ArticoliEnergia e mercatoPolitica EnergeticaSistema ElettricoAutore: Alessandro Clerici

PNIEC, per la transizione occorre un approccio pragmatico prestando attenzione al sistema elettrico

Analisi sul sistema elettrico italiano a fronte degli ambiziosi obiettivi contenuti nel PNIEC 2021-2030

    Alessandro Clerici (Presidente Onorario WEC e FAST) ci offre le proprie riflessioni sulle modalità, dettate dal PNIEC, con cui l’Italia si appresta a raggiungere gli obiettivi comunitari e nazionali nel percorso verso la decarbonizzazione. Se il PNIEC ha da un lato dettato gli ambiziosi obiettivi per il nostro paese, dall’altro non offre delucidazioni su quali interventi di sostegno vengano messi in atto per il raggiungimento degli obiettivi. Per comprendere meglio il percorso verso la decarbonizzazione vengono forniti, nell’articolo sottostante, inizialmente dati e analisi sulla situazione energetica mondiale e sulla produzione di energia elettrica nell’UE; una volta delineati i contorni internazionali viene analizzato nello specifico lo scenario italiano per meglio comprenderne il proprio posizionamento nei confronti dei paesi esteri.  

    Introduzione

    L’Unione Europea è stata negli anni passati il protagonista  principale nella corsa alla decarbonizzazione, con il suo programma 20-20-20 e poi con il Clean Energy Package; recentemente gli obiettivi sono stati posti per il 2030 con un 32% di quota delle rinnovabili nella globale  energia consumata; ciò si ribalta sul sistema elettrico con quote dell’ordine del 55%.

    Chiaramente l’Italia ha sottoscritto le regole UE e per la loro implementazione occorrono una strategia e piani chiari sulle modalità per raggiungere gli obiettivi, cercando di raggiungerli con un mix di interventi che siano al minimo costo per il paese al fine di preservare una sua competitività in un mercato globale. La recente “Proposta di Piano Nazionale Integrato per l’ Energia e il Clima” (PNIEC) pubblicata il 31/12/2018  ha affrontato il problema con un compendioso documento di oltre 230 pagine comprendente una notevole mole di dati ed analisi con proposte di ambiziosi obiettivi; non vengono tuttavia evidenziati gli interventi di sostegno per raggiungere gli obiettivi e una valutazione dei costi ribaltati su cittadini ed imprese.

    Il percorso  di una transizione verso una decarbonizzazione ha risvolti economici e sociali non trascurabili, a volte non chiaramente evidenziati e quantificati. Occorre  un approccio sistemico(1-2) con valorizzazione degli investimenti “verdi” ma  anche delle  esternalità sia positive (CO2,salute,occupazione, indipendenza energetica ecc) e sia negative come ad esempio i costi addizionali creati al sistema paese per l’integrazione nel sistema elettrico delle rinnovabili non programmabili, per interventi di efficientizzazione,  per mobilità sostenibile ,per stranded assets di risorse primarie ed infrastrutture e relative forze lavoro da reinserire (es centrali a carbone od a ciclo combinato  che si chiudono).

    Bisogna essere consapevoli  che la transizione  non sarà semplice né indolore e ciò deve essere comunicato con chiarezza e condiviso da chi ne pagherà principalmente i costi sia diretti sui prezzi dell’energia finale  e sia  indiretti su tasse; e ciò per non avere forti reazioni quando tali costi si evidenzieranno con gli inevitabili “stops &go”  o al limite “uccisione nella culla“ della transizione. Occorre non ripetere quanto successo principalmente con il fotovoltaico che alla riduzione /eliminazione di alcuni incentivi è piombato dai  quasi 10 GW installati nel 2010 a circa 0,35/0,4 GW all’anno dal 2014 al 2018. E anche l’eolico da 1-1,2 GW/anno dal 2008 al 2012 è sceso agli 0,35 GW del 2018.

    Nell’articolo non si entra sul come siano stati definiti da PNIEC e suddivisi in modo più  o meno ottimale gli obiettivi per efficienza energetica, mobilità sostenibile e produzione di elettricità e loro sottogruppi: ci si concentra sul settore energia elettrica con relativa integrazione delle rinnovabili non programmabili vento e solare. Inizialmente viene sintetizzata la situazione energetica mondiale e quella di produzione di elettricità in UE per permettere un inquadramento della posizione italiana nel contesto internazionale.

     

    Visione globale nel consumo di risorse energetiche primarie ed emissioni di CO2 

    Petrolio (33%) carbone (28%) e gas (24%) rappresentano ancora oggi secondo il WEC (World Energy Council) poco più dell’85 % dei consumi energetici primari (pari a circa 13,5 GTEP nel 2017 con incremento annuo vicino al 2%) e ciò rispetto ad una loro quota del 92% nel 2005. Nello stesso arco di tempo le rinnovabili  sono salite dal 6,8 al 10 %.Pur con uno sviluppo medio annuale in capacità installata  rispettivamente del 47 e del 21%, solare ed eolico coprono assieme meno del 3% dei consumi  di energia primaria..

