IL D.M. 23/6/ SVILUPPO, COSTI E PROSPETTIVE DELLE FER IN ITALIA

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1 IL D.M. 23/6/ SVILUPPO, COSTI E PROSPETTIVE DELLE FER IN ITALIA 1. Generalità (Osservatorio ambiente) Il ritardo, di un anno e mezzo, del DM (incentivazione alle rinnovabili diverse dal fotovoltaico) la dice lunga sulle difficoltà tecniche ed economiche in cui il Governo deve agire in seguito al recente abnorme sviluppo super incentivato della produzione elettrica da fonte rinnovabile (FER). Basti dire che l'italia, prima in Europa, ha raggiunto già nel 2012 l obiettivo UE al 2020 dei consumi finali lordi di energia elettrica coperti da FER, impegnando notevoli risorse economiche ma anche ambientali. Ciononostante, il Decreto prevede ulteriori incentivi per FER elettriche, che potranno indurre altri 860 MW di impianti eolici e un marginale sviluppo idroelettrico (80 MW). Questa nuova incentivazione, aperta ad un settore che ha già imbrigliato la quasi la totalità delle acque montane ( MW già installati) non lascia tranquilli, neanche se si considerano le limitazioni ambientali e finanziarie previste dallo stesso DM. Forse, visti i risultati raggiunti, sarebbe opportuno evitare ulteriori sacrifici alla montagna girando le risorse ancora disponibili sul risparmio ed efficientamento energetico negli edifici e altri settori ancora sofferenti. 2. La posizione italiana nello sviluppo FER Il grafico di Fig. n. 1 (fonte GSE) mostra le percentuali dei consumi lordi di energia coperti da FER nell ultimo decennio, distinguendo quelli del settore elettrico e quelli finali o totali, raffrontati con le traiettorie di sviluppo previste nei due casi dal Piano d Azione Nazionale (PAN) a suo tempo previsto per soddisfare gli obiettivi vincolanti assegnati all Italia della direttiva 2009/28/ CE per il OBIETTIVI ENERGETICI CE PREVISTI DAL PAN ITALIANO E RISULTATI FINORA OTTENUTI Fig. n.1 1

2 La copertura FER per i consumi elettrici superava già nel 2012, il target CE del 27% assegnato all Italia per il 2020, raggiungendo poi nel 2014 il target del 17 % per i consumi energetici totali Il grafico di Fig. n. 2 mostra che l Italia è all avanguardia rispetto ai maggiori stati europei nel soddisfare gli obiettivi loro assegnati per le FER e potrebbe concedersi una pausa per assestare gli squilibri e relative criticità introdotte nel sistema elettrico da rapidi incrementi di produzioni FER improvvisamente distribuite su inadeguati e diversi livelli della rete elettrica (in Alta Media e Bassa Tensione) con forti componenti non programmabili (fotovoltaica) inadatte a fornire i servizi ancillari di regolazione dei parametri di rete. Fig. n Costi dello sviluppo incentivato di FER elettriche La posizione d avanguardia raggiunta dall Italia in questo campo, ha anche caricato pesanti costi alla sua utenza elettrica, in quanto le forti incentivazioni attuate, soprattutto dal 2008 al 2011, garantite per anni e spalmate sulle tariffe elettriche nella componente A3, hanno cumulato oneri generali di sistema che nel 2014 hanno totalizzato quasi 13 miliardi di euro/anno. L incremento di detti oneri negli anni successivi all entrata in esercizio degli impianti superincentivati sono rappresentati nella tabella di Fig. n. 3, in cui si rileva una preponderanza della componente A3, riguardante la copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate, di cui quasi la metà è dovuta alla produzione fotovoltaica. Anche la 2

