Le smart grid sono reti frutto dell’evoluzione del sistema elettrico classico per rispondere alla transizione energetica e digitale.
Oggi il modello energetico si declina in varie catene verticali fra loro parallele che connettono specifiche risorse energetiche con mirati usi finali. Invece il processo di decarbonizzazione richiede una visione di sistema e processi che integrino i diversi vettori energetici. In particolare necessita dell’espansione della rete, il più grande cambiamento del settore di sempre. Big Data e connettività digitale, tecnologie e competenze, inoltre, sono al servizio della sostenibilità complessiva.
“L’8 luglio 2020”, commenta Luigi di Marco, segretario AsVis (Alleanza Italiana per lo sviluppo sostenibile), “la Commissione europea ha adottato le strategie per un sistema energetico integrato”.
Occorre collegare gli anelli mancanti nel sistema energetico così da alzare gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030, per raggiungere la neutralità climatica al 2050 in modo
conveniente ed efficace. Ma le smart grid richiedono requisiti tecnologici e regolatori. L’energia è infatti una questione complessa su cui pesano i ritardi di regolamentazione, speculativi, politici e perfino proteste. Ecco cosa serve davvero per fare la transizione energetica.
Grid: lo stato dell’arte della rete elettrica
Le sei turbine eoliche a Drax, nel parco energetico della contea inglese dello Yorkshire, una volta il mostro a carbone più inquinante d’Europa, sono enormi. Ben 2.800 tonnellate ciascuna. Sono complesse: 28 turbine le compongono. Compiono 3 mila rotazioni sul proprio asse al minuto.
Ad azionare e turbine è il vapore ad alta pressione, prodotto in ampie caldaie che pendono dal soffitto. Le pareti delle caldaie sono isolate con meticolosità. Ma a venti passi è possibile sentire 1100° C. Oggi nelle caldaie di Drax bruciano invece biomasse. Fa parte del passaggio alle fonti rinnovabili, al posto dei fossili.
Decarbonizzare la produzione elettrica è necessario, ma non sufficiente. Basti pensare all’aumento dell’uso di auto elettriche. “Serve infatti una rete elettrica potenziata”, aggiunge Luigi di Marco, anche se “l’elettrificazione potrà ridurre il tetto della domanda elettrica, grazie alla più alta efficienza”. Secondo la Ue, infatti, l’elettrificazione può tagliare di un terzo la domanda di energia primaria grazie alla più alta efficienza delle tecnologia per gli utilizzi finali, come pompe di calore e veicoli elettrici.
Per abbandonare miniere di carbone e campi petroliferi, in favore di energia solare ed eolica, il processo è fisico e richiede una vera transizione energetica. E soprattutto la complessità richiede nuove reti elettriche. “Serve inoltre flessibilità di sistema, non solo distribuzione nella rete, ma anche visione sistemica“, avverte il Segretario dell’AsVis.
Ripensare la rete elettrica nella transizione energetica
Servono generatori più grandi ed efficienti per soddisfare una domanda più prevedibile. Più grandi sono le reti, maggiori i carichi che consentono. Le reti hanno permesso agli Stati Uniti di diventare “l’arsenale della democrazia” della seconda guerra mondiale. Consentono economie di scala e una geografia della generazione. Negli anni Sessanta avevano senso colossi come Drax in Uk, vicini al giacimento di carbone dello Yorkshire , per distribuire energia in tutto il Paese.
Ora le cose stanno cambiando. Attualmente il 62% dell’energia fornita sotto forma di elettricità proviene da combustibili fossili, ma la quota verrà azzerata. Gran parte della sua sostituzione avverrà sarà sotto forma di energia eolica e solare a basso costo, ma ciò rappresenta una seria sfida per gli operatori di rete. Per la prima volta, nei primi tre mesi del 2023, i parchi eolici hanno rappresentato la più grande fonte di elettricità nel Regno Unito, generando tutti insieme il 32,5% dell’elettricità in Uk nel trimestre (contro il 31,7% delle centrali elettriche a gas). In un inizio anno, per giunta, poco ventoso.
Servono dunque tantissime nuove connessioni. Inoltre, le installazioni rinnovabili generano di solito meno energia rispetto alle turbine a vapore. Ciò comporta più connessioni per unità di capacità.
