Energie rinnovabili e sussidi. Una valutazione delle politiche

di Eugenio Saraceno.

Green Power by Ferruccio Zanone

Green Power by Ferruccio Zanone

Il presente articolo ha lo scopo di illustrare che le distorsioni dei mercati energetici e dello sviluppo di tecnologie energetiche rinnovabili introdotti dalle forme di sussidio “feed in tariff” o “conto energia” sono inutili o perfino dannose rispetto al raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO2 per traguardare i quali sono state generalmente introdotte.

Possono essere definite “Nuove fonti energetiche rinnovabili” o Nuove FER quelle fonti di energia presenti fino all’inizio del 21° secolo in maniera marginale nei panorami energetici mondiali poiché caratterizzate da un costo di produzione molto superiore a quello delle fonti tradizionali, fossili, idroelettrico, nucleare e biomasse tradizionali.

Un primo impulso allo sviluppo delle “Nuove FER” si ebbe dopo la crisi prima petrolifera degli anni ’70. In particolare le prime macchine eoliche e i primi sistemi fotovoltaici escono dai laboratori e assumono l’aspetto di prodotti commerciali, seppur di nicchia, che hanno un mercato nell’ambito delle R&S delle grandi utilities energetiche.

Un successivo grande impulso a tale sviluppo, dai primi anni del nuovo secolo, discende dal combinato disposto dei grandi dibattiti internazionali riguardanti il cambiamento climatico, l’instabilità dei maggiori paesi produttori di idrocarburi e l’evidenza della necessità di immensi investimenti per assicurare il mantenimento della produzione di combustibili fossili ai livelli utili a soddisfare la domanda, investimenti che si sarebbero poi (come effettivamente avvenuto) ripercossi sui costi dell’energia. L’insieme di queste considerazioni ha spinto i governi ad impostare delle policy che favorissero la diffusione delle Nuove FER, viste come tecnologie immature che necessitavano di percorrere più rapidamente la curva di apprendimento per giungere alla competitività. A tal scopo le strade percorribili erano finanziare la ricerca tecnologica e/o sussidiare la produzione di dispositivi o di energia in modo da annullare il gap di competitività.

Analisi energetica degli investimenti globali in FV

Dopo oltre un decennio dalle prime esperienze di policy a favore delle Nuove FER si evince che la forma preferita di aiuto al settore è stata quella del sussidio, all’industria fotovoltaica nei paesi come USA, Cina, Giappone che vantano i maggiori produttori di dispositivi ed alla produzione di energia nei paesi con minori iniziative industriali come Spagna e Italia. La Germania si è impegnata molto su entrambi i fronti: come datore di incentivi alla produzione elettrica e come sistema industriale anche beneficiando dello sforzo della Comunità Europea.

L’installato totale di FV nel mondo al 2013 ammonta a 136 GW (1)

L’energia totale che sarà prodotta da questi impianti si può stimare in 3550 TWh considerando mediamente 1200 ore equivalenti annue e un degrado dell’1% all’anno per 25 anni di esercizio.

Un documento utile alla valutazione delle policy di sussidio nell’ambito del fotovoltaico è senz’altro il report UNEP GLOBAL TRENDS IN RENEWABLE ENERGY INVESTMENT 2014 Key Findings redatto in collaborazione con Bloomberg Finance (2) che riporta gli investimenti mondiali sui progetti NFER.

La somma degli investimenti totali in NFER al 2013 è di 1,659G$ per tutte le rinnovabili, escluso l’idroelettrico. Dalla tabella riportata in fig.3 si ricava che il solo FV ha assorbito 725,9G$(2013) ovvero il 44% delle risorse totali.

La quota riferita alla Cina, poiché questo paese non ha non ha avuto installazioni FV rilevanti dal 2004 al 2013, è riferita a puri investimenti di produzione dei moduli, mentre per l’Europa il dato è misto con investimenti anche in impianti FV in particolare negli ultimi anni. A queste somme è necessario aggiungere la quota parte delle transazioni finanziarie (buyouts, fusioni e acquisizioni, rifinanziamenti) che vale circa 54G$ (2013) e che per i 9 anni cumula in totale oltre 424G$. Il 44% vale 186,5 G$.

