Centrali termoelettriche: La frenata degli investimenti

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1 Centrali termoelettriche: La frenata degli investimenti Roberto Meregalli, agosto In questi mesi è stata più volte sottolineata la rivoluzione in atto sul mercato dell energia elettrica. In sintesi i 14 GW (milioni di kw) di pannelli fotovoltaici installati in Italia producono dalle 9 del mattino alle 18 serali un flusso di energia elettrica sufficiente a modificare la determinazione del prezzo del kwh in borsa, cosicché oggi l energia elettrica all ingrosso tocca il suo picco di costo non alle ore 12, come da tradizione, ma intorno alle 22 di sera, realizzandosi così un disaccoppiamento fra prezzi e consumi: il costo non è più massimo quando massima è la domanda. La crescita nel mondo del fotovoltaico (anni ) (fonte Epia) Ad esempio il prezzo delle ore 12 (ora di maggior richiesta di energia elettrica) contrattato per l 8 giugno 2012 è stato pari a 86,49 euro al MWh, mentre alle ore 22 era a 100,15 (quando la potenza richiesta in rete è ben inferiore) e ancora a 96,85 alle ore Vengono alla mente le parole di Agostino Conte, vice presidente del comitato energia di Confindustria che ha recentemente dichiarato che il mercato elettrico praticamente non esiste più: funziona solo dalle 22 fino all 1 di notte. 2 Come dire che solo in queste ore si possono alzare i prezzi, quando il campo di generazione è libero dagli effetti del solare. Ma era così imprevedibile questa situazione? Cosa è successo in questi ultimi anni nella generazione elettrica? Perché tanti investimenti per costruire nuove centrali che ora risultano inutili? Partiamo dal 2002, anno in cui in Italia erano in esercizio MW di centrali termoelettriche che producevano 230 miliardi di kwh (da ora in poi parleremo di terawattora TWh) a fronte di una domanda nazionale di 335 TWh. Partiamo da questa data perché siamo agli inizi degli investimenti delle imprese 1 dati da Gestore Mercati Energetici GME. 2 Intervento fatto in occasione di un convegno organizzato dai radicali il 12 aprile Vedi quotidiano energia.it del 12 aprile 2012

2 elettriche sul nuovo mercato. Nel periodo luglio giugno 2003, come riportato in un documento congiunto dell Autorità garante della concorrenza e di quella per l energia elettrica ed il gas 3, la potenza netta operativa totale del parco centrali italiane, cioè depurata dalle indisponibilità di lungo periodo e relativa agli impianti con potenza maggiore di 10 MW, era pari a MW. In corrispondenza della punta estiva del 17 luglio 2003, la potenza disponibile, comprensiva delle importazioni, era scesa però a MW a fronte di un fabbisogno di MW. Il margine di riserva si attestava quindi su un esiguo 2,4%, rispetto ad un livello del 15%, considerato come ottimale per la sicurezza del sistema. In sostanza, sulla carta, la potenza disponibile risultava sufficiente per garantire la copertura della domanda, ma nella realtà il numero di centrali effettivamente pronte ad entrare in esercizio era ridotto e vicino al limite necessario a garantire la sicurezza della rete nazionale. La stessa AEEG in effetti scriveva che Il parco di generazione italiano evidenzia, quindi, un sovradimensionamento nominale rispetto alla domanda di punta a cui corrisponde, tuttavia, un margine di riserva esiguo. Il problema risiedeva pertanto nella gestione degli impianti ed infatti già l anno seguente, il 2004, grazie ad una ottimizzazione della programmazione annuale delle manutenzioni (spostandole in primavera), unitamente ad una migliore idraulicità, la potenza disponibile complessiva era salita a MW a fronte di un fabbisogno di punta di MW, alzando il margine di riserva ad un dignitoso 12,2% 4. Ma la lettura politico-imprenditoriale degli eventi fu più superficiale: servono nuovi impianti si ripeté insistentemente ed il blackout del 28 settembre 2003 diede ulteriore impeto poiché all opinione pubblica non venne spiegato quanto accaduto, la ricetta per evitare al paese di sprofondare improvvisamente nel buio era quella di costruire; «Servono nuove centrali elettriche e bisogna dare la possibilità all'enel di partecipare alla costruzione di quelle nucleari all'estero» 5, disse ad esempio Bruno Tabacci, allora presidente della commissione attività produttive della Camera. 3 Indagine conoscitiva sullo stato della liberalizzazione dei settori dell energia elettrica e del gas naturale (IC22), Autorità garante della concorrenza e del mercato, maggio Dati relativi al 23 luglio 2004 citati nel documento della nota precedente. 5

