Si sta facendo un gran parlare in questi ultimi giorni del gasdotto TAP, un'opera faraonica totalmente inutile per il territorio del Salento che andrebbe a devastare, e che i soliti soloni dell'energia tradizionale considerano "strategica" per la strategia energetica del Paese, perchè (così sostengono) abbasserebbe le bollette nostrane e contribuirebbe all'indiendenza energetica dalla Russia.
Se ne parla perchè un certo movimento politico che si era sempre opposto oggi ha capitolato adducendo come giustificazione delle monumentali penali da pagare. Ora al netto di questa bufala (non ci sono penali da pagare: questo articolo lo spiega molto bene per chi voglia approfondire vedere qui ), qui il problema di fondo è che TAP oltre che illegale (e prima ancora che illegale) è COMPLETAMENTE INUTILE.
Innanzitutto sbarazziamoci dalla leggenda metropolitana secondo cui il gas azero abbasserebbe la bolletta del gas degli italiani. Niente di più falso. TAP ha richiesto ed ottenuto con provvedimento della ARERA (autorità per il gas e l'energia) l'esenzione dalla normativa comunitaria a garanzia della concorrenta (cosidetto TPA o Third Party Access) e dunque rimane libero di vendere il gas a chi vuole e al prezzo che giudicherà più conveniente e nessuno può dirgli niente perchè ha l'esenzione (provvedimento ARERA 7 novembre 2013 495/2013/R/gas. Quindi il gas di TAP, se dovesse fermarsi in Italia (e sappiamo che non è così perchè è destinato ai mercati del centro Europa) costerebbe di più e non di meno. Se avessero voluto venderlo a prezzi scontati, non avrebbero domandato l'esenzione dalla normativa TPA.
Poi vediamo un po' di dati sul gas e l'elettricità: in termini assoluti in Italia il consumo di gas nell'ultimo anno rilevato (2016) è stato pari a 70.915 mmc. Il gasdotto TAP a questo aggiungerebbe 10 mmc l'anno (poi aumentabili a 20). Ce n'è bisogno? Assolutamente NO!
In Italia l'elettricità viene prodotta per il 60% circa da centrali convenzionali a oli combustibili e a gas. Quest'ultimo che era al 43% nel 2011, è in costante declino e oggi si attesta a meno della metà /22%). Questo declino sta mettendo in crisi un settore improvvidamente preso d'assalto dagli investitori (note sono le perdite di Sorgenia) perchè vi sono stati enormi investimenti in Italia per realizzare un gran quantitativo dei Centrali Turbogas megli ultimi 25 anni, in sostituzione delle vecchie centrali ad Olio Combustibile (derivato del petrolio). Oggi larga parte di questi impianti (nuovi) funziona a singhiozzo ed a ritmo ridotto, in media al 50% del loro potenziale con casi in cui si scende anche al 20 e al 10% (praticamente sono ferme) e ciò sia a causa del calo dei consumi elettrici, che in ragione del boom della produzione di fonti rinnovabili.
In altre parole siamo in una situazione di sovraccapacità. Vediamo come si declina questa situazione di overcapacity elettrica. In Italia abbiamo centrali termoelettriche per 78mila MW di potenza installata a cui dobbiamo aggiungere altri 55mila MW da rinnovabili. A fronte di ciò abbiamo una richiesta per soddisfare la quale sono sufficienti 57mila MW di potenza installata.
Se consideriamo questo divario fra domanda calante e offerta sempre crescente si comprende come l’ultimo dei problemi che ha oggi l’Italia sia quello di aumentare la propria capacità di produrre energia e di produrla dal turbogas. Ne produciamo più del doppio di quella che il mercato richiede. Alcuni attribuiscono questa overcapacity alla caduta di domanda dovuta alla crisi, per cui passata la crisi ci sarà bisogno di quelle centrali. Ma innanzitutto va rilevato il fatto che questa crisi non passerà perché è la crisi terminale del modello di sviluppo fossile della seconda rivoluzione industriale, e se ne uscirà solo attraverso un modello tutto nuovo, basato appunto sul paradigma solare. E comunque anche ammesso che ci fosse una timida ripresa, questo riassorbirà solo una percentuale minima della sovraccapacità (diciamo il 20%). Il resto è dovuto alla ingordigia e alla miopia dei grandi gruppi energetici per i quali il vero business non è il mercato dell’energia, ma costruire centrali e impianti (come ad esempio i gasdotti) indipendentemente dalla reale richiesta del mercato e utilità economica.
In definitiva l’unico problema che non abbiamo in Italia oggi è quello della scarsità di energia e quindi della necessità di realizzare nuove centrali e nuovi gasdotti per alimentarle.
Nonostante ciò ci sono invece, secondo i dati del Ministero dello Sviluppo Economico 6 centrali in fase di realizzazione sono per ulteriori 3.543 MW.
Poi ce ne sono addirittura ben 38 in corso di autorizzazione tra gas, metano, carbone, per ulteriori 23.990 MW.
E tutto questo mentre il contributo dalle fonti rinnovabili al fabbisogno energetico nazionale diventa sempre più rilevante (anche se l'inadeguatezza delle reti in alcune Regioni, la mancanza di pianificazione di sistemi di accumulo e la mancata previsione di incentivi all’autoconsumo crea problemi nella distribuzione dell’elettricità da fonte rinnovabile, che è per sua natura discontinua, e l'atteggiamento punitivo del governo in ogni suo provvedimento verso le rinnovabili, in controtendenza con le direttive europee, scoraggia molti dal fare il passo verso l'autoproduzione di energia).
E così progressivamente, quegli impianti da fonti fossili, nati come l'unica soluzione all’approvvigionamento energetico principale del paese, cadono nella marginalità e nell’irrilevanza, tanto che ormai la gran parte si giustificano come impianti che potrebbero servire come “riserva”.
Ma oltre che irrilevanti ingombranti e marginali, gli impianti fossili sono anche un costo e una perdita economica netta per chi (scelleratamente) li ha pianificati e finanziati, esponendosi contestualmente con le banche.
Ecco che allora, in modo fortemente distorsivo del mercato, vediamo comparire, sussidi per vecchie centrali a petrolio che verranno presi direttamente dalle bollette delle famiglie (il cosiddetto “Capacity payment”) e che peraltro non passeranno mai il vaglio degli “aiuti di Stato” dell’Anti trust Europeo. Così, con la scusa di una improbabile emergenza energetica (tanto più improbabile in quanto siamo in una situazione di forte sovra-capacità produttiva, come si diceva prima), si offrono “aiuti” a queste centrali vecchie e inquinanti, spesso posizionate in zone abitate, e si prevedono deroghe alla normativa sulle emissioni in atmosfera o alla qualità dei combustibili” e le centrali “sono esentate dall’attuazione degli autocontrolli previsti nei piani di monitoraggio, con deroga alle prescrizioni nelle autorizzazioni integrate ambientali”, addirittura superando “gli obblighi relativi alla presentazione di piani di dismissione”.