Alla cifra è doveroso aggiungere la manutenzione dei progetti ricompresi nella categoria “SDC” (Small Distributed Capacity che cumulativamente valgono 380 G$), Le “SDC” sono interamente costituite da fotovoltaico in quanto unica fonte che ragionevolmente ammette transazioni non finanziarie mentre per il resto dei progetti tali oneri sono già finanziarizzati e compresi nel totale.

Calcolando per le “SDC” un 2% annuo del costo di installazione si ha un NPV (Net Present Value) dei costi di manutenzione pari a 300G$ e Il gran totale degli investimenti PV sale pertanto a 1212 G$.

Tali cifre sono di particolare interesse nella valutazione dell’efficacia delle policy di sussidio poiché danno una misura approssimativa dell’energia investita nella produzione di FV e nella costruzione delle relative infrastrutture produttive. Se consideriamo che per ogni M$ di Prodotto Interno Lordo nel mondo vengono consumati mediamente 213 toe di energia (3) se ne può dedurre che gli investimenti totali nel FV hanno stimolato il consumo di quasi 260 Mtoe. Poiché queste risorse sono state consumate per la gran maggioranza in Cina, maggior produttore mondiale, sotto forma di carbone, vale l’equivalenza 3,8 ton CO2 equivalenti per toe ovvero 988 Mton CO2 eq.

Poiché il prodotto cinese è stato installato prevalentemente in Europa e va a produrre energia elettrica, considerando che l’intensità media di CO2 per MWh equivalente nel continente è pari a 0,460 ton CO2 equivalenti per MWh (10) i 3550 TWh prodotti andranno ad evitare l’emissione di 1634 Mton CO2 eq. Peraltro tali emissioni avverrebbero suddivise in 25 anni mentre le emissioni legate alla produzione degli impianti sono già completamente avvenute prima che gli impianti stessi abbiano iniziato a produrre.

Se ci fermassimo a questo livello di analisi, ne deriverebbe che la scelta tra sostenere la fonte energetica fotovoltaica e il Business As Usual è quantomeno CO2 neutral da qui al 2050, quando il consenso degli scienziati del clima richiederebbe di aver già ridotto le emissioni dell’80%. Ma la realtà è ancora peggiore perché gli investimenti di 1212 G$ sono avvenuti in un settore, quello metallurgico/costruzioni che ha un’intensità energetica ben superiore alla media mondiale che, ovviamente, comprende anche attività a minore intensità energetica quali servizi, industria leggera ed agricoltura. Da semplici considerazioni in merito alla spesa energetica per produrre i semilavorati necessari all’industria FV quali alluminio, vetro e silicio raffinato (che si attesta intorno al 30% del prezzo di vendita di tali materiali sui mercati mondiali) e considerando che in un tipico progetto FV europeo il costo dei materiali ad alto contenuto energetico è non inferiore alla metà dell’importo si evince che, prendendo 50$/MWh quale costo indicativo dell’energia elettrica per uso industriale, la metà dell’investimento totale FV (3) si traduce in un contenuto energetico non minore di (0,5*1212 G$ * 0,3)/50 $/MWh ovvero 3636 TWh che è leggermente superiore alla produzione attesa in 25 anni di quanto installato. Questo calcolo è perfino generoso dato che trascura completamente il contenuto energetico dell’altra metà della somma investita, costituita da oneri finanziari, margini commerciali e stipendi del personale impiegato, che seppur minimo ,non può essere nullo.

Una conferma dell’inutilità della policy dei sussidi rispetto all’obiettivo, che appare perfino controproducente quando si considera che gli oltre 3600 TWh necessari all’industria FV sono stati prodotti e consumati prevalentemente in Cina da carbone, è che, se fossero stati prodotti e consumati direttamente nei paesi destinatari degli impianti in Europa, avrebbero comportato minori emissioni di CO2.

