Entries by Giorgio Mottironi

La California brucia ed il motivo potrebbe essere una rete elettrica obsoleta.

La California sta bruciano come mai prima, con conseguenti disastri da cui a fatica si riuscirà a riprendere, ma ciò che deve preoccupare è la natura profonda ed estremamente insidiosa che emerge del Climate Change. Quale sarà la prossima terribile sorpresa? Tale violento ed imprevedibile cambio di paradigma svela il significato di ciò che ci aspetta per il futuro. Se non facciamo qualcosa, in fretta.

La California è alle corde: un allarme rosso estremo (red flag warning) interessa le contee californiane fino a quelle dell’Arizona. 26 milioni di persone, migliaia di ettari andati in fumo, black out di energia, interi quartieri bruciati, venti a oltre 100km/h, auto elettriche ferme senza possibilità di essere ricaricate.

Insomma se si volesse rappresentarlo come un girone dantesco, o come una contemporanea apocalisse, non si farebbe probabilmente danno. E tutto ciò mentre gli Stati Uniti forzano per uscire dall’accordo di Parigi, nonostante il loro livello di emissioni di CO2 procapite sia più del doppio di quello Europeo, ed addirittura di quello Cinese (in queste ore il Presidente Xi Jinping ha invece rafforzato la collaborazione nella direzione della decarbonizzazione assieme al Presidente Francese Macron).

Forse questo 2019 è stato davvero un anno horribilis per la quantità di ettari di foreste andate in fumo e per come l’uomo ha reagito o ne è stato causa: in Amazonia le foreste bruciano per permettere agli allevatori di far crescere la propria filiera ed industria. In Siberia più 400 incendi per aumento delle temperature.

Ed in California? Vi siete mai domandati come mai questi incendi continuino ad accadere sempre nelle stesse zone e la cosa non sorprenda quasi mai se non nella dimensione della devastazione?

Ebbene, il climate change ha molto a che fare con il loro divampare perché è sicuramente causa di fenomeni atmosferici sempre più violenti ma, dietro a tutto, potrebbero esserci  banali questioni riconducibili alla configurazione tecnica delle rete di trasmissione dell’energia elettrica che, vetusta e poco efficiente, avrebbe bisogno di consistenti investimenti per essere rinnovata.

People walk past fallen transformers along Parker Hill Road in Santa Rosa, Calif. on Tuesday, Oct. 10, 2017. (Nhat V. Meyer/Bay Area News Group)

Le centrali continuano a produrre energia da fonti fossili, aumentando le emissioni di CO2 ed acuendo i fenomeni atmosferici generati dal climate change. Le reti che distribuiscono quell’energia, già obsolete, sono sempre meno sicure, e finiscono per subire ogni anno sempre più danni, causando una sempre maggiore devastazione che impatta sullo stato di saluta di quella natura che dovrebbe proteggerci dai cambiamenti climatici, equilibrando i livelli di CO2. In pratica siamo in “loop” negativo che è uno di quegli effetti di “negative feedback” regionali antropogenici che stanno accelerando il riscaldamento globale ed i cambiamenti del clima.

A volte i giornali americani parlano di “Big Call for de-energyzing the power grid during wild fires“, o ci ricordano che “Utilities delayed effort to map power line risk to wildfires” (2017), ed a leggere queste notizie c’è da rimanere sbigottiti di come una simile banalità possa essere causa di danni sì enormi.

Ad analizzare puntualmente i fatti, ed un accadimento in particolare, è uno dei nostri ingegneri basati in Canada, con un racconto che non lascia spazio ad interpretazioni e richiederebbe la massima attenzione da parte dell’opinione pubblica mondiale e delle autorità Statunitensi per avviare un piano di investimenti massicci orientato anche a rinnovare la distribuzione dell’energia.

Analizzando tutti gli elementi che concorrono ai disastri riconducibili al climate change quanto stiamo per dire è estremamente importante. L’attuale configurazione e tecnologia di trasmissione dell’energia, la rete, non è più in grado di affrontare gli eventi atmosferici conseguenza del climate change stesso.

Quando accadde a New Orleans, a causa delle forte inondazioni di acqua, supporti delle rete elettriche caddero a terra come foglie dagli alberi in autunno, ma lì, parve a tutti più normale.

In California c’è invece un enorme problema nelle linee di distribuzione nelle aree rurali: lunghe linee sospese che attraversano aree con molti alberi ed erba (poi sempre più secca nelle stagioni aride).

