Tags: Energia, Costi, Strategie energetiche
PIANO NAZIONALE ENERGIA E CLIMA
Facciamo (Bene) i Conti con la Transizione Energetica
- di: Alessandro Clerici
- “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, sia indiretti in termini di tassazione” In questo articolo, ripubblicato con adattamenti ed aggiunte da “Nuova Energia”, N. 3 2019, l’autore si propone di qualificare più a fondo alcune delle sfide poste dall’integrazione di fotovoltaico ed eolico e i loro effetti sul mercato elettrico nazionale.
La decarbonizzazione è un problema globale e richiede impegni da ogni nazione; vale però la pena di considerare alcuni “numeri”. I combustibili fossili contribuiscono ancora per l’85% ai consumi mondiali di energie primarie e per il 65% alla produzione di elettricità. I paesi non OCSE sono responsabili, nel 2018, dei 2/3 delle emissioni di CO2 con un incremento medio del 3,4% l’anno negli ultimi 10 anni e dovranno fornire un indispensabile accesso all’energia alla loro crescente popolazione e agli 800 milioni di abitanti che nel 2018 ne sono ancora privi. I paesi OCSE, responsabili ora di 1/3 delle emissioni di CO2, hanno avuto negli ultimi 10 anni un decremento medio annuale dell’1%; l’Unione Europea (Inghilterra esclusa) con un decremento del 2% l’anno in 10 anni ha una quota del 9% nelle emissioni globali (in testa la Germania al 2,3% e con l’Italia all’1%); tale quota della UE è in forte calo.
In Italia sono stati posti obbiettivi di decarbonizzazione più sfidanti delle direttive UE in alcuni settori; nell’introduzione del PNIEC, Piano Nazionale Integrato Energia e Clima, si sottolinea correttamente che ”devono essere tenuti in debita considerazione aspetti di sostenibilità economica e di compatibilità con altri obbiettivi di tutela ambientale”. Questo, confinandoci alle rinnovabili, risulta il problema fondamentale per l’Italia. Il PNIEC si definisce come una “proposta” che necessita quindi di ulteriori aggiustamenti con i vari stakeholder per arrivare a un vero piano contenente programmi ed azioni ben strutturati con i loro impatti economici globali che risultano in parte carenti nella ”proposta”.
Nel settore elettrico, il PNIEC prevede in servizio, al 2030, 50 GW di fotovoltaico (FV) e 20 GW di eolico rispetto agli attuali 20 GW di FV e 10 GW di eolico. Per l’esplosivo sviluppo del FV, in primis, non è chiara la suddivisione degli investimenti tra grossi (giustamente menzionati come indispensabili, almeno in parte, per raggiungere gli obiettivi) e piccoli impianti distribuiti sui tetti o tettoie, il cui costo al kW installato varia da 2 a 4 volte quello di medi/grossi impianti a terra. Tale suddivisione con le relative localizzazioni influenza anche fortemente gli inevitabili adeguamenti ed investimenti nei sistemi di trasmissione e distribuzione.
Non risulta nel PNIEC come saranno “promossi” e “remunerati” (per non usare la brutta parola incentivati) i vari investimenti diretti all’espansione delle reti di trasmissione e distribuzione e quelli per i servizi ancillari (bilanciamenti, sistemi e servizi di storage, capacity market di diverse tipologie per potenza ed energia, regolazione della tensione, contributi alle rampe, demand response, contributi atti a mantenere una adeguata potenza di corto circuito ed inerzia in rete, eccetera). Una valutazione corretta di tali investimenti e dei loro costi di gestione e dei costi per obbligati stranded assets (chiusura di centrali a carbone o a gas) dovrebbe sfociare in valutazioni totali dei costi che ricadono sulla comunità e portare a una filosofia di recupero sulle bollette o sul sistema di tassazione per le varie categorie di cittadini.
