La miopia del M5S sull’energia

Il mio articolo per Il Post

grilloIl solare fotovoltaico sta vivendo una fase di rapida espansione in tutto il mondo. Solo in Italia, negli ultimi dieci anni, è cresciuto del 60 per cento annuo. Se l’aumento del volume di mercato mondiale ha prodotto l’attesa riduzione del costo di produzione dei sistemi e v’è ragionevole soddisfazione tra gli ambientalisti – in pochi anni il costo è diminuito del 40 per cento, dai 2500 euro al kW del 2010 fino agli attuali 1600 euro al kW – l’abbondante potenza fotovoltaica installata è tuttavia diventata un grattacapo per le centrali tradizionali, la gestione della rete elettrica e, soprattutto, le casse dello Stato. Problemi colpevolmente ideologizzati nel dibattito politico attuale.

Da un lato, infatti, l’energia generata col solare fotovoltaico non ha raggiunto la convenienza economica rispetto agli impianti tradizionali (la famigerata grid parity). Dall’altro lato, i produttori elettrici nazionali hanno investito 25 miliardi di euro in nuovi centrali termoelettriche a gas in poco più di dieci anni. La crescita esponenziale delle rinnovabili e il crollo dei consumi per la crisi hanno mandato in crisi l’investimento, tanto che il Governo è intervenuto con la recente Legge di Stabilità, compensando le perdite dei sopracitati impianti a gas attraverso il meccanismo del Capacity Payment e mandando su tutte le furie i gruppi ambientalisti più o meno politicizzati, inaspettati difensori della legge del mercato per cui chi sbaglia l’investimento paghi, è il mercato baby. Purtroppo le cose non sono così semplici.

Per chiarire la questione, come già fatto su questo blog all’epoca del dibattito sul nucleare, possiamo usare il metodo standard della International Energy Agency (IEA) e stabilire il costo di produzione dell’energia elettrica. Il costo del solare in Italia aggiornato al 2013 è, come detto, 1600 euro al kW per impianti da 1 MW per una durata riconosciuta dei pannelli di 30 anni. Il costo di produzione del chilowattora fotovoltaico risultante dal metodo della IEA è dunque di circa 14 centesimi di euro. E’ possibile confrontare questo valore col prezzo unificato dell’elettricità sul mercato italiano. Ieri, il mercato ha registrato un massimo di 8.6 centesimi di euro al chilowattora in mattinata e un minimo di 3.2 centesimi di notte. Altrimenti detto, un impianto fotovoltaico che produce al costo di 14 centesimi di euro per chilowattora, al netto degli incentivi pubblici, venderebbe quell’energia a meno di 9 centesimi nel caso migliore. Risulta allora ovvio come il fotovoltaico non abbia ancora raggiunto la convenienza economica. Questo considerando il costo. Esaminando il valore economico del chilowattora fotovoltaico le cose cambiano… in peggio.

Il costo di produzione consta grossomodo di due componenti: il costo fisso e il costo variabile. Esse determinano il prezzo minimo di vendita dell’energia sul mercato elettrico nazionale. Il costo fisso, lo dice il nome stesso, è il costo derivante dalle spese sostenute per la costruzione e la gestione degli impianti. Il costo variabile si riferisce invece alla spesa per il combustibile bruciato nella generazione di energia elettrica. Per stimare il peso di queste due componenti nelle moderne centrali termoelettriche a gas è possibile usare nuovamente il modello della IEA. Il costo aggiornato al 2013 per gli impianti a gas a ciclo combinato è circa 500 euro al kW per impianti di 800 MW con una efficienza media del 60 per cento e 20 anni di vita operativa. Al prezzo di mercato del gas naturale riferito al contenuto di energia termica di circa 26 €/MWh si trovano i valori sotto:

Con una produttività annuale degli impianti a gas di 5000 ore, come da piani aziendali orginali, una centrale termoelettrica a gas spende 4.5 centesimi di combustibile (gas naturale) e 1.6 centesimi di gestione e ammortamento dell’impianto. Il costo totale è dunque di 6.1 centesimi contro un prezzo di vendita medio durante il giorno, quando il fotovoltaico è attivo, spesso inferiore ai 6.5 centesimi. Il che lascia un risicato margine di 0.4 centesimi al chilowattora agli impianti a gas. Ora, se la produttività annuale diminuisce il costo fisso dell’impianto aumenta. Con una produttività annuale di 2500 ore, più o meno quella attuale, il costo fisso raddoppia a 3.2 centesimi, portando il costo totale a 7.7 centesimi e rendendo negativa la remunerazione. Altrimenti detto, con 2500 ore di produttività le centrali a gas lavorano in perdita.