La causa degli incendi è rappresentata dagli alberi che abbattuti dal forte vento cadono sulle palizzate o sui cavi di trasmissione abbattendoli. Eventi che capitano regolarmente, con sempre maggiore frequenza, da circa 100 anni e che hanno serie conseguenze, come si è potuto vedere.

Se nei decenni passati si è riusciti a “controllare” il fenomeno, negli ultimi tempi il climate change ha cambiato completamente lo scenario e gli “outcome” – d’altronde ci si può non aspettare nuove conseguenze con nuove circostanze e nuove forze in gioco -.

Quanto accade, al momento della caduta a terra del palo di trasmissione è un corto circuito: la corrente elettrica si scarica a terra, con una magnitudine di circa 10 volte il carico effettivo trasmesso dalla rete. I fusibili sulla linea a quel punti si squagliano e la corrente viene tagliata. Questo è il metodo di prevenzione pensato e messo in atto.

Ma il climate change si impone con due nuovi problemi: venti molto più forti causano sempre più cadute e le condizioni di terreno molto più asciutte hanno l’effetto di ridurre la magnitudine del corto circuito (i fusibili non saltano più) e sono, ovviamente, molto più favorevoli a che si inneschi un incendio. Alberi molto secchi appoggiati alle linee di trasmissione, o linee di trasmissione distese su terreni molto secchi, fanno sei che in pratica il corto circuito non avvenga (gli oggetti secchi sono isolanti), impedendo ai fusibili di fare il loro dovere, ovvero fondersi.

SANTA CLARITA, CA – JULY 24: A burning oak is seen in Placerita Canyon at the Sand Fire on July 24, 2016 in Santa Clarita, California. Triple-digit temperatures and dry conditions are fueling the wildfire, which has burned across at least 32,000 acres so far and is only 10% contained. (Photo by David McNew/Getty Images)

 

Le linee a quel punto iniziano a sibilare e fare scintille, quasi sicuramente rendendosi causa dell’innesco dell’incendio su alberi o a terra. E’ la tempesta perfetta, ed è il motivo per cui la PG&E (Pacific Gas & Electric) ha dovuto staccare la corrente a milioni di persone.

Le persone lo sanno ed accusano la PG&E di cattiva manutenzione, e la cosa è diventata talmente seria che qualcuno ha spinto un furgone della PG&E fuori strada in questi ultimi giorni.

Una perfetta manutenzione, tagliare alberi e cambiare i pali aiuterebbe. Ma, purtroppo, la causa del problema è il sistema di protezione che si deve attivare in caso di protezione (fusibili e relais), nonché  l’architettura del sistema di distribuzione, troppo obsoleta per pensare che possa funzionare in quest’era di rischi collegati al climate change. Una soluzione sicura al 100% sarebbe quella di passare ad una costosa rete sotterranea per distribuire l’energia (come quella che si ha nella maggior parte delle zone Europee, o Italiane perlomeno). Ma PG&E proverà dapprima sicuramente ad intervenire con strategie di controllo.

Certo Solar Power Network, noi, ci occupiamo di solare, e quindi, cosa c’entriamo?

Ebbene, cominciamo con il dire che, anche se il climate change sarà un motivo spinta per la diffusione del solare, come azienda che porta tale missione nel mondo dal 2009, siamo profondamente tristi e sconvolti da un mondo orami giunto sull’orlo della catastrofe. Il partito dei negazionisti Conservatori ha perso le elezioni federali in California proprio perché le persone alla fine sono intelligenti a sufficienza per collegare le catastrofi come gli incendi al climate change.

Ma ora ci sono da contare i danni per milioni di persone e tante aziende che non hanno subito l’assenza di fornitura di energia elettrica per giorni e settimane. Certo, ciò porterà a ripensare gli edifici in modo che possano essere più resilienti ed il solare residenziale o commerciale ne potrà beneficiare.

Dal nostro punto di vista ci aspettiamo che il trend di aziende istituzioni nell’abbracciare la lotta al climate change possa finalmente tramutarsi in azioni concrete e positive, magari fino addirittura ad una rinascita della politiche green in Canada (Nazione che si sta surriscaldando ad un ritmo doppio di quello globale).