Vale la pena di ricordare che per un corretto ed affidabile funzionamento del sistema elettrico, quando le rinnovabili non programmabili raggiungono valori in percentuale di potenza installata elevati (e li abbiamo già superati in Italia) necessitano notevoli investimenti addizionali a quelli per la pura produzione volatile di elettricità. Come sottolineato nel convegno del 2018 dei principali grid operator mondiali (GO15) con ICER (International Center Energy Regulators), ad ogni euro investito in eolico e FV corrispondono almeno altrettanti euro di investimenti indispensabili nel sistema elettrico…
Per qualificare più a fondo alcune delle sfide poste dall’integrazione di FV ed eolico e i loro effetti sul mercato elettrico si riportano alcuni esempi.
La complessa variabilità di eolico e fotovoltaico
Nel 2013 in Irlanda (Figura 1), l’eolico, a parte fortissime escursioni nel corso dell’anno, per tutto il mese di luglio ha azzerato la potenza iniettata in rete (rispetto ai 3.000 MW nominali di tutte le centrali collegate al sistema elettrico), una situazione non certo risolvibile solo con sistemi di accumulo elettrico.
Per quanto riguarda il FV, a parte la completa assenza notturna, va notata una forte variabilità in giornate nuvolose ed una grande differenza tra estate ed inverno (stagionalità); a Firenze in una giornata assolata di giugno si produce un’energia 3 volte superiore a quella di una giornata assolata di dicembre.
In Germania, come presentato al congresso del CIGRE 2018 da alcuni gestori di rete di trasmissione tedeschi, nel 2017, per oltre 3 settimane consecutive, la potenza immessa in rete da eolico e FV è stata inferiore all’8 per cento rispetto alla loro potenza installata (superiore ai 100 GW). La situazione è stata affrontata con forte riduzione delle esportazioni. Anche in questo caso - e per il futuro - la situazione non è certo risolvibile con sistemi di accumulo elettrico.
Adeguate tipologie di capacity market dovranno essere definite considerando anche lunghe durate e stagionalità, contando pure su interconnessioni con altri stati. Già, ma con quali tempi e affidabilità in mancanza di un mercato elettrico unico europeo?
Come verrebbe dimensionata e quanto costerebbe l’eventuale capacità di storage singolo di piccoli impianti FV per sopperire alla stagionalità, con l’autoconsumo/scambio sul posto enfatizzato dal PNIEC che tende a non utilizzare e non retribuire correttamente un asset fondamentale come la ben diffusa ed automatizzata rete di distribuzione italiana?
Figura 1- Variabilità della potenza immessa in rete nel 2013 da tutto il parco eolico irlandese
Overgeneration
La potenza disponibile da rinnovabili che supera la richiesta del carico, con conseguente non assorbimento dalla rete, è un’altra questione di grande impatto. Con un picco di carico futuro, in Italia, intorno a 60-65 GW e con 70 GW di rinnovabili da solo eolico e FV (oltre ai più di 20 GW di idro), deve essere adeguatamente valutata dal PNIEC (e da ARERA) e controbilanciata con appropriati investimenti (storage da ottimizzare come tecnologie e localizzazione, abbinato a demand response) e con penali da pagare ai proprietari degli impianti FER per l'energia non ritirata. In Germania nel 2017 il valore medio delle penali pagate dai TSO è stato di circa 70 euro/MWh per l'energia eolica non ritirata e 310 per il FV ma questo è dovuto al retaggio dei passati lauti incentivi ventennali. Considerando i minori costi di produzione del kWh da fotovoltaico ed eolico, occorreranno dettagliate analisi costi/benefici tra investimenti per evitare l’overgeneration e penali per i kWh non ritirati. In Germania stanno valutando i costi di trasmissione necessari ad evitare futura overgeneration degli impianti eolici nel nord del paese rispetto a penali o ad eventuali progetti ”electricity to gas” o impianti storage.
Rampe
Notevoli "rampe in salita" si verificano durante la primavera e l’estate al calar del sole come richieste dal carico residuo da alimentarsi con potenza/energia non proveniente dal FV. Si hanno già ora in Italia (Figura 2) rampe di circa 15 GW in meno di 3 ore, rampe attualmente coperte da cicli combinati, idroelettrico programmabile ed interconnessioni.
Con oltre il raddoppio della potenza prevista al 2030 dal PNIEC per il fotovoltaico, tali rampe saliranno sopra i 35 GW in meno di 3 ore richiedendo interventi come quelli già descritti da definire/ottimizzare ai minimi costi.