Ora, la rete elettrica e il relativo mercato dell’energia sono sistemi molto particolari. A differenza di altri beni di consumo, l’energia elettrica non può essere facilmente accumulata, e la potenza erogata dagli impianti di generazione – centrali termoelettriche o pannelli solari che siano – deve essere in costante equilibrio con la potenza assorbita dalle utenze. La gestione del mantenimento dell’equilibrio si chiama dispacciamento. In accordo con le Direttive Europee, le fonti rinnovabili godono di priorità di dispacciamento. Altrimenti detto, nell’immissione in rete, i gestori delle reti europee devono dare priorità all’energia prodotta dalle rinnovabili rispetto al resto. Il problema è che alle centrali termoelettriche a gas viene richiesto di rimanere comunque attive per compensare l’intermittenza casuale della potenza fotovoltaica. Il sistema elettrico attuale, mancando di sistemi di accumulo, non è ancora adeguato al nuovo modello energetico e le centrali a gas si rendono dunque necessarie per assicurare l’equilibrio della rete in caso di mancata produzione delle rinnovabili.

Riassumendo, da un lato i generatori devono rimanere accesi per compensare l’eventuale variabilità del fotovoltaico, dall’altro lato i generatori sono costretti a ridurre la produzione per far spazio al fotovoltaico, aumentando i costi fissi di produzione. Questo fa sì che l’energia immessa in rete dal fotovoltaico si traduce in un risparmio di gas, e dunque di costi variabili, necessari ai generatori termoelettrici ma non permette di eliminarne la spesa fissa, tramite il loro spegnimento, anzi la aggrava. I produttori termoelettrici chiedono il pagamento del servizio reso per garantire la stabilità della rete elettrica nazionale, anche in ragione dell’aumento del costo fisso per la presenza del fotovoltaico. Questa è l’origine del Capacity Payment. Sono allora evidenti gli strali ideologici del M5S sull’argomento, ma non sono i soli, completamente fuori bersaglio e intrisi di propaganda contro le fonti energetiche fossili:

Di porcate ne abbiamo viste da quando siamo a Roma, ma quella dell’odioso ‘capacity payment’ è una delle più clamorose. Una specie di ‘porcellum’ del settore energetico. Di cosa si tratta? Nella legge di Stabilità è stato infilato un sussidio economico per mantenere in vita le centrali al di fuori di qualsiasi concezione di mercato (libero e non) a discapito dell’autoproduzione degli impianti rinnovabili. 
E’ l’ennesimo regalone alle fossili. [..] Volete sapere qual è la questione? E’ che le rinnovabili, oltre a far paura, fanno perdere soldi alle centrali di produzione elettrica fossile, perché nell’arco di un anno hanno coperto il 25% del fabbisogno italiano. Qualche anno fa alcuni imprenditori poco lungimiranti hanno realizzato investimenti per la costruzioni di centrali a gas con l’idea che il nostro Paese avesse necessità di energia elettrica da fossili tanto da avere oggi una capacità produttiva doppia di quella necessaria. Esistono piani industriali che prevedevano di far funzionare centrali per 5000-8000 ore annue e che si sono trovati a farle funzionare per 2-3000 ore. 
Risultato? Investimento aziendale sbagliato. Ci volete spiegare perché debba pagare lo Stato per un investimento sbagliato? Lo Stato si comporta così con tutte le imprese che hanno fatto investimenti sbagliati? Il M5S crede di no. Ma qui ci sono di mezzo i soliti noti: Edison, Sorgenia, Enel…e quindi, soprattutto il Pd è particolarmente sensibile nel tendere una mano. 
Davanti a una vergogna di queste proporzioni Il M5S è pronto a dar battaglia in aula e fuori!!!



Davide Crippa – portavoce M5S Camera

Come se esce? Essendo dovuto al fotovoltaico, il Capacity Payment dovrebbe essere caricato sul costo di produzione del chilowattora solare. In tal modo però, il traguardo della competitività del fotovoltaico – per il quale lo Stato italiano paga 6.6 miliardi l’anno di incentivi – si allontanerebbe nel tempo, causando una probabile flessione nella crescita del mercato solare. D’altra parte, lasciar fallire 25 miliardi di euro di investimenti nelle centrali termoelettriche a gas non è una opzione che sembra percorribile senza mettere in crisi le banche che hanno finanziato gli investimenti e senza generare ricadute occupazionali negative di cui verrebbero probabilmente incolpate le rinnovabili. Non resta che tenerci il capacity payment, badando a non esagerare con la remunerazione e investendo nel contempo in ricerca e sviluppo nella tecnologia per l’accumulo dell’energia. Certo la sfida tecnologica è formidabile, chi troverà la soluzione per primo avrà un enorme vantaggio sugli altri.