In pratica, un po' come l'ILVA, gli impianti potranno funzionare al di fuori di qualsiasi controllo ambientale, in una situazione di autentico far west normativo, con un guadagno sicuro. Un provvedimento che sembra scritto sotto dettatura delle lobby delle centrali più inquinanti, proprio coloro che deridevano le rinnovabili come energie “leggere” e incapaci di fare massa critica, e che vedono con terrore il fatto che sempre più spesso invece, le fonti rinnovabili in determinati momenti, mandano avanti il Paese (e intere regioni) da sole. Vedere: http://cetri-tires.org/press/2013/16-giugno-2013-le-rinnovabili-coprono-lintero-fabbisogno-energetico-italiano/?lang=it . Si aggiunga per completare il quadro, il disastro del governo Renzi che con provvedimenti scellerati quali il decreto Sblocca Italia e lo spalma incentivi ha complicato enormemente la vita all'installazione di impianti rinnovabili mentre ha messo in corsia preferenziale tutti gli impianti fossili, centrali a carbone, gasdotti, trivellazioni e inceneritori, attraverso l'escmotage di dichiararli strategici per il Paese e quindi sottrarli alle normative ambientali (per la qual cosa pende giudizio di illegittimità davanti alla Corte Europea di Giustizia del Lussemburgo)
In questo far west normativo, si inseriscono tre gruppi esteri che, totalmente decontestualizzati dai bisogni energetici del paese (e della regione) vengono a proporre TAP, un gasdotto che dovrebbe alimentare un sistema elettrico già al collasso per eccesso ( e non per difetto) di capacità produttiva.
Ma siamo pazzi?
Abbiamo perso ogni e qualunque capacità di valutare le cose secondo logica? Abbiamo davvero deciso che la pianificazione economica e energetica ce la facciamo fare dai consigli di amministrazione di gruppi energetici governati da alieni con la pupilla a forma di dollaro che venderebbero la loro madre per staccare una cedolare trimestrale del 25% più alta?
Abbiamo davvero deciso che l’integrità e la salubrità del nostro territorio, delle nostre coste, la bellezza del nostro mare, la ricchezza delle sue varietà animali e vegetali, devono essere messe in secondo piano rispetto ai calcoli di qualche multinazionale abituata a fare i soldi con i fossili e con la conseguente devastazione dell’ambiente?
Distruggere la vocazione turistica del nostro territorio con i suoi asset enogastronomici, paesaggistici, archeologici, naturalistici e culturali già è stato imperdonabile quando furono fatte le scelte scellerate di Taranto e Brindisi. Ma adesso sarebbe intollerabile.
Della TAP non c’è alcun bisogno, comunque la si guardi. Non ne ha bisogno il Salento, non ne ha bisogno la Puglia e non ne ha bisogno l’Italia, che sono in over capacity produttiva di energia, particolarmente di energia da gas.
Alcuni dicono che la TAP farebbe parte di una strategia geopolitica alternativa ai grandi gasdotti russi del nord Europa, per cui sarebbe necessaria all’Europa per ragioni geopolitiche. Bene! Mi compiaccio! Allora noi dovremmo devastare San Foca e 60 km di costa salentina per portare il gas agli svizzeri?
Apriamo il dibattito su questo con i cittadini e vediamo che ne pensano…
E poi apriamo il negoziato con l'Europa su questo. Magari si scopre che in questo caso il punto di approdo del gasdotto potrebbe essere un altro, più a nord. Magari si scopre che anche l’Europa non è che debba davvero continuare a consumare e sprecare gas ai ritmi scellerati attuali, e che forse la risposta sia in un serio programma di efficienza energetica e rinnovabili e non in una mega opera per sfruttare un gas comunque in via di esaurimento e la cui fonte è comunque in territorio sotto una forte influenza russa.
Altri dicono che creeranno 2000 posti di lavoro? Quanto qualificati? E per quanto tempo? E con quali costi economici e ambientali? E poi non dissero così anche per l’Italsider o per la centrale di Cerano?
E guardateli adesso questi territori, ridotti a simboli di una crisi entropica senza precedenti, devastazione fisica e morale, disperazione e sofferenza umana. Davvero vogliamo dar loro ancora credito?
O, se davvero vogliamo creare lavoro, non possiamo piuttosto partire con serie strategie locali Territorio Zero, che di posti di lavoro ne creano dieci volte di più?
Fare energia secondo i dettami della Terza Rivoluzione Industriale creando reti di piccole e medie imprese che offrono servizi energetici integrati ad alto valore aggiunto, solar cooling per gli alberghi, irrigazione fotovoltaica e refrigerazione solare per le aziende agricole, smart grid per uffici e condomini, idrogeno e elettrico per i trasporti e per gli accumuni energetici in rete, … E poi chiudere il ciclo dei prodotti senza rifiuti con campagne locali rifiuti zero, banche del rifiuto, centri di riparazione dei prodotti e mercati dell’usato e del baratto, e accorciare la filiera dei prodotti agricoli imponendo e facilitando l’acquisto di prodotti locali e scoraggiando quelli di filiera lunga (spesso malavitosa) dei mercati generali, … Ecco la nostra idea di società, una società che rispetta il suo territorio e da ciò genera risorse economiche per tutti, e non, come la TAP che dalla devastazione del territorio, trae profitti per pochi grandi gruppi (e qualche prezzolato locale).
Una società Territorio Zero, in cui si pianifica localmente nell’interesse dei cittadini e non dei grandi gruppi energetici. Non mi pare che i nostri amministratori a livello locale e nazionale lo abbiano capito. Mi pare invece che lo abbiano capito benissimo i cittadini come dimostra il moltiplicarsi di iniziative contro TAP, questo ulteriore monumento all’insensatezza della logica del profitto e dei fossili che qualcuno ha voluto chiamare come la compagnia aerea del Portogallo. Ecco dunque sul gasdotto qual'è la ... VeriTAP!
Di seguito posto alcuni link dei quali riproduco per facilità di lettura i passi più salienti e più connessi con la mia riflessione, a cominciare dal DECALOGO NO TAP che fu letto a Brindisi a Novembre 2013 e determinò subito dopo che qualcuno a Bari se la fece sotto e organizzò subito una consultazione popolare il 27 dicembre (un mese dopo quest'evento a Brindisi) per fare finta di aver rispettato la convenzione di Aarhus. Si prestarono a questa farsa il sottosegretario De Vincenti, la Vice Presidente della Regione Loredana Capone, e l'assessore Guglielmo Minervini (buonanima) che prestandosi incautamente a questa pagliacciata sputtanò una vita di lavoro come assessore ai giovani della giunta Vendola. La consultazione si tenne alle officine Cantelmo con due cordoni di polizia che tenevano fuori i manifestanti. La Capone ebbe il coraggio di dire che era una consultazione del popolo non dei manifestanti travestiti da popolo. Visto lo schifo generale, quando toccò a me parlare, io rinunciai all'intervento e di fronte al pappa e ciccia istituzioni TAP (allora rappresentata da un viscidissimo Gianpaolo Russo) feci solo una domanda ai rappresentanti delle istituzioni: "Quanto vi paga TAP?" In questo video sono affianco a una Barbara Lezzi in versione NO TAP...(poi ha messo la testa a posto :/ )
Questo articolo di scenari economici parla del crollo della domanda di elettricità:
https://scenarieconomici.it/come-cambia-la-produzione-elettrica-italiana-dal-2011-al-2013-tutti-i-dati-crolla-il-turbogas-boom-delle-rinnovabili/
Sulla sovraccapacità degli impianti termoelettrici:
http://dgsaie.mise.gov.it/dgerm/ben/ben_2016.pdf
Ancora in calo la domanda di energia elettrica nel mese di luglio. Secondo i dati mensili forniti da Terna (pdf), sebbene la richiesta sia decisamente più elevata del mese precedente (29,9 TWh contro 25,7 TWh), è in diminuzione rispetto al luglio 2012 (-3,3%, -3,6% se depurata dagli effetti di calendario e temperatura).