Figura 2 - Rampe di ”carico residuo” fornite dalle centrali per sopperire - al calar del sole - alla potenza non più fornita dal fotovoltaico. Situazione in una domenica di aprile 2012.
Fonte Terna
Potenza di corto circuito in rete
Fotovoltaico, eolico, e anche sistemi elettrici di accumulo sono collegati alla rete attraverso inverter con 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 dai generatori rotanti e con inerzia convenzionali.
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 (causati, ad esempio, da fulminazioni sul sistema di trasmissione), per il corretto funzionamento delle protezioni e per mantenere una stabilità del sistema. Dal 2005 al 2012, a causa del forte sviluppo delle rinnovabili non programmabili, è più che raddoppiata l’area (con centro nel punto di guasto sul sistema di trasmissione) nella quale vi è una caduta di tensione superiore al 10% e tale da causare problemi. Al sud d’Italia da un cerchio del diametro di circa 160 km si è passati ad un diametro di oltre 350 km come dai dati Terna [1].
Terna sta investendo in circa 20 condensatori sincroni rotanti da 250 MVAR (Mega Volt Ampere Reactive) ciascuno (anche con appropriati volani per aumentarne l’inerzia) per controllare tensione e reattivo ma anche per apportare un notevole contributo alla potenza di corto circuito.
Distorsioni al mercato elettrico
La Figura 3 evidenzia per il mercato elettrico italiano l’andamento del prezzo dell’energia durante una giornata estiva con importante produzione da FV. In alcune ore il prezzo imposto dalle rinnovabili è pari a 0 euro/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 FV ed eolico come previsto dal 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 e adeguati capacity market.
Nel mercato elettrico il prezzo dell’energia dipende sempre più dalle condizioni climatiche (presenza e variabilità di sole e vento o acqua).
Il prezzo dell’attuale Borsa dell’energia basato su costi marginali rappresenterà sempre meno un indice dei costi ai clienti finali e uno stimolo a investimenti in generazione; inoltre con l’aumento dichiarato di produzione da fotovoltaico ed eolico senza sussidi risulterebbe un suicidio per le rinnovabili.
Figura 3 – Andamento del 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 (1)
In Germania sono ammessi prezzi negativi (oltre a dare energia si dà un contributo per poterla fornire) che raggiungono anche valori ben superiori ai 100 €/MWh per poter mantenere in servizio le centrali nucleari o i grossi gruppi convenzionali che, se spenti, richiederebbero tempi lunghi per tornare a produrre.
Luci e ombre per le FER e necessità di un serio approccio sistemico
Come detto, per un corretto e affidabile funzionamento del sistema elettrico globale, FV ed eolico con totali potenze installate elevate richiedono notevoli investimenti addizionali.
Dal punto di vista tecnico tutto è risolvibile; produttori, gestori della trasmissione e della distribuzione (TSO e DSO) sono stati capaci di mantenere sicurezza e qualità dell’energia fornita anche con elevate percentuali di rinnovabili; occorre tuttavia valutare fin d’ora per il futuro le soluzioni tecniche più economiche e i relativi costi in funzione anche di dove si potranno sviluppare FV ed eolico.
I 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 e alle esternalità positive e negative delle FER. 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 avvicinino a un mix ottimale per il Paese, per efficienza energetica, trasporti, rinnovabili e per le loro sotto tecnologie.
UE e decarbonizzazione: un confronto Italia Germania per la chiusura del carbone
Per la produzione di 3250 TWh la UE, nel 2018, presenta la situazione illustrata in Figura 4.
Figura 4 – Suddivisione per fonte della produzione di elettricità nella UE nel 2018(2)
Una sostanziale decarbonizzazione nella UE risulta notevolmente impegnativa nel breve/medio termine, considerando tra l’altro la chiusura di 5 reattori nucleari in Belgio entro il 2025 e degli ultimi 8 reattori nucleari in Germania entro il 2022 e gli impatti sociali ed economici relativi alla chiusura di centrali a lignite e carbone che oggi producono, a livello UE, il 19,2 per cento di elettricità, con percentuali ben più alte in varie nazioni. A fine 2018, i Paesi con la maggior percentuale di produzione elettrica dal carbone risultavano essere la Danimarca, l'Olanda, la Romania, il Portogallo e la Slovenia con una quota compresa tra il 20 e 31 per cento, la Grecia con il 34 per cento, la Germania con il 36, la Bulgaria con il 43, la Repubblica Ceca con il 47 e la Polonia con il 77. L’Italia è al 10 per cento circa.