A un decennio dal boom delle politiche sussidianti in Europa si può, dunque, con certezza affermare che è stata scelta la strada errata. L’urgenza di iniziare a installare potenza anche se la tecnologia non era ancora matura pur di anticipare la riduzione delle emissioni non è stata giustificata dai risultati. Il meccanismo del feed-in tariff ha stimolato non già la ricerca di soluzioni più avanzate e sostenibili nell’ambito delle tecnologie rinnovabili ma ha cristallizzato quelle tecnologie ancora immature, seppur profittevoli tenendo conto dell’incentivo, sterilizzandone di fatto ogni progresso e spostando gli investimenti dalla necessaria ricerca e sviluppo alla produzione di massa di sistemi che, non reggendosi su basi economiche sostenibili, hanno perso ogni attrattiva quando i principali paesi contributori hanno rallentato le sovvenzioni; come dimostra la lunga catena di fallimenti delle aziende solari in Europa, America e ora anche Cina.

Questa visione è condivisa con i tedeschi dell’Institute for Energy Research che hanno pubblicato un report (4) in cui, sulla base dei dati relativi all’ampia esperienza tedesca, argomentano che ‘Il principale meccanismo di supporto alle energie rinnovabili, basato sulle tariffe feed-in, impone alti costi senza produrre alcuno dei supposti benefici sulle emissioni, l’occupazione, la sicurezza energetica o l’innovazione tecnologica’.

La policy corretta sarebbe stata quella di finanziare la R&D di nuove soluzioni innovative o migliorative sulle Nuove FER.

Analisi economica degli investimenti italiani in FV

L’Italia è uno dei paesi che hanno applicato i più importanti sussidi al FV dell’intero panorama mondiale. Partito con qualche ritardo rispetto alla Germania il programma italiano ha consentito l’installazione di quasi 20 GW di FV in circa 10 anni. Il costo degli incentivi, che è ripartito sulle bollette mediante la voce A3 degli “oneri di sistema”, dapprima trascurabile rispetto alle altre voci A3 come il CIP6, è divenuto sempre più pesante. Nonostante la posizione mediterranea e la promessa che la grid parity sarebbe stata raggiunta rapidamente, la fine del sistema incentivante in conto energia, al raggiungimento del tetto previsto, ha provocato un fortissimo rallentamento delle installazioni. La prospettiva di salvare il settore sostituendo le incentivazioni feed-in con vantaggi fiscali come quelli inizialmente previsti per i SEU (Sistemi Efficienti di Utenza) e le RIU (Reti Interne d’Utenza), essendo perfettamente equivalenti ad un incentivo, visto che gli oneri per cui le SEU sono esentate ricadono su tutte le altre utenze, ha trovato l’opposizione della AEEG.

Le opportunità di sviluppo del settore industriale, assicurate da molti analisti come sicuri effetti positivi dell’incentivazione, si sono limitate al fiorire di attività di installazione e, solo in parte trascurabile come ricadute domestiche nel settore ad alta tecnologia della produzione e della R&S di sistemi FV. Tali ricadute, come si è detto, sono avvenute in altre parti del mondo. Lo si sarebbe potuto prevedere considerando l’intensità energetica altissima dei processi di raffinazione del silicio ed il livello notoriamente alto dei prezzi dell’energia in Italia. Tuttavia nemmeno i settori della R&D sui sistemi FV, che non richiedono grandi quantità di energia, hanno tratto beneficio poiché, come già argomentato, gli incentivi erano dimensionati per rendere profittevoli le tecnologie già disponibili commercialmente, non quelle futuribili.

Il programma italiano degli incentivi in conto energia ha avuto degli effetti riconoscibili sulla struttura della produzione e sui prezzi: il combinato disposto tra la riduzione della domanda dovuta alla crisi economica e l’aumento dell’offerta di energia FV nelle ore cosiddette “piene” cioè le ore centrali della giornata ad alta domanda di energia e maggiore insolazione ha spiazzato dal mercato l’offerta di servizi di modulazione e di punta a più alto costo, ovvero il turbogas ed il ciclo combinato a gas, riducendo (6) il Prezzo Unico Nazionale o PUN sul quale si basa la componente energia delle tariffe elettriche.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
media PUN €/MWh 71 87 63,7 64,12 72,23 75,48 63 52,1
on grid TWh 340 339,5 320 330 334,6 325 318 309
TWh FV 0 0 0,7 1,9 10,8 18,5 20 23,3
TWh Wind 4 4,8 6,5 9,1 9,8 13,2 14,4 15,1
TWh FER term 5,5 6 7,5 9,4 10,8 12,3 13,4 14,7
prod.termoelettrico TWh 260 255 219 221 217 201 194 157
calo domanda vs 2008 0 0,5 20 10 5,4 15 22 31
FER incentivate TWh 9,5 10,8 14,7 20,4 31,4 44 47,8 53,1
calo termoel vs 2008 0 -5 -41 -39 -43 -59 -66 -98