Quale sarà la prossima terribile sorpresa? Tale violento ed imprevedibile cambio di paradigma svela il significato di ciò che ci aspetta per il futuro. Se non facciamo qualcosa, in fretta

Incentivi solare. Novità del Decreto FER 2019-21

Il nuovo decreto FER è stato approvato il 4 Luglio 2019 e pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 9 Agosto 2019 (n° 186). Introduce alcune significative novità, tra le quali la reintroduzione degli incentivi per il fotovoltaico e , soprattutto, un meccanismo di erogazione dell’incentivo che ha lo scopo di mitigare la spesa stessa a favore della massima diffusione possibile di potenza.

Fatte salve tali novità e le altre di cui si dirà appresso, il Nuovo DM FER si pone comunque in un’ottica di continuità con il precedente Decreto Ministeriale 23 giugno 2016 (il “DM 2016”), al quale rinvia per definizioni, procedure e per tutta una serie di previsioni che vengono semplicemente confermate.

 

 

Obiettivi e strategia del Decreto

Gli obiettivi del nuovo decreto sono molto sfidanti e si inserisce in un momento delicato ed estremamente decisivo per aumentare in modo significativo la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il decreto norma quindi un sistema incentivante a cui sarà possibile accedere nel trienno 2019-21.

D’altra parte, proprio per evitare quanto successo in passato, dove il maggior sostegno si distribuiva assieme ai maggiori capitali investiti, con la finale conseguenza di aver prodotto incredibili costi per le persone tutte che lo sostengono a favore dei privati, il decreto pone un tetto massimo alla spesa totale per incentivi pari a 5,8mld di €. Al 3 Maggio 2019 tale spesa era pari a 4,9mld€ e, considerando che tale cifra è in diminuzione per esaurimento dei flussi dalle precedenti richieste, vi è una buona probabilità che il decreto riesca rimanere nel solco di quanto già deciso nel DM 2016 in merito alla soglia superiore, favorendo comunque la ripartenza del mercato.

Rimangono escluse dal decreto tutte quelle tecnologie per la produzione di energia elettrica da rinnovabili oramai mature sia per diffusione, che per costi e quindi redditività associate: eolico off-shore, impianti a biogas, il geotermico, impianti a biomasse e bioliquidi, oceanica e solare termodinamico.

La strategia è quindi chiara, mantenere i costi dell’incentivo al di sotto di una soglia psicologica sostenibile in quanto pubblica, e favorire la diffusione di tecnologie per costi diretti o per dimensioni di sviluppo (quindi mercato di riferimento) ancora non pienamente convenienti.

Tanto spazio al fotovoltaico: il solare deve ripartire.

Come anticipato, il Nuovo DM FER vede dunque il ritorno dell’incentivazione al fotovoltaico, purché ricorrano determinate condizioni. Viene infatti confermato il divieto di incentivazione per gli impianti ubicati in aree agricole.

Le tariffe incentivanti per il solare partono dai seguenti valori:

  • 105€/MWh per impianti tra 1 e 100 kWp;
  • 90€/MWh per impianti tra 100kWp e 1MWp;
  • 70€/MWh oltre 1MWp di potenza installata.

Per l’eternit è stata dedicata una specifica incentivazione: è stato introdotto un ulteriore sotto-gruppo costituito dagli impianti fotovoltaici i cui moduli sono installati su edifici in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto. Tali impianti beneficeranno di un premio pari aggiuntivo all’incentivo pari a 12 €/MWh.

 

Eliminato l’accesso diretto: l’iscrizione ai registri è obbligatoria, meglio non inventarsi esperti.

L’accesso agli incentivi potrà avvenire unicamente mediante iscrizione ai registri e partecipazione alle procedure competitive d’asta. Diversamente da quanto previsto nel DM 2016, pertanto, il Nuovo DM FER elimina l’accesso diretto per gli impianti di piccola taglia.

L’effetto finale sarà sicuramente quello disincentivare piccole iniziative o operatori non qualificati rimettendo in mano la filiera di gestione a chi il mercato non lo cavalca in modo solamente opportunistico ma contribuisce costantemente alla sua crescita qualificata.

Diminuisce inoltre la soglia di potenza al di sotto della quale è consentito optare per la tariffa omnicomprensiva erogata dal GSE (il quale procede al ritiro dell’intera energia immessa in rete), passata da 500 kW a 250 kW.

 

Registri ed aste comuni: la taglia dell’impianto fa la differenza.

Gli impianti – sia nuovi, ripotenziati o ristrutturati – con potenza tra 0 e 1 MW accedono tramite registri; mentre gli impianti con potenza superiore a 1 MW accedono tramite aste (al ribasso!).