Resta elevato il contributo mensile delle rinnovabili elettriche che sulla produzionerisultano del 40,5% e sulla domanda del 35,9% (consideriamo almeno 1 TWh da biomasse al momento inserito da Terna nel termoelettrico). Ancora in doppia cifra la quota di generazione dal fotovoltaico sulla produzione netta: 11,1%. Sulla richiesta di elettricità il fotovoltaico ha soddisfatto invece il 9,87%.
Notevole anche per questo mese il calo del contributo del termoelettrico, -14,1% rispetto al luglio 2012. Segno positivo, sempre rispetto ad un anno fa, per idroelettrico (+18,8%), fotovoltaico (+22,1%) e geotermoelettrico (+4,8%); in calo l’eolico (-18,3%).
A luglio l’energia elettrica richiesta in Italia è stata coperta per l’88,2% da produzione nazionale e per la quota restante da importazioni (saldo estero +10,3%,rispetto a luglio 2012). La potenza massima richiesta si è registrata venerdì 26 luglio alle ore 12 ed è stata di 53.942 MW.
Dall’inizio dell’anno la domanda di energia elettrica è diminuita del 3,5% rispetto al periodo gennaio-luglio 2012 (-3,2% in termini decalendarizzati).
La quota delle fonti rinnovabili sulla produzione netta fino al 31 luglio è stata pari al39,9%; sulla domanda si attesta al 35,4%. In notevole crescita, sul periodo gennaio-luglio 2012, la produzione idroelettrica (+34%), eolica (+25,5%) e fotovoltaica (+19,8%, quasi 3,3 TWh in più). Il FV copre finora il 7,36% della domanda e contribuisce per l'8,4% della produzione netta (vedi grafico, clicca per ingrandire).
Su base territoriale la richiesta di energia elettrica da inizio anno, vede il maggior calo, rispetto allo stesso periodo 2012, in Sardegna (-20,8%) e in Italia centrale (-7%). La domanda elettrica ha segno positivo solo in Lombardia (+2%) e nell’area Emilia Romagna e Toscana (+0,5%).
Dal 2008 al 2030 le energie rinnovabili potranno far guadagnare al sistema Paese fino a 49 miliardi di euro. Tra i benefici le ricadute sull'occupazione e sul Pil, il risparmio su combustibili fossili ed emissioni e l'effetto di riduzione dei prezzi dell'elettricità. Nel solo 2012 tagliando il PUN nelle ore diurne, ci hanno fatto risparmiare 1,4 miliardi di euro.
Dal 2008 al 2030 le rinnovabili faranno guadagnare al sistema Paese italiano fino a 49 miliardi di euro, grazie alle ricadute sull'occupazione, al risparmio sull'import di combustibili fossili e non ultimo all'effetto che hanno sul prezzo dell'elettricità: nel solo 2012 tagliando il PUN nelle ore diurne, cioè quando entra in azione il fotovoltaico, ci hanno fatto risparmiare 1,4 miliardi di euro. E' questo probabilmente il dato più significativo contenuto nel RAPPORTO IREX 2013 di Althesys, presentato questa mattina nella sede dell GSE a Roma.
Il rapporto da un'interessante fotografia dell'industria italiana delle rinnovabili e di come sta cambiando. Il forte calo dei costi delle tecnologie (-30% in un anno per i moduli FV), non è però accompagnato da un analogo calo delle spese burocratiche, mentre il taglio degli incentivi si fa sentire duramente non solo nel mercato italiano ma anche in Europa e il costo dei capitali sta diventando determinante (vedi immagine sotto). Ciononostante nel 2012 le aziende italiane delle rinnovabili hanno mosso 10,1 miliardi di euro, con sempre più investimenti all'estero e un aumento della concentrazione. Ma quello che più ci interessa del report è la valutazione dei costi-benefici che le energie pulite comportano per l'Italia.
La cost-benefit analysis di Althesys è costruita comparando due scenari: da un lato l’effettivo mix di fonti dal 2008 e la sua prevedibile evoluzione al 2030, dall’altro una situazione ipotetica in cui la produzione elettrica è solo realizzata con fonti fossili. Nel valutare l'evoluzione delle rinnovabili poi si considerano altri due percorsi possibili: uno Business as Usual assume che si raggiunga al 2020 una copertura del 35% dei consumi elettrici tramite rinnovabili e 42% al 2030; l'altro definito Accelerated Deployment Policy, ipotizza che invece si arrivi al 38% al 2020 e al 45% al 2030. Risultato: nel primo caso le energie pulite darebbero un beneficio netto di 18,7 miliardi, nel secondo il vantaggio netto per il Paese arriverebbe a 49 miliardi di euro.
Ma andiamo a vedere le voci dell'analisi di Althesys (vedi anche tabella, clicca per ingrandire). Tra i costi la voce principale è quella degli incentivi: circa 221 miliardi, volendo arrivare al 2030 con il 42% di rinnovabili nel mix elettrico e circa 238 puntando al 45% al 2030. Altro costo gli adeguamenti del sistema elettrico necessari ad accogliere le fonti pulite non programmabile nel sistema elettrico: 1,5 e 1,8 miliardi.
Tra le principali voci di beneficio del bilancio, invece, vi sono le ricadute occupazionali lungo tutte le diverse fasi della filiera. Gli occupati incrementali nelle rinnovabili italiane, cioè solo i posti di lavoro che non esisterebbero in assenza di rinnovabili, dalla fabbricazione di impianti e componenti fino all’O&M, sarebbero tra i 45.000 e i 60.000 al 2030. I benefici valutati lungo tutta la vita utile degli impianti sono compresi tra gli 85 e i 96,6 miliardi di €. Le ricadute sul PIL che considerano il valore aggiunto generato dall’indotto, al netto di quanto spetta agli occupati diretti, porterebbero invece i benefici tra i 28 e 33 miliardi.
C'è poi il risparmio nell'import di fonti fossili e la riduzione del fuel risk: tra 8 e 10 miliardi di euro anche se, avvertono gli autori, le ricadute sul sistema potrebbero essere anche maggiori, soprattutto in situazioni di tensione sui prezzi dei combustibili.
La voce di beneficio che, rispetto alle precedenti edizioni dell'analisi Althesys, ha subito la maggiore variazione è quella relativa alla riduzione delle emissioni di CO2. Il beneficio economico è stato rivisto al ribasso dato il crollo del prezzo della CO2, sceso del 43% nel 2012. Nel 2030 dunque le emissioni di CO2 evitate grazie alle rinnovabili, tra i 68 e gli 83 milioni di tonnellate, avranno un valore tra i 2,9 e i 3,6, a cui vanno aggiunti tra i 2,8 e i 3,4 miliardi di euro per evitate emissioni di NOx e SO2.
Infine, l'ultima voce appartenente ai beneficio anche se poco considerata è molto consistente: il risparmio che le rinnovabili provocano sui prezzi dell'elettricità, il cui valore cumulato al 2030 è compreso tra i 41 e i 47 miliardi. Questa voce è quella che è più aumentata di peso rispetto all'analisi dell'anno scorso e che sarà sempre più importante con la maggiore penetrazione delle rinnovabili sul mercato elettrico.