Ma non bisogna solo aggiungere numerosi nuovi collegamenti, ma anche ridefinire le reti. “Un beneficio del sistema integrato è la flessibilità di sistema con l’integrazione di più alte quantità di rinnovabili“, spiega di Marco, “aumentando le tecnologie di stoccaggio, usando anche le potenzialità offerte dal collegamento per la ricarica dei veicoli elettrici, che si stima che all’orizzonte del 2050 offriranno il 20% della 70 Obiettivi di Sviluppo Sostenibile e politiche europee”-
Tittavia i luoghi più adatti alla produzione di energia rinnovabile in grandi quantità spesso non sono i luoghi in cui si focalizza la produzione attuale. Richiedono infatti nuove linee di trasmissione. Le espansioni causeranno cambiamenti compensativi in altri punti della rete dove si creano congestioni.
Il problema delle fonti intermittenti
Le fonti rinnovabili sono intermittenti. Per ovviare a questo problema bisogna espandere le reti, in modo da accedere alle risorse rinnovabili su aree più ampie. Tuttavia le reti, in cui le fonti rinnovabili giocano un ruolo chiave, richiederanno connessioni a nuovi impianti di stoccaggio dell’energia. Alcuni saranno collocati accanto alle fonti rinnovabili, altri lontano, e ciò introduce un ulteriore elemento di complicazione.
Ma per semplificare l’accumulo, le reti dovranno accedere a sistemi di gestione della domanda che consentano di ridurre la domanda su diverse scale temporali.
Sarà necessario ripensare le reti, oggi distribuite per seguire il modo in cui le turbine a vapore generano energia. A lungo termine, è un’opportunità per rendere il sistema più economico e più affidabile; nel breve termine è un requisito per nuovi investimenti.
Più economico, perché “quando l’economia è tanta dovrebbe costare meno“, ricorda Luigi di Marco, “perché, con la crisi energetica, abbiamo rimesso in discussione, con un processo di revisione di tutto il sistema dei prezzi del mercato elettrico”. Il consumatore poi “guadagna il ruolo di prosumer, grazie alla decarbonizzazione del suo fabbisogno energetico, oltre all’empowerment del consumatore”, sottolinea il Segretario dell’AsVis: “Un sistema più integrato sarà anche un sistema ‘multidirezionale’ in cui i consumatori svolgono un ruolo attivo nell’approvvigionamento energetico. Le unità di produzione e i clienti decentralizzati offrono un contributo attivo al bilancio generale e alla flessibilità del sistema con l’autoproduzione e il consumo intelligente”.
La necessità del cambiamento
Le reti dovranno aumentare capacità a un ritmo sconosciuto al mondo sviluppato da decenni. Poiché oggi i combustibili fossili alimentano i veicoli e il riscaldamento delle case, l’elettrificazione cambia ogni scenario. La domanda di elettricità è destinata ad aumentare, rispetto al 20% attuale sul consumo energetico mondiale.
In futuro “sarà la spina dorsale dell’intero sistema energetico”, commenta Gerhard Salge, Chief Technology Officer di Hitachi Energy, uno dei principali fornitori di apparecchiature di rete. Secondo le stime, entro il 2050 il mondo dovrà quadruplicare la produzione elettrica rispetto ad oggi. Servirà anche una capacità di trasmissione tre volte superiore.
Le tecnologie per affrontare le sfide
Per la maggior parte sono già disponibili. La rivoluzione dell’applicazione dell’elettronica a stato solido ai sistemi di alimentazione, combinata con migliori sistemi di alimentazione e di circuiti ad alta tensione in corrente continua, sta facilitando la connessione delle fonti rinnovabili più lontane alle reti. Contribuisce dunque a ridurre la congestione, facilitando la creazione di interconnessioni tra le reti.
Sono tecnologie che dovrebbero anche fornire modi per mantenere stabili le reti.
Ma la loro messa in campo richiede un’enorme mole di investimenti. Da un recente studio della Energy Transitions Commission, una coalizione di aziende e istituzioni finanziarie, emerge che si prevede la spesa di 1,1 trilioni di dollari per la rete elettrica ogni anno fino al 2050, solo per raggiungere l’obiettivo dell’azzeramento netto. Da aggiungere al costo della nuova capacità.
L’opposizione alle smart grid
Serve inoltre un livello di determinazione esecutiva, senza precedenti in periodo di pace (e non viviamo in periodo di pace). Steve Brick dell’ong americana Clean Air Task Force lavorava nel settore della regolamentazione delle reti. Quando osserva le mappe che fotografano l’espansione dell’infrastruttura di trasmissione statunitense che si dice richieda un sistema decarbonizzato, dice: “Sono pragmatico e dico che non è il caso di fare il passo più lungo della gamba. Non succederà”. L’opposizione locale alle nuove infrastrutture potrebbe rivelarsi l’ostacolo maggiore. Ma non è l’unico. Se la rete non può espandersi al ritmo necessario per decarbonizzare l’economia, si assisterà a un massiccio spostamento verso sistemi decentralizzati. Altrimenti non sarà possibile ridurre le emissioni abbastanza velocemente.