Risulta interessante un confronto Italia-Germania
L’Italia [2], nel 2018, ha avuto 27 TWh di produzione da carbone (≈10%) con emissioni di CO2 di 24 Mt e, a parte le FER (previste in forte aumento), ha una forte produzione da gas, niente nucleare, quindi costi di produzione ben superiori a quelli tedeschi.
La Germania con il 36% di TWh da carbone dai relativi 46 GW di centrali ha avuto nel 2018 (2) 146 TWh prodotti da lignite e 83 TWh da “hard coal”, con emissioni di CO2 valutabili in 220 Mt, pari a 9 volte le emissioni per elettricità da carbone in Italia; punta molto su eolico sia off-shore che on shore al nord del paese.
La Germania non proclama l'uscita totale dal carbone a breve e, dal documento di fine gennaio 2019 della Khole commission, la propone per il 2038 a seguito di dettagliate analisi sui costi; un'anticipazione al 2035 è da valutarsi nel 2032 e sono proposti ad ora 40 miliardi di euro di indennizzi per le regioni con miniere e “speciali misure da meglio definire al fine di evitare sensibili aumenti delle già alte tariffe elettriche”. È prevista la chiusura entro il 2022 di 12,7 GW di centrali a lignite; tuttavia le compensazioni sono ancora da definire con i proprietari.
Venendo all’Italia, è stato scritto nella SEN - e ribadito nel recente PNIEC - che tutte le centrali a carbone verranno chiuse entro il 2025. Occorre definire celermente un chiaro accordo con i proprietari delle centrali per la valorizzazione degli stranded asset e una immediata partenza delle autorizzazioni sia per le infrastrutture previste da Terna per la trasmissione, sia per l’operatività delle produzioni alternative per far fronte alla nuova situazione.
Chiaramente, sia per l’Italia che per la Germania, per l’effettivo raggiungimento dell’obbiettivo temporale della chiusura totale delle centrali a carbone, saranno determinanti le reali località e tipologia/entità delle nuove FER, le procedure per promuovere/definire gli investimenti in nuova generazione e i relativi impatti sul sistema elettrico, le tempistiche per i permessi per le espansioni di trasmissione e distribuzione e i totali costi effettivi con la loro attribuzione a chi li pagherà.
Esempi di costi nascosti o di scelte non economiche in alcuni progetti di transizione
La Germania fornisce un esempio eclatante sui costi addizionali di inserimento nel sistema elettrico di alcune rinnovabili e, in particolare, per gli sviluppi di eolico (off-shore e on-shore) nel nord del paese. Nelle ultime aste per off-shore (valore medio 46 €/MWh) un investitore ha offerto di accettare per 20 anni il prezzo che si stabilirà in Borsa, ora circa 35 €/MWh, ma previsto in aumento, in futuro, per la chiusura del carbone e del nucleare. Il sistema di trasmissione off-shore (da centrali eoliche al sistema elettrico in terraferma) e quello on-shore per alimentare i carichi posti al Centro-sud della Germania, sono a carico dei 4 TSO. Per i collegamenti on shore tra il nord e il centro/sud, in aggiunta ad una serie di linee convenzionali, sono previsti 3 corridoi in cavo interrato in corrente continua di 500/700 km ciascuno per totali 6000-8000 MW; uno ad ovest chiamato A-Nord, uno in centro detto Sued Link con 2 sistemi di trasmissione ed uno ad est detto Sued Oest. Tali collegamenti ad alto voltaggio (HVDC) si avvalgono della “Underground Cable Law“ del dicembre 2015 che favorisce collegamenti in cavo ”to make planning and approval for possible route corridors manageable” anche se a costi ben superiori rispetto a linee aeree convenzionali; una linea in cavo a +/- 500 kV in corrente continua per 200 MW prevede dei costi di 4 milioni di euro al km. Secondo recentissimi dati forniti dai 4 TSO tedeschi, gli investimenti specifici per la trasmissione necessari tra il 2020 e il 2030 per il nuovo target di 40-50 GW di eolico (di cui 17-20 GW off shore) sono di 27 miliardi di euro per i collegamenti off-shore e 52 miliardi di euro per i collegamenti on shore, includenti anche investimenti in ICT e digitalizzazione.