Come sappiamo, infatti, l'energia a costo marginale nullo immessa sul mercato dalle rinnovabili taglia il prezzo dell'elettricità in Borsa nelle ore del picco di domanda diurna, quando produce il fotovoltaico, il cosiddetto effetto peak-shaving. Nel 2012 la differenza tra il PUN nelle ore di picco in cui è immessa in rete l’energia prodotta dagli impianti FV e il PUN delle ore di picco non solari è variata, in base al livello della domanda, tra gli 8 e i 42 €/MWh, contro i 2-14 €/MWh dell’anno precedente (vedi grafico sotto). Ciò ha permesso un risparmio stimabile in quasi 1,42 miliardi di euro nel 2012, contro i 396 milioni del 2011.
Contemporaneamente si è assistito però a un rialzo dei prezzi nelle ore serali, nei quali gli impianti convenzionali recuperano i guadagni erosi di giorno dal fotovoltaico: questo rialzo del picco serale ha portato un maggiore onere nel 2012 rispetto all’anno precedente di 586 milioni di euro. Quindi, volendo fare una valutazione prudenziale delbeneficio del peak-shaving nel 2012 si può ipotizzare di sottrarre da 1,42 miliardi di euro risparmiati nelle ore diurne circa 586 milioni imputabili al rialzo dei prezzi nelle ore serali. Di conseguenza, il valore inserito nell’analisi costi-benefici è l’effetto peak shaving netto complessivo conseguito nel 2012 e imputabile al solo fotovoltaico. Questo è stato dunque pari a circa 838 milioni di euro.
Secondo le elaborazioni della Staffetta Quotidiana sui dati di Snam Rete Gas, in giugno l'Italia ha consumato 3.441,3 milioni di mc di gas, oltre 600 mln mc in meno rispetto a giugno 2012 (-15,9% che segue il -14,3% di maggio) e il 20,2% in meno dello stesso mese del 2011.
Le centrali elettriche, colpite dalla crisi della domanda elettrica e dalla concorrenza di rinnovabili e carbone fanno registrare un calo del 35,9% sul 2012 e del 40,1% sul 2011. Un volume pari a oltre il 43% in meno rispetto al giugno 2003 a dispetto dei circa 20 GW di centrali a gas realizzati nel decennio successivo.
potenza lorda elettrica installata supera in Italia i 110mila megaWatt, ma circa il 40% è in eccesso e resta di riserva in attesa che i consumi di energia tornino a crescere. Una quota elevata che negli altri Paesi non supera il 20-30 per cento. A pagarne le conseguenze sono soprattutto gli impianti termoelettrici, in particolare i cicli combinati, che producono per il mercato.
In certe ore del giorno le rinnovabili arrivano a soddisfare fino al 23% della richiesta. Nel termoelettrico invece sempre più stabilimenti chiudono, come a Cremona, Roma, Porto Marghera, Gela e Falconara.
D’altronde, che le aziende elettriche fossero consapevoli della dinamica in atto, lo conferma uno dei passaggi centrali della relazione del presidente di Assoelettrica all’assemblea annuale dell’Associazione del 14 giugno 2006: «Nel segmento della generazione sono stati costruiti, o in fase di realizzazione, nuovi impianti greenfield a ciclo combinato per una potenza complessiva di 13.500 MW […] Sono in attesa di realizzazione circa 6.000 MW già autorizzati, la cui entrata in esercizio è destinata a proiettarsi all’inizio del futuro decennio. Ai valori della nuova capacità termoelettrica vanno aggiunti quelli degli impianti a fonti rinnovabili che, da qui alla fine del decennio, dovrebbero far registrare una crescita di potenza valutabile in almeno 2.500 MW,peraltro insufficiente per il raggiungimento degli obiettivi fissati in sede europea. [...] I risultati di questa imponente iniziativa, tra l’altro intervenuta in un contesto tutt’altro che stabile e definito, consentiranno al Paese di disporre di un parco di generazione di primo ordine in termini di efficienza e di modernità e di un adeguato margine di riserva» (secondo corsivo mio).
«Obiettivi fissati in sede europea», che non potevano più essere solo quelli del Protocollo di Kyoto, visto che nel gennaio dello stesso 2006 una comunicazione della Commissione europea aveva lanciato il pacchetto clima/energia, tanto che già nel 2007 (prima dell’insorgere della crisi economica, che ha quindi solo aggravato la situazione) sulla rivista Energia, Alberto Clô e Stefano Verde scrivevano che con l’attuazione del pacchetto «la quota di produzione lorda da FER potrà arrivare a coprire […] il 40% di quella italiana», cui va aggiunto l’apporto degli impianti cogenerativi.
Ciò nonostante, le aziende elettriche hanno continuato a investire in impianti a cicli combinati. Così, secondo le statistiche pubblicate da TERNA, a fine 2011 la potenza dei cicli combinati in puro assetto elettrico era salita a 25.065 MW e, secondo il Rapporto del luglio-dicembre 2012 del Ministero dello Sviluppo Economico sull’andamento delle autorizzazioni, nel 2012 si sono aggiunti altri 1.150 MW, tutti entrati in esercizio nel primo semestre. Siamo quindi arrivati a quota 25.000 MW, a seguito di scelte imprenditoriali poco ponderate, a cui anche il pamphlet accenna, ma in termini eufemistici: «Probabilmente alcune imprese hanno fatto qualche investimento di troppo» (corsivo mio). In realtà, rispetto alla potenza considerata sufficiente nel 2006, si è raggiunto un surplus di circa 6.500 MW. Poiché lo stesso Chicco Testa ha stimato in 2.440 ore il funzionamento medio, nel 2012, dei cicli combinati in puro assetto elettrico, a parità di altre condizioni, senza questa zeppa aggiuntiva, nel 2012, i cicli combinati sarebbero potuti arrivare a 3.250 ore, un incremento del 33%, niente affatto trascurabile.
Nel 2012 la produzione dei cicli combinatiè stata intorno a 61 TWh. Sempre nel 2012, il fotovoltaico ha generato 18,8 TWh. Supponiamo una produzione dimezzata, grazie a misure d’incentivazione molto restrittive. Se la quota di offerta così liberata fosse andata tutta ai cicli combinati (ipotesi ottimistica), il loro numero medio di ore di funzionamento sarebbe arrivato intorno a 2.800, ancora largamente insufficiente. Perfino un draconiano divieto di installare impianti fotovoltaici in Italia avrebbe portato a rasentare 3.200 ore, cioè una cifra lievemente inferiore a quella che si sarebbe ottenuta limitando la potenza installata ai 19.500 MW, indicati come sufficienti nel 2006.
La riduzione netta dei prezzi, imputabile al solo fotovoltaico, secondo l’IREX Annual report 2013, è stata pari a circa 838 milioni nel 2012 ed è destinata a incrementarsi ulteriormente, in presenza di un volume crescente di impianti alimentati da fonti rinnovabili
Per esempio E.On, primo produttore elettrico tedesco, per bocca del suo amministratore delegato ha annunciato la chiusura in Europa di gruppi elettrici per circa 11 GW (potenza probabilmente destinata a crescere), perché non più redditizi. Con la conseguente decisione di rinviare al 2015 l’impegno di costruire in Sardegna, a Fiume Santo, un gruppo a carbone da 410 MW in sostituzione dei due esistenti, a olio combustibile. Un rinvio che ha tutta l’aria di un disimpegno mascherato.
Anche Gdf-Suez chiuderà in Olanda e Ungheria cinque gruppi a cicli combinati, per un totale di 2,1 GW, ed è allo studio la fermata di altre unità, per complessivi 3,3 GW. Secondo il quotidiano economico francese Les Echos, a partire dal 2009 GdF-Suez ha già fermato dieci centrali per complessivi 5,2 GW. E siamo solo all’inizio.
