Tecnologie per l Europa - Le proposte del SET Plan 18 Marzo 2008 - Roma Il Potenziale delle Tecnologie Giorgio Simbolotti ENEA, Roma
Proiezioni Energetiche IEA World Energy Outlook - WEO Nov. 2007 IEA flagship publication: orizzonte 2030 Focus: economia, mercato dei fossili, politiche energetiche e di mitigazione Scenario RIF: politiche in essere, tecnologie BAU Scenario ALT: politiche allo studio, sviluppo tecn. Energy Technology Perspectives - ETP 2006 (new edit. June 2008) Contributo IEA a G8 Action Plan: Orizzonte 2050 Focus: tecnologie, mitigazione delle emissioni Scenario RIF: come WEO, estrapolato al 2050 Scenario ACT: accelerato sviluppo tecnologico, e incentivi per la riduzione delle emissioni ($/tco 2 ) Approcci diversi, risultati congruenti!
Il messaggio del WEO Scenario RIF: domanda di energia ed emissioni + 55% nel 2030 Insostenibile! Interventi urgenti! Scenario ALT: le politiche allo studio possono ridurre le emissioni del 17% nel 2030 L efficienza contribuisce per il 58-77%, le rinnovabili per il 16%, il nucleare per il 7% I maggiori investimenti richiesti in tecnologia sono compensati dal risparmio in combustibili fossili e capacità La crescita delle emissioni si arresta intorno al 2030 43 41 39 37 35 33 31 29 Global CO 2 Emissions (GtCO 2 ) REF. Scenario ALT Scenario 27 26 25 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Nuclear 7% Renewables 16% Coal-to-gas switch & supply effic. 19% Efficiency in electricity end-use 23% Efficiency in fuel end-use 35% 42 17% 34 IEA WEO 2007
Il messaggio ETP Scenario RIF 2050: domanda energia +100% (86% fossili) carbone +192% emissioni +130% Scenario ACT 2050: le emissioni possono ritornare ai livelli attuali mediante efficienza, tecnologie e incentivi per la riduzione ($ 25/tCO 2 ) Decarbonizzazione sostanziale del settore elettrico, residenziale e industria più tempo per i trasporti Investimenti in tecnologia compensati dai risparmi in fossili e capacità 25 20 15 10 5 0 60 50 40 30 20 10 0 Gtoe/y 11.4 22.1 + 138% + 93% + 192% 2005 REF 2050 GtCO2/y 26 2005 REF 2050 86% 58 16.8 ACT 2050 ACT 2050 67% TECH+ 2050 TECH+ 2050 Domanda Renew. Hydro Nucl. Gas Oil Coal Emissioni Buildings Other Transport Industry Transf. Power Gen IEA ETP 2006
Tecnologie di mitigazione Industry 10% (molto già fatto!) Energy & product efficiency, feedstock substitution, process innovation 8% Cogeneration & steam 2% Transport 17% (molto da fare!) Tyres & Weight 2,7% Appliances 3.4% Hybridisation 4.1% Adv. combustion 6.8% Buildings 18% (molto da fare!) Space heating 3% Air conditioning 3% Lighting 3.5% Water heating, cooking 1% Appliances 7.5% Biofuels in transport 6% End-use efficiency 45% ETP 2006 - Scenario ACT 2050 Riduzione - 32 GtCO 2 vs. RIF. Emissioni pari ai livelli attuali Costo marginale $25/tCO 2 Power Gen 34% Coal to gas 5% Nuclear 6% Fossil fuel gen. eff 1% CCS 12% Hydro 2% Biomass 2% Other renewables 6% IEA ETP 2006 CCS in fuel transformation 3% CCS in industry 5% Fuel mix in building 5% and industry 2% Contributi maggiori: efficienza usi finali (45%), settore elettrico (34%), CO 2 capture and storage (CCS, 20%), rinnovabili (16%), nucleare (6%)
