Memorandum COP21

[Italia sulla via di Parigi]

Prende il via oggi a Parigi l’atteso Summit sul Clima, ovvero la XXI Conferenza delle Parti dell’UNFCC (COP21) della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
C’è fermento attorno a questo evento e il confronto tra i rappresentanti delle diverse nazioni partecipanti si annuncia molto acceso. Per meglio orientare i nostri lettori sulle tematiche che verranno affrontate, proponiamo un promemoria sullo stato dell’arte della lotta globale ai cambiamenti climatici.
Ci soffermeremo in particolare sul settore energetico: sarà questo senza dubbio il campo di battaglia della conferenza di Parigi, poichè è proprio dai consumi energetici che deriva la maggior parte delle emissioni antropiche di gas serra (in Italia, nel 2013, l’incidenza è di oltre il 75%).
In questo primo articolo di approfondimento ci concentriamo sul panorama energetico italiano, fornendo una fotografia dettagliata della situazione attuale, inquadrata nell’evoluzione storica degli ultimi cinquant’anni; nei prossimi articoli analizzeremo lo stato di raggiungimento degli obiettivi europei per il 2020 e per il 2030, confrontando la situazione dell’Italia con i risultati delle politiche energetiche di Paesi a noi “vicini” e con il quadro globale internazionale.
Questo sintetico documento completa ed integra una nostra precedente pubblicazione [1], che faceva il punto della situazione nell’ottobre del 2012, in occasione della consultazione pubblica avviata dal Ministero dello Sviluppo Economico (MiSeMiSE), per la redazione della nuova Strategia Energetica Italiana Nazionale (SEN).

Italia: quadro generale sul fabbisogno energetico

L’Italia rimane uno dei maggiori consumatori di energia al mondo, nonostante a partire dal 2005 si sia registrata prima una leggera frenata dei consumi energetici e successivamente un sensibile diminuzione essenzialmente dovute all’azione di tre fattori principali: crisi economica, terziarizzazione (i.e. minore incidenza del settore industriale sulla formazione del PIL e sull’occupazione, a vantaggio del settore terziario), incremento dell’efficienza energetica.
Secondo quanto riportato dal MiSE, dopo il picco del 2005 pari a 197,8 Mtep^[1], i consumi interni di energia hanno raggiunto i 166,4 Mtep nel 2014: di fatto siamo tornati ai livelli degli anni ’90 [2].

^[1] Il Tep, ovvero “tonnellata equivalente di petrolio” (Toe in inglese, “tonne of oil equivalent”) è un’unità di misura dell’energia, non appartenente al Sistema Internazionale ma ampiamente impiegata, soprattutto quando si devono confrontare valori di energia erogati attraverso fonti differenti. Esso rappresenta convenzionalmente la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio.

Utilizzando i dati raccolti dalla BP (BP Statistical Review of World Energy June 2015)^[2] è possibile visualizzare l’andamento dei consumi energetici del nostro Paese a partire dal 1965 e distinguendo le varie tipologie di fonti [3]. Partiamo dalle fonti di energie rinnovabili (FER): in Figura 1 è evidente l’incremento, a partire dalla metà degli anni 2000, delle cosiddette “nuove” energie rinnovabili (solare, eolico e biomasse), che si sono aggiunte al contributo storico, sostanzialmente stabile nell’arco di cinque decenni, del geotermico e dell’idroelettrico. Complessivamente il consumo di energia primaria da FER è più che raddoppiato in meno di un decennio, passando dai 12,5 Mtep del 2004 ai 27,7 Mtep del 2014.

Mettendo a confronto questi dati con quelli che riguardano il resto del Mondo (Figura 2) si scopre subito un aspetto interessante della storia delle FER: l’Italia negli anni ‘60 era decisamente all’avanguardia, coprendo con i suoi impianti idroelettrici quasi il 14% del suo fabbisogno energetico (il 50% della generazione di energia elettrica) e rappresentando da sola più del 5% dell’intera produzione mondiale da fonti rinnovabili. Attualmente, le FER coprono il 18,6% del fabbisogno del nostro Paese, mentre il contributo italiano alla produzione planetaria si attesa al 2,3%.
Escludendo l’idroelettrico (Figura 3), i dati si fanno ancora più interessanti: nel 1966 le FER “alternative” (a quel tempo quasi esclusivamente il geotermico), pur soddisfacendo appena l’1% del nostro fabbisogno energetico, rappresentavano il 54,4% della produzione mondiale. Questo valore è progressivamente calato fino alla metà degli anni ‘90 (il minimo nel 1994, con il 2,5%), per poi risalire grazie al già menzionato recente boom del solare e dell’eolico, attestandosi nel 2014 al 4,7%.

