Niente più nucleare. Sì, ma come?

Dopo l’incidente di Fukushima, la Germania ha deciso l’abbandono dell’energia nucleare dal 2022, anno in cui le centrali tedesche verranno spente. Da allora le domande più comuni sono state due: come Berlino pensa di sostituire l’energia dell’atomo – che oggi produce il 22 per cento dell’energia elettrica tedesca – e se gli incentivi alle rinnovabili continueranno o meno. Negli ultimi mesi, sono state molte le voci concordi nell’affermare che la Germania avrebbe abbandonando l’attuale sistema di finaziamento per le energie rinnovabili, reputato insostenibile nell’assenza di una fonte abbondante e ragionevolmente economica come il nucleare.

L’approvazione del Renewable Energy Sources ActErneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) – da parte del Parlamento tedesco poche settimane fa non potrebbe dare miglior risposta alle domande. Il piano conferma gli incentivi alle energie rinnovabili, per alcune fonti addirittura lo aumenta, pianificandone lo sviluppo per la prossima decade. La tabella sotto mostra la produzione di energia elettrica in Germania nel 2010 e nelle previsioni per il 2020 divisa per fonti. Guardatela bene, poi facciamo qualche considerazione.

Energia

Il contributo del nucleare alla produzione di energia elettrica in Germania nel 2010 è stato di 133 terawattora (TWh) l’anno su un totale di 610, il 22 per cento circa. Questo è il totale che i tedeschi dovranno rimpiazzare da qui al 2022 con rinnovabili e risparmio energetico.

Il piano EEG prevede un aumento della potenza fotovoltaica installata di 3.5 GW l’anno, che andranno a sommarsi ai 17 GW già presenti. Nel 2020, dunque, si avrà un totale di 52 GW di solare fotovoltaico con cui produrre circa 60 TWh l’anno. Si tratta della metà dell’energia elettrica prodotta col nucleare. In altri termini, come avevamo postulato tempo fa, sarà sul solare fotovoltaico che in Germania concentreranno le attese per l’abbandono del nucleare.

Per ciò che riguarda l’energia del vento, l’eolico convenzionale (on-shore) in Germania è già abbondantemente sfruttato e il governo punta sullo sviluppo dell’eolico off-shore, quello al largo delle coste. Nelle intenzioni di Berlino, l’eolico off-shore raggiungerà nel 2020 i 10 GW di potenza installata dall’attuale zerovirgola, con un aumento della produzione eolica previsto di 22 TWh all’anno. Questo vuol dire installare circa 50 parchi eolici off-shore come quello di Horns Rev in Danimarca, uno dei più grandi del mondo, e posare in mare 500mila tonnellate di acciaio, la metà della TAV Firenze-Bologna. Manco a dirlo, sarà un’impresa enorme.

Fin qui, sole e vento forniranno circa 80-85 TWh l’anno sui 133 necessari. Il terzo grosso contributo dovrebbe venire dal risparmio energetico. In Germania è previsto una diminuzione dei consumi energetici del 50 per cento nel 2050. Un incremento dell’efficienza energetica del 5 per cento nel 2020 – per cominciare cauti – si tradurrebbe in 30 TWh l’anno di energia risparmiata. I restanti 15 TWh verrebbero da biomasse, idroelettrico e tutto il resto.

Incentivi e costo

Concentriamoci sul solare fotovoltaico, che darà il contributo maggiore e su cui riposa buona parte delle aspettative. Il costo di produzione del chilowattora fotovoltaico è ancora alto: oggi produrre un chilowattora solare costa circa 3 volte più di gas e nucleare. I costi sono in discesa ma ancora per un po’ ci sarà bisogno di incentivi. Lo avevamo visto qualche settimana fa. Dei 17 GW di potenza fotovoltaica attualmente installati in Germania ben 8 GW sono stati installati nel solo 2010. Altrettanto corposamente sono saliti gli incentivi sborsati dallo stato e corrispettivamente è salito il livello di preoccupazione di Berlino. Il solare tedesco viene infatti incentivato con uno schema simile a quello italiano: al proprietario dei pannelli fotovoltaici viene garantito un incentivo economico per venti anni sulla base della tariffa prevista al momento della messa in servizio dell’impianto. Alla tariffa media del 2010, i 12 TWh fotovoltaici sono costati circa 5 miliardi di euro di incentivi a Berlino. Altrimenti detto, la produzione di energia dal sole ha goduto di un incentivo medio di 40 centesimi di euro al chilowattora. Questo numero va confrontato col prezzo medio in bolletta di 25-30 centesimi del chilowattora ottenuto da fonti convenzionali.