3 componente Ae, applicata nel 2014 per agevolare le tariffe delle aziende più energivore, è conseguente al caro prezzo dell energia elettrica italiana indotto dagli incentivi alle FER; prezzo che riduce o nega la competitività di molte aziende italiane sui mercati internazionali. Fig. n. 3 Ma detti oneri non sono i soli che le FER fanno gravare sulla bolletta elettrica degli utenti. Le componenti di costo di quest ultima sono rappresentate nel grafico di Fig. n. 4, in cui si nota anche un incremento crescente per i servizi di rete, che si aggiunge agli oneri di commercializzazione e vendita dell energia e alle imposte. Gli oneri di rete sono infatti gravati dai costi di ristrutturazione della rete elettrica, resi necessari dallo sviluppo di ingenti produzioni FER distribuite su territori e regioni con reti inadeguate (Fig. n. 5) e da quelli necessari al dispacciamento e allo stoccaggio (accumulo) di sovrapproduzioni elettriche non programmabili (fotovoltaico). La nuova tariffazione elettrica entrata in vigore nel 2016 accentua ulteriormente l incidenza degli oneri di sistema e soprattutto dei servizi di rete, applicati con quote crescenti al crescere dei consumi annuali, come da nota (*). Da questa si rileva che, per utenze a maggior tutela con consumi medi famigliari di circa 3000 kwh/anno, la somma di queste due componenti rappresenta circa il doppio del costo di vendita dell energia. (*) Nota: Costi (c /kwh) per utenza in abitazione di residenza anagrafica con potenza impegnata da 3 kw: - consumi da 1801 a 2640 kwh/anno: servizio vendita = 8,173; servizi di rete = 4,236; oneri generali di sistema = 6, consumi da 2641 a 4440 kwh/anno: = 8,528; = 8,218; = 8, consumi oltre 4440 kwh/anno: = 8,908 ; = 12,485; = 8,5102 3

4 Composizione percentuale della spesa per l'energia elettrica per l'utente domestico in maggior tutela (fonte Autorità Energia Elettrica e Gas) II trimestre 2014 III trimestre 2015 Il progressivo incremento percentuale degli oneri generali e deiservizi di rete sono in gran parte causati dal cumularsi delle incentivazioni passate e presenti (garantite per anni) e dai maggiori costi per l adeguamento della rete elettrica alla produzione distribuita delle FER Fig. n Le sezioni critiche della rete (linee trasversali rosse) e il potenziamento della stessa con nuovi elettrodotti e stazioni, riguardano principalmente il sud, dove maggiore è la presenza di FER. Fig. n. 5 4