Altro elemento di novità è il raggruppamento degli impianti in due categorie distinte per fonte energetica, ciascuna delle quali concorrerà nel medesimo registro o nella medesima procedura d’asta. Tali categorie sono:

  • (A) eolico e fotovoltaico;
  • (A-2) solo per i registri, impianti fotovoltaici i cui moduli sono installati in sostituzione di eternit;
  • (B) idroelettrico e impianti alimentati a gas;
  • ad esse si affianca poi la terza categoria degli impianti oggetto di rifacimento.

Sono previsti sette round di registri e aste, vale a dire uno ogni 4 mesi a partire dal primo a settembre 2019 e terminando con l’ultimo a settembre 2021:

Nr Procedura Data di Apertura Data di chiusura
1 30/09/2019 30/10/2019
2 31/01/2020 01/03/2020
3 31/05/2020 30/06/2020
4 30/09/2020 30/10/2020
5 31/01/2021 02/03/2021
6 31/05/2021 30/06/2021
7 30/09/2021 30/10/2021

E’ anche possibile aggregarsi: possono essere presentati in un’unica richiesta più impianti appartenenti al medesimo gruppo e che abbiano (i) nel caso dei registri una potenza unitaria superiore a 20 kW e una potenza aggregata complessiva non superiore a 1 MW, e (ii) per le aste una capacità unitaria tra i 20 kW e i 500 kW e una potenza aggregata complessiva non superiore a 1 MW.

Nel caso delle aste, al ribasso, gli aggregati parteciperanno con la stessa riduzione percentuale riferita a tutti gli impianti che lo compongono. Vi sarà inoltre bisogno di un soggetto unico “Aggregatore” come richiedente ed ogni impianto dovrà rispondere di quanto dichiarato come requisiti generali e di priorità.

 

ATTENZIONE: vengono inseriti due principi parzialmente innovativi: (i) l’esclusione totale dello scorrimento della graduatorie (a differenza del DM 2016 il quale prevedeva lo scorrimento in caso di rinuncia entro 6 mesi da parte di soggetti che avevano avuto accesso agli incentivi), e (ii) una parziale apertura alla cessione degli impianti prima della sottoscrizione della convezione con il GSE penalizzata però con una riduzione del 50% della tariffa spettante (a differenza del DM 2016 in cui alla cessione conseguiva la perdita dell’intera tariffa).

Verranno introdotte inoltre delle procedure di verifica preventiva dei requisiti e delle priorità da parte del GSE, al fine di ridurre i contenziosi derivanti da attività di verifica ex-post. La documentazione presentata sarà quindi determinante.

 

CAUZIONE IN CONVENZIONE PER IL SOLARE: solo per il solare, il quale non veniva citato nel DM 2o16, potrà depositata una cauzione forfettaria di 1.000€MWp.

 

IMPORTANTE: la data di messa in esercizio dell’impianto fa da discriminante. Gli impianti possono beneficiare dei nuovi incentivi solo se i lavori pertinenti vengono avviati dopo la loro classificazione con i registri/le aste, a meno che (i) tali impianti fossero tra quelli a cui è stato concesso l’accesso diretto ai sensi del DM 2016 o (ii) tali impianti non fossero tra quelli rientranti nelle soglie dei registri/delle aste ai sensi del DM 2016 a condizione che entrino in funzione dopo la graduatoria secondo il Nuovo DM FER.

 

FOCUS REGISTRI: 770 MWp totali a disposizione.

7 registri per un totale di 770MWp di potenza da installare tra eolico e fotovoltaico in categoria A e A-2. Sembrerebbe molto ma in realtà così non è se si pensa che tale cifra è pari ad esempio al 3,5% della potenza solare totale installata, dovrà essere ripartita su più fonti e tecnologie, e si sviluppa su tre anni.

Per la categoria B il contingente totale è di 80 MWp.

Per la terza categoria di rifacimenti (revamping) il totale destinato è di 120MWp.

Per la categoria “sostituzione eternit”, sostituzione con fotovoltaico, è stato dedicato un contingente di potenza specifico di 800MW.

Tali bacini (contingenti) non saranno interscambiabili tra loro in quanto a capienze, anche qualora vi siano eccessi di richieste e rapide saturazioni di alcuni rispetto ad altri.

 

FOCUS REGISTRI: i criteri di priorità.