Congruenza WEO/ETP Proiezioni Scenario WEO 2007 ALT 2030 ETP 2006 ACT 2050 La realtà tuttavia evolve più rapidamente degli scenari Politiche di mitigazione Livello di emissioni Misure settoriali 34 GtCO 2 Incentivo $ 25/tCO 2 ~26 GtCO 2 ( 2005) Dollaro Petrolio e fossili Materie prime Costi Riduzione vs. tendenziale di cui : Efficienza usi finali Fuel switch, effic. lato offerta CO 2 capture & storage, CCS 8 GtCO 2 (-17%) 58% 19% 0% 32 GtCO 2 (- 55%) 45% 13% 20% Le curve di costo delle tecnologie vanno aggiornate anticipazioni di ETP 2008* indicano incentivi equivalenti (costi) di mitigazione più elevati, $50-200/tCO 2 Rinnovabili (incl. biofuels) Nucleare 16% 7% 16% 6% (inoltre gli analisti tendono a sottostimare i costi rispetto a produttori e utilities!) (*) pubblicazione prevista per giugno 2008 (G8, Giappone), stime soggette a variazioni
Precisazioni e commenti Sono considerate solo tecnologie con prestazioni e prezzi quantificabili nell orizzonte esplorato L incentivo ($/tco 2 ) favorisce CCS e tecnologie non fossili, ma non altera la competizione tra di esse Notevole impatto della CCS nel lungo termine Ruolo limitato delle rinnovabili e del nucleare (sottostime?) Costi di mitigazione ($/tco 2 ) molto più alti rispetto alle prime analisi (crescita dei prezzi o sottostime precedenti?) Sono congrui costi di mitigazione di $200/tCO 2? E possibile ottenere di più dalle tecnologie non fossili?
Sono congrui incentivi (costi) di mitigazione di $200/tCO 2?
Costi di mitigazione (Stime preliminari - Valori indicativi) Costi marginali di mitigazione ($/tco 2 ) Efficienza usi finali (residenziale) Blue $200/tCO 2 ACT $50/tCO 2 Settore elettrico Industria e CCS Trasporti (fuels) Pessimismo Tecnologico Ottimismo Tecnologico Emissioni evitate 2050 (GtCO 2 /yr) $25/tCO 2 = $10/bbl $200/tCO 2 = $80/bbl differenziale prezzo/costo del petrolio
E possibile ottenere di più dalle tecnologie non fossili? Alcuni esempi
Potenziale delle biomasse Stime tra 2 e 10 Gtep, 10-50% TPES 2050 incl. biofuel (molte materie prime, tecnologie, processi, prodotti, diversificazioni regionali, valutazioni difficili ) Basate su ipotesi di raddoppio-triplicazione della produttività agricola alimentare (*) che libererebbe il 20%-50% delle terre arabili Attualmente: 1% delle terre arabili fornisce l 1% dei carburanti da trasporto IEA assume 2-4 Gtep (10%-20% del TPES 2050) Fattori di incertezza e loro impatto sul potenziale Produz. agricola e terre arabili Terre marginali Disponibilità di acqua Cambiamenti climatici Competiz. produz. Alimentare - + -? - Competiz. biofuels/biomasse Biofuels di seconda generaz. Uso di pesticidi e fertilizzanti Impatto sui prezzi alimentari Ruolo delle altre rinnovabili = + - - -
Costo dei biofuels 1.0 0.8 Fuel price, $/lt Current Cost 0.6 0.4 2030 Cost 0.2 40 Brent crude, $/bbl 50 60 70 Bioethanol Biodiesel 80 90 100 IEA, 2006
Investimenti in bioenergia Espansione in EU e Nord America (politiche), in paesi dotati di risorse (sugar cane, oil palm), in paesi emergenti con domanda di energia in zone rurali (17 mil. di digestori anaerobici in Cina, 4 mil. in India, 2005). Circa 2% del TPES nel 2005. 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0 Biofuels Investments (US $ bnl.) Public Markets Source Accenture VC/PE Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 2005 2006 2007 Investimenti Costi Capacità Biomasse heat & power $ 2.7 bln (2005) 7% del totale in fonti rinnovabili $30/MWh cofiring $150/MWh IGCC, secondo i processi 47 GWe installati +2-3 GW/a Biofuels bioethanol biodiesel $ 7.7 bln (2005-2007) sugar-cane ethanol, oil-waste biodiesel competitivi da $50-60/bbl oil price commissionati 14 bnl lt annunciati 80 bnl lt