Gli incentivi non sono comunque persi. Una parte ritorna nelle tasche dei cittadini per effetto calmierante del fotovoltaico sul prezzo di mercato dell’energia elettrica. Siccome il picco del consumo energetico giornaliero – il momento in cui l’energia elettrica costa di più e i produttori spuntano guadagni maggiori – coincide col picco di produzione del fotovoltaico, l’immissione sul mercato dell’energia del sole induce un abbassamento dei prezzi e una conseguente diminuzione del costo dell’elettricità. In pratica, il fotovoltaico costa in incentivi ma fa risparmiare sulle bollette. Quanto si recupera? Nel caso dell’Italia, stime recenti [1] indicano un recupero di 360 milioni di euro nel periodo febbraio-giugno 2011. Ottimisticamente, è possibile che il calmieramento del prezzo dell’energia elettrica tramite incentivi al fotovoltaico consenta un ritorno del 30-40 per cento degli incentivi. Al netto, dunque, per l’intero 2011, è probabile che gli incentivi all’energia solare costeranno all’Italia oltre 1 miliardo di euro, che non sono bruscolini. Per quanto riguarda la Germania, fatte le debite proporzioni, è probabile che la spesa netta per gli incentivi al fotovoltaico nel 2011 dovrebbe attestarsi a più di 3 miliardi e aumenterà all’aumentare della potenza installata, da qui al 2020.

Va però considerato che in Germania esiste una robusta industria del solare fotovoltaico, sviluppatasi grazie ad una precisa scelta di indirizzo del mercato sostenuta dalla politica durante l’ultima decade. Non solo si investe in ricerca, sull’aumento dell’efficienza della tecnologia a film sottili – quella che porterà all’effettiva convenienza del chilowattora solare – ma, grazie all’export dell’industria solare, la Germania recupera la spesa sostenuta per gli incentivi, con gli interessi. O meglio, dovremmo scrivere recuperava. All’enorme aumento della potenza installata in Germania nel 2010 – gli 8 GW di cui sopra, metà del totale mondiale installato – non è infatti corrisposta una crescita altrettanto corposa della capacità produttiva fotovoltaica interna. In pratica, nel 2010, la Germania è diventata importatore netto di pannelli solari, principalmente dalla Cina, e niente ricavi dall’export. Per questo motivo, nel piano EEG è stato deciso di legare gli incentivi al fotovoltaico alla potenza installata – più se ne installa meno si incentiva – tramite un piano di crescita decennale controllata.

E L’Italia?

La situazione dell’Italia è simile ma diversa dalla Germania. Diversa perché l’Italia non ha una potenza nucleare da sostituire entro un certo termine. Il che ci garantisce maggior libertà d’azione. Simile perché, con il recente referendum, l’Italia ha confermato il suo no all’energia nucleare e deve puntare con decisione sulle rinnovabili, pena la totale dipendenza dal gas e dalle importazioni.

Dal punto di vista industriale, purtroppo, non siamo ben messi. In Italia viene assemblato solamente il 15 per cento dei pannelli mentre il 98 per cento del silicio prodotto e venduto proviene dall’estero. L’industria italiana, per l’inesistente supporto alla ricerca e per l’instabilità politica, si è concentrata sull’installazione. La produzione è essenzialmente assorbita dal mercato interno, e non basta neppure. Per cui, niente recupero degli incentivi grazie all’export come in Germania. Inoltre, l’attuale politica d’incentivazione è tutta rivolta al mercato e un’attenzionale solo minimale è rivolta alla ricerca. Ad oggi, il 91% del fotovoltaico installato in Italia è basata sulla tecnologia al silicio cristallino – quasi lo stesso valore del 2009 [2] – che ben difficilmente raggiungerà la parità economica (grid parity) per i limiti tecnologici del silicio.

Vediamo il solare installato: la potenza fotovoltaica installata in Italia nel 2010 era di 3.5 GW. Oggi, a distanza di sei mesi, siamo già oltre gli 8 GW. Questa crescita è abbondamente sottilineata da articoli trionfanti di buona parte della stampa ambientalista italiana. Quanto costa in incentivi? Con le tariffe dei vari Conto Energia e al netto del risparmio ottenuto dall’effetto calmierante del solare fotovoltaico descritto sopra, quegli 8 GW di potenza fotovoltaica installata arriveranno a costare all’Italia oltre 1 miliardo di euro all’anno. Il governo prevede di arrivare a 23 GW di fotovoltaico nel 2016 che, con le tariffe del quarto Conto Energia e al netto del solito effetto calmierante, corrispondono ad una spesa di quasi 5 miliardi l’anno di incentivi, per 20 anni e a prezzo bloccato. Detto altrimenti, in 20 anni si spenderanno 100 miliardi di euro per produrre 28 TWh l’anno di energia con il solare fotovoltaico. La metà dell’energia prodotta dal nucleare e al doppio del prezzo.