    Occorre notare che le riserve accertate ad oggi di combustibili fossili convenzionali e non (shale gas/oil), non pongono problemi secondo  il  World Energy Council per almeno 150 anni  con i consumi attuali e. non vi è quindi, grazie all’ingegnosità umana, una scarsità di risorse primarie fossili, come paventato nel secolo passato; il vero problema è quello ambientale legato alla produzione di gas serra nel loro utilizzo . Specie per petrolio e gas occorre anche considerare la localizzazione di importanti risorse in zone politicamente critiche.

    Un fattore rilevante a  partire  principalmente dal 2000 e’ stato lo spostamento della concentrazione  della domanda di energie primarie dai paesi  industrializzati verso quelli emergenti, con l’Asia (Cina in testa) balzata al vertice dei consumi con un 42% secondo gli ultimi dati di BP ,seguita da Europa(21,5%),Nord America (21%),Medio Oriente (6,7%), America del Sud e Centrale (5,3%) ed infine dalla povera Africa che, pur avendo una popolazione di oltre il 15% di quella mondiale, contribuisce al 3,3% dei consumi. Ciò si riflette chiaramente sulle  emissioni di CO2, dove i paesi non OCSE sono ora responsabili di un 63% (con un aumento medio annuo del 3,4% nell’ultimo decennio) e  con i paesi OCSE al 37 % (con un decremento medio annuo negli ultimi 10 anni dell’1%). L’Unione Europea (Inghilterra esclusa) presenta una quota del 9,2%, con un decremento medio annuo del 2% e la Germania, con una  produzione di elettricità dipendente per oltre il 36% da lignite e carbone, ha una quota del 2,3% delle emissioni globali di CO2, seguita  da Italia 1%, Francia e Polonia 0,9% e Spagna 0,8%.

    Con riferimento allo sviluppo dei consumi di risorse primarie,facendo la media delle  proiezioni  fino al 2035  di 9 diverse istituzioni internazionali risulta che il gas è previsto come la risorsa  caratterizzata dalla maggior quota nell’utilizzo delle risorse primarie, seguito dalle rinnovabili; il petrolio mantiene una importante quota per trasporti e petrolchimico ,il carbone presenta le massime differenze nelle proiezioni con un incremento medio inferiore a quello del nucleare. Sulla base di proiezioni di Bloomberg ed IEA (anche nell’ambizioso “Sustainable Development Scenario”) al 2040 le risorse primarie fossili continueranno ad avere un ruolo importante con una quota  dell’ordine del 40%-60%,con il gas in netta ascesa .

    La decarbonizzazione, che è una questione globale, si evolverà in base alle  emissioni nei paesi non OCSE e con un  contributo UE  sempre più marginale e stimato pari al 6% al 2030. Nelle previsioni occorrerà tenere in debito conto quante del miliardo  di persone nei paesi non OCSE che non hanno  ad oggi accesso ad energie primarie commerciali potranno accederne ed in quale misura .E qui ci si pone una domanda :ha senso perseguire in UE costosi   investimenti per una forte riduzione sul suo territorio delle emissioni di CO2 o non varrebbe la pena di riconsiderare il CDM con investimenti a minor costo per la riduzione di CO2 in paesi in via di sviluppo?

     

    Il settore elettrico

    Il settore elettrico è quello che ha avuto la maggior evoluzione verso nuove regole di mercato, introduzione di rinnovabili e una pervasiva diffusione delle tecnologie IC. Il cambio in 16 anni della situazione mondiale è riportato nella tabella sottostante per quanto riguarda il contributo delle risorse primarie alla produzione di elettricità che nel 2017 è stata di 25570 TWh.

    2001

    2017

    Carbone38,7%38%
    Petrolio7,4%4%
    Gas18,6%23%

    Totale Fonti fossili

    64,7%

    65%

    Nucleare17,1%10%
    Idroelettrico16,5%16,2%
    Biomasse1,1%2,3%
    Altre FER0,6%6,5%

    Totale FER

    18,2%

    25%

    Il contributo delle fonti fossili  (FF)dal 2001 è praticamente rimasto ad un valore vicino al 65%, con il carbone dominante ed oscillante tra un 37,5 e 39%, ma con il gas dal 18,6 al 23%, a spese di un petrolio sceso dal 7,4 % al 4%. Le rinnovabili(FER) sono salite dal 18,2 al 25 %, a spese del calo del nucleare (ora a circa 10%), con un idroelettrico praticamente costante vicino al 16%  ma con biomasse dall’1,1% al 2,3% e le altre FER (fondamentalmente eolico e fotovoltaico) da uno 0.6% a circa il 6,5% ma oltre  il 7%  previsto nel 2018.