Secondo il rapporto The unsubsidised solar revolution, pubblicato il 15 gennaio 2013 dalla banca svizzera UBS, i prossimi anni vedranno una rapida crescita del fotovoltaico in Europa anche in assenza di incentivi.
Lo studio analizza i casi di Germania, Italia e Spagna, stimando che nel 2020 ci potrebbero essere 43 GW fotovoltaici installati senza incentivi diretti, in parte accoppiati a sistemi di accumulo, con un’incidenza sulla produzione termoelettrica compresa tra il 6 e il 9% (Figura 5). L’analisi effettuata da UBS sottolinea inoltre che la sola espansione non sussidiata del solare al 2020 comporterebbe, in Germania, uncalo medio del 10% del prezzo del kWh sul mercato elettrico, con ulteriori difficoltà per gli operatori elettrici tradizionali, che si vedrebbero dimezzare i profitti. Da qui il segnale dell’Istituto bancario a vendere le azioni di una serie di utility tedesche, spiazzate dalle novità. È dunque comprensibile la reazione degli interessi colpiti.
La crescente pressione da parte dei grandi produttori elettrici perché passi una misura di sussidio finanziario (impropriamente chiamata capacity payment), in grado di porre almeno in parte rimedio agli errori commessi, fornisce la seconda chiave interpretativa (che trova inquietanti riscontri nel documento per la consultazione dell’Autorità per l’energia 183/2013/R/EEL.
Sfuma perfino la tradizionale distinzione fra venditore e acquirente, in quanto sempre più spesso in tempi diversi il medesimo soggetto assume entrambi i ruoli. Forse alla fine diverremo tutti fornitori/fruitori di servizi. Attività tradizionali ne usciranno sostanzialmente modificate, in qualche caso cederanno il passo a nuove produzioni, a nuovi servizi.
C'è qualcosa di strano ultimamente nel mercato elettrico italiano: mentre il fotovoltaico, assieme alle altre rinnovabili, spinge il prezzo dell'energia in basso nelle fasce centrali della giornata, alla borsa elettrica aumentano in maniera anomala i prezzi nel picco serale. Un fenomeno difficile da spiegare se non con una difesa dei produttori da fonti tradizionali dalla concorrenza delle rinnovabili e in particolare del solare, tra le energie pulite quella che più impatta sulle ore diurne di maggior domanda.
Come sappiamo, il FV, che ha ormai superato quota 13 GW di potenza installata, sta decisamente facendo sentire il suo peso nel sistema elettrico: producendo a costi marginali nulli (non serve più combustibile per dare un kWh in più), nelle ore centrali fa concorrenza alle centrali tradizionali e riesce a contenere il prezzo dell'energia. Prima dell'esplosione del solare, alla borsa elettrica c'erano due picchi di prezzo: uno di giorno, verso le 11 di mattina, e uno di sera, verso le 18-20. Ora il picco delle 11 di mattina è praticamente scomparso. In compenso il picco di prezzo serale è schizzato verso l'alto.
Ad esempio 4 anni fa, giovedì 13 marzo 2008, prima che il fotovoltaico tagliasse i prezzi diurni, tra le 18 e le 20 non si superavano i 120 euro/MWh (vedi curva); giovedì 14 marzo 2012, invece, il prezzo del MWh è arrivato a sfiorare i 175 euro (vedi curva) e in alcuni mercati zonali (i cui prezzi concorrono poi alla formazione del prezzo nazionale) come quello della Sardegna il prezzo dalle 18 è salito fino ad arrivare ai 250 euro, per rimanere tale fino a mezzanotte (vedi curva).
Eppure la domanda di elettricità durante le ore serali non è cresciuta, anzi: a livello nazionale nel 2008 sfiorava i 50mila MWh, ora si ferma a circa 43mila. Cosa succede? Perché questo aumento dei prezzi concentrato nel picco serale? Una parte della spiegazione si può cercare nell'aumento del prezzo del gas (che come si capisce nella nostra intervista a Orlandi di Sorgenia ha un grosso peso). “Ma il prezzo del gas è uguale in tutte le ore, non può essere questa la spiegazione”, obietta il presidente di Nomisma Energia, Davide Tabarelli, cui Qualenergia.it ha chiesto lumi.
E allora come giustificare i prezzi stellari che arrivano alla sera? “Succede che durante il picco serale i produttori da fonti convenzionali, che ci rimettono nella fascia diurna,cercano di rifarsi”, ci spiega l'ex amministratore Enel, ora presidente di Ises Italia G.B. Zorzoli. E Tabarelli conferma: “Altre spiegazioni non ce ne sono”.
Se il fotovoltaico fornendo energia a basso prezzo di giorno fa risparmiare tutti (l'ultimastima di Irex è che il peak shaving nel 2011 abbia tagliato la bolletta di circa 400 milioni di euro) a rimetterci infatti sono i produttori da fonti convenzionali, specie quelli che hanno investito nei nuovi cicli combinati. Questi per ripagarsi i costi dovrebbero funzionare circa 4-5mila ore l'anno, invece ne stanno funzionando 2.500-3mila proprio a causa della concorrenza del fotovoltaico che impone loro di stare fermi durante gran parte della fascia diurna.
Dietro la crescita vertiginosa del picco serale c'è dunque un cartello degli operatori da fonti tradizionali che agisce per rifarsi dei guadagni erosi dal fotovoltaico? “Non posso affermarlo, ma se fossi nell'Antitrust un'occhiata ce la darei”, ci risponde Zorzoli. “Stiamo vivendo le prime avvisaglie di una transizione epocale che vede le nuove energie pulite guadagnare terreno rispetto alle tradizionali fonti fossili, i cui operatori tendono a difendere la loro posizione dominante sul mercato - commenta l'esperto di energia Alex Sorokin - alla luce di questi sviluppi, le istituzioni e la politica sono chiamati a fare da arbitro. Sarebbe poco equilibrato incolpare per l’aumento della bolletta soltanto le rinnovabili".
Che lo schizzare dei prezzi nel picco serale sia effetto della concorrenza del FV, d'altra parte, lo ammette anche Assoelettrica, interpellata da Qualenergia.it: “I costi di produzione salgono perché anche se gli impianti vengono chiamati a produrre solo per 2-3 ore, ci spiegano, a causa dei tempi di accensione e spegnimento, devono comunque restare accesi anche per 9 ore”.
Una spiegazione che giustifica con motivi tecnici il fatto che lavorando meno a causa del fotovoltaico devono rifarsi con i prezzi più alti alla sera. Resta da vedere se questo recupero dei costi violi le leggi della concorrenza. “Non lo possiamo escludere, ma non sembra ci siano posizioni dominanti tali in Borsa da farlo: laddove c'erano, sono state limate”, ci rispondono dall'Autorità per l'energia. Anche Tabarelli rassicura “Non possiamo saperlo, io non credo che si mettano d'accordo e che dunque ci sia qualcosa di illegale, ma di sicuro è un modo di recuperare i costi e dunque una grossa inefficienza nel nostro mercato elettrico”.
D'altra parte se di cartello si trattasse non sarebbe la prima volta che in questo settore si applicano pratiche scorrette per tenere alto il prezzo dell'elettricità nelle ore di picco. E' quello che sono state scoperte a fare nel 2010, ci spiegano dall'Antitrust, siaEnel e Enel Produzione (EP) che Edipower e le sue società ‘toller’ (A2A Trading, Edison Trading, Iride Mercato, Alpiq Energia Italia) per quel che riguarda il mercato zonale siciliano. Le pratiche, spiega l'AGCM “consistevano nell’offrire i propri impianti secondo modalità volte a mantenere il prezzo zonale siciliano ad elevati livelli nelle ore di picco, provocando un aumento del costo dell’energia elettrica acquistata da tutti gli utilizzatori italiani”.