Tab.1 Fonti (6) e (7)

Nella tabella 1 si riassume l’andamento degli indicatori che hanno determinato la variazione del PUN; dal 2008 ad oggi è evidente che la crescita di oltre 40 TWh di produzione FER incentivata si somma alla riduzione di circa 31 TWh della domanda e provoca un calo della produzione termoelettrica di 98 TWh (è influenzato anche dalla produzione idroelettrica che è molto variabile di anno in anno e dalla variazione delle importazioni).

Secondo il rapporto (8) la riduzione del PUN ha fruttato circa 1600 M€ nel 2013, circa il 30% dell’ammontare dei sussidi in conto energia. C’è anche da considerare il minore esborso di circa 1000 M€ per riduzione di acquisti di gas naturale. Tuttavia il costo dell’incentivazione (confluito negli Oneri di sistema) rimane dell’ordine di due volte i benefici descritti e, considerando i rapporti di AEEG (9), si osserva nello stesso periodo la crescita degli oneri di rete e di dispacciamento dovuta con tutta evidenza alla natura non programmabile della maggior parte dell’energia incentivata che ha imposto investimenti nel potenziamento della rete di distribuzione e un maggiore ricorso al mercato dei servizi di dispacciamento.

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Oneri di rete 24 25 25 25 25,6 27,7 29
Oneri di sistema 14 12,5 15 20 27,5 36,5 40
Comp.energia+dispacciamento 100 90 87 88 101 94 86
Imposte 24 23,6 22,5 23 25 25 25,5
Componente commerciale 4,6 7 6,7 6,5 8 8 8
Totale costo MWh in bolletta 172 168 160 165 190 191 191
PUN medio 87 64 64 72 75 63 52

Tab.2 Tutti i valori espressi in €/MWh. Fonte: rielaborazione di (9)

In tabella 2 si evidenzia l’andamento delle varie componenti di costo dell’energia al dettaglio. Dal 2008 al 2014 si evidenzia che a fronte di una riduzione del PUN di 35 €/MWh (-40%) la componente energia più dispacciamento è calata solo di 14 €/MWh (-14%) mentre gli oneri di rete e di sistema crescono rispettivamente di 5 e 26 €/MWh. Si osservano inoltre fenomeni contingenti di aumento delle imposte e “opportunistici” di maggiori costi di gestione commerciale.

Ma c’è un ulteriore fenomeno poco appariscente per i non addetti ai lavori: il maggior ricorso al dispacciamento e la riduzione di produzione termoelettrica da gas hanno provocato un utilizzo di molti impianti a ciclo combinato a gas naturale come riserva terziaria per reagire alle problematiche legate alla non programmabilità di eolico e FV che hanno priorità di dispacciamento. D’altra parte il gestore di rete ha anche imposto il teledistacco a queste tipologie di FER.

I cicli combinati sono gli impianti termoelettrici a maggiore efficienza ma, benché flessibili, non sono ottimizzati per fare da riserva. La richiesta di usufruire del “ Capacity Payment” da parte dei gestori termoelettrici è giustificata proprio da questa forzatura che ha provocato una riduzione della produzione da gas di 78,5 TWh. Per contro la produzione da carbone, che provoca il doppio di emissioni rispetto al gas a parità di produzione, non ha subito riduzioni.

