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Parco termoelettrico, una difficile riconversione Stampa E-mail

di G. B. Zorzoli


Sono passati undici anni da quel primo aprile 1999, quando entrò in vigore il Decreto Legislativo 79/99 sulla liberalizzazione del settore elettrico, più noto come Decreto Bersani. Nonostante alcuni compromessi - primo fra tutti la proprietà di Terna rimasta all’Enel, con effetti negativi sullo sviluppo della rete che avvertiamo tuttora - si trattò di un Decreto coraggioso, che andava oltre i requisiti minimi richiesti dalla Direttiva europea del 1996: basta pensare agli obblighi per Enel di vendere a terzi 15.000 MW di impianti di generazione e di cedere la propria quota alle aziende dei servizi pubblici locali là dove la rete di distribuzione era a mezzadria.
Tuttavia, dalla lettura del Decreto, ma soprattutto dal susseguente agire politico dell’allora ministro dell’Industria e della maggioranza dei suoi successori, traspare il convincimento che, una volta messi in moto i meccanismi di mercato, questi avrebbero risolto da soli tutti i problemi. Questo in un settore con caratteristiche peculiari, come il monopolio naturale delle linee e un’elevata dipendenza dall’import per l’approvvigionamento delle fonti energetiche, che introducono ulteriori possibilità di fallimento del mercato.
Così, in un Paese in cui al momento della liberalizzazione si generava l’82 per cento dell’elettricità bruciando idrocarburi, dieci anni dopo siamo sì scesi al 74 per cento, ma al calo verticale dell’apporto di olio combustibile si è sostituita una crescita senza pari nel mondo del contributo del gas. In termini assoluti i problemi di sicurezza degli approvvigionamenti sono addirittura aumentati per la crescita della domanda (kWh prodotti con idrocarburi: più 12 per cento) e nulla è cambiato in termini di costo, dato che il gas importato è indicizzato sul prezzo del barile. Inoltre, questione non marginale, siamo passati da una forte dipendenza dall’olio combustibile, prodotto reperibile da molteplici fornitori sul mercato internazionale, ad una analoga dal gas, commodity il cui mercato in Italia è lungi dall’essere liberalizzato in misura soddisfacente.

D’altronde, in assenza di un’appropriata politica energetica non poteva andare diversamente, come era prevedibile già prima del varo del Decreto Bersani. La liberalizzazione del mercato elettrico di per sé privilegia impianti a basso costo unitario di investimento, di dimensioni contenute e con ridotti tempi di realizzazione [G.B. Zorzoli, Il sistema elettrico e le nuove sfide tecnologiche, Editori Riuniti, Roma, 1997, p. 69], che rendono più agevole sia realizzare un project financing a condizioni favorevoli, sia ottenere il consenso delle popolazioni e degli enti locali.
Se a tutto ciò aggiungiamo gli effetti del provvedimento CIP 6/92, che hanno incentivato in misura abbondante impianti a cicli combinati [G.B. Zorzoli, La vera storia del Cip 6, in «Staffetta Quotidiana», 7 febbraio 2010], e la necessità di riconvertire un parco di impianti termoelettrici tecnologicamente superato e troppo costoso anche per gli interventi di ambientalizzazione che avrebbe richiesto, non stupisce che nel 2008, anno di massima domanda elettrica prima della crisi, il gas fosse arrivato a contribuire per il 66,3 per cento alla produzione termoelettrica (Tabella 1).

Malgrado un apporto così rilevante, la sovracapacità produttiva degli impianti a cicli combinati in esercizio è attualmente così elevata che questi nel 2008 hanno funzionato mediamente per circa 4.000 ore/anno, cioè ben al di sotto dell’ottimo economico, e nel 2009 con il calo di domanda provocato dalla crisi sono crollati sotto le 3.000 ore/anno.
La realizzazione di impianti a cicli combinati è però lontana dall’essersi conclusa, come mette in evidenza la Tabella 2, dove quasi tutta la potenza riguarda tale tecnologia.
Tenendo conto dei cicli combinati in esercizio a fine 2008, la realizzazione dei soli progetti già autorizzati porterebbe a disporre nel 2013 di impianti a cicli combinati per almeno 45.000 MW, grosso modo inferiori di soli 10.000 MW al picco di potenza del 2008, che è stato di 55.292 MW.


Per quanto riguarda il valore relativo all’entrata in esercizio commerciale per il semestre gennaio-luglio 2009
si sono aggiunti 2.727 MW relativi a Gissi (800), Torrevaldaliga Nord (627), Moncalieri (250), Ferrara (800)
e Napoli Levante (250). Per quanto riguarda le previsioni relative agli impianti con cantiere avviato nel semestre agosto-dicembre 2009 si hanno 1.897 MW relativi a Torrevaldaliga (627), Mililli Erg (470), Scandale (800);
nel 2010 i 2.585 MW riportati si riferiscono a Torrevaldaliga (627), Bertonico (800), Modugno (750) e
San Severo (408); nel 2011 i 750 MW si riferiscono ad Aprilia (750). Per quanto riguarda le previsioni relative
agli impianti con cantiere non avviato, nel 2012 i 1.198 MW riportati si riferiscono a Salerno (768),
Tavazzano con Montanaso (400), Torino Nord (400) e Turbigo (430).