Ora dunque sta all'Aeeg e all'Agcm raccogliere informazioni sull'anomalo aumento del picco serale nel nostro sistema elettrico. Essendo i dati sulle operazioni in Borsa non accessibili al pubblico, solo loro hanno gli strumenti per stabilire se siano in atto comportamenti lesivi della concorrenza o se siamo semplicemente di fronte a un'inefficienza del mercato nell'accogliere il contributo ormai considerevole delle rinnovabili.
Un'inefficienza che potrebbe essere eliminata con lo sviluppo della cosiddetta smart grid e dei sistemi di accumulo. Se i pompaggi idroelettrici attualmente sono sottoutilizzati, anche per limiti tecnico-economici (sono lontani dagli impianti a rinnovabili e usare altre fonti per pompare l'acqua in salita è economicamente inefficiente), il picco serale potrebbe essere “limato” dai sistemi di accumulo che si stanno sviluppando. Ovviamente questo danneggierebbe gli interessi di chi guadagna dagli attuali prezzi alti delle ore serali. Non è dunque forse un caso che a opporsi al piano di Terna per sviluppare nuovi accumuli a batteria ci siano proprio i produttori elettrici, Enel in testa.
il fenomeno del prezzo a zero non è una novità. Già l'anno scorso nei week-end estivi abbiamo osservato dinamiche simili. Nel 2013, l'ulteriore calo della domanda, l’aumento dell’offerta di rinnovabili non programmabili e una stagione invernale eccezionalmente ventosa e piovosa ne hanno facilitato l'occorrenza anche fuori dalla stagione estiva. Nei prossimi mesi succederà ancora più di frequente, per l'incremento stagionale dalla produzione solare. Si può dire che il PUN, ormai dipenda tanto dalla quantità di energia richiesta, quanto dalla presenza di sole e vento: se questi sono abbondanti, riescono a farlo calare anche più che in giorni con domanda minore, ma poca generazione rinnovabile.
Ad andare in crisi quindi non è il disegno di mercato, è il modello economico di impianti di generazione concepiti come base load, ossia per funzionare 24/7, o almeno accendersi al mattino per spegnersi in tarda serata. Con l’affermazione del fotovoltaico quegli impianti sono in difficoltà. Forse la sovraincentivazione del fotovoltaico ha anticipato di qualche anno questa crisi, magari improvvidamente, ma in un paese ad alta irradiazione come l’Italia era inevitabile che accadesse vista la curva di costo della tecnologia solare. La generazione con gas naturale, del resto, è in crisi anche all’estero, ma il caso italiano è più grave perché i nostri impianti sono troppi e quasi tutti nuovi.
Un buon numero di questi impianti dovrà essere comunque essere messo a riposo. Questo non dipende solo dalle rinnovabili, ma soprattutto da 50 TWh annui di domanda in meno rispetto a quanto atteso quando molti di quegli impianti sono stati costruiti, nello scorso decennio.
"Il forte incremento delle rinnovabili - vi si legge - ha avuto un profondo impatto negativo sui prezzi della produzione e la competitività delle società attive nella generazione termoelettrica in Europa. Quelle che un tempo erano considerate aziende stabili hanno visto il loro modello di business sconvolto e noi ci aspettiamo che la crescita progressiva della produzione rinnovabile intacchi ulteriormente la qualità del credito delle utility europee".
Fino a qualche anno fa, quando le fonti pulite erano ancora marginali, era impensabile che potessero mettere in crisi il settore termoelettrico. Con il boom di solare ed eolico degli ultimi due anni, la situazione è cambiata nettamente: tra i primi su queste pagine abbiamo fatto notare come l'energia a costo marginale zero prodotta da sole e vento stesse facendo una dura concorrenza alle centrali termoelettriche, soprattutto i cicli combinati a gas, tanto da mettere a rischio gli investimenti fatti su questi impianti (vedi per esempio qui).
Il freno alle rinnovabili imposto con il quinto conto energia e il decreto rinnovabilielettriche, è la lettura di molti, arriverebbe più dalla volontà di difendere il termolettrico da uno sviluppo incontrollato di fotovoltaico ed eolico, che dalle preoccupazioni per il peso degli incentivi in bolletta. Un sospetto confermato da particolari come il fatto che la prima bozza del quinto conto energia fotovoltaico sembra sia uscita dal computer di un'analista Enel.
Ora Moody's – che lunedì ha declassato il rating di Enel da "Baa1" a "Baa2" con outlook negativo anche per la concorrenza che l'azienda deve subire dalle rinnovabili (vedi qui, pdf) - ribadisce le motivazioni che i grandi del termoelettrico hanno per temere lo sviluppo delle energie pulite.
E anche la ragione per cui i grandi dell'energia tradizionale frenano sullo sviluppo di sistemi di accumulo: questi potrebbero "penalizzare ulteriormente i prezzi di picco" incrementando la competitività delle rinnovabili ed emarginando ancor più la produzione termoelettrica.
A salvare il termoelettrico potrebbe essere il capacity payment, ossia la remunerazione di certi impianti, come appunto i cicli combinati a gas, per la potenza messa a disposizione anziché solamente per l'energia prodotta. Una misura allo studio di vari Governi, tra cui il nostro (vedi Qualenergia.it), che potrebbe avere un impatto positivo sul rating dei produttori da fossili – spiegano da Moody's – sottilneando però che “la tempistica e le modalità rimangano incerte". Senza contare che tali politiche di sussidi potrebbero contrastare con le indicazioni del Terzo pacchetto UE per la rimozione delle barriere tra gli Stati e la maggiore interconnessione energetica.
in Italia infatti ci sono circa 25 miliardi di euro investiti nei cicli combinati a gas che ora, anche a causa della concorrenza delle rinnovabili, ma certo non solo per quella, rischiano di andare persi. Investimenti fatti relativamente di recente con scarsa lungimiranza, dato che già si conosceva la situazione di overcapacity cui si sarebbe andati incontro e lo sviluppo che le rinnovabili dovevano avere per soddisfare gli obiettivi europei. Ma anche un capitale, in gran parte investito dalle banche, tale da rendere realisticamente difficile che questi impianti, peraltro molto flessibili e meno inquinanti delle centrali a carbone, vengano lasciati al loro destino.
Marzia Germini è l’analista dell’ENEL dal cui computer è uscito il quinto conto energia poi ri-etichettato dal Ministero dello sviluppo economico.
In 7.970 Comuni italiani si trova almeno un impianto alimentato a fonte rinnovabile, cioè pari al 98% di tutti i Comuni italiani. Erano 3.190 nel 2008. Oggi in Italia sono in funzione oltre 600mila impianti da fonti rinnovabili di grande e piccola taglia, termici ed elettrici compongono un sistema di generazione sempre più distribuita che nel 2012 ha garantito il28,2% dei consumi elettrici e il 13% di quelli complessivi del nostro Paese.
I dati sono riportati nelle 122 pagine del nuovo rapporto Comuni Rinnovabili 2013(pdf) di Legambiente, realizzato con il contributo di GSE e Sorgenia e presentato oggi a Roma nella sede del GSE.