    Vale la pena di notare che il carbone è sceso in quota dal 38% del 2000 al 28% nei paesi sviluppati, contro un aumento dal 38% al 50% in quelli emergenti  ;il gas in aumento dal 15% al 28%  nei paesi sviluppati e costante ad un 20% nei paesi emergenti, pari all’idroelettrico, che vede un leggero declino nei paesi sviluppati. Il petrolio vede un declino in entrambe le tipologie dei paesi e le rinnovabili vedono un forte sviluppo con quote percentuali superiori nei paesi sviluppati.

    Per l’andamento previsto della decarbonizzazione  nel settore elettrico al 2040, BP prevede una quota fossile del 53% (27% carbone, 24% gas, 2% petrolio), FER 38%  (13% Idro e 25% fondamentalmente vento e fotovoltaico) e nucleare 9%. Il carbone è ancora la risorsa primaria  per il settore elettrico.

    Per BLOOMBERG nel 2040 la produzione totale vede le FER al 51% (2/3 da eolico e fotovoltaico), i combustibili fossili al 40% e nucleare al 9%.

    Venendo al rapporto IEA  WEO 2018, il “New Policy Scenario” che deve rendere obsoleto il “Current Policy  Scenario” prevede nel  2040 il  50% di  produzione da combustibili fossili ed un  41% da rinnovabili-L’auspicabile ed ottimistico ” Sustainable Development Scenario” prevede una quota rinnovabile del 66%  e del 20% per i combustibili fossili

    Anche nella produzione di energia elettrica le fonti fossili avranno realisticamente  un apporto non trascurabile nel 2040.

     

    L’Unione Europea ed un confronto con la Germania per la chiusura delle centrali a carbone

    Vale la pena di analizzare la situazione al 2018 della produzione di elettricità per risorse primarie nella UE riportata nella figura sottostante.

    Produzione di elettricità nel 2018 nell’Unione Europea suddivisa per risorse primarie utilizzate (da Agora Energiewende)

    L’impresa di sostanziale decarbonizzazione risulta notevolmente impegnativa, considerando la chiusura di altri 8 reattori nucleari in Germania e gli impatti sociali ed economici relativi alla chiusura di centrali a lignite e carbone  che oggi producono il 19,2% dei 3250 TWh UE; ed i paesi con maggior dipendenza dal cabone sono al 31/12/218 Danimarca, Olanda, Romania, Portogallo e Slovenia con quota tra il 20 e 31%, Grecia 34%,Germania 36%, Bulgaria 43%, Repubblica Ceca 47% e Polonia 77%.L’Italia è al 12%.

    Risulta interessante un confronto Italia –Germania sulla base dei dati consolidati del 2017.

    L’Italia secondo ARERA ha avuto circa 35 TWh di produzione da carbone (solo il 12% dei totali rispetto al 37% della Germania) con emissioni di CO2 pari a circa 30 Mt (8%delle emissioni italiane per usi energetici), una forte produzione da gas, niente nucleare e quindi costi di produzione ben superiori a quelli tedeschi.

    La Germania ha avuto nel 2017 circa 150 TWh prodotti  da lignite e 112 da carbone, con  emissioni di CO2 valutabili in 240 Mt, pari quindi ad  8 volte le emissioni per elettricità da carbone in Italia; punta molto su eolico specie off shore e dovrà tenere in conto l’uscita programmata entro il 2022 degli ultimi 8 gruppi nucleari.

    La Germania non proclama l’uscita dal carbone a breve e dal recente documento di fine gennaio 2019 della “khole commission” la propone per il 2038 a seguito di dettagliate analisi sui costi; possibile anticipazione al 2035 da valutarsi nel 2032 e sono proposti 40 miliardi di € di indennizzi per le regioni con miniere e speciali misure da meglio definire al fine di evitare sensibili aumenti delle già alte  tariffe elettriche .E’ prevista la chiusura entro il 2022 di 12.7 GW di centrali a lignite ma con compensazioni non ancora definite e con contestazioni dai proprietari.

    Venendo all’Italia  è stato  scritto  nella SEN e ribadito nella recente PNIE che tutte le centrali a carbone verranno chiuse entro il 2025 .

    Chiaramente sia per l’Italia che per la Germania saranno determinanti per l’effettivo raggiungimento dell’obbiettivo temporale della chiusura delle centrali a carbone le reali località e tipologia/entità delle nuove FER, le procedure per promuovere/definire gli  investimenti in nuova generazione e relativi impatti sulla rete, le tempistiche per i permessi ed i totali costi effettivi con  la loro attribuzione a chi e come li pagherà.

     

    Il piano  italiano  per le rinnovabili e possibili sfide da considerare

    Il PNIEC prevede  in servizio al 2030 ben 50  GW di fotovoltaico e  20 GW   di eolico  rispetto agli  attuali 20 GW di fotovoltaico e 10 GW di  eolico.

