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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%
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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)
0
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
5
10
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
15
20
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30
35
40
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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
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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)
0
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