I numeri, per quanto ne dicano gli oppositori delle rinnovabili, sono importanti, in crescita e rilevanti anche per i tempi di incremento che si sono registrati: dal 2000 ad oggi 47,4 TWh da fonti rinnovabili si sono aggiunti al contributo dei “vecchi” impianti idroelettrici e geotermici: dal solare fotovoltaico a quello termico, dall’idroelettrico alla geotermia ad alta e bassa entalpia, agli impianti a biomasse e biogas. Importante anche la crescita della nuova potenza di rinnovabili elettriche installata nel 2012: quasi 7 GW (3.662 MW di fotovoltaico, 1.791 MW di eolico, 32 MW di mini idro, 1.400 MW di impianti a biomassa, 28 MW di geotermia).
Ma ancora più interessante è l'incremento della produzione elettrica da rinnovabili che nel 2012 è stata pari a 94,8 TWh malgrado il contributo dell’idroelettrico sia sceso. Nel 2012, come detto, si è raggiunto il 28,2% dei consumi elettrici complessivi italiani (Produzione lorda da fonti rinnovabili rispetto al Consumo interno lordo (CIL) = Produzione lorda + saldo estero - produzione da pompaggi, ndr). Questa quota era al 24,5% nel 2011. Sul totale dei consumi energetici finali la quota è invece del 13% (obiettivo per l'Italia lal 2020 è il 17%) dei consumi energetici finali. Era del 5,3% nel 2005.
Come stia cambiando il parco elettrico italiano lo dimostra questo grafico che confronta la produzione elettrica per fonte nel 2000 e quella del 2011.
Come ha spiegato Legambiente nel suo report la crescita della produzione rinnovabile ha permesso di sostituire quella da impianti termoelettrici, calata di 61 TWh tra il 2007 e il 2012, anche a causa della crisi. Sono diminuite le importazioni di petrolio e di gas da usare nelle centrali e di conseguenza anche le emissioni di CO2. Va anche considerato che prima dei decreti Passera del luglio 2012 il numero degli occupati nel settore delle rinnovabili era stimato in 120mila unità.
ALCUNI NUMERI DEL RAPPORTO:
Sono 27 i Comuni 100% rinnovabili, quelli che rappresentano oggi il miglior esempio di innovazione energetica e ambientale (pag.34 del rapporto). In queste realtà, un mix di impianti diversi da rinnovabili e impianti a biomasse allacciati a reti di teleriscaldamento coprono interamente (e superano) i fabbisogni elettrici e termici dei cittadini residenti. La classifica premia proprio la capacità di sviluppare il mix più efficace delle diverse fonti (senza considerare geotermia e grande idro), e non la produzione assoluta, perché la prospettiva più lungimirante e vantaggiosa per i territori è rispondere alla domanda di energia valorizzando le risorse rinnovabili presenti.
Sono 2400 i Comuni 100% rinnovabili per l’energia elettrica, ossia quelli dove si produce più energia di quanta ne consumino le famiglie residenti.
I Comuni del solare in Italia sono 7.937, un numero in crescita che evidenzia come con il sole si produca oggi energia nel 97% dei Comuni. Spetta a Casaletto di Sopra (Cremona) e a Don (Trento) il record di impianti per abitante, rispettivamente per il fotovoltaico e per il solare termico.
I Comuni dell’eolico sono 571. La potenza installata (8.703 MW) è in crescita, con 1.791 MW in più rispetto al 2011. Questi impianti hanno consentito di produrre 13,1 TWh nel 2012, pari al fabbisogno elettrico di oltre 5,2 milioni di famiglie. Sono 296 i Comuni che si possono considerare autonomi dal punto di vista elettrico grazie all’eolico, poiché si produce più energia di quanta se ne consuma.
I Comuni del mini idroelettrico sono 1.053. Il Rapporto prende in considerazione gli impianti fino a 3 MW. La potenza totale installata nei Comuni italiani è di 1.179 MW ed è in grado di produrre ogni anno oltre 4,7 TWh, pari al fabbisogno di energia elettrica di oltre 1,8 milioni di famiglie.
I Comuni della geotermia sono 369, per una potenza installata pari a 915 MW elettrici, 160 termici e 1,4 frigoriferi. Grazie a questi impianti nel 2012 sono stati prodotti circa 5,5 TWh di energia elettrica in grado di soddisfare il fabbisogno di oltre 2 milioni di famiglie.
I Comuni delle bioenergie sono 1.494 per una potenza installata complessiva di 2.824 MW elettrici e 1.195 MW termici. Gli impianti utilizzano biomasse solide, gassose e liquide. In particolare quelli a biogas sono in forte crescita e hanno raggiunto complessivamente 1.133 MWe installati e 135 MWt e 50 kw frigoriferi termici. Gli impianti a biomasse, nel loro complesso, hanno consentito nel 2012 di produrre 13,3 TWh pari al fabbisogno elettrico di oltre 5,2 milioni di famiglie.
Sono 343 i Comuni in cui gli impianti di teleriscaldamento utilizzano fonti rinnovabili, come biomasse “vere” (di origine organica animale o vegetale provenienti da filiere territoriali) o fonti geotermiche, attraverso cui riescono a soddisfare larga parte del fabbisogno di riscaldamento e di acqua calda sanitaria.
26 marzo 2013
+ 53% in un decennio - siano le rinnovabili, è invece dipendenza del nostro Paese dalle importazioni da fonti fossili. Basti dire che nelle bollette la voce legata al prezzo del petrolio è passata da 106,6 Euro a 293,96. Inoltre se è vero che il peso nelle bollette delle famiglie legato all'incentivo per le fonti rinnovabili è cresciuto, arrivando al 14,9%, vanno ricordati anche i vantaggi che queste producono. Le “nuove” fonti rinnovabili (dunque grande idroelettrico escluso) sono passate in tre anni da 25 a oltre 47,4 TWh prodotti, contribuendo a raggiungere nel 2012 un risultato record con oltre il 28% dei consumi soddisfatti da energie pulite.
Secondo l'Irex Annual Report 2013 il bilancio costi-benefici, considerando dunque la spesa per gli incentivi e i vantaggi (riduzione prezzo elettricità, rischio petrolio, emissioni di CO2, effetti sull'occupazione e sul Pil), è ampiamente positivo con benefici netti compresi tra 19 e 49 miliardi. Stessa cosa non si può dire per i 52 miliardi di euro che complessivamente abbiamo regalato e stiamo continuando a regalare a centrali inquinanti e da fonti fossili attraverso il meccanismo del CIP 6 pagato con le bollette.
Rinnovabili e mercato del gas
Dal 2008 a oggi, il contributo delle fonti rinnovabili innovative (fotovoltaico, eolico e biomasse) è passato da 11 a circa 45 TWh di produzione lorda. Queste fonti hannospiazzato la produzione a gas: circa 6 miliardi di metri cubi di minori importazioni.
Se l’impatto diretto delle rinnovabili sul mercato elettrico è ormai evidente, quello sul mercato del gas è meno noto. Fra 2008 e 2012 il fabbisogno gas è sceso di oltre 10 miliardi di metri cubi: di questi, quasi 9 sono dovuti al minor fabbisogno termoelettrico, a sua volta tagliato per due terzi dalle rinnovabili e per un terzo da calo della domanda e maggiore produzione a carbone (al netto del minor uso di olio combustibile). In altre parole, le rinnovabili elettriche sono il principale fattore dietro il drastico riequilibrio fra domanda e offerta che ha portato anche in Italia al decouplingfra prezzo di gas e petrolio, e a quotazioni spot addirittura a sconto rispetto agli hubcontinentali.