    Vale la pena di ricordare che per un corretto ed affidabile funzionamento del sistema elettrico, quando le rinnovabili non programmabili raggiungono valori in % di potenza installata elevati ( e li abbiamo già superati in Italia) necessitano  notevoli investimenti addizionali a quelli per la produzione  volatile di elettricità (3) come ad esempio quelli per:

    • Modifiche ed espansioni del sistema di trasmissione e distribuzione;
    • Una maggior disponibilità di potenza  di riserva anche per alimentare rampe  in salita e  far fronte a sbilanciamenti;
    • Sistemi di stoccaggio (attenzione a stagionalità!) atti ad evitare anche ”overcapacity” di eolico e fotovoltaico  con tagli alla loro produzione ;
    • Un capacity market con varie sfaccettature in modo che assicuri non solo la regolazione della frequenza ma anche la  sicurezza di forniture di energia per prolungate assenze di vento e/o sole;
    • Per mantenere un adeguato livello di potenza di corto circuito  ed energia cinetica nel sistema ecc

    Come sottolineato nel recente convegno dei principali Grid Operators (GO15) mondiali con ICER (International Center Energy Regulators), ad ogni € investito in eolico e fotovoltaico corrispondono almeno altrettanti € di  investimenti indispensabili  nel sistema elettrico per mantenerne qualità  e sicurezza delle forniture .Ed al costo degli investimenti vanno aggiunti quelli di funzionamento e manutenzione non trascurabili per alcune tecnologie-

    Vale la pena di meglio qualificare alcune delle sfide poste dall’integrazione di vento ed eolico ed i loro effetti sul mercato elettrico (3) con alcuni esempi per la maggior parte relativi al sistema Italia.

    1 – La complessa variabilità di vento e FV  In Irlanda nel 2013 per l’ eolico: a parte fortissime escursioni,  la potenza iniettata in rete dai 3000 MW di tutte le centrali  eoliche collegate al sistema elettrico è stata praticamente zero  per tutto il mese di Luglio; situazione non certo risolvibile con sistemi di accumulo elettrico.

    In Germania, come presentato al recente congresso del CIGRE da alcuni TSO tedeschi, nel 2017 per 3  settimane consecutive la potenza immessa in rete da eolico e fotovoltaico è stata inferiore all’8% della loro totale potenza installata (superiore ai 100 GW). Situazione risolta con riduzione delle forti esportazioni di energia elettrica dalla Germania e non certo risolvibile in futuro con sistemi di accumulo elettrico.

    Una adeguata tipologia di capacity market con appropriate tecnologie per lunghe durate dovrà essere seriamente  esaminata dal PNIEC contando anche su interconnessioni con altri stati ,ma con quali tempi ed affidabilità in mancanza di un mercato unico europeo?

    Variabilità della potenza immessa in rete nel 2013 da tutto il parco eolico irlandese

    A Firenze  per un impianto familiare “roof top” in una giornata soleggiata di dicembre si ha 1/3 di potenza/energia rispetto ad una giornata soleggiata a Luglio.Come verrebbe dimensionata e quanto costerebbe l’eventuale capacità di  storage singolo per sopperire alla stagionalità con l ’idea di un autoconsumo/scambio sul posto enfatizzati dal PNIEC che tende a non utilizzare e non  retribuire correttamente un asset fondamentale come la ben diffusa ed automatizzata rete di distribuzione Italiana?

    Variabilità stagionale e giornaliera della generazione nella zona di Firenze di un piccolo impianto fotovoltaico

    2– “L’overgeneration” (energia disponibile da FER che supera la necessità del carico con conseguente non assorbimento dalla rete) con un picco di carico in Italia intorno a 60-65 GW e con 70 GW  di rinnovabili deve essere adeguatamente valutata dal PNIEC e dall’ ARERA e controbilanciata con appropriati investimenti (forte storage da ottimizzare come tecnologie e localizzazione) e penali pagate ai proprietari degli impianti FER per energia non fornita-In Germania nel 2017 il valore medio delle penali  pagate dai TSO è stato di circa 70 €/MWh per energia eolica non ritirata e 310 per il fotovoltaico.

    3 – Notevoli “rampe in salita” durante la primavera e l’estate al calar del sole come richieste dal  “carico residuo” da alimentarsi con potenza/energia non proveniente dal fotovoltaico. Si hanno già ora circa 15 GW in 3 ore, rampe attualmente coperte dai cicli combinati, idroelettrico ed interconnessioni. Tali  rampe saliranno sopra i 35 GW in 3 ore con  oltre il  raddoppio della potenza prevista al 2030 dal PNIEC per il fotovoltaico, richiedendo sia l’intervento di una capacità controllabile convenzionale  in chiara diminuzione e/o  l’intervento di adeguati sistemi di storage con elevata energia di accumulo oltre che di  potenza  e con tipologie ,entità e localizzazioni da definire/ottimizzare ai minimi costi.

