Rapporto energie 2003/5

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La redazione del rapporto
è stata realizzata da
CARSA Edizioni spa
Presidente
Roberto Di Vincenzo
Coordinamento
Rodolfo Pasinetti
Autori
Armando Buffoni
Marco De Min
Chiara Lazzari
Rodolfo Pasinetti
Thomas Pauschinger
Monika Schulz
Antonio Siciliano
Massimiliano Volpi
Chiara Wolter
Amministratore delegato, Direttore artistico
Giovanni Tavano
Direttore editoriale
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Responsabile redazione
Carla De Benedictis
Picture editor
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Responsabile produzione
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Responsabile distribuzione
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Direzione e redazione
Via Salara Vecchia 1
65128 Pescara - Italia
© Copyright CARSA Edizioni 2004
Tutti i diritti sono riservati. Nessuna parte di
questo volume può essere riprodotta o utilizzata in alcun modo senza il permesso scritto da
parte dell’Editore.
ISBN 88-501-0074-4
Rapporto
sulle energie
rinnovabili
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con il contributo di
INDICE
Presentazione di F. Ferrante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
Presentazione di M. Orlandi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
Premessa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
1. Le fonti rinnovabili nel contesto energetico generale . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
1.1 Le tendenze mondiali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
1.2 Il protocollo di Kyoto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
1.3 Gli obiettivi europei . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
1.4 Uno sguardo all’Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23
1.5 Gli obiettivi nazionali e gli strumenti d’attuazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28
2. La fonte idroelettrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38
2.1 Lo stato dell’arte tecnologico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39
2.2 Le specificità applicative . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42
2.3 La situazione nel mondo ed in Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44
2.4 L’interazione con l’ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49
2.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
2.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
2.7 Il contesto normativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56
2.8 I programmi di incentivazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .57
2.9 Le prospettive di sviluppo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58
3. La fonte eolica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62
3.3 La situazione nel mondo e in Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71
3.4 L’interazione con l’ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .79
3.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .83
3.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85
3.7 Il contesto normativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87
3.8 I programmi di incentivazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89
3.9 Le prospettive di sviluppo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .90
4. La fonte solare termica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .94
4.3 La situazione nel mondo e in Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .105
4.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .110
4.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112
4.7 Il contesto normativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116
4.8 I programmi di incentivazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .117
4.9 Le prospettive di sviluppo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .121
5. La fonte solare fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125
5.1 Lo stato dell’arte tecnologico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .125
5.2 Le specificità applicative . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .131
5.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147
5.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150
6. Le fonti da biomassa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162
6.3 La situazione nel mondo e in Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .189
6.4 L’interazione con l’ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .193
6.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198
6.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .202
7. La fonte geotermica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .214
7.4 L’interazione con l’ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224
7.5 I costi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226
7.6 Il mercato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .227
Presentazione
Questo primo Rapporto sulle energie rinnovabili ha l’ambizione di rappresentare una
guida completa sullo stato dell’arte dell’utilizzo di tali fonti nel nostro Paese da confrontare con la situazione nel resto d’Europa e nel mondo, sia a livello tecnico che normativo, ed essere uno strumento utile per tutti gli “addetti ai lavori”: dalle aziende interessate agli amministratori locali, dai politici alle associazioni ambientaliste. Ma vuole
anche essere un manuale di facile consultazione che fornisca gli elementi base di conoscenza per ogni fonte di energia rinnovabile a chi vuole avvicinarsi per la prima volta a questi temi.
Avevamo bisogno di una rassegna così completa innanzitutto perché l’Italia è drammaticamente in ritardo, sia rispetto agli obiettivi fissati a Kyoto, sia rispetto allo sviluppo delle fonti rinnovabili a paragone di quanto accade in altri Paesi. Basti pensare ai
nostri miseri 785 MW di eolico installato a fronte degli oltre 12.000 MW della Germania, o agli oltre 900 MW che la Spagna realizza ogni anno (raggiungendo quasi i 5000
MW nel 2002).
Si pensi anche al solare, con l’assurda situazione rappresentata dal fatto che “nel paese del sole” è installato un settimo dei tetti solari installati in Austria!
Dalla lettura del Rapporto emerge con chiarezza il paradosso che, se da una parte le potenzialità di sviluppo delle fonti rinnovabili (di tutte, anche se in maniera e in proporzioni diverse) sono persino superiori agli obiettivi che sono stati fissati a livello europeo, e a
quegli stessi (inferiori ai primi) che il Governo italiano ha recepito, dall’altra le politiche
concrete messe in campo negli ultimi anni rendono difficile persino il raggiungimento
di quegli stessi, quasi modesti, obiettivi.
6
D’altra parte neanche sull’altro fronte, altrettanto importante, del risparmio energetico il nostro Paese ha fatto niente di concreto. Infatti, al momento di andare in stampa,
non si hanno ancora notizie dei decreti sui Titoli di Efficienza Energetica che si attendono ormai da più di un anno e sono spariti in qualche cassetto.
Insomma, l’Italia nulla o poco fa per affrontare l’emergenza planetaria più grave: l’effetto serra e i cambiamenti climatici ormai già in atto ad esso correlati. E questo nonostante l’Europa abbia deciso di andare avanti su questa strada anche senza e contro
le scelte del Governo USA, e senza nemmeno attendere che il Protocollo di Kyoto entri
formalmente in vigore, cosa che succederà solo con la ratifica dello stesso da parte della Russia.
Ma la mancanza di politiche non ferma l’interesse delle aziende a investire in un settore promettente che inevitabilmente nel futuro avrà uno sviluppo impetuoso e non scoraggia le associazioni di cittadini nel difendere le ragioni dell’ambiente.
Anche da questa “comunanza d’intenti” nasce la collaborazione di Legambiente con
Energia per incentivare e promuovere le energie rinnovabili, ma anche il risparmio
energetico e altre forme di produzione diffusa di energia a partire dalla microcogenerazione.
La realizzazione di questo rapporto curato da Ambiente Italia è il primo risultato che, ci
auguriamo, funzioni da premessa per una reale crescita del rinnovabile in Italia.
FRANCESCO FERRANTE
Direttore generale Legambiente
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Presentazione
L’energia è una componente fondamentale nell’economia moderna per alimentare i
processi produttivi,i trasporti,le applicazioni civili.Da molti decenni il fabbisogno energetico viene soddisfatto in larghissima parte dai combustibili fossili (carbone, petrolio,
gas naturale), e, più recentemente e in misura ridotta, da combustibili nucleari.
Oggi è sempre più evidente come ci si pongano nuove sfide che richiedono di ripensare a medio-lungo termine le politiche energetiche globali. Basti pensare alle problematiche ambientali sollevate dall’utilizzo della combustione delle fonti fossili, dalla disponibilità nel medio termine di queste fonti per sostenere le crescenti necessità energetiche dei nuovi Paesi in via di sviluppo (Cina, India, Paesi del Sud-Est asiatico, ecc.), alle
problematiche ambientali e di sicurezza sollevate dalle attuali tecnologie di generazione di energia elettrica da fissione nucleare.
Accanto alla fondamentale necessità di finanziare la ricerca e lo sviluppo di nuove tecnologie per la produzione energetica che possano subentrare alle attuali nel mediolungo termine, è tuttavia evidente come fin da subito ci si debba porre l’obiettivo di limitare per quanto possibile gli impatti sull’ambiente dei processi attualmente predominanti di produzione dell’energia, promuovendo il risparmio energetico, l’applicazione sempre più estesa e lo sviluppo di nuove tecnologie per la produzione di energia da
fonti rinnovabili e di nuovi vettori energetici.
Lo stato attuale di sviluppo delle fonti rinnovabili in Italia è da considerarsi ancora largamente insoddisfacente, e lo stesso può dirsi delle iniziative per la promozione del risparmio energetico.
Difficilmente gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra che il nostro Paese si
è dato in conseguenza dell’accordo di Kyoto e della deliberazione 77/2001 dell’Unione
Europea potranno essere raggiunti senza il ricorso alla tecnologia dei cicli combinati a
gas naturale che, rispetto alle altre produzioni da combustibili fossili, riduce dal 30% al
60% le emissioni di anidride carbonica per KWh prodotto, o senza una rapida appro8
vazione di meccanismi incentivanti quali l’incremento della quota di produzione da
fonti rinnovabili richiesta ai generatori di energia elettrica o l’avvio del meccanismo dei
certificati di efficienza energetica per favorire iniziative di risparmio su larga scala. A
questo proposito, basti pensare alla possibilità di promozione del risparmio negli utilizzi civili con iniziative di informazione al pubblico, al sostegno dell’introduzione massiva di nuove tecnologie di illuminazione, alla promozione della generazione combinata, anche di piccola taglia, di energia elettrica e calore con risparmi considerevoli di
energia primaria e di sviluppo di infrastrutture di trasporto dell’energia.
Accanto ai meccanismi incentivanti, non bisogna inoltre dimenticare la necessità inderogabile di apportare tutte le semplificazioni possibili agli adempimenti fiscali, al processo di autorizzazione alla realizzazione e alle disposizioni tecniche per l’interconnessione alla rete che rendono oggi impraticabile lo sviluppo di molte tecnologie di generazione distribuita già tecnologicamente mature. Si pensi alla generazione da fonti rinnovabili di piccola taglia o alla micro-cogenerazione o alla trigenerazione che, pur utilizzando un combustibile fossile come il gas naturale (di per sé più “pulito” di altri combustibili fossili), potrebbero fin da subito contribuire al risparmio complessivo di energia
primaria e di conseguenza ridurre le emissioni di gas serra.
Queste considerazioni hanno spinto Energia a promuovere l’elaborazione del Rapporto sulle energie rinnovabili, un documento che con cadenza annuale si propone di fornire informazioni aggiornate e “concrete” sull’evoluzione del mercato, delle tecnologie
e della normativa, nella speranza che ciò possa contribuire ad accrescere le conoscenze degli operatori del settore energetico sulle tecnologie di generazione da fonte rinnovabile e favorirne una maggiore diffusione.
MASSIMO ORLANDI
Amministratore Delegato di Energia
9
Premessa
“Il Governo attribuisce rilevanza strategica alle fonti rinnovabili, in relazione al contributo che possono fornire per la maggiore sicurezza del sistema energetico, la riduzione del relativo impatto sull’ambiente e le opportunità in termini di tutela del
territorio e sviluppo sociale.”
“Le fonti rinnovabili possono fornire un rilevante contributo allo sviluppo di un sistema energetico più sostenibile, incrementare il livello di consapevolezza e partecipazione dei cittadini, contribuire alla tutela del territorio e dell’ambiente e fornire opportunità di crescita economica.”
Le affermazioni precedenti sono tratte dal “Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili” del novembre del 1998 e bene riassumono le motivazioni, almeno alcune, per le quali è necessario auspicare lo sviluppo di tali fonti.
Al suddetto documento si è giunti dopo un periodo di attuazione di forme di incentivo delle fonti rinnovabili, stimolate dalla Legge 10 del 1991, che ha messo in
evidenza molti limiti e difficoltà relative alla realizzazione degli impianti che ne fanno uso, ma che ha anche dimostrato il loro elevato potenziale di sviluppo.
Parallelamente si è sviluppata ulteriormente la consapevolezza dell’importanza
dell’impiego delle fonti di energia rinnovabile, come contributo alla mitigazione
dei problemi collegati all’impatto globale derivante dall’utilizzo delle fonti tradizionali.
Purtroppo molte barriere allo sviluppo delle rinnovabili persistono e poco si è fatto per rimuoverle. La combinazione di tali difficoltà con la spinta dettata dalla suddetta consapevolezza, in parte stimolata da politiche internazionali o, quanto meno, comunitarie, ha fatto sì che in Italia il contributo relativo delle fonti rinnovabili
al sistema energetico complessivo non abbia subito delle particolari evoluzioni durante gli ultimi dieci anni. E, purtroppo, non vi è ancora una certezza che tale contributo possa evolvere in senso positivo nei prossimi anni. Da un lato è necessario
verificare la volontà collettiva di ridurre le suddette difficoltà, dall’altro è necessario verificare l’efficacia delle misure di incentivo messe in campo e che, come spesso succede, corrono il rischio di venire “addolcite” durante il loro percorso a seguito di spinte derivanti da interessi di varia origine. Essenziale risulta essere, ovviamente, anche la capacità di agire sul fronte del risparmio energetico, benché anch’esso di difficile realizzazione concreta. Sviluppo delle fonti rinnovabili e del risparmio energetico devono concorrere entrambi all’evoluzione verso un sistema
energetico più sostenibile.
A partire da un contesto energetico complessivo, la prima parte di questo rappor11
to vuole mettere in evidenza da un lato il livello attuale dell’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili e, dall’altro, come viene affrontato il tema del loro sviluppo in
base agli ultimi provvedimenti strategici e normativi, sia nazionali che internazionali. Questa descrizione vuole fornire alcuni spunti di riflessione generale anche
come premessa delle descrizioni specifiche riguardanti lo sfruttamento delle singole fonti rinnovabili di energia che vengono sviluppate nei capitoli successivi.
In tali capitoli si è cercato, per quanto possibile, di mantenere una descrizione uniforme delle diverse fonti, toccando aspetti quali lo stato dell’arte tecnologico, le
specificità applicative, la loro presenza a livello internazionale e nazionale, l’interazione con l’ambiente, i costi, il mercato, il contesto normativo, i programmi di incentivazione, le prospettive di sviluppo.
È evidente che taluni aspetti troveranno uno spazio maggiore o minore secondo le
fonti rinnovabili di volta in volta trattate.
1. Le fonti rinnovabili nel contesto energetico generale
1.1 Le tendenze mondiali
Durante il periodo 1990-2001 la produzione mondiale annua di energia è cresciuta con una media dell’1,4%, passando dagli 8.623 Mtep ai 10.038 Mtep (+16,4%
complessivi) [1]*.
Il petrolio continua ad essere la fonte primaria più utilizzata (35%). La crescita di produzione del petrolio è stata leggermente inferiore alla crescita del fabbisogno energetico complessivo, così che la quota percentuale soddisfatta da questa fonte è calata (era il 35,7% nel 1990). Un incremento di consumo si è determinato in tutte le macro-regioni del mondo, ad eccezione dell’Europa dell’Est e della ex Unione Sovietica.
Il carbone, dopo un apparente leggero declino, ha visto incrementare, seppure di
poco, il proprio impiego e, nel 2001, contribuiva per il 23,4% alla produzione energetica complessiva (era il 25,3% nel 1990). Il consumo di carbone è stato caratterizzato da un generale incremento in tutte le regioni del mondo, arrestato da una
diminuzione in Europa, tanto Occidentale che dell’Est.
Il gas naturale ha contribuito per il 21,2% (era il 19,4% nel 1990) ed è la risorsa fossile che ha visto la maggior accelerazione negli ultimi anni. Il suo consumo è incrementato in tutte le regioni, ad eccezione dei paesi dell’Europa dell’Est e della ex
Unione Sovietica (benché negli ultimi anni anche qui ci sia una tendenza all’incremento del consumo di questa fonte). Accanto a questa forte crescita di domanda
ed offerta di gas naturale, è necessario sottolineare le ingenti risorse già investite e
da investire in previsione per favorire il trasporto di questa risorsa, mediante la costruzione di grandi gasdotti in quasi tutti i continenti. Questo fatto contribuisce alla crescente tendenza verso il continuo incremento delle quote di energia scambiate sul mercato internazionale, andando ad aggiungersi a quanto da parecchi anni già succedeva per il petrolio e, sebbene in misura inferiore, per il carbone.
Il nucleare soddisfa il 6,9% della produzione energetica totale (era il 6,1% nel 1990).
L’idroelettrico soddisfa il 2,2% della produzione energetica totale (era il 2,2% anche nel 1990), mentre le altre rinnovabili1 contribuiscono con l’11,3% (lo stesso valore del 1990).
In totale, quindi, le energie rinnovabili contribuiscono, nel 2001, per il 13,5% del* I numeri tra parentesi quadre rimandano ai riferimenti bibliografici presenti alla fine di ciascun capitolo.
1. Secondo la definizione della IEA, le fonti rinnovabili sono: l’idroelettrico, il vento, le maree, il sole, le biomasse solide
e liquide, il gas da biomassa, il carbone da legna e le componenti rinnovabili dei rifiuti (non si considera fonte rinnovabile la frazione non biodegradabile dei rifiuti urbani ed industriali).
12
13
l’intero fabbisogno energetico mondiale, per un
totale di 1352 Mtep.
La tabella 1.1 riporta le
produzioni mondiali di
energia al 1990 ed al
2001, mentre la figura 1.1
riporta la ripartizione delle singole fonti energetiche primarie nel 2001.
1990
2001
Variazione
2001/1990
Mtep
Mtep
%
Petrolio
Carbone
Gas naturale
Idroelettrico
Nucleare
Altre rinnovabili
3.076
2.185
1.673
186
525
978
3.513
2.349
2.128
219
693
1.133
14,2
7,5
27,2
17,6
31,9
15,9
Totale
8.624
10.038
16,4
l’ambiente sia sulla salute degli stessi utilizzatori. Inoltre tale impiego è spesso considerato sinonimo di povertà e, appena sarà loro possibile, molti di questi utilizzatori abbandoneranno tale fonte energetica.
L’evoluzione dell’impiego delle fonti rinnovabili negli ultimi decenni indica come
questo abbia accompagnato l’evoluzione dell’impiego complessivo di fonti primarie, con un incremento annuo di circa l’1,7%. Incrementi relativi molto maggiori,
nello stesso periodo, si sono avuti per fonti come il solare e l’eolico (19,1% di incremento medio annuo), anche se chiaramente determinati da livelli di partenza
molto bassi (figura 1.3).
Tabella 1.1 - Produzione mondiale di energia. Fonte dati IEA
L’elevato valore del contributo alle rinnovabili
determinato dall’impiego
della biomassa non è comunque da interpretare
come un fatto positivo in
tutti i sensi. La gran parte
di questo utilizzo avviene
nei paesi in via di sviluppo, impiegando tecnologie generalmente inefficienti con conseguenze
spesso negative, sia sul14
Rinnovabili 13,5%
Nucleare
6,9%
Petrolio
35,0%
Gas naturale
21,2%
Carbone 23,4%
Figura 1.1 - Ripartizione delle fonti energetiche primarie nel 2001 a
livello mondiale. Fonte dati IEA
Figura 1.2 - Ripartizione delle fonti energetiche rinnovabili nel
2001 a livello mondiale. Fonte dati IEA
Idroelettrico
16,4 %
Geotermia
3,2 %
Altro
4,9 %
Rifiuti
1,2 %
Solare, maree
0,3 %
Biomassa
78,7 %
Eolico
0,2 %
22
Incremento medio annuo (0/0)
Come si nota in figura 1.2,
circa l’80% delle rinnovabili è costituito dalla biomassa, sia commerciale
sia non commerciale,
mentre l’idroelettrico segue con il 16%. Ancora
molto marginali risultano
essere i contributi delle
fonti rinnovabili meno
tradizionali, come il solare e l’eolico.
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Totale
Rinnovabili Idroelettrico Geotermia
Biomassa,
rifiuti
Solare,
vento,
maree
Figura 1.3 - Incrementi medi annui delle fonti energetiche rinnovabili a livello mondiale. Fonte dati IEA
La distribuzione geografica dell’impiego delle rinnovabili vede i paesi non-OCSE
tra i principali utilizzatori, con il 75% del totale a fronte di un consumo energetico
complessivo del 53%, proprio per l’elevato utilizzo delle biomasse.
In particolare, l’impiego dell’idroelettrico è distribuito equamente tra le due regioni, anche se le previsioni vedono un notevole incremento nei paesi non-OCSE (soprattutto Cina). L’impiego delle biomasse, come già detto, è preponderante nei
paesi non-OCSE, mentre i paesi OCSE contribuiscono per circa l’86% per quanto riguarda le nuove rinnovabili (vento, sole, maree).
A livello mondiale le rinnovabili vengono impiegate per il 59% negli usi civili (residenziale e terziario), mentre il 21% viene impiegato per la produzione di elettricità.
Se dal 1990 la produzione di energia elettrica è cresciuta mediamente del 2,5% annuo, la quota prodotta da fonti rinnovabili è aumentata solo dell’1,9%. Ciò ha fatto
15
sì che il contributo complessivo delle rinnovabili alla produzione di elettricità sia passato
al terzo posto, dietro il carbone
ed il gas. Il contributo delle singole fonti energetiche alla proNucleare
Carbone
duzione di energia elettrica è
17,2%
38,8%
evidenziato in figura 1.4.
Chiaramente la quota prevalente del contributo delle rinGas naturale
novabili si deve all’idroelettri18,4%
co (16,6% contro il 18,1% comFigura 1.4 - Contributo delle singole fonti alla produzione di
plessivo).
energia elettrica nel mondo.
Fonte dati IEA
Recenti analisi della IEA [2, 3]
prevedono che al 2030 il mondo avrà bisogno di 15.300 Mtep, il 50% in più del fabbisogno attuale, con un incremento annuo medio dell’1,7%.
Se il petrolio sarà ancora il combustibile principale, il consumo di gas aumenterà
più velocemente in termini assoluti mentre le rinnovabili, ad eccezione dell’idroelettrico, aumenteranno più velocemente in termini percentuali.
Assumendo, come scenario di riferimento, che le politiche energetiche dei diversi
Rinnovabili
18,2%
Petrolio
7,5%
Figura 1.5 - Domanda di energia e contributo delle fonti rinnovabili nel mondo. Fonte dati IEA
18000
16000
Fonti non rinnovabili
12,5 0/0
Fonti rinnovabili
Quota fonti rinnovabili
12,9 0/0
14000
13,3 0/0
Mtep
12000
13,8 0/0
10000
13,5 0/0
8000
6000
13,3 0/0
14,0 0/0
4000
2000
0
1971
16
1980
1990
2000
2010
2020
2030
governi non mutino nei prossimi anni rispetto ad oggi e che non vi siano particolari cambiamenti tecnologici, le rinnovabili dovrebbero crescere con una media annua dell’1,3% fino al 2030. In tale situazione il contributo delle rinnovabili al fabbisogno energetico complessivo dovrebbe scendere al 12,5% (figura 1.5). Ciò si deve, come già accennato, alla diminuzione dell’impiego dei combustibili da biomassa nei paesi in via di sviluppo.
Resta comunque il fatto che le nuove rinnovabili (eolico, solare, ecc.) aumenteranno
la loro presenza di oltre il 4% annuo ma, partendo da una base molto limitata, resteranno una componente ancora marginale dell’intero sistema energetico.
Nei paesi OCSE il contributo delle rinnovabili dovrebbe crescere fino all’8% (5,7%
nel 2001), con un impiego prevalente per la produzione di energia elettrica.
D’accordo con un secondo scenario, che considera lo sviluppo di politiche “virtuose” per quanto riguarda l’ambiente e l’energia nei paesi OCSE, le fonti rinnovabili,
ad eccezione dell’idroelettrico, dovrebbero avere un incremento del 40% rispetto
allo scenario di riferimento. In tale contesto, nei paesi OCSE il contributo delle rinnovabili per la sola generazione di elettricità dovrebbe passare al 17,6% nel 2010
ed al 25,4% nel 2030. Come si nota dalla figura 1.6, le differenze tra i diversi scenari sono più accentuate in Europa che negli altri paesi OCSE.
L’incremento del consumo di energia, non accompagnato da un incremento percentualmente maggiore delle fonti rinnovabili, ha determinato un aumento delle
corrispondenti emissioni di gas serra di oltre l’11% nel decennio 1992/2001, raggiungendo una quota di 24 miliardi di tonnellate all’anno. Continuando lungo questa direzione si prevede che le emissioni aumentino di un ulteriore 70% entro il
2030. Allora saranno gli 35
Giappone, Australia
USA e Canada
Europa
attuali paesi in via di svie Nuova Zelanda
30
luppo i principali respon25
sabili delle emissioni. D’altra parte, se guardiamo 20
più a breve termine,si pre- 15
vede che nei paesi indu- 10
strializzati le emissioni al
5
2010, invece di diminuire,
0
2000 2030R 2030A
2000 2030R 2030A
cresceranno di circa il 17% 0/0 2000 2030R 2030A
R: Scenario di riferimento A: Scenario alternativo
rispetto al 2000, dopo un
Rinnovabili idroelettrico
Rinnovabili non idroelettrico
incremento dell’8% durante il decennio prece- Figura 1.5 - Contributo delle rinnovabili alla generazione elettrica
secondo diversi scenari. Fonte dati IEA
dente.
17
1.2 Il protocollo di Kyoto
La consapevolezza dell’importanza del fenomeno dei cambiamenti climatici ha
fatto sì che a livello internazionale si iniziasse a dibattere su come controllarne le
cause, essenzialmente mediante la diminuzione dell’anidride carbonica che è il
principale gas serra.
Tale consapevolezza è cresciuta di pari passo con la consapevolezza della difficoltà della risoluzione del problema stesso. Questo è ben visibile considerando le decisioni prese durante due tra le più importanti conferenze internazionali sul tema.
Nel 1988 si svolge a Toronto la prima importante conferenza sui cambiamenti climatici, nella quale si incontrano politici e scienziati per discutere azioni per una loro limitazione. Durante questa conferenza, i governi dei paesi industrializzati si impegnano a tagliare volontariamente le emissioni di anidride carbonica del 20% entro il 2005 (rispetto alle emissioni del 1990).
Dieci anni dopo, nel 1997, si svolge a Kyoto il famoso incontro che dà il nome all’omonimo “protocollo”. Si stabilisce che i paesi industrializzati (quelli elencati nel cosiddetto “Annesso I” del protocollo) si impegnino ad una riduzione del 5,2% (sempre rispetto al 1990) delle emissioni di sei principali gas serra nel periodo compreso tra il 2008 ed il 2012.Tale valore di riduzione è una media che deriva da impegni
differenziati tra diversi paesi o gruppi di paesi. Il Giappone deve ridurre del 6%, gli
USA del 7% e l’Unione Europea dell’8%. Ad altri paesi viene concesso il diritto di
stabilizzare le proprie emissioni (Nuova Zelanda, Russia, Ucraina) o, addirittura, di
aumentarle (Norvegia 1% e Australia 8%).
In dieci anni, quindi, l’obiettivo di riduzione previsto è notevolmente diminuito ed
è stato traslato nel tempo. È comunque chiaro che, nonostante tutto, questo protocollo ha portato a degli obiettivi e può essere considerato come il primo passo
verso accordi futuri più stringenti. Probabilmente, però, il problema principale non
risiede nella cifra da raggiungere, ma nelle modalità del suo ottenimento. Infatti,
benché i paesi che si sono assunti degli obblighi siano i paesi industrializzati, ciò
non significa che questi si siano accollati appieno la responsabilità del problema e
l’onere di risolverlo. Numerosi dibattiti si sono succeduti dopo la conferenza di Kyoto riguardanti i soggetti che devono intervenire per cercare di porre rimedio all’incremento delle emissioni dei gas serra, dibattiti che coinvolgono i rapporti tra paesi e vanno ben oltre gli aspetti tecnici.
I tentativi di rendere accettabile il trattato agli Stati Uniti hanno ulteriormente annacquato gli obiettivi del protocollo di Kyoto, mentre altre concessioni sono state
fatte anche dopo la defezione degli USA allo scopo di convincere paesi quali il
Giappone, la Russia, l’Australia ed il Canada a ratificare il protocollo. Al momento
18
manca all’appello solo la Russia, la cui ratifica è decisiva per l’avvio delle regole dettate dal protocollo.
In particolare, sono stati esclusi degli espliciti limiti quantitativi rispetto alla possibilità di attuare la riduzione delle emissioni con i cosiddetti meccanismi di flessibilità (Emission Trading, Joint Implementation e Clean Development Mechanism), come in precedenza proposto dall’Unione Europea.
Secondo diverse stime, le conseguenze degli accordi di Bonn e Marrakesh ed il ritiro degli USA dal Protocollo di Kyoto determineranno una riduzione delle emissioni di CO2 non più del 5,2%, come definito nel Protocollo stesso, ma dello 0,6%. Se
si considerano anche gli effetti corrispondenti agli assorbimenti da parte dei “pozzi” di carbonio con attività di gestione forestale ed agricola, la riduzione potrà arrivare al 4,3%.
1.3 Gli obiettivi europei
Nella discussione sul mantenimento del Protocollo di Kyoto, il ruolo dell’Europa è
stato fondamentale, dimostrando una leadership a livello internazionale.
Anche dopo il ritiro degli USA, a giugno 2001 l’Europa ha avviato unilateralmente la
ratifica del Protocollo, con un impegno sottoscritto da tutti i ministri dell’ambiente
dell’Unione.
Il 6 febbraio 2002 il Parlamento europeo ha votato una risoluzione nella direzione
della ratifica del Protocollo, ratifica che rimaneva comunque un impegno dei singoli Stati membri.
L’impegno europeo nei confronti delle problematiche legate agli impatti ambientali derivanti dall’impiego delle fonti energetiche tradizionali si è manifestato anche attraverso la formulazione di linee guida ed obiettivi atti a stabilire il contributo che le fonti energetiche rinnovabili dovranno dare al consumo interno lordo di
energia dell’Unione Europea nei prossimi anni.
Nel documento-guida Energia per il futuro: le fonti energetiche rinnovabili.Libro Bianco per una strategia e un piano d’azione della Comunità del 1997, la Commissione
propone un obiettivo indicativo globale del 12% per il contributo delle fonti energetiche rinnovabili al consumo interno lordo di energia dell’Unione Europea nel
2010, equivalenti a 182 Mtep su un totale previsto di 1.583 Mtep; attualmente la
quota relativa alle fonti rinnovabili è inferiore al 6%, equivalente a 74,3 Mtep, su un
consumo interno lordo di 1.366 Mtep. In termini assoluti significa moltiplicare per
2,5 l’attuale produzione da fonti energetiche rinnovabili.
Il Libro Bianco stima il contributo delle fonti energetiche rinnovabili per settore secondo quanto riportato nella tabella 1.2.
19
Il documento della Commissione Europea sottolinea anche i positivi risvolti, non
solo ambientali ma anche economici, che ne deriverebbero, facendo una valutazione preliminare di alcuni costi e benefici.
- L’investimento netto (calcolato sottraendo all’investimento totale l’investimento
che sarebbe stato necessario se l’energia ricavata dalle rinnovabili fosse fornita da
tecnologie di combustibili fossili) è stimato a 95 miliardi di euro.
- La riduzione delle emissioni di anidride carbonica è stimata a 402 milioni di tonnellate l’anno rispetto al 1997.
- L’aumento occupazionale legato al settore delle fonti rinnovabili e del relativo indotto è stimato, al netto delle perdite occupazionali in settori concorrenti, in
500.000 unità per il 2010.
- La crescita potenziale dell’industria europea dell’energia rinnovabile sui mercati
internazionali può portare nella Bilancia Commerciale europea circa 17 miliardi di
euro annui per attività di esportazione.
Nel marzo del 2000 la Commissione vara il Programma Europeo per il Cambiamento Climatico (ECCP). Tale programma sottolinea che sono necessari maggiori sforzi
affinché l’Unione Europea possa adempiere agli obiettivi del Protocollo di Kyoto di
riduzione delle emissioni dei gas serra dell’8%. Il rapporto dell’ECCP delinea una serie di politiche e misure che formeranno parte della strategia Comunitaria. Un eleTabella 1.2 - Contributo delle fonti energetiche rinnovabili in Europa secondo il Libro Bianco
Quota
1995
Quota
prevista 2010
1. Energia eolica
2,5 GW
40GW
2. Energia idroelettrica
92 GW
105 GW
2.1 Grandi dimensioni
82,5 GW
91 GW
2.2 Piccole dimensioni
9,5 GW
14 GW
3. Energia fotovoltaica
0.03 GWp
3 GWp
4. Biomassa
44,8 Mtep
135 Mtep
0,5 GW
1 GW
1,3 GWth
5 GWth
6,5 milioni m2
100 milioni m2
Tipologia
5 Energia geotermica
5.a Elettricità
5.b Calore (comprese pompe di calore)
6. Collettori solari termici
7. Energia solare passiva
8. Altri
20
35 Mtep
1 GW
mento importante del programma è l’inclusione di iniziative già esistenti e che
hanno bisogno di ulteriore sviluppo, allo scopo di produrre dei programmi coerenti e mutuamente compatibili (accordo con i produttori di automobili per la riduzione delle emissioni di CO2, direttive per la promozione delle energie rinnovabili, piano d’azione per la promozione dell’efficienza energetica, libro verde sulla sicurezza della fornitura di energia, ecc.). Le misure identificate nell’ECCP sono quindi state sviluppate nel contesto di queste iniziative già esistenti.
I dati più recenti indicano che le politiche e le misure esistenti dovrebbero al massimo ridurre le emissioni al 2010 dell’1,4% sotto il livello del 1990, a fronte di un incremento tendenziale di circa il 7%. Sarebbero quindi necessari nuovi interventi atti a ridurre le emissioni di un ulteriore 6,6%. Considerando, però, le varie difficoltà
ed incertezze di attuazione, si suppone che si debbano prevedere nuove azioni volte a ridurre le emissioni di un ulteriore 9%.
Il programma prevede interventi nei seguenti settori:
• Meccanismi di flessibilità (come previsto dal Protocollo di Kyoto)
• Produzione di energia
• Consumo di energia
• Efficienza energetica nei dispositivi di uso finale e nei processi industriali
• Trasporti
• Industria
• Ricerca
• Agricoltura.
Il Programma Europeo per il Cambiamento Climatico contempla diverse strategie
e direttive già intraprese, tra cui quelle di seguito riportate.
Il Libro verde Verso una strategia europea di sicurezza dell’approvvigionamento energetico del novembre 2000 mette in evidenza come la questione energetica non ha
riscontri solamente di tipo ambientale o economico, ma anche politici. In particolare, viene intrapreso un dibattito sulla sicurezza dell’approvvigionamento energetico a partire dalla constatazione che la dipendenza energetica europea è in continuo
aumento. L’Unione Europea è molto dipendente dall’approvvigionamento esterno.
Essa importa oggi il 50% del suo fabbisogno e questa percentuale sfiorerà il 70% nel
2030, con una dipendenza più marcata per gli idrocarburi se le tendenze attuali continuano. La sicurezza dell’approvvigionamento non mira a massimizzare l’autonomia energetica o minimizzare la dipendenza, bensì a ridurre i rischi legati a quest’ultima. Si impone, quindi, una riflessione sulla diversificazione delle fonti di approvvigionamento energetico (per prodotti e zone geografiche).Tale riflessione è ritenuta necessaria proprio in un periodo nel quale si intrecciano due fenomeni mol21
22
ca da fonte rinnovabile al 25%, contro l’attuale 16%. L’Italia ha dichiarato che il 22%
potrebbe essere una cifra realistica nell’ipotesi che nel 2010 il consumo interno lordo di elettricità ammonti a 340 TWh.Tale percentuale deriva dall’ipotesi che la produzione interna lorda di elettricità a partire da fonti energetiche rinnovabili ammonterà, nel 2010, a 76 TWh (come previsto nel Libro Bianco per la valorizzazione
delle fonti rinnovabili in Italia), cifra che comprende anche l’apporto della parte
non biodegradabile dei rifiuti urbani e industriali utilizzati in conformità alla normativa comunitaria sulla gestione dei rifiuti.
1.4 Uno sguardo all’Italia
Nel 2001 l’Italia si poneva all’undicesimo posto a livello mondiale per quanto riguarda i consumi energetici, con i suoi 188 Mtep, corrispondenti a circa il 2% dei
consumi complessivi [4]. A livello dell’Unione Europea occupava il quarto posto
con poco più del 12% dei consumi complessivi. Dal 1990 al 2001 l’incremento dei
consumi lordi è stato di circa il 15%, leggermente superiore all’andamento medio
dell’Unione Europea (+12%).
Dal punto di vista delle fonti primarie, il periodo 1990-2001 è caratterizzato dal notevole incremento della quota di gas naturale (+46%), che attualmente copre oltre
il 30% della richiesta complessiva [5, 6]. Questi numeri pongono l’Italia tra i primi
posti in Europa per l’utilizzo di questa fonte energetica. La notevole diffusione del
gas naturale ha tolto quote di mercato ai prodotti petroliferi, soprattutto nelle apBilancio energetico nazionale
2 00 , 0
1 80 , 0
1 60 , 0
1 40 , 0
Fonti (Mtep)
to importanti per il contesto dell’energia: da un lato i nuovi investimenti energetici
derivanti in gran parte dal nuovo mercato liberalizzato, dall’altro la questione dei
cambiamenti climatici. Nel prossimo decennio saranno necessari, nel nuovo quadro
del mercato dell’energia (apertura alla concorrenza del settore e preoccupazioni
ambientali), investimenti energetici per sostituire le infrastrutture obsolete e per rispondere alla crescita della domanda. È quindi un’occasione da cogliere per promuovere una politica energetica coerente su scala comunitaria.
La Direttiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27 settembre
2001 si pone come obiettivo la promozione delle fonti energetiche rinnovabili nella produzione di energia elettrica nell’ambito del mercato europeo e vuole creare
le basi per un futuro quadro legislativo in materia. Tale obiettivo ha il duplice scopo di ridurre l’impatto sull’ambiente del sistema energetico e, contemporaneamente, di limitare l’incertezza derivante dalla dipendenza energetica europea.
Secondo quanto specificato nella direttiva, per fonti energetiche rinnovabili si intendono fonti energetiche rinnovabili non fossili, ovvero l’energia eolica, solare,
geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, o ancora quella proveniente
dalla biomassa, dai gas di discarica e dai gas residuati dai processi di depurazione
e biogas. Si intende, inoltre, per biomassa la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile
dei rifiuti industriali ed urbani.
In base alla direttiva, gli Stati membri devono adottare misure adeguate per aumentare il consumo di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, nel rispetto
degli obiettivi nazionali di consumo che saranno indicati ogni cinque anni. La Commissione europea dovrà poi valutare in che misura gli obiettivi indicativi nazionali
siano compatibili con l’obiettivo globale che prevede una quota indicativa del 22,1%
di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili sul consumo totale di elettricità della Comunità entro il 2010 (contro l’attuale 14%). Per “consumo di elettricità”si
intende la produzione di elettricità, compresa l’autoproduzione, sommate le importazioni e detratte le esportazioni (consumo interno lordo di elettricità).
Gli Stati membri dovranno istituire un sistema di garanzie che consenta ai produttori di elettricità di dimostrare che l’elettricità da essi venduta sia effettivamente
prodotta da fonti energetiche rinnovabili e dovranno impegnarsi a costituire un
quadro legislativo unico a livello europeo allo scopo di ridurre gli ostacoli normativi o di altro tipo all’aumento della produzione di elettricità derivante da fonti
energetiche rinnovabili.
Per quanto riguarda l’Italia, la direttiva prevede un incremento dell’energia elettri-
1 20 , 0
1 00 , 0
80 , 0
60 , 0
40 , 0
20 , 0
0,0
19 9 0
1991
Solidi
1 9 92
1993
Gas naturale
1 9 94
1 99 5
1996
Prodotti petroliferi
1 9 97
19 9 8
Fonti rinnovabili
1 9 99
2 00 0
2001
Import en. elettrica
Figura 1.6 - Consumi di fonti energetiche primarie in Italia. Fonte dati ENEA, MAP
23
24
8
14
7
12
6
10
5
8
4
6
3
4
2
2
1
0
0
valore di 9 Mtep del 1990 ad un valore di 13,9 Mtep del 2001 (figura 1.7).
Le oscillazioni che si notano sono dovute prevalentemente alla fonte idroelettrica
che, come si vedrà tra breve, è quella che continua a dare il maggior contributo.
Secondo le elaborazioni ENEA, alla quota di rinnovabili riportata dal bilancio energetico nazionale è da aggiungere la quota corrispondente al consumo di legna da
ardere nelle abitazioni, che è stato stimato pari a circa 3,6 Mtep. In tal caso la percentuale derivante dalle fonti rinnovabili oscilla tra l’8 ed il 9% (9,2% nel 2001), con
un valore di 17,6 Mtep nel 2001. La quota delle diverse fonti rinnovabili è rappresentata nella tabella 1.3. Il contributo delle fonti rinnovabili è sicuramente superiore per quanto riguarda la produzione di energia elettrica rispetto all’energia termica (quasi il 70% del totale). L’aumento della domanda di energia elettrica tra 1990
ed il 2002 è stato del 33%, con un incremento medio annuo del 2,4% [7, 8]. Il gas
naturale è la fonte principale per quanto riguarda la produzione di energia elettrica (30%) avendo superato i prodotti petroliferi.
Per quanto riguarda gli scambi con l’estero, il contributo dell’energia elettrica importata è passato dal 14% dei primi anni ’90 al 16% attuale.
In questo quadro le fonti rinnovabili forniscono un apporto pari al 17%, apporto
trascinato in gran parte dall’idroelettrico (figura 1.7).
L’energia idroelettrica ha svolto un ruolo importante per far fronte alla crescita della domanda energetica italiana. Trascinate dall’idroelettrico, le fonti rinnovabili conContributo all'energia elettrica richiesta
35 0 .0 00
30 0 .0 00
25 0 .0 00
GWh
16
0/0
Mtep
plicazioni residenziali e Figura 1.6 - Contributo delle fonti rinnovabili al bilancio energetico
nazionale. Fonte dati ENEA, MAP
terziarie oltre che nell’industria. Questa riduzione
Fonti rinnovabili - Contributo BEN
è stata comunque superata dalla notevole richiesta nel settore dei trasporti, così che i prodotti
petroliferi sono rimasti
piuttosto stazionari (la
quota attuale copre circa
il 49% del fabbisogno
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Quota rinnovabili BEN (%)
Fonti rinnovabili
complessivo). Il contributo dei prodotti petroliferi
al fabbisogno energetico italiano complessivo è solo recentemente sceso al di sotto del 50%, contro un media europea del 40%. Questa differenza è in parte dovuta
alla minore influenza, in Italia, dei combustibili solidi. La figura 1.6 evidenzia i consumi di fonti energetiche primarie in Italia.
A fronte del suddetto andamento del fabbisogno di fonti energetiche, le emissioni
dei gas serra associate sono passate da un valore di 425 Mton del 1990 ad un valore di 453 Mton del 2000, con un incremento del 6,5%.
I bilanci energetici nazio1990 1995 2000 2001
nali indicano, per le fonti ktep
Idroelettrico
6.958 8.312 9.725 10.298
rinnovabili, un incremen0
2
124
259
to tendenziale durante il Eolico
Solare
6
10
15
15
periodo analizzato, abbaFotovoltaico
3
4
4
stanza in linea con l’incre7
11
11
mento energetico com- Solare termico
Geotermico
909
969 1.248 1.205
plessivo. Ciò è dimostrato
Geotermico elettrico
709
756 1.035
992
dal fatto che il peso relatiGeotermico usi diretti
200
213
213
213
vo delle rinnovabili, all’inRSU
191
97
461
721
terno del bilancio comLegna e assimilati
4.578 4.635 4.807 4.858
plessivo, non è variato con
Biocombustibili
0
65
66
87
continuità. Si può afferBiogas
9
29
162
196
mare che le rinnovabili
Totale
12.651 14.119 16.608 17.639
hanno apportato per circa il 6-7% del totale (7,4%
Tabella 1.3 - Impiego delle fonti energetiche rinnovabili in Italia.
nel 2001), passando da un Fonte dati ENEA
20 0 .0 00
15 0 .0 00
10 0 .0 00
5 0 .0 00
0
19 9 0
1 9 91
Solidi
1 99 2
Gas naturale
19 93
1 99 4
Prodotti petroliferi
19 9 5
19 96
Reflui industriali
1 99 7
19 98
1 99 9
Rinnovabili
2 00 0
20 01
Importazioni
Figura 1.7 - Contributo delle fonti energetiche alla produzione di elettricità in Italia. Fonte dati GRTN
25
1995
30.340,5
7.440,3
9,9
4,2
3.435,6
129,8
257,3
41.617,6
2000
36.088,1
8.116,8
563,1
6,3
4.705,2
551,5
1.354,8
51.385,8
2001
38.153,8
8.656,6
1.178,6
4,8
4.506,6
664,1
1.923,1
55,087,6
Fo n ti r inn o v ab ili (id ro < 10 M W ) - C o ntrib uto e n e rgia e le ttric a
Tabella 1.4 - Contributo delle fonti rinnovabili alla produzione di elettricità in Italia. Fonte dati GRTN
tribuivano per oltre il 90% al fabbisogno elettrico fino a 40 anni fa. Questa dinamica
ha subito un forte rallentamento negli anni Sessanta sotto la duplice spinta dell’esaurirsi delle risorse interne a buon mercato e della diffusione dell’uso dei prodotti
petroliferi a basso costo. Di seguito il contributo delle rinnovabili è andato sempre
più diminuendo fino a stabilizzarsi sui valori odierni già da oltre 10 anni. Nella tabella 1.4 si riporta la produzione di energia elettrica delle singole fonti rinnovabili.
Pur essendo evidente l’aumento di produzione di energia elettrica ad esse associato, che è passato dai 35.000 GWh ai 55.000 GWh, è anche evidente (figura 1.8) come
questo aumento non abbia determinato un aumento percentuale relativo al contributo di energia elettrica richiesta, che negli ultimi anni si è stabilizzato attorno al
16,5% (dati provvisori relativi al 2002 indicano un calo dell’apporto delle rinnovabili al 14,8%, essenzialmente dovuto ad un calo dell’apporto idrico).
1 8 .0 0 0
6
1 5 .0 0 0
5
1 2 .0 0 0
4
9 .0 0 0
3
6 .0 0 0
2
3 .0 0 0
1
0
0
1990
1991
1992
1993
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Fonti rinnovabili
Figura 1.9 - Contributo delle fonti rinnovabili con idroelettrico inferiore a 10 MW alla
produzione di elettricità in Italia. Fonte dati GRTN
Contributo rinnovabili - 2001
RSU
11%
Biomasse
4%
Figura 1.10 - Contributo delle singole fonti
rinnovabili con idroelettrico inferiore a 10
MW alla produzione di elettricità in Italia
nel 2001. Fonte dati GRTN
Geotermico
27%
Figura 1.11 - Contributo delle singole fonti
all’incremento complessivo delle rinnovabili nel periodo 90/01. Fonte dati GRTN
Idroelettrico
<10M W
51%
Eolico
7%
Figura 1.8 - Contributo delle fonti rinnovabili alla produzione di elettricità in Italia. Fonte dati GRTN
Contributo delle fonti all'incremento totale
F o n t i r i n n o v a b i li - C o n t r i b u to e n e r g i a e l e ttr ic a
60.000
24
55.000
22
50.000
20
45.000
18
40.000
16
35.000
14
30.000
12
25.000
10
20.000
8
15.000
6
10.000
4
10
5.000
2
5
50
45
40
35
30
0/0
Contributo (0/0)
Produzione energia elettrica (GWh)
1994
Quota rinnovabili (%)
Fotovoltaico
0%
25
20
15
0
0
1990
1991
1992
1993
Quota rinnovabili (%)
26
Contributo (0/0)
1990
25.683,1
5.942,7
0,0
0,1
3.221,9
117,8
72,3
35.037,9
Produzione energia elettrica (GWh)
GWh
Idroelettrico >10MW
Idroelettrico <10MW
Eolico
Fotovoltaico
Geotermico
Biomasse
RSU
Totale
1994
1995
1996
Fonti rinnovabili
1997
1998
1999
2000
2001
0
Idroelet trico
< 10MW
Eolico
Fotovoltaico
Geotermico
Biomasse
27
Analizzando esclusivamente le fonti rinnovabili con l’idroelettrico inferiore ai 10
MW si nota che, a fronte di un significativo e costante incremento di energia prodotta (da poco più di 9.350 GWh del 1990 a 16.930 GWh del 2001), fa riscontro un
incremento del contributo relativo che dal 4% ha di poco superato il 5% (figura
1.9). Si tenga però in considerazione il fatto che tali valori contemplano anche il
contributo dei rifiuti, sulla cui definizione nazionale di rinnovabilità vi sono molti
dubbi. Escludendo i rifiuti, l’apporto sarebbe rimasto fermo al 4%.
Il contributo principale resta comunque quello dell’idroelettrico (51%), seguito dal
geotermico (27%). L’eolico contribuisce per il 7% (figura 1.10).
È però interessante notare (figura 1.11) che all’incremento totale di queste fonti
rinnovabili, pari al 62% nel periodo 1990-2001, l’eolico ha contribuito per oltre il
20%, come la geotermia (l’idroelettrico ha guidato l’incremento per il 47%).
In conclusione si vede che è innegabile l’incremento dell’impiego delle fonti rinnovabili in termini assoluti. D’altra parte tale incremento non si è messo in evidenza come un incremento del contributo relativo al soddisfacimento del fabbisogno
energetico, sia questo totale sia limitato all’energia elettrica.
È possibile che tale situazione cambi nei prossimi anni?
1.5 Gli obiettivi nazionali e gli strumenti d’attuazione
Le politiche a supporto delle fonti di energia rinnovabili hanno sofferto nel passato di una grande discontinuità.
La crescita della produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile negli ultimi
anni in Italia è stata determinata in buona parte dal programma di incentivo CIP
6/92, che ha offerto prezzi sussidiati per 8 anni a tutti coloro che fossero stati in
possesso di una convenzione di cessione con ENEL. Il programma CIP 6 ha attivato
numerose iniziative per la realizzazione di impianti di produzione di elettricità da
fonte rinnovabile ed ha fatto decollare nuove rinnovabili come l’eolico e le biomasse (tabella 1.5).
Tabella 1.5 - Impianti attivati dal programma di incentivo CIP 6/92
D’altra parte, la discrepanza tra impianti amImpianti attivati dal CIP 6
messi alla realizzazione
Tipologia
Potenza (MW)
ed impianti ultimati metEolico
740
Idroelettrico
1.354
te chiaramente in evidendi cui con potenza <10 MW
367
za una gran molteplicità
Geotermia
548
di ostacoli istituzionali.
Rifiuti
674
Per questa ragione la proBiomasse e biogas
561
Totale
3.877
duzione di energia elet28
trica da fonti rinnovabili
Energia elettrica
Gas naturale
Anno
non riesce a trovare uno
Mtep
Mtep
spazio nel quale svilup2002
0,1
0,1
2003
0,5
0,4
pare il proprio potenziale
2004
0,9
0,7
tecnico. Questa situazio2005
1,2
1,0
ne ha portato l’Italia in
2006
1,6
1,3
coda ai paesi Europei nello sviluppo di tecnologie Tabella 1.6 - Obiettivi nazionali di risparmio secondo i decreti del 24
energetiche rinnovabili, aprile 2001 per i distributori di energia elettrica e di gas naturale
uno dei settori industriali
con le più grandi potenzialità di crescita economica per il futuro.