Insomma, per lo scarsissimo interesse alla ricerca e per l’ondivago supporto dato dalla politica all’industria fotovoltaica rischiamo seriamente di buttare via tutti gli incentivi stanziati per lo sviluppo del mercato.

Il problema dell’intermittenza

Oltre al costo, le rinnovabili hanno il problema dell’intermittenza della produzione. Ricordate il black-out nazionale di qualche anno fa? Fu causato dalla caduta di un albero sulla linea ad alta tensione che collega l’Italia alla Svizzera. L’incidente interruppe bruscamente il flusso in entrata, privando inaspettatamente la rete italiana di circa 2 GW di potenza svizzeri. Al distacco svizzero fece seguito il distacco di altri 4 GW di potenza francese, per ragioni di sicurezza interna nella rete d’oltralpe. In pochissimo tempo, vennero dunque a mancare 6 GW di potenza su un totale di 27 GW che alimentavano la rete elettrica italiana in quel momento. Il sistema di controllo reagì richiedendo un intervento compensativo ai generatori di riserva e distaccando le centrali a rischio di sovraccarico. Purtroppo, a causa dell’ora notturna, quasi tutti i generatori di riserva erano spenti e si generò un effetto dominio che culminò nel black-out dell’intero paese con danni economici notevoli e un sacco di contenziosi legali. Per queste ragioni il black-out è uno di quegli eventi che i gestori della rete elettrica vogliono evitare a tutti i costi.

Cosa c’entrano le rinnovabili coi black-out? C’entrano, perchè allo stato attuale, le rinnovabili forniscono energia in modo intermittente. Come abbiamo visto, se il quantitivo di potenza che viene improvvisamente a mancare alla rete elettrica eccede una certa soglia, vi è un rischio concreto di black-out. L’annuvolamento improvviso del cielo sopra tutti gli impianti fotovoltaici a causa di una perturbazione intensa ed estesa, è un evento improbabile ma non impossibile. In tal caso, la potenza fotovoltaica scende del 70 per cento rispetto al valore di picco. A peggiorare le cose, anche la massima variazione dell’eolico si verifica all’intensificarsi del vento: quando la velocità delle raffiche supera il limite di sicurezza delle pale eoliche, il sistema di protezione blocca automaticamente il sistema, riducendo a zero la potenza. In altri termini, una perturbazione atmosferica intensa ed estesa può ridurre considerevolmente la potenza solare ed eolica immessa in rete. Il che, come abbiamo visto, oltre un certo limite si traduce nel rischio di un black-out. Intendiamoci, stiamo descrivendo un evento estremo, ma non impossibile. Forse non meno improbabile di un terremoto o uno tsunami o tutti e due assieme, e ce ne potrebbero essere altri. Certo, si potrebbe installare della potenza di riserva per questi casi d’emergenza, ma questo farebbe aumentare notevolmente i costi fissi di gestione della rete elettrica.

A quanto ammonta il limite di potenza rinnovabile e intermittente prima di incappare nel rischio di un black-out? Stime basate sull’esperienza dei recenti black-out [3] individuano in 9.3 GW il contributo massimo di potenza fotovoltaica intermittente alla rete elettrica, prima di incorrere in rischi di black-out. Oggi siamo ad oltre 8.5 GW [4], piuttosto vicini. Analogo discorso può essere fatto per la Germania, anche se con limiti diversi, per la diversa affidabilità della rete e delle rinnovabili tedesche.

In conclusione, per sostuire effettivamente combustibili fossili o nucleare con le rinnovabili, sia per l’Italia che per la Germania, non vi è altra via che risolvere il problema dell’intermittenza. Esiste una sola soluzione possibile, e passa per lo sviluppo di sistemi di accumulo per l’energia.

Si ringrazia assai Francesco Meneguzzo di ASPO-Italia per contributi e discussioni.
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Note a piè pagina:
[1] “Elettricità a basso prezzo: la strada dei grandi impianti fotovoltaici a inseguimento solare” – F. Meneguzzo, F. Giani, F. Zabini, Ambiente, Risorse, Salute (2011).
[2] “Solar Energy Report” – www.energystrategy.it (2011).
[3] “Rinnovabili intermittenti: limite di allacciamento in rete” – D. Coiante (2011).
[4] Contatore fotovoltaico GSE.

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