5 4. Limiti posti dal Decreto Sostanzialmente quindi il DM 23/6/2016, richiamando e applicando in parte gli analoghi criteri del precedente DM , si incunea tra una situazione già di fatto critica del sistema elettrico nazionale, che deve gestire uno sviluppo troppo rapido e costoso di produzioni FER e le prospettive di ulteriori sviluppi FER, secondo gli obiettivi europei al 2030 e della COP 21 di Parigi, del dicembre Transitoriamente, il Decreto riattiva per il solo anno 2016 incentivi per impianti FER non fotovoltaici, ponendo dei limiti di sviluppo sia di tipo finanziario che tecnico-ambientali. Il limite finanziario è rappresentato dal tetto di costo annuo degli incentivi non fotovoltaici in essere, calcolato mensilmente dal GSE e fissato a 5,8 miliardi di euro, raggiunto il quale, dopo 30 giorni, viene bloccato l accesso ad ogni tipo di incentivo. I limiti tecnici sono determinati: a) da un contingente di potenza, pari a 1370 MW, incentivabile entro il 2016 suddiviso in sottocontingenti per le diverse FER, tra i quali figurano: 80 MW per l idroelettrico; 860 MW per l eolico on-shore; 90 MW per le biomasse; 120 MW per il solare termodinamico e 90 MW per rifacimenti e maggior efficienza (particolarmente eolici ed idroelettrici) b) dalle diverse modalità di accesso e calcolo degli incentivi, secondo soglie di potenza degli impianti, variabili per le diverse FER: - accesso diretto per potenze piccole; - iscrizione a registri per potenze medie; - con aste al ribasso per potenze maggiori di 5 MW. c) in ragione dell elevata concentrazione di impianti non programmabili già in esercizio in alcune zone, e delle relative criticità nella gestione in sicurezza delle reti, il GSE, con la pubblicazione del bando d asta indica l ulteriore capacità produttiva massima di impianti non programmabili, incentivabile nelle medesime zone I limiti ambientali sono rappresentati: dalle norme ambientali vigenti, richiamate in particolare per l idroelettrico; da limitazioni dei prelievi idrici in alveo per impianti idroelettrici di potenza inferiore a 250 kw; da una elenco di biocombustibili e biomasse ammesse alla conversione energetica. 5. Situazione attuale e prospettive di ulteriore sviluppo FER elettriche La tabella di Fig. n. 6 riporta i dati di potenza efficiente e produzione lorda di impianti alimentati da FER dell ultimo quinquennio, evidenziando come la produzione totale sia leggermente fluttuante di anno in anno secondo le diverse condizioni meteo e relative precipitazioni, dalle quali dipende la prevalente produzione idroelettrica. Il contributo della produzione elettrica FER al consumo interno lordo (CIL), che nel biennio è stato mediamente intorno al 35 % potrebbe raggiungere il 44 % nel 2020 e il 50 % nel 2030, secondo gli scenari di fig. n. 7 prospettati da RSE (unità di ricerca del GSE) che rappresentano una prospettiva di politica industriale tutta da verificare, stante le incertezze politico economiche della attuale situazione nazionale, ma anche europea e mondiale. Per quanto riguarda le prospettive di sviluppo delle singole produzioni FER, la Fig. n. 8 mostra una evoluzione possibile secondo RSE, sempre con riferimento agli obiettivi 2020 e Tale evoluzione vede un ulteriore espansione del fotovoltaico, che dovrà essere associato ad appropriati sistemi di accumulo, per rendere l energia prodotta programmabile e fornitrice di servizi di rete; altri incrementi sono attesi per le bioenergie, il geotermico ed il solare termodinamico, mentre sono attesi decrementi al 2030 della produzione eolica, quando cesserà l incentivazione quindicennale dell energia prodotta da impianti poco efficienti, che difficilmente saranno rinnovati senza gli incentivi del passato. 5

6 Fig. n. 6 Fig. n. 7 6

7 Anche l idroelettrico, pur mantenendo la sua attuale superiorità produttiva, non potrà aggiungerne molto a quella attuale, salvo ammodernamenti ed efficientamenti, essendo ormai quasi totalmente sfruttate le risorse disponibili.. Fig. n Considerazioni conclusive Gli scenari di possibile sviluppo FER in ambito nazionale, privilegiano un possibile ulteriore sviluppo fotovoltaico e in misura minore quello geotermico, prevedendo che le innovazioni tecnologiche all orizzonte possano rendere meno costosi i relativi impianti e maggiori i rendimenti della conversione energetica, soprattutto quella fotovoltaica, consentendo quindi costi competitivi dell energia prodotta, anche senza incentivazioni. Del resto, le limitazioni di spesa per incentivi imposte dal recente Decreto e i costi cumulati degli stessi a carico delle utenze elettriche, sembrano non lasciare molto spazio nei prossimi anni ad ulteriori elargizioni in tal senso. Quindi, ulteriori sviluppi FER saranno possibili solo per gli impianti più competitivi, poiché i margini incentivanti andranno probabilmente a ridursi nel tempo. In questa prospettiva, sembra che non possano avere un futuro, allo scadere del quindicennio incentivato, i molti impianti eolici funzionanti per meno di ore equivalenti/anno. Per questi casi, esiste la preoccupante possibilità di eventuali abbandoni e relativi problemi ambientali. Restano quindi valide le preoccupazioni espresse nel punto sette del Bidecalogo CAI per la insostenibilità economica e ambientale di impianti a fonte rinnovabile forzati da incentivi che ne alterano la funzione e la misura Carlo Brambilla - ONTAM 7