Tali costi per convogliare in alta tensione l’energia verso le aree di consumo dai siti di produzione eolica valgono parecchie decine di euro al MWh che vanno aggiunti al prezzo di produzione delle aste (cosiddetti a pratica ”grid parity”) e ai quali occorre sommare anche gli addizionali investimenti nei sistemi di distribuzione locali e i vari oneri addizionali sopra menzionati per mantenere qualità e sicurezza del servizio elettrico. Considerando lo stato di avanzamento dei permessi con le loro problematiche di continui ricorsi e ritardi, il sistema di trasmissione rischia di essere il vero collo di bottiglia per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione tedeschi.
Riguardo alle “speciali misure da meglio definire al fine di evitare sensibili aumenti delle già alte tariffe elettriche” della Khole Commission si nota che un cliente domestico tedesco che consuma 3500 kWh/anno ha visto aumentare dai circa 19,5 €/MWh del 2006 ai 29,5€/MWh del 2018 la sua bolletta con una suddivisione come dalla Figura 5.
I globali 23 miliardi di €/anno di incentivi alla produzione da rinnovabili incidono per 67,9 €/MWh (23%) sulla sua bolletta di 295 €/MWh, mentre solo 12 €/MWh (12%) sulla bolletta di 100 €/MWh di una grande industria. La ”grid fee” (la più alta componente per il cliente domestico) include i costi per investimenti ed esercizio di trasmissione e distribuzione, oneri di bilanciamento incluso il rimborso di potenziali energie rinnovabili non ritirate dal sistema.
Figura 5 –Principali voci che compongono la bolletta elettrica di 29,5 c€/MWh di un cliente domestico tedesco che consuma 3500 kWh/anno (da BDEW)
Secondo il GSE, in Italia [3], il totale incentivo per produzione delle rinnovabili addebitato ai clienti è stato, nel 2018, di 11,6 miliardi di euro, con una stima media come segue di oneri per i clienti. Un cliente domestico con consumi annui di 2640 kWh paga mediamente per incentivi FER 32 €/MWh mentre un non residente con consumi di 3500 KWh/anno ne paga 73; un utente in bassa tensione con consumi di 15000 kWh /anno paga 54 €/MWh mentre utenti in media tensione e alta tensione pagano 48 €/MWh.
Anche se questi incentivi per eolico e FV, in Germania ed Italia, dureranno per vari anni, sono da considerare “storia passata“ visto il crollo del CAPEX ed OPEX di eolico e FV dovuto alla combinazione di sviluppo delle tecnologie, forti volumi, introduzione di aste e PPA (Power Purchasing Agreements). Si rimanda a varie pubblicazioni di IEA, Energiewende e IRENA per i risultati nei vari paesi di aste e PPA per grossi impianti di centinaia/1-2 migliaia di MW nell’ultimo triennio, con alcuni valori anche intorno ai 20 €/MWh; ma ciò in paesi con notevole vento o insolazione e costi locali irrisori e, quindi, non certo estrapolabili in Italia.
In Italia un settore che merita approfondimenti per i suoi costi/benefici è quello della produzione distribuita domestica che ha ora circa 700.000 prosumers responsabili dello 0,45% dei totali consumi elettrici e sviluppatisi con gli incentivi al CAPEX, riduzione sul pagamento degli oneri di sistema e vantaggio di scambio sul posto.