2008 2010 2012 2014
carbone TWh 43.07 39.73 49.14 43.7
Mtep 10.29 9 10.8 10.04
CO2Eq (MT) 39.102 34.2 41.04 38.152
% 11.52% 10.35% 12.50% 12.35%
 

gas

TWh 172.69 152.73 129.05 94.2
Mtep 27.80 24.68 20.75 14.60
CO2Eq (MT) 66.72 59.24 49.79 35.03
% 50.87% 46.22% 39.32% 30.49%
Olio ed assimilati* TWh 39.6 29.33 21.5 19.4
Mtep 9.9 7.3325 5.375 4.85
CO2Eq (MT) 29.7 21.9975 16.125 14.55
% 11.66% 8.88% 6.55% 6.28%
 

TOT fossile

TWh 255.36 221.79 199.69 157.3
 

Import

TWh 40.03 44.16 43.11 43.7
 

rinnovabili non prog **

TWh 5.05 11 32.25 38.75
% 1.49% 3.33% 9.83% 12.54%
rinnovabili programmabili TWh 39.04 53.5 53.17 69.25
% 11.50% 16.19% 16.20% 22.41%
TOT TWh 339.48 330.45 328.22 309
TOT CO2Eq (MT) 135.52 115.43 106.96 87.73

Tab.3 Rielaborazione da Fonte (7) – * Olio combustibile + gasolio + scarti di raffinazione + sottoprodotti di processi industriali + frazione non rinnovabile dei RSU – ** eolico e FV

Analizzando la tab.3 si può evidenziare che ai fini dell’ottenimento del risultato di riduzione delle emissioni climalteranti del 35% nel settore elettrico, ottenuto nel 2014 rispetto al 2008, sarebbe stato indifferente sviluppare il fotovoltaico come è avvenuto, oppure scegliere una politica di riduzione della produzione termoelettrica da carbone compensandola con il gas. Se infatti, rispetto alla situazione del 2014, si ipotizzasse di rinunciare a 20 TWh di produzione fotovoltaica incentivata e di ridurre di 24 TWh la produzione da carbone compensando con 44 TWh di maggiore produzione da gas si avrebbe una riduzione netta di emissioni di circa 2,4 Mton di CO2 equivalente. Infatti ridurre il carbone porterebbe una minore emissione di 20,76 Mton di CO2 ed aumentare il gas produrrebbe un aggravio di sole 18,35 Mton di CO2. Dal punto di vista tariffario quest’ultimo scenario vedrebbe un maggiore impatto del PUN ed un minore impatto degli oneri di sistema e di dispacciamento. Come da tab.2 la componente energia + dispacciamento nel 2014 ha lo stesso costo del 2010 benché il PUN si sia ridotto di 12 €/MWh nel frattempo. Ciò è dovuto ai maggiori costi di dispacciamento per l’aumento della presenza di fonti di energia non programmabili. Allo stesso modo gli oneri di sistema, cresciuti di 25 €/MWh nello stesso periodo, sono dovuti alla crescita del costo della componente A3 usata per pagare gli incentivi. Pertanto anche ipotizzando un PUN di 75 €/MWh (ai livelli del 2012) perfettamente congruo per un sistema che va prevalentemente a gas, limitando a 15 €/MWh la crescita degli oneri di sistema ed a 9 €/MWh quella del dispacciamento rispetto al 2008 grazie alla “cancellazione” del fotovoltaico non vi sarebbero differenze tariffarie rispetto all’attuale.

Se ne può concludere che il secondo paese europeo per impegno finanziario e normativo nello sviluppo delle FER e nella riduzione delle emissioni avrebbe ottenuto gli stessi risultati, se non migliori, in termini di impatto climatico e tariffario:

  • Mantenendo il sistema dei Certificati Verdi
  • Penalizzando il carbone
  • Rinunciando al conto energia FV o concedendo un limitato sussidio ai sistemi FV precompetitivi per consentirne la diffusione nell’ambito di specifiche situazioni quali i sistemi off-grid (isole, aree non elettrificate etc., zone non raggiunte dalla rete di distribuzione del gas naturale etc.)
  • Favorendo il solare termico e le pompe di calore.
  • Incentivando la ricerca nell’ambito delle più promettenti innovazioni tecnologiche delle FER.

Conclusioni

Il presente rapporto mostra che le connessioni tra energia, economia ed impatti ambientali sono molto più profonde di quanto non si voglia ammettere in molti contesti caratterizzati da una sorta di “ideologia” la quale si illude che la manipolazione finanziaria possa aggirare la presenza di vincoli energetici, tecnologici ed ambientali. Uscendo di molto dal contesto trattato si potrebbe fare un parallelo tra la manipolazione finanziaria delle feed-in tariff e quella degli strumenti derivati. Entrambe provocano solamente distorsioni.