****
Si ringrazia sentitamente Domenico Coiante per articoli, dati e la profonda onestà intellettuale.

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9 Responses to La miopia del M5S sull’energia

  1. alex says:

    Questo articolo é eccezionale, la migliore spiegazione della situazione energetica che abbia mai letto. Mi permetto solo di aggiungere una personalissima considerazione che non ho trovato da nessuna parte quando si tratta di fotovoltaico: il fotovoltaico ha avuto un boom negli ultimi anni solo grazie ad incentivi, ed é destinato nei prossimi anni ad avere un crollo, per, come dire, motivi di spazio. L’ ultimo rapporto ufficiale sulla situazione fotovoltaica italiana ci mostra come la Puglia sia la maggiore contribuente per numero di impianti e per potenza prodotta. Ebbene non possiamo continuare a riempire il territorio pugliese di impianti, sta finendo lo spazio… altre regioni sono a quote irrisorie e per la loro disposizione geografica o struttura morfologica non si prestano all’ installazione di grandi impianti. E i piccoli impianti, il famoso ‘domestico’? Ci si dimentica sempre di dire che il fotovoltaico si adatta solo a contesti che non siano i classici palazzoni stretti e alti di cui l’ italia si sta riempiendo… qualsiasi installatore può confermare che in un palazzo sviluppato in verticale il fotovoltaico non è adatto. Questi due fattori, considerati contemporaneamente, saranno il principale freno all’ installazione di nuovi impianti; nel mentre, stiamo vedendo decine e decine di aziende di installazione che chiudono i battenti. Stiamo vedendo produttori (non semplici installatori) chiudere filiali o intere sezioni… in Italia è successo con Marcegaglia Buildtech.
    A costo di rendermi impopolare chiudo con la mia soluzione: fare marcia indietro. Il rinnovabile ‘nobile’ (eolico e fotovoltaico) non è mai stato vantaggioso, tanto che lo si é dovuto imporre per farlo sviluppare, e si é sviluppato solo dietro pagamento di incentivi. Tutti son stati contenti degli incentivi, c’ era la corsa a chi dava prima la notizia ‘finalmente i nuovi incentivi’, senza rendersi conto che un incentivo é un debito per lo stato, e per tutti noi. Ma nessuno ha mai seriamente creduto nel rinnovabile, nè tanto meno nel fotovoltaico, a parte coloro che erano pagati per crederci, e coloro che vendono questo genere di impianti. Entrambe queste due categorie di individui ora stanno pagando il prezzo… e se si continua su questa strada, sarà la comunità intera a farne lo scotto. Sta già avvenendo, fermiamoci in tempo.

  2. brigaboom says:

    Articolo egregio, come sempre. Mi permetto però una puntualizzazione: priorità di dispacciamento non significa affatto che l’energia prodotta da fonti rinnovabili venga accettata comunque, in qualunque caso.
    Si tratta sempre di priorità di dispacciamento a parità di prezzo offerto, vedi http://www.mercatoelettrico.org/It/Tools/glossario.aspx#Priorità di dispacciamento
    Il meccanismo è piuttosto un altro: non essendoci costi variabili, come giustamente scritto nell’articolo, i produttori da energia rinnovabile NON PROGRAMMABILE inviano sul mercato elettrico offerte di produzione a prezzo 0, con la garanzia che l’offerta venga accolta in qualunque caso, valorizzata col prezzo che si realizzerà sul mercato, qualunque esso sia.
    Chi produce energia con impianti termoelettrici naturalmente cerca di spountare un prezzo tale da coprire il costo del combustibile e non può permettersi una strategia simile.
    Anche chi produce con fonti rinnovabili programmabili non fa offerte con prezzo nullo: ad esempio, nel caso di una centrale idroelettrica a bacino. Visto che la materia prima (l’acqua), per quanto gratuita, è limitata e immagazzinabile, c’è l’incentivo a ottimizzare il profilo di produzione.
    Invece, se, per assurdo, un produttore fotovoltaico decidesse di offrire la propria energia a 60 €/MWh verrebbe scavalcato dall’offerta della centrale a carbone a 50 €/MWh.
    A questo proposito: interessante come funziona il mercato elettrico tedesco, dove è possibile offrire energia a prezzi negativi (pur di produrre, pago).