  1. Impianti realizzati su discariche e, cave o miniere esaurite, o su aree di pertinenza di discariche o su siti contaminati.
    1. A) con riferimento ai fotovoltaici realizzati in sostituzione di amianto, nella realizzazione su scuole, ospedali ed edifici pubblici
    2. B) nella connessione degli impianti in parallelo con la rete elettrica e con colonnine di ricarica di auto elettriche a condizione che la potenza complessiva di ricarica sia non inferiore al 30% della potenza dell’impianto e che ciascuna colonnina abbia una potenza non inferiore a 15 kW
  2. Riduzione della tariffa offerta dal richiedente, che in questo caso non può superare il 30% della tariffa (contro il 10% del DM 2016).

ATTENZIONE AI TEMPI DI REALIZZAZIONE: nell’ipotesi in cui gli impianti non dovessero entrare in esercizio entro i termini previsti ,fatta eccezione per il nuovo termine di 19 mesi per i fotovoltaici (24 mesi per gli impianti realizzati in sostituzione di coperture contenenti eternit)), viene confermata la riduzione della tariffa dello 0,5% al mese per un massimo di 6 mesi. Gli impianti che non dovessero entrare in esercizio entro il termine, perdendo così la tariffa, (fatta eccezione per coloro che rinunciano all’incentivo entro il sesto mese) e venissero riammessi con altra procedura, porterebbero una ulteriore specifica penalizzazione del 5% sulla nuova tariffa (nel DM 2016 era del 15%).

Inoltre, per gli impianti che accedono agli incentivi mediante registri e per la cui costruzione sono stati impiegati componenti rigenerati la tariffa di riferimento verrà ridotta del 20%.

 

FOCUS ASTE: potenza disponibile e priorità.

Il totale del contingente messo a disposizione per fotovoltaico ed eolico è di 5.500MWp (circa due volte e mezza la totale potenza solare installata in Lombardia). Molto più degli 800MW del DM 2016, ma registriamo che vi è un forte ritorno del solare e soprattutto dell’inclusione in questa categoria delle taglie comprese tra 1MW e 5MW prima escluse.

Relativamente alti anche gli altri contingenti, 110 MW complessivi per gli impianti di altre fonti e 620 MW per gli impianti oggetto di rifacimento.

Il Nuovo DM FER conferma, come requisito per partecipare alle procedure d’asta, la solidità finanziaria ed economica adeguata all’entità dell’intervento, dimostrata anche in questo sia attraverso la dichiarazione di un istituto bancario sia , in alternativa, attraverso la capitalizzazione del soggetto richiedente, calcolata secondo i medesimi criteri e le medesime proporzioni previste dal DM 2016.

Cosa accade per la priorità? I prezzi d’offerta faranno la differenza.

  1. Confermata al primo posto la riduzione percentuale dell’offerta, che in questo caso non potrà essere inferiore al 2% né superiore al 70% (rispetto al 40% del DM 2016). Tale dinamica è molto delicata perché potrebbe portare a valori distorsivi del mercato il quale ne risentirebbe una volta scaduta la fase di accesso agli incentivi, in quanto stabilizzato su prezzi non remunerativi dell’investimento. Inoltre il meccanismo prevede che se due o più operatori applicano il massimo ribasso del 70% ad un’asta, alla successiva il massimo ribasso sarà fissato all’80%, e così via al 90%.
  2. rating di legalità (riferimento al DM 2016)
  3. realizzazione degli impianti su discariche, cave o miniere esaurite, o su aree di pertinenza di discariche o su siti contaminati.

Nell’ipotesi in cui gli impianti non dovessero entrare in esercizio entro i termini previsti (i quali peraltro sono in parte coincidenti con quelli previsti dal DM 2016, fatta eccezione per il nuovo termine di 24 mesi per i fotovoltaici), viene confermata la decadenza dall’intera tariffa al termine di tale periodo, senza periodi di grazia ma nemmeno penalizzazioni per l’ipotesi di ammissione a procedure successive.

 

COME FUNZIONA IL PAGAMENTO DELL’INCENTIVO NELLE ASTE AL RIBASSO?

Si tratta di un meccanismo a “due vie” parametrato sul prezzo zonale dell’energia: è un meccanismo estremamente complesso che richiederà esperienza e competenza da parte di chi dovrà effettivamente preparare l’asta.