Concludiamo rimarcando il concetto di vincoli energetici, tecnologici ed ambientali che non possono essere aggirati da operazioni finanziarie ma richiedono atti volti alla rimozione dei vincoli stessi: Ricerca delle fonti energetiche ambientalmente più sostenibili e Sviluppo di tecnologie atte a sfruttarle col minore impatto.

 

(1)  http://www.solarindustrymag.com/e107_plugins/content/content.php?content.13968

(2)  http://www.unep.org/pdf/Green_energy_2013-Key_findings.pdf

(3)  http://www.althesys.com/info-block/irex-annual-report-2013/ Si riporta che in Italia Nel 2013 sono stati realizzati investimenti utility scale per 7,8 miliardi di euro ovvero 1,34 euro/Wp installato. Considerando il costo dei soli moduli FV mediamente allineato verso la parte medio bassa dell’offerta cinese (0,45 euro/Wp) e considerando altri 0,20- 0,25 euro/Wp per i materiali ad alta intensità energetica necessari all’installazione (vetro, alluminio, apparecchiature elettroniche di potenza etc.) si ottiene la proporzione 50% tra contributo dell’industria pesante e di quella leggera al prodotto FV chiavi in mano.

(4)  http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_energy_intensity

(5)  http://www.autorita.energia.it/it/dati/ees5.htm

(6)  https://www.mercatoelettrico.org/It/Statistiche/ME/DatiSintesi.aspx

(7)  http://www.unionepetrolifera.it/?wpdmpro=previsioni-2015-2&wpdmdl=1761

(8)  http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/ese3.36/abstract

(9)  http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/auc.htm

(10) http://www.covenantofmayors.eu/IMG/pdf/technical_annex_en.pdf

 iMille.org – Direttore Raoul Minetti

10 Commenti

  1. Nik

    Articolo estremamente interessante.
    Grazie

  2. Rinaldo Sorgenti

    Articolo sicuramente interessante e che meriterebbe ben maggiore diffusione ed approfondimento nel contesto sia governativo che della pubblica opinione.

    Condivido sostanzialmente l’insieme dello stesso, con l’eccezione di quanto si ipotizza nella parte conclusiva per ipotizzare un risultato alternativo con un maggiore ricorso al Gas (da sempre troppo elevato e costoso) ed il dimezzamento dell’uso del Carbone (da sempre troppo poco considerato nel “Mix” italiano, a tutto danno della competitività del ns. sistema manifatturiero Paese e della sicurezza strategica per gli approvvigionamenti energetici nazionali).

    Infatti, tale ipotesi ed i relativi conteggi è condizionata dalla convinzione che utilizzare il Gas per la produzione elettrica comporterebbe circa la metà delle emissioni di CO2 rispetto all’uso del Carbone. Questa considerazione è vera, ma solo se per tale confronto ci si ferma alla “Fase post-combustione”.
    Ma le emissioni di GHG (gas ad effetto serra, e primariamente: CO2, CH4 e N20) necessita conteggiarle nel Ciclo di Vita (LCA) dei combustibili, andando a monitorare, conteggiare ed attribuire anche le emissioni di GHG della “Fase pre-combustione”, vale a dire di quando si estraggono i combustibili dai giacimenti.

    Ed allora, facendolo (chissà perché invece questo non avviene ???), ci si potrebbe accorgere che in tale fase di produzione/estrazione dei combustibili – ed in particolare dell’estrazione del Gas Naturale dai giacimenti, le emissioni di GHG NON sono affatto “marginali”, anche se stranamente, del tutto trascurate, soprattutto da chi parla molto sui temi ambientali e dei supposti Cambiamenti Climatici derivati (AGW).

    Se si monitorassero (ed i dati sarebbero facilmente acquisibili, se lo si vuole!) la situazione risulterebbe ben diversa da quanto si crede. Se poi, invece dell’altra incredibile “forzatura” di conteggiare l’equivalenza (in C02eq) delle emissioni di CH4, si considerasse il termine temporale di 20 anni (già doppio rispetto al necessario ed opportuno), anziché quello “stranamente” suggerito dall’ UNIPCC di 100 anni (!?!), allora le cose sarebbero ancora più rilevanti, perché tale valore bisognerebbe moltiplicarlo per 3 volte!!!