Un certo livello di decentramento in alcuni mercati è inevitabile e spesso ben accetto.
Circa un miliardo di persone, soprattutto in Africa, non ha attualmente accesso all’elettricità. Le energie rinnovabili locali possono offrire loro alcuni vantaggi più rapidamente di quanto non sia possibile coi collegamenti alla rete. Come è avvenuto con i telefonini 3G che hanno connesso l’Africa, saltando la telefonia fissa.
Ma le moderne reti che spostano molta energia su lunghe distanze, porteranno più energia a un numero maggiore di persone che ne hanno bisogno.
I chip nelle smart grid
Quando un ingegnere energetico parla di chip, non pensa alla miniaturizzazione e alla Legge di Moore, bensì al controllo della forza. Bantval Jayant Baliga, classe 1948,
ha applicato i principi della fisica dei semiconduttori al controllo delle correnti. Nel 1980, quando lavorava per la General Electric, ha brevettato un nuovo semiconduttore: il transistor bipolare a gate isolato (igbt).
Come tutti i transistor, gli igbts permettono di applicare un controllo elettronico a grana fine alla commutazione di alte tensioni e grandi correnti, migliorando i motori a combustione interna. Il loro uso nei sistemi di accensione avrebbe reso le automobili più efficienti del 10%, riducendo, secondo le stime, la domanda di benzina di ben 42 miliardi di barili tra il 1990 e il 2020.
Auto meno efficienti inoltre avrebbero impedito alle persone di percorrere meno strada. Ma l’invenzione di Bantval Jayant Baliga non ha ancora finito di aiutare il clima.
Le correnti alternate utilizzate nelle reti portano vantaggi. Tuttavia non sono adatte
ad inviare molta energia su lunghe distanze. Le linee in corrente alternata a lunga distanza richiedono stazioni per compensare le perdite imposte dai campi magnetici generati nel processo di trasmissione. Le linee a corrente continua (DC) a lunga distanza non hanno perdite da compensare. Per questo motivo, alla fine del XIX e all’inizio del XX secolo sono state sperimentate in tutta Europa.
La tecnologia era incredibilmente macchinosa e inaffidabile, mentre gli altri vantaggi delle reti a corrente alternata hanno loro permesso di dominare la distribuzione.
distribuzione, finché le connessioni a corrente continua, rimaste in alcune nicchie marginali, hanno aspettato il momento giusto.
Secondo Siemens Energy, il 99% dei sistemi Hvdc attualmente venduti si basa sugli igbt. Non sono solo un modo per collegare generatori lontani alle reti esistenti, come in Cina e in Paesi in via di sviluppo con grandi dighe remote. Può anche fare ponti da una parte all’altra di una rete, alleviando così la congestione. E può collegare tra loro reti che non potrebbero mai essere unite in un unico sistema AC.
Se le valvole sembrano un incrocio tra un rack di server e un motore fuori scala, l’apparenza non inganna. Le valvole, che Hitachi Energy produce utilizzando igbts di un produttore specializzato, sfruttano componenti detti condensatori per immagazzinare piccole quantità di carica elettrica per brevi periodi di tempo. Gli igbts così trasformano l’ingresso in corrente alternata in un’uscita continua in corrente continua. Possono anche funzionare al contrario in modo da trasformare l’ingresso in corrente alternata in un’uscita in corrente continua.
Nella Scozia del Nord, la crescita dei parchi eolici nel Caithness ha superato la capacità della rete locale. Per mantenerla stabile, alcune farm vengono spente nei giorni di vento e i proprietari vengono rimborsati per l’elettricità non venduta (nel 2021 fino a 382 milioni di sterline). Il collegamento Caithness-Moray offre così a questa elettricità un nuovo percorso verso sud, alleviando la congestione e dando sollievo alla rete. Questi collegamenti creano vantaggi sia agli operatori che ai consumatori, infatti tagliano le bollette in maniera significativa. Altri sistemi anti congestione sono in via di costruzione in Europa.