Essendo la tariffa spettante uguale alla tariffa offerta, ovvero la tariffa incentivo meno il ribasso applicato, (da Articolo 6 – Comma 7 del decreto FER) “il  GSE calcola la  componente  incentivo  come  differenza  tra  la  tariffa spettante e il prezzo zonale orario di mercato dell’energia elettrica e, ove tale differenza sia positiva,  eroga  gli  importi  dovuti  in riferimento  alla  produzione  netta  immessa  in  rete,  secondo  le modalità individuate all’art. 25 del decreto  23  giugno  2016.  Nel caso  in  cui  la  predetta  differenza  risulti  negativa,  il   GSE conguaglia o  provvede  a  richiedere  al  soggetto  responsabile  la restituzione o corresponsione dei relativi importi. In tutti i  casi, l’energia prodotta da questi impianti resta nella disponibilità del produttore.”

Attenzione quindi ai giochi ribassisti di mercato! Offrire meno del valore di un PPA a mercato (circa 55€/MWh) potrebbe essere disastroso, offrire più del prezzo zonale dell’energia potrebbe essere impossibile. Accaparrarsi l’incentivo non sarà cosa facile e richiederà capacità da parte dell’azienda che realizza e gestisce l’impianto per saper gestire più formule contrattuali o più partner con l’obiettivo di mantenere sufficientemente redditizio l’investimento.

Il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti decorre dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto. Tra le ipotesi di estensione del periodo incentivante, oltre a quelle già previste dal DM 2016 (ivi incluso il caso in cui i prezzi zonali orari siano a zero per un periodo superiore a sei ore consecutive), ne viene aggiunta una nuova, rappresentata dalle fermate della produzione per la realizzazione di interventi di ammodernamento o potenziamento (purché non incentivati), riconosciuti come tali dal GSE, e per un periodo massimo di 12 mesi. I periodi variano da 20 anni (per la maggior parte dei casi) a 25/30 per determinate fonti o per impianti più grandi; il fotovoltaico beneficerà dell’incentivo per 20 anni.

Il solare in Italia cresce e si evolve – Classifica 2019

A fine 2018 la potenza totale installata arriva a toccare i 20 GigaWatt e già oggi, a metà 2019, si parla di 22. La crescita su base annua è più forte se analizzata dal punto di vista del numero di impianti (+6,2%, per un totale di 822.000), piuttosto che della potenza ferma, ferma al +2,5%.

Partiamo dalla domanda di base, ovvero perché sia importante monitorare l’andamento della diffusione del solare, in Italia come nel resto del Mondo. Il problema condiviso da tutti, a livello globale, e che il solare può aiutare a fronteggiare rapidamente, è quello delle emissioni climalteranti (CO2 o CO2 equivalente).

Il G20, e tutti gli altri d’altronde, è in un ritardo incredibile nella possibilità di contenere l’aumento delle temperature medie al di sotto dei 2°C: Nature, la più famosa rivista scientifica interdisciplinare,  di recente ci ha avvertito affermando che dobbiamo addirittura aumentare gli sforzi per avere tra il 50% ed il 60% delle possibilità di contenere l’innalzamento, e la verità è che oggi siamo globalmente proiettati verso dei livelli doppi (848Gton/y di CO2) rispetto a quelli necessari (420Gton/y di CO2).

 

 

Il solare è l’unica fonte rinnovabile che ha le capacità per tempi e costi di installazione (LCOE più basso di tutte le altre fonti, in particolar modo per la taglia industriale) di far fronte all’attuale emergenza. Inoltre, se pensato in autoconsumo, o abbinato a dei sistemi di accumulo, è un tipo di soluzione che non sbilancerebbe il funzionamento della rete, anzi ne potrebbe destinare ingenti quote per una suo riconfigurazione in ottica mobilità elettrica.

Arriviamo quindi all’Italia ed al suo posizionamento rispetto agli altri Paesi con cui compete e verso cui esporta, non dimentichiamolo.

L’Italia è la 4a nel G20 per diffusione delle fonti Wind&Solar (assieme) rispetto alla produzione totale di energia elettrica, con una penetrazione pari al 18%. Essere quarti non è male, ma esserlo dietro a Germania e Regno Unito, dove la disponibilità della risorsa è decisamente più bassa, e dietro al Portogallo, dove l’industrializzazione è molto bassa (e quindi hanno giustamente intuito la necessità di sviluppare una forte vocazione a porsi come leader Europei per la produzione di energia “green”), non può essere un vanto.