Benché il programma CIP 6 abbia sicuramente contribuito a far decollare nuove tecnologie rinnovabili, come l’eolico e le biomasse, sicuramente non è riuscito a creare
delle condizioni favorevoli generali per lo sviluppo delle fonti rinnovabili. Questo è
solo uno di molti esempi che testimoniano la mancanza di una politica energetica
coerente, almeno per quanto riguarda lo sviluppo delle fonti rinnovabili, che si protrae ancora oggi.
Il criterio di incentivazione tariffaria introdotto con il CIP 6 è stato superato dal
meccanismo dei cosiddetti “certificati verdi”, introdotto dall’art.11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79, noto come decreto “Bersani”2.
I certificati verdi sono titoli che attestano la produzione di energia da fonti rinnovabili; ogni certificato verde certifica la produzione di 100 MWh. Il meccanismo dei
certificati verdi si basa sul fatto che, a decorrere dall’anno 2001, gli importatori e i
soggetti responsabili degli impianti che, in ciascun anno, importano o producono
energia elettrica da fonti non rinnovabili, hanno l’obbligo d’immettere nel sistema
elettrico nazionale, nell’anno successivo, una quota prodotta da impianti a fonti
rinnovabili, entrati in esercizio o ripotenziati dopo il primo aprile 1999, pari al 2%
della suddetta energia elettrica importata o prodotta.
Ciò non significa, obbligatoriamente, produrre in proprio la quota necessaria al
raggiungimento della percentuale indicata, in quanto gli stessi soggetti possono
adempiere al suddetto obbligo anche acquistando, in tutto o in parte, l’equivalente quota o i relativi diritti da altri produttori o dal gestore della rete di trasmissione
nazionale. Quest’ultimo, infatti, emette a proprio favore i certificati verdi derivanti
2. Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica. Le disposizioni relative alle modalità di produzione e gestione della quota di energia elettrica da fonte rinnovabile sono state tradotte
e maggiormente sviluppate nel Decreto ministeriale dell’11 novembre 1999, Direttive per l’attuazione delle norme in
materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui ai commi 1,2,3 dell’articolo 11 del Dlgs 16 marzo 1999, n.79. Alcune
modifiche sono state poi apportate dal DM 18 marzo 2002.
29
dalla produzione di energia degli impianti CIP6 entrati in funzione dopo il primo di
aprile 1999.
Alcune fonti energetiche rinnovabili potranno essere incentivate anche attraverso
i cosiddetti decreti sull’efficienza energetica del 24 aprile 20013. Questi decreti stabiliscono obiettivi quantitativi nazionali di miglioramento dell’efficienza energetica, espressi in unità di energia primaria (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio, Mtep) e riferiti, per l’energia elettrica e per il gas, a ogni anno del periodo quinquennale 2002-2006 secondo quanto riportato nella tabella 1.6.
In capo a ciascun distributore di energia elettrica e di gas, che serve più di 100.000
clienti finali, è imposto un obiettivo specifico obbligatorio di risparmio di energia
primaria. L’obbligo annuale di risparmio energetico a carico di ciascun distributore
è calcolato come quota dell’obbligo nazionale, in base alla proporzione tra l’energia distribuita dal singolo distributore ed il totale nazionale.
I decreti prevedono che l’Autorità per l’energia elettrica ed il gas rilasci titoli di efficienza energetica, a fronte dei risultati certificati dei progetti realizzati dai distributori o da società terze operanti nel settore dei servizi energetici (le cosiddette
ESCO, acronimo per energy service companies).Tali titoli sono negoziabili attraverso
contratti bilaterali o sul mercato appositamente costituito a questo scopo dal Gestore del mercato elettrico.
I distributori devono rispettare i propri obiettivi specifici realizzando interventi di
risparmio di energia primaria. Gli interventi comprendono sia progetti rivolti alla riduzione dei consumi finali della forma di energia distribuita (energia elettrica per i
distributori di energia elettrica e gas naturale per i distributori di gas naturale), sia
progetti che, pur potendo comportare un aumento nei consumi della forma di
energia distribuita, realizzano un risparmio di energia primaria.
Tra gli interventi che dovranno essere promossi si considerano anche quelli relativi all’installazione di impianti per la valorizzazione delle fonti rinnovabili presso gli
utenti finali. In particolare:
• l’impiego di pannelli solari per la produzione di acqua calda;
• l’uso del calore geotermico a bassa entalpia e del calore da impianti cogenerativi, geotermici o alimentati da prodotti vegetali e rifiuti organici e inorganici, per il
riscaldamento di ambienti e per la fornitura di calore in applicazioni civili;
• l’Impiego di impianti fotovoltaici di potenza elettrica inferiore a 20 KW.
In tal modo si cerca di incentivare anche quelle fonti che non trovano applicazione
all’interno del decreto Bersani, essenzialmente quelle rivolte alla produzione termica (come biomassa e solare termico).
Oltre all’apparato normativo descritto, che cerca di creare un quadro di incentivazione omogeneo e simmetrico tra fonti rinnovabili e risparmio energetico, sono
stati creati altri meccanismi di incentivo specifici per alcune fonti, come i programmi riguardanti le tecnologie solari, sia termiche che fotovoltaiche. Di questi programmi si parlerà nei capitoli dedicati alle singole fonti. In questa sede si vuole continuare la discussione riguardante il panorama strategico-normativo generale.
Le normative precedentemente definite si inseriscono tra le misure volte a soddisfare gli obiettivi di incremento delle fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni
dei gas serra.
Già a novembre del 1998 il CIPE4 aveva individuato le linee guida per mantenere fede agli impegni assunti nel dicembre 1997 a Kyoto: riduzione del 6,5% dei gas serra rispetto ai livelli del 1990, stimata pari ad un valore compreso tra 95 e 112 milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente rispetto allo scenario tendenziale al 2010. Le linee guida individuavano sei azioni prioritarie necessarie a raggiungere l’obiettivo finale, previsto per il 2008-2012, e gli obiettivi intermedi previsti per
il 2003 e il 2006. In particolare, per quanto riguarda l’energia rinnovabile, il contributo prevedeva una riduzione di CO2 pari a 18-20 Mton.
Le modalità di riduzione delle emissioni sono state inserite nel Libro Bianco per la valorizzazione delle fonti rinnovabili, discusso ed approvato nell’ambito della Conferenza Nazionale per l’Energia e l’Ambiente (24-28 novembre 1998) e divenuto strumento di programmazione nazionale, con provvedimento CIPE, il 6 agosto 19995.
Il Libro Bianco individua, per ciascuna fonte rinnovabile, gli obiettivi che devono
essere conseguiti per ottenere le riduzioni di emissioni di gas serra che la delibera
CIPE attribuisce alle fonti rinnovabili, indicando altresì le strategie e gli strumenti
necessari allo scopo.
Rispetto al 1997, anno di riferimento del Libro Bianco, si ritiene possibile un contributo aggiuntivo delle fonti energetiche rinnovabili di circa 8,6 Mtep, passando da
11,7 Mtep a 20,3 Mtep nel periodo 2008-2012, comprendente sia la produzione di
energia elettrica sia la produzione di energia termica. Di questi ultimi, circa 16,7
Mtep deriveranno da produzione di energia elettrica e 3,5 Mtep da produzione ed
uso di calore e biocombustibili.
In particolare, la situazione di mercato delle fonti energetiche rinnovabili, nella
3. Individuazione degli obiettivi quantitativi per l’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali ai sensi dell’art. 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo, n. 79 e Individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e
sviluppo delle fonti rinnovabili di cui all’art.16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164.
4. Delibera CIPE n. 137 del 19 novembre 1998 Approvazione delle linee-guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni dei gas serra.
5. Delibera CIPE n. 126 del 6 agosto 1999 Libro Bianco per la valorizzazione delle fonti rinnovabili.
30
31
produzione di energia Tecnologia
1997
2008-2012
elettrica, evolverebbe seMWe
Mtep
MWe
Mtep
condo quanto riportato
Idroelet. > 10MW
13.942
7, 365 15.000
7,920
nella tabella 1.7. La po- Idroelet. < 10MW
2.187
1,787
3.000
2,442
tenza elettrica alimenta- Geotermia elettr.
559
0,859
800
1,294
ta da fonti rinnovabili Eolico
119
0,026
2.500
1,100
16
0,003
300
0,073
passerebbe, dal 1997 al Fotovoltaico
Biomasse
e
Biogas
192
0,125
2.300
3,036
2008-2012, da 17.100
Rifiuti
Elettr.
89
0,055
800
0,880
MW a 24.700 MW, con un
17.104 10,221 24.700 16,744
incremento di oltre 7600 Totale
MW ed una produzione Tabella 1.7 - Contributo delle fonti energetiche rinnovabili in Italia
complessiva di circa per usi elettrici secondo il Libro Bianco
76.000 GWh.
Tecnologia
1997
2008-2012
Nel caso della produzioMtep
Mtep
ne di energia termica la Biocombustibili
0,060
0,940
situazione evolverebbe Solare termico
0,008
0,222
0,213
0,400
secondo quanto riporta- Geotermia
Biomasse & biogas
1,070
1,750
to nella tabella 1.8.
Rifiuti
0,096
0,200
Come si può vedere, gli
Totale
1,447
3,512
incrementi più significaTabella 1.8 - Contributo delle fonti energetiche rinnovabili in Italia
tivi sono attribuiti alle per usi termici secondo il Libro Bianco
biomasse – sia per la produzione di elettricità e
calore, sia per biocombustibili – nonché all’idroelettrico ed all’eolico. Rilevanti anche gli apporti della geotermia e dei rifiuti. Sebbene siano modesti i contributi del
solare termico e fotovoltaico, conviene comunque non trascurare queste tecnologie per il loro significato industriale e strategico.
Una parte degli incrementi, rispetto al 1997, è stata già ottenuta, grazie soprattutto all’attuazione delle iniziative incluse nelle prime sei graduatorie del provvedimento CIP 6/92 ed all’obbligo di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile in base al decreto Bersani.
Con la ratifica da parte dell’Italia, il primo di giugno del 2002, del protocollo di Kyoto6, le misure di riduzione delle emissioni dei gas serra vengono riviste con una
6. Legge n. 120, Ratifica ed esecuzione del Protocollo di Kyoto alla Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti
climatici, fatto a Kyoto l’11 dicembre 1997.
7. Delibera CIPE n. 123 del 19 dicembre 2002 Revisione delle linee guida per le politiche e misure nazionali per la riduzione delle emissioni dei gas serra.
32
nuova delibera CIPE7. Le indicazioni predisposte in tale delibera sono riprese nella
Terza Comunicazione Nazionale nell’ambito della convenzione quadro sui cambiamenti climatici. Quali sono tali indicazioni? Qual è l’effetto sulle rinnovabili?
A partire da un valore complessivo di emissioni di gas serra del 1990 pari a 521
Mton e del 2000 pari a 546,8 Mton, si prevede un incremento tendenziale al 2010
pari a 579,7 Mton. Tale scenario tendenziale, definito anche scenario a legislazione
vigente, viene costruito considerando un incremento medio del PIL pari al 2% e tenendo conto delle misure già avviate o, comunque, decise. L’obiettivo di riduzione
delle emissioni per il periodo 2008-2012, pari ad un valore del 6,5% inferiore al valore del 1990, comporta una quantità di emissioni pari a 487,1 Mton. La riduzione
delle emissioni risulta, quindi, di circa 93 Mton.
Si deve però sottolineare che, rispetto alle ipotesi del 1998, lo scenario tendenziale calcolato nell’ultima delibera già contiene delle azioni che, nel caso precedente, venivano ancora inserite nello scenario obiettivo (nel settore energetico,
ad esempio, si riportano azioni di riduzione pari ad oltre 43 Mton). Per raggiungere il nuovo obiettivo viene quindi data enfasi a nuove azioni, tra cui quelle derivanti dai meccanismi flessibili previsti dal protocollo di Kyoto (Emission Trading
e Clean Development Mechanism), come pure quelle collegate alle pratiche forestali.
Nonostante la necessità di trovare nuovi interventi per far fronte alle riduzioni di
emissioni, il contributo delle fonti rinnovabili non è aumentato rispetto a quanto
definito cinque anni prima. Si può dire che è rimasto sostanzialmente simile. In particolare, si ipotizza che il contributo delle fonti rinnovabili porterà la produzione
complessiva di energia elettrica da fonte rinnovabile a 75 TWh, valore che si avvicina a quanto definito nel Libro Bianco.
In particolare si ipotizza che l’introduzione dell’obbligo del 2% abbia una prospettiva di sviluppo di 10 TWh, contribuendo ad una riduzione di emissioni di gas serra pari a 6 Mton (tale riduzione è già contenuta nello scenario tendenziale).
Si ipotizza, inoltre, che un incremento della quota obbligatoria di produzione di
energia elettrica da fonte rinnovabile, dello 0,3% annuo nel periodo 2005-2012
determini un ulteriore sviluppo pari a 2800 MW, corrispondente ad una produzione di energia elettrica di circa 11 TWh e ad una riduzione delle emissioni pari
a 6,5 Mton.
Sono state anche introdotte ulteriori ipotesi di sviluppo di energia elettrica da fonte rinnovabile per un equivalente di potenza variabile tra 500 e 1200 MW ed una
produzione pari a 2,4 e 5,7 TWh rispettivamente (con una riduzione di emissioni
variabile tra 1,8 e 3,4 Mton).
33
Secondo un’elaborazione dell’ENEA [6], però, il meccanismo dei certificati verdi,
con una percentuale d’obbligo che dal 2005 potrà subire un incremento dello
0,35% annuo, porterà ad una produzione complessiva pari a poco più di 68 TWh al
2010, valore comunque ancora distante dagli obiettivi del Libro Bianco.
Tale valore, considerando un consumo interno lordo, per quella data, pari a 380
TWh, comporterebbe un apporto di energia da fonte rinnovabile pari al 17,9%, valore ben lontano dal 25% definito dalla direttiva europea 77/2001 (che corrisponderebbe ad una produzione di oltre 95 TWh) e non particolarmente diverso dai livelli attuali. Volendo pure supporre di raggiungere i 75 TWh previsti, la percentuale aumenterebbe al 19,7, anch’essa lontana dall’obiettivo8.
Con una propria Circolare del giugno 20039, il Ministero delle Attività Produttive ha
cercato di rimediare a tale discrepanza partendo da presupposti diversi. Prima di
tutto si ipotizza di poter utilizzare, nel computo, 12 TWh derivanti dall’importazione di energia elettrica prodotta da impianti funzionanti con fonti rinnovabili. Tale
valore si somma ai 70 TWh che la circolare stima come produzione nazionale al
2010 (al valore di 76 TWh si arriva, secondo la Circolare, nel 2012). Quindi si considera un valore di riferimento al 2010, per il calcolo della percentuale, pari a 364
TWh (tale valore, però, non è il consumo interno lordo come definito nella direttiva 77/2001, bensì fa riferimento al fabbisogno interno lordo, definito in altro modo). Con tali assunzioni la percentuale di rinnovabili raggiungerebbe il 22,5%.
Al di là degli artifizi contabili che potranno essere utilizzati per far quadrare i conti, risulta evidente che l’obiettivo del Libro Bianco, anche se raggiunto, non porterà
particolari cambiamenti rispetto alla situazione attuale. I circa 20 TWh di energia
elettrica rinnovabile che potranno aggiungersi nel prossimo decennio si devono
confrontare con gli oltre 50 TWh che saranno prodotti internamente da fonti tradizionali oppure importati.
A distanza di vent’anni dall’emanazione del CIP 6 e dopo innumerevoli discussioni,
ci si ritroverebbe con un contributo delle fonti rinnovabili non molto differente.
La stessa circolare ministeriale afferma però che, se le ipotesi che hanno condotto
ai risultati riportati non dovessero verificarsi, allora si potrà ricorrere a quanto già
riportato in nota alla direttiva europea e, cioè, che si potrà raggiungere la quota del
22% se il consumo interno lordo sarà di 340 TWh. Ciò sarebbe sicuramente una bel-
la cosa, ma esistono programmi sufficienti a frenare l’incremento tendenziale dei
consumi? Se così non è, qual è la credibilità di questa ipotesi, dal momento che il
valore di 340 TWh sarà raggiunto e, presumibilmente, superato, già nel 2003?
È evidente che vi sono grosse difficoltà per raggiungere gli obiettivi proposti. Tali
difficoltà venivano già espresse nello stesso Libro Bianco e vengono riprese nella
terza comunicazione nazionale. Addirittura, spesso sembra che le difficoltà per
raggiungere gli obiettivi lascino spazio al dubbio sulla possibilità che gli obiettivi
possano effettivamente essere raggiunti, almeno nei tempi prefissati.
D’altra parte, non è da escludere che la possibilità di ricorrere ad interventi realizzati fuori dai confini nazionali (sia per quanto riguarda gli obiettivi di Kyoto, sia per
quanto riguarda gli obiettivi comunitari) possa in parte offuscare l’interesse a cercare di risolvere le difficoltà suddette e, ancor più, ad ipotizzare obiettivi più ambiziosi. Questo è sempre stato considerato un possibile rischio durante la discussione sui meccanismi di flessibilità del protocollo di Kyoto, rischio ben riconosciuto a
livello europeo.
Una delle necessità espresse da più tempo riguarda il coinvolgimento del livello
istituzionale locale per semplificare le procedure autorizzative attraverso la definizione di una serie di politiche finalizzate a rafforzare lo sviluppo delle fonti rinnovabili. Ciò è chiaramente ancor più vero in considerazione del ruolo che gli enti locali hanno assunto a seguito delle funzioni previste dal Dlgs 112/9810.
In base a tale decreto, ad esempio, sono attribuite alle Province, nell’ambito delle linee di indirizzo e di coordinamento previste dai piani energetici regionali, le funzioni inerenti la redazione e l’adozione di programmi di intervento per la promozione delle fonti rinnovabili, come pure l’autorizzazione alla installazione ed all’esercizio degli impianti alimentati da tali fonti.
Il decreto legislativo adottato a luglio 2003 in recepimento della direttiva europea
77/200111 definisce, finalmente, alcune azioni che dovrebbero ridurre, almeno in
parte, le difficoltà legate all’iter autorizzativo, introducendo un sistema di razionalizzazione e semplificazione di tali procedure. In particolare, si ribadisce che le opere
per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere
connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli stessi impianti, sono dichiarate di pubblica utilità e considerate indifferibili e urgenti. Si
8. Dietro questi numeri resta comunque l’ambiguità nazionale dell’inclusione, tra le fonti rinnovabili, anche della componente non biodegradabile dei rifiuti. Si ricorda che tale componente non è inclusa nella definizione comunitaria né
in quella fornita dall’Agenzia Internazionale per l’Energia.
9. Circolare del Ministero delle attività produttive avente per oggetto Obiettivi indicativi nazionali di consumo di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili per il periodo 2003-2012 e misure adottate o previste a livello nazionale per
conseguire i medesimi obiettivi, ai sensi dell’articolo 3, comma 2, della direttiva 2001/77/CE.
10. Decreto Legislativo 31 marzo 1998, n. 112 Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle regioni ed
agli enti locali, in attuazione del capo I della legge 15 marzo 1997, n. 59.
11. Nel Consiglio dei Ministri del 25 luglio 2003, il governo ha adottato il decreto legislativo Recepimento della direttiva
2001/77/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27 settembre 2001 sulla promozione dell’energia elettrica prodotta
da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità, che verrà trasmesso alla Conferenza unificata e, successivamente, alle competenti commissioni parlamentari.
34
35
afferma, inoltre, che la costruzione e l’esercizio delle suddette opere è soggetta ad
una autorizzazione unica, rilasciata a seguito di un procedimento unico al quale partecipano tutte le Amministrazioni interessate. Il rilascio dell’autorizzazione costituisce titolo a costruire ed esercire l’impianto in conformità al progetto approvato e
deve contenere, in ogni caso, l’obbligo alla rimessa in pristino dello stato dei luoghi
a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione dell’impianto.
Ma gli obiettivi che ci si prefigge rispecchiano le reali potenzialità di sviluppo delle rinnovabili?
In mancanza di uno studio specifico sulle risorse rinnovabili in Italia, adesso come
cinque anni fa, è difficile rispondere a questa domanda. È però possibile fare una
considerazione. Cinque anni fa, quando furono definiti gli obiettivi inseriti nel Libro
Bianco, vennero utilizzati alcuni dati che potevano fornire indicazioni utili del potenziale sfruttabile negli anni successivi, in relazione alla tecnologia disponibile.Tra
tali informazioni vi era il numero delle iniziative attivate grazie al provvedimento
CIP 6 che, complessivamente, ammontavano a circa 5800 MW.
Al 31 marzo 2003 risultavano qualificati come alimentati da fonti rinnovabili 429
impianti, per una producibilità stimata di 11.377 GWh (tabella 1.9). Per essere qualificati è necessario che gli impianti, se non già realizzati, siano comunque già in una
fase avanzata, sia progettuale che di iter autorizzativo. Ciò vuol dire che gli impianti
qualificati già sono stati studiati con attenzione e presentano una fattibilità tecnica.
I numeri riportati sono sicuramente consistenti, soprattutto in relazione al fatto che
il sistema dei certificati verdi è solo all’inizio. Ad esempio, per quanto riguarda la
fonte eolica, a fronte di un obiettivo pari a 5500 GWh, già avremmo raggiunto una
producibilità di quasi 7500 GWh. Se si utilizzasse lo stesso criterio che dai progetti
CIP 6 ha portato alla definizione dell’obiettivo del Libro Verde, a partire dall’attuale consistenza degli impianti eolici previsti sotto il meccanismo dei certificati verdi
il nuovo obiettivo potrebbe non essere inferiore ai 5000 MW per tale fonte. È evidente che non vi è ancora garanzia che tutti questi impianti verranno realizzati, ma
è anche evidente che ve ne sono altri ad un livello di studio già abbastanza avanzato, benché non ancora presenti nella suddetta lista.
A fronte, però, di un potenziale spesso superiore agli obiettivi proposti, le politiche
necessarie alla realizzazione non sembrano essere all’altezza del compito. Così, ad
esempio, se da un lato il disegno di legge Marzano12 indica che, a decorrere dall’anno 2005 e fino al 2007, la quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili è incrementata annualmente di 0,35 punti percentuali, lo stesso disegno esplicita che al conseguimento degli obiettivi contribuisce anche la quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento
derivante da impianti di cogenerazione. È chiaramente positivo che vi sia un forte
incentivo degli impianti di cogenerazione (che, tra l’altro, già beneficiano dell’esenzione dall’obbligo della quota associata di produzione di energia da fonti rinnovabili), il cui potenziale di risparmio di fonti energetiche primarie e di conseguente riduzione dell’impatto sull’ambiente è sicuramente molto elevato. Non si
capisce, però, perché tale incentivo debba essere inserito in un sistema predisposto per le fonti rinnovabili creando, in effetti, una concorrenza tra le diverse possibilità, invece che una complementarità. La deroga nazionale alla definizione di fonte rinnovabile, con l’inclusione dei rifiuti non biodegradabili, sembra venire ora ulteriormente estesa.
Tabella 1.9 - Impianti qualificati come alimentati da fonti rinnovabili. Fonte dati GRTN
Riferimenti bibliografici
Fonte
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
Idrica
Geotermica
Eolica
Prod. vegetali e rifiuti
Fotovoltaica
Totale
36
Esercizio (GWh)
Progetto (GWh)
Totale (GWh)
879,9
418,6
272,2
1127,7
1,2
2699,6
837,9
0
7207,9
631,1
0,1
8677,1
1717,8
418,6
7480,2
1758,8
1,3
11376,7
12. Disegno di Legge Riordino del settore energetico, nonché deleghe al Governo in materia di produzione di energia elettrica, di stoccaggio e vendita di GPL e di gestione dei rifiuti radioattivi, presentato dal Ministro delle Attività Produttive ed
approvato dalla Camera dei Deputati il 16 luglio 2003.
International Energy Agency, Renewables information, 2003
International Energy Agency, World Energy Outlook, 2002
International Energy Agency, Renewables in global energy supply, 2002
BP, Statistical review of world energy, 2002
Ministero Attività Produttive, Bilancio energetico nazionale, vari anni
ENEA, Rapporto energia e ambiente, 2002
GRTN, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia, 2001
GRTN, Dati provvisori di esercizio del sistema elettrico nel 2002, 2003
GRTN, Energia elettrica da fonti rinnovabili - Bollettino dell’anno 2002, 2003
37
2. La fonte idroelettrica
Dopo più di un secolo di sviluppo industriale e di investimenti, oggi l’energia idroelettrica fornisce un quinto della produzione mondiale di elettricità.
Per energia idroelettrica si intende l’energia elettrica ottenuta tramite la conversione dell’energia cinetica di una portata d’acqua che muove una turbina collegata ad un generatore di corrente. Gli impianti idraulici, quindi, sfruttano l’energia potenziale dell’acqua, dovuta al fatto che la massa si trova ad una quota superiore rispetto al livello in cui si trovano le turbine, per generare prima energia meccanica
e poi energia elettrica.
In particolare in Italia, l’energia idroelettrica ha costituito la base dell’elettrificazione, contribuendo a più della metà dell’energia elettrica prodotta fino ai tardi anni
’60. Si può parlare, in generale, di una tecnologia matura e di un’indubbia convenienza, nonostante l’investimento iniziale sia notevole.
Negli ultimi tempi, viste le difficoltà nel continuare lungo la strada dello sviluppo
delle grandi infrastrutture idroelettriche, si pone sempre più attenzione allo sviluppo delle applicazioni del mini idroelettrico.
È necessario puntualizzare che non c’è accordo sull’esatta definizione di idroelettrico minore tra i vari stati, anche all’interno dell’Unione Europea. Tra essi alcuni indicano come limite superiore la soglia di 10 MW di potenza installata, mentre si
considerano 8 MW in Francia e 5 MW nel Regno Unito. In Cina, invece, viene considerato mini un impianto sotto i 50 MW.
Nel contesto italiano si può considerare come limite superiore del mini idroelettrico la potenza di 3 MW che corrisponde alla taglia presa a riferimento dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nelle delibere di determinazione del prezzo di
cessione.
Nel seguito saranno considerati mini idroelettrici (SHP) gli impianti con potenza installata inferiore a 10 MW. Questo è il valore adottato da Portogallo, Spagna, Irlanda,
Grecia e Belgio, oltre che dall’European Small Hydro Association (ESHA), dalla Commissione Europea, dall’Unione internazionale di Produttori e Distributori di Energia
Elettrica e dall’Organizzazione delle Nazioni Unite per lo Sviluppo Industriale.
Sempre in base alla potenza è possibile poi dividere ulteriormente gli impianti mini idroelettrici tra:
• pico idroelettrico, con potenza fino a 5 kW;
• micro idroelettrico, con potenza tra 5 e 100 kW;
• mini idroelettrico vero e proprio, con potenze superiori a 100 kW.
38
2.1 Lo stato dell’arte tecnologico
In maniera schematica, e come evidenziato dalla figura 2.1, un impianto idroelettrico è costituito da:
• un bacino idrografico;
• un salto idraulico;
• un punto di presa dell’acqua a monte della turbina;
• una condotta che trasporta l’acqua alla turbina;
• una turbina, un generatore e la connessione alla rete elettrica;
• un deflusso a valle della turbina.
Variazioni possono essere costituite dalla presenza, a monte, di uno sbarramento
che crea un bacino di immagazzinamento dell’acqua, che può essere eventualmente accelerata in una condotta forzata per aumentarne la portata, o di un serbatoio; quest’ultimo consente, a differenza del bacino, una minore gestione delle
portate nel tempo. Inoltre è spesso utilizzato un pompaggio d’acqua da un bacino
di valle a quello di monte nelle ore meno redditizie, per poterla utilizzare nei periodi in cui il prezzo dell’elettricità prodotta è superiore.
Poiché la produzione idroelettrica avviene mediante la trasformazione di parte
dell’energia potenziale dell’acqua, assume particolare rilevanza la differenza di
quota altimetrica tra la massa d’acqua e l’apparato di generazione. Questa differenza viene chiamata salto e da essa dipende la potenza generata.
In particolare, la potenza teorica ottenibile da un impianto è pari a
PT = 9,8 Q * h
dove Q è la portata dell’acqua e h è il salto.
Questo è un valore teorico, che deve essere mediato con il rendimento complessivo dell’impianto, dipendente dalle perdite di energia nei generatori, nelle opere di convogliamento (turbolenze, attriti) e nelle turbine. I loro rendimenti medi si
collocano tra il 95 e l’85%, per cui si può approssimare che la potenza effettiva
dell’impianto sia data da
punto di presa
PE = 8 Q * h
Un buon progetto sarà
condotte
quello che riesce a minimizzare le perdite duranpunto di scarico
te il percorso per poter
disporre della massima
potenza al generatore.
turbina
Conoscere la variazione,
durante l’anno, del valore Figura 2.1 - Schematizzazione di un impianto idroelettrico
39
della portata d’acqua non è sempre facile: infatti è piuttosto raro che siano state condotte misure regolari in un tronco di corso d’acqua interessato da un’utilizzazione
idroelettrica. Nel caso, ci si può affidare ad alcuni approcci per stimare la portata media annua nel lungo periodo e la curva delle durate per il tratto in questione.
In ogni caso, il primo passo da compiere è esaminare, se possibile, le serie storiche
delle portate nell’asta in esame o, se non sono disponibili, le serie in altre zone dello stesso fiume o in corsi d’acqua adiacenti e simili, in modo da poter ricostruire la
serie storica per l’asta considerata.
Nel caso in cui l’impianto presenti un bacino per l’accumulo dell’acqua successivamente utilizzata per la produzione di energia, si considera come energia teoricamente producibile la formula empirica:
E = C * hM / 367,2
dove C è la capacità del bacino e hM è il salto medio.
Per la stima del salto è necessario riferirsi a due grandezze: il salto lordo e quello
netto. Il salto lordo è la distanza verticale che l’acqua percorre, cioè la differenza tra
la quota più alta e quella più bassa del pelo acqua nell’impianto. Esso viene usualmente misurato facendo ricorso a metodi topografici, anche di tipo digitale. Il salto netto viene ricavato partendo dal salto lordo e sottraendo le perdite attraverso
le griglie, quelle dovute all’attrito nelle tubazioni e quelle legate alla presenza di
valvole, curve o brusche contrazioni o espansioni, calcolate con i metodi propri dell’ingegneria idraulica.
In base al salto disponibile gli impianti possono essere divisi in tre categorie:
• alta caduta, con un salto maggiore di 100 metri;
• media caduta, con un salto compreso tra 30 e 100 metri;
• bassa caduta.
Gli impianti idroelettrici possono essere anche suddivisi in base alla tipologia di approvvigionamento a cui sono sottoposti. Si hanno, quindi:
• impianti ad acqua fluente;
• impianti con la centrale a valle di una diga di accumulo;
• impianti inseriti in una condotta.
Negli impianti ad acqua fluente, la turbina produce con modi e tempi totalmente
dipendenti dalla disponibilità nel corso d’acqua. Quando il corso d’acqua è in magra e la portata scende al di sotto di un certo valore predeterminato – la portata
minima della turbina installata sull’impianto – la produzione di energia cessa. Gli
impianti a medio ed alto salto utilizzano sbarramenti per avviare l’acqua verso l’opera di presa dalla quale l’acqua è convogliata alle turbine attraverso una tubazione in pressione (condotta forzata). Un’alternativa più economica è quella di addur40
re l’acqua per mezzo di un canale a debole pendenza che corre accanto al fiume fino ad un bacino di carico e da qui in una breve condotta forzata fino alle turbine.
Se la topografia e la morfologia del terreno non consentono l’agevole realizzazione di un canale a pelo libero, una soluzione che può essere economicamente valida è quella di realizzare una tubazione in bassa pressione che consente una maggior libertà nella scelta delle pendenze. Allo scarico delle turbine l’acqua viene restituita al corso d’acqua attraverso un canale di reimmissione.
Talvolta può essere creato uno sbarramento o un piccolo invaso sufficiente ad immagazzinare l’acqua per l’esercizio dell’impianto nelle sole ore di punta.
Tipicamente, gli impianti a bassa caduta sono realizzati presso l’alveo del fiume: si
possono scegliere due soluzioni tecniche. La prima è quella di derivare l’acqua fino
all’ingresso delle macchine mediante una breve condotta forzata come negli impianti ad alta caduta; la seconda è quella di creare il salto mediante una piccola diga equipaggiata con paratoie a settore e nella quale è inserita l’opera di presa, la
centrale e la scala dei pesci.
Per un piccolo impianto la soluzione impiantistica che include una diga di accumulo diventa competitiva se il serbatoio è già stato costruito per altri scopi (controllo
delle piene, irrigazione, approvvigionamento potabile di una popolosa città, turismo, ecc.) e le portate uscenti sono compatibili con l’uso prevalente del serbatoio.
Negli impianti inseriti in canali irrigui o per l’approvvigionamento dell’acqua potabile, è necessario prevedere bypass laterali per assicurare la continuità della fornitura dell’acqua anche in caso di fuori servizio del gruppo.
L’energia dell’acqua si trasforma in energia meccanica nella turbina idraulica, che
si compone di un distributore, cioè un organo fisso che indirizza e regola la portata d’acqua, e di una girante, cioè un organo messo in movimento dal flusso, che comunica energia meccanica all’albero. Esistono due meccanismi differenti di trasformazione dell’energia dell’acqua:
- nelle turbine ad “azione” l’acqua viene convogliata in un ugello che la proietta ad
alta velocità ed a pressione atmosferica nel percorso attraverso la girante; l’acqua
poi cade nel canale di scarico con una piccola energia residua;
- nelle turbine a “reazione” l’acqua è in pressione ed agisce direttamente sulla superficie delle pale, diminuendo di valore man mano che avanza; in questo caso la
cassa della turbina deve essere abbastanza robusta, poiché la ruota è completamente sommersa e viene sottoposta alla pressione di monte dell’acqua.
Tra le turbine ad azione, le più importanti sono:
- la Pelton, in cui ogni ugello crea un getto e l’acqua, dopo aver messo in rotazione
la girante, abbandona le pale a velocità molto bassa; è adatta ad impianti con al41
Tipo di turbina Campo di applicazione ottimale (salto)
Kaplan ed elica
Francis
Tra 10 e 350 metri
Pelton
Tra 50 e 1300 metri
Cross-flow
Tra 3 e 200 metri
Turgo
Tra 50 e 250 metri
Tabella 2.1 - Salto ottimale per tipo di turbina
Kaplan
20-30%
Francis
30%
Pelton
10%
Cross-flow
15%
Elica
65%
Turgo
10%
Tabella 2.2 - Portata minima per tipo di turbina
kW
kW
kW
00
0
,0
10
00
0
500
5,
1000
00
200
10
0
kW
salto (m)
kW
50
0
100
50
30
20
kW
10
10
42
Portata minima della turbina
(percentuale della portata massima)
Tipo di turbina
300
2.2 Le specificità applicative
Il tipo, la geometria e le dimensioni di una turbina sono condizionati principalmente da parametri propri del sito:
- salto netto
- portata da turbinare
oppure da complessi parametri legati alle caratteristiche dell’impianto nel suo
complesso:
- velocità di rotazione
- cavitazione (il collasso delle bolle di vapore formatesi a seguito della pressione
dell’acqua in movimento)
- velocità di fuga.
Per quanto riguarda il salto netto, come indicato nella tabella 2.1, esistono ambiti
entro i quali ogni tipo di turbina può lavorare; essi si sovrappongono e, per un determinato valore del salto, si possono adottare diversi tipi di turbina.
Anche dall’analisi del regime delle portate durante l’anno e dalle relative curve di
durata si possono trarre interessanti indicazioni per la scelta della turbina. Infatti
Tra 2 e 20 metri
1,
to salto e modeste portate, in quanto permette un numero di giri relativamente
basso; è di costruzione semplice ed ha un buon rendimento;
- la Turgo, che ha uno spettro d’azione compreso tra i 15 e i 300 metri di salto ed è
caratterizzata dal fatto che ogni getto colpisce simultaneamente più pale; è adatta per situazioni con notevoli variazioni di afflussi;
- la Cross-flow, che è utilizzabile con una gamma ampia di portate e di salto ed è caratterizzata da una doppia azione dell’acqua sulle pale; ha un rendimento inferiore all’87% che è però molto costante al variare della portata e può funzionare anche con una portata molto bassa, fino al 10% della portata di progetto, il che la rende adattabile anche a salti inferiori rispetto a quelli necessari per le Pelton.
Tra le turbine a reazione, invece, ricordiamo:
- la Francis, che è utilizzata per i medi salti ed è caratterizzata dall’avere distributore a pale regolabili e girante a pale fisse; in esse l’acqua in pressione attraversa il
distributore fisso e cede l’energia alla ruota mobile; sono complesse da costruire,
ma hanno il vantaggio di avere una velocità di rotazione alta non strettamente legata al salto ma variabile con il grado di reazione;
- la Kaplan, che è a flusso assiale e ha la possibilità di regolare le pale della ruota e
talvolta anche del distributore;
- la turbina ad elica, anch’essa a flusso assiale ma con ruota a pale fisse, che viene
utilizzata in presenza di salto e portata costanti.
5
3
2
0
0,2
0,5
1
Banki-Michel
Pelton
Francis
Kaplan
Turgo
2
3
4 5 6 7 8 9 10
portata (m/s)
20
30
50
ogni tipo di turbina può
lavorare con portate
comprese tra la nominale
e la minima tecnica, sotto
la quale non è stabile. Naturalmente, non tutta la
portata disponibile è utilizzabile, in quanto da essa deve essere scartato il
deflusso minimo vitale, di
cui si parlerà più avanti.
La tabella 2.2 esprime il
valore di portata sotto il
quale non è consigliabile
mettere in funzione la
turbina, in relazione alla
portata massima [1].
Per ogni tipo di turbina
esiste un campo di funzionamento, generato
dalla combinazione tra il
valore del salto netto e
quello della portata, come indicato nella figura
2.2. In essa viene anche riportato il valore indicativo della potenza ottenibile da ciascuna configurazione.
Bisogna anche tener conto del fatto che, se negli
impianti a media ed alta
caduta la variazione della
portata ha poca influenza
Figura 2.2 - Salto netto e portata
per tipo di turbina
43
sulla variazione del salto, negli impianti a bassa caduta, quando il livello del pelo libero dell’acqua si modifica, il salto può aumentare o diminuire anche in maniera
considerevole.
Un’altra discriminante importante per la scelta delle turbine è rappresentata dal
numero di giri caratteristico di funzionamento. Esso si può calcolare in maniera
semplice partendo dal salto netto, dalla potenza della turbina e dal tipo di generatore utilizzato.
2.3 La situazione nel mondo e in Italia
A livello mondiale, la produzione di energia idroelettrica viene calcolata in circa
2.700 TWh [2] ed è la forma più sfruttata di energia rinnovabile (figura 2.3). In generale, l’idroelettrico nel mondo contribuisce per il 17% della produzione complessiva di energia elettrica. La situazione, divisa per macrozone continentali, è rappresentata nella tabella 2.3.
Confrontando questi dati con la produzione complessiva di elettricità, la situazione
è alquanto eterogenea: nel Sud America l’idroelettrico rappresenta più del 70% della propria produzione complessiva, mentre nelle altre zone si attesta su valori tra il
15 e il 20%, ad eccezione del medio Oriente dove la proporzione è molto più bassa.
Scendendo nel dettaglio, si può vedere come il maggior produttore di energia
idroelettrica sia il Canada, che da solo copre quasi il 13% dell’intera produzione
mondiale, seguito dagli Stati Uniti (poco più del 12%) e dal Brasile (11%).
Per quanto riguarda la potenza installata per stato, gli USA sono il paese con il valore più alto con una capacità di oltre 99 GW che rappresenta quasi il 14% del totale su scala mondiale; Canada e Cina sono più indietro, ciascuno con potenze installate che si attestano sui 63 GW.
Tabella 2.3 - Produzione mon-
Zone
TWh
3000
Nord America
690
2500
Sud America
515
2000
Europa Occidentale
542
1500
Europa Orientale
286
1000
Africa
68
Medio Oriente
16
Asia
Oceania
522
44
Produzione (TWh)
0
1973
44
1998
1999
2000
50. 00 0
45. 00 0
diale idroelettrica per macrozone continentali nel 1998. Fonte
dati EurObserv’ER
Idroelettrico - produzione mondiale
500
Figura 2.4 - Produzione idroelettrica netta in Italia per capacità di impianto. Fonte dati GRTN
40. 00 0
35. 00 0
Produzione netta (GWh)
Figura 2.3 - Produzione mondiale idroelettrica. Fonte dati IEA
In Europa, Russia e Norvegia detengono le potenze
Potenza
Paese
installate maggiori con valori rispettivamente di 44 e
(GW)
28 GW.
Francia
25,6
La situazione in Europa al 2000 è rappresentata dalla Italia
20,3
tabella 2.4. Al netto dell’immagazzinamento median- Spagna
17,7
te pompaggio (che funziona sul principio del trasferi- Svezia
16,4
mento dell’acqua tra due serbatoi e non è considera- Austria
11,5
bile facente parte dell’energia rinnovabile, dal mo- Germania
9,0
mento che richiede elettricità prodotta da impianti Portogallo
4,5
termoelettrici) la potenza è di 90,5 GW. Questo dato Gran Bretagna
4,3
3,0
corrisponde a circa il 15% della produzione di elettri- Grecia
Finlandia
2,9
cità nella UE [3].
118,3
Negli anni ’90 nella UE la capacità idroelettrica è au- Totale Europa
mentata di meno del 2% e solo il Portogallo ha mo- Tabella 2.4 - Capacità idroeletstrato un incremento deciso, passando da 3,7 GW a trica installata in Europa. Fonte
dati EU, Eurostat
4,5 GW tra il 1992 e il 1999. Ciò significa che gli altri
stati membri si sono dedicati alla manutenzione di impianti già esistenti.
Riguardo ai paesi extra UE, gli USA, che detengono il valore maggiore di capacità,
non hanno incrementato significativamente tale dato, diversamente da alcuni paesi del Sud America o dell’Asia. Nel continente sudamericano, il Brasile ha avuto un
incremento di circa 20 GW e altri 12 GW sono in via di realizzazione. Inoltre altri sta-
30. 00 0
25. 00 0
20. 00 0
15. 00 0
10. 00 0
5. 00 0
0
19 90
1 991
19 92
19 93
19 94
0 - 1 MW
1 995
19 96
1 - 10 M W
19 97
19 98
1 999
20 00
20 01
> 10 M W
45
ti di questo continente hanno grandi progetti idroelettrici, ma attualmente stanno
attendendo i finanziamenti necessari.
In Asia, India e Cina stanno incrementando il loro potenziale con numerosi progetti di grande scala, come l’installazione della diga più grande nel mondo che garantirà una capacità di circa 18 GW. In India l’obiettivo è quello di coprire il 40% della
produzione elettrica con la forza idraulica.
In Italia la produzione idroelettrica è ormai stabile; negli ultimi anni non si sono
avute variazioni particolari a parte le oscillazioni determinate dalla disponibilità
della risorsa e ciò vale sia per gli impianti oltre i 10 MW che per quelli di capacità
inferiore (figura 2.4). Alla fine del 2001 risultavano installati un numero di impianti
pari a 1.913, con una potenza nominale di 15.258 MW ed una producibilità media
annua netta di 43.653 GWh e lorda di 53.926 GWh [4]. La disaggregazione regionale della potenza e della
Produzione
produzione lorda al 2001
Regione
Potenza (MW)
lorda (GWh)
è rappresentata nella taPiemonte
3.130,9
8.252,4
bella 2.5.
822,9
3.052,9
In Europa nel 2001 il mi- Valle d’Aosta
ni idroelettrico ha forni- Lombardia
5.577,2
14.807,5
to una capacità di circa Trentino Alto Adige
2.976,9
10.656,7
10,3 GW che contribui- Veneto
1.058,8
4.162,4
sce con una produzione Friuli Venezia Giulia
451,6
1.629,7
di oltre 40 TWh, cioè il Liguria
70,6
264,0
2,5% della produzione Emilia Romagna
599,1
1.397,8
elettrica dell’Unione Eu- Toscana
293,4
782,6
ropea [5]. In figura 2.5 è Umbria
495,1
1.510,0
riportata la capacità toMarche
210,3
445,5
tale del mini idroelettriLazio
391,7
1.150,4
co installata in Europa. Al
Abruzzo
984,4
1.588,5
1999 la produzione in
Molise
76,8
156,5
GWh del minidroelettriCampania
1.312,9
1.847,9
co nei paesi UE è rapprePuglia
0,8
2,7
sentata in figura 2.6.
123,1
190,8
Scendendo più in detta- Basilicata
Tabella 2.5 - Capacità e produzione idroelettriche in Italia per
regione nel 2001. Fonte dati
GRTN
46
Olanda
Danimarca
Irlanda
1992
Lussemburgo
2000
Grecia
2001
Belgio
Gran Bretagna
Portogallo
Finlandia
Austria
Svezia
Germania
Spagna
Francia
Italia
0
1000
1500
2000
2500
Potenza installata (MW)
Figura 2.5 - Potenza installata degli impianti mini idroelettrici in Europa. Fonte dati EurObserv’er
glio per i paesi maggiori produttori in Europa, la proporzione indicativa tra energia
idroelettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 1 MW e quella proveniente
da impianti di potenza compresa tra 1 e 10 MW è illustrata in figura 2.7; essa varia
molto da paese a paese, passando da un minimo pari a circa il 17% in Spagna ad un
massimo superiore al 35% in Austria.
Figura 2.6 - Produzione da impianti mini idroelettrici in Europa nel 1999. Fonte dati Eurostat
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
Calabria
705,7
814,8
Sicilia
721,2
757,2
0
429,7
20.433,3
455,3
53.925,7
A
Sardegna
TOTALE ITALIA
500
1000
B
D
F
F
G
G
I
I
U
L
O
P
S
S
47
Figura 2.7 - Produzione da impianti mini idroelettrici in alcuni
paesi europei nel 1998. Fonte
dati Eurostat
7000
6000
5000
4000
Per quanto riguarda l’anzianità delle installazioni
2000
mini idroelettriche in Eu1000
ropa, la situazione è molto
0
Germania Spagna
Francia
Italia
Austria
Svezia
eterogenea, in quanto in
SHP < 1 MW
1 MW < SHP < 10 MW
alcuni paesi, come nella
penisola iberica, le installazioni sono tutte relativamente giovani, mentre altrove, come in Svezia o in Germania, la maggior parte è funzionante da più di mezzo secolo
(figura 2.8).
Circa il 65% degli impianti mini idroelettrici dell’Europa occidentale e il 50% di
quelli presenti nell’Est Europa e in Turchia hanno più di 40 anni. La manutenzione
ed il rinnovamento di questi, specialmente quelli che lavorano in condizioni più
sfavorevoli e con macchinari più obsoleti, possono contribuire sensibilmente allo
sviluppo del potenziale a livello nazionale ed europeo, abbassandone i costi di
mantenimento o aumentando la produzione di energia.
3000
Figura 2.8 - Anzianità impianti mini idroelettrici in Europa. Fonte dati ESHA
100%
80%
60%
40%
20%
0%
K
U
A
B
D
F
G
I
P
G
S
L
0-20 anni
40 - 60 anni
48
20 - 40 anni
anni > 60
S
S
T
2.4 L’interazione con l’ambiente
Sebbene la produzione da impianti idroelettrici sia a zero emissioni di CO2 e di altri inquinanti, la localizzazione degli impianti può risultare delicata a causa dei possibili impatti locali sull’ambiente, soprattutto se in aree sensibili. Pertanto, gli importanti vantaggi globali dell’idroelettrico non dovrebbero impedire l’individuazione degli impatti a scala locale in modo che siano intraprese le necessarie misure di mitigazione (si veda ad esempio [1, 7]).
In Italia attualmente esiste un problema amministrativo per quanto riguarda le
procedure in vigore per autorizzare l’uso dell’acqua. Infatti, centinaia di domande
di autorizzazione sono in attesa di approvazione, soprattutto per supposti problemi di tipo ambientale.
Nell’Unione Europea la legislazione ambientale che riguarda il settore idroelettrico
è contenuta nella direttiva 85/337. Inoltre, anche se non viene previsto espressamente da questa direttiva, molti governi nazionali richiedono una specifica valutazione di impatto ambientale per i nuovi impianti proposti.
Le legislazioni nazionali richiedono il mantenimento di un flusso minimo per il corso d’acqua, di cui si parlerà più avanti, tale da consentire vita e riproduzione dei pesci nonché passaggio dei flussi migratori, anche se la determinazione di questo valore non è stata definita universalmente. In generale l’obiettivo complessivo delle
valutazioni di impatto è mantenere vitali le condizioni istantanee di funzionalità e
di qualità dell’ecosistema fluviale.
In generale l’impatto di un impianto idroelettrico è strettamente legato alla sua posizione ed alle tecnologie utilizzate. Impianti localizzati in aree molto sensibili dal
punto di vista ambientale, come l’alta montagna, sono più soggetti a produrre impatti di impianti nel fondovalle. Inoltre, gli impianti d’alta quota utilizzano il dislivello naturale dei torrenti montani e l’acqua in uscita dall’impianto viene restituita talvolta molto a valle rispetto al punto di captazione; pertanto interi tratti di torrente
sono privati di notevoli volumi d’acqua e snaturati quando l’impianto è in esercizio.
Si possono considerare per gli impianti mini idroelettrici due diversi tipi di impatto:
• in fase di costruzione
• in fase di esercizio.
Nella fase realizzativa è importante distinguere tra le tipologie di impianto, poiché
questi producono impatti molto diversi tra loro sia dal punto di vista quantitativo
che qualitativo. Infatti non vengono generati nuovi impatti negativi specifici a seguito dell’aggiunta di una centrale idroelettrica al piede di una diga già presente
per altri scopi o della costruzione di un impianto integrato in un canale irriguo o in
un sistema di approvvigionamento idropotabile in pressione.
49
È molto diversa la situazione, sia dal punto di vista quantitativo che qualitativo, nel
caso di realizzazione di un impianto ad acqua fluente che presenta aspetti particolari da considerare: rumore ed alterazione dell’ecosistema faunistico, pericolo di
erosione dovuto alla rimozione della vegetazione conseguente agli scavi con relativo intorbidamento delle acque e deposizione a valle dei sedimenti, emissioni negative per la qualità dell’aria, necessità di costruzione di infrastrutture e impianti di
betonaggio dedicati, inserimento della presenza umana in zone solitamente non
abitate. In generale, si tratta però di impatti transitori che non dovrebbero costituire ostacoli insormontabili durante le procedure di autorizzazione.
