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Fonti rinnovabili: speculazione vs sviluppo

Domenico CoianteAmici della Terra

Convegno Amici Della Terra

Roma, 15 aprile 2011

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2 - Bilancio energetico italiano 2009 in quote

(Fonte: BEN 2009)

CONSUMO D' ENERGIA 2009 = 180,4 Mtep

Carbone7,3%

Gas Naturale35,4%

Petrolio40,6%

Elettricità importata5,5%

Fonti rinnovabili11,2%

3

3 - Bilancio FER 2009 in quote

(Fonte: GSE – Rapporto FER 2010)

Fonti rinnovabili 2009 = 20,2 Mtep

Idroelettrico53,5%

Biomasse termiche13,0%

Eolico7,1%

Geotermoelettrico5,8%

Fotovoltaico0,7%

Biomasse elettriche19,8%

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4 – Condizioni al contorno

“Pacchetto 20-20-20”

Obiettivi UE al 2020:

- riduzione del 20% delle emissioni di CO2

rispetto al valore del 1990,

- produzione del 20% della domanda di energia da fonti rinnovabili,

- riduzione del 20% dei consumi energetici mediante il miglioramento dell’efficienza nell’uso.

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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 l’Italia al 2020

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

Produzione elettrica 2010)

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5

10

15

20

25

30

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

ANNO

PR

OD

UZ

ION

E E

LE

TT

RIC

A (

TW

h)

Fotovoltaico

Eolico

Biomasse

Geotermoelettrico

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

11,9

10,411,4 11,5 11,7

12,9 12,914

12,6 13

14,9

13,614,2 14,3

17

20,2

0

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15

20

25

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

ANNO

EN

ER

GIA

RIN

NO

VA

BIL

E (

Mte

p)

8

16 16 17 18 18 19 20 22 26 31 38 50 99

432

1142

7000

19 34 97 164 232363

664780 874

1131

16391908

2714

3538

4898

5850

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

ANNO

PO

TE

NZ

A C

UM

UL

AT

A (

MW

)

FOTOVOLTAICO

EOLICO

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

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9 - Disponibilità territoriale per impianti solari

Destinazione d’uso del territorio italianoTipo di uso Estensione (km2) Quota percentualeAziende agricole (tot. Anno 2000)- Superficie Agricola Utile (SAU)

Seminativi Coltiv. legnose permanenti1

Prati e pascoli permanenti- Boschi- Terreni marginali e coperture

226200- 158340

88037 28976 41327

- 45240- 22620

75.0%- 52.5%

29.2% 9.6% 13.7%

- 15.0%- 7.5%

Resto del territorio2 75138 25.0%TOTALE 301338 100%

1Coltivazioni arborescenti: oliveti, frutteti, noccioleti, vigneti, pioppeti, ecc.2Totale delle aree non utilizzabili a fini agricoliFonte: Dati ISTAT riportati su Enciclopedia di Repubblica 2003 alla voce Italia

Nota:uno studio dettagliato effettuato dal CNR nel 1984 ha messo in luce che 2 milioni di ettari (20000 km2) di aree incolte ed abbandonate si trovano tutte al Centro - Sud e sulle Isole

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10 - Potenziale energetico accessibile per il fotovoltaico- Utilizzo completo dei terreni marginali Centro-Sud e Isole pari a 20000 km2 (1 TWh = 12 km2)

• Energia elettrica producibile: 1670 TWh/anno = 144 Mtep (1 TWh = 0.086 Mtep)

- Utilizzo di terreni marginali Centro-Sud e Isole per 3840 km2 (19% del totale)

• Energia elettrica producibile: 320 TWh/anno

= Fabbisogno elettrico odierno

Potenziale fotovoltaico confrontabile con fabbisogno nazionale di energia

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11 – Prima Conclusione

La disponibilità di territorio a basso costo non costituisce di per sé un limite all’impiego 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

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12 - Il potenziale praticabile per le fonti elettriche intermittenti

CO2 Evitata 10 Mt (2% totale emissioni attuali)

- Sistemi senza accumulo, allacciati alla rete con intermittenza casuale della generazione di potenza

• Limite tecnico per l’allacciamento alla rete dovuto all’intermittenza:

25-30% potenza rotativa attiva in rete 12500-15000 MW• Produzione annuale netta (Fattore capacità medio 1400 kWh/kW):

17-21 TWh 5,3-6,6% (elettricità)

3,7- 4,6 Mtep 2,0- 2,6% (energia totale)

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13 – Conseguenze dell’intermittenza

- A fronte del grande potenziale accessibile per le fonti elettriche, l’intermittenza 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 l’obiettivo del pacchetto 20-20-20 richiede il contributo simultaneo delle altre rinnovabili.

- Occorre rimuovere la limitazione dell’intermittenza per realizzare la possibilità di sostituire i combustibili fossili.

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Gli ostacoli da superare sono:

 

1 – la bassa densità della radiazione solare al suolo, che comporta l’occupazione di vaste aree per la produzione d’energia su larga scala;

2 – l’intermittenza della generazione di potenza (eolico e solare elettrico), che implica un limite di accettazione da parte della rete della connessione degli impianti;

3 – l’alto costo degli impianti (solare elettrico), che rende ancora non competitivo il kWh prodotto.