^[2] E’ doveroso segnalare che le organizzazioni pubbliche e private che raccolgono ed elaborano le statistiche sui bilanci energetici nazionali, adottano spesso metodologie di calcolo diverse. Le differenze possono riguardare, per esempio, l’inclusione o meno degli usi non energetici delle fonti, la modalità di catalogazione dell’energia prodotta tramite combustione dei rifiuti solidi urbani o l’utilizzo di fattori di conversione non uniformi. Nei dati elaborati da BP, per esempio, non viene inclusa nel conteggio dei consumi energetici primari l’elettricità importata. Nel caso dell’Italia, questo valore incide per circa 10 Mtep sul bilancio complessivo del fabbisogno.

Prendiamo ora in considerazione le fonti non-FER. Rientrano in questa categoria i combustibili fossili (prodotti petroliferi, gas naturale, carbone) e l’energia elettronucleare da fissione. Riguardo al nucleare, merita fare subito una precisazione: sebbene questa fonte di energia non sia annoverabile tra quelle rinnovabili, poiché basata sullo sfruttamento di un combustibile esauribile di origine minerale (l’uranio)[4], essa viene spesso catalogata come fonte di energia “sostenibile” e come tale considerata, soprattutto nelle politiche di riduzione delle emissioni di gas serra [5]. Il processo di fissione controllata all’interno dei reattori delle centrali nucleari, infatti, non è accompagnato da produzione, diretta o indiretta (i.e. da sistemi ausiliari), ed immissione in atmosfera di anidride carbonica o di altri gas serra o inquinanti.
D’altro canto, al pari dell’elettricità prodotta mediante combustibili fossili, il nucleare è una fonte di energia non aleatoria, ideale pertanto per concorrere al mix di generazione di base: il cosiddetto baseload (carico di base), ovvero la quantità di potenza minima che è necessario fornire con continuità al sistema elettrico per soddisfare le richieste, valutate su base giornaliera.

“Per onore della cronaca” riportiamo qui di seguito il dettaglio del nucleare italiano, mettendolo a confronto con il resto del mondo, come fatto in precedenza per le FER. Anche in questo caso, l’Italia rappresentava l’avanguardia: a metà degli anni ‘60, all’inizio della sua avventura nucleare, il nostro Paese consumava circa il 14% dell’energia prodotta in tutto il mondo attraverso questa tecnologia. Si potrebbe obiettare che in termini assoluti si trattava di un contributo piuttosto limitato, pari a poco più dell’1% del fabbisogno energetico italiano. E’ altrettanto vero, però, che la produzione di energia nucleare in Italia era inferiore soltanto a quella del Regno Unito e degli Stati Uniti d’America e superiore di ben tre volte rispetto alla Francia. Le strade intraprese da questi Paesi nei decenni successivi sono state, come sappiamo, ben diverse.

A questo punto mettiamo tutto insieme e facciamo alcune considerazioni.
Dal grafico riportato in Figura 6, si nota come negli ultimi 50 anni nel nostro Paese il consumo interno di energia primaria sia cambiato radicalmente. Possiamo analizzare separatamente tre intervalli temporali:

1. Nel periodo compreso tra il 1965 e il 1973, in pieno boom economico, si assiste ad una rapida e costante crescita dei consumi energetici, che in meno di un decennio passano da 80 a 137 Mtep (+70%). E’ determinante in questo frangente il ruolo del petrolio, che raggiunge il suo massimo storico, e la cui incidenza sul paniere in termini percentuali passa da 65% a 76%.
2. Tra il 1974 e il 2005 la crescita dei consumi energetici è meno dirompente (+36% in poco più di 30 anni) e segnata da un andamento più altalenante. Di interesse, in questa fase, non è tanto il valore complessivo dei consumi, bensì il cambiamento della composizione delle fonti di approvvigionamento: in leggera flessione il petrolio (-14%); sostanzialmente stabile l’idroelettrico; in notevole aumento il carbone (+78%), la cui incidenza sul bilancio complessivo, pur non trascurabile, è tuttavia modesta se confrontata con quella di molti altri Paesi europei; a far la parte del leone è invece il gas naturale, il cui contributo cresce da 15,8 a 71,2 Mtep (+450%).
3. Dal 2006 ad oggi i fenomeni di maggior rilievo sono due: da una parte si assiste a un decremento del fabbisogno energetico pari al 15%, sulle cui cause abbiamo già accennato; dall’altra si ha l’aumento dirompente delle nuove energie rinnovabili, che grazie al traino delle politiche incentivanti (p.e. i Conti Energia), vedono crescere esponenzialmente il proprio contributo. Solare ed eolico, in particolare, passano in termini assoluti da 0,7 a 8,8 Mtep, con un’incidenza percentuale sul paniere – inizialmente irrisoria – che si avvicina ora al 6%. Le fonti rinnovabili tradizionali, in questo breve arco di tempo, rimangono complessivamente stabili: è da segnalare in ogni caso la moderata variabilità della produzione idroelettrica, imputabile principalmente alle variazioni stagionali di piovosità. Per inciso, il record di produzione idroelettrica del 2014 è di poco superiore al picco di produzione registrato nel 1977 (ben visibile in Figura 2).
   La crescita complessiva delle FER in questo scorcio temporale si accompagna ad un deciso calo delle fonti fossili, che in termini assoluti si contraggono del 30%: per il gas, in particolare, si tratta di una vera e propria inversione di tendenza rispetto ai decenni precedenti, con i consumi di metano che ritornano ai valori della fine degli anni ’90.