Per mitigare gli impatti è necessaria un’attenta pianificazione delle fasi di cantiere
riducendo al minimo lo spostamento di mezzi e merci. Per contrastare l’erosione
delle sponde è opportuno ripristinare o infoltire la vegetazione ripariale che potrebbe essere danneggiata nel corso della costruzione delle opere idrauliche, con
specie autoctone.
Per quanto riguarda gli impatti in fase d’esercizio la situazione è decisamente più
complessa. Si possono distinguere tre tipi di impatto:
• impatti dovuti al rumore di esercizio
• impatti sul paesaggio
• impatti biologici.
Il livello ammissibile di rumore, che proviene principalmente dalle turbine e dagli
eventuali moltiplicatori, dipende dalla presenza di centri abitati o di case isolate
nelle vicinanze della centrale. Allo stato attuale è possibile ridurre il rumore fino a
70 dBA all’interno della centrale e fino a livelli pressoché impercettibili all’esterno.
In alcuni casi, come a Norrköping, in Svezia, in fase di progettazione si sono voluti
imporre livelli massimi di rumore sia all’interno della centrale a pieno carico, pari a
80 dBA, sia all’esterno, di notte e presso alcune case poste a 100 m di distanza, pari
a 40 dBA. Per rispettare questo requisito prestazionale, si è lavorato sia sulla parte
meccanica dell’impianto (con tolleranze molto basse nella costruzione del moltiplicatore, pannelli insonorizzanti attorno alla cassa turbina, raffreddamento ad acqua
anziché ad aria e progettazione ad hoc dei componenti ausiliari), sia sulla struttura
civile della centrale (essenzialmente isolando dalle vibrazioni i muri e il tetto della
centrale permettendo ad alcune strutture di essere eccitate dalle vibrazioni delle
macchine e facendo uso di speciali elementi in gomma con costante di elasticità
adeguata). Il risultato è stato superiore alle aspettative, con un valore massimo di rumore di poco superiore a 70 dBA, un livello molto inferiore alla media svedese.
Per quanto riguarda gli impatti sul paesaggio, ogni elemento che compone un impianto può determinare un cambiamento dell’impatto visuale di un luogo, provo50
cando un disturbo che può essere minimizzato mediante mascheramento con vegetazione ed un’adeguata integrazione con la forma del territorio.
La condotta forzata, ad esempio, è solitamente la prima causa di disturbo ed il suo
tracciato deve essere studiato con attenzione utilizzando ogni elemento naturale
(roccia, terreno, vegetazione) per celarla il più possibile alla visuale. La miglior soluzione, se praticabile, è interrare la condotta in modo da poter ripristinare il terreno
al suo stato originale.
Volendo considerare gli impatti biologici sull’ecosistema dovuti all’esercizio di una
centrale mini idroelettrica, si può affermare che, poiché buona parte di questi impianti è ad acqua fluente, il problema consiste nel fatto che l’acqua viene derivata,
convogliata e restituita molto a valle del punto di presa, adducendo una riduzione
di portata nell’alveo. Questa può influenzare alcuni aspetti del ciclo di vita faunistico come la deposizione delle uova, l’incubazione, la crescita ed il transito di pesci
anadromi e gli spazi vitali per i pesci adulti. Inoltre, in periodi di alte portate l’acqua
inonda gli alvei: spesso sono proprio queste frequenti variazioni da regime semisecco a umido che danneggiano la vita acquatica.
Come accennato in precedenza, diventa determinante la valutazione del deflusso
minimo vitale (DMV), cioè della portata minima che deve essere rilasciata a valle
dell’impianto per garantire al corso d’acqua una continuità tale da sostenere flora
e fauna. L’applicazione del DMV risponde a criteri di qualità ambientale, a obiettivi
di salvaguardia del bilancio idrico a livello territoriale, di tutela delle utenze minori
e di capacità di mantenimento della capacità di autodepurazione dei corsi d’acqua.
L’entità del DMV è stabilita in molte nazioni, lasciando però agli enti locali la facoltà di imporre valori più alti; in Italia per esempio sono state alcune Regioni a stabilirne i limiti. Esistono diverse metodologie per il suo calcolo, sia in Europa che negli
USA, che possono essere divise in due gruppi:
• metodi idrologici, basati sull’analisi delle serie storiche e generali;
• metodi idrobiologici, basati su criteri scientifici, applicabili solo ad un particolare
corso d’acqua e che tengono conto di parametri sia biologici che idrologici.
In generale i metodi idrologici sono semplici e di facile applicazione, ma non sono
supportati da criteri scientifici e di conseguenza sono gravati da una certa arbitrarietà. Essi possono proporre DMV troppo elevati per corsi d’acqua soggetti a periodi di asciutta e DMV troppo bassi per fiumi con portate di magra alte.
La gran parte delle metodologie idrobiologiche, invece, è basata sulla conoscenza
della reale struttura fisica del corso d’acqua.
Nell’Unione Europea la legislazione si basa, per la maggior parte dei casi, su metodologie idrologiche, definendo il DMV come percentuale della portata.
51
52
2.5 I costi
Dal punto di vista economico, la valutazione dell’investimento per la realizzazione
di un piccolo impianto idroelettrico deve considerare vari aspetti, come l’elevata
variabilità dei costi dovuta alla differente incidenza delle opere civili necessarie.
Un impianto idroelettrico, come altri impianti da fonte rinnovabile, differisce da un
impianto termoelettrico convenzionale per il fatto che c’è un costo di investimento iniziale relativamente elevato, ma i costi di esercizio sono estremamente più bassi, poiché ovviamente non è richiesto il combustibile.
Figura 2.9 - Costo per kW di capacità installata nel mini idroelettrico a media/alta caduta.
Fonte dati ESHA
2.500
2.000
€
1.500
1.000
500
0
0
1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000
capacità (kW)
Figura 2.10 - Costo per kW di capacità installata nel mini idroelettrico a bassa caduta. Fonte dati ESHA
4.500
4.000
3.500
3.000
€
Si deve sottolineare il fatto che, se è stato utilizzato un metodo biologico per la determinazione del DMV, c’è la possibilità per chi esercisce l’impianto di ottenere valori imposti di DMV inferiori a quelli iniziali, modificando la struttura fisica dell’alveo: per esempio è possibile far crescere alberi sulle sponde per aumentare l’ombreggiatura, stendere ghiaia nell’alveo per migliorare il substrato, rinforzare la vegetazione ripariale per combattere l’erosione, predisporre protezione e rifugio
contro l’azione della corrente e l’insolazione con cavità e rientranze sommerse. Un
altro aspetto importante è la presenza di vegetazione ripariale, che quando è molto vicina all’acqua fornisce l’ombreggiatura usata da pesci di tutte le dimensioni
per ripararsi dal sole o per nascondersi alla vista dei predatori terrestri. Questi elementi danno vita al coefficiente di rifugio che, aumentando, permette la diminuzione del valore del DMV. In questo modo si può coniugare una migliore protezione della fauna acquatica con una maggior produzione di energia.
Esistono diversi metodi per consentire ai pesci che discendono la corrente di superare la turbina che altrimenti porterebbe ad una mortalità anche del 50%, dovuta all’impatto con corpi solidi, a cambi di sezione bruschi, a turbolenze o all’esposizione a sovrapressioni. In generale una turbina efficiente, cioè che lavora alla massima portata, è meno pericolosa di una parzializzata. Esistono, però, numerosi rimedi a questo problema come l’uso di griglie, alcune delle quali a manutenzione
zero, e by-pass.
Un altro aspetto da considerare in merito agli impatti biologici è l’opposizione alla
naturale risalita della corrente da parte di alcune specie ittiche. Una soluzione spesso adottata è quella di prevedere passaggi per i pesci, come scale o pompe; non
esistendo un’unica soluzione progettuale è necessaria una conoscenza approfondita del sito specifico ed un’interazione fattiva tra ingegneri e biologi.
È necessario anche considerare l’impatto sul paesaggio dovuto alla presenza di linee elettriche, che è possibile mitigare adattandole al paesaggio o interrandole, anche in considerazione del pericolo di collisione tra i cavi e gli uccelli presenti in loco.
In generale è necessario un dialogo continuo e costruttivo tra le autorità ambientali e la parte progettuale-manutentiva dell’impianto per poter individuare le criticità specifiche del sito e proporre le corrette misure di mitigazione dell’impatto
ambientale.
Può essere anche necessario tenere conto dell’apporto, in termini di potenza ed
energia, atteso dai nuovi impianti, stabilendo una soglia minima di significatività
al di sotto della quale non scendere, a meno di impianti destinati a particolari esigenze locali o inseriti in strutture già esistenti, per cui l’impatto è, come detto,
minimo.
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
capacità [kW]
salto 5 mt.
salto 4 mt.
salto 3 mt.
salto 2 mt.
53
È possibile affermare, come prima approssimazione, che il costo di investimento possa variare tra 1500 e 2700 €/kW, mentre i costi operativi sono stimati tra il 2 e il 3%
del costo di investimento. Considerando un numero medio annuo di ore di funzionamento e di produzione pari a 3700 h, il costo di produzione medio può risultare
compreso tra 0,043 e 0,103 €/ kWh con un valore più probabile pari a 0,069 €/ kWh.
Sono disponibili, in letteratura, diversi studi che correlano, in maniera più puntuale, costo di investimento e potenza installata per impianti mini idroelettrici.
Ad esempio, è possibile stimare il costo dell’investimento per un impianto mediante un modello di calcolo elaborato dall’ESHA [6] che non tiene conto del salto ed è
generalmente valido per medie ed alte cadute. I risultati sono illustrati in figura 2.9.
Invece la figura 2.10, valida per impianti mini idroelettrici a bassa caduta con 2, 3, 4
o 5 metri di salto, restituisce un’indicazione precisa del costo dell’impianto normalizzato al kW.
2.6 Il mercato
In Europa l’industria specializzata nel settore idroelettrico sta attualmente vivendo un momento problematico ed i cambiamenti nel mercato elettrico rappresentano una minaccia alla competenza ed alla tradizionale posizione di leadership delle industrie europee. Da più di 150 anni, infatti, esse hanno un posto di assoluta preminenza e sono sempre stati pochi i macchinari extra-europei installati nel nostro continente.
Questo perché le industrie europee hanno sempre potuto mettere a punto i propri
metodi di produzione e di tecnologia sfruttando un mercato interno forte e stabile.
Tabella 2.6 - Produttori e offerta di turbine idroelettriche. Fonte dati EurObserv’ER
Germania
Voith Siemens
Wasserkraft
Ossberger
Austria
VA tech hydro
Gugler
Range di potenza
Tipi di turbina
200-20.000 kW
Pelton, Francis, Kaplan
3-10.000 kW
1-1.500 kW
Pelton, Francis, Turgo
Cross flow
50-15.000 kW
3-5.000 kW
Gran Bretagna
Gilbert Gilkes Gordon
50-15.000 kW
Francia
Mecamidi
100-5.000 kW
30-400 kW
300-15.000 kW
THEE
Alstom Power Hydro
54
Esistono alcuni gruppi industriali di assoluta preminenza come indicato nella tabella 2.6 [5].
La liberalizzazione del mercato europeo dell’elettricità (direttiva 96/92 EU) è partita
gradualmente verso il 1999, ma alcuni paesi come Regno Unito, Svezia e Norvegia
avevano iniziato qualche tempo prima. È stata proprio questa apertura di mercato a
rivelare una capacità eccessiva di energia elettrica accumulata durante gli anni di
monopolio e a far conseguentemente calare i prezzi di vendita.Questo ha portato ad
un generale rallentamento del mercato della produzione e della costruzione di nuove centrali e ad una diminuzione dei fatturati dei costruttori e quindi alla loro esigenza di tagliare drasticamente il numero dei dipendenti o di chiudere.
Gli unici paesi che hanno avuto un piccolo aumento del numero di industrie specializzate sono stati la Germania e la Spagna, grazie ad un sistema stabile del tasso
di riacquisto dell’energia che consente una buona economia e stabilità.
Negli ultimi anni, inoltre, si è visto aumentare il ricorso a subappaltatori per ridurre
i rischi legati alla penuria di ordini, il che limita la possibilità di raggiungere standard di qualità e di ricerca molto elevati.
L’altro fenomeno del mercato che si sta riscontrando è l’aumento della concorrenza tra i produttori, nonostante la presenza di un minor numero di concorrenti, dovuta alla contrazione del mercato. Inoltre alcuni costruttori provano a ridurre i costi iniziali per invogliare gli investimenti, in parallelo con la diminuzione dei
costi dell’elettricità. Questo avviene attraverso il ricorso a fornitori extra-europei
che hanno qualche problema di qualità e di affidabilità, dovuto al fatto che l’industria delle turbine non ha raggiunto ancora una produzione standardizzata di
massa ed esse vengono progettate quasi in maniera individuale, richiedendo
personale altamente specializzato.
I mercati che riguardano nuovi impianti sono soprattutto quelli in cui la richiesta di
elettricità si sta sviluppando velocemente o dove un cambiamento del sistema di
produzione è necessario per motivi di carattere ambientale o per rispondere ai requisiti del protocollo di Kyoto. Ne sono esempio la Germania, la Grecia e la Spagna,
in cui i margini economici sono ancora buoni e, di conseguenza, il mercato è in fase più favorevole.
Per quanto riguarda invece gli interventi sul patrimonio idroelettrico esistente, ovviamente in Europa ci sono le prospettive migliori, anche in funzione dell’età di
molti impianti. Per ogni paese possedere un know how adeguato e personale specializzato competente rappresenta una grande risorsa. C’è da considerare però il
fatto che spesso le attività di rinnovamento e ammodernamento degli impianti sono considerate poco remunerative e quindi spesso posposte.
55
2.7 Il contesto normativo
Nella maggior parte dei paesi membri dell’UE le procedure amministrative da seguire per realizzare una piccola centrale idroelettrica sono lunghe e complesse.
Queste procedure riguardano la concessione del diritto d’uso dell’acqua, i permessi e le autorizzazioni per la costruzione e la messa in esercizio dell’impianto. La decentralizzazione della maggior parte delle competenze amministrative nazionali
ha introdotto più organismi nel processo di autorizzazione, contribuendo a ritardarne l’iter.
Ci sono due tipi di licenze che sono necessarie per un impianto SHP: l’uso dell’acqua,
che è una proprietà della collettività e per cui esistono diverse tipologie di permesso nell’Unione Europea, e il permesso di costruire la centrale; importante inoltre, come affermato in precedenza, è il soddisfacimento dei requisiti ambientali.
Nella tabella 2.7 viene riportata la situazione in alcuni paesi europei per quanto riguarda il diritto all’uso dell’acqua, la lunghezza delle procedure amministrative ed i
tempi stimati per l’ottenimento della licenza e l’inizio dei lavori civili [6]. In alcuni
paesi (Spagna e Italia) l’iter procedurale è particolarmente lungo e complesso.
La licenza per l’uso dell’acqua è solitamente concessa per un periodo di almeno 10
anni, per consentire al proprietario di avere un ritorno dell’investimento. Al momento appare difficile giustificare un periodo più lungo di 30 anni ed un’autorizzazione permanente è da sconsigliare decisamente perché è impossibile prevedere l’eventuale futura penuria relativa di acqua ed i problemi che potrebbero insorgere per quanto riguarda la concorrenza.
Per quanto riguarda la valutazione di impatto ambientale, esistono in Italia due diTabella 2.7 - Procedure amministrative in Europa. Fonte dati ESHA
Licenza per
uso dell’acqua
Austria
Belgio
UK
No
Sì
Sopra i 5 MW
Germania
Sì
Grecia
Sì
Irlanda
No
Italia
Sì
Spagna
No
Svizzera
56
Lunghezza
Tempo necessario
Tempo per ottenere
procedure
per poter
la licenza
amministrative
far partire i lavori
12 settimane
12 settimane
12 settimane
12 mesi
12 mesi
1-2 anni
1 anno
3 anni
2-4 mesi
1-2 mesi
4-6 anni
Pochi mesi
versi regimi a seconda della dimensione o della localizzazione dell’impianto in
progetto.
Sono sottoposti obbligatoriamente alla procedura VIA di competenza statale (L.
349/86) i grandi impianti idroelettrici – e le loro relative opere civili – che superano
la potenza di 30 MW o con dighe e impianti di altezza maggiore di 10 metri o che
regolano acqua con un invaso superiore a 100.000 mc. Invece, sono sottoposti a VIA
di competenza regionale i progetti con potenza inferiore a 30 MW. Inoltre è prevista una procedura preliminare di screening circa la sussistenza dei presupposti per
l’assoggettamento alle procedure di valutazione.
2.8 I programmi di incentivazione
Come per le altre fonti di energia rinnovabili, la legge 133/99 ha decretato l’assenza di imposizione fiscale per gli impianti micro idroelettrici sotto i 20 kW. Per essi,
infatti, non è necessaria alcuna denuncia all’Ufficio Tecnico di Finanza perché sono
considerati impianti destinati al puro autoconsumo e non hanno diritto alla vendita dell’energia prodotta. Per gli impianti più grandi, gli incentivi sono relativi al
prezzo di vendita ed a sussidi in conto esercizio. Essi sono:
- priorità di dispacciamento in quanto energia rinnovabile;
- possibilità di ottenere e vendere i certificati verdi per i primi otto anni di esercizio
dell’impianto;
- possibilità di ottenere e vendere i certificati RECS, che valgono 1 MWh ciascuno;
- vendita dell’energia prodotta ad un prezzo incentivante definito dalla delibera
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n° 62/02.
Le disposizioni di quest’ultima delibera si applicano agli impianti idroelettrici con
potenza nominale media annua non superiore a 3 MW che cedono l’energia elettrica prodotta al Gestore
della rete e che non beTabella 2.8 - Incentivi previsti dalla delibera AEEG 62/02.
neficiano delle misure di
Centesimi
Produzione di energia elettrica
promozione e incentiva- da impianti idroelettrici ad acqua fluente
€/kWh
zione previste dal decrefino a 1 milione di kWh
8,23
to ministeriale 11 noda 1 a 2 mln kWh
6,32
vembre 1999. La delibera
da 2 a 3 mln kWh
5,78
ha stabilito i prezzi di cesda 3 a 4 mln kWh
5,47
sione dell’energia elettrida 4 a 5 mln kWh
5,20
ca prodotta da impianti
da 5 a 10 mln kWh
4,78
idroelettrici con potenza
4,35
fino a 3MW. Essi sono sta- oltre 10 mln kWh
57
58
Figura 2.11 - Potenziale di aggiornamento impianti idroelettrici attuali e di recupero impianti in disuso.
Fonte dati ESHA
senza vincoli
con vincoli
700
600
500
400
300
200
100
S
S
S
I
N
G
F
F
G
I
0
B
2.9 Le prospettive di sviluppo
Il Libro Bianco della Commissione Europea [8] indica, per il 2010, una previsione di
sviluppo complessiva dell’idroelettrico come riportato nella tabella 2.9.
In condizioni ottimali l’ENEA ipotizza che l’energia elettrica producibile da fonte
idroelettrica in Europa
possa raggiungere, nel
Capacità UE
Produzione UE
Produzione UE
2020, i valori riportati in
2010
1995
2010
tabella 2.10.
GW
TWh
TWh
105
307
355
Si può affermare che nei
paesi più sviluppati è dif- Tabella 2.9 - Previsioni di sviluppo idroelettrico in Europa.
ficoltosa la possibilità di Fonte dati EU
realizzare nuovi impianti
di medie o grandi dimensioni, avendo già sfruttato adeguatamente il territorio e le
sue potenzialità. Inoltre gli impatti ambientali rendono decisamente problematica
questa via di sviluppo. In Italia, soprattutto, lo sfruttamento delle risorse idroelettriche è stimato come uno dei più alti nel mondo con vaTabella 2.10 - Energia idroelettrica producibile in Europa nel
lori intorno al 70% dei siti disponibili.
2020. Fonte dati ENEA
Per questi motivi, nei prossimi 10 anni, alla luce dei
Paese
GWh
progetti già previsti e sulla base di scenari ambientali
Austria
37.663
ragionevoli, è probabile un aumento del 10% della caBelgio
282
pacità installata dei grandi impianti.
Danimarca
147
Esistono, invece, potenzialità di installazioni sul terriFrancia
65.713
torio di piccoli impianti, sotto i 10 MW.
Germania
29.956
L’orientamento prevalente dei programmi di sviluppo
Grecia
4.899
europei è quello di favorire installazioni di piccola taglia
Irlanda
1.236
per uso promiscuo della risorsa idrica che associano alItalia
70.716
la produzione elettrica altre funzioni, oppure di proOlanda
253
muovere il recupero di siti abbandonati o con uno
Portogallo
11.239
sfruttamento insoddisfacente. Inoltre il potenziale ecoRegno Unito
7.619
nomico dello SHP è stato sfruttato per una percentuale
Spagna
37.647
molto bassa (intorno al 20%) e molti di questi impianti
sono attualmente dismessi, benché sia possibile rimetterli in funzione con investimenti relativamente bassi e con un grado di soddisfacimento generale notevole.
In Europa si valuta un ulteriore sviluppo potenziale di SHP di circa 18 GW e nel suo
Libro Bianco la Commissione Europea ha annunciato l’obiettivo di incrementarne
la capacità fino a 14 GW entro il 2010 a fronte di un valore attuale di 10,3 GW.
Dal punto di vista puramente tecnico, senza considerarne i vincoli economici, amministrativi ed ambientali, l’aumento potenziale di capacità derivante dall’aggiornamento degli impianti attuali e dal recupero di quelli in disuso viene valutato pari al 18% circa del potenziale attualmente esistente.
Considerando i vincoli ambientali la situazione viene ridimensionata, specialmente in alcuni paesi come l’Italia e la Svizzera. Complessivamente nell’Europa occidentale, tenendo conto dei vari vincoli, l’aumento potenziale di capacità si riduce a
circa il 10% dell’attuale installato [6]. Si parla quindi di circa 1.100 MW di incremento pari ad una produzione di circa 4.500 GWh (figura 2.11).
Se invece si analizza il potenziale tecnico di nuove installazioni mini idroelettriche si stima che, in assenza di vincoli e considerando le attuali conoscenze tecniche, esso potrebbe quasi raddoppiare nell’Europa occidentale (+ 9.615 MW) e
quadruplicare negli stati non membri dell’UE (+ 4.650 MW); l’ultimo valore è essenzialmente dovuto al potenziale non ancora sfruttato in Norvegia e in Svizzera. L’incremento della produzione viene quantificato in 38.000 GWh nei paesi del-
A
ti fissati in funzione del fatto che gli impianti siano o meno in grado di modulare
l’energia elettrica prodotta tra ore piene e ore vuote ed anche della produzione su
base annua. Essi, inoltre, sono funzione del costo unitario variabile riconosciuto
dell’energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali. Gli incentivi previsti sono riportati nella tabella 2.8.
59
con vincoli
senza vincoli
2500
2000
1500
1000
500
S
S
S
R
P
N
S
I
I
G
F
F
G
B
A
UK
0
Figura 2.12 - Potenziale di nuovi impianti mini idroelettrici. Fonte dati ESHA
l’UE e 17.500 GWh (+170%) negli altri paesi europei.
Considerando i vincoli ambientali, economici e amministrativi, questi dati vengono
ridimensionati a circa 4.828 MW nei paesi dell’UE e 1.880 MW negli altri paesi europei (figura 2.12); la produzione delle nuove centrali, invece, viene stimata in circa
19.650 GWh (+49%) nell’UE e 9.482 GWh (+92%) nei paesi europei extra UE. È da
sottolineare che l’Islanda ha un enorme potenziale che però non viene conteggiato in queste stime perché sono modesti gli aumenti presunti della domanda e delle possibilità di esportazione.
Complessivamente, anche per l’Italia si può prevedere, al 2010, uno sviluppo del
mini idroelettrico proporzionalmente maggiore rispetto all’incremento stimato
del grande idroelettrico [9], come riportato nella figura 2.13. Infatti, se la percentuale di incremento stimata per il grande idroelettrico è di poco superiore al 12%,
diventa pari al 57% nel caso di impianti SHP con potenza inferiore a 10 MW, arrivando ad una quota di 3000 MW installati. In termini di energia elettrica prodotta
si raggiungerebbe una quota di 11.100 GWh nel 2010, a fronte di una produzione
che è stata pari a 8657 GWh nel 2001.
Al 31 marzo 2003 il GRTN aveva qualificato come alimentati da fonti rinnovabili 227
impianti, di cui 165 in esercizio e 62 in progetto. La producibilità associata a tali impianti ammonta a 1718 GWh, ripartiti in misura simile tra impianti in esercizio ed
impianti in progetto.
Figura 2.13 - Previsione della potenza installata di impianti idroelettrici al 2010 in Italia.
16000
14000
2010
12000
1997
10000
8000
6000
4000
2000
0
60
Idroelet. > 10MW
Idroelet. < 10MW
[1] European Commission, Directorate General for Energy and Transport, Guida all’idroelettrico minore, 1998
[2] Observ’ER, Obervatoire des énergies renouvelables, Le baromètre de l’hydroélectricité
- Systèmes Solaires - N° 140, 2000
[3] European Commission, Directorate General for Energy and Transport, European Union
Energy & Transport in figures, 2002
[4] GRTN, Dati statistici sull’energia elettrica in Italia, 2001
[5] Observ’ER, Obervatoire des énergies renouvelables, Le baromètre de la petite hydroélectricité - Systèmes Solaires - N° 150, 2002
[6] European Small Hydropower Association - Strategic study for the development of
Small Hydro Power in the European Union, 2000
[7] European Commission, Directorate General for Energy and Transport, Small hydroelectric plants-Guide to environmental approach and impact assessment, 2000
[8] European Commission, Energy for the future - White Paper for a Community Strategy
and Action Plan, 1997
[9] ENEA, Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, 1998.
61
3. La fonte eolica
portata in funzione della
velocità stessa (v). Tale
10
curva rappresenta la pro8
babilità con la quale il
6
vento ha una certa veloci4
tà: l’area sottesa dalla cur2
va è uguale a cento, poi0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
ché la probabilità che il
Velocit à del vento ( m /s )
vento soffi con qualche
Figura 3.1 - Distribuzione di Weibull
velocità, includendo la
velocità zero, deve essere del cento per cento. La distribuzione statistica delle velocità del vento e quindi la relativa distribuzione di Weibul variano da zona a zona.
Di particolare importanza, per un determinato sito, è la velocità media del vento.
Nel caso rappresentato in figura, la velocità media è di 7 m/s. È evidente che tale
valore non corrisponde al valore più probabile (moda) che è di 5,5 m/s e che corrisponde al valore massimo di probabilità. Ciò è dovuto al fatto che la distribuzione
delle velocità non è simmetrica ed il valor medio deriva dalla somma (integrale) di
tutti i prodotti della velocità per la probabilità che questa sia presente.
La velocità del vento è estremamente importante per la quantità di energia che un
aerogeneratore può convertire in elettricità; infatti, il contenuto energetico del
vento varia come il cubo della sua velocità secondo la relazione: P = 0,5 x d x v3
dove P è la potenza (l’energia al secondo) con cui un vento che si muove con velocità v colpisce un corpo con una superficie di un metro quadrato, mentre d è la
densità dell’aria (pari a 1,225 kg/mc nel caso di pressione standard, a livello del mare ed a 15°C).
Oltre ad una differenza tra una zona e l’altra, la velocità del vento varia anche con
l’altezza. In generale, la velocità del vento aumenta con l’altezza: posto che la velocità del vento ad un’altezza dal suolo superiore ad un centinaio di metri non dipende dalla tipologia del suolo stesso, per altezze inferiori il tasso di aumento dipende invece dalla configurazione del suolo. Per tener conto di questo fenomeno
è importante introdurre un coefficiente relazionato all’effetto del gradiente verticale della velocità del vento.Tale coefficiente viene usato per ottenere il valore della velocità del vento v(h) ad un’altezza generica h rispetto ad un valore noto v(h0)
ad una altezza di riferimento h0. Lo si utilizza tipicamente quando la velocità del
vento viene misurata avendo posizionato l’anemometro ad un’altezza diversa dall’altezza dell’aerogeneratore. Il valore del coefficiente può variare da 0.0002 per
suoli piatti (ghiaccio, mare, ecc.) a valori di 1,6 per superfici molto rugose (grandi
14
Lo sfruttamento dell’energia del vento, essenzialmente per scopi irrigui, risale ad
epoche lontane. Le prime informazioni di mulini a vento si trovano in Iran, Afghanistan, Cina. Da qui nel Medioevo la tecnologia si sarebbe poi diffusa in Europa, dove venne impiegata per diversi scopi (pompare acqua, azionare torchi, segare legname, macinare grano, spremere olio, ecc.).
In particolare, nell’Europa nord occidentale si sviluppò il mulino ad asse orizzontale, precursore delle macchine moderne, anche se fu con l’epoca del cosiddetto mulino americano (metà del diciannovesimo secolo) che venne realizzato un passo
decisivo. Si stima che nel mondo circa sei milioni di mulini americani siano entrati
in funzione per pompare l’acqua.
Nel 1888 a Cleveland (Ohio) Charles Brush completò la realizzazione di ciò che viene considerata la prima turbina eolica destinata alla generazione elettrica. Era la
realizzazione più grande allora esistente, con una torre alta più di 18 metri ed un
rotore costituito da 144 pale di legno dal diametro di 17 metri. Il generatore impiegato aveva una potenza di 12 kW.
Il passo successivo verso l’impiego dell’energia eolica per la generazione di elettricità venne fatto dal danese Poul La Cour, che iniziò ad utilizzare rotori con poche
pale. Le applicazioni di La Cour riguardavano l’elettrolisi per la produzione di idrogeno per illuminazione.
Nel 1918, in Danimarca, circa il 3% del consumo nazionale di elettricità veniva soddisfatto da turbine eoliche. Durante la seconda guerra mondiale iniziarono gli studi che sarebbero poi confluiti nella realizzazione delle macchine con rotori bipala
e tripala come oggi li conosciamo. Contemporaneamente, anche se con minor successo, iniziò lo sviluppo dei generatori ad asse verticale.
Prima di descrivere gli aspetti tecnologici di un aerogeneratore, è opportuno
spendere alcune parole sulla fisica del vento (si veda, ad esempio, [1]). Se si misura
la velocità del vento in un sito per un certo periodo si noterà che, in generale, le velocità impetuose sono piuttosto rare mentre sono abbastanza comuni delle velocità moderate e deboli.
La variazione della velocità del vento per un tipico sito può essere generalmente
descritta usando la cosiddetta distribuzione di Weibull. La figura 3.1 indica una tipica distribuzione di Weibull, dove la frequenza della velocità (in percentuale) è ri62
Frequenza (0/0)
12
63
Energia annua prodotta (GWh)
Potenza erogata (kW)
città con edifici alti e grattacieli). Al suddetto coefficiente vengono associate delle
classi di rugosità classificate mediante una opportuna numerazione: una classe di
rugosità con valori da 3 a 4 corrisponde a terreni con edifici ed alberi, mentre la superficie di un mare appartiene alla classe 0.
L’aerogeneratore opera a seconda della forza del vento; al di sotto di una certa velocità (detta velocità di cut in) la macchina resta ferma. Affinché vi sia l’avviamento
è necessario che la velocità del vento raggiunga una soglia minima, diversa da
macchina a macchina. Generalmente la velocità di cut in è posta tra 3 e 5 metri al
secondo. Per velocità del vento superiori ad un certo valore (velocità di cut out), generalmente posto attorno ai 25 metri al secondo, l’aerogeneratore si ferma, per evitare di danneggiare la turbina.
Un aerogeneratore commerciale è caratterizzato principalmente dalla curva di potenza, che esprime la po1400
tenza elettrica che la mac1200
china rende disponibile al
1000
variare della velocità del
800
vento.
600
In figura 3.2 si rappresenta
400
una tipica curva di poten200
za di un aerogeneratore di
0
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
1300 kW. Come si vede, la
Veloc i t à del vent o ( m/s )
potenza massima viene
Figura 3.2 - Curva di potenza di un aerogeneratore di 1300 kW
fornita in un intervallo di
velocità posto tra i 12 ed i
7
24 metri al secondo.
6
Attraverso la curva di potenza è possibile ricavare
5
l’energia prodotta dal4
l’aerogeneratore al varia3
re della velocità media
del vento, come rappre2
sentato in figura 3.3.
1
Con una velocità media di
0
4,5 m/s la macchina pro4
5
6
7
8
9
10
durrà 1,2 GWh all’anno,
Ve loc i t à medi a de l vent o ( m /s )
mentre con una velocità Figura 3.3 - Energia elettrica prodotta da un aerogeneratore di
di 9 m/s la produzione sa- 1300 kW di potenza
64
rà di 5,3 GWh. Quindi, raddoppiando la velocità, la
produzione è aumentata
di circa 4,5 volte. Se si confrontassero i valori di produzione a 5 e 10 m/s, il fattore di moltiplicazione sarebbe pari a 3,7. Il motivo
per cui si ottengono valori diversi dipende dal fatto
che l’efficienza dell’aerogeneratore dipende dalla
velocità del vento, come
ben descritto dalla curva
di potenza.
Sebbene si continuino ad
esplorare diverse configurazioni, la scelta più comune è diventata la turbina a tre pale ad asse orizzontale con il suo rotore
posto controvento. All’interno di questo schema, si
stanno facendo dei miglioramenti continui nella
capacità della macchina
di catturare sempre più
Figura 3.4 - Schema di un aerogeneratore
energia dal vento. Questi
includono dei rotori più potenti, delle pale più grandi, un’elettronica avanzata, un
miglior uso dei materiali e torri più alte. Per catturare più energia possibile, le turbine eoliche sono montate su sostegni (torri): ad oltre 30 metri d’altezza c’è il vantaggio di risentire di venti più stabili e più veloci.
Come schematizzato in figura 3.4, la torre porta alla sua sommità la navicella, dove vengono alloggiate tutte le componenti chiave di un aerogeneratore, inclusi i
dispositivi di controllo, il generatore elettrico ed un meccanismo di controllo dell’imbardata (un motore che permette di orientare le pale nella direzione favorevole del vento).
65
La forma delle pale è disegnata in modo che il flusso dell’aria che le investe azioni
il rotore. L’energia elettrica viene generalmente prodotta ad una tensione di 600V
e viene portata a 20.000V mediante un trasformatore posto nelle immediate vicinanze dell’aerogeneratore. Da qui, almeno per gli aerogeneratori collegati alla rete
nazionale, la corrente arriva ad una stazione di trasformazione che la eleva alla tensione necessaria per il collegamento alla rete.
Nei modelli più grandi il trasformatore è inserito all’interno della torre, così che
non vi è nessun elemento esterno all’aerogeneratore. Le fondazioni sono interrate, consentendo così di poter usufruire del terreno anche nelle immediate vicinanze della torre.
Il miglioramento tecnologico principale durante gli ultimi anni è stato determinato dall’aumento della dimensione e delle performance degli aerogeneratori. Da
macchine di appena 25 kW di vent’anni fa, il tipico intervallo di dimensione venduto oggi oscilla tra i 750 ed i 1500 kW. Le macchine più grandi vendute commercialmente hanno una capacità di 2500 kW, con un rotore dal diametro di 80 metri
posto su una torre alta 70-80 metri.
Ogni turbina da 1500 kW produce più energia di 100 turbine degli anni ’80. Una
conseguenza di ciò è che è richiesto un numero molto inferiore di turbine per ottenere la stessa energia.
Come già accennato, lo schema a tre pale (il cosiddetto schema danese) è quello
attualmente consolidato ed ha ormai eliminato altre configurazioni sperimentate
in passato.
I disegni di turbine con due pale hanno il vantaggio di risparmiare il costo di una
pala ed il suo peso, ma hanno problemi legati al fatto che richiedono una velocità
di rotazione maggiore a parità di energia erogata. Questo è uno svantaggio, sia per
quanto riguarda il rumore che per l’intrusione visiva (si veda capitolo sull’interazione con l’ambiente).
Per quanto riguarda gli aerogeneratori con un’unica pala, si presentano gli stessi
problemi. Oltre alla velocità di rotazione maggiore ed ai conseguenti problemi di
rumore ed intrusione visiva, questi richiedono un contrappeso in modo da bilanciare il rotore. Ciò chiaramente elimina il vantaggio di una riduzione di peso rispetto ai rotori con due pale.
Il minieolico
Se da un lato lo sviluppo tecnologico (assieme ad esigenze di mercato) sta portando alla realizzazione di macchine sempre più grandi, non bisogna trascurare il settore del cosiddetto minieolico, rappresentato, cioè, da macchine di piccola taglia. Le
66
dimensioni di tali macchine variano da alcune centinaia di watt fino a 20 kW, limite
al di sopra del quale non è più ragionevole definire la turbina di “piccola taglia”.
I primi prototipi di tali turbine nacquero verso la metà degli anni ’70 da parte di
progettisti e hobbisti, soprattutto come integrazione all’energia della rete locale.
Le macchine attualmente in commercio necessitano di una velocità minima del
vento di circa 3 m/s per poter cominciare a produrre energia elettrica.
La maggior parte delle turbine costruite attualmente è ad asse orizzontale, con due
o tre pale che generalmente sono realizzate di materiali compositi, come ad esempio la fibra di vetro. Un timone posto in coda garantisce la migliore posizione della turbina in relazione alla direzione di provenienza del vento.
Per quanto riguarda le dimensioni delle turbine, come già accennato, si va da poche centinaia di watt fino a 20 kW circa. Le turbine più piccole, adatte a minime applicazioni domestiche, si attestano attorno ad una potenza di 500 W, a cui corrisponde un diametro minimo del rotore pari a poco più di un metro, fino ad arrivare a 8 metri per le taglie da 10 a 15 kW.
La torre di sostegno può assumere diverse altezze; tuttavia la regola generale impone che la parte inferiore della pala non si trovi ad una quota inferiore ai 9 metri
circa dal suolo. Ovviamente più la turbina è potente migliori saranno le prestazioni
a quote più elevate, fino ad un massimo circa di 30 metri per le turbine di 10/20 kW.
La produzione energetica di piccole turbine dipende fortemente dalle caratteristiche anemometriche del sito nel quale vengono installate. Normalmente la maggior
parte dei costruttori fornisce una stima della produzione annua in condizioni standard di vento (generalmente 5,5 m/s). Mediamente, in tali condizioni, la produzione
media annua si attesta attorno a 2-2,5 MWh per 1 kW di potenza installata.
Nei sistemi non connessi alla rete, come ad esempio i sistemi ibridi, l’energia prodotta dovrà essere immagazzinata in un sistema di batterie, le quali tuttavia necessitano di un sistema di regolazione in grado di gestire correttamente il livello di
carica. A questo punto l’energia può essere subito disponibile per il carico, nel caso che quest’ultimo sia equipaggiato di dispositivi a corrente continua; in caso contrario un inverter dovrà trasformare la corrente da continua ad alternata prima che
quest’ultima possa essere utilizzata. È opportuno precisare che tutti i dispositivi a
valle della turbina riducono, in parte, il rendimento della trasformazione energetica, così che solo il 70% dell’energia elettrica effettivamente prodotta dalla turbina
arriva al carico per essere utilizzata.
Nel caso di impianto connesso alla rete non sono necessarie le batterie, ma diventa indispensabile, oltre all’inverter, anche un contatore per misurare la quantità di
energia immessa nella rete stessa.
67
Tra tutte le fonti rinnovabili, l’eolica è probabilmente una di quelle che necessità
del maggior impegno in termini di analisi per valutarne le possibilità di sfruttamento.
La misura del vento è generalmente fatta con un anemometro a coppe. L’attenzione da porre a tale misura risulta evidente considerando, come fatto nel paragrafo
precedente, quale sia la variazione di producibilità al variare della velocità del vento. Un errore del 10% nel calcolo della velocità del vento può portare ad un errore
di calcolo dell’energia producibile di oltre il 30%.
Il miglior modo per effettuare le misure anemometriche consiste nel posizionare lo
strumento ad una altezza il più prossima possibile a quella che presumibilmente
potrà essere l’altezza degli aerogeneratori.
Si può affermare che uno dei motivi per cui molte zone del territorio italiano sono
state ritenute, fino a non molto tempo fa, di scarso interesse ai fini dello sfruttamento della risorsa eolica è probabilmente il fatto che le campagne anemometriche venivano effettuate con modalità che non rispecchiavano le esigenze richieste
da tali tipi di analisi.
Il CESI ha recentemente concluso, in collaborazione con l’Università di Genova, la
costruzione dell’Atlante eolico italiano, che intende fornire dati sulla distribuzione
delle risorse eoliche sul territorio italiano. Tale lavoro è stato realizzato applicando
un modello di simulazione numerico (WINDS) per ottenere una mappa iniziale della velocità media annua del vento sul territorio italiano, confrontando i risultati ottenuti con dati anemometrici osservati a terra e adattando la mappa del vento ai
dati sperimentali. È evidente che tale atlante non può essere sufficiente per determinare con precisione quali siano le condizioni anemometriche in un determinato
sito; può comunque dare utili indicazioni a livello di area vasta.
Il vento è altamente dipendente dal tipo di terreno. Le formazioni topografiche influenzano le caratteristiche del vento che in alcuni casi possono essere positive per
quanto riguarda la resa energetica ma, nello stesso tempo, possono essere negative a causa di un incremento del livello di turbolenza.
Per determinare con una certa precisione le caratteristiche del vento in diverse
posizioni del sito prescelto ed anche a diverse altezze, è quindi necessario disporre dei dati anemometrici derivanti dalla campagna di misura ed anche di un
modello tridimensionale del terreno. Tale attività, chiamata “micro siting”, permette di verificare, mediante opportuni modelli matematici, la producibilità che
corrisponde a determinate posizioni all’interno del sito, consentendo di ottimizzare le posizioni degli aerogeneratori stessi.
68
Dal momento che una turbina eolica genera elettricità a spese dell’energia del
vento, il vento che lascia la turbina ha un contenuto energetico inferiore rispetto a
quando era giunto di fronte alla turbina stessa. Inoltre questa scia di vento è caratterizzata da un’elevata turbolenza che, a sua volta, può avere effetti negativi su aerogeneratori posti nelle immediate vicinanze. Per tale motivo gli aerogeneratori
dovrebbero essere posizionati il più lontano possibile l’uno dall’altro; d’altra parte,
per ragioni di spazio, questi dovrebbero essere installati il più vicino possibile. Il
compromesso tra queste due opposte esigenze porta, in generale, a considerare
delle distanze tra due aerogeneratori tra 5 e 9 diametri di rotore nella direzione del
vento prevalente e tra 3 e 5 diametri nella direzione perpendicolare.
Il problema della spaziatura tra un aerogeneratore e l’altro è evidentemente presente qualora si abbia a che fare con i cosiddetti parchi eolici, cioè impianti eolici
di potenza (10-20 MW) dove i vari aerogeneratori sono riuniti in cluster più o meno densamente popolati e con diverse possibili configurazioni, in modo da poter
sfruttare al meglio il campo di vento ed adeguarsi all’orografia. Questa modalità di
installazione è quella che attualmente è più frequente in paesi come l’Italia, dove
le caratteristiche orografiche spingono a concentrare più turbine su aree relativamente ristrette.
La disposizione degli aerogeneratori dipende molto dalle caratteristiche dell’area.
È tipica la disposizione degli aerogeneratori lungo le linee di crinale nei territori
collinari e montuosi, mentre nel caso di territori più pianeggianti c’è la possibilità
di utilizzare schemi geometrici diversi.
Indipendentemente dalla distanza tra un aerogeneratore e l’altro e dalla loro disposizione sul terreno, la porzione di territorio effettivamente occupata da una
macchina è molto ristretta, non raggiungendo i 20 mq anche per le macchine più
grandi (in quest’ultimo caso, inoltre, il trasformatore può essere posizionato all’interno della torre). L’area non direttamente occupata dalle macchine può essere così tranquillamente destinata ad altri usi, come l’agricoltura e la pastorizia, senza alcuna controindicazione.
Durante la fase di cantiere, chiaramente, lo spazio richiesto è maggiore. In particolare può essere richiesta un’area con una superficie dell’ordine dei 1000 mq destinata alle operazioni di montaggio di ogni aerogeneratore. Tale area verrà comunque ripristinata al termine dei lavori.
La scelta di aerogeneratori di grossa taglia consente di installare un numero di
macchine inferiore a parità di potenza desiderata e ciò riduce notevolmente gli inconvenienti determinati dalle attività di cantiere. D’altra parte, soprattutto nelle situazioni più critiche quali quelle derivanti dalla scelta di siti di montagna, il limite
69
70
al riscaldamento delle abitazioni (l’energia elettrica viene utilizzata per riscaldare
l’acqua che verrà poi usata per scopi termici), all’erogazione di energia per villaggi
isolati, a soddisfare il fabbisogno elettrico dei veicoli nautici (come ad esempio le
barche a vela) e all’alimentazione di recinti elettrificati.
Dove è possibile scambiare l’energia elettrica con la rete mediante il sistema del
“net metering” (come in Italia avviene per il fotovoltaico), una delle applicazioni
principali resta quella domestica.
Attualmente l’energia eolica è la sorgente energetica con il maggior tasso di crescita a livello mondiale. Ad oggi ci sono circa 55.000 turbine installate nel mondo.
L’industria eolica impiega circa 70.000 persone, ha un bilancio di oltre 5 miliardi di
dollari e cresce con un tasso annuo di circa il 40%. Oltre 40 milioni di persone vedono i propri fabbisogni di energia elettrica soddisfatti da questa fonte [3].
La capacità di generazione eolica complessiva ha avuto una crescita esponenziale [4], come evidenziato nella figura 3.5. Solo negli ultimi quattro anni si è triplicata, passando da 9.842 MW della fine del 1998 ai 30.379 MW della fine del 2002. Durante questi stessi anni la capacità installata media annuale è risultata del 33%. La
lieve flessione del 2002 è stata determinata essenzialmente da una flessione del
mercato degli Stati Uniti. Nel 2002 si sono aggiunti ulteriori 6.066 MW, per un investimento di circa 7 miliardi di euro. Queste realizzazioni sono state eseguite soFigura 3.5 - Potenza eolica installata nel mondo. Fonte dati EurObserv’er
Potenza installata nel mondo
3 5. 00 0
3 0. 00 0
2 5. 00 0
2 0. 00 0
MW
alla taglia è spesso determinato dalle condizioni di accessibilità al sito stesso. Per
tale motivo spesso si rendono necessarie opere accessorie di sistemazione o costruzione ex novo di tratti viari.
Altri pro e contro sono invece propri delle applicazioni eoliche cosiddette off shore. Un primo vantaggio risiede sicuramente nel fatto che i limiti dimensionali delle turbine a cui spesso è necessario sottostare nelle applicazioni terrestri, vengono meno quando queste vengono installate in mare, possono essere montate
lungo un molo e trasportate con una nave. La maggior parte della ricerca industriale dedicata allo sfruttamento eolico off shore si focalizza sull’incremento dimensionale delle varie componenti, in particolar modo del rotore. Attualmente
sul mercato off shore vengono offerte macchine con potenze variabili tra 1,5 e 3
MW. Nello stesso tempo si stanno sviluppando macchine da 5 MW, con diametro
del rotore attorno ai 125 metri.
Altro vantaggio deriva dal fatto che la superficie marina ha una rugosità molto bassa, così che la velocità del vento non varia molto con l’altezza. Una prima conseguenza di ciò è che l’altezza della torre può essere relativamente più bassa: se l’altezza delle torri è simile al diametro del rotore per gli impianti on shore, per gli impianti off shore la torre può non essere superiore ai 3/4 del diametro.
D’altra parte le applicazioni off shore possono essere realizzate in zone con profondità limitata. Attualmente, le difficoltà ed i costi per la realizzazione delle fondazioni limitano la profondità del fondale ad una decina di metri. Inoltre, sempre
ragioni economiche connesse all’allacciamento elettrico con la terra ferma limitano la distanza dalla costa a pochi chilometri.
Gli operatori del settore stanno affrontando questi temi, consci che la soluzione dei
suddetti problemi consentirebbe di estendere le possibilità di sfruttamento della
risorsa eolica off shore aprendo prospettive interessantissime [2].
Passando dal grande al piccolo, grazie alla versatilità delle applicazioni eoliche, si
può affermare che i piccoli impianti possono trovare impieghi molto diversificati,
tanto quanto un impianto fotovoltaico.
Una applicazione che trova larga diffusione è quella del pompaggio dell’acqua dal
sottosuolo, sfruttamento che trova la sua origine diversi secoli fa come miglior sistema per l’irrigazione delle terre e per tutti gli altri tipi di fabbisogno idrico. Si stima che in tutto il mondo ci siano più di un milione di “mulini a vento” posizionati
su altrettanti pozzi. Un’altra applicazione che negli ultimi anni si è sviluppata è
quella a supporto delle telecomunicazioni. Al pari dell’energia fotovoltaica, infatti,
l’energia eolica è sfruttata per erogare energia ai sistemi elettrici per le comunicazioni situati nelle zone più isolate del mondo. Infine altre applicazioni sono legate
1 5. 00 0
1 0. 00 0
5. 00 0
0
1 99 3
199 4
19 95
1 99 6
19 97
Potenza totale installata
19 98
1 99 9
200 0
20 01
2 00 2
Potenza annua installata
71
prattutto in Europa MW
1998
2002
(5.211 MW di nuove in- Germania
2.878
12.001
2.141
4.708
stallazioni, l’86% del to- USA
Spagna
880
4.144
tale), che possiede i tre
1.420
2.889
quarti della capacità in- Danimarca
India
992
1.702
stallata.
Italia
197
785
Un’indicazione dell’imOlanda
379
677
portanza dei numeri in
Gran Bretagna
338
562
gioco è fornita dal fatto
che circa il 25% della po- Tabella 3.1 - Evoluzione della potenza eolica installata in alcuni paesi. Fonte dati EWEA, Eur Observ’er
tenza elettrica installata
in Europa negli ultimi anni è di origine eolica.
Attualmente la potenza eolica installata è ripartita per il 74% in Europa, il 15% negli Stati Uniti e l’11% nel resto del mondo. La crescita delle installazioni eoliche in
alcuni paesi negli ultimi anni è visualizzata nella tabella 3.1.
