetica rinnovabile.
• Modellazione della Resilienza Climatica: Il lavoro futuro deve integrare modelli climatici più granulari per stress-testare il sistema contro i cambiamenti previsti nei cicli idrologici e nei modelli del vento.
• Integrazione delle Risorse Energetiche Distribuite (DER): Incorporare fotovoltaico sui tetti, accumulo behind-the-meter e ricarica dei veicoli elettrici nel modello per comprenderne l'impatto sulla pianificazione della rete centralizzata.
• Valutazione Avanzata dell'Accumulo: Analisi dettagliata del valore economico fornito dalla flessibilità dell'idroelettrico, creando metriche standardizzate per attrarre investimenti per la modernizzazione.
• Simulazione di Politiche e Mercati: Accoppiare il modello tecnico-economico con modelli basati su agenti per simulare quadri normativi, comportamento degli investimenti e accordi commerciali transfrontalieri di elettricità.

9. Riferimenti

1. World Bank. (2016). World Development Indicators. GDP growth (annual %).
2. International Energy Agency (IEA). (2014). World Energy Outlook 2014.
3. International Energy Agency (IEA). (2015). Key World Energy Statistics 2015.
4. U.S. Energy Information Administration (EIA). (2015). International Energy Statistics.
5. de Jong, P., et al. (2015). Hydropower, climate change and uncertainty in Brazil. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
6. ONS (Operatore Nazionale della Rete Brasiliana). (2015). Weekly Operation Reports.
7. EPE (Ufficio di Ricerca Energetica Brasiliano). (2015). Brazilian Energy Balance 2015.
8. Bogdanov, D., & Breyer, C. (2016). North-East Asian Super Grid for 100% renewable energy supply: Optimal mix of energy technologies for electricity, gas and heat supply options. Energy Conversion and Management. (Per contesto metodologico).
9. International Renewable Energy Agency (IRENA). (2020). Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050. (Per dati aggiornati su costi e potenziale).
10. Jacobson, M.Z., et al. (2015). 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS) all-sector energy roadmaps for 139 countries of the world. Joule. (Per metodologia comparativa di studi RE al 100%).