D’altra parte il futuro non sembra più roseo. Il GSE, analizzando alcune delle più autorevoli previsioni di sviluppo della domanda al 2020 [C. Lato, La situazione delle fonti rinnovabili in Italia - Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili, relazione al Festival dell’energia, Lecce, 20 maggio 2010], individua in 330 TWh il valore più probabile di consumo finale lordo di elettricità: la conseguente produzione lorda di energia elettrica dovrebbe quindi essere di circa 370 TWh. Dalla stessa relazione si deduce un valore medio di produzione elettrica lorda da rinnovabili nel 2020 pari a 109 TWh che, sottraendo il consuntivo 2009, pari a 67,5 TWh [TERNA, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia - Preconsuntivi 2009, 10 marzo 2010], porta a un contributo aggiuntivo da rinnovabili di 31,5 TWh/a.
Di conseguenza, per altre fonti primarie nel 2020 rimarrebbero soltanto da coprire circa 18 TWh, meno del contributo prevedibile per quella data dalla conversione a carbone di Torrevaldaliga e di Porto Tolle. Con la potenza elettrica installata in cicli combinati destinata ad aumentare considerevolmente rispetto al 2009, sarebbe quindi un risultato eccezionale riuscire a produrre con tali impianti nel 2020 la stessa energia elettrica del 2009, il che comporterebbe comunque un loro funzionamento medio sotto 2.000 ore/a, cioè in pratica il fermo di un non piccolo numero di impianti, di cui una parte notevole solo parzialmente ammortizzata.
D‘altra parte anche Alberto Clô è pervenuto per altra via ad analoghe conclusioni [A Clô, S. Verde, 20-20-20: il teorema della politica energetica europea, «Energia», n. 4, 2007].

Una liberalizzazione non accompagnata da coerenti scelte di politica energetica ha quindi creato una situazione di fatto così fragile che la sola attuazione degli obiettivi assegnati dall’Unione europea all’Italia nel quadro prima del Protocollo di Kyoto, ora del Pacchetto 20-20-20, è sufficiente a mettere in crisi il radicale rinnovamento del parco termoelettrico italiano attuato nel frattempo. Ma non è tutto.
Con l’approvazione della legge 99/09 si sono definiti gli strumenti per attuare una programmazione energetica di più ampio respiro, che integra quella dettata da Bruxelles, avente l’obiettivo di introdurre un contributo del 25 per cento alla produzione elettrica da fonte nucleare, che dovrebbe affiancare l’analogo apporto da fonti rinnovabili.
Alla radicale riconversione produttiva realizzata in 10-15 anni, cioè in tempi per il settore straordinariamente brevi, dovrebbe quindi seguire in tempi analoghi una seconda riconversione altrettanto radicale in tempi altrettanto contenuti, che polverizzerebbe una parte non trascurabile dei 25 miliardi di euro di investimenti in cicli combinati, per non parlare di quelli per le infrastrutture di approvvigionamento di gas che si stanno realizzando.
Della conseguente, inevitabile crisi di molte aziende dovrebbero incominciare a preoccuparsi tutti, soprattutto i decisori politici, perché non è pensabile poter portare avanti una riconversione con un tale impatto economico e sociale senza predisporre adeguati strumenti ammortizzatori.
Inoltre, a livello decisionale non si può trascurare di prendere in esame gli effetti a lungo termine del boom nella produzione di gas non convenzionali negli Stati Uniti, che inizia ad allargarsi ad altre aree del globo. Anche se per motivi ambientali la tecnologia messa a punto in America non venisse utilizzata per estrarre gas dagli scisti presenti in misura significativa soprattutto nell’Europa orientale, la possibile autosufficienza di diverse aree del globo, a partire dalla due più importanti (Stati Uniti e Cina), provocherebbe comunque un surplus di offerta di gas sui mercati internazionali, con il conseguente sganciamento dei prezzi del gas da quelli petroliferi e un loro tendenziale allineamento anche in Europa alle ben più basse quotazioni che già si registrano sul mercato americano.

Se così fosse, scopriremmo che, puntando sui cicli combinati, siamo stati i più saggi di tutti, ma dovremmo modificare radicalmente la politica energetica delineata nella legge 99/09. È quindi auspicabile che l’attesa Strategia Energetica Nazionale fornisca una risposta anche agli interrogativi di non poco conto che ho qui sollevato. In gioco sono infatti investimenti per decine di miliardi di euro già effettuati e altrettanti che dovrebbero partire a breve. Nel pieno di una crisi di dimensioni (e durata) inusitate non si può scherzare col fuoco.

 
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