Molto interessanti ed emblematici figurano essere i casi della Germania e della
Spagna, dove l’eolico costituisce ormai una realtà ben presente. Ancora una volta
la Germania si presenta come il paese leader, con 3.247 MW installati nel 2002 ed
una capacità totale di 12.001 MW (oltre la metà dell’energia eolica complessiva
dell’Unione Europea). L’industria eolica tedesca impiega 45.000 persone, un quinto delle quali assunte nel 2002. La maggior parte delle turbine installate in Germania è costruita nel paese. La generazione eolica è concentrata nelle regioni
nord occidentali. In Schleswig-Holstein si è raggiunto l’obiettivo del 25% di energia elettrica consumata di origine eolica; Mecklenburg-Vorpommern è caratterizzata da una quantità di energia elettrica di origine eolica pari al 21% dei consumi
totali; Sachsen-Anhalt, 19%; Niedersachsen e Brandenburg, 14%. Questo successo
si deve alla legge tedesca del 2000 sulle energie rinnovabili che ha stabilito un
prezzo di acquisto per l’elettricità dal vento variabile tra i 6,9 ed i 9 centesimi in
funzione del livello di produzione eolica del sito. L’obiettivo del governo è di arrivare a 20.000 MW per il 2010.
Anche la Spagna sta facendo notevoli progressi, consolidando il suo secondo posto a livello europeo (900 MW installati nel 2002). Il sistema spagnolo di acquisto
dell’energia elettrica di origine eolica si basa su una doppia opzione: i produttori
possono scegliere per un prezzo di acquisto predeterminato (6,3 cent/kWh nel
2002) oppure ricevere un sussidio (2,9 cent/kWh nel 2002) da aggiungere al prezzo del mercato libero. Grandi installazioni eoliche si trovano in Galicia, Aragona, Na72
varra e Castilla. Le prospettive di crescita in Spagna sono molto alte. Secondo un
piano riguardante l’estensione della rete, entro il 2011 dovrebbero essere installati 13.000 MW (l’energia prodotta corrisponderà a circa 28,6 TWh).
In Danimarca il mercato è stato rivitalizzato da un accordo del giugno 2002 che
favorisce la sostituzione di turbine con oltre 10 anni di vita (con livelli di efficienza inferiori). Anche in forza di tale accordo nel 2002 sono stati installati 472 MW.
Per quanto riguarda il sistema dei prezzi, si segnala che dal primo gennaio 2003
viene applicato il prezzo di mercato con un sussidio aggiuntivo di 1,3 cent/kWh,
come pure un “bonus ambientale” il cui valore è in via di definizione. L’industria
danese collegata all’energia eolica è molto importante nell’economia del paese;
con un fatturato annuo di circa 3 miliardi di euro, la tecnologia eolica è una delle principali voci di esportazione. Circa la metà delle turbine installate nel mondo è di origine danese.
Come visto, generalmente si parla di potenza installata, un numero molto semplice da determinare. Più critico è il passaggio da questa alla reale produzione di
energia, che dipende essenzialmente dalle condizioni dei singoli siti in cui la capacità è installata. La produzione di energia elettrica di origine eolica è stimata
mediante un fattore di carico medio che è rappresentato dal numero di ore che
una macchina lavora a potenza nominale. Nell’Unione Europea i fattori di carico
variano molto, a seconda della localizzazione dei parchi eolici, dalle 1900 ore in
Germania alle 2880 ore dell’Inghilterra (si noti, però, che l’Inghilterra ha una scarsa capacità installata).
Per quanto riguarda l’Italia, gli impianti attualmente installati hanno un fattore di
carico di circa 2.000 ore, superiore o comunque simile a quello tedesco.
Nel 2002, la produzione elettrica eolica europea è stata di circa 40 TWh (35% in più
rispetto al 2001). Rappresenta, quindi, l’1,5% della produzione elettrica complessiva
dell’Unione. Evidentemente, tale percentuale è molto maggiore per quei paesi molto coinvolti nel settore eolico. In Danimarca la produzione eolica del 2002 ha rappresentato il 18% del consumo elettrico. In Germania rappresenta il 3,5% del consumo elettrico complessivo (tale percentuale potrebbe raddoppiare entro il 2010).
Inoltre l’energia eolica continua ad essere la principale forma di energia per quei
paesi che vogliono rispettare l’obiettivo europeo del 22,1% di energia elettrica da
fonti rinnovabili. La tabella 3.2 indica la produzione di energia elettrica dal vento
per alcuni paesi europei.
Con un installato di 785 MW a fine 2002, l’Italia mantiene il suo quarto posto in Europa. Anche per l’Italia l’andamento della crescita del settore è stato quasi esponenziale ed ha assunto caratteri significativi a partire dal 1996, anno in cui si è rea73
TWh
74
turbine sempre più grandi. In dieci anni la taglia media è passata dai 200 kW agli attuali 800 kW. Il passaggio dimensionale maggiore si è registrato tra il
2001 ed il 2002, con un salto di quasi 200 kW.
Le variazioni sulla potenza sono chiaramente accompagnate anche da variazioni delle dimensioni geometriche degli stessi aerogeneratori, come evidenziato nella
figura 3.10. Da altezze di torre e diametro del rotore di
circa 25 metri si è passati a dimensioni di circa 50 metri.
Un altro elemento interessante si riferisce alla dimensione dei parchi eolici fino ad ora realizzati in Italia, sia
in termini di numero di aerogeneratori installati, sia in
termini di potenza totale.
Si può dire che parchi eolici veri e propri sono stati realizzati a partire dal 1996. Il numero medio di aerogeneratori è cresciuto fino a 18, per una potenza media di
poco più di 10 MW, negli anni 1999-2000. Negli ultimi
anni si nota una diminuzione del numero di macchine installate. D’altra
parte ciò non comporta
una corrispondente diminuzione della potenza installata, a causa dell’incremento della taglia degli
aerogeneratori. Nel 2002,
ad esempio, a fronte di un
dimezzamento del numero di aerogeneratori
installati rispetto al 2000,
la potenza complessiva
media è diminuita del
30% (figura 3.11).
Regione
Potenza
installata
2002 (MW)
lizzata la prima installazione di una centrale commerciale. Da notare, però, come la crescita delle installa19,40
Germania
zioni abbia subito una diminuzione nel 2002 (figura
7,66
Spagna
3.6). La distribuzione delle installazioni sul territorio
5,92
Danimarca
nazionale è, al momento, ancora molto disomogenea,
Italia
1,47
come evidenziato nella tabella 3.3. La figura 3.7 sche1,20
Olanda
matizza la densità di installazioni a livello provinciale.
1,48
Gran Bretagna
Lo sviluppo eolico italiano si è verificato, storicamenTabella 3.2 - Produzione di enerte, nel “distretto eolico” della Puglia e della Campania.
gia elettrica dal vento per alcuni
paesi europei nel 2002.
L’andamento della distribuzione regionale negli anni
Fonte dati EurObserv’er
è rappresentato nelle figure 3.8 e 3.9.
È però interessante notare che, se nel 1998 l’installato nelle due principali regioni
copriva il 78% dell’installato nazionale complessivo, nel 2002 la quota era scesa al
57%. L’andamento della distribuzione territoriale lascia intravedere una diminuzione di quella che potremmo definire la “densità eolica”, cioè la potenza installata per
superficie di territorio interessata all’installazione stessa.
Il 2001 sembra l’anno della svolta. Si può probabilmente dire che è iniziata una maturità del sistema di implementazione dello sfruttamento di questa fonte rinnovabile: maturità intesa come diversificazione degli operatori, capacità di individuare
siti idonei, capacità di sfruttare gli sviluppi tecnologici, ecc. Questa tendenza ad
una maggiore distribuzione territoriale dell’impiego della risorsa eolica ha probabilmente diverse ragioni, sia di mercato che più strettamente tecniche.
L’entrata di diversi operatori, sotto la spinta della possibilità di accumulare certificati verdi, ha portato ad una maggiore concorrenza e, quindi, alla ricerca di nuove
possibilità di sviluppo anFigura 3.6 - Potenza eolica installata in Italia. Fonte dati ENEA
che in zone diverse dalle
“tradizionali”.
Installazioni eoliche in Italia
900
Il punto precedente ha
800
Annuale
portato a valutare come
Cumulata
700
tecnicamente
idonee
600
aree precedentemente
500
non considerate, non
400
sempre per motivi tecnici.
300
200
Seguendo una tendenza
100
generale, anche le instal0
lazioni eoliche italiane
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
vanno verso l’impiego di
2002
Abruzzo
Basilicata
Calabria
Campania
Emilia Romagna
Lazio
Liguria
Molise
Piemonte
Puglia
Sardegna
Sicilia
Toscana
108,5
61,4
0,6
241,0
3,5
1,2
3,1
32,8
0,0
214,4
98,2
21,4
1,8
Tabella 3.3 - Potenza installata
nelle regioni italiane nel 2002.
Fonte dati ENEA
Province italiane
Potenza (MW)
1 punto = 1 MW
Figura 3.7 - Densità di installazioni a livello provinciale nel
2002.
Fonte dati ENEA
75
Potenza (kW)
600
500
400
300
200
100
0
1991
1992
Campania
1993
Puglia
1994
1995
Abruzzo
1996
1997
Sardegna
1998
Basilicata
1999
Molise
2000
Sicilia
2001
2002
Altre regioni
Figura 3.8 - Distribuzione territoriale della potenza installata in Italia. Fonte dati ENEA
Distribuzione territoriale
60,0
Quota regionale (0/0)
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
1998
Campania
1999
Puglia
Abruzzo
2000
Sardegna
Basilicata
2001
Molise
2002
Sicilia
Altre regioni
Figura 3.9 - Contributi regionali alla potenza complessiva installata in Italia. Fonte dati ENEA
Se generalmente è d’uso comune parlare di potenza installata, un numero molto
semplice da determinare, più critico è il passaggio da questa alla reale produzione
di energia, che dipende essenzialmente dalle condizioni dei singoli siti in cui la capacità è installata.
Come già detto in precedenza, la produzione di energia elettrica di origine eolica
76
Numero aerogeneratori
700
Produzione (GWh)
800
Dimensioni (m)
900
Caratteristiche aerogeneratori
è stimata mediante un
800
80
fattore di carico medio
700
70
che è rappresentato dal
600
60
500
50
numero di ore che una
400
40
macchina lavora a po300
30
tenza nominale. In Italia
200
20
gli impianti attualmente
100
10
installati hanno un fatto0
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
re di carico di circa 2.000
Potenza
Diametro
Altezza
ore. Più in particolare, tra Figura 3.10 - Evoluzione delle caratteristiche dimensionali degli aei 19 impianti che, al 30 rogeneratori installati in Italia. Fonte dati ENEA
Dimensione parchi eolici
ottobre 2002, sono stati
20,0
20
qualificati dal Gestore
18,0
18
16,0
16
della Rete di Trasmissio14,0
14
ne Nazionale come “Im12,0
12
10,0
10
pianti alimentati da fonti
8,0
8
rinnovabili (IAFR)”, per
6,0
6
4,0
4
una potenza complessi2,0
2
va di 98 MW, il 47% (in
0,0
0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
termini di potenza instalNumero aerog
Potenza parco (MW)
lata) risulta avere un fat- Figura 3.11 - Evoluzione delle caratteristiche dimensionali di parchi
tore di carico di oltre eolici realizzati in Italia. Fonte dati ENEA
2500 ore, con alcuni imProduzione di energia
1600
pianti che superano le
1400
3000 ore. Il 32% ha un
1200
fattore di carico posto tra
1000
le 1500 e le 2000 ore ed il
800
18% tra le 2000 e le 2500
600
ore. Nel 2002 la produ400
200
zione eolica ha quasi
0
raggiunto i 1.500 GWh,
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
un valore pari allo 0,5%
Figura 3.12 - Produzione di energia elettrica da fonte eolica in Italia.
della produzione nazio- Fonte dati ENEA
nale lorda (figura 3.12).
Considerando la distribuzione sul territorio degli impianti eolici, è interessante
mettere in evidenza il contributo regionale di questa fonte riguardo alla copertura della richiesta di energia elettrica. Si vede allora che nelle due regioni storiche,
Potenza parco (MW)
Distribuzione territoriale
77
Campania-- copertura
copertura energia
elettrica
Campania
energia
elettrica
Idroelettrico
11 0/0
Termoelettrico
17 0/0
Eolico
3 0/0
Import
69 0/0
Puglia-- copertura
copertura energia
Puglia
energiaelettrica
elettrica
Eolico
3 0/0
Termoelettrico
97 0/0
Molise- -copertura
copertura energia
energia elettrica
Molise
elettrica
Import
14 0/0
Idroelettrico
11 0/0
Eolico
4 0/0
Termoelettrico
71 0/0
78
Campania e Puglia, che
hanno una richiesta elettrica rilevante, l’eolico
contribuisce per il 3%.
Nel caso di una regione
di recente storia eolica, il
Molise, caratterizzata da
una modesta richiesta di
energia elettrica, l’eolico
contribuisce già per il 4%
(figura 3.13). Sono contributi ancora modesti rispetto a quanto succede
in alcune regioni della
Germania nord-occidentale, ma non sono comunque irrilevanti e, sicuramente, sono destinati a crescere.
L’eolico off shore
L’eolico off shore è rappresentato attualmente
da impianti situati nei
mari del nord Europa, per
una potenza complessiva
di circa 260 MW. I principali impianti eolici sono
rappresentati nella tabella 3.4. Si nota con evidenza l’incremento della taglia degli aerogeneratori
che si è verificato negli ultimi anni.
Figura 3.13 - Contributo della
fonte eolica in alcune regioni.
Fonte dati ENEA, GRTN
Paese
Numero
turbine
Sito
Potenza turbina
(MW)
Potenza totale
(MW)
Anno
Danimarca
Horns Rev
80
2,000
160,0
2002
Svezia
Yttre Stengrund
5
2,000
10,0
2001
Danimarca
Middelgrunen
20
2,000
40,0
2001
UK
Blyth Offshore
2
2,000
3,8
2000
Svezia
Utgrunden
7
1,500
10,5
2000
Olanda
Dronten Ijsselmeer
28
0,600
16,1
1996
Danimarca
Tuno Knob
10
0,500
5,0
1995
Svezia
Bockstigen
5
0,550
2,0
1994
Olanda
Ijsselmeer
4
0,500
2,0
1994
Danimarca
Vindeby
11
0,450
5,0
1991
Svezia
Norgersund
1
0,220
0,2
1990
Tabella 3.4 - Installazioni eoliche off shore.
Il minieolico
Per quanto riguarda le turbine di piccola taglia, è molto difficile stimare la quantità di installazioni poiché non esistono contabilizzazioni certe né dell’energia prodotta né delle macchine vendute. È tuttavia possibile affermare che, ad oggi, sono
circa cinquanta le case costruttrici di piccole turbine in tutto il mondo, sia in Occidente che in Oriente ed i maggiori stati produttori sono gli Stati Uniti, la Germania
e la Danimarca. Le case occidentali hanno realizzato complessivamente circa
60.000 turbine di piccola taglia negli ultimi venti anni, e alcune decine di migliaia
sono state prodotte dalla Cina destinate ai nomadi delle steppe della Mongolia.
Nel contesto italiano le installazioni di macchine con potenza nominale inferiore a
20 kW risultano essere marginali. Quest’ultimo aspetto è in gran parte dovuto al
quadro normativo, e in particolare a quello tariffario, che di certo non incentiva una
scelta di questo tipo. Infatti, non potendo ancora cedere alla rete l’energia che non
verrebbe utilizzata dal carico ad un prezzo economicamente vantaggioso, la realizzazione degli impianti connessi alla rete risulta del tutto svantaggiosa.
Con il diffondersi dell’energia eolica e delle sue prospettive future, sono cresciute
le preoccupazioni sulle conseguenze che tale tecnologia può avere sulle diverse
componenti ambientali. Il dibattito che si è aperto, come d’altra parte succede in
molti altri campi, non sempre viene condotto in termini razionali e, d’altra parte,
non sempre esistono degli elementi chiari che possano condurre a confronti in tal
79
senso. Da un lato la cosiddetta “emergenza paesaggistica” è un tema di difficile oggettività, benché esistano metodologie che in qualche modo cerchino di associarvi dei “numeri”. Dall’altro, il possibile impatto che gli aerogeneratori possono avere
sull’avifauna, sia diretto, in termini di collisioni, sia indiretto, in termini di modifica
di habitat, è ancora non univocamente documentato e, comunque, risente in massima parte di condizioni locali non sempre generalizzabili.
Se, da un lato, gli interventi per cercare di arginare i cambiamenti climatici vengono intrapresi anche appoggiandosi ad un principio di precauzione (non conoscendo ancora tutti i meccanismi alla base del fenomeno)1, anche per la valutazione dei
presunti impatti della tecnologia eolica (che sicuramente contribuisce a limitare i
cambiamenti climatici) in alcuni casi si ricorre allo stesso principio2.
In tale situazione è utile analizzare come l’evoluzione tecnologica e le modalità del
suo impiego possono modificare l’influenza degli impianti eolici su diverse componenti ambientali. In particolare, è necessario valutare le interazioni con l’ambiente alla luce della taglia crescente delle macchine utilizzate.
Gli aspetti ambientali che vengono considerati per le centrali eoliche sono correlati a diversi effetti a scala locale. In questa sede si considerano quelli che, in generale, sembrano essere ritenuti i più critici:
• impatto visivo
• effetti sull’avifauna
• rumore.
Impatto visivo
L’inserimento di un parco eolico fa sorgere evidentemente la questione della visibilità. Le turbine eoliche sono elementi ben visibili nel paesaggio. Se non lo fossero non sarebbero neppure ben localizzate da un punto di vista meteorologico. Affermare che le turbine eoliche vanno installate dove non si vedono non ha quindi
nessun fondamento reale. È necessario, ovviamente, fare in modo che la loro disposizione sul terreno si adatti alla conformazione del terreno stesso, evitando disposizioni caotiche. Nel caso tipico italiano, dove la maggior parte dei siti idonei è
posizionata su crinali, la stessa conformazione dei crinali costituisce una guida ob1. Si veda, ad esempio, la Convenzione Quadro sui cambiamenti climatici delle Nazioni Unite del 1992 (articolo 3):“The
Parties should take precautionary measures to anticipate, prevent or minimize the causes of climate change and mitigate its adverse effects.”
2. Si veda, ad esempio, il documento della Regione Toscana Linee guida per la valutazione dell’impatto ambientale degli
impianti eolici: ”Per la stesura del presente documento, ed in particolare per l’individuazione delle tipologie di aree critiche e dei relativi requisiti, nonché per la stesura delle linee guida per la procedura di valutazione di impatto ambientale, è stato tenuto in particolare considerazione il principio di precauzione.”
80
bligata alla disposizione degli aerogeneratori. In questo caso un elemento da tenere in dovuta considerazione è costituito dal numero di aerogeneratori da installare. È chiaro che, a parità di potenza di un campo eolico, maggiore è la taglia degli
aerogeneratori che lo compongono e minore sarà il loro numero. Il numero di aerogeneratori necessari per raggiungere una determinata potenza complessiva di
una installazione eolica è direttamente proporzionale alla potenza di ogni aerogeneratore. Così, se per raggiungere una potenza complessiva di circa 20 MW sono
necessari 40 aerogeneratori da 500 kW, ne sono sufficienti 13 da 1,5 MW.
Ovviamente cambia la dimensione geometrica degli aerogeneratori ma questa, a
differenza del caso precedente, non varia linearmente con la potenza erogata. Un
aerogeneratore da 500 kW presenta mediamente un diametro del rotore ed un’altezza della torre di circa 40m, mentre uno della potenza di 1500 kW per questi due
parametri dimensionali è caratterizzato da un valore di circa 65 m.
L’impatto nel paesaggio di queste due tipologie di macchine, prese singolarmente, non è molto diverso, anche in relazione al fatto che il diametro della torre, parametro raramente preso in considerazione, non differisce in modo sensibile nei due
casi. Ben diverso è invece l’impatto dei due impianti nel loro complesso, determinato dalla sensibile differenza di numero degli aerogeneratori.
La maggior dimensione delle turbine può essere compensata dal fatto che queste
hanno una velocità di rotazione minore delle turbine più piccole. Le grandi turbine, perciò, non attraggono l’occhio come generalmente fanno gli oggetti che si
muovono velocemente. Risulta quindi che la tendenza odierna ad aumentare continuamente la taglia delle macchine potrebbe ridurre, a parità di potenza globale
installata, l’impatto visivo. È chiaro che questa tendenza si può scontrare con il tipo
di opere connesse necessarie al trasporto ed alla installazione degli aerogeneratori stessi che, in alcuni contesti, si possono rivelare anche di notevole entità. Non vi
è dubbio, comunque, che la percezione degli aerogeneratori all’interno del paesaggio è in gran parte un fenomeno soggettivo, influenzato in buona parte da fattori culturali che si modificano pure nel tempo. È di fondamentale importanza pensare che gli impianti eolici non vengono installati per abbellire il paesaggio ma perché sono, ad oggi, quelli che consentono di raggiungere livelli discreti di produzione di energia pulita, contribuendo ad evitare impatti ben maggiori.
Effetti sull’avifauna
L’interferenza degli aerogeneratori con l’avifauna deve essere valutata caso per caso, in dipendenza delle specie presenti (si veda, ad esempio, [5]).
I principali rischi potenziali a cui può andare incontro l’avifauna sono:
81
• il disturbo
• le collisioni
• la perdita di habitat.
Il disturbo può portare allo spostamento di alcune specie da aree caratterizzate da
un habitat a loro favorevole. L’impatto sarà quindi proporzionale alla dimensione
dello spostamento delle specie, in relazione alla disponibilità di altri habitat che
possono ospitare le specie stesse. Il disturbo può essere determinato, prima di tutto, se la disposizione degli aerogeneratori crea un “effetto barriera”nei confronti del
movimento degli uccelli. Può essere determinato anche dall’attività umana relazionata, ad esempio, alla presenza degli aerogeneratori (ad esempio per gli interventi di manutenzione). Da questo punto di vista, quindi, vi saranno differenze a seconda che il sito sia già abitualmente frequentato oppure no.
È chiaro, comunque, che gli effetti attribuibili agli aerogeneratori dipendono essenzialmente dalle specie, dalla stagione e dal sito, oltre che dalla loro disposizione. Gli effetti negativi attribuibili al disturbo possono, in alcuni casi, arrivare anche
ad alcune centinaia di metri dagli aerogeneratori, benché solo pochi studi arrivino
a delle conclusioni definitive.
Per quanto riguarda il rischio di collisione con gli aerogeneratori, la maggior parte
degli studi ha dimostrato tassi di mortalità molto bassi. Questo non vuole ovviamente dire che non vi siano rischi, soprattutto in zone particolarmente ricche di
grandi concentrazioni di uccelli. La velocità del vento, il tipo e l’altezza di volo sono
tutti elementi che possono influenzare il rischio di collisione, come chiaramente le
specie presenti e la loro età.
Gli studi effettuati sembrano indicare che alcuni problemi riscontrati in passato
siano stati superati sia con l’impiego di disposizioni degli aerogeneratori meno
caotiche sia con l’adozione di rotori a bassa velocità di rotazione.
La perdita diretta di habitat, come conseguenza della costruzione di un parco eolico non sembra attualmente essere un problema per l’avifauna. È evidente che ciò
può dipendere da circostanze locali e dalla dimensione del territorio direttamente
occupato dagli aerogeneratori e dalle infrastrutture corrispondenti. Tali infrastrutture e le stesse torri determinano, in effetti, una perdita diretta di habitat, ma generalmente molto ridotta.
Rumore
Gli aerogeneratori producono rumore generato dai componenti elettromeccanici quali i macchinari alloggiati nella navicella (moltiplicatore, generatore, macchine ausiliarie) e, soprattutto, dai fenomeni aerodinamici che hanno luogo per
82
l’interazione tra il vento e le pale.
Il problema del rumore è sempre stato considerato uno dei principali ostacoli per
lo sviluppo dell’eolico. Oggi si può affermare che il rumore non è più ritenuto un
problema rilevante. Le turbine eoliche più diffuse sono del tipo controvento tripala. Tali caratteristiche, insieme al profilo aerodinamico affilato e alla bassa velocità
di rotazione (associata all’incremento della dimensione degli aerogeneratori), fanno sì che la rumorosità delle turbine stesse sia estremamente ridotta. Ad una distanza di un centinaio di metri, una centrale eolica è meno fastidiosa del normale
traffico urbano ed a distanze al di sopra dei 300 metri il livello sonoro teorico massimo delle turbine di alta qualità è ben al di sotto dei 45 dB.
Se il rumore si deve principalmente all’interazione tra il vento e le pale degli aerogeneratori, è anche vero che questo è in gran parte mascherato dal vento stesso. Si
deve tenere conto, infatti, che il rumore percepito in prossimità di impianti eolici viene talvolta erroneamente attribuito ai soli generatori eolici; in realtà in zone ventose il rumore di fondo causato dal vento è paragonabile a quello dovuto agli aerogeneratori e raggiunge valori tali da mascherare quasi completamente il rumore
prodotto dalle macchine. Il rumore prodotto dal vento, sino ad una velocità di 10
m/s si attesta sui valori del rumore dell’aerogeneratore; oltre i 10 m/s il rumore prodotto dal vento risulta nettamente superiore raggiungendo anche i 50 dB.
3.5 I costi
Con la crescita del mercato, l’energia eolica ha subito un drastico calo dei costi. Il
costo di produzione di un kWh eolico è un quinto di ciò che era vent’anni fa. Durante gli ultimi cinque anni i costi si sono ridotti di circa il 20%. La giustificazione
della diminuzione del costo non si deve ad un solo aspetto, ma alla capacità di ridurre i costi di molte delle componenti che influenzano il costo complessivo.
I prezzi di listino delle macchine nell’intervallo di potenza di 300-2000 kW variano
da 1000 €/kW per le turbine più piccole a poco oltre i 700 €/kW per i modelli più
grandi [6]. C’è ovviamente molta differenza di costo tra i modelli, ma il trend complessivo è verso la riduzione dei prezzi.
Chiaramente anche in questo caso vengono offerte delle condizioni di acquisto diverse nei casi di ordini di considerevole dimensione ed i prezzi di listino danno una
visione dei costi probabilmente maggiore di ciò che è in realtà.
Il motivo della diminuzione del prezzo unitario in ragione dell’incremento della taglia si deve ad un’economia di scala; ad esempio, la quantità di mano d’opera necessaria per costruire macchine di diversa taglia non varia molto, come pure non è
molto diversa la componentistica elettronica per i diversi tipi di macchine.
83
Il costo delle turbine è solo una parte del costo complessivo. Ci sono anche costi
collegati alle fondazioni, alle infrastrutture di accesso ed all’allacciamento elettrico, costi che hanno una forte dipendenza dalle condizioni locali (condizioni del
suolo, condizioni della strada, distanza dalla linea elettrica, ecc.). Evidentemente
anche per questi aspetti esiste un’economia di scala: è chiaramente più economico, in termini relativi, collegare molte turbine allo stesso punto piuttosto che
solo una. In generale si può dire che tali costi sommano ad un valore compreso
tra il 15 ed il 30% del costo delle turbine per impianti su terra. Sempre in termini
molto generali, si può definire un costo complessivo per gli aerogeneratori installati pari a 1000 €/kW.
Anche i costi di gestione stanno diminuendo, soprattutto in relazione all’aumento
della dimensione delle turbine. In Germania, ad esempio, i costi di gestione annui
sono diminuiti dai circa 25 €/kW per aerogeneratori da 250 kW ai 13 €/kW per gli
aerogeneratori da 1500 kW. In generale si stima una quota variabile tra l’1,5 ed il 2%
annuo del costo complessivo della turbina destinato alla sua manutenzione.
Le componenti delle turbine eoliche sono disegnate per durare vent’anni, periodo
che è considerato un utile compromesso economico. La vita reale di una turbina
eolica dipende sia dalla qualità della turbina stessa che dalle condizioni climatiche,
come il livello di turbolenza del sito. Le turbine off shore possono durare di più in
considerazione della minor turbolenza in mare.
La produzione annua di elettricità di una turbina eolica varia molto in dipendenza
della quantità di vento del sito. Perciò non si può parlare di un singolo prezzo dell’energia eolica, ma di un range di prezzi, in dipendenza della velocità del vento. La
dimensione delle turbine aumenta sempre e torri più alte significano venti maggiori. Quindi, macchine più grandi prendono più vento ed erogano più energia ed
il prezzo per kWh diminuisce.
Un incremento di cinque volte del diametro del rotore (dai 10 metri di una turbina
di 25 kW ai 50 metri di una turbina di 750 kW) comporta un aumento di 55 volte della produzione elettrica annuale, in parte perché l’area spazzata dal rotore è 25 volte
più grande, ed in parte perché l’altezza della torre è notevolmente aumentata.
La conclusione è chiara: la differenza tra i costi dell’energia eolica e i costi dell’energia da fonti fossili ora è piccola. Nel caso di un costo di installazione medio di 1000
€/kW ed una velocità media del vento di 7,5 m/sec, il prezzo del kWh eolico (4,5 c€)
è competitivo col kWh prodotto da una centrale a carbone. Nel caso di siti con velocità del vento attorno agli 8 m/sec (3,5 c€/kWh), la competizione è interessante anche nei confronti delle centrali a gas.Quindi, già oggi l’eolico risulta competitivo in alcune determinate condizioni, anche senza prendere in considerazione i costi esterni.
84
Ad ogni raddoppio della capacità eolica installata nel mondo è corrisposta una diminuzione del 15% dei costi di produzione delle turbine. Se la capacità installata
continua a raddoppiare ogni tre anni, è evidente l’ulteriore calo dei costi a cui si potrà assistere in un futuro molto prossimo. Le principali spinte alla riduzione dei costi saranno l’immissione sul mercato di macchine sempre più grandi e costi di produzione più bassi.
Per quanto riguarda gli impianti off shore, il costo del kWh prodotto è attualmente
di circa 7,5 c€ ma è previsto che anche questo diminuisca con una certa rapidità.
Il prezzo delle turbine corrisponde a circa il 50% del costo complessivo dell’impianto, essendo in questo caso più pesanti le componenti dovute alla connessione
elettrica ed alle fondazioni.
I costi di un impianto eolico di piccole dimensioni possono variare a seconda della taglia della turbina e dei dispositivi di supporto che si utilizzano (batterie, inverter, regolatori di carica, altezza della torre di sostegno). Negli ultimi anni i costi dei generatori eolici di piccola taglia sono progressivamente diminuiti grazie
allo sviluppo tecnologico dei sistemi sempre più integrati e standardizzati. In media, un sistema completo per utenze isolate costa, installazione esclusa, da 6.000
a 7.000 euro per kW di potenza per macchine fino a circa 5 kW, mentre cala a
1.500-3.000 euro per dimensioni superiori. Anche il costo dell’energia erogata
presenta ampi margini di incertezza legati alla tipologia di turbina utilizzata e alla configurazione impiantistica in cui la turbina è installata. Come per i sistemi fotovoltaici, i costi sono sensibilmente inferiori nel caso di sistemi connessi alla rete non dovendo ricorrere alle batterie.
3.6 Il mercato
Il mercato italiano dell’eolico si è, negli ultimi anni, arricchito di un certo numero di
soggetti che ne condizionano la domanda. Sicuramente l’eolico è il settore che più
è stato influenzato dal decreto Bersani (obbligo di produzione del 2% da fonti rinnovabili e certificati verdi). Accanto a coloro che debbono garantire la produzione
del 2% di energia elettrica da fonte rinnovabile e che si sono affidati alla fonte eolica, vi è anche un certo numero di operatori che vogliono investire in questa tecnologia per puntare al mercato dei certificati verdi.
Nel 2002 il mercato nazionale è comunque ancora fortemente dominato da pochi
operatori, come evidenziato nella tabella 3.5. La diversificazione degli operatori
può avere offerto dei vantaggi in termini di dinamismo del mercato; d’altra parte
risulta evidente che si sono spesso venute a creare delle situazioni di confusione
ed anche di conflittualità soprattutto nei confronti degli enti locali dove si è anda85
ti a proporre la realizzazione di un impianto. Se è
vero che spesso, da parte
IVPC 4
274
35
dell’ente pubblico, si veriEdison
190
24
ficano delle lungaggini
IVPC
169
21
nell’iter autorizzativo, è
Enel
60
8
anche vero che in alcuni
Altri
95
12
casi gli operatori non si
sono dimostrati affidabili
Tabella 3.5 - Principali operatori del settore eolico presenti sul mercato italiano. Fonte dati ENEA
e decisi nel portare avanti le proposte, sia per le
incertezze intrinseche al sistema dei certificati verdi, sia per una certa improvvisazione imprenditoriale.
Degno di nota è anche l’interesse, dimostrato da alcune amministrazioni locali, nella partecipazione diretta alla gestione degli impianti [7].
Per quanto riguarda l’offerta, è evidente come la dimensione nazionale sia molto
limitata. L’Italia ha perso la scommessa con l’eolico già da alcuni anni e le forti difficoltà dell’unica industria produttrice nazionale non sembrano far pensare ad una
rinascita del settore.
La Danimarca continua ad essere il paese leader del settore, che è diventato la seconda voce della bilancia commerciale del paese. Nel 2002 le industrie danesi hanno disposto di una quota del mercato mondiale pari al 43,5% (tabella 3.6).
Vestas continua ad essere l’industria leader del settore, con un giro d’affari di circa
1300 milioni di euro ed un numero di dipendenti di circa 5500 persone.
Enercon è stata la seconda impresa del settore ed è la prima in Germania, con una
quota del mercato nazionale pari al 42%.
Operatore
Potenza installata
2002 (MW)
Quota mercato
2002 (%)
Tabella 3.6 - Principali produttori di turbine eoliche nel mondo. Fonte dati BTM Consult
Fornitore
Vestas (DK)
Enercon (GE)
NEG Micon (DK)
Gamesa (ES)
GE Wind (US)
Bonus (DK)
Nordex (GE)
86
Venduto 2002
(MW)
1605
1334
1033
854
638
509
504
Quota mercato Venduto totale Quota mercato
2002 (%)
(MW)
totale (%)
22,2
18,5
14,3
11,8
8,8
7,0
7,0
6588
4540
5543
2979
2925
2815
1978
20,6
14,2
17,3
9,3
9,1
8,8
6,2
General Electric si è imposta nel settore nel 2002, dopo l’acquisizione della Enron
Wind, mentre Gamesa è diventata il quarto fornitore a livello mondiale, soprattutto per il forte mercato spagnolo.
Per le industrie leader del settore il principale obiettivo sembra essere quello di
progettare e realizzare macchine sempre più grandi. Nel 2002 la dimensione media di una turbina eolica installata è stata di 1087 kW, contro i 915 kW del 2001.
Mentre il mercato delle turbine di taglia inferiore ai 750 kW è diminuito significativamente, il mercato di quelle tra 750 e 1500 kW è aumentato del 56%, mentre quello delle turbine tra i 1500 ed i 2500 kW è aumentato del 30%. Sono inoltre state introdotte macchine di taglia superiore ai 2500 kW. Inoltre, i progetti di parchi eolici
di dimensione superiore ai 5 MW hanno avuto una quota di mercato di oltre il 65%.
Attualmente non esiste una procedura codificata riguardante l’iter amministrativo/autorizzativo per l’installazione di impianti per lo sfruttamento dell’energia eolica e questa scarsa chiarezza procedurale è stata spesso accompagnata da tempi
burocratici molto lunghi, come più volte denunciato dagli operatori del settore.
D’altra parte, questo problema non è tipico solo degli impianti eolici (si veda, ad
esempio, la situazione degli impianti idroelettrici), ma è venuto alla ribalta proprio
con il forte interesse che si è creato attorno a tali impianti.
Si possono considerare tre aspetti peculiari:
1. in base alla legge 10/91 (art. 1 comma 4) gli impianti eolici sono considerati, alla
stregua degli altri impianti atti allo sfruttamento delle fonti rinnovabili, di “pubblico interesse e di pubblica utilità”;
2. in quanto impianti produttivi, le aree idonee all’installazione degli impianti eolici, secondo gli atti pianificatori generali, sono le zone destinate agli insediamenti industriali e quelle destinate ai servizi pubblici, ma generalmente queste non
corrispondono ai siti fisicamente adatti allo sfruttamento eolico;
3. in base al D.P.R. 12 aprile 1996 e successive modifiche, gli impianti eolici sono sottoposti a screening (verifica) di compatibilità ambientale salvo i casi in cui si preveda la VIA.
In forza del punto 1, è possibile fare richiesta di una delibera di “pubblica utilità” da
parte del Comune interessato al progetto, in modo che le opere siano da considerarsi indifferibili ed urgenti ai fini dell’applicazione delle leggi sulle opere pubbliche. Tale status dovrebbe garantire all’opera di seguire un iter più accelerato rispetto alle condizioni normali. Infatti, l’articolo 14-bis, legge n. 241/1990 (riguardante il ruolo della Conferenza dei Servizi), aggiornato dall’articolo 10 della legge
87
n. 340/2000, stabilisce il principio secondo cui la Conferenza di Servizi può essere
convocata per l’esame di progetti preliminari al fine di verificare quali siano le condizioni per ottenere, sul progetto definitivo, i necessari atti autorizzativi (con evidente intento acceleratorio). Le condizioni per poter accedere a tale procedura sono che le opere siano pubbliche o di interesse pubblico come, appunto, è il caso
degli impianti eolici.
La conferenza dovrà, quindi, assicurare uno svolgimento coerente della procedura
di progettazione in modo da conoscere preventivamente le condizioni per ottenere le autorizzazioni necessarie per giungere alla redazione di un progetto definitivo.
Il punto 2 implica la necessità di un cambio di destinazione d’uso prevista dal PRG
tramite una variante dello stesso. La variazione dello strumento urbanistico viene
discussa all’interno della Conferenza dei Servizi.
Per quanto riguarda il punto 3, si ricorda che il DPR 12 aprile 1996 definisce le condizioni, i criteri e le norme tecniche di applicazione delle procedure di VIA per i progetti inclusi nell’Allegato II della Direttiva 85/337/CEE, da recepire e disciplinare da
parte delle Regioni e delle Provincie autonome. I progetti sono distinti tra quelli
sempre assoggettati alla procedura di VIA (elenco Allegato A) e quelli che sono assoggettati alle procedure di VIA in determinati casi (elenco Allegato B).
Nella lista dell’Allegato B rientrano “gli impianti industriali per la produzione di
energia elettrica mediante lo sfruttamento del vento”. Quindi, gli impianti eolici sono soggetti alle procedure di verifica (screening), con cui si decide se le caratteristiche del progetto, le sue dimensioni, la sua localizzazione, ecc., rispetto a criteri
predefiniti, possano produrre un impatto ambientale significativo. Lo screening,
quindi, riguarda la decisione, presa sullo specifico progetto, caso per caso, dall’autorità competente se deve essere effettuato lo svolgimento di una procedura di
VIA. La procedura di VIA è comunque indispensabile qualora gli impianti ricadano,
anche parzialmente, in aree naturali protette, come definite dalla legge 394/91.
I dettagli sullo svolgimento delle procedure e sulle autorità competenti dipendono dalle singole regioni e provincie autonome. Negli ultimi anni alcune Regioni
hanno elaborato propri regolamenti atti a definire le condizioni a cui i progetti eolici devono sottostare. È possibile che una semplificazione dell’iter autorizzativo
venga incentivata in base al decreto legislativo adottato a luglio 2003 in recepimento della direttiva europea 77/2001. Con tale decreto si ribadisce che le opere
per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere
connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli
stessi impianti, sono dichiarate di pubblica utilità e considerate indifferibili e urgenti. Si afferma, inoltre, che la costruzione e l’esercizio delle suddette opere è
88
soggetta ad una autorizzazione unica, rilasciata a seguito di un procedimento unico al quale partecipano tutte le Amministrazioni interessate. Il rilascio dell’autorizzazione costituisce titolo a costruire ed esercire l’impianto in conformità al progetto approvato e deve contenere, in ogni caso, l’obbligo alla rimessa in pristino
dello stato dei luoghi a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione
dell’impianto. Altro aspetto importante riguarda il fatto che gli impianti di produzione di energia elettrica possono essere ubicati anche in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici, implicando con ciò che non dovrebbe più rendersi necessaria la modifica degli strumenti urbanistici.
In Italia, l’unico vero incentivo economico che oggi favorisce la realizzazione degli
impianti eolici è costituito dal meccanismo dei certificati verdi. In effetti, data la sua
competitività, questa fonte energetica è quella che più di altre può approfittare di
tale meccanismo. Al pari di altri impianti di produzione energetica da fonti rinnovabili, gli impianti eolici possono godere di contributi d’altra natura, come i contributi a fondo perduto.
Per quanto attiene i fondi di provenienza comunitaria, si hanno i fondi strutturali
per il periodo 2000-2006. I contributi per il finanziamento di impianti funzionanti
con fonti rinnovabili sono previsti dai piani operativi regionali nelle regioni Obiettivo 1 e dai documenti unici di programmazione per le regioni Obiettivo 2.
Per quanto attiene i fondi di provenienza nazionale, ci si riferisce soprattutto alla
Legge 488/92 che prevede finanziamenti per le imprese operanti nel settore della
produzione di energia elettrica limitatamente agli impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza non superiore ai 50 MW.
Data la propria competitività intrinseca, il settore eolico è quello che probabilmente ha meno bisogno di ulteriori incentivi economici, almeno se paragonato ad altri
settori nel campo delle rinnovabili. Un serio incentivo potrebbe invece essere dato
da un vero programma nazionale di sviluppo del settore con obiettivi chiari e con
procedure amministrative altrettanto chiare.
Un forte aiuto potrebbe essere inoltre fornito da una campagna di informazione rivolta al grande pubblico, campagna che dovrebbe cercare di far chiarezza riguardo ai numerosi messaggi ambigui che si sono creati attorno agli impianti eolici negli ultimi anni.
Al contrario dell’eolico “maggiore”, il comparto del mini eolico è ancora in una fase embrionale e, quindi, meriterebbe una incentivazione specifica alla pari, ad
esempio, del solare fotovoltaico. Come per le altre fonti di energia rinnovabili, in
89
forza della legge 133/99 per gli impianti mini eolici sotto i 20 kW non vi è imposizione fiscale. Per essi, infatti, non è necessaria alcuna denuncia all’Ufficio Tecnico
di Finanza perché sono considerati impianti destinati al puro autoconsumo e non
hanno diritto alla vendita dell’energia prodotta. Un forte incentivo, che potrà assimilare a tutti gli effetti il mini eolico agli impianti fotovoltaici, potrà derivare dall’estensione della possibilità di scambio con la rete elettrica di distribuzione come
delineato all’articolo 5 (“Disposizioni specifiche per gli impianti di potenza non
superiore a 20 kW”) del decreto legislativo adottato a luglio 2003 in recepimento
della direttiva europea 77/2001.
Le prospettive di sviluppo dell’energia eolica nel mondo sono molto elevate, benché sia chiaramente difficile farne delle stime esatte e ci sia anche molta cautela in
tale direzione. A tal fine si possono citare tre proiezioni fatte da enti diversi [8]. L’International Energy Agency fa una stima di 112.000 MW installati nel mondo al 2020
e di 195.000 MW al 2030. Nel suo ultimo “World Market Update” sullo sviluppo dell’energia eolica, la società danese BTM Consult ipotizza un installato di 177.000 MW
al 2012, potendo quindi soddisfare circa il 2% della richiesta mondiale di energia
contro l’attuale 0,4%. Ancora molto diverse sono le ipotesi degli operatori eolici.
Secondo un’analisi della EWEA (“European Wind Energy Association), al 2012 si prevede un installato di oltre 350.000 MW (il doppio di quanto previsto dalla BTM).
Sempre secondo tale analisi al 2020, con un installato di oltre 1.250.000 MW, si potrebbe soddisfare il 12% della richiesta mondiale di energia elettrica [3].
Anche per quanto riguarda l’Europa, il trend di sviluppo resta favorevole. Secondo
lo studio della BTM Consult al 2010 l’Europa potrebbe disporre di 90.000 MW installati, valore che supera abbondantemente gli obiettivi del Libro Bianco della
Commissione Europea che, per quella data, si assesterebbero sui 40.000 MW.
Secondo la EWEA, nel 2020 in Europa ci dovrebbero essere circa 230.000 MW, che
contribuirebbero a soddisfare il 12,5% della richiesta complessiva di energia elettrica. A fronte di tali previsioni, vi sono alcuni obiettivi nazionali altrettanto ambiziosi.
L’obiettivo del governo tedesco, ad esempio, è di arrivare a 20.000 MW per il 2010.
Per il 2025 si prevede addirittura che il 25% dell’intero fabbisogno elettrico sia
soddisfatto dall’energia eolica. Anche per la Spagna le prospettive di crescita sono
molto alte: entro il 2011 dovrebbero essere installati 13.000 MW. In Danimarca l’obiettivo è di coprire con l’eolico il 50% dei consumi elettrici nel 2030.
In Italia l’obiettivo di sviluppo è di 2500 MW al 2010, fissato dal Libro bianco per la
valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, approvato dal CIPE (Comitato In90
terministeriale per la Programmazione Economica) con deliberazione n. 126 del 6
agosto 1999. Questo obiettivo è stato ripreso di recente da una circolare del Ministero delle Attività Produttive3 che lo ha però posto in un intervallo di tempo più
flessibile, cioè tra il 2008 ed il 2012. La determinazione dell’obiettivo venne fatta
sulla base degli impianti attivati con il provvedimento CIP 6, equivalenti a circa 740
MW, e di quelli proposti ma non accettati dallo stesso provvedimento, per ulteriori
1.500 MW. Inoltre si tenne conto anche degli sviluppi della tecnologia in paesi quali la Danimarca (che allora disponeva di circa 1000 MW) e la Germania (2000 MW).
A distanza di cinque anni dalla sua formulazione, è possibile che le premesse alla
base dell’obiettivo fissato non siano più efficaci. Da un lato la tecnologia, come già
visto, in questi anni si è evoluta in modo rilevante; dall’altro i paesi presi a riferimento hanno incrementato il proprio installato in modo considerevole (la Germania lo ha sestuplicato!).
Considerando l’elevato sviluppo dell’eolico avvenuto anche in Italia durante il
2001, sembrava davvero che ci fossero le premesse per dire che l’obiettivo dei
2.500 MW fosse sottodimensionato, ma purtroppo l’andamento del 2002 e della
prima metà del 2003 ha dimostrato che ci sono ancora molte incognite, a livello nazionale, per poter affermare che l’eolico potrà avere uno sviluppo decisivo, paragonabile a quanto sta avvenendo in altri Paesi europei.
D’altra parte, al di là delle incertezze derivanti dalle procedure autorizzative non
sempre chiare piuttosto che dal meccanismo dei certificati verdi che non sembra
offrire sufficienti garanzie agli operatori, come pure di alcune opposizioni aprioristiche a livello sia locale che nazionale, non vi è ancora stato, in Italia, uno sforzo serio per definire una stima di quale sia il potenziale tecnico di sfruttamento della risorsa eolica. Per molti anni si è affermato, ed in parte lo si afferma ancora, che in Italia la risorsa eolica non è rilevante, a differenza di altri paesi. I numeri che si vanno
delineando, come in parte si è visto nei paragrafi precedenti, smentiscono sicuramente questa affermazione.
Alcune indagini conoscitive vennero svolte già oltre vent’anni fa dal CNR, nell’ambito del Progetto Finalizzato Energetica, dall’ENEA e dall’ENEL, ma senza arrivare ad
una stima omogenea a livello nazionale del potenziale effettivo.
Alcuni sforzi nella direzione di valutare il potenziale eolico sul proprio territorio sono stati fatti durante la predisposizione di alcuni Piani Energetici Regionali o di studi a questi propedeutici. Generalmente i risultati ottenuti sono diventati l’obiettivo
3. Obiettivi indicativi nazionali di consumo di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili per il periodo 2003-2012 e
misure adottate o previste a livello nazionale per conseguire i medesimi obiettivi, ai sensi dell’articolo 3, comma 2, della direttiva 2001/77/CE.
91
di sviluppo della risorsa a livello regionale. In molti casi si è proceduto partendo da
mappe del vento ottenute mediante modellizzazione a partire da dati misurati in
diverse stazioni ed incrociando tali mappe con vincoli di diversa natura, sia di tipo
territoriale che di tipo ambientale e programmatorio. È il caso, ad esempio, della Liguria, che stima il proprio potenziale pari a circa 30 MW. Il Piano Energetico della
Toscana individua un centinaio di siti per un potenziale complessivo di 300 MW,
mentre nel Lazio vengono stimati quasi 200 MW. Lo stesso valore è stato determinato per la Regione Molise. In Puglia si ritiene installabile una potenza eolica di 500
MW, mentre in Sardegna il valore stimato arriva ai 1000 MW. In alcuni casi, invece di
ricorrere a mappe eoliche le ipotesi di sfruttamento si sono basate sull’analisi di
singoli siti, per i quali vi era la disponibilità di dati misurati in loco. È evidente che
in questi casi si rischia di non considerare zone che potrebbero essere interessanti
e che potrebbero innalzare notevolmente il potenziale sfruttabile. Procedendo in
questo modo la Calabria stima una potenza installabile pari 70 MW, mentre il Piano della Basilicata riporta un valore di 140 MW. L’Emilia Romagna, invece, riduce il
proprio potenziale a soli 20 MW.
Al di là delle diverse metodologie di stima, che portano a risultati spesso in contraddizione tra loro (è ben difficile conciliare i 20 MW dell’Emilia Romagna con i 300
MW della Toscana), sembra abbastanza evidente che le possibilità di sviluppo vanno al di là di quanto affermato nel Libro Bianco. Tale considerazione risulta supportata anche dal numero e dalla consistenza degli impianti eolici già qualificati come
alimentati da fonti rinnovabili da parte del Gestore della Rete. Al 31 marzo 2003 risultavano qualificati 116 impianti, di cui 21 in esercizio e 95 in progetto. La producibilità associata a tali impianti ammonta a quasi 7500 GWh, a fronte di un obiettivo
pari a 5500 GWh [9]. È evidente che non vi è ancora garanzia che tutti questi impianti verranno realizzati, ma è anche evidente che ve ne sono già altri ad un livello
di studio già abbastanza avanzato, benché non ancora presenti nella lista del GRTN.
Per l’energia eolica sembrano quindi sussistere, anche per l’Italia, le condizioni per
uno sviluppo futuro: esiste un potenziale quanto alla risorsa eolica, esiste una tecnologia matura che continua a migliorarne le prestazioni ed esiste anche una certa competitività economica.
Un settore dove l’eolico sembra avere ottime prospettive riguarda l’off shore. Il
completamento della centrale eolica off shore di Horns Rev, in Danimarca, con 160
MW installati, si può dire che abbia dato l’avvio all’era industriale dell’eolico off shore. Il settore sta attirando una notevole attenzione, tanto politica come economica.
Se nel 2000 si contavano solo 18 progetti a livello mondiale, nella prima metà del
2003 si contavano già 166 progetti. Con tali progetti si stima una potenza installa92
ta al 2010 pari ad oltre 45.000 MW a livello mondiale. La quota della Germania sarà di circa il 47%, mentre il 25% spetterebbe agli USA. La taglia degli impianti è destinata a salire continuamente e non si prevedono impianti di taglia inferiore ai 200
MW; addirittura si prevedono impianti da 1000 MW, con aerogeneratori da 5 MW.
