1 Fonti rinnovabili: speculazione vs sviluppo Domenico Coiante Amici della Terra Convegno Amici Della Terra Roma, 15 aprile 2011

2 2 - Bilancio energetico italiano 2009 in quote (Fonte: BEN 2009)

3 3 - Bilancio FER 2009 in quote (Fonte: GSE – Rapporto FER 2010)

4 4 – Condizioni al contorno Pacchetto Obiettivi UE al 2020: - riduzione del 20% delle emissioni di CO 2 rispetto al valore del 1990, - produzione del 20% della domanda di energia da fonti rinnovabili, - riduzione del 20% dei consumi energetici mediante il miglioramento dellefficienza nelluso.

5 Produzione di energia dalle fonti rinnovabili pari al 17% del fabbisogno energetico nazionale: - Fabbisogno energetico previsto: 167 Mtep - Produzione da rinnovabili (2020): 28,4 Mtep - Produzione da rinnovabili (2009): 20,2 Mtep - Incremento produzione in 11 anni: 8,2 Mtep 5 – Obiettivo vincolante per lItalia al 2020

6 6 - Produzione elettrica delle NFER (Fonti:GSE, Rapporto Statistico FER 2010; TERNA, Produzione elettrica 2010)

7 7 - Produzione di energia rinnovabile nel tempo (Fonte: Bilancio Energetico Nazionale 2009)

8 8 - Potenza cumulativa degli impianti eolici e fotovoltaici in funzione alla fine del 2010 (Fonte: GSE)

9 9 - Disponibilità territoriale per impianti solari Nota: uno studio dettagliato effettuato dal CNR nel 1984 ha messo in luce che 2 milioni di ettari (20000 km 2 ) di aree incolte ed abbandonate si trovano tutte al Centro - Sud e sulle Isole

Potenziale energetico accessibile per il fotovoltaico - Utilizzo completo dei terreni marginali Centro-Sud e Isole pari a km 2 (1 TWh = 12 km 2 ) Energia elettrica producibile:1670 TWh/anno = 144 Mtep (1 TWh = Mtep) - Utilizzo di terreni marginali Centro-Sud e Isole per 3840 km 2 (19% del totale) Energia elettrica producibile:320 TWh/anno = Fabbisogno elettrico odierno Potenziale fotovoltaico confrontabile con fabbisogno nazionale di energia

11 11 – Prima Conclusione La disponibilità di territorio a basso costo non costituisce di per sé un limite allimpiego delle NFER. Gli argomenti contrari, che denunciano la scarsa disponibilità di terreni a basso costo e quindi che indicano la necessità di usare terreni agricoli, si dimostrano inconsistenti

Il potenziale praticabile per le fonti elettriche intermittenti CO 2 Evitata 10 Mt (2% totale emissioni attuali) - Sistemi senza accumulo, allacciati alla rete con intermittenza casuale della generazione di potenza Limite tecnico per lallacciamento alla rete dovuto allintermittenza: 25-30% potenza rotativa attiva in rete MW Produzione annuale netta (Fattore capacità medio 1400 kWh/kW) : TWh 5,3-6,6% (elettricità) 3,7- 4,6 Mtep 2,0- 2,6% (energia totale)

13 13 – Conseguenze dellintermittenza - A fronte del grande potenziale accessibile per le fonti elettriche, lintermittenza ha come conseguenza che il massimo contributo oggi praticabile è marginale (4-5 Mtep = 2-2,5%) con scarsa incidenza ambientale (2%). -La produzione dei 28 Mtep per lobiettivo del pacchetto richiede il contributo simultaneo delle altre rinnovabili. - Occorre rimuovere la limitazione dellintermittenza per realizzare la possibilità di sostituire i combustibili fossili.

14 Gli ostacoli da superare sono: 1 – la bassa densità della radiazione solare al suolo, che comporta loccupazione di vaste aree per la produzione denergia su larga scala; 2 – lintermittenza della generazione di potenza (eolico e solare elettrico), che implica un limite di accettazione da parte della rete della connessione degli impianti; 3 – lalto costo degli impianti (solare elettrico), che rende ancora non competitivo il kWh prodotto. 14 – Barriere per lo sviluppo