A conclusione di questa prima analisi, merita mettere in evidenza il livello di dipendenza del nostro Paese dalle fonti fossili. In Figura 7 sono riportati i panieri riassuntivi dei consumi di energia primaria per il 1965 e per il 2014: nel periodo in esame l’incidenza del petrolio, del carbone e del gas sul sistema di approvvigionamento si è ridotta solamente di 4 punti percentuali, passando dall’85,2% all’81,4%. Ricordiamo inoltre che queste tre fonti, oltre ad essere quelle a maggior impatto in termini di emissioni di gas serra, sono anche prevalentemente di importazione e incidono quindi in maniera pesantemente negativa sulla bilancia commerciale.

Produzione e consumo di energia elettrica

È possibile apprezzare meglio l’evoluzione del paniere concentrando l’attenzione sul comparto elettrico. È in questo settore, infatti, che negli ultimi decenni si sono registrati i principali cambiamenti, non solo nelle modalità di generazione, ma anche nell’incidenza relativa sui consumi. Come si può notare in Figura 8, la progressiva elettrificazione dei consumi finali in Italia è stata costante nelle ultime tre decadi, e ci si attende che questo trend prosegua anche in futuro, aprendo nuove sfide al settore della produzione di energia elettrica. Gli studi promossi dalla Commissione Europea prevedono che la quota elettrica possa raddoppiare da oggi al 2050, grazie anche alla penetrazione in settori al momento marginali (p.e. i trasporti) e arrivando quindi a coprire quasi il 40% dei consumi finali [5].

Lo storico della generazione elettrica lorda (Figura 9) evidenzia una crescita continua sul periodo in esame (interrotta solo brevemente dalla crisi energetica di fine anni ’70) fino al 2008, quando in Italia la produzione lorda ha raggiunto il massimo storico di 319,3 TWh. È notevole la crescita lineare della produzione termoelettrica, che passa dai 33,9 TWh del 1965 ai 261,3 TWh del 2008, raddoppiando la sua incidenza sul totale (dal 40,8 all’81,9%).

Nel 2014 sono stati generati complessivamente quasi 40 TWh di energia elettrica in meno rispetto al picco del 2008, con una contrazione pari al 12,3%. Questo valore è proporzionalmente più marcato rispetto alla contestuale diminuzione del PIL nominale del nostro Paese, a riprova che l’inversione di tendenza nella produzione elettrica del nostro Paese non è imputabile solo alla congiuntura economica sfavorevole degli ultimi anni: a questa si devono aggiungere i cambiamenti strutturali dei consumi, tra cui spiccano gli interventi di efficientamento energetico e un significativo alleggerimento del comparto industriale, con una riduzione del peso delle attività a più elevata intensità energetica.

Il grafico in Figura 10 rappresenta il dettaglio del periodo 2000-2013, con la produzione termoelettrica suddivisa in base ai differenti combustibili impiegati: si può notare in questo modo il già menzionato rafforzamento del ruolo del gas a scapito dei prodotti petroliferi: il contributo del metano alla generazione elettrica è passato infatti dal 36,8% nel 2000 (101,9 TWh) al 56,8% nel 2007, quando ha raggiunto il suo massimo valore (178,3 TWh). La contrazione nei 6 anni successivi è stata altrettanto marcata e repentina (-66 TWh): si tratta di una crisi che ha recentemente investito tutto il settore termoelettrico italiano, ma con una penalizzazione particolare del gas metano. Tale combustibile viene infatti utilizzato in impianti più flessibili ed ad alti costi marginali, e che per questo motivo sono i primi a “cedere il passo” per compensare il calo dei consumi e bilanciare la crescita delle fonti rinnovabili (+60,5 TWh nello stesso periodo).
Il risultato di questo processo è ambivalente: se da una parte l’incremento del fotovoltaico e dell’eolico ha permesso di riequilibrare il mix di produzione elettrica, nel 2007 eccessivamente sbilanciato verso il gas (aspetto che esponeva l’Italia a notevoli rischi in termini di sicurezza degli approvvigionamenti), dall’altra è da notare come le stesse rinnovabili non abbiano inciso, se non in misura minoritaria, sulla riduzione delle altre fonti fossili, in particolare il carbone. Il dato è significativo, poiché sono proprio le centrali termoelettriche a carbone che, proporzionalmente, incidono in misura più rilevante sulle emissioni di gas serra e gas inquinanti, rispetto alle centrali a turbogas e a ciclo combinato [8].