Inoltre vi è la tendenza al posizionamento di tali impianti a distanze considerevoli
rispetto alla costa (fino ad un centinaio di chilometri) ed in acque più profonde rispetto a quanto fatto attualmente (anche oltre i 30 metri di profondità) [10].
In Italia non vi sono ancora prospettive chiare sulla possibilità di sviluppo del settore off shore. Recentemente sono state avviate alcune campagne approfondite
del potenziale eolico nel Mediterraneo. È probabile che si svilupperanno inizialmente impianti di dimensioni limitate (attorno ai 20 MW), per passare poi ad una
espansione su taglie maggiori.
Passando al mini eolico, risulta abbastanza difficile stimare quale sarà la sua diffusione nei prossimi anni. Chiaramente a livello mondiale vi sarà un ulteriore sviluppo della tecnologia per fornire energia alle utenze isolate o connesse con un sistema elettrico di scarsa qualità, come spesso succede nei paesi in via di sviluppo.
Come già accennato, lo sviluppo in Italia è essenzialmente legato all’impiego del
“net metering”, cioè alla possibilità di scambiare con la rete l’energia prodotta in
eccesso e scalarla da quella effettivamente consumata, esattamente come viene
fatto con gli impianti fotovoltaici.
[1] Danish Wind Industry Association, Guided Tour on Wind Energy (www.windpower.org),
2002
[2] Windpower monthly, volume 19 – n. 4, Aprile 2003
[3] European Wind Energy Association e Greenpeace, Wind force 12, 2002
[4] Observ’ER, Obervatoire des énergies renouvelables, Le baromètre de l’éolien - Systèmes Solaires - N° 153, 2003
[5] BirdLife, Windfarms and Birds: An analysis of the effects of windfarms on birds, and guidance on environmental assessment criteria and site selection issues, 2002
[6] Windpower monthly, volume 19 – n. 1, Gennaio 2003
[7] Regione Toscana, Scenari per la realizzazione di parchi eolici da parte degli Enti Locali,
2003
[8] Windpower monthly, volume 19 – n. 5, Maggio 2003
[9] GRTN, Energia elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2002, 2003
[10] Refocus – ISES, Maggio/Giugno 2003
93
4. La fonte solare termica
Il solare termico comprende tutte quelle tecnologie in cui la radiazione solare viene utilizzata per la produzione di calore. Alle nostre latitudini le applicazioni principali sono quelle cosiddette a bassa temperatura. Si tratta, in particolare, di impianti per la preparazione di acqua calda sanitaria, per il riscaldamento di abitazioni private e per il riscaldamento dell’acqua delle piscine. Un’altra applicazione verso cui si nutrono notevoli aspettative per il futuro prossimo consiste nel condizionamento estivo di edifici.
Per quanto riguarda invece le applicazioni ad alta temperatura, la radiazione solare viene innanzitutto concentrata, per esempio con specchi parabolici. Le alte temperature così ottenute vengono quindi trasformate in corrente mediante i processi propri delle convenzionali centrali elettriche. I siti adatti per queste centrali solari di produzione elettrica si trovano alle estremità meridionali dell’Europa, come
per esempio la Sicilia, e nei paesi mediterranei nordafricani.
Impianti solari termici a bassa temperatura
Il maggiore settore di applicazione degli impianti solari termici risulta essere quello per la preparazione di acqua calda sanitaria e/o per il riscaldamento nelle abitazioni private. I componenti principali di un impianto solare termico a bassa temperatura sono il collettore solare ed il serbatoio termico. Il collettore solare trasforma
la radiazione solare in calore. Il serbatoio di accumulo ha il compito di ricevere tutto il calore raccolto dal collettore e di immagazzinarlo per permetterne un impiego successivo.
Un impianto a circolazione forzata (figura 4.1) è formato da un collettore solare a sé
stante, connesso ad un serbatoio localizzato nell’edificio. All’interno del circuito solare si trova acqua o un fluido termovettore additivato con antigelo. La pompa di
circolazione del circuito solare è attivata da un regolatore differenziale di temperatura quando la temperatura all’interno del collettore è superiore alla temperatura
di riferimento impostata nel serbatoio di accumulo. Il calore viene quindi trasportato al serbatoio di accumulo e ceduto all’acqua sanitaria mediante uno scambiatore di calore. Mentre in estate l’impianto solare copre tutto il fabbisogno di energia per il riscaldamento dell’acqua sanitaria, in inverno e nei giorni con scarsa insolazione il suo contributo serve per il preriscaldamento dell’acqua. La parte del
serbatoio che contiene l’acqua calda a pronta disposizione, cioè quella da tenere
94
sempre in temperatura,
può essere riscaldata da
uno scambiatore di calore collegato a una caldaia.
Il riscaldamento ausiliario
viene azionato da un termostato quando nel serbatoio la temperatura
dell’acqua nella parte a
pronta disposizione scende al di sotto della temperatura nominale desiderata.
Figura 4.1 - Schema di impianto solare a circolazione forzata
Gli impianti a circolazione
forzata si utilizzano generalmente dove ci sono sistemi centralizzati di riscaldamento o per impianti con superfici di collettore relativamente grandi. In zone con
significativi periodi di temperature sotto lo zero, il circuito del collettore deve essere riempito con liquido antigelo
Nelle aree meridionali, dove non esistono significativi fenomeni di gelo, per il riscaldamento dell’acqua domestica si possono utilizzare impianti a circolazione naturale (figura 4.2). Questi impianti sono economici e possono essere integrati nel
tetto come singola unità.
In un impianto a circolazione naturale la circolazione tra collettore e serbatoio di
accumulo viene determinata dal principio di gravità, senza alcuna altra aggiunta di
energia. Il fluido termovettore si riscalda all’interno del collettore: il fluido caldo all’interno del collettore è più leggero del fluido freddo all’interno del serbatoio tanFigura 4.2 - Schema di impianto solare a circolazione naturale
Acqua calda
Acqua calda
Acqua fredda
Acqua fredda
Scambiatore di
calore
Impianto a un circuito
Impianto a doppio circuito
95
to che, a causa di questa differenza di densità, si instaura una circolazione naturale. Il fluido riscaldato si accumula nel serbatoio e sostituisce l’acqua più fredda che
entra quindi nel punto più basso del collettore. Negli impianti a circolazione naturale il serbatoio si deve trovare quindi in un punto più alto rispetto al collettore.
Negli impianti a doppio circuito il fluido termovettore all’interno del circuito del
collettore e l’acqua sanitaria sono sempre separati e la trasmissione del calore avviene mediante uno scambiatore di calore.
Gli impianti a circolazione naturale vengono offerti come un’unità premontata fissata su una struttura di supporto oppure vengono integrati nel tetto. Il riscaldamento ausiliario può essere ottenuto con una resistenza elettrica inserita nel serbatoio oppure con una caldaia istantanea a valle del serbatoio.
L’elemento principale del collettore solare è l’assorbitore, che ha la funzione di assorbire la radiazione solare incidente a onde corte e di trasformarla in calore (trasformazione fototermica). Solitamente è composto da un metallo con buona capacità di condurre il calore (per esempio il rame) e dovrebbe riuscire a trasformare
il più possibile la radiazione solare in calore. Al giorno d’oggi, nella maggior parte
dei collettori piani o a tubi sottovuoto, vengono impiegati assorbitori dotati di un
cosiddetto strato selettivo che determina un alto grado di assorbimento (α > 0,95)
nel range delle lunghezze d’onda della radiazione solare e, contemporaneamente,
irradia poca energia, grazie ad un basso fattore di emissività (ε < 0,1) nelle lunghezze d’onda della radiazione termica. Gli strati selettivi possono essere ottenuti
con procedimento galvanico (cromo, alluminio con pigmentazione al nickel) oppure applicati sottovuoto (per esempio Tinox, Sunselect o Cermet).
Un buon contatto termico tra l’assorbitore ed un fluido termovettore in circolazione (per esempio acqua, glicole oppure aria) permette la cessione del calore al fluido termovettore e, di conseguenza, il trasporto fuori dal collettore del calore pronto per essere usato. Per ridurre le dispersioni termiche e per migliorare il rendimento del collettore, l’assorbitore viene provvisto di una copertura trasparente
frontale, mentre lateralmente e sul retro viene coibentato.
Nei collettori a tubi sottovuoto ogni striscia di assorbitore è inserita in un tubo di
vetro in cui è stato creato il vuoto. Questo comporta un’ottima coibentazione che
rende possibile il raggiungimento di temperature di lavoro adatte anche per alcuni processi industriali.
Alcuni collettori a tubi sottovuoto sono dotati di specchi convessi, che concentrano la luce del sole incidente sulla superficie dell’assorbitore all’interno dei tubi, migliorando ulteriormente le caratteristiche ottiche del collettore.
Per il riscaldamento dell’acqua di piscine si utilizzano collettori senza copertura, in
96
materiale plastico (per esempio PP = polipropilene, EPDM = caucciù sintetico), poiché le temperature necessarie sono relativamente basse.
Negli impianti solari termici di grandi dimensioni vengono impiegati, attualmente,
quasi esclusivamente collettori piani di ampia superficie, che vengono integrati nel
tetto sostituendo così la normale copertura del manto del tetto. Sono stati sviluppati sistemi di copertura che garantiscono una tenuta durevole alle intemperie. In
impianti molto grandi vengono utilizzati spesso i cosiddetti tetti collettore (‘solar
roof’), in cui il tetto, completo di travi, assito, impermeabilizzazione, travetti, già con
il collettore e tutti i tubi, viene premontato in fabbrica e, quindi, posizionato sull’edificio come un unico pacchetto ancora in fase di cantiere.
Impianti solari termici per il condizionamento estivo degli edifici
La climatizzazione solare rappresenta un’applicazione promettente dell’energia
solare per l’edilizia, soprattutto negli edifici non residenziali. La climatizzazione
estiva ha due obiettivi principali: il controllo della temperatura dell’ambiente attraverso l’abbattimento dei carichi termici sensibili ed il controllo dell’umidità dell’ambiente interno attraverso l’abbattimento dei carichi latenti. Contemporaneamente deve essere assicurata una sufficiente fornitura di aria fresca.
Mentre il controllo della temperatura avviene attraverso lo scambio d’aria con superfici refrigerate (per esempio soffitti refrigerati), l’abbattimento dell’umidità si
raggiunge solo attraverso il trattamento dell’aria [1]. Entrambe queste esigenze
vengono soddisfatte con unità frigorifere in combinazione con impianti di condizionamento.
La climatizzazione solare si realizza con gruppi frigoriferi a processo termico (assorbimento o adsorbimento). In alternativa esistono processi aperti per il trattamento diretto dell’aria (sorbzione, desiccant cooling).
Un risparmio di energia primaria rispetto ai sistemi moderni a compressione si può
ottenere con impianti di climatizzazione ad assorbimento solo se il contributo solare supera un valore tra il 10 e 55%, a seconda della tecnologia impiegata. Per ottenere un vero risparmio energetico ogni impianto richiede quindi una progettazione ed un dimensionamento basato sull’analisi del fabbisogno energetico e della contemporaneità di carichi e guadagni solari.
Per quanto riguarda l’impiantistica, al momento le seguenti soluzioni sono le più
promettenti:
• Solar desiccant cooling senza backup heating con collettori solari ad aria o ad acqua.
• Solar desiccant cooling con gruppo frigorifero a compressione come backup. Que97
sti sistemi si sono mostrati convenienti per il clima mediterraneo anche dal punto di vista economico. Fino a una quota di copertura solare del 30-40 % si ottengono addirittura risparmi economici ma anche le quote di copertura solare più
alte si realizzano senza costi extra sul kWh di energia primaria risparmiato.
• Solar cooling con sistema termico tradizionale come backup con quote di copertura solare elevate.
• Sistemi ad assorbimento a due livelli per quote di copertura solare più basse.
Centrali solari termiche per la generazione di energia elettrica
Trasformando la radiazione solare in calore ad alta temperatura, le centrali solari a
concentrazione possono contribuire alla generazione di energia elettrica in posti
con un’elevata quota di irradiazione solare diretta (sud dell’Europa, Africa, Asia,
America centrale). Esistono tipi diversi di impianti che solitamente consistono in
una parte di collettori solari che trasformano la radiazione solare in calore e in una
parte di generazione di corrente con un processo termoelettrico [2].
Centrali solari a concentrazione collegate alla rete elettrica possono avere dimensioni fino a 200 MW, mentre esistono anche sistemi piccoli per utenze isolate fino
a 25 kW.
Per periodi di maltempo o per la notte si possono impiegare serbatoi d’accumulo o
il sistema può essere combinato con un sistema tradizionale a gas (sistemi ibridi).
In genere esistono tre tipi di sistemi, a seconda della modalità di captazione della
radiazione solare:
• Specchi parabolici: l’energia solare viene concentrata da specchi parabolici, disposti in linea, su un tubo recipiente sistemato sulla linea focale dello specchio. Viene
riscaldato il termovettore (olio o una soluzione di sale) all’interno del tubo che,
quindi, fornisce il calore al processo di generazione di elettricità. L’asse orizzontale
degli specchi parabolici è orientato in direzione nord-sud e gli specchi seguono la
direzione della radiazione solare durante la giornata in modo da concentrare sempre sul tubo recipiente. Al momento un impianto a specchi parabolici può generare fino a 80 MW elettrici.
Un impianto a specchi parabolici è in esercizio negli Stati Uniti (Kramer Junction)
da più di 15 anni, raggiungendo una riduzione di costi fino ad un valore compreso
tra 10 e 15 cent€/kWh. In Italia in due anni di ricerca l’ENEA ha sviluppato ulteriormente questa tecnologia con il disegno di nuovi specchi parabolici, il miglioramento dello strato selettivo del tubo recipiente, un nuovo termovettore al fine di
ottenere delle temperature più alte e con l’inserimento di un accumulo termico [3].
L’ENEA ha in programma di costruire, entro il 2006, un impianto dimostrativo di 0,5
98
kmq in Puglia. Altri impianti dimostrativi sono in fase di valutazione.
• Torre solare: la tecnologia utilizza un campo composto da tanti specchi che seguono la direzione della radiazione solare (eliostati) focalizzando la radiazione su
un elemento di captazione situato su una torre. Viene riscaldato un termovettore
all’interno della torre in modo da produrre vapore per un processo termoelettrico.
Negli impianti di prima generazione veniva utilizzato vapore come termovettore,
mentre negli impianti recenti viene utilizzato un sale in soluzione per la sua elevata capacità di scambio di calore e l’elevata capacità specifica termica. Una centrale
a torre solare può raggiungere una capacità elettrica da 50 a 200 MW. Negli Stati
Uniti un impianto pilota di 10 MW è in funzione dal 1982 (Barstow CA). Si stima che
il potenziale economico di un impianto di questo tipo nel produrre elettricità possa essere di 7 cent€/ kWh.
• Specchi parabolici “dish engines”: i componenti principali di questo sistema sono lo
specchio concentratore (dish) e l’unità di conversione con il generatore nel fuoco.
Lo specchio parabolico concentra la radiazione solare su una superficie piccola.
Con il calore prodotto nel fuoco solitamente viene avviato un processo Stirling per
la produzione di energia elettrica. Nel futuro anche piccole turbine o sistemi fotovoltaici a concentrazione potrebbero essere utilizzati come generatori. I sistemi
dish possono raggiungere capacità tra 9 e 25 kW e troveranno applicazione in sistemi decentralizzati in posti isolati. Per la loro efficienza e per la tecnologia abbastanza semplice ci si aspettano costi per la produzione dell’energia elettrica che
possono concorrere con i costi dell’elettricità tradizionale.
Disponibilità di energia solare
L‘Italia offre condizioni meteorologiche molto buone per l‘uso dell’energia solare.
Da nord a sud l‘insolazione differisce di circa il 40% ed è compresa tra 1.200 e 1.750
kWh/m2 all‘anno (figura 4.3), in entrambi i casi maggiore della domanda di calore
pro capite annua necessaria per la preparazione di acqua calda nel residenziale. A
queste condizioni un impianto solare standard consente di risparmiare fino all‘80%
dell‘energia necessaria per la preparazione di acqua calda e tipicamente dal 20 al
35% della domanda complessiva di calore per l‘acqua calda sanitaria e per il riscaldamento degli ambienti. Con queste favorevoli condizioni e la disponibilità di una
tecnologia affidabile ed efficace, l‘Italia mostra un alto potenziale economico e tecnico per il solare termico.
Le condizioni di irraggiamento sono più che sufficienti in tutta Italia per applicazioni di bassa e media temperatura. Le applicazioni ad alta temperatura descritte
99
nel capitolo precedente
per la produzione di corrente elettrica richiedono, oltre ad alti valori di irradiazione, anche quote
alte di irraggiamento diretto, raggiunte solo nel
Sud Italia.
Dimensionamento di impianti solari termici per
abitazioni private
Contrariamente alle tecnologie che da fonti rinnovabili producono energia elettrica, che viene
immessa in qualsiasi momento nella rete nazionale, il solare termico può
Figura 4.3 - Radiazione solare globale in Italia. Fonte dati ENEA
produrre calore solo per il
consumo locale. Per questo motivo una delle questioni di punta per il solare termico è lo sfasamento temporale tra domanda di calore locale e disponibilità di
energia solare. Il calore accumulato di giorno deve essere a disposizione anche durante le ore notturne oppure alla mattina presto. Circa il 70% dell’offerta di radiazione si concentra durante i mesi estivi, mentre le punte di fabbisogno per il riscaldamento ambienti sono da ricondurre ai mesi invernali. Per immagazzinare il calore per alcuni giorni attualmente sono disponibili serbatoi di accumulo di acqua calda molto ben coibentati. Serbatoi di accumulo stagionale, che immagazzinano il
calore durante l’estate per riscaldare gli ambienti durante l’inverno hanno senso
solo a scala molto grande per piccole reti di teleriscaldamento di quartiere. D’altra
parte, tutte le applicazioni che riescono a fare coincidere l’offerta di radiazione con
il fabbisogno di calore, come per esempio il riscaldamento delle piscine, le applicazioni nel turismo, il raffrescamento estivo, mostrano avere rapporti costi/benefici molto favorevoli.
Per questo motivo, quando si procede al dimensionamento delle componenti dell’impianto, la questione centrale è l’adeguamento della superficie di collettori al
profilo temporale del fabbisogno di calore. La scelta della superficie è, quindi, il ri100
sultato di un compromesso tra la quantità di risparmio energetico che si vuole ottenere da una parte ed il rapporto costi/benefici dall’altra. Se la superficie del collettore viene sovradimensionata rispetto al fabbisogno di calore, si ottiene naturalmente un alto valore di risparmio energetico, ma tuttavia in estate l’impianto
avrà anche una sovrapproduzione, lavorando in maniera meno efficiente. Invece,
impianti con una superficie sottodimensionata lavorano con maggiore efficienza e
ottengono migliori rapporti costi/benefici.
Poiché la domanda di calore è pressoché costante durante tutto l’anno e quindi
presente anche nel periodo estivo, il riscaldamento dell’acqua domestica è una
delle applicazioni più adatte per gli impianti solari termici. È consuetudine dimensionare gli impianti in modo che durante i mesi estivi si raggiunga una copertura
totale, del 100%, del fabbisogno. Per impianti dedicati al riscaldamento dell’acqua
sanitaria ciò si ottiene con l’installazione di una superficie di collettori di circa 0,81,2 m2 (a seconda della località) per ogni abitante collegato. Con tale dimensionamento si ottiene un risparmio annuo di energia corrispondente a circa il 70% nel
Nord Italia ed all’80% nel Centro e nel Sud. Il fabbisogno rimanente viene coperto
da una fonte termica ausiliaria. Per applicazioni in alberghi, agriturismo e campeggi è necessario eseguire un calcolo dettagliato di dimensionamento per il profilo di
fabbisogno termico specifico.
Impianti solari combinati per l’integrazione del riscaldamento ambienti sono consigliati solo in località che presentano un periodo di riscaldamento abbastanza
lungo. Un altro requisito è costituito da un alto angolo di inclinazione dei collettori (sono possibili anche integrazioni in facciata). L’uso di impianti combinati è
raccomandato nei casi in cui siano già state realizzate altre misure per il risparmio
energetico (per esempio adeguata coibentazione termica dell’edificio) e si preveda un sistema di riscaldamento a bassa temperatura (radiante a pavimento o a parete). L’area di collettore
necessaria varia da 1,5 a
0,8-1,2 m2/persona
3 mq/kW di potenza no- Impianto ACS
minale per il riscaldaImpianto combinato:
mento dell’edificio.
superficieACS x 2
Impianti per l’integrazio- inclinazione collettore(< 40°)
inclinazione
collettore
(>
40°
<
70°)
superficie
ACS x 3
ne del riscaldamento ambienti vengono di norma inclinazione collettore (> 70° < 90°)
1,5-3 m2/kW
dimensionati moltipli- o con integrazione piscina
cando per un fattore 2-3
capacità serbatoio
70 l/m2 collettore
gli impianti per la sola
101
produzione di acqua calda. Una quota di copertura tipica per questi impianti solari è di circa il
20-35% del fabbisogno
termico globale di una
casa unifamiliare.
Impianto combinato per riscaldamento di acqua calda
Oltre che dal dimensiosanitaria e di ambienti
namento, il risparmio di
Esempio per una casa unifamiliare e una famiglia di quattro persone:
combustibili dipende
Superficie collettore
6-15 m2
molto dal vettore enerVolume serbatoio
400-1000 l
getico tradizionale che
Risparmio energetico
400-700 kWh/(m2 a)
viene utilizzato. Ovviamente lo spegnimento di
una grande caldaia di condominio, che d’estate viene utilizzata soltanto per la produzione di acqua calda sanitaria, rende il risparmio ancora maggiore. Nello schema
si riassumono alcuni dati di base per due tipi di impianto.
Impianto per riscaldamento di acqua calda sanitaria
Esempio per una famiglia di quattro persone:
Superficie collettore
3-5 m2
Volume serbatoio
200-350 l
600-900kWh/(m2a)
Impianti solari di grandi dimensioni
Impianti solari a grande scala, con superficie di collettore dai 100 mq ai 1000 mq,
possono essere impiegati in grandi edifici multifamiliari, in reti di teleriscaldamento, ospedali, residenze per anziani o per studenti e nel settore turistico.
Impianti di grandi dimensioni con un accumulo giornaliero in grado di coprire il
20% circa del fabbisogno termico complessivo per la preparazione di acqua calda
sanitaria e per il riscaldamento degli ambienti, risultano essere tra le applicazioni
più economicamente vantaggiose del solare termico. Grazie alle dimensioni, il costo specifico dell’impianto diminuisce senza penalizzarne l’efficienza. Lo sviluppo
tecnologico dei grandi collettori integrati nel tetto degli edifici ha portato ad un
mercato accessibile e disponibile. La copertura del fabbisogno termico da parte
degli impianti solari può anche arrivare all’80% con impianti solari centralizzati ad
accumulo stagionale, nei quali l’energia solare termica captata durante i mesi estivi viene stoccata ed utilizzata per il riscaldamento durante la stagione fredda. L’applicazione ideale di questi impianti è quella di un gruppo di edifici, connessi tra loro da una rete di distribuzione del calore, con un fabbisogno termico superiore a
1500 MWh all’anno.
Nello schema seguente si riportano i parametri dimensionali per gli impianti di riscaldamento solare di grande dimensione.
102
Impianti solari
di grande dimensione
con accumulo giornaliero
Impianti solari
centralizzati
con accumulo stagionale
Fabbisogno minimo di
calore
> 30 appartamenti
> 60 persone
Superficie dei collettori
0,8-1,2 m2 per persona
1,5 - 2,5 m2/(MWh a)
Volume di accumulo
50-60 l/m2
1,5-2,5 m3/m2
600-900 kWh/(m2 a)
400-700 kWh/(m2 a)
relativo al fabbisogno
di acqua calda sanitaria
ed al fabbisogno totale
di calore per acqua e
riscaldamento ambienti
> 100 appartamenti/edifici
60-80 %
50-80 %
20-40 %
I requisiti ed i presupposti per l’installazione ed il favorevole esercizio di un impianto solare di grandi dimensioni sono qui di seguito sintetizzati:
• impianto termico centralizzato (riscaldamento ambienti e sistema di distribuzione di acqua calda sanitaria);
• superficie del tetto sufficiente (poche ombre, orientamento, altre installazioni);
• disponibilità di spazio per il serbatoio di accumulo all’interno o in prossimità dell’impianto;
• se previsto il riscaldamento ambienti, bassa temperatura di ritorno dal sistema interno di riscaldamento;
• sistema di produzione ACS ben bilanciato.
Riscaldamento di piscine pubbliche
Il fabbisogno termico per il riscaldamento di una piscina pubblica o privata varia, a
seconda della temperatura desiderata dell’acqua (20-27°C), tra i 500 e i 1500 kWh
per anno e per mq di superficie della piscina. Il ri- Impianto per riscaldamento di una piscina pubblica
scaldamento delle pisciEsempio per una piscina di 1.000 m2 di superficie:
ne è il sistema economiSuperficie collettori
300-500 m2
camente più vantaggioRisparmio energetico
300-400 kWh/(m2/a)
so di usare l’energia sola103
Applicazioni nel settore turistico
Gli alberghi, i centri agrituristici e i campeggi hanno un consumo importante di acqua calda per gli ospiti, la cucina e i lavaggi. Questa domanda si accoppia molto bene con la disponibilità di energia solare, determinando condizioni favorevoli per
l’applicazione di impianti
Impianto solare per una azienda agrituristica
solari, soprattutto se la
struttura turistica è loca- Esempio:
24 posti letto, ristoro
24 m2
lizzata in un’area isolata Superficie collettori
1.500 l
dove solitamente il costo Volume serbatoio
dell’energia convenzio- Risparmio energetico:
nale è maggiore. La cre- in [%]
90
scente coscienza ambien- in [kWh/a]
22.000
tale e la domanda di un
‘turismo verde’ sono altri fattori di stimolo per l’uso di tecnologie ambientalmente
compatibili in questo settore.
di essiccazione.
Sono disponibili essiccatori solari a circolazione naturale o forzata per frutta, vegetali, piante aromatiche e medicinali, tabacco, legna.
Duranti gli anni ’90 i mercati solari in Europa hanno dimostrato una sostanziale
crescita. Il mercato è più che raddoppiato rispetto alla metà degli anni ’90 e triplicato rispetto alla fine degli anni ’80. Nell’ultimo decennio, in media, la superficie di
collettori vetrati in funzione è aumentata dell’11,7% all’anno e il volume del mercato (superficie di collettori di nuova installazione) è cresciuto con un tasso del
13,6% annuo. Dal 2000 il mercato del solare termico ha decisamente superato un
milione di m2 di nuove installazioni annue. Il picco è stato raggiunto nel 2001 con
quasi 1,5 milioni di m2 di collettori di nuova installazione. Eccezion fatta per altre
fonti energetiche rinnovabili, nessun altro settore energetico è cresciuto più velocemente del solare termico nell’ultimo decennio.
Come si vede in figura 4.4, la superficie totale di collettori in funzione alla fine del
2002 può essere stimata in 12,3 milioni di m2, di cui 10,7 milioni di m2 di collettori
vetrati e circa 1,6 milioni m2 di collettori non vetrati per riscaldamento piscine.
L’obiettivo di 15 milioni m2 per il 2003 posto dalla “Campaign for Take-Off” lanciata
dalla Commissione Europea è quindi stato quasi raggiunto.
Figura 4.4 - Crescita del solare termico nell’Unione Europea. Fonte dati ESTIF
Crescita del solare termico nell'UE (solo collettori vetrati)
1. 600. 000
12. 000. 000
in funzione
installati all'anno
10. 000. 000
104
m2 in funzione
1. 200. 000
Applicazioni nel settore agricolo
Le applicazioni nel settore agricolo per le quali l’uso dell’energia solare, oltre a essere tecnicamente fattibile, è anche economicamente interessante sono:
• essiccatori solari per particolari prodotti agricoli;
• riscaldamento solare di serre.
L’essicazione solare di prodotti agricoli è una delle applicazioni più promettenti a
livello mondiale. L’uso dell’energia solare è molto indicato soprattutto per essiccatori a bassa temperatura, che utilizzano aria leggermente riscaldata come sorgente di energia, in combinazione con una sorgente di calore ausiliare per i periodi
notturni o nuvolosi. L’uso di aria preriscaldata aumenta considerevolmente il tasso
8. 000. 000
6. 000. 000
800.000
m2 installati all’anno
re per i seguenti motivi:
• la simultaneità tra domanda termica e massima radiazione solare in estate;
• la bassa temperatura: si possono usare anche collettori più economici senza involucro e copertura vetrata;
• nella maggior parte dei casi non è necessario alcun impianto ausiliario. Se il dimensionamento dell’impianto solare è corretto la temperatura della piscina scende di alcuni gradi solo nei giorni di scarsa insolazione.
Per queste ragioni gli impianti solari di riscaldamento di piscine hanno un buon ritorno economico, cioè il capitale investito e i costi di gestione e manutenzione sono notevolmente inferiori al costo evitato del combustibile fossile.
4. 000. 000
400.000
2. 000. 000
0
0
1985
1990
1995
2000
2001
2002
105
Superficie di collettori vetrati in funzione nel 2001
4 . 0 0 0 .0 0 0
3 . 5 0 0 .0 0 0
3 . 0 0 0 .0 0 0
m2
2 . 5 0 0 .0 0 0
2 . 0 0 0 .0 0 0
1 . 5 0 0 .0 0 0
1 . 0 0 0 .0 0 0
5 0 0 .0 0 0
0
DE
GR
AT
IT
DK
FR
ES
PT
NL
SE
UK
BE
FI
IE
Figura 4.5 - Superficie di collettori solari installata nei paesi europei. Fonte dati ESTIF
Questi sono i risultati del recente studio ‘Sun in Action II’ [4] voluto e pubblicato
dalla European Solar Thermal Industry Federation (ESTIF).
La superficie di collettori installata è prevalentemente concentrata in tre paesi: Germania, Grecia e Austria raccolgono più dell’80% del totale della UE (figura 4.5).
Se si riporta la superficie di collettori vetrati in funzione della popolazione, i leader
del settore sono la Grecia (264 m2 su 1000 abitanti) e l’Austria (203 m2) e questo risultato diventa ancora più evidente se paragonato alla media della UE di 26 m2 per
1000 abitanti (figura 4.6).
Recentemente si è verificata una tendenza verso una livellazione delle grandi differenze tra i paesi leader e quelli un po’ più indietro. Spagna, Italia e Francia sono
cresciute più della media europea, mentre Austria e Grecia si sono arrestate anche
se ad alti livelli. Il mercato tedesco è cresciuto fortemente fino al 2001, mentre ha
mostrato una forte riduzione nel 2002, soprattutto a causa dalla congiuntura economica negativa.
A livello mondiale vale la pena di segnalare lo sviluppo importante in atto in Turchia, Israele ed in Cina. La Cina è di gran lunga il mercato mondiale più grande a
livello internazionale. Nel 2001 il volume del suo mercato è stato stimato in 5,5
milioni di m2 di collettori solari installati annualmente. In Israele circa l’80 % degli
edifici residenziali è dotato di impianti solari termici per la preparazione dell’acqua calda sanitaria.
L’Italia è uno dei paesi europei con il maggiore potenziale per il solare termico, grazie alla grande disponibilità di energia solare e ai costi relativamente alti dell’energia
convenzionale. Negli ultimi anni il mercato italiano del solare termico registra uno
dei tassi di crescita maggiori in Europa, benché partendo da un livello molto basso.
Dopo un primo boom alla fine degli anni ’70 e nei primi anni ’80, il mercato del solare termico italiano è collassato nel 1987, dopo la conclusione di un programma
di finanziamento gestito dall’ENEL. Nel decennio successivo le vendite annue di
collettori sono rimaste al di sotto della soglia dei 15.000 m2. Il grande numero di impianti malfunzionanti installati durante il primo boom è largamente responsabile
dell’immagine scarsa e poco attraente che è rimasta attaccata alla tecnologia del
Figura 4.7 - Collettori vetrati installati ogni anno in Italia. Fonte dati ESTIF
Figura 4.6 - Superficie di collettori vetrati per 1000 abitanti nei paesi europei. Fonte dati ESTIF
Sviluppo del mercato del solare termico in Italia
Superficie di collettori vetrati in funzione per 1000 abitanti nel 2001
60 . 00 0
colletori vetrati installati all'anno
300
50 . 00 0
m2/anno
m2 / 1000 abitanti
250
200
40 . 00 0
30 . 00 0
150
20 . 00 0
100
10 . 00 0
50
0
0
1 9 82
GR
106
AT
DK
DE
PT
SE
NL
ES
IT
FR
BE
UK
FI
19 84
1 98 6
19 88
19 90
1 99 2
19 94
19 96
1 99 8
20 00
IE
107
solare termico. Solo a partire dalla metà degli anni ‘90 il mercato italiano dei collettori solari rivive un periodo di forte sviluppo molto probabilmente basato sul successo del solare termico in altri paesi europei e a una sempre maggiore presenza
nei mass media del solare e dei relativi programmi di finanziamento pubblico.
I dati del mercato in Italia sono disponibili dai dati raccolti per il primo studio Sun
in Action [5] e da una recente ricerca portata avanti dall’associazione italiana per
l’energia solare Assolterm [6] per lo studio Sun in Action II.
Il parco di collettori solari in funzione in Italia alla fine del 2001 viene stimato in
340.000 m2 inclusi i collettori non vetrati per il riscaldamento delle piscine, corrispondente a un valore di 5,9 m2 di superficie di collettori per 1000 abitanti. Il volume del mercato ammonta a 44.500 m2 di collettori solari installati annualmente. La
crescita media annua tra il 1995 e il 2000 è stata del 20 %, raggiungendo uno dei
valori più alti in Europa dopo i mercati di Spagna, Germania e Francia, partendo, comunque, da un livello molto basso. La produzione annua di energia solare termica
in Italia è stimata in 205 GWh/a per l’anno 2001. La figura 4.7 riporta l’andamento
delle installazioni annue di collettori vetrati.
Quali fattori di successo, a partire dalla seconda metà degli anni ’90, possono essere elencati il forte sviluppo del mercato locale delle Province autonome di Trento e
di Bolzano e i programmi di finanziamento lanciati da molte regioni e, non ultimo,
il fondamentale supporto del Ministero dell’Ambiente. Inoltre l’attività dell’associazione italiana dell’industria del solare termico Assolterm ha influenzato positivamente il coordinamento e la visibilità del settore del solare termico.
Attualmente i maggiori ostacoli allo sviluppo del mercato sono:
• immagine negativa del solare e poca attenzione nell’opinione pubblica ai vantaggi che esso comporta;
• basso livello di qualificazione e consapevolezza da parte degli installatori, termotecnici, progettisti e architetti nei confronti del solare termico;
• insufficienti programmi di finanziamento e difficoltose procedure per le concessioni edilizie.
Nonostante ciò, ci si aspetta un nuovo consistente boom del mercato italiano del
solare termico, portato avanti da numerose iniziative per un miglioramento delle
condizioni, per andare a sfruttare l’enorme potenziale tecnico ed economico di
questa tecnologia.
Negli ultimi decenni si è assistito ad un processo di ottimizzazione degli impianti
solari, e questo non solo dal punto di vista strettamente tecnologico. Se il requisi108
to fondamentale è che la tecnologia funzioni ed abbia un alto grado di affidabilità,
non bisogna però dimenticare che esistono anche dei requisiti collaterali che concorrono in egual misura a costituire l’immagine e, di conseguenza, anche il livello
di accettazione del prodotto finale.
Uno degli elementi che hanno contribuito in maniera non indifferente alla diffusione dell’immagine poco avvincente del solare, oltre a quelli funzionali precedentemente citati, si ritrova in effetti nella scarsa qualità estetica comune alla maggior
parte degli impianti installati durante il boom dei primi anni ’80. La fuorviante convinzione che un impianto solare per funzionare debba essere esposto perfettamente a sud ed a 45° di inclinazione ha portato al dilagare di strutture in acciaio
molto complesse che, indipendentemente dall’orientamento e dalla inclinazione
della falda esistente, permettessero una esposizione dei collettori rispondente a
questi parametri.Tutt’oggi esistono ancora impianti, sia vecchi che nuovi, che svettano incastellati su tetti anonimi. Ciò ha indotto molte persone, e purtroppo anche
alcune amministrazioni pubbliche, a sposare la fuorviante convinzione che questo
sia l’unico modo di costruire impianti solari.
I produttori hanno saputo sviluppare soluzioni positive che rispondono ai problemi estetici ed alla varietà e variabilità dell’ambiente costruito, ed hanno compiuto
degli sforzi volti alla sperimentazione di soluzioni più facilmente integrabili. Esistono, infatti, dei modelli di collettori in grado di sostituire una parte, o anche l’intera
falda, di una copertura inclinata. In altri casi questi vengono sovrapposti alla copertura esistente attraverso i diversi sistemi di ancoraggio messi a punto.
Lo sviluppo delle tecniche di integrazione permette anche oggi di inserire i collettori in maniera integrata direttamente sulle facciate. Si tende adesso a installarli mimetizzandoli nell’edificio o facendone elemento di spicco in termini qualitativi,
senza più ridursi a nascondere i pannelli solari con soluzioni in ogni caso poco felici e che limitavano talvolta le prestazioni degli impianti.
Gli sforzi congiunti di produttori e progettisti non possono che ampliare il campo
di intervento e di applicazione di questa tecnologia, impiegando in ogni situazione la soluzione più adeguata, pensando l’impianto solare come una parte integrante dell’edificio e non più come un elemento tecnico a sé stante, da applicare
sopra un edificio completo ed in sé concluso.
Una nuova sensibilità ed una più profonda cultura relativa all’uso delle fonti rinnovabili dovrebbe portare allo studio di soluzioni alternative alle coperture ed alle
facciate tradizionali che possano accogliere e integrare in modo adeguato, sia dal
punto di vista tecnico che estetico, i collettori solari.
Se effettivamente finora vincoli morfologici, limiti economici e poca fantasia dei
109
progettisti hanno determinato, in molti degli interventi italiani, un’installazione dei
collettori sopra ai tetti che non tenesse conto della rilevanza dell’impatto visivo
che la loro presenza determina, vi è un numero sempre maggiore di esempi costruiti e di innovazioni tecnologiche che tengono conto fortemente dell’impatto
visivo causato da questi impianti.
Tutte queste innovazioni stanno aprendo la strada a nuovi atteggiamenti: alla resistenza al solare riscontrabile in alcuni comuni, che in nome della tutela del paesaggio vietano tout court l’installazione in falda di impianti solari, con regolamenti
edilizi molto rigidi a riguardo, si contrappongono nuove indicazioni di amministrazioni comunali che, nell’ottica di un’incentivazione del risparmio energetico e dell’impiego delle fonti energetiche rinnovabili, calcano strade diametralmente opposte e vanno quindi a richiedere come requisito cogente l’installazione di un impianto solare termico, almeno per l’acqua calda sanitaria.
In questa situazione di costante evoluzione un passo fondamentale per la demolizione di questi pregiudizi è la divulgazione a tutti i livelli di informazione e formazione nonché una diffusa competenza relativamente alle nuove tecnologie di integrazione dei dispositivi solari.
4.5 I costi
I costi degli impianti solari termici presentano delle notevoli differenze ed in media sono più alti in Italia rispetto ai mercati dell’Europa centrale.
Un impianto compatto a circolazione naturale con superficie di 4 m2 e 300 litri di
serbatoio di accumulo costa mediamente 2.000-3.000 €, esclusa l’installazione ed
il materiale di consumo.
Il mercato offre oggi impianti a circolazione forzata a costi compresi tra 500 e 1.500
€ per m2 di superficie di collettori, comprensivi di installazione e messa in opera.
Mediamente, quindi, un impianto di 5 m2 determina costi di investimento compresi tra 2.500 e 7.500 €.
Va sottolineato come il costo d’impianto non vada necessariamente di pari passo
con il beneficio ricavabile. Esso, infatti, dipende piuttosto dal dimensionamento del
sistema rispetto al fabbisogno termico totale, dall’integrazione con il sistema tradizionale e dal rapporto tra fabbisogno estivo e invernale. Il risparmio energetico
annuo oscilla tra 300 kWh/(m2 a) e 800 kWh/(m2 a). Elevati risparmi per metro quadrato si raggiungono, in particolare, quando il dimensionamento dell’impianto solare è bene adeguato al profilo di fabbisogno.
Gli esborsi legati alla manutenzione ed al funzionamento dell’impianto si aggirano
intorno ai 100 €/a per un impianto piccolo privato. Alla somma di questi costi si
110
contrappone, tuttavia, quella dei costi evitati, legati al risparmio di combustibile e
quantificabili in 10-60 €/(m2 a), a seconda della qualità dell’impianto e del costo
del combustibile. Il tempo di ammortamento per un impianto solare per acqua calda per un nucleo domestico è dell’ordine di 5-10 anni se si sostituisce un boiler
elettrico, e di 10-20 anni se si sostituisce uno scaldabagno a gas.
La continua crescita del mercato probabilmente contribuirà a un livellamento del costo dei componenti e, quindi, anche dell’installazione di un impianto solare termico.
Gli impianti solari termici di grandi dimensioni (> 100 m2) per utenze più grandi sono l’applicazione più redditizia della tecnologia solare. Grazie ad un effetto di scala, i costi per mq di collettore diminuiscono mentre, nello stesso momento, gli impianti possono raggiungere delle rese più alte. Fino ad oggi esistono solo pochi impianti solari termici di grandi dimensioni in Italia ma con la crescita di questo mercato ci si aspettano costi tra 400 e 700 €/m2 per impianti con superfici maggiori di
100 mq, mentre per la resa ci si possono aspettare tra 600 e 800 kWh/(m2*a) di
energia risparmiata.
Il costo degli impianti costituiti da collettori senza copertura per il riscaldamento
di piscine può oscillare tra i 75 ed i 100€/mq.
A titolo di esempio, si riporta l’analisi economica relativa ad un impianto solare combinato di 23 mq di superficie. I collettori forniscono calore all’impianto di acqua sanitaria ed a quello di riscaldamento a bassa temperatura; nei mesi estivi il calore in
eccesso viene accumulato in una piscina. L’impianto convenzionale funziona a GPL.
L’investimento iniziale per i 23 mq di collettori e per un serbatoio d’accumulo di 2
Figura 4.8 - Analisi economica relativa ad un impianto solare di 23 mq per ACS e riscaldamento
111
mc ammonta a 18.100 € IVA esclusa, ovvero 20.700 € con IVA ridotta al 10%. Questo impianto ha ricevuto un finanziamento regionale di 4.600€.
Se si ripartisce il costo d’investimento sulla durata di vita tecnica dell’impianto
(venti anni), senza considerare gli interessi, si ottiene un costo capitale annuo pari
a 990 € senza e 765 € con il contributo a fondo perduto. Sommando a esso circa
100 € per la manutenzione e per il funzionamento dell’impianto, si raggiunge un
costo annuo complessivo di 1.090 o 865 €/a. Il risparmio di GPL, per contro, ammonta a 1.374 €, mentre quello dovuto alla riduzione fiscale nei primi 10 anni a
550 €. Sfruttando le possibilità del contributo a fondo perduto e la detrazione dell’IRPEF l’impianto solare consente un risparmio annuo di 1.160€ ma, anche senza
agevolazioni, si ottiene un risparmio di circa 380€/a. La figura 4.8 mette in evidenza i dati ottenuti.
4.6 Il mercato
LA DOMANDA
Gruppi d’interesse
Il target maggiore per impianti solari termici è costituito dalla residenza privata.
Dei 20 milioni di alloggi in Italia, più del 70 % sono dislocati in grandi edifici. Quasi
il 90 % di tutti gli alloggi sono di proprietà privata ed il 25 % di questi sono locati
in affitto. Il numero delle case unifamiliari in Italia, paragonato ai paesi del Centro e
del Nord Europa, è piuttosto basso. Nonostante la bassa consapevolezza diffusa relativamente alle tematiche ambientali, molti proprietari privati dichiarano di essere interessati al solare termico. Una ragione risiede nell’alto costo delle tecnologie
convenzionali per il riscaldamento dell’acqua. Nel caso dei boiler elettrici, molto
diffusi nel Sud e sulle Isole (40 % di tutti gli alloggi) una famiglia spende intorno a
500 €/a per produrre acqua calda sanitaria.
Edifici pubblici come ospedali, centri sportivi, piscine ecc. sono utenti ideali per il
solare termico, grazie al loro alto consumo di acqua calda durante tutto l’anno. Il
governo italiano ha cercato di attivare questo gruppo target con la legge per il risparmio energetico del 1991 e con un recente programma di finanziamento per
edifici pubblici. Le complesse strutture decisionali e la carenza di attenzione nei
confronti delle tematiche del risparmio energetico nel settore pubblico hanno, tuttavia, limitato drasticamente il successo di questa legge. In tutta Italia sono noti solo pochi esempi di impianti solari termici su edifici pubblici.
Circa il 4 % di tutti gli alloggi italiani sono di proprietà di associazioni di edilizia residenziale. L’analisi della conoscenza e delle idee relative agli impianti solari termici
presenti nelle associazioni italiane ha rivelato tutti i problemi di un mercato ai primi
112
passi. La conoscenza della tecnologia solare termica è molto al di sotto della media
europea. A causa delle cattive esperienze del passato, i prodotti attuali ben sviluppati sono sconosciuti e la confidenza nella tecnologia è praticamente assente.
Tutto il settore turistico, e in particolare alberghi e campeggi lungo la costa italiana, sono un altro gruppo chiave. Sorprendentemente gli impianti solari termici sono davvero un’eccezione in questo settore. Una delle ragioni risiede nel fatto che
gli alberghi approfittano di una esenzione dalle tasse sul gas naturale. Le tasse contribuiscono quasi per il 50 % al prezzo finale del gas. A queste condizioni gli impianti solari termici spesso ottengono tempi di ammortamento molto lunghi.
Il parco edilizio
Il parco edilizio italiano ed il mercato edilizio hanno delle caratteristiche peculiari,
che sono di grande rilevanza per la domanda potenziale degli impianti solari termici:
• il numero di case unifamiliari è molto inferiore al numero degli alloggi in condomini;
• l’età media del parco italiano è alta in confronto ad altri paesi europei. Molte aree
urbane e rurali sono protette da leggi specifiche di tutela dei beni artistici o del
paesaggio. L’installazione di collettori solari in queste zone è spesso impossibile a
causa di regolamenti edilizi particolarmente rigidi;
• nelle aree urbane gli edifici sono composti tipicamente da 6 a 8 piani. La superficie disponibile per l’installazione dei collettori solari spesso è ridotta, se paragonata alla richiesta di acqua calda dell’edificio;
• gli impianti centralizzati di acqua calda sono molto rari in Italia. Di norma negli alloggi viene distribuita solo l’acqua fredda e la produzione di acqua calda è delegata a caldaie individuali istantanee a gas o a boiler elettrici, talvolta addirittura
con una separazione tra bagno e cucina. L’integrazione di un impianto solare con
un impianto individuale di acqua calda è molto dispendioso;
• circa il 75% degli italiani è proprietario del proprio alloggio. Ciò significa che una
grande parte di tutte le case plurifamiliari è di multiproprietà ed è organizzata in
condominio. L’installazione di collettori solari sul tetto di un condominio solitamente deve essere approvata da tutti i proprietari. È provato che questo sia uno
degli ostacoli principali per la diffusione degli impianti solari nelle aree urbane;
• un buon numero di case plurifamiliari è di proprietà pubblica, di quella che una
volta era lo IACP. La maggior parte degli edifici di proprietà ex IACP ha molti alloggi, costruiti tra il 1930 ed il 1960. Molti di questi non sono mai stati rinnovati per
decenni. La maggior parte degli IACP è stata privatizzata su base locale negli ulti113
mi 5 anni e gli alloggi sono stati in parte venduti agli attuali inquilini;
• la legge 10/1991 per il risparmio energetico finanziava la conversione degli edifici con riscaldamento centralizzato in alloggi termoautonomi. Questa tendenza è
ancora in vigore. Ciò significa che il già basso numero di condomini con impianti
centralizzati è in continua diminuzione.
L’OFFERTA
L’industria solare nazionale
In Italia esistono circa 50-60 distributori di impianti solari termici [6]. I 18 produttori nazionali coprono circa il 20% del mercato italiano. Il settore dà occupazione direttamente a circa 300 persone ed ha generato, nel 2000, un fatturato di 20 milioni di euro. Nella maggior parte dei casi si tratta di piccole imprese che si basano su
una produzione essenzialmente artigiana. Una quota maggiore di mercato è occupata dalle filiali italiane di produttori stranieri, provenienti prevalentemente da Australia, Germania, Austria, Grecia e Israele.
Per molto tempo gli impianti solari termici sono stati commercializzati solo da aziende attive esclusivamente in questo settore.Da qualche anno tuttavia alcuni dei grandi produttori di caldaie e di sistemi di riscaldamento convenzionali hanno iniziato a
commercializzare impianti solari termici o quantomeno hanno integrato nel catalogo dei loro prodotti gli impianti solari. L’ingresso in questo mercato dei grandi produttori di caldaie è stato uno dei fattori importanti per l’enorme crescita del mercato del solare termico verificatasi in Germania nella seconda metà degli anni ‘90.
A livello di componenti, le aziende italiane sono produttrici di un’importante fetta
di mercato europeo relativa ai serbatoi di accumulo e ad altri componenti standard
idraulici (valvole, raccordi ecc.) utilizzati negli impianti solari.
I produttori ed i distributori italiani di impianti solari termici sono organizzati in diverse associazioni di categoria. L’associazione più importante è Assolterm, membro italiano di ESTIF.
Assolterm ha recentemente pubblicato i principali obiettivi dell’industria solare
italiana in una dichiarazione chiamata ‘DUST’ e sta lanciando un’etichetta di certificazione di qualità a livello volontario, chiamata ‘Solar Pass’ [SP] per distributori e
installatori.
Prodotti, standard ed etichette di qualità
La maggior parte (> 90%) degli impianti solari installati in Italia è costituita da piccoli impianti (< 30 m2) utilizzati per case unifamiliari o bifamiliari.Tra questi, per la
gran parte si tratta di impianti di sola produzione di acqua calda. Nel Nord dell’Ita114
lia si rileva una tendenza all’utilizzo di impianti solari combinati, cioè che forniscono sia acqua calda sanitaria, sia riscaldamento ambienti [7].
