Aspetti economic

Analogamente a qualunque altra attività di impresa, la realizzazione di un impianto alimentato da fonti energetiche rinnovabili va valutata considerando sia la fattibilità tecnica che quella economica. Per realizzare l’impianto sarà quindi necessario l’investimento del capitale che, a medio-breve termine, dovrà ripagarsi e produrre degli utili.

Le risorse rinnovabili,o di flusso, soffrono di un grave handicap economico rispetto a quelle non rinnovabili o di stock. (CLO 2008)

Se da un lato le rinnovabili generano minori costi sociali, per altro non direttamente esternalizzabili nei prezzi, dall’altro necessitano di notevoli investimenti iniziali che sono caratterizzati da tempi di ritorno molto lunghi. Al contrario la produzione da fonti non rinnovabili è in grado di attrarre un notevole flusso di capitali e produrre utili in tempi molto più brevi.

Considerando che la produzione energetica da fonti rinnovabili consiste per la maggior parte in energia elettrica è evidente che queste saranno competitive nel mercato quando il costo del kWh da rinnovabili sarà confrontabile con quello da fossili.

L’International Energy Agency e L’OECD hanno proposto un metodo per la valutazione del costo dell’energia

(1991),utile per il confronto tra le alternative, in base al quale Coiante (2006) ha calcolato i costi di produzione al Kwh dei principali sistemi di produzione di energia.

tipo impianto euro/Kwh

Centrale a policombustibili fossili 0,066

Centrale a turbogas 0,177

Centrale eolica (grande) 0,06

Centrale fotovoltica (grande) 0,379

Centrale termoelettrica a biomasse 0,117 Centrale solare termodinamica (CRS) 0,167 Centrale solare termodinamica (DCS) 0,149 CRS: Central Receiver Sistem

DCS: Ditributed Collector Sistem

Fig. n°3.10 Costi di produzione da diversi tipi di centrale (COIANTE 2006)

Il confronto tra le alternative deve essere fatto tra le centrali a FER e le Centrali a policombustibili fossili in quanto queste ultime presentano i prezzi più bassi e costituiscono la quasi totalità del mercato. L’eolico ha

raggiunto l’importante traguardo di uguagliare i costi del termoelettrico, tuttavia continua ad essere in una posizione di svantaggio che necessita di interventi di incentivazione statale; questo accade perché non è solo il costo dell’unità di produzione energetica a determinare il successo di un sistema di produzione rispetto ad un altro, ma il vero confronto si sposta su considerazioni sul valore.

Il valore dell’unità dell’energia è determinato dal servizio reso ed è caratterizzabile secondo due aspetti: l’entità e la qualità. Il primo aspetto è facilmente riferibile alla sua capacità di produrre lavoro quantificabile nel kwh che naturalmente è sempre dello stesso tipo a prescindere dalla fonte utilizzata per produrlo. Il secondo aspetto è più prezioso determina la differenza di valore tra i tipi di energia ed è sostanzialmente riferibile alla affidabilità della fornitura.

In un mercato ideale privo di vincoli protezionistici, nel tentativo di semplificare grossolanamente il discorso per necessità di sintesi, si può abbozzare il seguente bilancio: Valore = prezzo = costo + profitto = Costo + Premio per la qualità. (COIANTE 2006)

Quindi un confronto tra l’energia termoelettrica tradizionale e quella eolica, visti i costi simili si sposta sulla valutazione dei diversi livelli di qualità forniti; la qual cosa porta in forte svantaggio la fonte rinnovabile caratterizzata da aleatorietà della fornitura incapacità di regolazione della produzione e limiti di stabilità della rete. Queste limitazioni nella qualità dell’energia portano anche l’eolico ad essere economicamente non redditizio se paragonato alle centrali termoelettriche, nonostante abbia raggiunto una parità dei costi di produzione. Per sviluppare il ragionamento consideriamo la spesa annua sostenuta dal gestore della rete elettrica come la somma di una componete fissa ed una proporzionale all’energia prodotta ossia alla richiesta di carico presente in rete.

