di Alessandro Clerici, Presidente Onorario WEC Italia e Presidente Fast

Dobbiamo scegliere in maniera razionale su quali fonti basare la nostra produzione di energia, si dice, e per farlo occorre avere numeri chiari, confrontare per quanto possibile costi relativi alle diverse opzioni in campo. Abbiamo chiesto di cimentarsi per noi in questa difficile impresa ad Alessandro Clerici,"l'uomo che ogni giornalista vorrebbe avere nel taschino", come qualcuno lo ha definito, per la sua indubitabile competenza e destrezza nel maneggiare i numeri dell'energia.

QUALCHE PREMESSA
Quello dell'energia è un mercato e come tutti i mercati si regola sulla base del rapporto tra la domanda e l'offerta. Il mercato energetico e specialmente il bene "energia elettrica" hanno però alcune caratteristiche specifiche molto particolari. Com'è facilmente intuibile, la domanda, cioè i consumi di energia elettrica, variano moltissimo nel corso di una giornata, così come variazioni sensibili esistono tra giorni feriali e festivi, tra un mese e un altro dell'anno.
La figura 1 dà una chiara idea della variazione dei consumi durante una giornata di dicembre, corrispondente al massimo carico, ed il contributo dalle varie fonti (offerta) per far fronte al carico. Ciò che rende complesso e particolare il mercato elettrico è che l'energia elettrica non può essere immagazzinata e in ogni istante le centrali devono produrre quanto in quel momento è richiesto dai carichi: una complicazione non da poco.

Dalla figura 1 possiamo dedurre alcuni altri elementi molto importanti, anche per la definizione del prezzo di vendita, come il monte ore di funzionamento delle diverse centrali. Le grosse centrali termoelettriche (o nucleari dove presenti), quelle più economiche per un servizio "continuo", che vengono chiamate "di base", funzionano per moltissime ore all'anno; altre termoelettriche, meno economiche, ma capaci di modulare la loro energia generata, funzionano a piena potenza per un numero di ore medie (si parla in questo caso di centrali mid merit); mentre le idroelettriche a serbatoio "modulano" la potenza nelle cosiddette ore di punta, corrispondenti al picco dei consumi giornalieri.

Occorre poi notare che l'energia elettrica prodotta da alcune fonti (solare, eolico, acqua fluente) è "volatile" e non programmabile; queste fonti hanno una priorità di dispacciamento, ciò significa che la loro produzione viene sicuramente "assorbita" e convogliata in rete, mentre le altre produzioni sono "modulate" in funzione dell'andamento dei carichi e della produzione "volatile". Val la pena qui ricordare che queste fonti da sole, oggi, non potrebbero garantire continuità alla produzione e per questo il loro contributo deve essere garantito da potenza/energia di riserva da centrali convenzionali, che intervengono quando non c'è vento o non c'è sole.

COME SI DETERMINA IL COSTO DI PRODUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA?
Il costo di produzione del chilowattora (kWh) elettrico è influenzato da vari fattori. Principalmente, concorrono a determinarlo tipologia e taglia della centrale, quantità dei gruppi e loro dimensione, capitale investito, oneri finanziari, vita utile dell'impianto, costo del combustibile, costi di esercizio. Ci sono poi altri costi, non direttamente imputabili all'attività di produzione dell'energia, ma comunque significativi, di cui parleremo più avanti.

Tipologia e taglia della centrale, numero di unità produttrici per sito, insieme agli oneri finanziari definiscono il costo dell'investimento totale.

Bisogna poi considerare quei costi legati al funzionamento di una centrale, i costi variabili, legati all'esercizio e manutenzione (O&M: Operation and Maintenance) e al costo del combustibile (dipendente dal tipo della centrale ed alla sua efficienza)

Il costo relativo all'investimento e quello relativo ai combustibili hanno avuto negli ultimi anni un'eccezionale volatilità: i prezzi delle materie prime - rame, acciai speciali, petrolio - hanno fatto registrare dapprima un'impennata notevole (fino a 4 volte tanto, e, come ricordiamo bene tutti, il petrolio ha raggiunto la cifra record di 150 $ al barile) e poi un crollo improvviso, dovuto alla crisi finanziaria (il petrolio è passato bruscamente da 150 a 40$/barile ed è oggi nuovamente risalito a circa 80$/barile).

Anche i costi ambientali, e in particolare quello delle emissioni di CO2, hanno avuto una volatilità notevole: da oltre 20 €/t CO2 a pochi euro, per tornare ora intorno alla cifra iniziale. Per i costi di produzione dell'energia elettrica è quindi difficile in "tempi turbolenti", come gli attuali, dare dei valori che risultino ancora validi dopo poco tempo.

Per il nucleare a determinare il costo al kWh prodotto contribuisce anche il costo dello smantellamento finale della centrale e gli oneri per il "cimitero finale" delle scorie ad alta radioattività e lento decadimento.

DAL COSTO/PREZZO DI PRODUZIONE AL PREZZO DI VENDITA FINALE
Il prezzo di vendita ai clienti finali però non si determina solo sulla base di questi elementi, che sono il punto di partenza.

Al prezzo di produzione della Borsa Elettrica, che copre circa i 2/3 del totale, e che è espresso dalla curva in figura 2, occorre infatti aggiungere i costi della trasmissione e distribuzione dell'energia con le relative perdite e gli "oneri di sistema" per i servizi di dispacciamento e di bilanciamento (per adeguare la produzione al carico in funzione dei cambi dovuti a variazioni rispetto alle previsioni per produzione o carichi), gli stranded costs (costi riconosciuti ai produttori a causa di cambi di legislazione che hanno modificato la redditività degli investimenti fatti).