Altre applicazioni dell’Hvdc multiterminale
Il North Sea Link, un cavo hvdc tra Kvilldal, sulla costa occidentale della Norvegia, e Blyth, sulla costa orientale della Gran Bretagna, permette il flusso di energia tra
Statnett, l’operatore di rete norvegese, e la National Grid britannica. Con i suoi 720 km è attualmente il cavo elettrico sottomarino più lungo del mondo. Ma non manterrà il primato a lungo. Vichingo Link, in costruzione tra il Lincolnshire, nel sud dell’Inghilterra, e lo Jutland, in Danimarca, lo supererà. Queste sono esempi di collegamenti di reti indipendenti che non possono essere semplicemente unite in un sistema sincrono più grande.
La tecnologia, come in passato, per mette di collegare alla rete le fonti rinnovabili più lontane. Anche quando non è necessario il livello sofisticato degli igbts (per esempio dove la corrente scorre in un solo senso) il loro ingombro ridotto li rende molto utili. Le piattaforme offshore necessitano infatti di spazio.
L’hvdc multiterminale, reso possibile grazie alla flessibilità e al controllo offerti dalla conversione basata su igbt, consentirà ai grandi parchi eolici offshore di servire più di una rete, fungendo da collegamento tra tutte le reti che servono.
A seconda delle esigenze di rete, ciò significa che l’energia può essere inviata dalle Shetland all’Aberdeenshire. O dai parchi eolici offshore alle Shetland. O a entrambi.
La Danimarca sta progettando due enormi “isole eoliche” dotate di Hvdc multiterminale. Le turbine di entrambe saranno saranno collegate non solo alla Danimarca, ma anche ai paesi limitrofi, consentendo l’invio di elettricità in entrambe le direzioni. Il Belgio lavora nella stessa direzione.
Perry Hofbauer, ingegnere hvdc di Sse, definisce l’espansione della rete che richiede la decarbonizzazione come il “più grande cambiamento” per la rete elettrica.
decarbonizzazione il “più grande cambiamento del sistema elettrico nella storia”. Ma una volta completata la grande sfida dell’espansione, ci si trova di fronte all’ingrato compito di bilanciare fliera e domanda.
Supply e domanda: il ruolo delle batterie al litio
Vent’anni fa, quando il 65% del fabbisogno tedesco era coperto da combustibili fossili e il 27% da energia nucleare, per ogni aumento della domanda che si verificava ogni mattina, bastava accrescere automaticamente il consumo di carbone e gas. Dopo il picco serale, gli impianti venivano riportati ai livelli di produzione più bassi. È un po’ come cercare di guidare una bicicletta a scatto fisso a velocità costante. In salita
si spinge più forte, mentre in discesa si oppone un po’ di resistenza per evitare di non andare fuori strada e perdere il controllo.
Oggi il nucleare è in fase di chiusura e ci sono più eolico e solare in rete che carbone. Significa che un giorno differisce dall’altro. Nel 2021, alle 11 del mattino di una giornata soleggiata e ventosa di luglio, la rete tedesca ha ottenuto il 72% dell’energia elettrica dal vento e dal carbone. Un mese un mese prima, alle 2 del mattino di una notte ferma di giugno, meno dell’1% dell’elettricità proveniva dalle stesse fonti.
Mantenere la bicicletta a una velocità costante è diventato un vero e proprio problema.
Il provider Amprion, la cui rete è integrata con il Continental Europe Synchronous Area (Cesa), che copre 24 Paesi dal Portogallo alla Polonia, è diventato un avido consumatore (e generatore) di previsioni meteorologiche. “Se c’è vento in arrivo, abbiamo molto lavoro da fare”, dice uno degli operatori di Pulheim.
Per brevi periodi, per bilanciare domanda e offerta si sfruttano le batterie agli ioni di litio per immagazzinare energia. Il costo di queste batterie è crollato grazie all’enorme aumento della domanda di smartphone e veicoli elettrici. Sono ora abbastanza economiche. In alcuni luoghi, il calo del costo delle batterie di accumulo sta permettendo di sostituire le centrali a gas, precedentemente utilizzate per fronteggiare la domanda eccessiva.
I limiti delle batterie
Ma le batterie non sono all’altezza. L’inverno è sempre meno soleggiato dell’estate. I sistemi alle latitudini medio-alte dovranno sempre essere progettati per far fronte a diversi ivelli medi di generazione nelle diverse stagioni. Ma quella che i meteorologi chiamano “malinconia anticiclonica” o Dunkelflaute (in tedesco “oscurità”) crea altre problematiche non indifferenti. Julia Watzlawik di Amprion afferma che fra gennaio e febbraio il Paese può assistere a settimane quasi senza vento e con un’energia molto solare limitata. In queste condizioni, il divario tra rinnovabili e il fabbisogno del sistema può raggiungere i 50gw, pari a circa il 60% della della domanda di picco. A colmare questo gap sono i combustibili fossili e l’import di energia elettrica di ogni tipo da ogni luogo.