I clienti domestici che potrebbero installarsi il loro microimpianto FV non sono molti in Italia (gran parte della popolazione in condomini) e il costo unitario di un “impianto micro” sul tetto di una casa esistente e per 3-5 kW di potenza nominale è tra circa 1500 e 3000 €/kW con IVA, in funzione di ubicazione della casa e oneri di installazione sul tetto. Con l’orientamento delle case esistenti e relativa inclinazione dei tetti, l’efficienza media è sensibilmente inferiore (ed il costo al kW ben superiore) a quella di un “impianto mini” ben orientato a terra o su ampie tettoie di 200- 300 kW per alimentare circa 100 utenti domestici con il sistema capillare di distribuzione dell’elettricità italiano tra i più evoluti ed automatizzati al mondo; il costo del kWh è 1/3 del kWh prodotto da un “impiantino micro” singolo. Lo stesso discorso vale per micro e mini impianti di accumulo.
E qui, aggregatori non tanto della gestione della produzione di impianti esistenti ma dello sviluppo di nuove realtà che raccolgano in un unico impianto i potenziali interessi per il fotovoltaico di vari potenziali clienti debbono essere promossi da PNIEC e regolati da ARERA.
Alcuni risparmi negli investimenti nella rete di distribuzione eventualmente derivanti da “domestic distributed generation” dovranno essere esaminati se e quando ci sarà una massiccia utilizzazione di ricarica 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
La possibile decarbonizzazione, che è un problema globale, è sempre più condizionata dai paesi non OCSE ed il contributo della UE e dell’Italia è sempre più ridotto come percentuale; non varrebbe la pena di riconsiderare il passato meccanismo di Clean Development Mechanism (CDM) che valorizzi investimenti UE al di fuori di UE a minori costi per tonnellata di CO2 evitata rispetto agli alti valori in UE stessa?
Per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili non programmabili, il PNIEC con ARERA dovrebbe promuovere e 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 veda il ribaltamento sulla produzione da eolico e FV di alcuni costi legati alla loro localizzazione e non programmabilità e sia adeguate penalizzazioni per le emissioni da fonti fossili, come attuato in alcune nazioni (1), dovrebbero essere promossi nell’ambito di nuove tipologie per il mercato elettrico. E un nuovo sistema regolatorio deve contenere adeguate certezze ma anche flessibilità, tenendo conto della rapida evoluzione tecnologica e del variare delle ipotesi di base per varie tipologie di eventi locali ed internazionali.
La suddivisione e la localizzazione dei siti dove realizzare grandi impianti fotovoltaici (e quelli eolici) con costo basso del kWh prodotto affretta fortemente anche le necessarie espansioni e costi 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 con le relative autorizzazioni risulta essere la priorità assoluta.
Occorre valutare costi/benefici di una costosa polverizzazione di impiantini FV micro domestici rispetto ad aggregazioni di un centinaio di interessi domestici per il FV in un impianto mini di qualche centinaio di kW che, sfruttando la ben diffusa e super automatizzata rete di distribuzione italiana ridurrebbe ad 1/3 il costo del kWh prodotto (SI al car pooling e perché mai NO al FV pooling?).
Senza una chiara enunciazione di come promuovere/remunerare i vari interventi, una volta definiti, non risulta possibile stimolare gli investimenti e relative realizzazioni, valutare i costi per il paese e definire come distribuirli.
Occorre rendersi conto che una transizione verso una decarbonizzazione implica maggiori costi dell’energia ai cittadini/clienti, stranded cost di strutture energetiche e stranded asset di risorse primarie. Non sarà semplice né indolore ed occorre una efficace campagna di comunicazione e coinvolgimento della popolazione con un approccio multipartisan.
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.
Il vero rischio per la realizzabilità di una stabile transizione energetica sta in un approccio 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 svariati miliardi di euro annuali.
Il nostro Paese deve avere e mantenere una posizione proattiva in ambito europeo, sia nello stabilire limiti ragionevoli, che non creino inutili delocalizzazioni in altri Paesi delle industrie, sia nella creazione di un vero mercato comune dell’energia che, se celermente ed efficacemente implementato, porterebbe notevoli vantaggi per la transizione e spiazzerebbe i tanti nazionalismi crescenti.
BIBLIOGRAFIA
[1] WEC Study Group chaired by A. Clerici: ”Variable Renewables Integration in Electricity Systems: how to get it right” - 2016 - www.worldenergy.org
[2] Agora Energiewende:”The European power sector in 2018” - www.agora-energiewende.de
[3] GSE:” Rapporto delle attività 2018” - www.gse.it
*Presidente onorario WEC Italia e FAST