15 15 – Costo di produzione del kWh [(CRF) + K E&M ] * K I C kWh D * H CRF (Charge Recovery Factor) è il fattore finanziario che permette di calcolare la rata annuale dellammortamento dellinvestimento attraverso il fattore di annualità Q N e il rateo delle tasse dirette T; [FCR Q N /(1-T)]; Q N = r/[(1-(1+r) -N ] dove r è il tasso annuale dinteresse reale e N è la vita operativa dellimpianto espressa in anni; · K I è il costo specifico totale dimpianto chiavi in mano espresso in euro per kW; · K E&M è il costo annuale di esercizio e manutenzione espresso come frazione dellinvestimento totale. · H è la produttività specifica del sito, ossia la quantità di kWh che potenzialmente si potrebbero produrre annualmente per ogni kW dimpianto sulla base delle caratteristiche climatiche, cioè sulla base della quantità di energia primaria presente nel sito (radiazione solare globale, diretta e diffusa, o ventosità media). H, pertanto, rappresenta il numero di ore equivalenti di presenza locale della risorsa primaria (radiazione solare o vento) nellarco dellanno. · D = ( th * el * F in * F D * F M ) rappresenta il fattore di prestazione dellimpianto, che, applicato allenergia producibile in teoria nel sito, tiene conto delle diverse cause di perdita sotto elencate.

16 16 – Curva di apprendimento economico del fotovoltaico (Fonti dei dati: Strategy Unlimited, EPIA, IEA fino al 2008; Solar Buzz per 2009 e 2010) Obiettivo del mercato: > MWp

17 17 – Costo del kWh eolico a confronto con il livello delle incentivazioni da Certificati Verdi

18 18 – Costo del kWh fotovoltaico a confronto con il livello dincentivazione

19 19 – Distribuzione regionale deglimpianti e della potenza installata fino al 2009 Numero impianti (% su 71284): 54% Nord; 27% Sud Potenza istallata (% su 1142 MWp): 42% Nord; 37% Sud

20 Le normative hanno puntato tutto sulla riduzione del costo degli impianti senza riguardo alla soluzione dei problemi dellintermittenza e delloccupazione territoriale. Nel contempo, hanno permesso linnesco di fenomeni speculativi, che stanno danneggiando il settore. La corsa alle vendite ha rallentato lo sviluppo tecnologico dei prodotti. Non cè più alcun interesse ad investire nella ricerca per migliorare le prestazioni deglimpianti. Occorre rivedere le norme dincentivazione in modo da ridurre la possibilità di collocare gli impianti in siti a bassa produttività specifica e da premiare i prodotti che riducano limpatto specifico territoriale. Il Pacchetto costituisce soltanto la prima parte di un progetto di lungo periodo della UE in risposta agli accordi dellONU per contrastare la crisi climatica globale. Lobiettivo finale consiste nella sostituzione graduale di una parte significativa di combustibili fossili con lenergia rinnovabile. Anche negli altri Paesi Europei è in corso ladeguamento degli incentivi alla dinamica dello sviluppo, ma nessuno mette in dubbio che si debba proseguire con minore intensità il percorso intrapreso verso lobiettivo finale. Uscire oggi da questa competizione, significherebbe per lItalia perdere unoccasione di autonomia nello sviluppo economico. GRAZIE PER LATTENZIONE 20 – Considerazioni finali

Conclusioni 1 - La normativa dincentivazione ha riguardato soltanto la riduzione del costo e ha permesso linsorgenza di fenomeni speculativi senza ridurre lostacolo dellintermittenza. 2 - La proliferazione dei siti improduttivi ha aggravato lo svantaggio delloccupazione territoriale. 3- Lerogazione a pioggia degli incentivi, non orientata selettivamente verso la rimozione delle barriere, è causa del rallentamento dello sviluppo tecnologico. Labbondanza dellincentivo ha ridotto la spinta ad investire nella ricerca volta a migliorare le prestazioni deglimpianti in termini defficienza e continuità della produzione. 4 - Occorre rivedere le normative dincentivazione in senso selettivo, cioè, in modo da collegare esplicitamente la produttività energetica alla redditività economica, ad esempio, introducendo una soglia minima di produttività specifica territoriale al di sotto della quale le incentivazioni non possano essere erogate. GRAZIE PER LATTENZIONE.

Bilancio energetico italiano 2009 Tab.1 – Energia primaria in Italia nel Fonte dei dati: BEN 2009; GSE, Produzione lorda degli impianti da fonte rinnovabile in Italia dal 2003 al Lenergia espressa in TWh si riferisce allenergia elettrica, mentre quella espressa in TWh th attiene allenergia termica. 2 I dati di produzione energetica sono stati elaborati secondo i seguenti fattori di conversione in petrolio: 1 TWh (elettr.) = 0.22 Mtep (efficien. centrali =39%) per idroelettrico, geotermoelettrico, eolico, biomasse, fotovoltaico; 1 TWh th (termico) = Mtep.

23 6 – Serie storica del consumo denergia per fonti (Fonte: BEN 2009)