    Rampe di ”carico residuo” fornite dalle centrali ,escludendo il FV, per sopperire al calar del sole la potenza non più fornita dal fotovoltaico .Situazione in una domenica di Aprile 2012 (Terna)

    4 – Potenza di corto circuito in rete – Fotovoltaico ed eolico ed anche sistemi elettrici di accumulo sono collegati alla rete attraverso inverters dando un contributo alla potenza di corto circuito in rete ben scarsa pari ad 1,1 volte la loro potenza nominale rispetto alle circa 5 volte di” generatori rotanti e con inerzia” convenzionali. E la bassa potenza di corto circuito in rete specie in giornate di basso carico e forte produzione di rinnovabili  crea problemi  per contenere le cadute di tensione a seguito di inevitabili  guasti, per il corretto funzionamento delle protezioni e per mantenere una stabilità del sistema. Terna sta investendo  in 20 condensatori sincroni da 250 MVAr ciascuno anche con volano per controllare tensione e reattivo ma anche  per apportare un contributo alla potenza di corto circuito.

    Ampliamento delle aree che hanno una caduta di tensione maggiore del 10% a seguito di inevitabili guasti. Situazione per effetti di un guasto in un punto dell’Italia del Sud nel 2005 prima di un forte sviluppo di FV ed eolico (area più scura) e nel 2015(area più chiara) a seguito di forte sviluppo di FV ed eolico. (Terna)

    5 – Distorsioni al mercato elettrico – La figura sottostante evidenzia per il mercato elettrico italiano l’andamento del prezzo  dell’energia elettrica durante le ore di una giornata estiva in presenza di un’importante produzione da fotovoltaico.

    In alcune ore della giornata il prezzo imposto dalle rinnovabili è pari a 0 €/MWh, seguito al calar del sole da un forte rialzo imposto dalla produzione termoelettrica che non ha più la competizione del sole e recupera quanto perso nelle ore di basso prezzo del resto della giornata portando in serata il prezzo più elevato dell’energia. Un forte aumento di fotovoltaico ed eolico come previsto da PNIEC enfatizzerà tali problematiche e renderà sempre meno conveniente mantenere in servizio capacità termica disponibile (che è crollata secondo Terna in 5 anni da 71 GW a  58 GW) salvo modifiche del sistema regolatorio ed adeguati capacity markets.

    Nel mercato elettrico il prezzo dell’energia dipende  sempre più dalle condizioni climatiche (presenza e variabilità di sole e vento). Il prezzo dell’attuale borsa dell’energia non rappresenta più un indice dei costi ai clienti finali  ed uno stimolo ad investimenti in generazione.

    Prezzo dell’energia elettrica nel mercato Italiano in una giornata estiva con 1 ora a prezzo nullo e varie ore a prezzo sottocosto per le centrali convenzionali

    Dal punto di vista tecnico tutto è risolvibile  e produttori, TSO e DSO sono stati capaci di mantenere sicurezza e qualità dell’energia fornita anche con elevate percentuali di rinnovabili; ma occorre valutare fin d’ora le soluzioni tecniche più economiche ed i relativi costi in funzione anche di dove si potranno sviluppare FV ed eolico.

    Nella valutazione delle promozioni allo sviluppo delle rinnovabili ,non quantificate dal PNIEC, non bisogna dimenticare che clienti fondamentalmente domestici e PMI continueranno, secondo GSE, a pagare ancora per svariati anni  gli incentivi alle FER attualmente in servizio, incentivi in discesa sì, ma calanti in più anni dai 12  miliardi del 2019 a qualche miliardo, e nuovi incentivi si sommeranno ai vecchi per alcuni anni. I vecchi  incentivi, volenti o nolenti, corrispondono ad una valorizzazione di varie centinaia di euro alla tonnellata di CO2 evitata; dai dati GSE, i 290 €/MWh  per il fotovoltaico  del 2017 corrispondono a circa 350 €/tonnellata di CO2 evitata se prodotta dal carbone (0,85 t CO2/MWh) e ben oltre il doppio se prodotta da cicli combinati, e il prezzo della CO2 in Europa con lo schema ETS è ora salito a circa 28 €/ton CO2

    I numeri di cui sopra sono retaggio di una politica passata verso le rinnovabili con approccio troppo ”generoso” e forse poco valutato in termini reali, con feed-in tariff o altri incentivi .Tale politica  ha consentito però nel settore elettrico in Italia di ridurre notevolmente le emissioni, di  creare   aziende  ora operanti all’estero, di ridurre le importazioni di energia primaria,   ecc..