  3. Le considerazioni del post avrebbero senso se il costo dell’energia si misurasse solo in euro, allora forse (dico solo forse) non sarebbe stata raggiunta la grid parity, ma a mio avviso non è così: il costo della produzione dell’energia elettrica andrebbe valutato anche in funzione dell’impatto ambientale e dei danni alla salute delle polveri sottili nelle zone ove stazionano le centrali termoelettriche. Il Capacity Payment è nei fatti l’ennesimo regalo dello stato alle centrali tradizionali, come se i crediti di carbonio avuti in precedenza non fossero bastati.

    • Nel modello il costo di produzione sconta gia’ i debiti per le emissioni di CO2 (i “crediti di carbonio”, immagino). Poi, sulla valutazione economica delle esternalita’ negative c’e’ il disaccordo piu’ totale e una quantificazione esatta e’ al momento decisamente fuori portata. Il resto e’ fuffa ideologica pseudo-ambientalista in salsa grillina.

  4. Vittorio Favaro says:

    Filippo, perdonami, ma credo che nel tuo (interessantissimo) articolo manchi completamente la questione relativa alla produzione decentrata e all’autoconsumo, che di fatto rendono competitivo il costo del kWh fotovoltaico rispetto a quanto si paga in bolletta, in uno scenario di autoconsumo prevalente. Questo avviene anche grazie all’assenza dell’A3, oltre che degli altri oneri, ed è parte del paradosso… Paradosso che ritroviamo nel fatto che il PUN è crollato in F1 anche grazie all’abbondanza di FV, che in questo modo si auto erode margini…
    Vabbé, non se ne esce! ;-)
    In ogni caso va bene il capacity payment, se fatto con cognizione ed aperto a tutte le fonti. Ma che il motivo giusto per farlo sia quello di non “inguaiare” chi ha costruito (obiettivamente) troppe centrali non può che vedermi in disaccordo: chissà cosa ne pensa l’IBL…
    Ah, poi che sia molto complesso valutare le esternalità negativa è certo, ma da qui a fingere che non ci siano, ce ne passa: sono le motivazioni stesse che hanno portato lo Stato ad incentivare (in modo dissennato) il FV, non si possono escludere dal ragionamento…

    • L’autoconsumo e lo scambio sul posto sono competitivi grazie agli incentivi indiretti sugli oneri di trasmissione e distribuzione e sugli oneri generali di sistema. E’ bene non dimenticarlo. Ma anche li’, io credo che senza sistemi di accumulo economicamente non se ne esce.

      Sulle esternalita’ negative qui certamente non si finge che non ve ne siano. Si vuol invece solo dire le cose come stanno: al momento un accordo sulla loro quantificazione economica non esiste. Di piu’, una metodologia condivisa per la loro valutazione non esiste. Oltre al fatto che, anche immaginando di trovare un accordo, vanno chiarite le dinamiche per quel che concerne la competizione sul mercato globale (vedi alla voce emissione della CO2, in cui Cina, Usa e BRIC proprio non ci sentono).

  5. Vittorio Favaro says:

    Lo scambio sul posto non l’ho tirato in ballo apposta, ma che sull’autoconsumo ci siano “incentivi indiretti” francamente mi sembra una definizione azzardata: se per x kWh che mi autoproduco (in qualunque modo, non per forza FER) non uso la rete, non si capisce perché mai dovrei pagare gli oneri relativi.

    Concordo assolutamente sulla centralità dei sistemi di accumulo: in questo senso attenzione al capacity payment, che ne potrebbe deprimere lo sviluppo, se pensato male, così come la paventata riforma del mercato elettrico.

    Sulle esternalità negative concordo, sottolineavo solo che affinché il ragionamento sia compiuto non possono essere tirate fuori dall’equazione.

    Per aggiungere ulteriori spunti di dibattito:

    http://www.qualenergia.it/articoli/20140227-le-utility-italiane-nel-sistema-elettrico-che-cambia

    http://www.qualenergia.it/articoli/20140227-mercato-elettrico-italiano-il-disegno-davvero-obsoleto

    • Perche’ senza accumulo ben difficilmente la potenza generata e quella assorbita saranno all’ equilibrio e l’eccesso viene riversato in rete.

      PS non sono un grande fan di QualEnergia. Gli articoli che ivi appaiono non sempre sono obiettivi ma promuovono gli interessi della lobby solare cui QualEnergia fa riferimento (niente di male, naturalmente, basta averlo chiaro).

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