Potenziale nucleare Occorrono altri 370 GW ( capacità attuale) per mantenere nel 2050 la quota di produzione nucleare al livello attuale (6% del TPES) Per portare la quota nucleare al 12% nel 2050 occorrono altri 700 GW. In tal caso, le risorse di uranio (in anni di consumo) vanno divise per 4 L 80% degli impianti attuali (300 GW) ha più di 20 anni e deve essere sostituito nei prossimi 2 decenni Riserve e Risorse di Uranio Domanda attuale U. 65 Kt/a Riserve provate U 4.6 Mt (85 anni di consumo attuale) U militare, U recycling, Pu Estendono le riserve a 100 anni Risorse stimate U Riserve x 3 Fast breeders... Estendono riserve U a 2500 anni Riserve Th. Pari circa a riserve U Riserve e risorse di U consentono circa 170-200 anni di esercizio a quote del 6% del TPES e circa la metà alla quota del 12%. I reattori autofertilizzanti rendono le risorse illimitate
Costi del nucleare Recenti studi* quotano l elettricità da nuovi impianti nucleari III-Gen tra: $30-57/MWh, con - costo di invest. $1200-2500/kW, - tasso di sconto 10-15%, - tempi di costruzione 5-7 anni - vita economica 25-40 anni Impianti first-of-a-kind tra: $47-80/MWh Il nucleare è già competitivo con carbone e gas ai prezzi correnti I costi di CCS o eventuali incentivi di mitigazione ($/tco 2 ) rendono il nucleare decisamente competitivo * US DOE 2004 (University of Chicago); OECD NEA/ IEA 2005; IEA WEO 2006 IEA WEO 2006
Scorie Un impianto da 1 GW produce 25-30t di rifiuti all anno, pari, dopo il recycling, a circa 3m 3 di rifiuti da conf. geologico 58 reattori francesi in 15 anni hanno prodotto 2000 m 3 di rifiuti da confinare in depositi geologici (EDF, 2004) Circa 270 Kt di combustibile spento attualmente in storage, temporaneo, con 10-12 Kt aggiuntive all anno (30% ritrattato) Il combustibile spento contiene U 235, Pu 239, U 238 e il 50% dell energia iniziale. La radioattività si riduce molto in pochi decenni... Interesse economico nel ritardare recycling e confinamento definitivo Partitioning & transmutation possono convertire i rifiuti a lunga vita, ma richiedono ulteriore R&D e non evitano del tutto il confinamento geologico.
Spunti di discussione Le proiezioni sottostimano il solare e il nucleare autofertilizzante, a causa di dinamiche di prezzo e di accettazione sociale (?) Nucleare termico, idroelettrico, eolico, biomasse e vettore idrogeno hanno potenziali noti e limitati (?) Rivoluzioni tecnologiche rispetto agli scenari IEA sembrano poter derivare solo da tecnologie ancora in embrione, non quantificabili (?) La mitigazione richiede il contributo di tutte le tecnologie. La CCS ha un ruolo determinante per far fronte alla domanda mitigando le emissioni (?) I costi di mitigazioni sono più alti rispetto a stime precedenti. Gli incentivi ($/tco2) devono rendere competitive le tecnologie non fossili, riducendo gli effetti del differenziale prezzo/costo dei fossili ($80/bbl = $200/tCO2), che può mettere agevolmente fuori mercato la concorrenza (?) La mitigazione richiede credibilità e educazione dei consumatori. Occorre evitare obiettivi non credibili e mode tecnologiche (idrogeno, biofuels) (?) La mitigazione sposterà risorse dal mercato dei fossili a quello delle tecnologie. Sarà un costo per chi acquista tecnologia e una opportunità per chi vende. Molti paesi si stanno attrezzando. Anche l Italia (?)
Grazie giorgio.simbolotti@sede.enea.org