14 – Barriere per lo sviluppo

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15 – Costo di produzione del kWh

  [(CRF) + KE&M] * KI

CkWh

D * H

CRF (Charge Recovery Factor) è il fattore finanziario che permette di calcolare la rata annuale dell’ammortamento dell’investimento attraverso il fattore di annualità QN e il rateo delle tasse dirette T; [FCR

QN/(1-T)];

QN = r/[(1-(1+r)-N] dove r è il tasso annuale d’interesse reale e N è la vita operativa dell’impianto espressa in

anni;

·     KI è il costo specifico totale d’impianto “chiavi in mano” espresso in euro per kW;

·     KE&M è il costo annuale di esercizio e manutenzione espresso come frazione dell’investimento totale.

·   H è la produttività specifica del sito, ossia la quantità di kWh che potenzialmente si potrebbero produrre annualmente per ogni kW d’impianto 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) nell’arco dell’anno.

·   D = (th * el * Fin * FD * FM) rappresenta il fattore di prestazione dell’impianto, che, applicato all’energia

producibile in teoria nel sito, tiene conto delle diverse cause di perdita sotto elencate.

 

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16 – Curva di apprendimento economico del fotovoltaico (Fonti dei dati: Strategy Unlimited, EPIA, IEA fino al

2008; Solar Buzz per 2009 e 2010) CURVA D'APPRENDIMENTO DEI MODULI PV IN US$ 2008

Fonti: Strategy Unlimited, EPIA, IEA, Solar Buzz

1,0

10,0

100,0

0 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

VENDITE CUMULATE DI POTENZA (MWp)

PR

EZ

ZO

DE

I M

OD

UL

I ($

/Wp

)

Dati storici dal 1975 al 2008-(2009, 2010 Solar Buzz)

LIVELLO DI COMPETITIVITA' = 1 $/Wp

1975

2003

2010

Obiettivo del mercato: > 150 000 MWp

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

0

5

10

15

20

25

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200ORE EQUIVALENTI PER ANNO (ventosità)

CO

ST

O D

EL

kW

h (

c€

)

Eolico

COMPETITIVITA' ASSISTITA

COMPETITIVITA' VERA

Livello competitività assistita - CV 8,4 c€/kWh al 2010

Livello competitività senza incentivi

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18 – Costo del kWh fotovoltaico a confronto con il livello d’incentivazione

0

5

10

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30

35

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45

50

800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900

ORE EQUIVALENTI PER ANNO (insolazione)

CO

ST

O D

EL

kW

h (

c€

)PV a pannelli fissi

Livello di competitività assistita

Livello competitività vera

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19 – Distribuzione regionale degl’impianti e della potenza installata fino al 2009

Numero impianti (% su 71284):

54% Nord; 27% Sud

Potenza istallata (% su 1142 MWp):

42% Nord; 37% Sud

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Le normative hanno puntato tutto sulla riduzione del costo degli impianti senza riguardo alla soluzione dei problemi dell’intermittenza e dell’occupazione territoriale.

Nel contempo, hanno permesso l’innesco di fenomeni speculativi, che stanno danneggiando il settore.

La corsa alle vendite ha rallentato lo sviluppo tecnologico dei prodotti. Non c’è più alcun interesse ad investire nella ricerca per migliorare le prestazioni degl’impianti.

Occorre rivedere le norme d’incentivazione in modo da ridurre la possibilità di collocare gli impianti in siti a bassa produttività specifica e da premiare i prodotti che riducano l’impatto specifico territoriale.

Il Pacchetto 20-20-20 costituisce soltanto la prima parte di un progetto di lungo periodo della UE in risposta agli accordi dell’ONU per contrastare la crisi climatica globale. L’obiettivo finale consiste nella sostituzione graduale di una parte significativa di combustibili fossili con l’energia rinnovabile.

Anche negli altri Paesi Europei è in corso l’adeguamento degli incentivi alla dinamica dello sviluppo, ma nessuno mette in dubbio che si debba proseguire con minore intensità il percorso intrapreso verso l’obiettivo finale.

Uscire oggi da questa competizione, significherebbe per l’Italia perdere un’occasione di autonomia nello sviluppo economico.

GRAZIE PER L’ATTENZIONE

20 – Considerazioni finali

21

21 - Conclusioni

1 - La normativa d’incentivazione ha riguardato soltanto la riduzione del costo e ha permesso l’insorgenza di fenomeni speculativi senza ridurre l’ostacolo dell’intermittenza. 2 - La proliferazione dei siti improduttivi ha aggravato lo svantaggio dell’occupazione territoriale. 3- L’erogazione a pioggia degli incentivi, non orientata selettivamente verso la rimozione delle barriere, è causa del rallentamento dello sviluppo tecnologico. L’abbondanza dell’incentivo ha ridotto la spinta ad investire nella ricerca volta a migliorare le prestazioni degl’impianti in termini d’efficienza e continuità della produzione. 4 - Occorre rivedere le normative d’incentivazione 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 L’ATTENZIONE.

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2 - Bilancio energetico italiano 2009

1Fonte dei dati: BEN 2009; GSE, Produzione lorda degli impianti da fonte rinnovabile in Italia dal 2003 al 2009.

L’energia espressa in TWh si riferisce all’energia elettrica, mentre quella espressa in TWhth attiene all’energia termica.

2I 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 TWhth

(termico) = 0.086 Mtep.

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6 – Serie storica del consumo d’energia per fonti

(Fonte: BEN 2009)

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20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

ANNO

EN

ER

GIA

PR

IMA

RIA

(M

tep

)

Carbone Gas naturale Petrolio Elettricità importata" Fonti rinnovabili