    Insomma, razionalità e buonsenso vorrebbero che si mettessero da parte le fuorvianti teorie AGW e con razionalità di guardasse a tale settore energetico senza pregiudizi e speculazioni, costose e fallaci, ma (forse?) interessate.

    Questo sarebbe peraltro fondamentale per un Paese povero di materie prime come l’Italia che necessiterebbe quindi di equilibrare e diversificare il proprio “MIX delle Fonti” per la produzione elettrica, per portarlo almeno in linea con la MEDIA della Ue28 (Italia inclusa), per difendere e sostenere la competitività del ns. sistema manifatturiero Paese e quindi il benessere e lo sviluppo a casa nostra, che è ormai un lontano ricordo causa la crisi ormai cronica degli ultimi 7 anni!

    Parliamone, senza preconcetti, che è meglio per tutti.

  3. Caro Sorgenti,
    Mi piacerebbe innescare un flame, solo per richiamare un poco di attenzione su questi importanti ragionamenti, ma sfortunatamente non posso che essere in accordo su quanto afferma :-).
    Se i gasdotti sono una sorta di colabrodo come si dice, allora è certamente meglio il carbone.
    Inoltre come insegna questo stesso e geniale articolo se il GNL è più costoso del carbone, ci obbliga a conteggiare l’energia incorporata nel denaro speso in eccesso a parità di energia convertita, esattamente come dovrebbe capitare per il fotovoltaico.

    Per ogni euro di differenza tra gas e carbone gli europei sono chiamati a lavorare per guadagnare e pagare l’extra costo in bolletta consumandosi 3kWh aggiuntivi di energia primaria, questa è la ineluttabile intensità energetica europea.

    Quindi per metterla in cifre 3 metri cubi di gas che costano circa un euro e producono circa 10kWhe, sono già costati 3kWh-th (e relative emissioni) nascosti nel denaro.
    Mentre il carbone che sembra costi 10 volte meno del gas (a parità di energia), lascia il vantaggio entropico che fornisce alla società umana quasi intatto.

    Le conclusioni dell’articolo, però e forse, volevano semplicemente suggerire che una modulazione sul mix energetico fossile ed efficentamento delle centrali avrebbe avuto maggiori possibilità di ridurre le emissioni di CO2 di quanto ottenibile dal grande dispiegamento di fotovoltaico.

  4. Eugenio Saraceno

    Salve Sorgenti,
    come autore dell’articolo la ringrazio per gli apprezzamenti e le devo certamente una risposta sui punti che lei ha giustamente sollevato in merito alle emissioni del gas naturale su tutto il ciclo di vita dal pozzo alla centrale.
    Nei calcoli delle emissioni ai fini dell’ emission trading e dei vari protocolli di Kyoto ciascun paese ha la responsabilità solo per ciò che accade nei propri confini; in particolare per l’Italia la maggior parte delle emissioni a monte della centrale avvengono fuori dai confini, non appaiono nei bilanci del settore elettrico e sono solo parzialmente nel conteggio “perdite e consumi di servizio” e “settore minerario”.
    Concordo con lei che questo approccio diviene abbastanza ipocrita quando le emissioni “trascurate” avvengono in paesi che non hanno preso impegni a ridurre le emissioni ma non mi era possibile allargare così tanto lo scopo dello studio.
    Le confermo l’interpretazione che ha dato Ippolito delle conclusioni dell’articolo, si voleva suggerire l’esistenza di mix energetici fossili capaci di ottenere gli stessi risultati di riduzione delle emissioni anche senza il fotovoltaico (pur nella criticabile cornice dei conteggi “alla Kyoto”). In alternativa avrei potuto suggerire di aumentare il ruolo del carbone ripotenziando le centrali più vecchie ed inquinanti utilizzando l’ultracritico ambientalizzato, utilizzando i risparmi in bolletta per realizzare dei pozzi di CO2 mediante riforestazione.
    Per dare una indicazione quantitativa all’effettivo impatto della filiera del gas sulle emissioni di CO2 mi riferirei all’accademia nazionale delle scienze americana che riporta una forchetta dal 3.6–7.9% per lo shale gas e dal 1.7–6.0% per il gas convenzionale a cui si aggiunge un 2,4% di perdite di rete http://www.pnas.org/content/109/17/6435.full quindi si hanno perdite complessive dal 4% ad oltre il 10%; prenderei un 7% medio tanto per fissare le idee.
    Per quanto riguarda gli altri grandi produttori come la Russia e i paesi ex sovietici dato il ruolo nullo dello shale le emissioni al pozzo sono nella parte bassa della forchetta mentre lo stato di manutenzione dei gasdotti potrebbe implicare perdite superiori in quella fase. Esportatori di GNL come Nigeria, Qatar ed Indonesia non hanno le perdite di rete compensate però più che abbondantemente dalle perdite nei treni di liquefazione. Pertanto mi sentirei di prendere questo 7% come una media abbastanza affidabile. Considerando il ruolo 37 volte superiore del CH4 in termini di potere forzante rispetto alla CO2 ed una emivita in atmosfera di 12 anni, considerando un periodo d’interesse di 100 anni avremmo che il fattore moltiplicativo da applicare alle emissioni del gas bruciato da una utenza è (37*0,07)/12 ovvero circa 20% superiore a quanto calcolato ai fini dell’emission trading.
    Per amor del vero i conteggi di CO2 non tengono conto nemmeno delle emissioni che avvengono per il trasporto del carbone; niente a che vedere con l’ordine di grandezza imputabile al gas, si tratterebbe di un 1-2% in più, al variare della qualità di carbone trasportata e della distanza percorsa.