    Risulta  essenziale per il futuro l’adozione di un approccio olistico (1-2) partendo da una precisa conoscenza della situazione attuale e con dettagliate analisi tecniche e socio economiche sugli impatti delle FER, evidenziando esternalità positive e negative per arrivare al raggiungimento degli obiettivi al minimo costo per il Paese. E qui sarà compito in Italia  dei politici con le implementazioni al PNIEC e di ARERA di definire sostegni adeguati per far prevalere le soluzioni più valide a livello paese .-Si pongono anche problemi di responsabilità di alcune scelte -Chi definirà  ad esempio entità ,durata  e tipologia del capacity market necessario a non far stare al buio /freddo una parte della popolazione se per qualche giornata o settimana non si avrà adeguata energia da FER e chi ne  sarà ritenuto responsabile? Quale ruolo ed impatto sul TSO che risulta il garante di qualità del servizio e sicurezza del funzionamento del sistema elettrico?

     

    Luci ed ombre per le  FER  con costi ribaltati sui clienti finali e cittadini

    Fotovoltaico ed eolico hanno fatto salti tecnologici enormi con crollo del costo del kWh da loro prodotto nel luogo di loro installazione. Nuove procedure (aste e TPA=Third Parts Agreement) e lo sviluppo tecnologico hanno portato impianti di fotovoltaico ed eolico  in alcuni paesi come UAE, Arabia Saudita, Chile, Messico, India  a prezzi del kWh offerto tra 18 e 27 $/MWh, inimmaginabili solo 3 anni orsono. Sono valori da non estrapolare con faciloneria, considerando le diverse situazioni di insolazione e vento ed i differenti costi e procedure locali ed in Italia si parla di poter scendere a circa 50 € MWh per grossi nuovi impianti.

    Occorre però ricordare come sopra accennato che per un corretto ed affidabile funzionamento del sistema elettrico globale, quando le rinnovabili non programmabili raggiungono valori in % di potenza installata elevati, necessitano di notevoli investimenti addizionali

    Il tutto è tecnicamente possibile come più sopra menzionato, ma tali costi addizionali  arrivano per alcune FER e loro siti a valori notevoli,  aumentando il prezzo dell’energia ai clienti finali pur in assenza di incentivi alla produzione da FER..Occorrono quindi approfondite analisi tecniche, sociali ed economiche, comparando differenti alternative per la riduzione delle emissioni, ottimizzando il mix di interventi.

    Tutto ciò, dando appropriati valori ai vantaggi ambientali ed alle esternalità positive e negative. Le discussioni dovrebbero essere incentrate quindi sui valori o range di valori da considerare per le esternalità..

    Una volta definiti e concordati tali “parametri” strategici e un  range per le loro valorizzazioni, sulla base di CAPEX ed OPEX delle varie tecnologie attuali e tendenziali (che siano “ragionati” e non utopistici) si possono identificare linee di sviluppo che si avvicinano ad un mix ottimale per il paese, per efficienza energetica, trasporti, rinnovabili,  e per le loro sotto tecnologie.(1-2)

    Esempio eclatante sui costi addizionali di alcune rinnovabili viene dagli investimenti in eolico off shore nel Baltico/Mare del Nord della Germania: nelle ultime gare alcuni investitori hanno offerto di accettare per 20 anni il prezzo che si stabilirà in borsa (grid parity), ora circa 35€/MWh,  previsto in aumento in futuro in Germania in funzione della chiusura del carbone e del nucleare.

    Il sistema di trasmissione off-shore (da centrali eoliche a terraferma) e quello on-shore (tra terraferma e carichi posti al centro-sud della Germania e con 3 corridoi in cavo interrato da 2500 MW ciascuno in corrente continua) sono a carico dei TSO’s e comportano oltre 25 miliardi di investimenti  specifici di trasmissione che  costeranno  oltre 70 €/MWh  per convogliare l’energia verso le aree di consumo dai siti di produzione. Ed a questi vanno aggiunti i costi addizionali al sistema già menzionati sopra per la non programmabilità.

    Un altro settore che merita approfondimenti per i suoi costi/benefici al paese, e richiederebbe più dettagliate analisi dal PNIEC rispetto alle proposte fatte , è quello della produzione distribuita domestica in Italia..La situazione è in sintesi:

    • Attuali clienti domestici, circa 30 milioni;
    • Consumo elettrico domestico, 22% del totale;
    • Prosumers totali domestici, circa 700.000  (come dai dati forniti dal Politecnico di Milano)  i quali sono responsabili dello 0,44% dei totali consumi elettrici e si sono sviluppati con  gli  incentivi al CAPEX(valore dell’investimento), riduzione sul pagamento degli oneri di sistema e vantaggio di scambio sul posto; nel 2030, se mantenuti gli incentivi e tasso di sviluppo attuale, i prosumers domestici rappresenterebbero meno dell’ 1% dei consumi elettrici Italiani;
    • I clienti domestici che potrebbero installarsi il loro micro- impianto FV non sono molti in Italia (grande maggioranza di famiglie in case con vari appartamenti e qui il problema di effettiva realizzabilità di impianti condominiali con le assemblee ben note per la loro inefficienza per nuovi investimenti ed inoltre anche l’inefficienza dell’eventuale impianto FV rispetto alla nominale potenza installata su tetti esistenti con loro orientamento ed inclinazione);
    • Costo unitario di un « impianto micro» singolo FV installato sul tetto di una casa esistente in Italia e per 3-5 kW di potenza nominale è tra circa 1500 e 3500 €/kW, in funzione di ubicazione della  casa e oneri di installazione sul tetto;
    • Considerando l’orientamento delle case esistenti ed inclinazione dei tetti, l’efficienza media è sensibilmente inferiore a quella di un impianto ben orientato a terra o su ampie tettoie; il costo del kWh prodotto da un «impianto mini» di 400 kW   e capace di alimentare circa 100 utenti domestici  sulla efficiente rete di distribuzione ,sarebbe circa 1/3 del kWh prodotto da un «impiantino micro» singolo;
    • L’Italia ha un sistema capillare di distribuzione dell’elettricità evoluto ed automatizzato e che serve anche le zone più isolate del paese;
    • Nel campo della mobilità il concetto di proprietà sta evolvendosi verso il car sharing, car pooling, car renting; e nel settore elettrico il sig Brambilla deve sentirsi orgoglioso di possedere il suo impiantino FV, che fa costare  al paese 3 volte il kWh prodotto (in gran parte pagato da altri) rispetto ad un impianto mini che aggrega gli interessi  di un centinaio di clienti distribuendo l’energia sugli assets  esistenti  di distribuzione che verrebbero valorizzati? E qui aggregatori  non solo della gestione  della produzione  di impianti esistenti  ma dello sviluppo di nuove realtà che raccolgono  in un unico impianto i potenziali interessi per il fotovoltaico di vari potenziali clienti debbono essere promossi da PNIEC e regolati da ARERA;
    • Ha senso ed è democratico che l’Italia incentivi tale «distributed solution» dove un cittadino che non può o non vuole installare un suo impiantino FV ineconomico senza incentivi contribuisca sia agli incentivi in conto capitale pagati per l’impianto FV di una bella villa con piscina e sia agli oneri di sistema non pagati ed ai vantaggi dello scambio sul posto?
    • Alcuni risparmi negli investimenti nella rete di distribuzione eventualmente dervanti da “domestic distributed generation” dovranno essere esaminati se e quando ci sarà una massiccia utilizzazione di carica a casa di veicoli elettrici  e di pompe di calore ;il FV potrà essere dimensionato per la potenza addizionale richiesta ,con costi da comparare con quelli dello sviluppo della rete.

     

    Conclusioni

    Occorre rendersi conto che una transizione verso una decarbonizzazione implica maggiori costi dell’energia ai cittadini/clienti, stranded costs di strutture energetiche e stranded assets di risorse primarie : non sarà semplice ed indolore.

    La decarbonizzazione è globale e sarà fondamentalmente legata ai paesi non OCSE. .Chiaramente ognuno dovrà dare il massimo ma è lecito chiedersi quanto gli sforzi della UE sul suo territorio  incideranno sulle  emissioni globali e  sulla sua competitività rispetto a eventuali loro sforzi ed investimenti in paesi non OCSE.

    Obiettivo di una strategia energetica e di un  susseguente piano dettagliato deve essere quello di favorire un equilibrato sviluppo socio-economico, rispettando l’ambiente e preservando la competitività del Paese in un mercato globale dove saranno vincenti quelle nazioni che sapranno ottimizzare ambiente, economicità e qualità delle forniture energetiche a industrie e famiglie nell’ambito di una sicurezza degli approvvigionamenti; occorrerà nella transizione  superare sterili battaglie iniziali tra fonti fossili e rinnovabili, tra concentrate e distribuite, e ricordare che la competitività di una nazione è legata alla vera bolletta energetica che è quanto pagano industrie e consumatori per elettricità, gas, carburanti, ecc.

    A tal fine è necessario  un complesso approccio sistemico che abbia come scopo quello di arrivare a una condizione quanto più possibile ottimale per il sistema paese per il raggiungimento degli obiettivi ambientali al minimo costo.(1-2)

    Per la produzione  di elettricità da fonti rinnovabili non programmabili, oltre ai loro vantaggi, il PNIEC con ARERA  dovrebbe rivedere il concetto di grid parity che non può essere riferibile al solo costo locale della produzione, ma deve includere i costi addizionali al sistema elettrico  Sia un “nodal pricing “ che il ribaltamento sulla produzione da vento ed eolico di alcuni costi legati alla loro localizzazione e non programmabilità( sviluppo della rete, riserva di potenza ,sbilanciamenti ,rampe ,stoccaggi ecc) ma con adeguate penalizzazioni per le emissioni da fonti fossili , come attuato in alcune nazioni, dovrebbero essere considerati  nell’ambito di nuove tipologie per un mercato elettrico da proporre da PNIEC ad ARERA.