(1) SA = aP + b(AEP)24 con P = costi fissi

AEP = produzione energetica annua a = potenza impianto

b = costo combustibile SA = spesa annua

Ipotizziamo dunque un mercato dove si preveda un futuro con un’influenza sempre maggiore delle FER nella alimentazione della rete. Nella rete dovranno comunque essere presenti una certa quantità di generatori alimentati da fonti tradizionali per limitare gli effetti destabilizzanti delle energie intermittenti. Dal punto di vista del gestore può essere assegnato ad ogni kWh prodotto da FER un credito di valore corrispondente ai costi evitati rispetto alla produzione termoelettrica. Tale credito si compone di due fattori: un credito di energia in quanto le fonti energetiche (solare, fotovoltaico, termodinamico) evitano la spesa per il combustibile influendo direttamente sul secondo membro della (1), ed un credito di potenza che però non è garantito in quantità pari alla potenza installata. Quindi a causa della intermittenza delle FER, che rendono comunque

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necessaria la costruzione di impianti tradizionali a supporto di pari potenza, il costo evitato relativo al primo membro della (1) è da considerare quasi nullo25. Detto in altre parole, da una parte le fonti rinnovabili producono un innegabile risparmio di combustibili, dall’altra necessitano sempre della realizzazione di centrali tradizionali aumentando i costi sopportati dal gestore che verrebbe spinto ad utilizzare ancora la fonte tradizionale. Una vera competitività delle FER può essere teorizzata aggiungendo alla (1) un parametro che rappresenti il credito ambientale proporzionale al danno ambientale evitato.

la forma corretta della spesa annuale diverrebbe: SA = a P + b (AEP) + d (AEP)

Viene aggiunto alla spesa annuale un terzo termine, proporzionale all’energia prodotta, che tiene conto della riparazione o della prevenzione del danno specifico ambientale, “d”, collegato alla erogazione agli utenti della quantità (AEP) di energia elettrica. Poiché questo termine può ritenersi trascurabile nel caso degli impianti delle fonti rinnovabili, esso assume il significato di un ulteriore costo evitato, che viene accreditato tale e quale in favore del valore del kWh rinnovabile.

Ma la determinazione di tale quantità monetaria è quanto mai complicata e difficilmente condivisibile. Esistono inoltre le difficoltà tecniche del modello di connessione diretta alla rete elettrica che marginalizzano la produzione da FER sia dal punto di vista economico che soprattutto ambientale26. È comunque in virtù di questo credito che sono giustificabili interventi di incentivazione delle FER quali i Certificati Verdi.

Se consideriamo grossolanamente che la potenza termoelettrica attiva nella rete nazionale è circa pari a 50000 MW, assumendo un limite di tolleranza di energia intermittente del 20% si ottiene un massimo di 10000 MW di energia prodotta da FER. Considerando un fattore di carico di 0,2227 annualmente si arriverebbe a produrre 22 TWh pari a circa è 8% del fabbisogno odierno di elettricità e alla rimozione di circa 15 milioni di tonnellate di CO2. I numeri sono senza dubbio interessanti da parte degli operatori economici operanti nelle fonti rinnovabili, il che apre grandi prospettive di investimenti, ma dal punto di vista ambientale rimane tuttavia marginale: infatti, in termini di energia primaria, il contributo di 22 TWh delle due fonti rinnovabili corrisponde

al 2,6% del bilancio energetico totale [ENEA, 2003].

Dagli spunti di riflessione proposti appare evidente che se si potesse riconoscere un credito di potenza adeguato alle FER si potrebbe raggiungere, con i prossimi sviluppi tecnologici, sia una vera competitività economica che un reale beneficio ambientale. Il problema si sposta quindi sulla intermittenza della fonte:

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In realtà una piccola quota di credito di potenza è assegnabile ma dipende molto dalla posizione relativa dell’impianto rispetto alla rete e non è ancora definitivamente accettata dai gestori.

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Ogni kWh prodotto da fonte rinnovabile immesso nella rete evita il rilascio in atmosfera di: 720g di CO2, 1,9g di SOx, 0,8g di NOx, 0,09g di polveri sottili (Enel, 2002)

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riducendo questa influenza si potrebbe innalzare il limite di connessione alla rete, ciò aumenterebbe il credito di potenza rendendo più competitive le FER e generando nel contempo benefici ambientali non più trascurabili.