L’interconnessione di rete
L’appartenenza a una rete su scala continentale consentirebbe di ricevere l’elettricità proveniente da impianti nucleari e da risorse rinnovabili di altri Paesi, anche durante “gli eventi Dunkelflaute”, l’oscurità in assenza di vento e sole, che non si verificano contemporaneamente in tutti i Paesi che circondano le aree del Mare del Nord e del Mar Baltico. La risposta è l’interconnessione della rete elettrica.
I collegamenti Hvdc a lunga distanza tra le diverse parti di Cesa sarebbero di aiuto.
Ma “non è possibile gestire la rete europea in modo da avere sempre, al momento giusto, abbastanza energia [a zero emissioni di carbonio, ndr] che ci serve per servire tutta l’Europa”, spiega Frank Reyer, direttore operativo di Amprion. Il Golfo di Biscaglia può essere burrascoso, mentre il Baltico è in bonaccia, ma non si può pretendere che le turbine eoliche al largo della costa atlantica della Francia compensino il deficit della Germania. “Anche la Francia ha bisogno di energia”, dichiara Reyer.
Stoccaggio e accumulo
Per affrontare questa criticità ci sono due modi. Il primo consiste nel richiedere al sistema elettrico di fare su vasta scala qualcosa che finora non ha svolto: immagazzinare energia in grandi quantità.
L’altra modalità richiede un controllo più attivo sulla domanda. Lo stoccaggio non si inserisce oggi, facilmente, nel paradigma generatore/griglia/utente su cui si basano i moderni sistemi elettrici.
In alcune applicazioni è come se fosse una fonte di energia a cui la rete può attingere solo quando la domanda lo richiede. Altre volte offre un modo per spostare la domanda, per esempio con le stufe ad accumulo che durante la notte assorbono energia a basso costo per poi fornire calore più tardi. In ogni caso, però, non si tratta di qualcosa che la rete può fare da sola.
Una parte dell’energia viene inevitabilmente immagazzinata nei campi elettrici e magnetici attorno ai componenti della rete, fornendo una fonte di quella che i gestori della rete chiamano “potenza reattiva“. A questa potenza si può attingere per limitare le fluttuazioni di tensione. Ma non si tratta di una riserva di energia che può essere utilizzata dai consumatori.
Le reti che si affidano alle energie rinnovabili sono sempre più dipendenti dalle batterie che giocano un ruolo crescente. Ma sarebbe estremamente costoso utilizzare le batterie per fornire l’accumulo su scala necessaria a compensare settimane di
gravi carenze di approvvigionamento.
La sfida tecnologica: pompaggio idroelettrico, grotte saline e idrogeno
Molte reti hanno accesso a impianti di pompaggio idroelettrico in cui l’acqua di un serbatoio per mette di azionare le turbine quando è necessaria energia supplementare e le pompe si riempiono quando l’energia è abbondante.
Se l’area di rete si trova fra montagne con altitudini significative intervallate da valli, come in Norvegia o alle pendici dell’Himalaya, questa tecnologia è utile. Ma lo stoccaggio lontano dalle città di pianura non è l’ideale. Un grande impianto di pompaggio idroelettrico può immagazzinare forse 10 gigawattora di energia. Quando il deficit è di decine di gigawatt e dura per settimane, invece serve qualcosa di più.
Una coppia di caverne o grotte saline può immagazzinare la metà dell’energia di tutte le batterie agli ioni di litio prodotte l’anno scorso.
L’idrogeno
Serve però qualcosa di più. E, secondo la maggior parte gli analisti, occorre l’idrogeno ottenuto per elettrolisi. La scissione e dell’ossigeno nelle molecole d’acqua. Tale
idrogeno può essere immagazzinato fino a quando non è necessaria energia supplementare. A quel punto può avvenire la sua combustione in una turbina, un processo che, a differenza della combustione del gas naturale, non rilascia anidride carbonica. In cambio fornisce molta energia.
I progettisti dell’Advanced Clean Energy Storage a Delta, nello Utah, pensano di poter immagazzinare 300 Gwh di idrogeno in caverne saline. Ciò equivale alla metà della capacità di stoccaggio di tutte le batterie agli ioni di litio del mondo prodotte l’anno scorso.