Ci sono poi alcuni costi che entrano in tariffa come gli incentivi alle rinnovabili e vari, i costi ambientali relativi alle emissioni di CO2 delle centrali alimentate da combustibili fossili, i contributi per la ricerca di sistema ecc .

La figura 2 rende conto in maniera chiara della variabilità del prezzo di produzione durante una giornata e durante un mese; come si vede dalla notte alle "ore di punta" vi è una variabilità da 1 a 5 (ed a volte superiore in caso di eccessive richieste in caso di scarsità di offerta). Se confrontiamo questi grafici con quelli in figura 3, relativi ad un anno dopo, risulta evidente come la caduta del prezzo del petrolio e la conseguente riduzione dei consumi abbiamo influito sul prezzo del kWh prodotto che risulta dimezzato.

Costa di più un kWh di energia da nucleare o da rinnovabile?
Anche limitandoci al costo di produzione, senza considerare costi secondari aggiuntivi, fare un confronto tra il costo del kWh da energia di base, e programmabile, con quello di energie rinnovabili ed aleatorie, come eolico e fotovoltaico, che hanno bisogno di avere una potenza/energia di riserva da centrali convenzionali, che intervengono quando non c'è vento o sole, significa confrontare due "prodotti" diversi ed è difficile.

Nella tabella 1, riprodotta qui sotto, vengono confrontati i costi di "energie di base" da nucleare, carbone e gas con diverse ipotesi relative a costi del combustibile ed emissioni (CO2) e con una gamma per i possibili costi di investimento.

Per non entrare nelle differenti ipotesi finanziarie e di durata dei diversi tipi di impianto, per il contributo dell'investimento al costo del kWh si è in via semplificata considerato il 10% all'anno del cosiddetto costo OVN (overnight cost) corrispondente a quanto pagato a terzi per la realizzazione della centrale, senza includere gli oneri finanziari.

Per gli OVN costs, data l'attuale situazione di bassa domanda ed alta offerta da parte dei fornitori, specie per alcune tecnologie, vi è una situazione "schizofrenica" e si sono considerati quindi i costi OVN pre-crisi.

Nella tabella 2, per le rinnovabili (eolico e solare) sono portati i costi di produzione come sopra; per l'eolico si sono considerati solo impianti in terraferma (on shore); per il fotovoltaico sia i campi di vari MW, caratterizzati da un forte effetto scala e da un costo al kW ben più ridotto rispetto a quelli degli impianti famigliari di 3 kW; per il solare termodinamico (CSP centrali a specchi) sono stati considerati impianti di taglia 50-80 MW. Non sono stati riportati per tali fonti i costi addizionali causati al sistema di generazione e trasmissione dalla non programmabilità dell'energia prodotta.

Occorre tuttavia notare che per la "generazione distribuita" (vedi fotovoltaico), in bassa e media tensione, occorrerebbe fare un discorso particolare: questo sistema comporta infatti una minor richiesta di potenza da altre centrali e uno scarso utilizzo della rete quando vi è disponibilità della produzione "volatile" e si parla di "grid parity" in tempi che si spera abbastanza prossimi (costo della produzione locale pari a quella della tariffa dell'utente finale). Nell'ultima colonna sono riportati gli attuali incentivi in Italia, quelli che vanno a finire nella bolletta degli utenti.

Considerando il costo al sistema di tali incentivi, pur tenendo in conto un loro calo nel tempo, l'Autorità per l'Energia ha più volte evidenziato come i possibili programmi per raggiungere l'obiettivo Europeo per l'Italia del 17% dei consumi proveniente da rinnovabili per il settore elettrico, produrrebbero aumenti della "bolletta" per vari miliardi di Euro all'anno, intorno al 20% circa se non verranno ridotti gli incentivi.

CONCLUSIONI
Fotovoltaico ed eolico sono tecnologie indispensabili in futuro per una produzione di energia elettrica "pulita", considerando il loro enorme potenziale. Hanno avuto un impressionante incremento percentuale negli ultimi anni, fondamentalmente dovuto a forti sussidi. L'eolico, prescindendo dai costi addizionali al sistema, presenta già costi interessanti mentre il solare necessita di una drastica riduzione dei costi. Discorso a parte merita il fotovoltaico "distribuito" collegato alla media o bassa tensione. Chiaramente quanto maggiore sarà il prezzo dei combustibili fossili e quello della CO2, tanto più saranno vantaggiosi il nucleare come energia di base (ed anche prescindendo da sicurezza degli approvvigionamenti e da non volatilità del costo del kWh) e le rinnovabili stesse pur con i limiti sopra esposti per la loro volatilità.

La domanda che ci si pone è: quando risulteranno competitive valorizzando i loro vantaggi (no CO2 ed altre emissioni) e svantaggi (volatilità, costi addizionali al sistema elettrico)? Per raggiungere questo obiettivo, cioè la competitività reale di queste fonti rinnovabili, senza sostegno statale, è importante stimolare investimenti in R&D, al fine di incrementarnel' efficienza e ridurne i costi.

Porre un'eccessiva, o esclusiva, enfasi sulle rinnovabili, provocherebbe l'incremento notevole del costo di produzione e una distorsione del mercato dovuta alla presenza di sussidi che durano addirittura lustri, e potrebbe dare un segnale negativo a coloro che intendono investire nello sviluppo delle indispensabili centrali convenzionali, con possibili seri impatti sulla capacità di offerta europea di energia elettrica per servire la futura domanda. Insomma, il rischio che si profilerebbe sarebbe quello di rimanere senza sufficiente energia per anni, dati i lunghi cicli di vita e tempi di realizzazione degli impianti energetici.