Da notare che i Paesi a più bassa dipendenza dalle fonti fossili, come il Canada ed il Brasile, si sono affidati molto all’idroelettrico, e non hanno sviluppato soluzioni alternative e si ritrovano oggi nelle condizioni di subire per primi gli effetti del cambiamento climatico (in grado di influire pesantemente sulle disponibilità della fonte) o essendo i primi ad impattare sugli ecosistemi (a causa di necessarie dighe o bacini di accumulo).

 

 

In termini di produzione assoluta, la situazione è nettamente peggiore. L’Italia produce solamente 44TWh/y da fonti rinnovabili (di cui poco più del 50% dal solare, nota positiva), ben dietro a molti altri Paesi che sulle rinnovabili hanno non solo basato un modello di sostegno al proprio tessuto industriale, ma vi hanno creato una vera e propria industria.

 

Infine giungiamo alla classifica interna delle Regioni più virtuose per diffusione del fotovoltaico.

 

A guidare la classifica interna Italiana sono Puglia, Lombardia, Emilia-Romagna e Veneto. Le quali assieme fanno il 45% dell’intera potenza installata in Italia (dati 2018):

  • Puglia: 2.652 MWp, +0,75% crescita Potenza, +4,6% crescita Numero;
  • Lombardia: 2.303 MWp, +3,43% crescita Potenza, +7,4% crescita Numero;
  • Emilia-Romagna: 2.030 MWp, +2,39% crescita Potenza, +6,7% crescita Numero;
  • Veneto: 1.912 MWp, +3,21% crescita Potenza, +7,6% crescita Numero;

In Puglia si registra quindi una frenata alla diffusione dei grandi impianti e si inizia ad investire di più sulla taglia industriale (la taglia media di un impianto è 55kWp, più del doppio della media Italiana attestata a 25kWp circa). A fungere da locomotiva per la diffusione del solare in questi anni di maggiore necessità, soprattutto verso l’autoconsumo sono quindi le tre regioni più industrializzate e ad oggi anche quelle più in salute economicamente e meno in salute in termini di qualità dell’aria.

 

 

Tale comportamento è quindi un’ulteriore testimonianza della possibilità che il sistema tutto, politico, imprenditoriale (economico) e sociale, almeno in queste tre regioni, abbia capito come il solare sia la soluzione più rapida ed efficace per produrre degli effetti benefici sulla qualità dell’ambiente anche a livello locale.

 

Una nota di colore: le province di Lecce, Brindisi, Bari assieme, cubano circa 1,6GWp di potenza installata, valendo da sole come tutto il Piemonte e ben più di altre regioni come il Lazio, la Toscana, la Campania, la Sardegna dove avrebbe senso per condizioni del tessuto socio-economico (mix tra costo energia e densità industriale) investire pesantemente nel fotovoltaico (preferibilmente in autoconsumo).

Le emissioni di CO2 in Europa sono in aumento.

Nonostante gli sforzi profusi dal 2000 al 2015, in cui si era registrato un calo delle emissioni anche a causa della crisi economica – freno alla crescita industriale – negli ultimi anni l’Europa non è riuscita a rilanciare i propri sforzi nella transizione energetica, registrando così un aumento delle emissioni di CO2 in atmosfera.

 

Enerdata ha pubblicato dei dati molto interessanti su quanto stia in effetti rallentando lo sforzo globale verso una decarbonizzazione dei sistemi di produzione dell’energia, ma anche dei sistemi in cui viene utilizzati, ovvero una volta arrivata presso la “black box” del consumatore, azienda o privato che sia. Chiaramente dei due, la dimensione su cui attivarsi più rapidamente e con maggiore efficacia è quella dove si produce l’energia elettrica.

Nonostante il grande parlare da circa vent’anni delle rinnovabili la triste verità è che oggi rappresentano solo una piccola quota nella produzione dell’energia globale, ancor più inferiore si parla in senso più ampio anche della generazione del vettore termico. Il grafico IEA 2018 , riportato qui sotto ci mostra la realtà all’anno 2016, dove è evidente che carbone, gas naturale e oli combustibili la fanno da padrone.