Nel Centro e nel Sud vengono utilizzati in maggior parte impianti compatti a circolazione naturale per la produzione di acqua calda. Nelle regioni a nord, invece, sono
più diffusi impianti a circolazione forzata con separazione di collettore e serbatoio.
Il mercato è dominato dai collettori solari piani, ma si può rilevare anche in Italia
una tendenza all’impiego di collettori a tubi sottovuoto.
L’Italia rappresenta attualmente uno dei mercati europei in crescita. Di conseguenza, le aziende nazionali e internazionali sono molto interessate ad appropriarsi di una larga quota di questo mercato. Per questo motivo si assisterà probabilmente ad una crescente attività degli operatori stranieri sul mercato italiano, in
particolare provenienti da paesi che producono tradizionalmente impianti compatti a circolazione naturale, come Grecia, Turchia e Israele, ma anche da produttori di impianti a circolazione forzata dal centro dell’Europa. Si prevede che questo fenomeno possa stimolare in maniera positiva il mercato italiano.
Per evitare di erogare finanziamenti a prodotti di scarsa qualità, il Ministero dell’Ambiente vuole introdurre degli standard qualitativi maggiormente restrittivi per
i componenti degli impianti solari termici e per gli impianti nel loro complesso [8].
Per poter essere ammessi ai programmi di finanziamento che verranno aperti nel
corso del 2003 i collettori devono essere stati testati da un istituto europeo accreditato, come per esempio il centro della Trisaia dell’ENEA, in Basilicata, dove si testano i collettori solari termici. Attualmente i prodotti solari vengono testati in linea
con gli standard europei di armonizzazione EN 12975 per quanto riguarda i collettori solari e EN 12976 e EN 12977 per gli impianti solari termici. Dal 2004, oltre ai
test di performance dei collettori, si includono anche test sul collettore relativi alla
sua qualità e alla sua durata. Inoltre i produttori dovranno avere applicato un sistema di certificazione della qualità secondo la ISO 9000.
Un ulteriore passo verso l’armonizzazione a livello europeo dei test e delle procedure di certificazione è stato raggiunto dalla definizione del ‘Solar Keymark’. Gli Istituti che eseguono test sui collettori di undici paesi si sono accordati sulle procedure per il riconoscimento reciproco dei risultati dei test. Il ‘Solar Keymark’ dichiara
che il prodotto soddisfa i requisiti degli standard europei. I produttori solari possono richiedere questa etichetta di prodotto. L’etichetta ‘Solar Keymark’ è promossa
dalla maggior parte dei paesi europei come riferimento per i requisiti di qualità del
prodotto da utilizzare per il commercio in Europa e per i programmi di finanziamento nazionali, in modo da eliminare le barriere commerciali ora esistenti.
Assolterm ha introdotto nel 2002 una nuova etichetta di qualità per distributori e
115
installatori di impianti solari termici, il cosiddetto ‘Solar Pass’. Diversamente dall’etichetta del ‘Solar Keymark’, il ‘Solar Pass’ non è un’etichetta di prodotto ma un’etichetta dell’azienda. Attualmente è in discussione l’armonizzazione del ‘Solar Pass’
con i requisiti del ‘Solar Keymark’ europeo.
La catena di distribuzione e di installazione degli impianti solari termici
Uno dei principali ostacoli allo sviluppo del mercato del solare termico in Italia è la
mancanza di conoscenza da parte degli installatori termoidraulici. La formazione e
l’aggiornamento di installatori termoidraulici è quindi una delle questioni principali se si vuole diffondere con successo questa tecnologia.
In Italia gli operatori del settore installazione sono potenzialmente più di 50.000.
Per la maggior parte si tratta di ‘imprese artigiane’ iscritte come tali alla Camera
di Commercio competente per il relativo settore, oppure ‘piccole imprese’ che
esercitano legittimamente la loro attività senza però seguire il modello dell’impresa artigiana. In entrambi i casi si tratta di piccole o medie imprese con generalmente 3 dipendenti.
La legge 46/90 non tratta esplicitamente i temi relativi agli impianti solari termici. Questa legge regola l’attività di elettricisti, termoidraulici e installatori di impianti a gas. In ogni caso gli impianti solari termici possono essere installati esclusivamente da artigiani e da imprese regolarmente iscritti alla Camera di Commercio. Si può ragionevolmente asserire che la categoria maggiormente coinvolta sia quella dei termoidraulici.
In base all’articolo 123 del DPR 6 giugno 2001, n. 380 Testo unico delle disposizioni
legislative e regolamentari in materia edilizia, l’installazione di impianti solari destinati alla produzione di acqua calda e di aria negli edifici esistenti e negli spazi liberi privati annessi è considerata estensione dell’impianto idrico-sanitario già in opera. Inoltre, gli interventi di utilizzo non sono soggetti ad autorizzazione specifica e
sono assimilati a tutti gli effetti alla manutenzione straordinaria.
L’installazione di un collettore solare su di un edificio richiede, nella maggior parte
dei comuni, solo la procedura semplificata della Dichiarazione di Inizio Attività
(DIA). Il proprietario dell’edificio deve informare le autorità locali del progetto di installazione. Di norma bisogna allegare alla DIA una relazione tecnica, una foto o
una carta catastale con la posizione del collettore e la scheda tecnica dei collettori. Se da parte del Comune non vengono sollevate obiezioni entro 20 giorni, si può
procedere all’installazione dell’impianto solare termico. Ogni comune reagisce in
116
maniera molto diversa a questo tipo di richieste.
Nelle aree protette e nelle zone sotto tutela dei centri storici l’installazione di collettori solari può essere completamente vietata dal regolamento edilizio locale,
mentre pare che ci siano molte meno restrizioni per antenne tv, parabole satellitari e condizionatori montati in facciata.
Costituiscono esempi molto positivi la Provincia Autonoma di Trento e la Regione
Abruzzo, che hanno modificato i regolamenti edilizi, raccomandando anche nelle
aree protette l’installazione di collettori solari senza necessità di alcuna autorizzazione, a condizione che l’inclinazione del collettore sia la stessa della falda del tetto, il collettore non sia elevato al di sopra della falda e il serbatoio di accumulo non
sia visibile. La regolamentazione molto restrittiva nei confronti degli impianti solari termici può essere considerata in certe aree un’importante barriera alla diffusione di questa tecnologia.
Un notevole passo avanti lo ha fatto il Comune di Carugate, in provincia di Milano,
con l’adozione di un regolamento edilizio che può essere considerato esemplare
per quanto riguarda l’integrazione di misure di risparmio energetico e impiego
delle energie rinnovabili: per i nuovi edifici di uso residenziale e collettivo è obbligatoria l’installazione di impianti solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria, dimensionati per una copertura annua del fabbisogno energetico non inferiore al 50%. Anche nella Regione Lazio è stato presentato un disegno di legge
che ha per oggetto le norme per la promozione e lo sviluppo delle energie rinnovabili e che prevede l’obbligo del solare termico per le nuove costruzioni. Dopo l’esempio di Barcellona questi sono i primi casi in Italia in cui viene avviato un regolamento edilizio così favorevole all’utilizzo dell’energia solare ed è auspicabile che
diventino esempi da seguire anche per altre amministrazioni.
Il solare termico costituisce quella tecnologia rinnovabile che, più di altre, avrebbe
potuto essere rinforzata da una seria applicazione della Legge 10 del 1991 e del
suo decreto attuativo DPR 412 del 1993.Tuttavia, i programmi di finanziamento relativi alla Legge 10 sono stati generalmente implementati con grande ritardo. Lo
stesso obbligo, rivolto agli enti pubblici, di considerare misure di risparmio energetico, inclusi gli impianti solari termici per la ristrutturazione o la nuova costruzione di edifici pubblici, benché decisamente all’avanguardia, è stato finora completamente disatteso, non da ultimo a causa della più totale mancanza di meccanismi di controllo o sanzionatori.
Oltre ai limiti di attuazione delle suddette normative, è probabile che tra le ragioni
117
più importanti per il ritardo nello sviluppo del mercato solare termico vi siano stati anche gli standard tecnici di scarsa qualità presenti nelle installazioni del passato e la scarsa attenzione da parte dell’opinione pubblica ai problemi ambientali.
Questa situazione ha generato, in passato, numerosi punti critici:
• immagine negativa del ‘solare’e scarsa consapevolezza della pubblica opinione riguardo ai suoi vantaggi;
• basso livello di qualificazione e di attenzione verso la tecnologia da parte di installatori, progettisti e architetti;
• programmi di incentivazione insufficienti e complesse procedure per intervento
sugli edifici;
• scarsa volontà politica a tutti i livelli;
• mancanza di attività di informazione e di formazione;
• mancanza di ricerca scientifica e di sostegno da parte dell’industria per lo sviluppo dei prodotti;
• assenza di standard di qualità per i prodotti.
La maggior parte degli operatori del mercato si trova oggi d’accordo sugli obiettivi principali per il miglioramento nel futuro delle condizioni di contorno:
• definizione di programmi pubblici di incentivazione costanti e che durino diversi
anni;
• standard di qualità comuni per i prodotti solari;
• formazione professionale;
• ampie campagne di informazione e di promozione sul solare termico;
• abolizione di complesse procedure locali per le autorizzazioni all’installazione sugli edifici.
Per accelerare lo sviluppo del mercato italiano del solare termico le condizioni attuali di contorno devono essere migliorate da entrambe le parti, sia quella della domanda sia quella dell’offerta.
Il Libro Bianco per lo sviluppo delle energie rinnovabili per il solare termico definisce un obiettivo di 3 milioni di m2 di superficie installata entro il 2010 [9]. Questo
obiettivo è molto ambizioso per l’Italia, ma piuttosto modesto se paragonato a
quello del Libro Bianco Europeo di 100 milioni di m2. Se si riuscissero a raggiungere i 3 milioni di mq, il solare termico contribuirebbe per circa lo 0,5 % all’obiettivo
italiano di riduzione della CO2 di 100 milioni di t/a nel 2010.
Il solare termico rientra senz’altro tra le tecnologie che potrebbero trarre beneficio
da decreti del Ministero dell’Industria del 2001 riguardanti gli obblighi di risparmio
energetico posti in capo ai distributori di energia elettrica e di gas. Senza supporto specifico, tuttavia, è improbabile che queste aziende vadano a promuovere il so118
lare termico, a causa della mancanza di esperienza con questa tecnologia. Il trasferimento di esperienze di best practice di programmi per aziende energetiche applicati con grande successo in altri paesi sarebbero essenziali per convincere i manager delle aziende energetiche.
Attualmente sono accessibili alcune agevolazioni e finanziamenti per l’installazione di impianti solari termici. Le esperienze di altri paesi dimostrano che l’incentivo
finanziario diretto rappresenta uno degli strumenti più efficaci per una buona promozione del solare termico. I finanziamenti sono importanti non solo per migliorare l’economicità di un impianto solare, ma anche perché in questo modo il governo dimostra la sua fiducia nella tecnologia. Inoltre i programmi di finanziamento
hanno ripercussioni positive sulla presenza nei media e nella diffusione nell’opinione pubblica. D’altra parte è molto importante che questi programmi siano definiti nella maniera più efficace possibile. Programmi annunciati senza essere poi
realizzati, oppure con un budget troppo limitato (entrambe le situazioni si sono verificate più volte) sono controproducenti.
La Regione Lombardia, ad esempio, ha sviluppato e applicato una procedura di accesso ai finanziamenti molto efficace, basata su una gestione via internet per il proprio programma di finanziamento. Questa procedura viene attualmente promossa
anche per l’utilizzo a livello nazionale.
Le possibilità di incentivo economico attualmente in corso sono:
IVA al 10%: dal 2000 la maggior parte dei distributori di prodotti del solare termico
applica l’IVA ridotta al 10% invece che al 20%. La continuazione di questa agevolazione nel 2004 non è sicura.
Detrazione del 36% dall’IRPEF del costo di investimento: i proprietari di casa e gli inquilini hanno la possibilità di detrarre il 36% del costo di investimento in ristrutturazione e modernizzazione del loro immobile o appartamento dall’IRPEF che devono corrispondere, distribuito prima su 5 ora su 10 anni. Questa forma di incentivazione è applicabile anche all’installazione di un impianto solare termico. Nella
pratica, le procedure per l’accesso a questa riduzione sono piuttosto complesse e
rappresentano un incentivo reale solo per grosse installazioni.
Finanziamenti regionali: oltre ai programmi nazionali, diverse regioni hanno garantito, sulla scorta della già citata Legge 10/91 finanziamenti per gli impianti solari termici. La maggior parte delle regioni ha optato per una procedura di bando, dove viene utilizzato come criterio per una classifica di selezione dei progetti il rapporto tra la somma investita e l’energia risparmiata; i progetti vengono
poi finanziati con il 25-50 % dell’investimento totale. Il budget per i programmi
regionali di sostegno si è dimostrato spesso essere troppo ridotto e la disponibi119
lità discontinua degli incentivi ha imposto ai diversi mercati regionali un insalubre meccanismo di stop-and-go.
Programma nazionale per enti pubblici e aziende municipali del gas: da gennaio 2002
è aperto un programma del Ministero dell’Ambiente che offre il 30 % di finanziamento ai proprietari di edifici pubblici e alle aziende municipali di distribuzione del
gas per gli investimenti negli impianti solari termici. Il budget disponibile è di 4 milioni di euro per gli enti pubblici e di 2 milioni di euro per le aziende municipali. Il
programma dovrebbe rimanere aperto fino all’esaurimento dei fondi. Al dicembre
2002 sono stati presentati circa 50 progetti al Ministero. Sono ancora disponibili
circa 5 milioni di euro per il 2003, che permetterebbero la potenziale installazione
di più di 20.000 mq di collettori solari.
Programmi regionali per privati: il ministero dell’Ambiente ha avviato nel 2002 un
programma di finanziamento per investimenti privati nel settore del solare termico. Il Ministero finanzia il 50 % di questo programma, mentre l’altra metà deve essere fornita dalle Regioni. Il bando viene direttamente gestito a livello regionale. Il
programma finanzia il 25-30% dell’investimento. La maggior parte delle regioni italiane ha aperto un bando nel 2003. Il budget totale del programma (fondi nazionali
più fondi regionali) è di 16 milioni di Euro, che dovrebbero produrre un investimento totale di circa 54 milioni € e portare quindi all’installazione di almeno
75.000 m2 di collettori solari.
Programma nazionale Comune Solarizzato: il programma ‘Comune Solarizzato’ del
Ministero dell’Ambiente si rivolge alle amministrazioni ed agli uffici pubblici del
Centro e del Sud Italia interessati all’installazione di impianti solari termici negli
edifici pubblici. Inclusa nel programma vi è anche la formazione tecnica di giovani
disoccupati nel campo del solare termico. Il budget complessivo di questo programma è di 9 milioni di euro. La superficie di collettori programmata è stata ridotta da 72.000 m2 a 12.000 m2 a causa della scarsa partecipazione delle autorità
locali al progetto.
Oltre ai programmi pubblici di finanziamento, esistono altre possibilità di finanziamento, particolarmente indicate per impianti di grandi dimensioni, per ridurre l’investimento iniziale da parte del cliente; per esempio il solar contracting, il finanziamento da terzi (TPF) oppure il contratto con risultato solare garantito (GRS). I promotori di questi nuovi strumenti di finanziamento potrebbero essere i produttori
di impianti solari termici, le ESCO, le aziende energetiche a partecipazione di enti
pubblici e gli istituti finanziari.
Come già accennato in precedenza, lo sviluppo del solare termico può trovare un
notevole incentivo nella realizzazione di regolamenti edilizi favorevoli che po120
trebbero arrivare addirittura ad obbligarne l’installazione, almeno in assenza di
vincoli di altra natura.
L’installazione di impianti solari termici deve comunque essere, in generale, esente
da richieste di autorizzazioni edilizie. Si possono definire particolari requisiti (per
esempio dimensioni massime dei collettori, solo integrazione nel tetto ecc.) per le
aree protette, in modo da evitare installazioni dall’aspetto non desiderato.
Il potenziale tecnico del solare termico in Europa è stimato dalla ESTIF basandosi
su una prospettiva a lungo termine e partendo dai seguenti presupposti [4]:
• potenziale nel settore residenziale e terziario completamente realizzato;
• completa commercializzazione della climatizzazione con integrazione solare;
• ampia diffusione del solare termico per il calore di processo, in particolare nell’Europa del sud.
Il potenziale tecnico in termini di superficie di collettori in funzione viene stimato
in 1,4 miliardi di m2, corrispondenti a una resa solare equivalente a 682 TWh/a. Ciò
costituisce il 6 % dei consumi energetici finali dell’Unione Europea.
Il potenziale tecnico per l’Italia viene stimato dalla stessa fonte in 191 milioni di m2
oppure 3,3 m2 pro capite, corrispondente a una resa solare di 117 TWh/a. In questo caso l’Italia diventerebbe il terzo mercato del solare termico per grandezza dopo Germania e Francia. Gli autori sottolineano l’enorme potenziale economico per
i paesi del sud dell’Europa per quanto riguarda il solar cooling e il calore di processo solare, grazie agli alti livelli di irradiazione. Per l’Italia le stime di ESTIF non includono il potenziale relativo al riscaldamento ambienti mentre anche in questo
settore vi è un potenziale significativo in Italia.
Lo sviluppo del mercato del solare termico dipende da diversi fattori. Alcuni di essi sono relativi alla tecnologia e all’industria, come il costo oppure la funzionalità
dei singoli prodotti. Altri sono invece esterni, come la situazione economica generale, i prezzi dell’energia convenzionale oppure l’intensità dell’interesse e del sostegno politico nei confronti del solare termico. Per sviluppare diversi scenari di
crescita del mercato, lo studio ESTIF ha scelto una variabile principale: l’intensità
del sostegno da parte della politica nei confronti del solare termico.
Quattro diversi scenari danno un’indicazione del range in cui il mercato solare europeo potrebbe svilupparsi:
• mantenendo l’attuale livello di sostegno al settore del solare termico, i 100 milioni di m2 pianificati per il 2010 non potranno essere raggiunti prima del 2022;
• i 100 milioni di m2 possono essere raggiunti nel 2015 se all’interno della UE ven121
Figura 4.9. Crescita del mercato solare termico in Europa secondo diversi scenari. Fonte dati ESTIF
Scenari per la crescita del mercato solare termico in Europa
20 0
politica attuale
politica attiva di sostegno
16 0
confronto con il mercato dell'eolico
forte regolamentazione nel settore residenziale
12 0
80
40
0
2 001
122
20 03
200 5
2 00 7
2 009
20 11
201 3
2 01 5
Scenari per lo sviluppo del mercato italiano
Collettori installati all'anno in 1000mq
gono applicate politiche attive di sostegno al solare termico;
• se il solare termico cresce con lo stesso tasso dell’energia eolica tra il 1990 e il
2001, la superficie di collettori installati in funzione crescerebbe fino a raggiungere più di 1 miliardo di m2 nel 2015, arrivando relativamente vicino al potenziale tecnico di 1,4 miliardi di m2;
• per verificare l’impatto di una forte regolamentazione, il settore residenziale è stato analizzato separatamente: il vincolo ad installare impianti solari termici negli
edifici residenziali farebbe incrementare questo segmento di mercato fino a circa
47 milioni di m2 all’anno. Solo nel settore residenziale si raggiungerebbe una quota di 199 milioni di m2 di collettori in funzione nel 2015.
Lo sviluppo reale dipenderà quindi in misura enorme da quanto seriamente i paesi europei affronteranno l’idea di uno sviluppo sostenibile. La figura 4.9 evidenzia
gli scenari indicati.
Paragonato alla dimensione attuale del mercato, l’obiettivo definito nel Libro Bianco per le energie rinnovabili per lo sviluppo del mercato del solare termico in Italia
è decisamente ambizioso:
• 1,5 milioni m2 di collettori solari installati entro il 2005;
• 3 milioni m2 di collettori solari installati entro il 2010.
Nella figura 4.10 sono messi a confronto diversi scenari per lo sviluppo futuro del
mercato italiano. L’obiettivo del Libro Bianco di 3 milioni di mq installati entro il
2010 richiederebbe un tasso medio annuo di crescita del mercato intorno al 32%.
700
Obiettivo Libro Bianco
600
Crescita annuale 20 o/o
500
Crescita annuale 10 o/o
400
300
200
100
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Figura 4.10. Crescita del mercato solare termico in Italia secondo diversi scenari
Un tasso medio di crescita del 20% porterebbe a circa 2 milioni di mq installati nel
2010.
Oltre che agli incentivi economici di cui si è parlato nel paragrafo precedente è
chiaro che, potendo contare su una domanda tanto vasta, la promozione è fondamentale nel campo del solare termico, generalmente più che per altre tecnologie
rinnovabili. Le campagne locali di promozione sono uno strumento importante per
superare gli ostacoli del solare e per raggiungere ‘la massa critica’ localmente. Una
campagna può sollecitare politici, associazioni, specialisti e l’intero settore pubblico e può portare un clima positivo per il cambiamento delle condizioni politiche
ed economiche generali, esigere uno scambio di informazioni efficace ed una larga accettazione sociale.
I punti chiave di una campagna solare locale sono:
• creare un clima sociale positivo per la tecnologia solare;
• aprire il mercato tramite informazioni e supporto agli utenti;
• convertire l’interesse nella tecnologia in concreta disponibilità all’acquisto;
• collegare utenti interessati con installatori qualificati;
• coinvolgere di installatori e fornitori sin dall’inizio;
• collaborare con enti locali e altri potenziali promotori (associazioni ambientaliste
e consumatori, aziende energetiche, ecc.)
Ma è evidente che una campagna non può portare direttamente sui tetti gli impianti solari. Per questo c’è bisogno anche di installatori esperti.
L’educazione e la formazione di installatori, architetti, ingegneri, tecnici comunali,
123
tecnici di gestione dell’energia è fondamentale e necessaria per garantire la qualità degli impianti e per migliorare il servizio di consulenza offerto ai clienti finali.
Le politiche ambientali attualmente in vigore, la disponibilità di finanziamenti
pubblici e l’alta qualità dei prodotti, uniti all’informazione gestita con professionalità ed alle campagne di vendita, potranno avere un forte impatto sul mercato
del solare termico.
La cooperazione internazionale è un altro elemento chiave per un rapido sviluppo
del mercato. Infatti, in alcuni paesi europei è stato fatto un grande lavoro a diversi
livelli: nel campo della ricerca e dello sviluppo, nella realizzazione di impianti e nel
settore marketing.Tutte le competenze raccolte con questo lavoro possono essere
utilizzate attraverso progetti di ricerca europei o internazionali (UE, IEA SH&C) o
con cooperazione tra industrie.
5. La fonte solare fotovoltaica
La tecnologia fotovoltaica (FV), che consente di trasformare direttamente la luce
del sole in energia elettrica, è molto promettente, a medio e lungo termine, in virtù delle sue caratteristiche di modularità, semplicità, affidabilità, ridotte esigenze di
manutenzione, nonché del suo prevedibile sviluppo tecnologico.
Sviluppata alla fine degli anni 50 nell’ambito dei programmi spaziali, per i quali occorreva disporre di una fonte di energia affidabile ed inesauribile, la tecnologia fotovoltaica si va oggi diffondendo molto rapidamente anche per applicazioni terrestri, come l’alimentazione di utenze isolate o gli impianti installati sugli edifici e collegati ad una rete elettrica preesistente. Il funzionamento dei dispositivi fotovoltaici si basa sulla capacità di alcuni materiali, opportunamente trattati, di convertire
l’energia della radiazione solare in energia elettrica in corrente continua senza bisogno di parti meccaniche in movimento.
Il componente base di un impianto FV, nel quale avviene la conversione della radiazione solare in energia elettrica, è la cella fotovoltaica. Questa è costituita da una
sottile fetta (wafer) di materiale semiconduttore, generalmente silicio, che ha uno
carico
radiazione solare
flusso di elettroni
Regione N
[1] H. M. Henning, Solare Klimatisierung von Gebaeuden - eine Uebersicht, Erneuerbare
Energie, 2002
[2] CSP Tecnological overview, U.S. Department of Energy (www.energylan.sandia.gov)
[3] ENEA, Calore ad alta temperatura dall’energia solare - Presentazione del progetto
“energia solare termodinamico”, 2002
[4] ESTIF, Sun in Action II - A Solar Thermal Strategy for Europe, 2003
[5] ESIF, Sun in Action 1994, 1996
[6] Assolterm, Sun in Action II - Rapporto Nazionale Italia - Draft report, 2002
[7] Solar Combisystems, Altener project (www.elle-kilde.dk/altener-combi)
[8] Ministero dell’Ambiente, Specifica tecnica di fornitura per la realizzazione di impianti
solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria, riscaldamento delle piscine,
riscaldamento degli ambienti, 2003
[9] ENEA, Libro bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, 1998
124
Giunzione P-N
Regione P
flusso di lacune
lacuna (carica positiva)
elettrone (carica negativa)
Figura 5.1 - Principio di funzionamento della cella fotovoltaica
125
spessore che varia tra i 250 ed i 350 micron ed una superficie pari a circa 100 cm2
(fino a 225) e si comporta come una minuscola batteria (si veda, ad esempio, [1]).
Al fine del funzionamento delle celle, i fotoni che compongono la luce solare devono possedere un’energia superiore ad un certo valore minimo, che dipende dal
materiale di cui è costituita la cella.
Quando un fotone dotato di sufficiente energia viene assorbito nella cella, nel materiale semiconduttore di cui è costituita si crea una coppia di cariche elettriche di
segno opposto, un “elettrone” (carica di segno negativo) ed una “lacuna” (carica positiva). Si dice allora che queste cariche sono disponibili per la conduzione di elettricità (figura 5.1).
Per generare effettivamente una corrente elettrica, però, è necessaria la presenza,
all’interno del cristallo stesso, di un campo elettrico che sia in grado di dare orientazione preferenziale al movimento degli elettroni. Il campo si può ottenere in maniera permanente ed interna al semiconduttore grazie all’introduzione di piccole
quantità di impurità nel materiale che costituisce le celle. Queste impurità, chiamate anche “droganti”, sono in grado di modificare profondamente le proprietà
elettriche del semiconduttore.
Se il materiale semiconduttore, come comunemente accade, è il silicio, introducendo atomi di fosforo si ottiene silicio di tipo “n”, caratterizzato da una densità di elettroni liberi più alta di quella presente nel silicio normale.
La tecnica del drogaggio del silicio con atomi di boro porta invece alla formazione
del silicio “p” in cui le cariche in eccesso sulla norma sono di segno positivo.
Una cella FV richiede l’intimo contatto, su una grande superficie, di due strati di silicio p ed n. Nella zona di contatto tra i due tipi di silicio, detta giunzione “p-n”, si ha
la formazione di un forte campo elettrico. Questo campo elettrico sospinge nello
strato n gli elettroni generati dalla radiazione luminosa, mentre le lacune vengono
sospinte nello strato p.
Collegando con un circuito esterno i due strati si avrà una circolazione di elettroni,
cioè una corrente elettrica continua tra n e p. La corrente è tanto maggiore quanto
maggiore è la quantità di luce incidente. Il rendimento massimo teorico della trasformazione di energia solare in energia elettrica è del 32%. Le celle FV attualmente disponibili, come vedremo, hanno rendimenti inferiori, dell’ordine del 10-15%.
Il materiale semiconduttore quasi universalmente impiegato oggi per la produzione di celle fotovoltaiche è il silicio, uno degli elementi più abbondanti sul nostro pianeta. Il silicio viene utilizzato in diverse forme: monocristallino, policristallino e amorfo. Le prime due tipologie sono quelle che ad oggi hanno la maggiore
diffusione commerciale: il silicio cristallino copre quasi l’85% del mercato mon126
diale, mentre l’amorfo rappresenta poco più del 10%.
Il silicio monocristallino e policristallino è ottenuto in parte dalla lavorazione dei
materiali di scarto dell’industria elettronica (semiconduttori), che richiede materiali
molto puri, mentre le esigenze di purezza della tecnologia fotovoltaica sono molto
inferiori. Esso è largamente diffuso per il suo grado di affidabilità, è in genere di colore blu, ma è possibile produrlo in vari colori nelle tonalità di giallo, verde e rosso.
Il silicio amorfo è costituito da spessori fino a 100 volte più sottili rispetto a quello
cristallino. Ciò consente un forte abbattimento dei costi di produzione legati al risparmio di materia prima. È particolarmente adatto per applicazioni su vasta scala
in cui siano disponibili grandi superfici di installazione che consentano la realizzazione di economie di scala. Le celle sono di colore nero.
Particolarmente interessante risulta, infine, la recente tecnologia di fabbricazione
di celle FV cosiddetta a “film sottili”: si tratta di alcuni prodotti dell’industria che
vengono forniti in ”fogli” dello spessore di pochi decimi di millimetro. Alcuni di essi hanno la caratteristica di essere leggeri e flessibili. Si adattano perciò a particolari situazioni di installazione (superfici curve), e sono particolarmente indicati per installazioni mobili su automezzi o barche, dove alimentano utenze specifiche di
emergenza (radiotelefoni, carica batterie ecc). I materiali utilizzati sono composti di
rame-selenio-indio (CIS), cadmio-tellurio (CdTe) e silicio amorfo.
Le celle solari costituiscono un prodotto intermedio dell’industria fotovoltaica: forniscono valori di tensione e corrente limitati in rapporto a quelli normalmente richiesti dagli apparecchi utilizzatori, sono molto fragili, elettricamente non isolate,
prive di supporto meccanico. Esse vengono quindi assemblate in modo opportuno a costituire un’unica struttura, il “modulo fotovoltaico”, un sandwich costituito da
materiali con buone caratteristiche di trasmittanza e resistenza ed avente come
parte centrale il piano della cella. Nei moduli le celle sono racchiuse tra due strati
protettivi che possono essere in vetro (moduli vetro-vetro), o in resine plastiche
trasparenti (moduli tedlar-tedlar). Esistono anche combinazioni con uno strato superiore in vetro ed uno inferiore in tedlar (moduli vetro tedlar), e moduli flessibili o
pieghevoli in microcelle di amorfo o film sottile.
I moduli rigidi vengono usualmente forniti di una cornice perimetrale in alluminio
che alloggia i dispositivi di aggancio per il fissaggio alle strutture di supporto su cui
andranno installati.
Sul retro del pannello è posizionata una scatola di derivazione contenente i collegamenti elettrici.
I materiali di rivestimento hanno caratteristiche differenti soprattutto per quanto
riguarda:
127
• il peso: in genere i moduli in tedlar e flessibili sono più leggeri;
• la resistenza meccanica: i moduli in vetro possono essere maggiormente resistenti, in quanto è possibile utilizzare vetri particolari offerti dall’industria (cristalli antisfondamento, antinfortunistici, vetri strutturali ecc.);
• adattabilità nelle applicazioni: i moduli in vetro sono maggiormente integrabili in
molte applicazioni architettonico-edilizie tipiche di questo materiale (finestre, lucernari, pareti e facciate vetrate ecc.); i moduli in tedlar sono maggiormente adatti per applicazioni sovrapposte, ma non intimamente integrate nella costruzione
(pannelli sovrapposti a tetti o a facciate, installazioni di arredo urbano, lampioni);
i moduli flessibili vengono utilizzati per applicazioni su barche, camper e per installazioni anche temporanee dove sia necessaria una agevole movimentazione
dei componenti.
I moduli in commercio attualmente più diffusi (con una superficie di circa 0,5 mq),
che utilizzano celle di silicio, prevedono tipicamente 36 celle collegate elettricamente in serie. I moduli rappresentano il componente elementare di qualsiasi tipo
di sistema fotovoltaico. Questi vengono aggregati meccanicamente in una struttura chiamata pannello. Collegando in serie i moduli, la corrente totale si “adegua” a
quella del modulo che genera meno corrente, mentre la tensione globale sarà data dalla somma della tensione dei singoli moduli. Un insieme di moduli collegati in
serie costituisce “una stringa”. Mettendo in parallelo più stringhe si ottiene il cosiddetto “generatore fotovoltaico”: la corrente totale del generatore è data allora dalla somma della corrente in uscita da ogni stringa; la tensione globale è invece equi-
Figura 5.2 - Composizione di un generatore fotovoltaico
128
valente alla tensione generata da una singola stringa. La potenza nominale totale
del sistema è data dalla somma della potenza nominale di ogni singolo modulo. In
figura 5.2 si schematizzano gli elementi costituenti un generatore fotovoltaico.
La caratteristica di variabilità di tensione e corrente continua in uscita dal generatore fotovoltaico al variare dell’irraggiamento solare e della temperatura delle celle mal si adatta alle specifiche dell’utenza, che spesso richiede corrente alternata,
per alimentare direttamente il carico o per il collegamento alla rete elettrica di distribuzione, nonché un valore costante per la tensione in uscita dal generatore. Nei
sistemi fotovoltaici il generatore è quindi collegato, a seconda dei casi, alla batteria, agli apparecchi utilizzatori o alla rete, tramite un sistema di controllo e condizionamento della potenza che prende il nome di BOS (Balance Of System) e che è
costituito da uno o più dei seguenti dispositivi:
Regolatore di carica delle batterie: serve sostanzialmente a preservare gli accumulatori, se presenti, da un eccesso di carica ad opera del generatore fotovoltaico e da
un eccesso di scarica dovuto alla utilizzazione, entrambe condizioni nocive alla salute e durata degli accumulatori.
Dispositivo di inseguimento di punto di massima potenza o convertitore CC/CC: costituito da un trasformatore corrente continua/corrente continua, consente di ottenere dal generatore il massimo di energia utilizzabile, in funzione delle condizioni
di funzionamento e delle caratteristiche degli apparecchi utilizzatori.1 L’opportunità di utilizzo di tale dispositivo è dovuta al fatto che un generatore fotovoltaico
fornisce valori di tensione e corrente variabili in funzione dell’irraggiamento e della temperatura, mentre il carico necessita, solitamente, di un valore costante della
tensione di alimentazione.
Inverter o convertitore CC/CA: se il generatore o il campo fotovoltaico alimentano
un’utenza funzionante in corrente alternata oppure immettono in rete la potenza
generata, è necessario disporre, a valle del dispositivo di inseguimento della potenza, di un invertitore di corrente. Al fine poi di assicurare un adattamento ottimale del
generatore alla rete o alle esigenze elettriche del carico, è necessario corredare l’inverter di opportuni dispositivi che adattino la tensione d’uscita dell’inverter a quella della rete (mediante trasformatori), e controllino la qualità della potenza immessa in rete, in modo che sia comparabile con gli standard richiesti dalla stessa.
Il rendimento di conversione complessivo di un impianto fotovoltaico è il risultato
di una serie di rendimenti, che a partire da quello della cella, passando per quello
del modulo, delle stringhe, del sistema di controllo della potenza e di quello di con1. Per impianti di limitata potenza, ai fini di una riduzione dei costi di impianto, si fa a meno di tale dispositivo.
129
versione, ed eventualmente di quello di accumulo, Tipo di Silicio Efficienza
permette di ricavare la percentuale di energia inciden- Cristallino
10-15 %
te che è possibile trovare all’uscita dell’impianto, sotto Amorfo
4-7 %
forma di energia elettrica, resa al carico utilizzatore.
Film sottili
11 %
L’efficienza di conversione di un modulo è il rapporto
tra l’energia elettrica in corrente continua ai suoi mor- Tabella 5.1 - Valori di efficienza
setti e l’energia solare incidente sulla superficie del di moduli fotovoltaici
modulo stesso2.
L’efficienza dei moduli FV dipende, oltre che da fattori di tipo tecnologico derivanti dal particolare processo adottato per la fabbricazione del dispositivo, anche da
fattori di tipo fisico come la radiazione incidente e la temperatura (il riscaldamento porta ad un peggioramento delle prestazioni degli stessi). Si rende pertanto necessario definire delle condizioni standard di riferimento. A tale scopo, viene assunta come unità di misura per la potenza installata il Watt di picco (Wp), cioè la
potenza erogata dal sistema quando opera in determinate condizioni fissate (condizioni standard):
• densità di potenza dell’energia solare: 1.000 W/m2;
• temperatura delle celle: 25 °C;
• spettro della radiazione incidente: AM 1,5 (spettro identico a quello che la luce naturale assume dopo aver attraversato una massa atmosferica pari a 1,5 volte quella che avvolge la terra, la cosiddetta Air Mass3).
Se si indicano con h l’efficienza, A l’area del modulo, Pel la potenza elettrica generata dal modulo FV e con PSTC la potenza luminosa irraggiante il modulo stesso in
condizioni standard (STC) si può scrivere la relazione
hSTC =Pel / (PSTC * A)
Ad esempio, un modulo di 1 mq, con un’efficienza del 12,5 % genera in condizioni
standard una potenza elettrica di 125 Watt. In questo caso per produrre 1 kWp sono necessari 8 metri quadrati di moduli.
Nella tabella 5.1 si riportano i valori di efficienza per i moduli in commercio in silicio cristallino ed amorfo e per film sottili in condizioni standard.
L’efficienza di conversione del BOS è il rapporto tra l’energia elettrica disponibile
in corrente alternata alle utenze e l’energia in corrente continua ai morsetti del
2. Dire che un modulo ha una efficienza del 15%, significa quindi che della quantità di energia solare che arriva sulla
sua superficie, il 15% viene trasformato in energia elettrica in corrente continua.
3. Per valutare gli effetti dell’atmosfera, si è definita la cosiddetta Air Mass, che rappresenta lo spessore di atmosfera
standard attraversato in direzione perpendicolare alla superficie terrestre e misurato al livello del mare. AM=1/sin HS
dove HS è l’angolo di elevazione solare (tra la linea del sole ed il piano orizzontale).
130
modulo. L’efficienza del BOS raggiunge solitamente il 75-85%.
L’efficienza globale del sistema FV è il prodotto tra l’efficienza dei moduli e quella del BOS.
Come già accennato, i sistemi fotovoltaici sono molto semplici ed affidabili. Non
si hanno ancora molti dati a disposizione sulla loro durata, ma le informazioni relative ai primi sistemi FV europei (attivi ormai da più di 20 anni) e le stime basate su test standardizzati, indicano che il tempo di vita dovrebbe essere compreso tra i 20 ed i 25 anni4.
La quantità di energia elettrica prodotta da un sistema fotovoltaico dipende, oltre
che dalle prestazioni delle diverse componenti tecnologiche, anche da altri fattori
legati a dove e come il sistema viene installato e che vengono di seguito analizzati.
• Sito di installazione
L’entità dell’energia solare che raggiunge in un anno una superficie al suolo dipende dal sito di installazione considerato. Le condizioni climatiche locali (come
nuvolosità, nebbie, ecc.) hanno una certa influenza sui valori di insolazione, ma è la
latitudine che costituisce il vero fattore determinante: l’insolazione, come noto, cresce quanto più ci si avvicina all’equatore. Per quanto riguarda il territorio italiano
ed i parametri di irraggiamento solare si può fare riferimento a quanto già detto
nel capitolo riguardante il solare termico.
• Disposizione dei moduli fotovoltaici
La posizione dei moduli fotovoltaici rispetto al sole influisce notevolmente sulla
quantità di energia captata e quindi sulla quantità di energia elettrica generabile.
È necessario allora valutare quale sia la disposizione dei moduli che permetta di
massimizzare l’energia solare raccolta annualmente sulla loro superficie. I parametri che direttamente governano il fenomeno sono:
- l’angolo di inclinazione rispetto all’orizzonte (angolo di tilt);
- l’orientamento rispetto a sud (angolo di azimut).
L’energia solare raccolta da una superficie su base media annua nell’emisfero nord
è massima per l’esposizione sud con angolo di inclinazione pari alla latitudine locale sottratta di 10° circa.
In Italia, rispetto ad una soluzione ottimale con inclinazione di 30°, il sistema fotovoltaico perde circa il 10-12% nell’applicazione su superficie orizzontale e ben il
35% nell’applicazione su facciata verticale. L’influenza dell’angolo di azimut è in4. Questa è la durata che molti produttori garantiscono, oggi, per i loro prodotti sia in silicio cristallino che amorfo.
131
vece minore. In un intervallo di angoli di azimut compresi tra -45° e + 45° rispetto
al sud (angolo di azimut compreso tra sud-est e sud-ovest) i valori della radiazione incidente non si discostano significativamente dal valore massimo. Orientando
infatti i sistemi fotovoltaici a sud-est oppure a sud-ovest si avrebbe una perdita
pari a solo il 5%.
A titolo di esempio viene calcolata la quantità di energia elettrica mediamente
prodotta da sistemi fotovoltaici con potenza di un kW in un anno di funzionamento a Roma, Milano e Trapani. I risultati riportati nella tabella 5.2 fanno riferimento a
pannelli FV inclinati di 30° sull’orizzontale ed orientati verso Sud.
Le applicazioni della tecnologia fotovoltaica sono potenzialmente illimitate, come
d’altronde le possibilità di sfruttamento dell’energia elettrica prodotta.
Gli impianti FV possono essere distinti in due grandi categorie:
- sistemi isolati (o stand-alone)
- sistemi collegati alla rete elettrica (grid-connected).
SISTEMI ISOLATI
Gli impianti isolati (stand-alone) vengono normalmente utilizzati per elettrificare le
utenze difficilmente collegabili alla rete perché ubicate in aree poco accessibili e
per quelle con bassissimi consumi di energia che non rendono conveniente il costo dell’allacciamento alla stessa. Generalmente, già con distanze superiori ai 3 Km
dalla rete elettrica tradizionale, risulta conveniente l’installazione di un impianto
fotovoltaico per l’alimentazione elettrica. Anche nei casi in cui non esiste un reale
impedimento di ordine economico all’approvvigionamento di energia elettrica
tramite gruppi elettrogeni, è importante considerare, a fronte dei costi di investimento sicuramente più bassi, gli inconvenienti legati all’approvvigionamento del
combustibile, alla rumorosità, all’inquinamento, al basso (circa 30%) rendimento
energetico, ai costi di manutenzione decisamente non trascurabili.
Le caratteristiche di modularità degli impianti fotovoltaici consentono di dimenTabella 5.2 - Energia prodotta in diverse località italiane da un impianto da un kW
Insolazione
media
(kWh/m2 anno)
Superficie
occupata
Efficienza
moduli
Efficienza del
BOS
Elettricità
prodotta
(kWh/anno)
Milano
1372.4
8 m2
12,5%
85%
1167
Roma
1737.4
8m
2
12,5%
85%
1477
Trapani
1963.7
8m
2
12,5%
85%
1669
132
sionare la potenza e la tensione secondo le necessità rendendoli specificamente
adatti per piccole utenze e in grado, quindi, di fornire risposte adeguate ai problemi di mancanza di energia elettrica soprattutto nei paesi in via di sviluppo. Sono
circa 2 miliardi attualmente le persone che nel mondo non hanno accesso all’energia elettrica, in quanto la troppo bassa densità abitativa rende sconveniente l’elettrificazione via cavo. Per l’elettrificazione di gran parte di queste aree, la tecnologia solare rappresenta una delle opzioni più valide. Rispetto alle fonti tradizionali, il fotovoltaico risulta facilmente gestibile in modo autonomo dalle popolazioni
locali e può essere applicato in maniera capillare, risultando quindi economico e
anche compatibile con ambienti ancora incontaminati.
Oltre che a servizio di singole abitazioni, vi sono altre applicazioni in campi quali:
• l’agricoltura: impianti di pompaggio dell’acqua; sistemi di irrigazione automatica;
• l’industria: protezione catodica di gasdotti, oleodotti e altri tipi di tubazioni; fornitura di potenza in generale, in particolare per carichi elettrici limitati (qualche kW)
sempre in zone lontane dalla rete o dove questa non risulta affidabile (discontinuità nell’erogazione);
• le telecomunicazioni: ripetitori radiotelevisivi, stazioni di rilevamento e trasmissione dati (meteorologici, sismici, sui livelli dei corsi d’acqua, sulla presenza di incendi), spesso molto utili nei servizi di protezione civile;
• la sanità: refrigeratori, molto utili in particolare nei paesi in via di sviluppo per la
conservazione di vaccini e sangue;
• infrastrutture urbane: illuminazione di strade; segnaletica stradale; pensiline ecc.
Tali applicazioni costituiscono un settore applicativo in via di notevole sviluppo.
Essi, infatti, consentono un incremento del numero e della qualità dei servizi oggi
presenti nelle strade delle nostre città. La domanda di servizi urbani è, infatti, in
crescita esponenziale e l’opportunità di alimentarli con tecnologia fotovoltaica ha
elevato notevolmente le possibilità ed i settori applicativi. Basti pensare alle difficoltà ed ai costi di alimentazione, anche in ambiente urbano, delle utenze sparse
legate ad impianti di rilevamento e di trasmissione dati, impianti per la segnalazione, la comunicazione e tanti altri. Un esempio per tutti: le pensiline dei parcheggi auto, bus e di attesa offrono notevoli superfici e costi di integrazione relativamente bassi. La caratteristica di queste applicazioni è, nella maggior parte dei
casi, quella di essere impianti stand-alone. In casi più limitati, il generatore fotovoltaico integrato a strutture urbane produce energia che viene ceduta alla rete.
Nei sistemi fotovoltaici isolati è necessario immagazzinare l’energia elettrica per
garantire la continuità dell’erogazione anche nei momenti in cui minore è la disponibilità di radiazione solare (per esempio di notte o durante le giornate nuvo133
lose). Ciò avviene mediante accumulatori elettrochimici (batterie), dimensionati in
modo tale da garantire un’autonomia di funzionamento di 4-5 giorni. Negli impianti fotovoltaici si usano apposite batterie di tipo stazionario, mentre solo in casi di emergenza è possibile adottare batterie per autoveicoli. Le batterie dei sistemi fotovoltaici possono assorbire correnti di carica molto deboli, cosa che le normali batterie non possono fare. La batteria è uno degli elementi più critici di tutto
il sistema, l’unico che esige manutenzione. I requisiti principali di una batteria in un
sistema fotovoltaico devono essere:
• costante disponibilità ad assorbire ed erogare energia elettrica in grandi e piccole quantità;
• erogazione di corrente sufficientemente grande;
• lunga durata di vita nel funzionamento ciclico;
• esercizio con poca manutenzione;
• costi minimi.
Le batterie dei sistemi fotovoltaici hanno in genere un rendimento alto, se confrontate con le batterie per autotrazione (circa 0.8). Tra quelle disponibili sul mercato, la più idonea risulta sempre la batteria al piombo, grazie al rendimento di carica e scarica e al rapporto prezzo/prestazioni. Se la batteria è ben regolata può
raggiungere 8-10 anni di vita.
SISTEMI COLLEGATI ALLA RETE ELETTRICA
All’interno della categoria dei sistemi grid-connected si può operare una distinzione tra centrali di potenza e sistemi integrati nelle strutture edilizie.
Le prime presentano una potenza piuttosto elevata (da qualche centinaio di kW fino a qualche MW) e sono adatte ad una produzione centralizzata dell’energia elettrica che viene poi immessa nella rete nazionale o locale. Si tratta, in pratica, di centrali di supporto.
Gli impianti integrati stanno assumendo, in questi ultimi anni, una notevole importanza e la possibilità di collegamento con la rete elettrica di distribuzione li rende
estremamente interessanti (si vedano, ad esempio, [2, 3]). Utilizzano i tetti o le facciate degli edifici come superficie di base per i moduli FV, sono in genere preposti
al soddisfacimento della domanda di energia elettrica delle utenze su cui vengono
installati (produzione distribuita) e quindi caratterizzati da potenze relativamente
basse (da qualche kW fino a qualche decina di kW).
Se nel caso dei sistemi isolati la tecnologia fotovoltaica può essere considerata una
fonte energetica sostitutiva, in quanto il costo di connessione alla rete a volte comporta investimenti troppo elevati, nel caso dei sistemi integrati possiamo parlare di
134
fonte energetica integrativa, poiché fornisce un contributo, di entità diversa a seconda della dimensione dell’impianto, al bilancio elettrico globale dell’utenza.
I sistemi integrati negli edifici non necessitano di alcun sistema di accumulo in
quanto intraprendono, con la rete stessa, uno scambio di energia bidirezionale. La
rete supporta, infatti, l’impianto FV nei periodi in cui le richieste dell’utenza eccedono la produzione da fonte solare ed accetta l’energia prodotta in eccesso dal sistema FV rispetto alla domanda energetica dell’utenza servita. Il conteggio dei flussi in
entrata ed in uscita viene effettuato mediante due contatori: uno per l’energia che
arriva dalla rete ed uno per l’energia che l’impianto FV trasferisce alla stessa. La presenza della rete assicura, da un lato, la disponibilità continua di energia elettrica e,
dall’altro, permette che l’elettricità prodotta dal sistema non venga mai sprecata.
Tali impianti non richiedono una frequente manutenzione; i moduli sono infatti
molto affidabili e la polvere o la sporcizia che si accumulano su di essi possono essere rimossi semplicemente con dell’acqua. È comunque necessario controllare periodicamente (cadenza minima annuale) alcune caratteristiche dell’impianto legate alle varie parti del BOS.
Il fatto di non dover disporre di sistemi di accumulo a batterie garantisce in generale, per i sistemi integrati, una maggiore affidabilità di funzionamento, una minore necessità di manutenzione, un costo minore a parità di potenza ed un minore
impatto ambientale in fase di utilizzo (che nei sistemi isolati è dovuto appunto alla necessità di periodico rinnovo e conseguente smaltimento del parco batterie).
Il collegamento in rete permette inoltre di eseguire un dimensionamento più elastico. In un impianto isolato l’insieme di campo FV e batterie deve infatti essere in grado di assicurare la copertura completa dei consumi annuali dell’utenza servita. In un
impianto collegato alla rete,invece,questo non è necessario,poiché la rete agisce come un accumulo di capacità praticamente illimitato. Ciò permette di basare il dimensionamento su altri parametri come la superficie effettivamente disponibile su
una certa copertura o il budget iniziale disponibile per l’investimento.Gli impianti FV
integrati possono essere classificati a seconda della disposizione dei moduli sulle coperture di un edificio. Di seguito sono riportate le tipologie oggi più diffuse.
Copertura piana praticabile
Rappresenta la categoria di coperture più frequente nei centri urbani di maggiore dimensione, soprattutto negli edifici realizzati dall’immediato dopoguerra in poi. Essa
si presenta prevalentemente su edifici con struttura in cemento armato e/o acciaio,
sia multipiano (sistemi multiutenza) sia su edifici monopiano (sistemi monoutenza).
La copertura piana è senz’altro la tipologia più flessibile per gli interventi di retro135
fit fotovoltaico poiché non presenta vincoli di orientamento. I moduli vengono infatti montati su strutture di supporto diverse da quelle dell’edificio e il sistema può
essere disposto in maniera ottimale, in modo che la sua resa energetica annuale sia
massima. L’effetto estetico può risultare, però, mediocre.