In Figura 11 è riportata l’evoluzione del paniere delle fonti rinnovabili tra il 2000 al 2013: è evidente come lo scenario sia completamente cambiato, con un contributo dell’idroelettrico che, rimasto attorno al 90% per più di 4 decadi, in meno di quindici anni è sceso sotto la soglia del 50%, a favore soprattutto delle nuove FER.

Tecnologie a basse emissioni nel settore elettrico

Parlando di emissioni, possiamo analizzare come è cambiato nel corso degli ultimi 50 anni il contributo al mix di produzione elettrica delle cosiddette fonti “a basse emissioni di carbonio” (Figura 12). Si noti come nel 1965 quasi il 60% della generazione di elettricità provenisse da fonti di energia sostenibile, principalmente l’idroelettrico. Questo valore è progressivamente calato negli anni, di pari passo con la crescita del fabbisogno energetico, poiché l’apporto dell’idroelettrico è rimasto sostanzialmente invariato nel tempo, mentre il nucleare a differenza degli altri partner occidentali non è cresciuto in maniera determinante. Dalla fine degli anni ‘70 fino al 1986, l’incidenza delle fonti low carbon ha smesso di diminuire, assestandosi su valori prossimi al 30%, complici il susseguirsi delle crisi petrolifere e una produzione elettronucleare che finalmente pareva decollare, quadruplicando in poco più di 5 anni il suo contributo e sfiorando il 5% sul totale. Gli anni successivi alla disattivazione dei reattori italiani si accompagnano a un nuovo calo della frazione elettrica a basse emissioni, che si porta sotto al 20%. Si assiste ad un cambio di tendenza solo a partire dal 2008: grazie alla spinta del fotovoltaico, dell’eolico e delle biomasse il contributo low carbon risale, superando ampiamente il 40% nel 2014^[3].

^[3] Dai dati Terna ed elaborati in Figura 11, si ricava per il 2014 una frazione di fonti a basse emissioni di carbonio pari a 37,04%. Questo valore è in realtà una sottostima, poiché non tiene conto delle biomasse, che sono incluse da Terna nella voce termoelettrica. Considerando le stime GSE per il 2014, la produzione da biomasse nel 2014 è stata di 18,7 TWh: includendo questo contributo, la frazione low carbon sale al 43,7%.

 

Italia: un Paese importatore di elettricità

Non dobbiamo dimenticare che l’Italia è uno dei principali importatori netti mondiali di energia elettrica^[4]: una fonte di approvvigionamento a buon mercato, dai bassi costi marginali, utilizzata in larga parte per coprire il carico di base del fabbisogno. Il saldo estero, in evidenza già a partire dall’inizio degli anni ‘80 per sopperire alla crisi del petrolio, ha subito un rialzo significativo negli anni successivi alla dismissione delle centrali nucleari del 1987, per poi continuare a crescere in maniera lenta ma continua fino all’inizio degli anni 2000 (il picco è del 2003, con 51 TWh). Negli anni successivi fino a oggi, le importazioni si sono attestate attorno a valori sempre superiori a 40 TWh, contribuendo mediamente per quasi il 15% al fabbisogno elettrico annuo. In Figura 14 sono riportate le quote di importazione ripartite tra i diversi Paesi confinanti. Da notare, in Figura 13, come l’importazione di elettricità sia stata impiegata recentemente soprattutto per compensare la variabilità stagionale della produzione idroelettrica.

^[4] L’Italia, con -42 TWh di saldo, ha perso il “primato” di principale importatore mondiale di energia elettrica nel 2013, scalzata dagli Stati Uniti (-59 TWh). Da segnalare come nello stesso anno i due principali esportatori netti di elettricità siano stati il Canada (+50 TWh) e la Francia (+48 TWh). Fonte: IEA [9].