La conseguenza? Prezzi dell’elettricità più bassi in tutte le fasce orarie, non solo quelle irradiate dal sole, e gas più economico anche per forniture residenziali e industriali.
Ora, quanto dei dieci miliardi e mezzo di incentivi torna ai consumatori come minor costo delle commodity? Sarebbe ora che qualcuno in Via Molise questa analisi la facesse, sul serio. La Strategia Energetica Nazionale stima ancora il peak shaving del fotovoltaico a 400 milioni di euro: sono numeri del 2011, quando solo una minima parte della produzione fotovoltaica reale pesò sui prezzi di mercato.
Per un’idea delle vere grandezze in gioco, guardiamo il margine industriale lordo di Enel nella generazione: nel 2009, annus horribilis, era di 3 miliardi di euro; nel 2012 ne sono rimasti solo 1,3. Enel, con il 26% del mercato, ha perso da sola 1,7 miliardi di margine. Edison è passata da 1,2 miliardi a 600 milioni, e così via. Non dipenderà solo dal fotovoltaico, ma altro che 400 milioni.
Le criticità
Lo sviluppo delle rinnovabili è stato tumultuoso: le criticità emerse sono numerose. Qui ci limitiamo a quelle che, se non gestite, rischiano di destabilizzare il sistema nel suo complesso. Sul piano tecnico, la maggior sfida è l’erosione del margine di riserva primaria che affligge il sistema al crescere delle fonti non programmabili. La riserva primaria è il margine di potenza incrementale che gli impianti programmabili in funzione sono obbligati da Terna a mantenere in ogni momento, per far fronte a eventuali perturbazioni sulla rete. Più impianti convenzionali sono spiazzati, minori i margini di sicurezza, e il trend attuale è insostenibile. Sul piano economico, le maggiori criticità riguardano invece la remunerazione degli impianti convenzionali e l’effetto distorsivo degli incentivi in bolletta.
Le rinnovabili intermittenti rimpiazzano energia, non capacità. Con un mercato elettrico dominato da impianti convenzionali, in condizioni normali il prezzo di equilibrio remunerava sia l’energia che la capacità. Oggi non è più così: sulla formazione del prezzo pesa in misura determinante un volume crescente di energia prodotta da fonti intermittenti, la cui potenza non può essere considerata capacità ai fini dell’adeguatezza del sistema. Se oggi l’overcapacity nella generazione convenzionale rende questo un non-problema, nel medio termine si pone l’esigenza di remunerare la capacità convenzionale necessaria a coprire i picchi di carico residuo (peraltro sempre più rari per il menzionato gioco di squadra fra fonti rinnovabili). E poi ci sono gli incentivi in bolletta. Dieci miliardi e mezzo sono un’enormità, pari a una carbon tax di oltre 20 euro per tonnellata di CO2 emessa in Italia. Che pesa però solo sulle utenze elettriche, in particolare piccole e medie imprese, mentre i benefici sono diffusi. È uno stato di cose insostenibile, oltre che iniquo.
Un sistema anche per le rinnovabili
Di fronte a queste sfide non bastano ritocchi al sistema, occorre un ridisegno articolato su almeno sei aree di intervento:
• Terzietà dell’infrastruttura. Quando quindici anni fa si liberalizzò il sistema elettrico, il primo passo fu l’indipendenza della rete di trasmissione. Oggi la concorrenza è fra generazione distribuita e generazione centralizzata, fra fonti convenzionali e intermittenti: porre il tema della terzietà di reti di distribuzione e capacità di accumulo esistente (ovvero impianti idroelettrici a pompaggio) non è provocatorio, è ovvio;
• Accumuli. Sono una necessità, non un lusso: senza batterie a fornire riserva primaria, il sistema diventa ostaggio di una quota significativa di fabbisogno da fornire con impianti convenzionali. Le limitazioni sempre più frequenti che Terna impone alle bande di import, riducendo così l’apporto di una fonte a basso costo, sono prova evidente delle diseconomie che ciò comporta;
• Sistemi di distribuzione chiusi. Con penetrazioni crescenti di generazione distribuita non programmabile, la decentralizzazione del dispacciamento (ossia la responsabilizzazione delle utenze rispetto alla gestione del profilo di prelievo/immissione in rete) diventa un fattore cruciale di flessibilità ed efficienza del sistema. Se i distributori soffrono vincoli finanziari (e conflitti d’interesse) dei gruppi di appartenenza, le smart grid possono e devono nascere dal basso, attraverso la condivisione fra utenze di impianti di generazione e sistemi di accumulo. Ma perché ciò accada è necessario che lo sfavore regolatorio per i sistemi di distribuzione chiusi sia superato;
• Servizi di dispacciamento. L’intento dichiarato dell’Autorità è quello di far partecipare le fonti rinnovabili ai costi di dispacciamento che esse contribuiscono a creare. In prospettiva, l’obiettivo dovrebbe essere invece di favorire la partecipazione attiva delle rinnovabili al mercato dei servizi di dispacciamento, non semplicemente alla copertura dei costi;
• Capacity payment. Ove un numero consistente di impianti convenzionali fosse messo a riposo, e i prezzi continuassero a non essere remunerativi per quelli residui, parlare dicapacity payment sarebbe inevitabile. In verità ci si sta già lavorando, e forse è prematuro. In ogni caso, è necessario che il dispositivo sia neutrale rispetto alla soluzione tecnologica, e quindi accessibile a parità di prestazioni anche a generazione distribuita e sistemi di accumulo;
• Carbon tax. Il graduale trasferimento dell’onere di incentivazione dalle bollette alla fiscalità generale è un tema difficile ma ineludibile. L’ipertrofia della porzione amministrata della bolletta elettrica, oltre a essere insostenibile per alcune categorie di clienti, disincentiva una maggiore penetrazione del vettore elettrico in utilizzi (come il riscaldamento con pompe di calore) che migliorerebbero l’efficienza aggregata del sistema. Una carbon tax che riallocasse l’onere di incentivazione dalle bollette elettriche agli usi di combustibile, proporzionalmente al contenuto di CO2, rimuoverebbe le distorsioni e internalizzerebbe nel sistema dei prezzi le diseconomie ambientali dei combustibili fossili.
Indietro non si torna
L’esplosione delle rinnovabili elettriche ha imposto un cambio di paradigma ai mercati dell’elettricità e del gas, dimostrando che un’alternativa esiste. Il prezzo è stato una colossale distorsione delle dinamiche competitive e il proliferare di operazioni speculative, effetto di oltre dieci miliardi di euro l’anno di incentivi.
La domanda è ovvia: non si poteva fare meglio? In un mondo ideale sì, e a una frazione del costo. Ma la realtà è diversa: gli interessi colpiti dallo sviluppo su larga scala delle fonti rinnovabili, soprattutto in un contesto recessivo, sono enormi. L’ETS doveva essere la risposta razionale alle diseconomie ambientali dei combustibili fossili: ebbene, i gruppi di pressione hanno ottenuto allocazioni a buon mercato di diritti di emissione al di là di ogni logica. Il naufragio è sotto gli occhi di tutti.
Con un pizzico di cinismo, vien da dire che il cambio di paradigma potesse avvenire solo “per sbaglio”. Così è stato: ora c’è da rimettere ordine, ma indietro non si torna.
http://qualenergia.it/sites/default/files/articolo-doc/ResearchDocument%20termoelettrico.pdf