 

Primary Energy supply by source

Migliore è la situazione se si considera la generazione elettrica in modo più specifico: qui a spiccare, come d’altronde si poteva notare dal precedente grafico, è la fonte “hydro” ovvero l’idroelettrico, sicuramente una tecnologia che ha permesso a Paesi come il Brasile ed il Canada di raggiungere percentuali molto importanti di rinnovabili – superiori al 60% – ma che non da stabilità al sistema nazionale a meno di forti impatti sulla morfologia idrogeologica del territorio. Il Solare che, vogliamo ricordarlo, è la fonte di energia più abbondante per il nostro Pianeta, ha ancora una quota di decisa minoranza, ma la buona notizia è che dal 2017 (dato non riportato) in Paesi come la Cina sta registrando dei trend di crescita da record assoluto.

 

 

Ecco i trend delle emissioni di CO2 di enerdata: lo scenario dipinto ci dice che siamo ben lontani dal raggiungere gli obiettivi per il 2030 stabiliti dagli accordi di Parigi nel 2015.

CO2 emission trends

 

2005-2015: La Cina aumenta sensibilmente di anno in anno le emissioni di CO2 per supportare la propria crescita industriale ed economica sospinta da fonti fossili. Nel frattempo USA e EU28 producono degli sforzi nella direzione opposta (il dato è comunque influenzato dalla crisi economica globale).

2016: La Cina sembra avere un rallentamento coincidente con la prima fase di diffusione delle rinnovabili, mentre negli USA ed EU28, nel primo caso anche per una ripresa industriale, i risultati vengono meno.

2017: La Cina riprende la sua crescita ma riesce a calmierare gli effetti grazie all’avviata stagione delle rinnovabili. Gli USA si mantengono stabili mentre la EU28 perde il suo abbrivio verso la transizione energetica e torna a crescere nelle emissioni, un segnale assolutamente catastrofico visti gli eventi che oramai sconvolgono il mondo e la sempre più condivisa coscienza sul tema.

Per raggiungere gli obiettivi 2030 stabiliti a Parigi, tutti i Paesi del G20 dovranno quindi prodursi in un enorme sforzo collettivo verso le rinnovabili che dimezzi il trend di crescita di emissioni della Cina e riporti USA e EU28 a livelli comparabili a quelli della prima, obiettivo estremamente sfidante se si considera che è oggi è prioritario che tale sostenibilità sia perfettamente integrata in strategia di consistente crescita economica.

 

 

La questione diviene ancor più eclatante se si confronta un altro dato, ovvero le emissioni di CO2 pro capite in queste tre grandi aree economiche. Ecco cosa ci mostra sempre enerdata:

CO2 emission pro capita

 

2005-2015: La Cina ha aumentato incredibilmente la propria quota di emissioni pro capite. USA ed EU le hanno invece progressivamente diminuite, i primi con più grinta.

2015-17: Gli USA continuano a ridurle anche se flebilmente, mentre in Europa i livelli si stabilizzano, se non riaumentano.

Il dato incredibile è che la Cina si è attestata agli stessi livelli della EU28, mentre gli USA sono oltre il doppio dei due singoli Paesi.

 

Secondo i nostri calcoli ecco cosa dovrebbe fare ogni singolo Paese del G20 per raggiungere gli obiettivi 2030:

Per raggiungere gli obiettivi 2030 in termini di emissioni, ogni singolo Paese del G20 dovrebbe ridurre le proprie emissioni di 3 GigaTons di emissioni di CO2 equivalenti fino a quella data.

Parlando di energia elettrica, considerando che ogni TWh prodotto da solare riduce, in una media globale, le emissioni di 1,81 MTon di CO2, ogni Paese dovrebbe portare almeno 150TWh/y di generazione da solare.

Cosa significa per l’Italia? In Italia si producono circa 295TWh di energia all’anno, di cui solo il 35% da rinnovabili (con una quota sul totale assegnata ad eolico e solare pari al 16% circa). Dunque significherebbe trasformare le rinnovabili nella principale fonte di produzione dell’energia elettrica (più che raddoppiare la quota generale), arrivando ad installare altri 127 GWp di potenza (se riferito al solo solare).  E’ chiaro che lo sforzo non potrà essere solo sostenuto dal Solare, ma il segnale risultante è chiaro.

 

Oggi la produzione annuale da Wind & Solar di tutto il G20 è pari a 1.500TWh/y, e per raggiungere gli obiettivi 2030 stabiliti negli accordi di Parigi si deve triplicare tale valore portandolo ad un totale di 4.500TWh/y.

Quanto potrà fare il solare è sicuramente molto, dato che per flessibilità e disponibilità della fonte è di gran lunga la miglior tecnologia, tra l’altro quella con il minor LCOE se presa in considerazione su scala industriale / commerciale o utility.