 

Programmabilità delle fonti e consumi orari di energia elettrica

La composizione del mix di tecnologie per la produzione di energia elettrica deve garantire la dovuta flessibilità di erogazione, per adeguarsi alle variazioni di potenza richieste sulla rete. Come evidenziato in Figura 15, l’andamento del carico elettrico varia sensibilmente durante l’arco di una giornata, con differenze sensibili tra giorni lavorativi o festivi. Variazioni significative sono registrabili anche su base stagionale, ma in linea di massima possiamo dire che per il nostro Paese la potenza istantanea richiesta può variare da un minimo di 20 GW ad un massimo di circa 50 GW, con un carico di base giornaliero compreso tra i 20 e i 25 GW. Essendo al giorno d’oggi ancora impossibile immagazzinare efficacemente l’energia elettrica (ad esclusione delle tecniche di pompaggio), le infrastrutture energetiche devono essere adeguatamente predisposte per essere in grado di seguire le curve di carico, gestendo in maniera efficace sia eventuali eccessi di produzione, sia possibili deficit.
Da questo punto di vista, è importante sottolineare la distinzione tra le cosiddette fonti programmabili, ovvero quelle in grado di erogare energia in modo certo e controllato, e quelle non programmabili, afflitte da una non prevedibile discontinuità nella produzione. Appartengono alla prima categoria, necessaria per la costruzione del carico di base, tutte le tecnologie di produzione per le quali è garantita la disponibilità della fonte primaria impiegata: il termoelettrico tradizionale da combustibili fossili, il nucleare, l’idroelettrico da accumulo, i rifiuti solidi urbani e le biomasse. Alcune tipologie di impianti programmabili, per esempio quelli alimentati a gas, sono anche flessibili, possono cioè modulare piuttosto rapidamente la potenza erogata e risultano pertanto utili per seguire le rampe di carico giornaliere e bilanciare in tempo reale lo scostamento tra domanda e offerta.

Le fonti non programmabili possono essere comunque caratterizzate da una certa continuità di produzione, come per esempio l’idrico fluente o il geotermico, oppure essere intermittenti. A quest’ultima categoria di fonti, cosiddette aleatorie, appartengono l’eolico e il fotovoltaico.

In Figura 16 è riportato l’andamento medio per il 2014 della produzione giornaliera di energia elettrica, suddivisa per fonti (inclusa l’elettricità di importazione). È da notare il ruolo del fotovoltaico, che con la sua naturale curva diurna contribuisce in maniera significativa, nonostante un certo sfasamento temporale, a soddisfare il picco di consumo mattutino. Di contro, l’incidenza del solare dal tardo pomeriggio risulta marginale, rendendosi quindi necessaria una compensazione da parte degli impianti termoelettrici e idroelettrici da accumulo, il cui massimo di produzione è proprio in corrispondenza del picco serale. L’apporto di energia elettrica dall’estero risulta invece mediamente costante lungo l’arco della giornata.

Relativamente al ruolo delle fonti non programmabili sul sistema elettrico del nostro Paese, merita riportare le osservazioni formulate nella relazione annuale del 2015 dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il sistema Idrico (AEEGI) [12]: nel documento si sottolinea come l’aleatorietà dell’eolico e del fotovoltaico, incrementando l’errore di previsione del carico residuo da coprire con le fonti programmabili, renda particolarmente complesso il sistema di bilanciamento in tempo reale, con un conseguente incremento dei costi di dispacciamento. Questa criticità, si legge, è acuita <<per effetto delle carenze infrastrutturali di rete intra ed interzonali nelle aree in cui le fonti non programmabili sono disponibili>>. Si nota inoltre come gli impianti programmabili, oltre a dover incrementare il carico nelle ore serali per soddisfare il già citato picco di consumi serali, devono essere potenzialmente in grado di adeguarsi in maniera altrettanto soddisfacente anche nelle ore mattutine, per sopperire alla richieste della rete in quei giorni in cui la disponibilità della fonte eolica e solare viene a mancare per assenza di vento o di sufficiente soleggiamento.

Dalla Figura 17 emerge un fenomeno ancora più significativo: nel Meridione d’Italia, in alcune ore, la produzione solare ed eolica è stata di recente perfino superiore rispetto al carico totale. Il dato è ancora più marcato nei giorni festivi, quando i consumi sono inferiori. Questa sovra-produzione di energia elettrica, in assenza di un adeguato sistema di trasporto verso aree in cui tale eccesso di disponibilità possa venire compensato, potrà rendere necessari in futuro degli interventi per ridurre la produzione attraverso queste fonti. Da questo punto di vista, risulterà di notevole importanza l’adozione negli anni a venire di sistemi di accumulo, che permettano al solare e all’eolico di contribuire al bilanciamento del sistema in maniera più controllata.