    Il vero rischio per la realizzabilità di una  stabile transizione energetica sta in un approccio ideologico con una troppo rapida accelerazione e nel ribaltamento non correttamente valutato di costi eccessivi sui cittadini/clienti; e ciò con le inevitabili reazioni, problematiche sociali e stop&go con  « bolle» ben note dall’esperienza delle rinnovabili in Italia( e non solo) e oneri di durate ultradecennali  di svariati miliardi di euro annuali-

    In ogni caso i cittadini debbono essere resi consapevoli sull’importanza delle problematiche ambientali e su quanto pagheranno l’energia ,in modo da condividere le scelte. E un piano e budget di comunicazione dovrebbe essere un aspetto importante nel PNIEC per un’informazione capillare e il coinvolgimento delle popolazioni e specie quelle locali che dovran­no ospitare importanti infrastrutture. A tal fine occorre stanziare delle risorse in questo settore e far fare informazione da chi è competente e credibile (1).

    E’ essenziale un nuovo sistema regolatorio con approccio olistico e contenente adeguate certezze  ma anche flessibilità tenendo conto della rapidità dell’evoluzione tecnologica(2)..

    Soffermandoci a livello generale sul  PNIEC, a parte le osservazioni particolari riportate nell’articolo, è chiaramente da considerare ,come dal suo titolo ,una” proposta” iniziale che richiede, sulla base delle previste consultazioni, una profonda inclusione in termini quantitativi di come  promuovere  i vari investimenti, di valutazioni  dei costi di varie alternative e piani B  con sviluppi temporali e costi differenti(ed il tempo per realizzare le opere in un paese come l’Italia è essenziale per il mantenimento dei tempi fissati per il raggiungimento degli obiettivi),di come ed a chi far pagare i costi di investimento e di esercizio e funzionamento degli investimenti stessi che devono essere meglio qualificati come tipologie ed entità delle stesse-

    Correttamente nella introduzione del rapporto  PNIEC si sottolinea ” devono essere tenuti in debita considerazione aspetti di sostenibilità economica e di compatibilità con altri obbiettivi di tutela ambientale”; e questo ,confinandoci alle rinnovabili ,risulta il problema fondamentale e prioritario. E ciò implica  ad esempio come suddividere per il fotovoltaico la potenza che si intende installare in mega impianti (senza i quali risulterà impossibile raggiungere ai minori costi gli obiettivi ), in medi impianti e piccoli e piccolissimi impianti per i quali  rimando alle mie considerazioni al capitolo 5  dell’articolo riguardo ad efficienza (o meglio inefficienza)della potenza installata su edifici esistenti e sottoutilizzo di assets  esistenti come la valida rete di distribuzione.

    E tale suddivisione e localizzazione affetta fortemente le necessarie espansioni del sistema di trasmissione e distribuzione che vedono tempi lunghi per le autorizzazioni per le quali occorrerà definire nuove procedure efficaci se pur rispettose dell’ambiente e della popolazione locale- L’individuazione al più  presto dei siti dove  mettere a gara grossi impianti risulta ultraprioritario con le relative autorizzazioni-

    E per quanto riguarda il modus operandi  occorre un forte coinvolgimento di tutti gli stakeholders, non solo sentiti separatamente, ma messi dialetticamente intorno ad un tavolo per rendersi conto dei riflessi sugli altri delle loro proposte e per arrivare ad una mediazione dei vari interessi e cercare di avere una visione condivisa per l’ottimo per il paese (1).

    Il nostro paese deve avere e mantenere una posizione più proattiva in ambito europeo, sia nello stabilire limiti “ragionevoli”, che non creino inutili  delocalizzazioni in altri paesi delle nostre industrie, sia nella creazione di un vero mercato comune dell’energia, che se celermente ed efficacemente implementato spiazzerebbe con i suoi vantaggi i tanti nazionalismi crescenti (1). Quindi a tal fine, e considerando l’importanza di interconnessioni transfrontaliere, dovremmo anche portare avanti la logica di un singolo referente dell’energia in ogni paese per una più efficace governance europea.

    Occorre una chiara definizione dei poteri centrali e locali per potere rendere operative le decisioni prese in tempi rapidi e non biblici, per cui si mettono in rete o in servizio impianti con tecnologie inizialmente approvate ormai obsolete o quando sono cambiate le condizioni di mercato che giustificavano l’investimento (1).

     

    REFERENZE
    (1) A.Clerici. “Strategia energetica; sono essenziali valorizzazioni delle esternalità, analisi costi-benefici ed un approccio olistico”-La Termotecnica Luglio-Agosto 2017.”
    (2) A.Clerici. ”Decarbonizzazione sì ma con un approccio pragmatico ,sistemico e duraturo”-L’Astroolabio 25-02-2019
    (3) Rapporto del Gruppo di Lavoro WEC  coordinato da A. Clerici “Variable Renewables     Integration in Electricity Systems :how to get it right”- 2016-www.worldenergy.org
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