    cordialmente

  5. Rinaldo Sorgenti

    @ eugenio saraceno:

    La ringrazio per l’ulteriore commento e relative valutazioni.
    Mi domando però perché considerare il fattore di equivalenza CH4/C02 su 100 anni, visto che l’emivita in atmosfera del CH4 è 12 anni.

    Forse, anche senza esagerare, si utilizzasse un arco temporale più opportuno: 20 anni, basterebbe, eccome se basterebbe ad una visione meno distorta e speculata.

  6. Eugenio Saraceno

    @Rinaldo Sorgenti

    Il secolo è l’ordine di grandezza dei fenomeni climatici. Sostanzialmente per tener conto del fatto che la CO2 si accumula in atmosfera mentre il metano no è necessario pesarlo su un tempo congruo con il tipo di fenomeno in gioco.

  7. Rinaldo Sorgenti

    @ Eugenio Saraceno,
    Leggo solo ora la sua ulteriore precisazione per la quale la ringrazio.
    Vorrei però osservare che i sostenitori dell’AGW (vale a dire la teoria che vorrebbe colpevolizzare l’uomo per i cambiamenti climatici, che ci sono invece sempre stati e continueranno ad esserci anche in futuro, sostanzialmente dovuti a fattori esterni al pianeta), vorrebbero che si agisse in tempi molto brevi per modificare tali “emissioni antropiche” in atmosfera!
    Se quindi teniamo conto che il Gas (CH4) ha un’intensità ai fini del GWP (Global Warming Potential) molto maggiore della CO2, l’effetto delle emissioni di CH4 ha un’incidenza sul breve-medio termine molto maggiore. Quindi, suggerire di sostituire il Carbone con il Gas non aiuta certo al fine proposto dai sostenitori dell’AGW.

    Forse sarebbe il caso di riflettere ed uscire da tali fallaci, fuorvianti e speculative teorie e destinare le ingentissime risorse sperperate per tale scopo per affrontare i veri problemi dell’umanità, tra i quali le miserevoli condizioni di vita di oltre un terzo dell’umanità che vive nei troppi Paesi sottosviluppati del pianeta, dove una delle principali cause di tale situazione è la mancanza di abbondante e davvero sostenibile energia. Se poi gliela portassimo con l’utilizzo delle più avanzate e moderne tecnologie, allora il beneficio sarebbe davvero globale e per tutti, noi compresi. Poi, investiamo un decimo di tali enormi risorse per la R&S per accelerare il tempo che ci separa dalla scoperta e messa a punto di nuove ed opportune forme di energia per il futuro.

  8. Qualcuno potrebbe spiegarmi in maniera più semplice gli intenti dell’articolo? Grazie!!!

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