Potenza elettrica installata

L’andamento della potenza elettrica installata nel nostro Paese (Figura 18), dopo aver sfiorato i 130 GW, evidenzia dal 2013 una lieve regressione. L’inversione di tendenza più marcata si è registrata già a partire dal 2011 nel settore termoelettrico, con la chiusura di alcuni vecchi impianti, soprattutto centrali a ciclo di vapore senza cogenerazione e impianti a turbogas puri. Nonostante questi interventi, la potenza termoelettrica installata è ancora notevolmente superiore alle reali necessità: si confrontino i 75 GW termoelettrici operativi nel 2014, con la curva di carico media riportata in Figura 16, che non supera mai i 45 GW nemmeno nelle fasce orarie di maggior consumo. La diretta conseguenza di questo sovradimensionamento di capacità è un bassissimo fattore di utilizzo degli impianti termoelettrici, acuito negli ultimi anni dalla contrazione dei consumi e dalla penetrazione nel mercato delle fonti rinnovabili. Riguardo a queste ultime, si nota come anche per gli impianti eolici e fotovoltaici sembra si sia giunti, dopo anni di crescita impetuosa delle installazioni, ad un “livello di saturazione”, come evidenziato anche dalle Figure 19 e 20.

 

Evoluzione 2014-2015

Il confronto dei dati che riguardano i primi nove mesi del 2014 e del 2015 fornisce indicazioni particolarmente interessanti. La tabella 2 qui sotto mostra il dettaglio della produzione netta per fonte di energia elettrica a copertura del fabbisogno nazionale. È innanzitutto ravvisabile, dopo quattro anni consecutivi di contrazione, un leggero incremento della domanda, che si può presupporre legato ad un positivo cenno di ripresa economica.
Dopo il record del 2014, è significativo il calo del 23% dell’idroelettrico, che accompagnandosi ad una crescita piuttosto modesta delle fotovoltaico e dell’eolico (soprattutto se confrontata con le impennate dirompenti del 2011 e 2012), potrebbe determinare per la prima volta dopo molti anni una riduzione del contributo delle rinnovabili, sia in termini assoluti, sia in termini percentuali rispetto al totale dei consumi elettrici. L’evidenza di un cambiamento di tendenza è ravvisabile anche notando l’incremento significativo della produzione termoelettrica, dopo anni di “crisi”, e la crescita delle importazioni dall’estero.
Alla luce di queste osservazioni, l’evoluzione del settore elettrico dovrà essere nei prossimi mesi oggetto di attento monitoraggio, soprattutto se i consumi continueranno a crescere, come sperabilmente ci si attende.

 

I prezzi dell’elettricità e i costi di incentivazione delle fonti rinnovabili

Riportiamo in questa sezione i prezzi dell’energia elettrica nel secondo semestre del 2014, espressi in termini percentuali rispetto al prezzo medio europeo (EU-27) [2].
La Figura 22 si riferisce al prezzo pagato dalle famiglie, con e senza le imposte: si può vedere che, con l’eccezione delle famiglie collocate nelle fasce a basso consumo (A e B), il prezzo italiano dell’energia elettrica è tra i più elevati in Europa, con valori superiori alla media dal 10% fin oltre il 70%.
Per quanto riguarda il costo dell’elettricità per le imprese (Figura 23), il divario tra il nostro Paese e il resto dei principali partner continentali è ancora più marcato: per tutte le fasce di consumo, i prezzi dell’energia per le imprese italiane sono superiori alla media europea dal 30 al 50%.