Le problematiche delle reti elettriche
Bisogna assicurarsi che la frequenza rimanga stabile. I fattori in gioco sono complessi quando si aggiungono le energie rinnovabili. Il “condensatore sincrono” presso il parco di Lister Drive Greener Grid Park offre un po’ di energia alla rete sempre più dipendente dalle fonti rinnovabili. In futuro, però, saranno necessari approcci che permettano, alle reti e alle persone connesse, quella libertà di cui mai hanno goduto in precedenza.
La sincronizzazione, tra le turbine a vapore in rotazione delle centrali a carbone, a gas, idroelettriche e nucleari e la rete elettrica che alimentano, è una strada a doppio senso. I campi elettromagnetici che li accoppiano fanno sì che le condizioni della rete permettano il funzionamento dei generatori e viceversa.
Una di queste proprietà è l’inerzia che limita la facilità con cui la frequenza della rete può fluttuare. Altra proprietà sono la “potenza reattiva” e la “corrente di cortocircuito”. La potenza reattiva permette di gestire le fluttuazioni di tensione. Le correnti di cortocircuito rivelano i guasti per eliminarli. Questi aspetti fungono da servizi ausiliari.
L’elettronica, e non la forza bruta dell’elettromagnetismo, tiene insieme e collega pannelli solari, turbine eoliche e batterie. I pannelli solari forniscono energia in corrente continua e le batterie la trasformano in corrente alternata. Le batterie e i parchi eolici e solari sono tutti definiti “risorse basate su inverter” (irbs) nel settore.
Il problema è che, attualmente, le reti in cui le irbs forniscono più del 60% dell’energia elettrica cominciano a diventare seriamente instabili senza aiuto, secondo Ben Koproski del National Renewable Energy Lab americano in Colorado. La maggior parte degli attuali inverter di oggi sono di tipo “grid-following”: emettono corrente con caratteristiche che corrispondono a quelle che gli inverter vedono sulla rete. A differenza delle turbine, non aiutano a spingere la rete in una direzione preferita. Anzi, possono amplificare gli squilibri esistenti.
Per affrontare questo problema si usa la “riserva di rotazione”:. Le stazioni a gas in cui le turbine vengono mantenute in rotazione pur generando poca energia. Ma si tratta di un’operazione ad alta intensità di capitale che brucia gas naturale in modo molto inefficiente. I gestori di rete sono quindi sempre più disposti a pagare per le alternative. Le turbine di Drax guadagnano in questo modo, così come quelle di Cruachan, un impianto scozzese che Drax ha acquistato nel 2018. Così come il condensatore sincrono di Lister Drive, impianto creato dall’utility norvegese. Statkraft.
norvegese. Poiché la chiusura di Fiddler’s Ferry, grande centrale elettrica a carbone, ha causato carenza di servizi ausiliari nell’area di Liverpool, è ora teatro sperimentale di nuovi approcci.
Conclusioni
Il sistema, nell’era delle nuove reti elettriche, è complesso. Ma coniugando la tecnologia con la scienza si possono risolvere molto criticità e fornire energia in abbondanza e dove serve.
Inoltre dobbiamo “rendere il sistema energetico più circolare”, aggiunge Luigi di Marco, “mettendo l’efficienza energetica al suo centro”. Infatti “l’efficienza energetica riduce le esigenze complessive di investimento e i costi associati alla produzione, alle infrastrutture e all’uso dell’energia. Taglia inoltre l’impiego di risorse materiali e
terrestri e le relative perdite in termini di inquinamento e biodiversità”.
Servono infine enormi finanziamenti, per centrare “l’obiettivo complessivo del 30% al 2030 e del 50% al 2050 dell’elettrificazione del sistema energetico, fissato dalla Commissione, rispetto all’attuale 23%”, dando atto che l’aumento nell’ultimo trentennio “è stato solo del 5%”, mette in guardia Luigi di Marco.
“I cittadini devono modificare i modelli di consumo energetico e passare a
soluzioni che supportino un sistema energetico integrato”, conclude il Segretario dell’AsVis: “I clienti, sia i cittadini che le aziende, dovrebbero ricevere informazione chiare e conoscere i loro diritti, le possibilità tecnologiche a loro disposizione per fare scelte consapevoli e guidare veramente la decarbonizzazione”. Le nuove reti elettriche dovranno accompagnarli e sostenerli nella transizione energetica.