3 Il blackout del 28 settembre 2003 Il più grave blackout verificatosi in Italia è stato quello avvenuto nella notte del 28 settembre 2003 alle ore 3:25, con la disalimentazione delle utenze collegate alla rete in quel momento e che ha richiesto un tempo di ripristino del servizio da 3 ore (Friuli Venezia Giulia) a 20 ore (Sicilia). In quella notte alle ore 3:00 la potenza elettrica alimentata in Italia era (ovviamente) bassa e ammontava a MW di cui MW circa erano assorbiti dagli impianti di pompaggio (bacini che di notte rimpolpano acqua nell invaso superiore). La totale potenza importata dall Europa era pari a MW ripartita tra le diverse linee di interconnessione ad Altissima e Alta Tensione dell Italia settentrionale. L importazione, superiore a quella di programma di circa MW, rappresentava una percentuale cospicua, il 24%, del totale del carico alimentato dalla rete italiana. Alle ore 3:01 si verificò l apertura permanente della linea svizzera a Altissima Tensione Mettlen-Lavorgo a causa di un guasto monofase a terra per contatto dei conduttori con un albero. La perdita di questa linea ha determinò una ridistribuzione della potenza importata in Italia nelle altre linee di interconnessione e soprattutto nella rete Svizzera provocando un sovraccarico sulla linea Sils-Soazza, che alle ore 3:25 per sovraccarico andò fuori servizio. Da quell istante la quasi totalità della potenza importata dalla Svizzera si ridistribuita nelle circostanti linee in parallelo ad Alta Tensione di collegamento con l Italia provocandone dopo pochi secondi l interruzione per sovraccarico e privando così il nostro Paese di tutta la potenza importata dall estero. Nel sistema elettrico italiano si verificarono di conseguenza fenomeni di abbassamento della tensione e della frequenza che fecero staccare dalla rete ulteriori 6900 MW di generazione. In maniera automatica vi fu anche il distacco automatico di utenze, ma insufficiente ad annullare il deficit di potenza generata (pari a 1400 MW), per cui la frequenza continuò a calare e, raggiunto il valore di 47,5 Hz, tutte le unità di generazione termiche rimaste in servizio furono disconnesse, provocando il definitivo blackout del Sistema Elettrico Italiano 6. Va detto che certamente era necessario un adeguamento del parco di generazione poiché l avvio del mercato elettrico aveva rivoluzionato il sistema, Enel costretta a vendere numerose centrali aveva ridotto gli investimenti e la pianificazione era rimasta al palo negli anni di vendita delle Genco e di avvio del mercato. Contemporaneamente la domanda elettrica saliva e con essa la domanda di punta (vedi grafico seguente). Carico massimo della rete (MW) dal 1990 al 2011 (fonte Terna) 6