In Italia coesistono molteplici meccanismi di incentivazione, anche molto differenti tra loro, per gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili. Una breve disamina di tipo normativo è riportata in [1], mentre il bilancio aggiornato al 2015 degli oneri di incentivazione è reperibile nell’ultimo rapporto dell’AEEGI [12], da cui abbiamo estratto i seguenti dati riassuntivi.
Nel 2014, Il totale degli incentivi alle fonti rinnovabili nel settore elettrico è stato pari a 12,7 miliardi di euro; le prime stime indicano che nel 2015 questo valore dovrebbe contrarsi lievemente, portandosi a 11,8 miliardi, anche per effetto della recente rimodulazione degli incentivi fotovoltaici (il cosiddetto decreto 91/2014 “Spalma Incentivi”). Analizzando l’andamento temporale dal 2008 ad oggi (Figura 24), è evidente il notevole incremento degli oneri complessivi soprattutto tra il 2010 e il 2014, trainati soprattutto dai Conti Energia per il fotovoltaico. L’unica voce in costante calo è quella relativa al controverso CIP 6/92, una delle prime forme di incentivazione attivata all’inizio degli anni ‘90, che riguardava non solo le fonti rinnovabili ma anche le cosiddette “assimilate” (p.e. i termovalorizzatori).
La maggior parte dei costi di incentivazione trova copertura tramite la componente A3 delle bollette elettriche, con l’unica eccezione dei costi associati ai certificati verdi negoziati. Con questa voce tariffaria è coperta anche l’erogazione di altri strumenti incentivanti per le fonti non rinnovabili, come quelle assimilate (ai sensi del già citato provvedimento Cip 6/92) o per gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento.
L’impatto totale della componente A3, nel 2014, è stato pari a 13,4 miliardi di euro (Figura 25). Dopo il lieve calo di quest’anno, ci si attende un nuovo picco nel 2016, superiore ai 14 miliardi, mentre negli anni successivi l’importo dovrebbe attestarsi attorno ai 12,5 miliardi. In figura 27 è riportato l’andamento degli incentivi per il settore fotovoltaico, dove viene messo in evidenza l’impatto dei diversi Conti Energia, deliberati tra il 2005 e il 2013.

 

Emissioni di gas serra

Completiamo questa breve disamina della situazione energetica dell’Italia con alcuni dati significativi relativi alle emissioni di gas serra, estratti da un recente rapporto dell’Istituto Superiore per le Protezione e la Ricerca Ambientale (ISPRA) [13].
Il grafico in Figura 27 riporta l’andamento complessivo delle emissioni di gas serra nel periodo 1990-2013, suddivise per sostanza ed espresse in termini di milioni di tonnellate di CO₂ equivalente^[5] . La riduzione annua delle emissioni, è stata pari al 16,1%, corrispondente a 84 milioni di tonnellate di CO₂ equivalenti. Questo riduzione, particolarmente evidente a partire dal 2008, è conseguenza di diversi fattori, il primo dei quali è sicuramente rappresentato dalla contrazione dei consumi energetici e delle attività industriali, dovuta alla crisi economica. Hanno senz’altro contribuito in maniera significativa anche gli interventi di efficientamento energetico e la riduzione dell’uso dei combustibili fossili per la produzione di energia elettrica.
Il grafico mette in evidenza il peso delle diverse tipologie di gas serra: CO₂ (biossido di carbonio), CH₄ (metano) e N₂0 (ossido di diazoto) incidono rispettivamente nel 2013 per l’82,4%, il 10,1% e il 4,4% e sono risultati tutti in calo rispetto all’anno di riferimento. I gas fluorurati (HFC, PFC, SF6 e NF3), pur rappresentando solo il 3,1% del totale, sono da alcuni anni sotto osservazione a causa del loro sensibile aumento, in particolare in seguito all’impiego massiccio dell’HFC nei sistemi di refrigerazione.
Considerando il totale delle emissioni diviso per i diversi settori delle attività umane, e prendendo in considerazione anche l’assorbimento derivante dalle attività in campo agricolo e forestale, si ricava che più del 75% delle emissioni è causato dai consumi energetici (Figura 28). L’analisi dettagliata di questa voce, che include essenzialmente le attività di combustione di carburanti, è riportata in Figura 29: le industrie energetiche rappresentano la frazione più importante (32,7%), seguita dai trasporti (27,4%).
Per comprendere meglio questi dati, è utile riportare i fattori di emissione dei combustibili, ovvero la quantità di gas serra rilasciato in atmosfera, espressa in tonnellate di CO₂ equivalente, per ogni unità di fonte primaria impiegata, espressa in tep (tonnellate di petrolio equivalente).
Il grafico in Figura 31 si riferisce invece alle tecnologie di produzione dell’energia elettrica e rappresenta la quantità di tonnellate di CO₂ equivalente emessa per ogni GWh di elettricità erogata, tenendo conto non solo del processo di produzione di energia vero e proprio, ma anche delle emissioni derivanti dall’estrazione delle materie prime utilizzate, del loro trasporto e di tutte le attività legate alla vita di un impianto, dalla sua costruzione fino allo smantellamento finale.