Copertura a falda inclinata in tegole
La copertura a falda inclinata con rivestimento in tegole (singola, doppia o multipla) è tipica delle aree geografiche con inverni rigidi e con frequenti precipitazioni
nevose o di centri urbani prevalentemente sviluppatisi in epoca anteriore agli anni ‘40 e di dimensioni contenute.
I moduli sono montati sul tetto inclinato dell’edificio. L’inclinazione ed il rendimento non sono quindi liberi e la resa energetica può non essere ottimale. Può altresì non esservi necessità di strutture portanti e quindi l’effetto estetico è senza
dubbio migliore grazie ad una maggiore armonizzazione tra edificio ed impianto.
Nel caso di coperture a falda sono possibili due sistemi di retrofit fotovoltaico:
- il sistema viene sovrapposto alla copertura preesistente, che quindi rimane inalterata, svolgendo esclusivamente funzione energetica. In confronto con altre tipologie, questa soluzione è caratterizzata da un basso costo di installazione, data
la possibilità di ricorrere ad una componentistica pre-assemblata che ha come
conseguenza una limitata necessità di mano d’opera;
- il sistema viene integrato nel rivestimento a tegole che, quindi, viene parzialmente
sostituito dai moduli fotovoltaici. In pratica questa soluzione, oltre a consentire una
maggiore integrazione estetica ed architettonica nell’edificio, svolge, almeno in
parte, il ruolo funzionale di protezione contro le intemperie tipico del rivestimento
a tegola. Rispetto alla tipologia precedente, questa è caratterizzata da un costo di
installazione più elevato, data la necessità di ricorrere ad una componentistica non
standardizzata e ad una più impegnativa presenza di mano d’opera. Il caso di questa soluzione integrata è consigliato nel caso in cui il fabbricato sia compreso in zone soggette a vincoli di tutela architettonica o il fabbricato presenti pregevoli caratteristiche che debbano essere conservate. Ovviamente questa soluzione tipologica si presta in particolar modo in tutti quei casi in cui l’intervento di retrofit fotovoltaico si inserisce in un intervento generale di ristrutturazione o rifacimento del
manto di copertura, oppure per realizzazioni su edifici di nuova costruzione.
Sistemi di facciata
Le facciate di un edificio possono fornire grandi superfici e la possibilità di realizzare impianti di elevata valenza estetica, soprattutto combinando i sistemi FV con
136
altri elementi, come le superfici vetrate. Il lato negativo è il basso valore dell’energia solare che, alle latitudini italiane, raggiunge una superficie di facciata rispetto
ad una inclinata.
Oltre che per la produzione di energia elettrica, i pannelli fotovoltaici integrati sulle
facciate possono svolgere una seconda funzione come elementi protettivi di rivestimento e finitura delle pareti esterne oppure possono venire utilizzati come schermi
solari per l’ombreggiamento delle finestre (sistemi frangisole), sostituendo in tutti
questi compiti i componenti tradizionali. In quest’ultimo caso i moduli sono disposti
in facciata ma non verticalmente, bensì con una certa inclinazione in modo da realizzare uno schermo in corrispondenza di posizioni alte sull’orizzonte. Chiaramente,
per stimare il reale beneficio complessivo di una tale soluzione, non ci si può soffermare solo sull’energia prodotta dal sistema fotovoltaico. Bisogna, infatti, valutare anche l’energia risparmiata per condizionamento grazie all’azione schermante dei moduli, che riducono il carico termico e quindi il surriscaldamento degli ambienti.
Nell’ambito dei sistemi connessi in rete, gli impianti integrati negli edifici presentano,
rispetto alle centrali di potenza, diversi vantaggi che verranno di seguito analizzati.
• Gli impianti integrati non necessitano di aree dedicate in quanto sfruttano superfici che altrimenti rimarrebbero inutilizzate. Questo non introduce, quindi, alcun
impatto aggiuntivo dovuto all’occupazione di nuove superfici, come avviene invece per le centrali di potenza. In queste ultime i moduli sono posti a terra e le file di moduli devono essere opportunamente distanziate per evitare l’ombreggiamento reciproco. Questo implica un’area occupata di circa il doppio rispetto alla
superficie utile, cioè quella effettivamente coperta dai moduli e necessaria a convertire l’energia solare in energia elettrica.
• I sistemi integrati producono energia esattamente dove questa viene richiesta,
con una notevole riduzione delle perdite di distribuzione che in una rete possono arrivare al 7-10% dell’energia trasportata.
• La produzione di energia elettrica nelle ore di insolazione permette di ridurre la
domanda alla rete durante il giorno, proprio quando si verifica in genere la richiesta maggiore. Ipotizzando un forte sviluppo dell’integrazione dei sistemi fotovoltaici nell’edilizia, si può prevedere un livellamento dei picchi giornalieri delle curve di domanda di energia elettrica, ai quali in genere corrispondono le produzioni energetiche più costose, come la generazione tramite turbogas. È un’alternativa molto interessante, in particolare alla luce della crescente diffusione dei
sistemi di condizionamento negli edifici residenziali e terziari.
• Una parte dei materiali utilizzati per le strutture portanti che caratterizzano una
centrale di potenza può essere risparmiata in quanto si utilizzano le strutture por137
tanti dell’edificio su cui i moduli vengono installati. Inoltre una parte dei materiali di rivestimento dell’edificio può essere sostituita dai moduli fotovoltaici che, in
tal caso, funzionano da vera e propria struttura di copertura. Chiaramente tali risparmi sono ottenibili se il sistema fotovoltaico viene progettato insieme all’edificio e quindi tali considerazioni non valgono per interventi di retrofit, cioè interventi realizzati successivamente alla costruzione dell’edificio stesso5.
• Un sistema FV integrato è in grado non solo di produrre energia elettrica, ma anche di migliorare e ottimizzare i flussi energetici tra l’edificio e l’ambiente esterno. Un esempio è costituito dai moduli fotovoltaici “frangisole” che si comportano come vere e proprie tende, riducendo il carico termico sugli ambienti interni.
Un altro esempio può essere costituito dai moduli ibridi fotovoltaici-termici che,
grazie ad un sistema di retroventilazione, vengono continuamente raffreddati durante il funzionamento; essi migliorano in tal modo le loro prestazioni e allo stesso tempo rendono disponibile una certa quantità di energia termica da utilizzare
per il riscaldamento ambienti o la produzione di acqua calda sanitaria.
• L’adozione di questi sistemi permette, infine, la diffusione tra gli utenti di una
maggiore “coscienza energetica”, con risvolti positivi nell’ambito di una crescente
razionalità ed efficacia d’uso dell’energia elettrica generata e scambiata con la rete. L’utente è contemporaneamente anche produttore in proprio e pertanto è
portato a consumare energia in maniera più consapevole. Diversi studi hanno dimostrato una notevole riduzione dei consumi di energia elettrica nelle abitazioni
dotate di un impianto fotovoltaico.
Tali sistemi mostrano anche aspetti negativi, come per esempio i vincoli progettuali
derivanti dalla nuova funzione cui il pannello FV deve essere adibito, cioè quella di
elemento architettonico. I moduli dovranno perciò rispettare vincoli estetici, e garantire particolari prestazioni funzionali (per esempio, dovranno sostituire le normali tenute che un edificio deve garantire per evitare infiltrazioni di acqua piovana, o
presentare una certa trasparenza per favorire il flusso di luce all’interno dell’edificio
stesso, o ancora dovranno fungere da barriera anti rumore, ecc.). È chiaro, quindi, che
i moduli che costituiscono i sistemi integrati dovranno rispondere a determinati requisiti, sicuramente più restrittivi di quelli richiesti ad un normale modulo FV.
CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DI UN IMPIANTO CONNESSO IN RETE
Come già sottolineato in precedenza, i sistemi fotovoltaici vengono dimensionati
per rispondere totalmente o parzialmente al carico elettrico dell’utenza su cui ven5. In realtà anche nei casi di retrofit si possono risparmiare materiali nel caso in cui l’installazione dell’impianto FV venga effettuata in concomitanza con interventi di manutenzione dell’edificio.
138
gono installati. Mentre nei sistemi isolati le batterie devono fornire il 100% del carico elettrico dell’utenza in ogni condizione di insolazione, nei sistemi connessi in
rete il sistema può essere dimensionato per rispondere a qualunque percentuale
del carico elettrico e, ipoteticamente, per produrre più del fabbisogno elettrico
complessivo cedendo alla rete il surplus.
I parametri che influenzano il dimensionamento del sistema sono il carico elettrico (giornaliero, mensile, annuale), il periodo di utilizzo (su scala giornaliera, mensile, stagionale), la collocazione del sistema (direttamente connesso alla radiazione
solare disponibile), il tipo di contratto elettrico con la utility, il costo dell’energia
convenzionale. Di seguito vengono indicate le principali linee guida per il dimensionamento di un impianto FV connesso in rete per una utenza domestica; tali considerazioni hanno comunque un carattere generale e, quindi, sono estendibili a
molte altre applicazioni.
La valutazione della superficie di tetto o facciata disponibile è il primo passo del
processo di valutazione del sito. Questo fattore può restringere l’area del sistema
FV installabile o addirittura impedirne l’installazione.
Ai fini del processo di dimensionamento è inoltre necessario valutare la radiazione
solare incidente giornalmente sul piano orizzontale e quella effettivamente captata dalla superficie del modulo con la sua inclinazione ed orientamento. La valutazione delle ombre può essere fatta usando il diagramma delle traiettorie solari. È di
fondamentale importanza che il sistema veda il sole tutto l’anno per la maggior
parte del giorno.
L’analisi dell’utenza dovrà procedere per fasi successive:
1. Valutazione dei carichi elettrici esistenti attraverso una descrizione dei singoli
componenti elettrici e la valutazione delle potenze massime di esercizio.
2.Valutazione dei possibili interventi di riduzione dei carichi elettrici esistenti. Quasi tutti gli interventi di risparmio energetico e di adozione di dispositivi ad alta
efficienza presentano un costo ridotto rispetto al sistema FV. In generale l’impiego della fonte fotovoltaica rappresenta un’azione realmente efficace solo se
si adottano anche delle strategie per ridurre i consumi, in quanto l’energia meno cara è proprio quella che non consumiamo. Secondo questo approccio, le
ipotesi del fotovoltaico in applicazioni diffuse (edifici residenziali, edifici terziari,
strutture turistiche, piccole aziende) è opportuno che siano valutate congiuntamente ad ipotesi di azioni di risparmio negli usi elettrici.
3. Valutazione del carico elettrico ottimizzato.
4. Analisi del contratto elettrico. La fornitura di energia elettrica in Italia è prevalentemente a tariffa giornaliera fissa, cioè non viene considerato un prezzo del
139
Tariffa energia elettrica per utenti domestici
trimestre aprile-giugno 2003
30,00
28,00
26,00
24,00
22,00
20,00
18,00
16,00
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
consumo mensile [kWh]
Figura 5.3 - Tariffa elettrica per utenze domestiche (aprile-giugno 2003).
kWh diverso per i diversi momenti della giornata. Viceversa la tariffa (per i contratti da 1,5 a 3kW di potenza) varia in funzione del consumo mensile di energia
(figura 5.3).
Sulla base dei carichi elettrici determinati dall’analisi dell’utenza, dovranno essere
valutati i valori del carico elettrico ottimizzato. A questo scopo andranno valutati i
carichi in continua e in alternata che dovranno essere alimentati.
Il processo di dimensionamento del sistema FV connesso in rete si discosta da
quello di un sistema isolato, dal momento che non è strettamente necessario per il
funzionamento dei dispositivi elettrici in dotazione all’utenza. Nei momenti di domanda di energia elettrica e di contemporanea indisponibilità di radiazione solare,
infatti, è la rete stessa a soddisfare le necessità dell’utenza.
Il procedimento di dimensionamento partirà allora da un’ipotesi di potenza P che
il campo FV si vuole che fornisca (espressa in kWp). Dividendo questo valore per
l’efficienza del dispositivo si ottiene la superficie di moduli (A) in m2 necessaria per
garantire quel determinato output.
Una volta nota l’area, si può calcolare l’energia prodotta annualmente dall’impianto. Il rapporto tra l’energia prodotta ed il carico elettrico complessivo dà una misura del fattore di copertura del sistema. Se il fattore di copertura non è soddisfacente dovrà essere variata la potenza come input iniziale e cominciato nuovamente il
procedimento di dimensionamento.
140
Si tenga presente che per valutare correttamente il fattore di copertura del carico
elettrico dovranno essere fatte considerazioni economiche sul sistema tariffario ed
il sistema di incentivazione eventualmente vigente. Il sistema tariffario locale può
influenzare infatti fortemente i tempi di ritorno economico dell’eventuale investimento. Infatti il kWh prodotto va a sostituire un kWh consumato che ha un prezzo
definito. A titolo puramente esemplificativo, di seguito si riportano le principali caratteristiche di un sistema FV connesso in rete per l’alimentazione di una ordinaria
utenza domestica. A tal proposito si farà riferimento ad un consumo annuo di circa 4.000 kWh e si assumerà come sito di installazione Roma e l’utilizzo di moduli in
silicio, sia cristallino che amorfo, con disposizione ottimale (inclinazione 30°, orientamento sud).
Si assumerà inoltre di coprire, tramite la fonte fotovoltaica, una percentuale dei
consumi pari al 75%. Questa percentuale è da intendersi come media annuale, perché ci sono periodi in cui la disponibilità di energia dall’impianto è maggiore della
domanda da parte dell’utenza e periodi in cui si verifica la situazione inversa (come per esempio nelle ore serali).
Il dato di partenza sarà quindi l’energia richiesta Er. Questa grandezza andrà con-
Moduli in silicio mono e policristallino
Insolazione media annua (I):
Energia richiesta (Er):
Efficienza dei moduli (em):
Efficienza BOS (eb):
Energia disponibile (Ed=I*em*eb):
Superficie max occupata (Smax=Er/Ed):
Potenza max installabile (Pmax=em*Smax):
1.737kWh/m2
3.000 kWh/anno
12,5%
85,0%
184,6 kWh/m2
16,3 m2
2,03 kWp
(Tutti i dati sono teorici e non relativi ad un impianto particolare)
Moduli in silicio amorfo
Insolazione media annua:
Energia richiesta (Er):
Efficienza dei moduli (em):
Efficienza BOS (eb):
Energia disponibile (Ed=I*em*eb):
Superficie max occupata (Smax=Er/Ed):
Potenza max installabile (Pmax=em*Smax):
1.737 kWh/m2
3.000 kWh/anno
7%
85,0%
103,4 kWh/m2
29 m2
2,03 kWp
(Tutti i dati sono teorici e non relativi ad un impianto particolare)
141
frontata con l’energia disponibile prodotta dal sistema (Ed) dipendente, come noto, dal sito di installazione, dalla disposizione dei moduli e dall’efficienza complessiva del sistema. Dall’incrocio dei dati sull’energia richiesta e su quella disponibile
si ottiene la potenza massima installabile (Pmax) e l’estensione massima necessaria per il sistema (Smax).
Figura 5.4 Potenza FV installata nel mondo. Fonte dati IEA, ISES, Energia solare FV
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1992
142
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1992
1993
1994
centrali di potenza
Figura 5.5 - Ripartizione della
potenza FV installata per tipologia di impianto. Fonte dati IEA
La maggiore accelerazione del mercato del FV si è
registrata, in particolare,
in Giappone e Germania
in cui si sono realizzate
più del 60% delle nuove
installazioni (+135 MWp e
+ 82 MWp rispettivamente). Questi due paesi coprono ad oggi sicuramente più del 50% del merca-
1800
M
W
90%
Potenza installata per applicazione
Benché il mercato mondiale dei moduli fotovoltaici sia molto giovane (ha assunto
una dimensione visibile solo nel corso degli anni ‘80) nell’ultimo decennio ha registrato una continua crescita. Nel 2002 la potenza totale installata è risultata pari a
circa 1.620 MWp (540 MWp aggiuntivi rispetto al 2001), contro i poco più di 100
MWp del 1992 (figura 5.4).
Dal 1990 al 1996 il tasso annuo di crescita della capacità installata a livello mondiale è stato in media del 20%, ma il suo enorme potenziale è apparso chiaro solo
negli anni successivi caratterizzati da incrementi dell’ordine del 35%, con punte del
40% nel 2000 e 2001.
Il forte sviluppo a livello mondiale si basa su una reale domanda di mercato presente nei Paesi in via di sviluppo, per l’elettrificazione di aree non raggiunte dalla
rete, e nei Paesi industrializzati, dove, come vedremo, sono stati avviati programmi
di sostegno finanziario a favore di progetti per installazioni connesse in rete e integrate negli edifici.
100%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Tabella 5.3 - Potenza FV installata nei paesi della UE per tipologia di applicazione-anno 2002.
Fonte dati Eur Observ’er
1995
1996
grid connected-integrati
1997
1998
1999
isolati-non domestici
2000
2001
isolati-domestici
Potenza installata (MW)-Anno 2002
Impianti Impianti TOTALE
isolati
connessi
in rete
Germania
Paesi Bassi
Italia
Spagna
Francia
Austria
Svezia
Finlandia
Gran Bretagna
Danimarca
Grecia
Portogallo
Belgio
TOTALE
258
23,68
10,35
7,91
1,47
7,88
0,18
0,14
3,63
1,44
1,04
0,27
0,53
316,52
20
4,63
12,4
11,39
15,18
2,16
3,1
2,89
0,62
0,23
1,33
1,19
0
75,12
278
28,31
22,75
19,3
16,66
10,04
3,28
3,03
4,25
1,66
2,37
1,46
0,53
391,64
143
to mondiale [4, 6, 7]. Come si nota in figura 5.5, sino al 1999 la maggior parte dei sistemi fotovoltaici installati era del tipo “off-grid”. Negli ultimi quattro-cinque anni si
è assistito comunque ad un impressionante incremento delle installazioni connesse in rete: nel 1992 queste rappresentavano ancora poco meno del 30% della capacità totale installata, alla fine del 2001, invece, quasi il 70%. Di questo, quasi il 93% è
costituito da impianti integrati negli edifici (produzione diffusa). Si sta registrando,
inoltre, negli ultimi anni, un ritorno di interesse nei confronti delle centrali di potenza, con più di 8MWp installati nel 2001, soprattutto in Germania e nei Paesi Bassi [4].
Per quanto riguarda in particolare il mercato europeo, le installazioni FV hanno conosciuto un incredibile balzo in avanti dopo il 1997, con incrementi medi annui del
40% (erano stati del 10% circa negli anni precedenti) raggiungendo gli attuali 392
MWp (pari a poco meno del 25% della capacità mondiale totale).
La figura 5.6 e la tabella 5.3 ben evidenziano come la crescita attuale resta comunque ancora fortemente legata al mercato tedesco che ha rappresentato, nel 2002, il
77,5% delle nuove installazioni e poco meno del 65% della capacità totale [5, 6, 8].
In Italia, dopo una fase di grandi investimenti durante gli anni ’80 e nei primi anni
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Figura 5.7 - Potenza FV complessiva installata in Italia. Fonte dati IEA, Eur Observ’er, Energia solare FV
120
’90, in cui si sono realizzate diverse centrali fotovoltaiche di potenza (tra cui una
delle più grandi al mondo, quella di Serre da 3,3 MWp), il mercato ha vissuto una
forte contrazione, in palese controtendenza con il resto del mercato mondiale. Tale ridimensionamento è stato provocato da un generale disinteresse della politica
nazionale nei confronti dello sviluppo delle fonti rinnovabili e della sostenibilità
ambientale più in generale, dall’assenza di adeguati meccanismi di incentivazione
e sostegno alla tecnologia. In figura 5.7 si riporta l’andamento della potenza installata durante l’ultimo decennio.
Attualmente risultano installati circa 23 MWp (erano 8,5 MWp nel 1992), con un incremento di 2,8 MWp rispetto al 2001 (+13,8%)6. Circa 12,4 MWp riguardano applicazioni non connesse in rete (54,4% del totale), mentre 10,4 MWp applicazioni
connesse in rete [4, 5, 7].
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2002
2001
2000
1999
Figura 5.6 - Potenza FV installata annualmente nei paesi della UE
144
I vantaggi dei sistemi fotovoltaici sono la modularità, le esigenze di manutenzione ridotte (dovute all’assenza di parti in movimento), la semplicità d’utilizzo e, so-
6. Di questi circa 2 MWp riguardano applicazioni in rete integrate negli edifici che derivano direttamente dall’applicazione dei programmi di incentivazione messi a punto dal Governo e partiti nel 2001.
145
prattutto, un impatto ambientale estremamente basso. L’unico vero impatto ambientale è rappresentato dall’occupazione di superficie nel caso di centrali di potenza e dalla periodica sostituzione delle batterie di accumulo nei sistemi isolati.
Per quanto riguarda quest’ultimo aspetto, è evidente che l’entità dei problemi
ambientali può essere limitata attraverso un attento ed adeguato processo di raccolta e riciclaggio.
Quanto detto non implica, ovviamente, che impianti fotovoltaici di qualunque taglia
possano essere installati ovunque. Possono infatti esistere, in alcuni casi, non trascurabili problemi legati all’impatto visivo ed all’occupazione del territorio, che non
possono essere trascurati ai fini di una progettazione attenta al fattore ambiente.
Anche se la generazione di energia fotovoltaica può richiedere maggiori spazi a
causa della natura diffusa della radiazione solare, le possibilità di ridurre gli effetti
sull’ambiente sono in genere molto diverse in funzione delle dimensioni e del tipo
di impianto. Nel caso di piccole installazioni stand-alone, può essere relativamente
facile adottare sistemi che consentano una buona integrazione con semplici interventi di tipo architettonico-paesaggistico.
Per quanto riguarda impianti integrati nelle strutture edilizie in genere, un aspetto che non va assolutamente trascurato è il loro potenziale valore estetico. Oggi
molta rilevanza viene riconosciuta a questo aspetto della tecnologia FV, considerando i moduli alla stessa stregua di altri materiali di copertura edilizia. L’importanza dell’aspetto estetico è confermata dalla presenza in commercio di moduli e
forme differenti da quella standard oppure con colori e disegni particolari o ancora di vere e proprie tegole fotovoltaiche, a volte anche flessibili, da utilizzare al
posto di quelle tradizionali.
Ovviamente è più impegnativo operare allo stesso modo su sistemi di grande taglia, per i quali le superfici occupate possono assumere dimensioni rilevanti. Si consideri ad esempio un impianto di 3 MW: esso richiede circa 60.000 mq, pari all’area
di 9 campi di calcio posti l’uno accanto all’altro.
È da dire però che, anche se ad oggi non si ha sufficiente esperienza sul grado di accettabilità da parte della collettività di sistemi così estesi, soprattutto in Italia, l’esperienza relativa a installazioni simili, anche se di taglia inferiore (come ad esempio
l’impianto di Vulcano da 80 kWp), fanno ragionevolmente supporre che impianti
ben progettati anche dal punto di vista dell’inserimento sul territorio possano risultare ben tollerati e considerati un elemento non sgradevole del paesaggio.
Elemento non trascurabile resta comunque il fatto che, a differenza di altri impianti ad energia rinnovabile che possono essere installati solo dove la risorsa è più presente (si pensi all’idroelettrico o all’eolico), la scelta per il posizionamento di un im146
pianto fotovoltaico è più flessibile, potendo quindi tenere in dovuta considerazione anche aspetti più strettamente paesaggistici.
È opportuno sottolineare che una corretta stima dei vantaggi ambientali di un sistema FV deve necessariamente tenere conto non solo della sua fase di esercizio,
ma anche delle altre fasi del ciclo di vita. In particolare, la fase di produzione del
modulo, allo stato attuale della tecnologia, richiede notevoli consumi di energia
elettrica con conseguenti emissioni di gas climalteranti.
È comunque fondamentale che le emissioni evitate da un sistema FV durante l’esercizio ripaghino quelle generate nella fase di produzione dei moduli stessi in un
tempo inferiore al tempo di vita dello stesso. Ad oggi questo “tempo di ritorno
energetico” (EPBT-Energy Pay-Back Time), per un impianto fotovoltaico installato
in Italia in maniera ottimale, è stimato in 3-4 anni e quindi ampiamente al di sotto del tempo di vita medio degli impianti, stimato in circa 20-25 anni. Ne segue
che un sistema FV, anche considerando il suo intero ciclo di vita, comporta dei benefici netti per l’ambiente.
Grazie al rapido sviluppo del settore (in particolare lo sviluppo delle tecnologie a
film sottile e l’aumento della produzione), l’energia necessaria per la produzione
dei sistemi fotovoltaici è destinata a ridursi considerevolmente. Si stima, a questo
proposito, EPBT di poco superiori ai 2 anni in un futuro molto prossimo.
5.5 I costi
La barriera principale alla diffusione dei sistemi fotovoltaici è costituita, senza
dubbio, dagli elevati costi di investimento iniziali. I costi di manutenzione ed
esercizio sono invece limitati, grazie alla notevole semplicità ed affidabilità delle
apparecchiature utilizzate.
I costi del fotovoltaico soFigura 5.8 - Andamento del prezzo dei moduli FV in relazione alla
no in continua evoluziocrescita del mercato mondiale. Fonte dati Energia solare FV
ne, come si nota dalla figura 5.8. Nel corso degli
ultimi due decenni il
prezzo dei moduli è notevolmente diminuito al
crescere del mercato e ad
oggi il prezzo medio di
un modulo FV si aggira
intorno ai 3,5-4 euro/Wp.
Tuttavia, il prezzo del
147
kWp installato è ancora tale da rendere questa tecnologia non competitiva dal
punto di vista economico con altri sistemi energetici, se non in particolari nicchie
di mercato o in presenza di meccanismi di incentivazione.
Come per altre fonti, il costo dell’energia viene diviso in due parti: un costo fisso,
dovuto all’investimento iniziale necessario per la costruzione dell’impianto, ed un
costo variabile, dovuto alle spese per il funzionamento e la manutenzione dell’impianto. I costi variabili includono di solito le spese per il personale, il combustibile
e le parti di ricambio; nel caso del fotovoltaico, naturalmente, la voce combustibile
è assente.
Sia i costi di investimento, sia quelli di esercizio e manutenzione dipendono fortemente dalla taglia dell’impianto, dal tipo di applicazione per cui esso è costruito e
dalla località in cui esso è installato.
Nel caso di sistemi integrati negli edifici, il costo d’investimento è in prima approssimazione dovuto per il 60% ai moduli, per il 25% circa al BOS e per il restante 15%
al montaggio e alla manodopera per l’assemblaggio dei pannelli e per la realizzazione delle celle.
Attualmente, il costo indicativo per un sistema FV completo è dell’ordine dei 7,27,8 euro/Wp. Un impianto ad uso residenziale di 2-3 kWp, ha perciò un costo complessivo di installazione pari a 15.500-21.000 euro.
In corrispondenza di tali costi d’installazione e manutenzione ed ai risparmi derivanti dall’uso di una fonte energetica gratuita in fase di esercizio, i costi di generazione del kWh fotovoltaico risultano compresi tra 0,26 e 0,41 euro/kWh, a seconda
del sito di installazione e delle dimensioni dell’impianto. Se si confrontano direttamente tali valori con il costo di produzione dell’energia elettrica di base, si comprende facilmente di quale sforzo tecnologico e di strategie di mercato abbia ancora bisogno il fotovoltaico per essere competitivo sul mercato dell’elettricità di base.
Nel caso di impianti integrati progettati sin dall’inizio negli edifici, inoltre, nel costo
globale del sistema edificio-impianto FV, i costi di installazione e dei materiali di sostegno vanno contati una sola volta. Andrebbero inoltre sottratti al costo complessivo i costi dei materiali di rivestimento risparmiati. È chiaro che in questi casi si rende necessaria una valutazione caso per caso. Almeno in parte, tali considerazioni
possono essere fatte anche per interventi di retrofit, se questi coincidono con interventi di manutenzione straordinaria dell’edificio.
Per quanto riguarda i sistemi per utenze isolate, i costi attuali sono dell’ordine dei
10.300-11.300 euro/kWp, con un corrispondente costo attualizzato di 0,6-0,7 euro/kWh.Tali costi elevati sono ovviamente spiegabili con la necessità di dotare il sistema di batterie di accumulatori.
148
Collegare un utente di una zona isolata alla rete elettrica ha un costo che è funzione della distanza dalla rete di distribuzione. Spesso bisogna realizzare un tronco in
media tensione, con un trasformatore su palo e la restante parte in bassa tensione.
Secondo valutazioni ENEL tali costi ammontano complessivamente a circa 20.000
€/km. Ciò significa che, indicativamente, se la linea dovesse superare i 500 metri
per ogni kW di potenza richiesto dall’utente, la fonte fotovoltaica risulterebbe già
la più conveniente.
Per calcolare, infine, il costo del kWh prodotto da grandi centrali fotovoltaiche connesse con la rete non è possibile fare riferimento ai piccoli impianti per applicazioni isolate o in rete integrati su edifici, ma occorre prendere in considerazione impianti simili di grande taglia del tipo che, a scopo sperimentale e dimostrativo, sono stati realizzati in tutto il mondo.Tuttavia, dato il numero limitato di esempi di riferimento, la stima dei costi contiene ampi margini di incertezza. Attualmente, secondo l’esperienza americana, il costo complessivo di realizzazione di una centrale di grande taglia, ad esempio da 1 MWp, può essere stimato in circa 5.700 euro/kWp. Questo costo è dovuto per circa il 60% al costo dei moduli, pari dunque a
3.400 euro/kWp.
Quanto ai costi di gestione, l’esperienza delle grandi centrali della California mostra
che essi possono essere contenuti entro limiti molto bassi.
Se si assume una produzione annua di energia di 1.500 kWh per ogni kWp di potenza installata, il costo dell’energia è di circa 0,26 euro/kWh. Questo costo, ovviamente, va considerato come un valore limite, valido per gli impianti di grande taglia – superiore a 1 MW – costruiti in maniera tale da ottimizzare il rapporto costo/prestazioni e installati in località di facile accesso.
Attualmente questo costo è ancora lontano dalla competitività: perché il fotovoltaico possa quindi essere convenientemente usato per la produzione di energia su
grande scala, occorre ridurre i costi della tecnologia di circa un fattore 3.
I costi del fotovoltaico sono in continua evoluzione e si attendono significative riduzioni, in dipendenza degli investimenti in ricerca e sviluppo sia nella parte fotovoltaica del sistema, che nel BOS. Si conta di pervenire in tal modo ad importanti
innovazioni tecnologiche, a livello di materiali e di processi produttivi. Tali innovazioni potranno condurre a:
• una crescente produzione di massa, che porti con se i benefici delle economie di
scala;
• aumenti nella durata di vita dei sistemi;
• maggiore rendimento di conversione delle celle, che rappresenta una voce determinante nella valutazione complessiva dei costi.
149
È comunque evidente che la tecnologia fotovoltaica, benché tra le più interessanti e
versatili, è ancora ben lontana dalla competitività economica. In questo, più che in altri casi, è quindi necessario fare valutazioni che contemplino l’ammontare dei costi
esterni in corrispondenza della generazione energetica con i sistemi convenzionali.
600
500
400
5.6 Il mercato
La domanda
Il target principale del mercato dei sistemi fotovoltaici risulta senza dubbio quello
dell’inserimento dei moduli FV in edifici, in particolare edifici civili, sia per le possibili riduzioni di costo legate all’integrazione solare nei componenti edili che per le
sue ampie potenzialità applicative.
Scegliere di inglobare un generatore fotovoltaico in un edificio non è semplicemente una scelta limitata alla sua installazione. La tecnologia fotovoltaica, proprio
perché integrata, interagisce in modo globale con il resto della struttura edile contribuendo, oltre che nella produzione di energia elettrica, nel raggiungimento degli standard prestazionali dell’edificio stesso.
L’elemento che maggiormente favorisce l’inserimento della tecnologia fotovoltaica nell’architettura è, infatti, la possibilità concreta di trasformare un modulo in un
componente costruttivo: di rivestimento, strutturale, termoacustico-isolante. L’integrazione nell’edilizia potrà essere realizzata contemporaneamente alla costruzione
dell’edificio, o aggiunta in tempi successivi (interventi di retrofit). Per ciò che attiene i centri storici, ad esempio, può diventare interessante sovrapporre le problematiche del settore del recupero edilizio, con quelle dell’efficienza energetica attraverso l’adozione di soluzioni termo/tecniche unitamente a quelle fotovoltaiche.
Nel contesto sopra descritto, utenti ideali risultano inoltre, in quanto strategici, edifici pubblici o ad uso pubblico (come scuole, ospedali, centri sportivi, ecc.) e anche
e soprattutto il settore turistico (alberghi, campeggi, agriturismo, stabilimenti balneari, ecc.). In tale settore, infatti, la maggior domanda di energia si registra, in genere, nel periodo di maggior insolazione. In sostanza, l’energia solare risulta particolarmente “adatta” alla domanda stagionale.
Un ulteriore interessante settore applicativo in via di forte sviluppo, sempre nell’ambito dell’integrazione in edilizia, risulta quello delle strutture accessorie ed in
particolare delle infrastrutture urbane. La caratteristica di queste applicazioni è,
nella maggior parte dei casi, quella di essere impianti stand-alone, cioè non connessi a rete ed autosufficienti a livello energetico. Come già accennato, quella di
frammentare la produzione di energia rinnovabile in tanti generatori di limitate dimensioni è tra i principali obiettivi delle attuali politiche nazionali sull’uso delle
150
300
200
100
0
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Figura 5.9 - Evoluzione della produzione mondiale di celle FV. Fonte dati Eur Observ’er
fonti rinnovabili. In tale direzione, l’uso delle infrastrutture urbane per sostenere
impianti fotovoltaici sembra un’ottima opportunità da aggiungere a quelle edili.
Un esempio per tutti: le pensiline dei parcheggi auto, bus e di attesa offrono notevoli superfici e costi di integrazione relativamente bassi.
Da non trascurare, infine, la possibile applicazione della tecnologia fotovoltaica tra
le utenze isolate, in particolare aziende agricole o alpeggi delle aree montane isolate, per le quali può già esistere una convenienza economica del fotovoltaico in
quanto, come già detto, i costi di allacciamento alla rete elettrica uguagliano o sono superiori ai costi dell’impianto fotovoltaico stesso.
L’offerta
Il trend di crescita del mercato, verificatosi negli ultimi 20 anni, ha consentito all’industria del FV di decuplicare la propria produzione ogni 10 anni (figura 5.9).
La crescita mondiale della produzione di celle fotovoltaiche si è confermata eccezionale anche nel 2002, con 535 MWp (134 MWp in più rispetto all’anno precedente).
Tabella 5.4 - Localizzazione della produzione di celle FV (MW).
Paesi
Giappone
Stati Uniti
Europa
Resto del mondo
2001
170,4
99,8
97,5
33,8
2002
251,1
100,6
135,7
47,8
151
Supportata dal dinamismo del proprio mercato interno e recentemente da quello
del mercato tedesco, l’industria giapponese del settore ha confermato la propria
leadership a livello mondiale con 251 MWp prodotti nell’ultimo anno, pari ad una
quota parte del 47% (tabella 5.4) [5].
Gli Stati Uniti hanno mantenuto il livello di produzione del 2001 con 101 MWp permettendo così all’Europa di conquistare il secondo posto con una produzione di
136 MWp circa.
All’interno dell’Unione Europea, la Germania risulta il principale produttore di celle FV (57 MWp), seguita dalla Spagna (44,1 MWp). Gli altri paesi coinvolti nel settore sono la Francia (17,5 MWp), l’Italia (7,5 MWp), il Regno Unito e i paesi Bassi (3
MWp ciascuno).
L’aumento della produzione ha riguardato principalmente la tecnologia del silicio
policristallino. Questa rappresenta attualmente il 56,4% della produzione totale
(contro il 50,2% del 2001). La diffusione delle altre tipologie di celle è decisamente
meno marcata e ciò spiega la continua diminuzione della loro quota di mercato.
Ad oggi la tecnologia del silicio monocristallino non rappresenta più del 28%, mentre nel 1999 deteneva una quota quasi pari a quella del silicio poilicristallino. I motivi di questa riduzione non sono di ordine tecnologico7 ma bensì di ordine economico. Per le celle in silicio policristallino si utilizzano infatti gli scarti dell’industria
elettronica, mentre le celle in silicio monocristallino richiedono materiale puro e
quindi risultano decisamente più costose. La terza tecnologia più diffusa è quella
dei sistemi ibridi (strato di silicio amorfo deposto su un letto di silicio monocristallino), con 30 MWp prodotti nel 2002 pari al 5,6% della produzione complessiva. La
loro affermazione si spiega con dei tassi di rendimento confrontabili e a volte superiori a quelli dei moduli in monocristallino (da 13,2% a 15,2%).
Le celle FV in silicio amorfo (28 MWp prodotti nell’ultimo anno) non sono che in
parziale concorrenza con la tecnologia cristallina o ibrida. Il rendimento più basso
del silicio amorfo rispetto alle altre tipologie (da 6 a 8%) lo rende particolarmente
adatto, infatti, per applicazioni di debole potenza e/o per moduli di grandi dimensioni da integrare nelle facciate degli edifici.
Per venire incontro alle esigenze di integrazione nelle facciate degli edifici, è in atto
un’interessante tendenza dell’industria di settore a trasformare il modulo fotovoltaico in elemento architettonico. I progressi delle tecnologie produttive consentono la realizzazione di moduli con dimensioni sempre più simili ai componenti edili
7. Si tenga presente che il loro rendimento è in media più alto (14-16%) e questo permette una non trascurabile riduzione delle dimensioni dei moduli FV a parità di potenza erogata.
152
standard. Anche la strut2002 Crescita Quota di
2001
tura di sottofondo del
mercato
Società
(MW)
modulo, realizzata in di(MW)
(%)
(%)
versi materiali come ve1 Sharp
74
123
66,2
23
2 BO solar
54,4
66,8
22,8
12,5
tro, metallo, materiale
3 Kyocera
54
60
11,1
11,2
plastico, acquisisce carat4 Shell Solar
48,3
49,5
2,5
9,2
teristiche estetiche e fun5
Sanyo
16
35
118,8
6,5
zionali sempre migliori e
6 Astropower
26
29,7
14,2
5,5
compatibili all’inserimen7
RWE
Solar
22,7
29,5
30
5,5
to edile.
8
Isofoton
18,7
27,4
46,5
5,1
Per ciò che attiene le po9 Mitsubishi
14
24
71,4
4,5
tenzialità espressive del
10 Photowatt
13,5
17
25,9
3,2
modulo FV inserito nelAltre industrie
59,8
73,3
22,6
13,7
l’architettura, la ricerca
sta raggiungendo inte- Tabella 5.5 - Le 10 prime industrie per la produzione di celle FV nel
ressanti traguardi anche 2002. Fonte dati Eur Observ’er, Energia Solare FV
per la colorazione delle celle. Molte aziende già producono celle mediamente in
cinque colori diversi dal consueto viola. Ciò consente di fornire al progettista una
possibilità espressiva notevolmente più ampia aumentando gli scenari applicativi
del modulo nei vari contesti edili. Va sottolineato comunque il fatto che ogni colorazione produce un diverso rendimento elettrico della cella in quanto costituisce
un filtro più o meno selettivo della radiazione solare.
Il mercato mondiale è oggi dominato da una decina di grandi compagnie (tabella
5.5) che comprendono industrie petrolifere (Shell, BP), industrie che producono semiconduttori e prodotti elettronici di largo consumo (Sharp, Kyocera) ed industrie
fotovoltaiche pure (Photowatt, Isofoton, Astropower) [5, 7].
Risulta evidente la concentrazione industriale: tre quarti della produzione mondiale di celle FV proviene, infatti, da industrie giapponesi dell’elettronica e da oil companies orientate verso le rinnovabili. Il Giappone in particolare accresce notevolmente la propria capacità produttiva superando la metà della produzione complessiva delle prime dieci industrie mondiali.
Tra le prime dieci industrie della produzione di celle FV non risulta alcuna impresa
italiana. Attualmente il settore italiano vede la presenza di 8 società produttrici di
componenti ed apparecchiature, 15 distributori di apparecchiature e componenti
prodotti all’estero, una ventina di società dedicate alla sistematica (progettazione
ed installazione di impianti). Vanno considerati, inoltre, gli oltre 1.000 installatori
che sono stati formati dalle aziende o tramite corsi (ENEA, ISES). Il fatturato globa153
le del settore ammonta attualmente a circa 30-35 Mil di euro, di cui il 60% va in
esportazione verso i paesi del Nord Europa principalmente [7].
I produttori di moduli FV si servono, solitamente, di organismi esterni per certificare le prestazioni dei loro moduli. Tale certificazione viene rilasciata dopo appositi
test, la validità dei quali è assicurata dall’adesione a determinati standard definiti
dallo IEC (International Electrochemical Commitee). I moduli vengono testati in linea con gli standard europei EN 61215 per quanto riguarda i moduli in silicio cristallino ed EN 616146 per i moduli in silicio amorfo.
Per quanto riguarda le modalità autorizzative per l’installazione di un impianto fotovoltaico, valgono in gran parte le considerazione già svolte per quanto riguarda
i sistemi solari termici.
Con l’avvio del programma “10.000 tetti fotovoltaici”, il 6 dicembre 2000 è stata
emanata la delibera 224/00 con la quale l’Autorità per l’energia elettrica e il gas
normalizza la possibilità di effettuare lo scambio alla pari con la rete di distribuzione limitatamente agli impianti fotovoltaici fino a 20kWp introducendo un sistema
di contabilizzazione cosiddetto “net-metering”.
In base allo schema di contratto, l’energia prodotta da impianti mediante conversione diretta della radiazione solare in energia elettrica deve essere acquistata dall’azienda elettrica cui è allacciato il cliente/produttore di energia fotovoltaica. La
società elettrica è tenuta ad installare un contatore addizionale a quello già in uso
e adibito alla misurazione della corrente per la contabilizzazione degli importi che
verranno sottratti dalla bolletta. Proprio per promuovere questa forma di autoproduzione, la corrente prodotta e scambiata con la rete avrà in tutte le ore del giorno
un valore parificato a quello dell’energia tradizionale ritirata dal proprio distributore8. Una semplice aggiunta al normale contratto di fornitura già stipulato dall’utente darà il via all’attivazione dello ‘’scambio’’.
Secondo questo sistema annualmente viene considerato il bilancio tra energia
prelevata dalla rete ed immessa nella rete. Se si è consumata più energia di quanta se n’è immessa si pagherà solo la differenza. Se invece si è immessa più energia
di quanta se n’è consumata, l’eccedenza sarà riportata a credito per gli anni successivi, senza dar luogo a retribuzione. Sarà dunque cura dei progettisti realizzare
uno studio accurato dei fabbisogni, in modo da dimensionare impianti che riescano, in media, a soddisfare le necessità dell’utenza senza dare luogo ad un credito.
8. L’energia prodotta è stata valutata 0,14-0,28 euro/kWh, in relazione all’attuale contratto dell’utilizzatore finale.
154
Il Libro Bianco per lo sviluppo delle energie rinnovabili per il fotovoltaico definisce
un obiettivo di 300 MWp di impianti installati entro il 2010.
Gli impianti fotovoltaici possono chiaramente usufruire della vendita dell’energia
prodotta in base al meccanismo dei certificati verdi. Ad ottobre 2002 risultavano
qualificati a partecipare a tale meccanismo tre impianti, per un totale di 690 kW ed
una produzione stimata di 890 MWh.
È chiaro che si tratta di impianti di grossa taglia, per i quali si deve garantire una
quota minima di produzione annuale pari a 100MWh.
Per gli impianti di taglia ridotta, un incentivo potrà essere dato dai già citati decreti del Ministero dell’Industria del 2001 riguardanti gli obblighi di risparmio energetico posti in capo ai distributori di energia elettrica e di gas. Gli impianti fotovoltaici di taglia inferiore ai 20 kWp, sono una delle opzioni indicate nei decreti per raggiungere la riduzione desiderata.
Come per il solare termico, anche il fotovoltaico può beneficiare dell’IVA al 10% e
dello sconto IRPEF del 36%.
Inoltre, in base alla legge 133/99, l’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici di
potenza elettrica non superiore ai 20 kWp, anche collegati in rete, non è sottoposta all’imposta erariale ed alle relative addizionali sull’energia elettrica.
È evidente, però, che il principale sforzo per incentivare la tecnologia FV è stato realizzato con il programma che mira alla realizzazione di impianti connessi alla rete
ed integrati negli edifici. Tale programma è stato diviso in due fasi per una durata
complessiva prevista di 6 anni.
La prima fase prevede la realizzazione di 10.000 tetti FV da 1 a 50 kWp, per una potenza totale installata di 50 MWp; la seconda fase prevede la costruzione di ulteriori
40.000 impianti (per un totale di 200 MWp) per un investimento complessivo di
quasi 1 miliardo di euro.
La prima fase del programma è iniziata ufficialmente alla fine del 2000 con lo stanziamento, da parte del Ministero dell’Ambiente, di 33 Milioni di euro per la diffusione di impianti FV integrati in edifici pubblici e privati.
Sono stati previsti tre sottoprogrammi:
Sottoprogramma I
Il primo sottoprogramma è diretto alle Amministrazioni Pubbliche (in particolare
Comuni capoluogo, Comuni in Parchi regionali e nazionali e Province) e prevede la
realizzazione di circa 150 impianti FV connessi in rete, da 1 a 20 kWp. Il contributo
ministeriale copre il 75% dei costi ammissibili dell’impianto.
La prima fase di questo sottoprogramma è quasi completamente conclusa. A giu155
gno 2001 erano già stati presentati 586 progetti pari ad una potenza complessiva
di 6,6 MW ed un investimento pubblico richiesto di 30 milioni di euro. I fondi ministeriali effettivamente disponibili (10 milioni di euro) sono stati sufficienti a finanziare i primi 145 progetti, principalmente di province e comuni).
Per poter cofinanziare i restanti progetti, il Ministero e le Regioni hanno deciso di
stanziare nuove risorse pari a 19 ML di euro con il 50% di cofinanziamento dalle regioni. Nel complesso il Sud Italia ha risposto meglio del Nord. La maggior parte dei
progetti ha riguardato scuole (349 totali di cui 121 finanziati nella prima fase) e
Parchi o Riserve naturali (104 presentati di cui 49 già finanziati).
Sottoprogramma II
Prevede la realizzazione di 2.000 impianti FV connessi in rete ed integrati in edifici
privati e di amministrazioni pubbliche. Le risorse stanziate dal ministero sono gestite direttamente dalle regioni che hanno cofinanziato direttamente il programma e che hanno preparato bandi pubblici rivolti a privati, imprese e soggetti pubblici non compresi nel primo sottoprogramma. Anche in questo caso il contributo
di Ministero e Regioni copre il 75% dei costi dell’impianto. I 20 milioni stanziati sono stati divisi tra le Regioni secondo un criterio demografico. Le Regioni hanno cofinanziato il programma con il 30% delle risorse. Tutte le regioni hanno confermato la loro partecipazione al programma ed hanno emesso il relativo bando.
La partecipazione è stata elevatissima. Quasi ovunque le richieste hanno superato
la disponibilità finanziaria di 5 volte. Alcune regioni hanno deciso di allocare risorse proprie per fare fronte al gran numero di richieste.
Altri 24 milioni di euro sono stati inoltre allocati a fine 2002 dal Ministero per finanziare questa fase del programma. Con il cofinanziamento previsto di pari valore da parte delle Regioni, saranno disponibili complessivamente, per l’apertura dei
bandi regionali, 48 milioni di euro. È stata proposta in questa occasione una riduzione del contributo pubblico (65-70% max) che dovrebbe portare a nuovi investimenti per un totale di 68-73 milioni di euro e all’installazione di ulteriori 8-10 MWp.
Sottoprogramma III
Riguarda l’integrazione in edifici considerati ad alta valenza architettonica di impianti FV con potenza superiore ai 30 kWp. Al fine di incoraggiare la completa integrazione architettonica dei moduli FV, il contributo previsto è stato portato
all’85% del costo di investimento, per un costo ammissibile di 13 euro/kWp.
Il bando si è concluso il 31 gennaio 2001 e sono stati presentati più di 50 progetti
per una potenza complessiva di 3 MWp. Tra questi sono stati selezionati i migliori
per i quali il termine ultimo per l’inizio dei lavori è stato dicembre 2002.
Si prevedeva che le tre fasi del programma potessero portare ad una potenza in156
stallata aggiuntiva di circa 22 MW entro la fine del 2003. In realtà i dati dell’installato al 2002 rivelano un forte ritardo del programma rispetto alle previsioni.
Degli 857 impianti finanziati solo un terzo è stato effettivamente portato a termine per una potenza complessiva di poco più di 2 MWp. In forte ritardo risultano, in particolare, le realizzazioni del primo sottoprogramma destinato agli enti
pubblici. A dicembre 2002 solo la metà degli impianti era già stata realizzata per
una potenza di 1 MW su 78 sistemi FV.
Val la pena infine citare, nell’ambito delle iniziative di sostegno, il protocollo di intesa stipulato nel giugno 2000 tra Ministero Ambiente e Ministero Beni e Attività
Culturali e volto a favorire la diffusione delle fonti rinnovabili, con criteri idonei a
salvaguardare beni storici, artistici, architettonici, paesaggistici ed ambientali. Nell’ambito di tale accordo, in particolare, entrambi i ministeri si impegnano a definire criteri, indirizzi e normative per un corretto inserimento del fotovoltaico negli
edifici e per la valutazione delle congruità tra le nuove tecnologie e le tecniche ed
i materiali tradizionali delle strutture edilizie storiche, da rendere disponibili agli
operatori del settore. Forte enfasi è inoltre data, soprattutto per quanto riguarda le
metodologie standard da seguire nei processi autorizzativi, alla necessità di una
stretta collaborazione e coordinamento tra i suddetti Ministeri e le Regioni, Enti Locali che hanno il compito di valutare ed autorizzare progetti fotovoltaici.
Dati gli alti costi, l’importanza dell’incentivazione economica nel caso del fotovoltaico risulta evidente più che per altre fonti energetiche rinnovabili.
L’incentivo in conto capitale fornito dai programmi nazionali, benché di entità percentualmente non irrilevante, è caratterizzato dai limiti intrinseci di non certezza su
come l’impianto verrà successivamente gestito e, quindi, sull’effettiva produzione
energetica.