4 Lo sforzo costruttivo prese dunque il via e a partire dal 2002 venne gradualmente rinnovato il parco produttivo italiano, principalmente attraverso la trasformazione in ciclo combinato di impianti esistenti e realizzando nuovi impianti anch essi prevalentemente a ciclo combinato. Complessivamente vennero autorizzati, con le procedure previste dalla legge 55/02 (o dal precedente DPCM del 27 dicembre 1988), 45 impianti di produzione con potenza termica maggiore di 300 MW, con un incremento della potenza complessiva di circa MW elettrici 7. Il 38% degli impianti entrati in servizio è localizzato nell area Nord del Paese, il 43% è localizzato nel Sud. Fonte: Terna 7 Questo intenso programma d investimento, grazie in particolare all entrata in esercizio di cicli combinati a gas (CCGT), ha portato negli ultimi dieci anni ad un ragguardevole miglioramento dell efficienza media del parco di generazione termoelettrico, tra i più alti dell Unione Europea. Dal 40,5% del 2000 si è passati ad un valore medio del 51% nel triennio Lo spostamento verso il gas naturale ed i miglioramenti di efficienza si sono inoltre tradotti in una riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra: dal 2000 al 2008 le emissioni per unità di produzione degli impianti termoelettrici sono diminuite del 17% circa.

5 Il ciclo di questi investimenti oggi è arrivato al capolinea, nel 2011 è entrata in funzione una sola centrale termoelettrica: si tratta dei 380 MW (alimentati a gas metano) dell impianto di Iren a Torino Nord, inaugurato nel novembre (vedi foto sottostante). Infine, il 29 maggio 2012 è stata inaugurata la centrale di Lodi 9 di Sorgenia, anch esso un ciclo combinato da 800 MW di potenza. La tendenza nel termoelettrico alla monocultura dei cicli combinati ha fatto sì che fossero i cicli combinati a fissare sempre più spesso il prezzo all ingrosso dell energia elettrica, l indice di tecnologia marginale calcolato dal Gme per questi impianti è infatti passato dal 21,5% del 2005 al 56% del Ma mentre cresceva il numero di cicli combinati avvenivano due importanti cambiamenti: la domanda elettrica rallentava la sua crescita per trasformarsi in decrescita ed all interno del sistema si assisteva allo sviluppo, del tutto inatteso nei termini in cui è avvenuto, delle fonti rinnovabili. Il grafico che segue mostra come la domanda di energia elettrica sia salita dai 310,7 TWh del 2002 ai 339,9 del 2007 per poi iniziare un trend di discesa, i dati dei primi 5 mesi del 2012 mostrano un calo del 3,2% rispetto al debole Proprio in concomitanza col calo dei consumi è avvenuto il boom delle rinnovabili, cresciuti dai MW del 2010 (essenzialmente idroelettrico) ai di fine 2011: +125%

6 In particolare sono stati l eolico e il solare fotovoltaico ad esplodere e a rivoluzionare l offerta di elettricità. Così mentre è cresciuta la generazione rinnovabile (nel grafico è evidenziata quella eolica e fotovoltaica) È calata quello del termoelettrico e nel 2010 la produzione è stata identica a quella del 2002 ma con molte più centrali che pertanto hanno lavorato per molte meno ore l anno. Il primo effetto della contrazione è stato quello di mandare fuori regime i normali impianti a vapore (olio combustibile e gas) poiché un ciclo combinato ha una efficienza superiore, una maggiore flessibilità di funzionamento e, in cogenerazione, genera 2-3 volte più elettricità degli impianti a vapore. Il secondo step è stata la crisi stessa dei cicli combinati: nel 2002 potevano lavorare per ore l anno, ma nel 2010 hanno potuto funzionare mediamente solo per ore!