^[5] È un’unità di misura che permette di pesare insieme emissioni di gas serra diversi con differenti effetti climalteranti. Ad esempio una tonnellata di metano che ha un potenziale climalterante 21 volte superiore rispetto alla CO₂, viene contabilizzata come 21 tonnellate di CO₂ equivalente. I potenziali climalteranti dei vari gas sono stati elaborati dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). (Fonte: Ministero dell’Ambiente)

 

Conclusioni

L’Italia si presenta a questa Conferenza dimostrando di essere stata protagonista, negli ultimi decenni, di profondi cambiamenti del suo sistema energetico. L’evoluzione è stata continua e dinamica, ma spesso non guidata da una visione strategica di lungo termine: paghiamo ancora il prezzo di scelte emotive o di improvvise accelerate e cambi di direzione non adeguatamente pianificati.
L’Italia, paese tradizionalmente “a trazione idroelettrica”, ha basato la sua crescita economica degli anni ‘60-’80  sull’impiego massiccio di fonte fossili, soprattutto il petrolio.  Protagonista degli anni ‘90 e 2000 è stato il gas, con un’impennata di investimenti che solo dalla fine degli anni 2000 ha subito un brusco arresto, con un calo significativo del ricorso a tale combustibile, non privo di conseguenze per la sostenibilità degli investimenti già effettuati.
La crescita delle nuove rinnovabili è stata, nel contempo, altrettanto repentina ma per molti versi disarmonica e poco strutturata: i risultati ottenuti in termini di contributo delle rinnovabili nel mix energetico e di riduzione delle emissioni di gas serra sono stati senz’altro notevoli, ma l’attuale saturazione del mercato dell’eolico e del fotovoltaico,  non in grado di auto-sostenersi, e la difficoltà in molte regioni d’Italia a gestire i picchi di produzione rinnovabile (spesso superiori al totale del fabbisogno), sono segni evidenti che qualcosa non ha funzionato per il verso giusto nel sistema di incentivazioni. Le risorse impegnate nel settore delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica sono state e continuano a essere notevoli, mentre poco è stato fatto per un adeguato ammodernamento della rete e per una armonizzazione della produzione elettrica.
Nonostante i risultati ottenuti, inoltre, la dipendenza dalla fonti fossili (prevalentemente importate dall’estero) e la necessità di acquistare una frazione considerevole di energia elettrica dagli stati confinanti, rimangono ancora marcati e pesano sulla bilancia commerciale del nostro Paese; è chiaro che in questo scenario, l’impossibilità di ricorrere all’energia nucleare ha rappresentato e rappresenta una carta in meno da giocare per la promozione di un mix energetico che sia non solo solo sostenibile dal punto di vista ambientale, ma anche economico.
Bisogna infine tenere in considerazione che una parte rilevante dei risultati finora ottenuti, in termine di risparmio energetico e riduzione delle emissioni è attribuibile non tanto agli investimenti nel settore delle rinnovabili, quanto alla contrazione dei consumi dovuta alla crisi economica. I primi timidi segnali di ripresa del 2015 sembrano suggerire un nuovo aumento dell’impiego dei combustibili fossili e, conseguentemente, delle emissioni.
Alla luce di queste considerazioni, a che punto siamo per il raggiungimento degli obiettivi europei del 2020? E quale strada dovremo percorrere per avvicinarci ai target proposti per il 2030? Quale futuro ci attende? In attesa dei risultati della conferenza di Parigi, proveremo nei prossimi giorni a dare risposta a questi interrogativi.

Riferimenti bibliografici

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[2]    La Situazione Energetica Nazionale nel 2014, Ministero dello Sviluppo Economico, 2015, http://dgsaie.mise.gov.it/dgerm/downloads/situazione_energetica_nazionale_2014_v4_con_allegati.pdf

[3]    Statistical Review of World Energy 2015, BP, 2015, http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

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[5]    Commissione Europea, Tabella di Marcia per l’Energia 2050, COM(2011) 885, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:52011DC0885&from=EN

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[7]    Rapporto Statistico – Energie da fonti rinnovabili Anno 2013, GSE,  http://www.gse.it/it/Statistiche/RapportiStatistici/Pagine/default.aspx

[8]    Comparison of Energy Systems using Life Cycle Assessment, Wolrd Energy Council, 2004,
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[9]    Key World Energy Statistics 2015, IEA, http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld_Statistics_2015.pdf

[10]    http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/dispacciamento/dati_esercizio/rapporto_mensile.aspx

[11]    http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/datigiornalieri.aspx

[12]    Relazione annuale sullo stato dei servizi e sulle attività svolte, Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, http://www.autorita.energia.it/it/relaz_ann/15/15.htm
http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/15/308-15.pdf

[13]    Italian Greenhouse Gas Inventory 1990-2013, ISPRA, Rapporto 231/2015, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf

[14]    Comparison of Lifecycle Greenhose Gas Emissions of Various Electricity Generation Sources – WNA Report, World Nuclear Association, 2012, http://www.world-nuclear.org/World-Nuclear-Association/Publications/Reports/Lifecycle-GHG-Emissions-of-Electricity-Generation/