7 Il 20 luglio 2010, Simone Mori di Enel, davanti all AEEG, dichiarava che l attuale livello dei prezzi non consente la piena copertura dei costi di produzione degli impianti a ciclo combinato di nuova realizzazione. Si badi bene, parliamo di luglio 2010, due anni prima che il fotovoltaico sia in grado di generare 2 TWh di elettricità in un mese (quello di maggio); pertanto non è corretto accollare alle fonti rinnovabili la colpa della crisi del termoelettrico: questa crisi non è di oggi ed ha un unico colpevole: la mancata pianificazione (impossibile in effetti in un sistema liberalizzato) e l errata previsione degli imprenditori rispetto alla crescita dei consumi elettrici. Detto in una parola, il mercato non ha funzionato. Ad ogni modo, la situazione attuale ha posto il blocco a numerose realizzazioni programmate, poiché la voglia di costruire aveva prodotto una overdose di progetti, si pensi che nel solo 2012 sono stati archiviati i procedimenti relativi a 7 centrali per un totale di MW (senza considerare Rossano Calabro che sarebbe stata una conversione) e MW erano stati annullati nel 2011: in totale quasi 8 mila MW. Tabella progetti di centrali annullate negli anni (fonte Mse) Data Impianto Committente archiviazione 29/05/2012 Centrale Termoelettrica da 870 MW di Corinaldo (AN) EDISON 13/03/2012 Centrale Termoelettrica da 800 MW - località Pian del Mileto Energie Rigo nel Comune di Mileto (VV) 22/02/2012 Centrale Termoelettrica da 800 MWe nel Comune di Mirant Italia S.r.l. Bentivoglio (BO) 07/02/2012 Centrale termoelettrica a ciclo combinato di circa 400 Società Centrale Orobica S.r.l. MW elettrici e 70 MW termici nel Comune di Treviglio (BG) 07/02/2012 Centrale termoelettrica a ciclo combinato di circa 400 Elettra GLL S.p.A MWe di Settimo Torinese (TO) 07/02/2012 Conversione a carbone della Centrale termoelettrica di Enel Produzione Rossano Calabro (CS) 25/01/2012 Centrale termoelettrica a ciclo combinato alimentata a Crotone Power Development gas naturale della potenza elettrica di circa 400 Mwe da S.r.l. realizzarsi in località Pertusola nel comune di Crotone (KR) 14/10/2011 Centrale termoelettrica a ciclo combinato da 400 Mwe in comune di Spinadesco (CR) 14/06/2011 Centrale termoelettrica della potenza elettrica di circa 800 MW in comune di Borgo San Dalmazzo (CN) 14/06/2011 Centrale termoelettrica di potenza nominale pari a 250 Mwe da realizzarsi nel comune di Carrara (MS) 14/06/2011 'Centrale termoelettrica a ciclo combinato da 400 Mwe alimentata a gas naturale da realizzarsi nel comune di Montenero di Bisaccia (CB) 14/06/2011 Centrale termoelettrica di potenza nominale pari a 1450 Mwe da realizzarsi nel comune di Colleferro (RM) 31/05/2011 Centrale a ciclo combinato della potenza elettrica di circa 230 MW in comune di Coriano (RN) 21/04/2011 Centrale termoelettrica a ciclo combinato da 980 MW e (parere relative opere connesse nel Comune di Teramo (TE) negativo) ASM Brescia S.p.A. - AEM Cremona S.p.A. - Acciaieria ISP S.r.l. - Edison S.p.A. Italcementi S.p.A. Società Italgen S.p.A. Società Horizon Energy Development - ACEA Electrabel Produzione SpA Società Italgen S.p.A Società Hera S.P.A. Sithe Global Italia S.r.l.

8 Questa ecatombe di progetti non esaurisce però le iniziative volte a costruire nuove centrali termoelettriche, Nei primi mesi del 2012 il Ministero per lo sviluppo economico (MSE) ha dato via libera alla costruzione di un nuovo gruppo a carbone a Vado Ligure 10 (460 MWe) di proprietà di Tirreno Power; nel 2011 aveva autorizzato nel territorio del Comune di Presenzano la costruzione di una centrale termoelettrica a ciclo combinato alimentata a gas naturale caratterizzata da una potenza elettrica pari a circa 810 MW 11. Rimangono in pista ulteriori tre progetti che hanno ottenuto la VIA dal Ministero per l ambiente, elencati di seguito. Data ottenimento VIA Impianto Committente 15/06/2012 Centrale Termoelettrica a SEI S.p.A. carbone da 1320 MW a Saline Joniche di Montebello Jonico (RC) 03/05/2012 Centrale termoelettrica a ciclo Loreo (RO)WestEnergy S.p.A. combinato di potenza elettrica pari a 800 MW in comune di Loreo (RO) 12/09/2011 Centrale termoelettrica a ciclo combinato da 800MW nel comune di Simeri Crichi (CZ) Società Edison S.p.A