I paesi nei quali si è registrata negli ultimi anni una forte crescita del settore fotovoltaico (Giappone, Germania, Austria, Olanda, ecc.), sia dal punto di vista della potenza installata che della produzione, sono quelli che hanno deciso di investire
concretamente in questa tecnologia attraverso opportuni programmi di sostegno
ed incentivo alla domanda sul mercato interno. Le iniziative portate avanti in Germania, in particolare, costituiscono, in questo senso, un vero e proprio modello attualmente testato in molti altri paesi della Comunità Europea. Nel 1999 è stato lanciato il programma di sostegno “100.000 tetti fotovoltaici” che prevede l’attribuzione di prestiti a tasso agevolato (con un interesse dell’1,91% nel 2002), accordati
nella misura di 6.228 euro/kWp per sistemi fino a 5 kWp e di 3.115 euro/kWp, per
sistemi di taglia superiore. La banca tedesca per lo Sviluppo, tra il primo gennaio
1999 ed il 31 dicembre 2002, risulta aver già finanziato 200,7 MWp, su un totale di
157
300 MWp previsti dal programma, che dovrebbe terminare alla fine del 2003. A novembre 2002 è stato annunciato l’obiettivo di portare il tetto della potenza incentivabile a 1000 MW. A sostegno di questo programma è stata varata una legge che
garantisce una “feed in tarif”, una forma di contributo in conto energia, attualmente pari a 0,46 euro per ogni kWh immesso in rete.
In Olanda il programma di sostegno è strutturato su due livelli. Consiste in una sovvenzione all’installazione il cui ammontare è fissato a 3,5 euro/Wp installato alla
quale si può aggiungere un bonus legato alle prestazioni energetiche dell’impianto. L’elettricità prodotta e immessa in rete beneficia, comunque, di un contributo di
6,8 centesimi di euro/kWh in più rispetto al prezzo ordinario di mercato.
In Austria sono stati adottati la “feed in tarif”, che riconosce un certo valore economico al kWh fotovoltaico, oppure un riconoscimento economico per kWp installato. La prima varia dai 10 ai 74 centesimi di euro/kWh, a seconda della regione, della dimensione e della stagione; il secondo si attesta attualmente sui 4.000
euro/kWp installato.
Un altro sistema di sostegno che si sta sviluppando con successo è quello delle tariffe verdi certificate Ecolabel, con lo scopo di favorire un mercato dell’energia trasparente garantendo la fonte di produzione. Uno dei requisiti necessari per ottenere la certificazione è che la composizione del mix energetico rinnovabile contenga almeno l’1% di energia fotovoltaica.
Non è da escludere che anche in Italia, con l’attuazione del decreto legislativo
adottato a luglio 2003 in recepimento della direttiva europea 77/2001, si passi ad
una forma di incentivazione basata sull’energia prodotta.
Il Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili prevede un
notevole sviluppo del settore, passando dai 16 MW del 1997 ai 300 MW del 2010.
Attualmente è stata raggiunta una potenza complessiva installata di circa 23
MWp, con tassi medi di incremento sino ad oggi sempre molto bassi (tra 1 e 2
MWp/anno); alla chiusura della prima fase del programma 10.000 tetti fotovoltaici dovrebbe garantire l’installazione di ulteriori 23 MWp, per un totale di 45-50
MWp entro la fine del 2003. Risulta evidente come si sia ancora lontani dagli
obiettivi del Libro Bianco.
Il limite principale a questo sviluppo è di carattere essenzialmente economico. Per
raggiungere una diffusione su ampia scala il fotovoltaico deve ridurre drasticamente i costi dell’investimento, cioè sostanzialmente il costo del materiale e della
fabbricazione delle celle.
158
Per quanto riguarda le parti non propriamente fotovoltaiche dell’impianto – inverter, strutture meccaniche di sostegno, ecc. – non appaiono possibili particolari innovazioni tecnologiche: una buona parte della riduzione potrà provenire dalle economie di scala legate all’aumento dei volumi di produzione.
Diversa appare la situazione per quanto riguarda i moduli: la riduzione di costo, in
questo caso, sembra possibile solo a fronte di tecnologie innovative (“breakthrough tecnologico”) relative sia ai materiali, sia ai processi di fabbricazione; questi ultimi, in particolare, dovranno svilupparsi nel senso della più completa automazione, anche per andare incontro alle esigenze di “qualità totale” implicite nella
produzione di parti ad elevatissima tecnologia, per le quali la resa massima costituisce un fattore di importanza vitale.
Inoltre appare prevedibile che, grazie all’introduzione coronata dal successo della
tecnologia dei film sottili, la riduzione di costo possa avvenire ad un passo ancora
più spedito di quanto non sia successo finora. Solo impegnandosi decisamente
nell’azione di ricerca e sperimentazione sarà possibile verificare le reali opportunità offerte da questa fonte energetica che, in uno scenario a lungo termine, sarà decisiva per soddisfare le richieste energetiche mondiali nel rispetto dell’ecosistema
del nostro pianeta.
Per riuscire a creare un mercato fotovoltaico sempre più significativo, è necessario
non solo però sforzarsi per ottenere importanti miglioramenti nei processi di fabbricazione, ma è anche indispensabile favorire economicamente la domanda, mediante incentivi e finanziamenti, puntando in particolare sull’integrazione degli
impianti negli edifici, che rappresenta in Italia senza dubbio l’area di intervento più
promettente e con le maggiori potenzialità di applicazione.
Secondo uno studio dell’International Energy Agency (Photovoltaic Power
Systems Programme, task 7) l’Italia dispone di una superficie di tetti potenzialmente disponibile all’inserimento del fotovoltaico stimata in 763,53 kmq (410 kmq
circa per gli edifici residenziali ed il restante in edifici agricoli, industriali e commerciali) e di un’area per le facciate pari a 2686,32 kmq (per un valore totale procapite pari a circa 18 mq). Se questi spazi fossero coperti da moduli fotovoltaici, sarebbe possibile produrre circa 127 TWh/anno (103 TWh circa da installazioni su tetti, 24 TWh su facciate) pari a poco meno del 45% dei consumi complessivi di energia elettrica9 [9]. Sono ovviamente calcoli ipotetici, ma che fanno comunque ben
comprendere l’enorme potenziale offerto da simili applicazioni.
L’integrazione edilizia, se non supportata finanziariamente, difficilmente può tro9. Consumi di elettricità al 2001: 285,5 TWh - dato GRTN
159
vare convenienza economica e quindi possibilità di utilizzo là dove l’energia elettrica è già messa a disposizione dalla rete di distribuzione.
Lo sfruttamento della tecnologia fotovoltaica dovrà essere favorito approfittando
del fatto che, al momento, il mercato italiano mostra vendite in crescita e le prospettive future sono positive.
Si ritiene che il mercato italiano seguirà l’andamento di altri paesi, ma più velocemente, perché potrà beneficiare dell’affidabilità degli attuali prodotti e dell’esperienza di altri mercati.
Di fondamentale importanza in questo contesto risulteranno allora i seguenti fattori:
• volontà reale delle autorità pubbliche a sviluppare il settore attraverso specifici
programmi di supporto. Gli incentivi finanziari possono essere o misure fiscali (riduzione di tasse, riduzione di IVA, ecc.) o sussidi di investimento (nazionali, regionali, comunali, ecc.);
• importanza di determinare come i costi economici degli interventi e delle iniziative possano essere distribuiti sui diversi attori/operatori sia pubblici che privati.
Un coinvolgimento esteso, in campagne coordinate, di soggetti in grado di creare le condizioni di fattibilità di un finanziamento può fornire le condizioni necessarie per svincolare la realizzazione di interventi inerenti l’energia dalla dipendenza dalle risorse pubbliche. L’ente pubblico da parte sua potrà svolgere un ruolo rilevante come promotore di queste azioni;
• capacità di organizzare e gestire efficacemente i programmi di sviluppo. È necessario semplificare al massimo le operazioni che gli utenti devono eseguire per poter realizzare gli impianti. Inoltre è indispensabile prevedere una massiccia campagna informativa, prima di tutto per far sì che le agevolazioni già esistenti (in
termini di contributi o misure fiscali) siano compiutamente sfruttate e, in secondo luogo (ma per questo non meno importante), affinché sia sempre più diffusa
la conoscenza della tecnologia fotovoltaica e dei possibili benefici ottenibili in
termini economici e ambientali da una sua diffusione;
• integrazione tra l’industria fotovoltaica, quella edilizia ed il mondo dei progettisti, per ottimizzare l’integrazione del modulo fotovoltaico nella progettazione e
nella fase realizzativa. Qualora, infatti, non si creassero queste sinergie in un programma di sostegno ed incentivazione, i benefici ottenibili con l’integrazione architettonica del FV non potrebbero essere massimizzati. Il concetto di modulo
FV come parte integrante dell’edificio è attuabile solo se l’industria delle costruzioni comincerà a proporre componenti pienamente integrabili e se i progettisti
saranno opportunamente formati ed aggiornati sulla tecnologia. La produzione
160
industriale dei moduli atti ad essere integrati ha diversi vantaggi: ridurre il costo
dei moduli dal momento che sostituiscono altri componenti dell’edificio; ridurre
drasticamente il costo della struttura di supporto e dell’installazione; permettere la realizzazione di grandi impianti; migliorare la qualità estetica dell’impianto
che diventa parte dell’edificio;
• sostegno dei Comuni e degli Enti locali, che garantiscano tempi brevi nel rilascio
di eventuali permessi di costruzione e soprattutto definiscano norme e regolamenti, nell’ambito degli ordinari documenti e strumenti di pianificazione, atti a
favorire, se non obbligare, l’inserimento delle fonti rinnovabili negli edifici di
nuova costruzione;
• disponibilità di professionisti qualificati. Questa è cruciale per lo sviluppo del mercato fotovoltaico. Soprattutto gli installatori e gli architetti agiscono come consulenti diretti dei proprietari di abitazioni private e giocano perciò un ruolo chiave
per l’avvio del mercato. Corsi di formazione dovrebbero quindi essere implementati con il coinvolgimento innanzitutto delle organizzazioni e associazioni di categoria come ANIM (Associazione Nazionale Impiantisti Manutentori), ECIPA (Ente Confederale di Istruzioni Professionale per l‘Artigianato e le Piccole Imprese).
Alla luce di queste considerazioni e di quanto esposto nei paragrafi precedenti, risulta difficile, ad oggi, prevedere quale potrà essere lo sviluppo dei sistemi fotovoltaici nei prossimi anni in Italia. Molte sono ancora le incertezze riguardo gli
obiettivi del governo italiano in campo ambientale, molti i provvedimenti ancora
nella fase di studio.
[1] ENEA e ISES Italia, Energia elettrica dal sole, 1998
[2] ISES Italia, Ecoenergie, I sistemi fotovoltaici collegati in rete ed integrati negli edifici,
2001
[3] M. Spagnolo, Il Sole nella città. L’uso del fotovoltaico nell’edilizia, Franco Muzio Editore,
2002.
[4] IEA PVPS T1-Trends in photovoltaic applications, 2002
[5] Observer-Observatoire des énergies renouvelables. Le baromètre du photovoltaique,
Systemes Solaires - n. 153, 2003
[6] Refocus the International Renewable Energy Magazine, ISES International, maggio/giugno 2003
[7] Energia Solare FV, Artech Publishing, n. 2 Marzo-aprile 2003
[8] Energia Solare FV, Artech Publishing, n. 3 Maggio-Giugno 2003
[9] IEA PVPS, Potential for building integrated photovoltaics, 2001
161
6. Le fonti da biomassa
Si definiscono biomasse tutti i materiali direttamente o indirettamente provenienti da reazioni fotosintetiche, quali i materiali vegetali ed i loro derivati: legna, combustibili derivati dalla legna, residui agricoli e agroindustriali e residui animali [1].
A fronte di un concetto così ampio di biomassa, i prodotti energetici da esse ottenibili sono diversi, come diversi sono i processi tecnici con cui trarre energia da
questi materiali.
Da un punto di vista teorico le biomasse sono neutre per quanto attiene l’emissione di gas ad effetto serra poiché il biossido di carbonio (CO2) rilasciato nel corso dei
processi di combustione viene riassorbito dalle piante stesse mediante il processo
della fotosintesi clorofilliana. Nei fatti il bilancio energetico dell’uso di biomasse è
più complesso e deve tenere conto, tra l’altro, delle modalità di approvvigionamento, delle lavorazioni e del trasporto del materiale fino al luogo d’impiego.
Il notevole interesse registrato negli ultimi anni circa la possibilità di un incremento dell’uso delle biomasse quale sostituto dei combustibili fossili è legato a diversi
fattori:
• lo sviluppo tecnologico degli impianti ha consentito di aumentarne l’efficienza e
offre oggi un ampio ventaglio di soluzioni (da pochi kW sufficienti per un’abitazione a grandi impianti fino a 80 MW);
• si aprono nuove prospettive per la valorizzazione di materiale organico diversamente non utilizzato e a volte di difficile smaltimento;
• la valorizzazione di alcuni materiali quali quelli legnosi lascia intravedere possibilità di sviluppo per zone caratterizzate da un progressivo spopolamento;
• se viene gestito in maniera sostenibile l’impiego delle biomasse può contribuire
al miglioramento dell’ambiente: si pensi alla situazione di degrado di molti boschi
cedui in Italia, che da troppo tempo non vengono utilizzati perché non più redditizi e che in assenza di intervento impiegherebbero tempi lunghissimi per evolvere verso strutture ecologiche più complesse. L’utilizzo energetico della legna
potrebbe essere un buon incentivo a quelle operazioni di conversione ad alto fusto che ne migliorerebbero il valore ecologico e la fruibilità;
• la biomassa può essere stoccata ed utilizzata all’occorrenza.
Considerando la grande varietà delle biomasse, è opportuno fornire alcuni criteri
per la loro classificazione pratica.
162
Un primo possibile criterio per la suddivisione delle biomasse è quello del loro
quantitativo di umidità: il materiale a basso contenuto di umidità è adatto alla
combustione, mentre quello più ricco di acqua può essere più agevolmente sottoposto a digestione anaerobica o a fermentazione.
Un secondo criterio per la suddivisione delle biomasse è dato dal rapporto Carbonio-Azoto (in simboli “C/N”): i materiali con un rapporto elevato sono adatti ad essere combusti, mentre con rapporti C/N attorno a 30 si hanno ottime possibilità di
sottoporre la materia a trattamento biologico.
Un ulteriore criterio per inquadrare le biomasse ad utilizzazione energetica, utile
soprattutto per gli aspetti legali, è quello della loro origine: esse possono derivare
da scarti di lavorazione e/o consumo o essere prodotte appositamente; ciò potrebbe avere implicazioni legali differenti.
L’origine è importante anche per comprendere quanto le biomasse siano concentrate o diffuse sul territorio e quindi se ci si debba o meno porre il problema della
loro disponibilità e raccolta. Il costo di raccolta di biomasse sparse su un territorio
vasto può infatti essere un serio vincolo alla fattibilità dell’utilizzazione energetica.
Tutte queste distinzioni, nel loro complesso, hanno considerevoli ripercussioni sulle problematiche tecnologiche, gestionali e normative delle biomasse.
Quali tipi di biomasse sono prevalentemente utilizzati e quanta energia è contenuta nelle biomasse? I tipi di biomasse che vengono qui considerati sono la legna
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Percentuale di um idità
Figura 6.1 - Potere calorifico della legna e contenuto di umidità
163
(in varie forme), gli oli vegetali ed i reflui zootecnici.
Tra i diversi materiali organici utilizzabili a scopi energetici le biomasse di origine
forestale hanno un ruolo di particolare rilievo. Nello schema in alto si evidenziano
le principali fonti di approvvigionamento di questo materiale.
Le forme in cui si può utilizzare la legna sono diverse: tal quale, ma anche cippata
(si tratta di legna sminuzzata) e sotto forma di pellets o bricchette, ossia di agglomerati di legna ricostruiti in genere partendo dalla segatura1.
Per dare un’idea di quanto sia importante il contenuto di umidità della legna e,
quindi, di quanto sia rilevante disporre di standard, la figura 6.1 riporta la variazione del potere calorifico in funzione dell’umidità stessa. Per rispondere in maniera
intuitiva alla domanda sul contenuto energetico della legna, nella tabella 6.1 si raffronta la quantità di energia contenuta nelle biomasse con i quantitativi equivalenti di combustibili cui si è comunemente abituati, ossia gasolio e metano.
Come si vede dalla tabella – in particolare dalla terza e quinta riga – i combustibili de-
rivanti dalle biomasse
Gasolio
Metano
hanno una densità ener- Tipo di biomassa
equivalenti equivalenti
getica inferiore a quella 1 kg di cippato al 20% U.R.
0.38 litri
0.37 m3
dei combustibili fossili. Ne (su base umida e con p.c.i di
consegue che sono meno 13.4 MJ/kg)
convenienti da trasporta- 1 kg di cippato al 40% di U.R.
0.30 litri
0.29 m3
re, poiché un’unità di (b.u. e p.c.i 10.46 MJ/kg)
energia occupa più spa- 1 m3 di cippato 40% U.R.
3
3
87.3 litri
83 m3
zio. Questo ne favorisce (3013 MJ/m e 300 kg/m di
un impiego nel luogo di densità)
produzione (per maggiori 1 kg di pellets
dettagli sulle caratteristi- (p.c.i. > 16.9 MJ/kg, secondo
0.49 litri
0.47 m3
che chimico-fisiche delle quanto proposto dal CTI per la
standardizzazione; con massa
biomasse si veda, ad
volumica > 600 kg/m3)
esempio, [2]).
Le tecnologie disponibili 1 m3 di pellets
293 litri
282 m3
per ottenere energia dal- (come sopra)
le biomasse fanno riferi- 1 kg legna in tronchetti
0.36 litri
0.35 m3
mento principalmente al- (500 kg/m3 secca 12.6 MJ/kg)
la loro combustione, alla
co-combustione, alla fer- 1 lt di metil estere
0.95 litri
0.92 m3
mentazione alcolica, al- (biodiesel) 37-38 MJ/kg
l’ottenimento di combu- con densità di 0.874 kg/lt
stibili liquidi attraverso
Tabella 6.1 - Contenuto energetico: confronto tra legna ed altri commetil esterificazione, alla bustibili.
gasificazione termica o
alla digestione anaerobica.
Prima di focalizzarsi sull’utilizzo energetico, si ritiene opportuno ricordare che le
biomasse possono essere utilizzate anche a fini non energetici: limitandosi a citare
alcuni esempi si pensi all’industria dei pannelli in legno, alla produzione di compost, tutti impieghi che concorrono sul mercato con quello energetico e che pertanto possono influenzare in maniera anche notevole i prezzi delle biomasse,
eventualmente alterando le condizioni di convenienza per l’utilizzo energetico.
1. Poiché i combustibili derivanti dalla biomassa sono così diversi fra loro e poiché il loro valore è fortemente influenzato da parametri quali il contenuto di umidità e/o di ceneri, dati che non sono immediatamente apprezzabili dall’acquirente, per permettere una loro più agevole commercializzazione si sta cercando di fissare alcuni standard. Di ciò si
sta occupando il Comitato Termotecnico Italiano; per i criteri di commercializzazione si rimanda alla Raccomandazione CTI Biocombustibili, specifiche e classificazione (n° 3/2003).
Combustione
Poiché l’impiego delle biomasse rappresenta il più antico sistema per disporre di
energia, la nuova tendenza potrebbe essere considerata un ritorno al passato. Di
Biomasse legnose ad uso energetico
Settore forestale
Utilizzazione dei cedui
Conversione dei cedui
■ Residui degli interventi nelle fustaie (diradamenti e tagli)
■ Residui degli interventi in popolamenti
specializzati (arboricoltura)
Settore industriale
■
■
Settore agricolo
Filari e siepi
■ Potature in colture legnose
■ Colture energetiche specializzate (short
rotation forestry)
■
Residui della lavorazione del legno (es.
segherie, produzione di mobili, ecc.)
Verde urbano
■
■
Residui degli interventi (potature e abbattimenti)
Settore civile
■ Componente legnosa degli RSU (bancali,
cassette, legno di scarto)
■ Rifiuti legnosi speciali (legno da demolizioni, mobili, traversine ferroviarie, pali
impregnati)
164
165
fatto i nuovi impianti di produzione termica assomigliano solo lontanamente alle
stufe di una volta per quanto riguarda l’efficienza, la praticità e le emissioni in atmosfera (si veda, ad esempio, [3]).
La combustione è la modalità di utilizzazione energetica più antica e conosciuta; in
tale ambito la distinzione principale è fra impianti di piccole e grandi dimensioni.
Nel caso di soluzioni impiantistiche di grandi dimensioni, adatte alla produzione di
considerevoli quantità di energia termica, di energia elettrica o di energia elettrica
e termica (cogenerazione) ci si basa principalmente sulla tecnologia a letto fisso
(rappresentata dalle varie tipologie di griglia mobile e dal sistema sottoalimentato) o su quella a letto fluido, in cui si distinguono letti bollenti e circolanti.
La tecnologia a griglia (figura 6.2) è adatta ad utilizzare anche combustibili di pezzatura disomogenea, con un grado di umidità ed un contenuto di ceneri elevati, ed
ha il pregio di essere piuttosto semplice; importante in questo contesto è che il
combustibile sia ben distribuito sopra la griglia, per garantire una distribuzione
omogenea dell’apporto di aria primaria; perché queste condizioni siano rispettate
occorrono una griglia che si muova in continuo, un sistema di controllo dell’altezza
delle braci e ventilatori indipendenti per l’aria primaria delle varie sezioni della griglia. Le griglie possono essere raffreddate ad acqua, cosa che riduce la scorificazione e prolunga la vita dell’impianto. È poi opportuno che venga ottenuta una combustione a due stadi con la separazione dell’aria primaria e secondaria: questo perché l’aria primaria deve essere poco turbolenta per non smuovere le braci, mentre
una combustione ottimale degli effluenti gassosi richiede una turbolenza elevata.
Per quanto riguarda i sistemi sottoalimentati si tratta di una tecnologia in cui il
combustibile è condotto nella camera di combustione mediante una coclea e poi
brucia su una griglia fissa;
Andata
Ritorno
questo tipo di impianti è
adatto a combustibili con
Ricircolo gas e fumi
un basso contenuto in ceneri e di pezzatura piccoVentilatori
di aria
la. Fra i pregi vi è quello di
secondaria
I ZONA PRIMARIA DI COMBUSTIONE
II
consentire un buon conII ZONA SECONDARIA DI COMBUSTIONE
trollo a carico parziale e la
Zona riposo fumi
Ventilatori
I
di aria
Fotocellule controllo bracere
semplicità del controllo
primaria
Griglia
del caricamento del combustibile.
Griglie per le ceneri Ceneri volatili secondarie
Nella combustione a letto
Figura 6.2 - Schema di caldaia a biomassa. Fonte Biomass and Bioefluido il combustibile è
nergy
166
mescolato in camera di Impianti a legno
Rendimenti
combustione a sostanze Caminetto tradizionale
5-15%
solide (sabbia silicea o Cucina economica tradizionale
15-30%
dolomia) che costituisco- Inserto per caminetto
50-60%
no un volano termico, l’a- Impianto a cippato di piccole dimensioni
60-75%
ria viene fornita dal basso Caldaia a fiamma inversa
70-80%
e mantiene il materiale in Caldaia industriale a biomassa
75-90%
uno stato fluido: a secon- Tabella 6.2 - Efficienza energetica di diverse soluzioni impiantistiche
da dell’intensità di fornitura dell’aria si distinguono in impianti a letto bollente o circolante, in tali condizioni è possibile far svolgere la combustione con un basso eccesso d’aria e a basse temperature (800-900°C); quest’ultimo particolare permette di evitare problemi con il
materiale che ha basso punto di fusione delle ceneri.
La soluzione basata sull’impiego del letto fluido consente di ottenere emissioni di
NOx inferiori ed una certa flessibilità per quanto riguarda i combustibili, anche se
richiede una maggior omogeneità della pezzatura e cautela rispetto alle impurità;
presenta, per contro, un quantitativo di polveri emesse superiore. Gli impianti a letto fluido sono comunque un’opzione solo per dimensioni superiori ai 30 MWth,
che nella realtà italiana sono dimensioni ragguardevoli e probabilmente raggiungibili agevolmente solo utilizzando scarti del settore agro-industriale.
Le soluzioni di piccole dimensioni (in cui si produce solo calore) sono quelle meglio conosciute: fra queste vi sono gli apparecchi tradizionali, caricati a mano, come
caminetti, inserti per caminetti, stufe, termocucine, ma anche le meno conosciute
stufe ad accumulo termico, e le caldaie a tronchetti di legna (incluse quelle a fiamma inversa).
Recentemente sono poi stati sviluppati sistemi che prevedono il caricamento automatico e che funzionano in continuo; fra questi gli impianti a pellets, che bruciano dei cilindretti fatti di segatura ricompattata e quelli a cippato, che funzionano a
scaglie di legno. Questi impianti, proprio grazie al loro funzionamento in continuo,
offrono migliori possibilità di controllo del quantitativo di combustibile e della
quantità di aria fornita. Ciò si riflette positivamente sia sul rendimento della combustione che sulle emissioni.
Esaminando sommariamente questi apparecchi si può dire che:
• i caminetti aperti sono estremamente poco efficienti, con rendimenti termici che
non superano il 10%; non sono quindi un’opzione per il riscaldamento, ma hanno
piuttosto valore estetico;
• gli inserti per caminetti forniscono risultati migliori dal punto di vista dell’effi167
cienza energetica. Essi trasmettono il calore prevalentemente per convezione, in
minor parte per radiazione. Tali sistemi possono sostituire i caminetti aperti con
considerevoli miglioramenti di efficienza;
• le stufe funzionano anch’esse per convezione-radiazione; ad esse può essere applicato un sistema catalitico per la riduzione delle emissioni derivanti dalla combustione incompleta. Quest’ultimo sistema non è molto diffuso in Europa, ma potrebbe essere interessante;
• le stufe ad accumulo termico sono stufe in cui il calore viene accumulato in una
particolare tipologia di pietra (la pietra ollare) o nella ceramica che circonda la
stufa (le tradizionali stufe in maiolica) e viene poi rilasciato sotto forma di un piacevole calore radiante; tali stufe vengono accese una o due volte al giorno durante la stagione fredda e mantengono il calore abbastanza a lungo; tuttavia si
presti attenzione al fatto che la risposta termica di tali stufe è piuttosto lenta e sono quindi più adatte a condizioni climatiche costanti;
• le caldaie a legna, siano o meno a fiamma inversa, sono dotate di uno scambiatore termico e solitamente di un accumulatore per l’acqua: per minimizzare le emissioni è infatti necessario che tali impianti vengano fatti funzionare a pieno carico.
Le caldaie a fiamma inversa consentono una miglior regolazione dell’aria primaria e secondaria e permettono emissioni fra le più basse.
L’efficienza energetica di tali sistemi di conversione è notevolmente variabile.
Si riassume, nella tabella 6.2 l’efficienza energetica delle possibili soluzioni impiantistiche.
Co-combustione
Per quanto riguarda la co-combustione questa è un’ipotesi che è stata analizzata
per incrementare i rendimenti nell’utilizzo della biomassa per produzione di elettricità.
I vincoli imposti dall’approvvigionamento della biomassa implicano infatti che le
centrali funzionanti a sole biomasse abbiano dimensioni limitate e raggiungano
quindi rendimenti che si aggirano attorno al 27%, ma possono anche essere inferiori. Questo valore è determinato dalla subottimalità dell’impianto ed in particolare delle turbine a vapore che possono essere utilizzate per le dimensioni rilevanti.
Si è così pensato di utilizzare le biomasse nelle normali centrali a carbone, caratterizzate da rendimenti più elevati.
Ciò può essere fatto con diverse modalità.
1°) Utilizzando la biomassa unitamente al carbone polverizzato.
In questo tipo di scelta si possono avere varie opzioni per quanto riguarda il pre168
trattamento della biomassa, ma in genere è preferibile che questo avvenga separatamente da quello del carbone, lo stesso dicasi per l’alimentazione della biomassa. È preferibile impiegare quantitativi limitati (5-10%) di biomassa poiché superare questi limiti potrebbe facilmente causare problemi di corrosione all’impianto.
Inoltre adottare questa soluzione implica che le ceneri di combustione della biomassa e quelle del carbone si vengano a trovare mescolate, ciò non è particolarmente auspicabile per ragioni commerciali: le ceneri delle centrali a carbone hanno infatti degli impieghi in edilizia e i protocolli per il loro uso sono stringenti ed
escludono le ceneri derivanti dalla co-combustione; ciò avviene anche se il loro impiego non porrebbe problemi sul piano tecnico, ma il danno della non commerciabilità delle ceneri sarebbe significativo.
2°) In alternativa è possibile gasificare la biomassa e utilizzare il gas nella combustione (raffreddandolo e purificandolo o meno, a seconda della quantità di biomassa utilizzata e della sua qualità). Quest’opzione risulta essere disponibile solo
per il materiale legnoso e non per altri tipi di biomasse.
3°) Co-combustione in parallelo: in tal caso l’impianto per la combustione delle biomasse genera vapore che poi viene portato a temperature e pressioni più elevate
nell’impianto a carbone; quest’ultima opzione, a fronte di costi decisamente più
elevati, consente di trattare materiali più difficili in termini di contenuto di alcali e
di cloro e di mantenere totalmente separate le ceneri. Si tratta di una soluzione radicale ai problemi di mix delle ceneri e di rischi per l’impianto.
Gasificazione termica e pirolisi
I due processi si assomigliano nel principio di base: si tratta di portare il materiale
a temperature piuttosto elevate (800°C); tuttavia, nel caso della pirolisi, ciò avviene
in condizioni di assenza d’ossigeno per ottenere una semplificazione della sostanza organica che si trasforma in gas, olio di pirolisi e residui solidi; nel caso di gasificazione, invece, si opera in presenza di aria o addirittura di ossigeno puro, pur se in
quantità inferiori rispetto a quelle stechiometriche, ottenendo il cosiddetto syngas,
ossia un gas con un potere calorifico medio basso formato da un mix di azoto, anidride carbonica, vapor acqueo, monossido di carbonio, idrogeno ed altre impurità.
Tale gas può poi venire utilizzato, dopo la rimozione del catrame in esso contenuto, per la produzione di energia elettrica mediante procedimenti appositi (generalmente mediante motori a ciclo Otto, motori diesel modificati o microturbine).
L’utilizzo per la produzione elettrica sarebbe più sensato che non quello a fini termici, perché si potrebbe ottenere lo stesso risultato con un passaggio in meno e,
quindi, in modo generalmente più efficiente. L’utilizzo termico del gas ha però il
169
vantaggio di non richiedere la rimozione del catrame, che viene bruciato assieme
al gas. Parimenti non si ha necessità di depurare il gas dal condensato se esso viene utilizzato in impianti di co-combustione. Anche nella gasificazione si distinguono procedimenti a letto fisso (up-draught o down-draught) o a letto fluido.
Come indicato nella figura 6.3, i gasificatori up-draught sono caricati dall’alto,
mentre l’aria proviene dal basso; in essi la biomassa poggia su una grata sul cui
fondo si svolge la combustione, il calore ed i gas da essa derivanti salgono attraverso la biomassa, prima nella zona di riduzione, poi in quella di distillazione ed infine in quella di essiccazione; i vantaggi di tale soluzione tecnica sono dati dalla
semplicità, dalla possibilità di utilizzare anche materiale relativamente umido (fino al 60% di u.r. su base umida) dalla bassa temperatura del gas in uscita e dalla
buona efficienza; per contro con tale sistema si generano considerevoli quantitativi di gas di pirolisi e di catrame e proprio a causa di tali problematiche questa soluzione non riveste più alcuna importanza pratica, costituendo meno del 2.5%
della produzione attuale [4].
Nei gasificatori down-draught il combustibile e l’aria entrano entrambi dall’alto, le
reazioni chimiche sono grossomodo le medesime, ma il gas ottenuto viene costretto a passare attraverso la zona più calda, spesso convogliandovelo con una
specie di imbuto; si riduce così il quantitativo di catrame e di gas di pirolisi; tuttavia
ciò implica una maggior quantità di polveri nei gas ed una temperatura superiore
degli stessi. Tale procedimento richiede poi materiale più secco (25% u.r. su base
umida). Recentemente sono stati adottati gasificatori down-draught a doppio involucro che favoriscono lo scambio di calore tra biomassa e gas. Questo è particolarmente efficace per i gasificatori di piccole dimensioni. Un’ulteriore modifica è
data dai gasificatori Delacotte, in cui i gas di pirolizzazione vengono raccolti dal di
sopra e introdotti nell’aAlimentazione
Alimentazione
rea più calda del reattore,
ottenendo un gas quasi
privo di catrame. I gasifiGas
Zona di essiccazione
Zona di essiccazione
catori down draught costituiscono il 75% della
Zona di distillazione
Zona di distillazione
produzione. Essi sono
Cuore
Zona di riduzione
Aria
Cuore
adatti a dimensioni meAria
Aria
Zona di riduzione
Grata
Grata
dio piccole (<1.5 MWth).
Gas
Ceneri
Per quanto concerne i gaFossa delle ceneri
Gasificatore
Gasificatore
up-draught
down-draught
sificatori a letto fluido essi funzionano sulla base
Figura 6.3 - Gasificatori a letto fisso
170
dello stesso principio della combustione a letto fluido ma, nuovamente, in difetto
di ossigeno. Presentano il vantaggio di essere adatti a trattare anche materiale più
ricco di ceneri e più vario e sono più complessi da gestire; per contro il gas prodotto presenta quantità elevate di ceneri e di catrame. Una variante interessante
dei gasificatori a letto fluido è la gasificazione a letto fluido pressurizzata, che tuttavia è una tecnologia relativamente recente. Lo sviluppo di questa tecnologia
permetterebbe però di evitare la compressione dei gas, necessaria per alcuni utilizzi, specialmente per la produzione di elettricità con micro-turbine. Essi coprono
il 20% del mercato e sono tipicamente di dimensioni comprese tra pochi e 100
MWth per quanto concerne i gasificatori a letto circolante a pressione atmosferica,
mentre quelli a letto bollente sono inferiori ai 25 MWth.
Raffrontando gasificazione a letto fluido e fisso si ha che la prima si svolge a temperature inferiori, dà origine ad un gas con p.c.i. superiore e gli impianti possono
avere dimensioni superiori. A fronte di ciò è un po’ più complessa e la quantità di
catrame è superiore.
L’efficienza in termini di produzione di energia elettrica dei gasificatori può raggiungere circa il 30%, con la possibilità di ottenere anche calore mediante cogenerazione con conseguenti notevoli aumenti di efficienza.
Questa efficienza è quella raggiunta da impianti IGCC come l’impianto di Varnamo
o l’impianto ARBRE a Selby, North Yorkshire (UK). In impianti con turbine a vapore
come quello presente a Greve nel Chianti (che peraltro funziona a RDF e non a biomasse) il rendimento è del 19-20%.
Gli impianti di dimensioni inferiori, tipicamente funzionanti come gasificatori down
draught e non a letto fluido, hanno rendimenti inferiori.
Fermentazione
Tutte le sostanze contenenti zuccheri in buone quantità possono essere lasciate
fermentare in condizioni aerobiche con relativa facilità e da esse può essere ricavato etanolo (alcool) utilizzabile, dopo ulteriori trattamenti, come combustibile.
Anche le biomasse ligneocellulosiche possono essere trasformate in etanolo, ma
queste richiedono alcuni passaggi tecnologici in più e si tratta di una tecnologia
non ancora pienamente sviluppata e non commerciale.
La produzione di etanolo da zuccheri è basata fondamentalmente sulla canna da
zucchero, sulla barbabietola da zucchero e sul mais: infatti anche i cereali, ed il mais
in particolare, contengono zuccheri, sotto forma di amidi.
La produzione di etanolo da sostanze zuccherine richiede quattro passaggi tecnologici comuni:
171
• il trattamento della materia prima per ottenere una soluzione zuccherina;
• l’utilizzo di lieviti o batteri per la conversione dello zucchero in etanolo, secondo
la reazione C6H12O6 →2C2H5OH + 2CO2;
• la distillazione dell’etanolo dal substrato di coltura;
• la deidratazione dell’etanolo, se necessaria.
Nel caso della canna da zucchero, questa ha un contenuto di zuccheri del 16-17%
e le fibre solide possono essere utilizzate per la combustione (la cosiddetta “bagasse”).
Il succo viene portato ad una concentrazione del 14-18% di zuccheri e fatto fermentare ad una temperatura di 33-35°C; la reazione viene fermata quando la concentrazione di alcool raggiunge il 10% perché da tale livello l’etanolo inizia ad uccidere i lieviti (principalmente Saccaromyces cervisae). A questo punto il liquido viene distillato ottenendo alcool idrato che poi viene eventualmente deidratato con
trattamenti chimici (benzene o cicloesano) o mediante filtri molecolari.
L’ottenimento di alcool dalla barbabietola da zucchero non è molto differente,
tranne per il fatto che le fette di barbabietola durante il processo di estrazione devono essere portate ad una temperatura di 70-80°C. Tale range di temperatura è
cruciale per l’estrazione degli zuccheri. I residui dell’estrazione, dopo essiccamento, vengono poi utilizzati per l’alimentazione animale.
L’ottenimento degli zuccheri dal granoturco è leggermente differente, poiché si
parte dagli amidi invece che da zuccheri semplici. Per fare ciò vi sono varie procedure, ma la più comune è la macinazione ad umido che consente di ottenere, oltre all’etanolo, anche sottoprodotti per l’alimentazione animale e olio di mais per
utilizzo umano.
Innanzitutto il mais è messo a macero in una soluzione acquosa di SO2 allo 0.10.2%, poi viene macinato estraendo l’olio e l’amido. Quest’ultimo viene gelatinizzato , viene aggiunto NaOH per portare il pH a 5.5-6.2 e viene aggiunto l’enzima αamilasi che trasforma l’amido in destrine (processo di liquefazione); queste vengono trasformate in glucosio dall’azione del glucoamilasi, ottenuto il glucosio il processo continua come nei casi precedenti.
Per quanto riguarda l’ottenimento dell’etanolo da fermentazione di zuccheri derivanti dal mais un minimo di bilancio energetico dimostra la convenienza in termini energetici della produzione: il potere calorifico superiore è di 23.6 MJ/l (l’inferiore è di 21 MJ/l), cui si aggiungono 3.9 MJ/l di energia inclusa nei prodotti ottenuti.
Per produrre un litro di etanolo occorrono 4.9 MJ/l per la coltivazione del mais e 14
MJ/l per l’ottenimento del prodotto, dal che si deduce che il contenuto energetico
dell’etanolo è quasi il doppio di quello utilizzato per ottenerlo.
172
L’ottenimento dell’etanolo dalla biomassa ligneo-cellulosica è, come si diceva, più
complesso: si tratta infatti di rompere le molecole della cellulosa e dell’emicellulosa per ottenerne rispettivamente zuccheri a sei e cinque atomi di carbonio. Il vantaggio di questa procedura sarebbe quello di basarsi su materie prime non-food,
ma si tratta di un processo che è energeticamente meno efficiente dell’utilizzo mediante combustione diretta delle biomasse ligneo-cellulosiche. Il processo di rottura della cellulosa ed emicellulosa è detto di idrolisi e può essere svolto per via
chimica o enzimatica. L’idrolisi chimica è basata sull’utilizzo di acido solforico, quella enzimatica sull’enzima cellulasi (questa richiede un pretrattamento come la
steam explosion per poter agire: in sostanza si tratta di rendere più accessibile all’enzima la cellulosa).
I processi chimici o di steam explosion tendono comunque a generare degli inibitori dei microrganismi che devono essere opportunamente eliminati; essi, inoltre,
richiedono energia.
Digestione anaerobica
Si tratta di un procedimento particolarmente adatto al trattamento dei fanghi di
depurazione o dei liquami degli allevamenti intensivi, in genere a tutto ciò che è
fermentescibile e che contiene molta acqua e un appropriato rapporto carbonioazoto (da 20 a 30). Consiste nel sottoporre il materiale organico ad un processo biologico in assenza di ossigeno, in tal modo questo viene trasformato in un gas composto di metano (60% circa), anidride carbonica (40% circa) ed altri gas in tracce
quali acido solfidrico e ammoniaca. Oltre al gas, la massa trattata fornisce fibre ed
il cosiddetto liquor entrambi utilizzabili, il primo come ammendante ed il secondo
come concime. Fatta 100 la massa complessivamente trattata nel digestore (acqua
inclusa), si ottiene un 2-4% in massa di gas e del restante 96-98% un 7-25% di fibre
e 75-93% di percolato. Se ci si riferisce al tasso di conversione in metano della sola
sostanza secca la resa di conversione del metano è invece del 30-60% in massa.
La digestione anaerobica può avvenire secondo due tecniche principali: con digestione termofila (a 55°C con tempi di ritenzione di 12-14 giorni) oppure mesofila (a
35°C per 15-30 giorni).
Quanta energia si può ottenere dai reflui prodotti da un animale? Per rispondere a
questa domanda si può fare riferimento ai seguenti dati: per ogni kg di sostanza organica si sviluppa all’incirca 1 mc di biogas con potere calorifico inferiore di
25.000kJ/mc. Questo dato è in accordo con i 0,17mc/giorno di biogas per ogni
100kg di suino, facendo riferimento al peso medio del suino di 100kg/capo.
Utilizzando i dati sugli abitanti equivalenti per i vari tipi di allevamento, si può de173
Origine
Materiale
Abitanti
Equivalenti
biogas mc/giorno
*1000 capi
kJ/giorno
combustibile
kW elettrici
(40% rend.)
Uomo
1
63
1.575.000
7
Bovini
16,4
1033
25.830.000
120
Avicoli
0,014
1
22.050
0,1
Ovini
2,45
154
3.858.750
18
Suini
3
189
4.725.000
22
Tabella 6.3 - Produzione energetica da biogas di origine animale
sumere la tabella 6.3, che sintetizza la correlazione tra liquami animali, prodotti
energetici ed energia.
La tipologia zootecnica nettamente più redditizia da un punto di vista energetico
è quella bovina (con 25.830.000 kJ/g per capo), seguita da quella suina (con
4.725.000 kJ/g per capo).
Un metodo alternativo per ottenere bio-gas è quello di captare il gas prodotto dalle discariche, dove il processo di digestione anaerobica delle sostanze organiche si
verifica “naturalmente” e con costi minori. La maggior parte del biogas oggi utilizzato proviene infatti da tale fonte.
Combustibili liquidi
Si tratta di ottenere oli vegetali e di procedere poi alla loro trasformazione in metil
esteri. Gli oli vegetali più utilizzati sono quello di colza e di girasole e, negli Stati
Uniti, soia. Il procedimento di spremitura implica generalmente un trattamento
meccanico e/o chimico (in tal caso solitamente si utilizza l’esano come solvente).
Da tali trattamenti si ricavano dei sottoprodotti utilizzabili per l’alimentazione del
bestiame; in particolare, dal solo trattamento di spremitura si ottiene il pannello,
che presenta un maggior contenuto di sostanze grasse, e dal trattamento chimico
(successivo a quello fisico) le farine, che contengono solo proteine e risultano,
quindi, un alimento non completo, ma sono più facili da conservare.
Per ogni tonnellata di semi si ottengono 390 kg di olio vegetale raffinato, 30 kg di
residui di processo e 580 kg di pannello. A partire da un ettaro di terreno coltivato
si possono ottenere in media 2,6 t di semi, ossia circa 1 t di olio. L’olio grezzo ottenuto dalla spremitura necessita quindi di essere depurato e poi raffinato. Ciò fatto
si passa alla transesterificazione, il cui scopo è quello di ottenere un combustibile
meno viscoso per il cui utilizzo non si rendano necessarie sostanziali modifiche a
motori e caldaie. La transesterificazione consiste nel rompere le molecole degli oli
174
vegetali ottenendo molecole più piccole e quindi meno viscose.
Il processo di transesterificazione consiste nella miscelazione di una mole di olio
(composto prevalentemente da trigliceridi) con tre di metanolo in presenza di un
catalizzatore basico (generalmente idrossido di potassio). Con tale procedimento,
da 1000 kg di olio raffinato e 100 kg di metanolo si ottengono 1000 kg di biodiesel
e 100 kg di glicerolo; quest’ultimo viene poi raffinato e venduto all’industria farmaceutica (è la comune glicerina). Il biodiesel può essere utilizzato tanto per il riscaldamento quanto per l’uso motoristico puro o, più comunemente, miscelato al
gasolio tradizionale.
Nel valutare l’efficienza energetica della produzione del biodiesel si consideri però
che, a fronte dell’ottenimento di 1000 litri di combustibile e di altri prodotti, si è
impiegata anche una certa quantità di energia, che deve essere scomputata per ottenere la produzione netta di energia per ettaro. Nel far ciò l’energia utilizzata sarà
imputata in parte al biodiesel ed in parte agli altri prodotti.
Tracciando un minimo di bilancio energetico si ha che: la coltivazione della colza richiede da 14.000 a 19.600 MJ/ha (siccome un ha produce circa una tonnellata di
biodiesel gli stessi valori possono essere utilizzati per quest’ultima grandezza), lo
stesso ettaro di terreno coltivato a girasole richiede 8.500-10.700 MJ. Emerge pertanto come il girasole sia più “parsimonioso” della colza. La maggior parte del consumo energetico connesso alla coltivazione deriva dalla fertilizzazione (circa
12.000 MJ/ha per la colza e 5.000 MJ/ha per il girasole rispettivamente).
I consumi energetici legati alla trasformazione del prodotto in biodiesel variano tra
i 2.700 ed i 7.400 MJ/t , che, approssimativamente, sono legati per un 41% circa all’estrazione dell’olio, per il 23% alla raffinazione, per il 5% alla transesterificazione e
per il restante 31% al contenuto energetico del metanolo.
Riassumendo il bilancio energetico complessivo del biodiesel ottenuto dalla colza
e dal girasole si ha che il biodiesel da colza richiede input compresi tra i 12.170 MJ/t
ed i 19.360 MJ/t, mentre il biodiesel da girasole richiede tra i 15.900 ed i 16.870 MJ/t
(la perdita di competitività del girasole è dovuta al maggior consumo di energia in
fase di lavorazione industriale). Questi valori sono da comparare ai 37.000 MJ/t ottenuti in termini di p.c.i. dal biodiesel.
I risultati suesposti cambiano leggermente se si considera che durante il processo
per la produzione del biodiesel si ottengono anche altri prodotti, cui imputare parte del fabbisogno energetico. In tal caso il rapporto fra output energetico ed input
di energia fossile impiegata per la produzione varia fra 0.25 e 0.45. Occorrono cioè
da 0,25 a 0.4 MJ di energia fossile per ottenere 1 MJ di energia disponibile (per ulteriori informazioni si veda, ad esempio, [5].
175
Un rapido raffronto tra tecnologie
Le tecnologie che oggi sono più comuni sono la combustione e la captazione del
gas dalle discariche. In particolare, la tecnologia dello sfruttamento termico della
biomassa legnosa può essere considerata oggi tecnologicamente matura e ben
consolidata. Per quanto concerne la captazione del gas dalle discariche essa è un
obbligo di legge, e la produzione di energia da tale fonte di biogas è comune, anche
perché l’alternativa – bruciarlo in torcia – non permette di ottenere alcun ricavo.
La digestione anaerobica è una tecnologia conosciuta da tempo e, come tale, abbastanza matura anche se c’è ancora bisogno di comprendere meglio alcuni aspetti
economici e ambientali, soprattutto rispetto alla valorizzazione dei sottoprodotti.
Non altrettanto può dirsi della gasificazione per via termica del legno o della pirolisi: pur essendo queste tecniche note già da tempo ed avendo conosciuto una certa diffusione tra il 1920 ed il 1940, entrambe sono ancora “sperimentali”, non avendo ancora trovato un loro sbocco commerciale. Ciò vale soprattutto per la produzione di energia elettrica da syngas che deve ancora risolvere soddisfacentemente
il problema del catrame, mentre la produzione di gas per usi termici e per co-combustione in centrali tradizionali a gas o a carbone è molto più vicina allo stato di
commercializzazione, anche se il gas così prodotto sconta un p.c.i. inferiore.
Quali sono i problemi principali dal punto di vista tecnologico?
La tecnologia della combustione non presenta particolari problemi tecnologici: si
può definire questo procedimento “maturo”; semmai una certa attenzione deve essere rivolta alle peculiarità della materia utilizzata, agli aspetti ambientali ed ai costi che, per i sistemi più avanzati, sono ancora elevati.
Parlando specificamente della combustione del legno una criticità è data dalla scarsa densità energetica del legno (si ricordi quanto detto nell’introduzione a proposito delle equivalenze energetiche: 4 kg di legno corrispondono a circa 1 kg di gasolio). Ciò implica l’esigenza di considerevoli spazi per lo stoccaggio del materiale
appena si superi una dimensione “familiare”.
Gli impianti a cippato richiedono pezzature omogenee del materiale che viene loro fornito, specialmente quelli alimentati con l’utilizzo di coclee in cui il meccanismo di trasporto del materiale è delicato: un pezzo fuori misura potrebbe in questo caso bloccare l’impianto. Anche l’umidità del materiale è un aspetto critico per
tali impianti, perché porta più facilmente alla formazione di ponti del materiale insilato: quando questi crollano possono danneggiare seriamente il meccanismo di
alimentazione.Tutti gli impianti a legna richiedono poi un’accurata e frequente pulizia dalle ceneri.
La mancanza di caratteristiche standard del combustibile (in termini di umidità e
176
contenuto in ceneri) e l’influenza che questi parametri hanno sulla resa degli impianti suggerisce, almeno per i grandi impianti, di dotarsi di strumenti di misurazione di queste caratteristiche, per evitare di acquistare materiale inadeguato.
Anche la costanza dell’approvvigionamento può essere una criticità, pur se non
specificamente tecnologica: non è infatti scontato ottenere un approvvigionamento costante del materiale, dato che spesso esso non viene appositamente prodotto ma deriva da scarti di altre produzioni, che operano sulla base delle proprie
esigenze e non per produrre il materiale che qui interessa.
Dal punto di vista tecnologico ad oggi la combustione di sostanze erbacee può
porre dei problemi per la presenza di significative quantità di ceneri; queste hanno
due effetti negativi: da un lato sono inerti che non partecipano alla combustione e
che poi andranno smaltiti e dall’altro – cosa ben più seria – questi materiali sono
caratterizzati generalmente da un punto di fusione piuttosto basso. Ciò ha conseguenze serie perché le ceneri fuse incrostano l’impianto riducendone i rendimenti e possono anche solidificarsi rendendo inservibile la caldaia. Inoltre le sostanze
erbacee sono materiali tipicamente deperibili, con un alto contenuto di acqua e
basse densità, e quindi il loro stoccaggio pone considerevoli problemi.
Per quanto concerne la produzione di syngas con utilizzo di procedimenti a letto
fisso i problemi tecnici che possono presentarsi sono relativi al rischio di esplosione, soprattutto in fase di accensione se non è stato eliminato il gas rimasto nell’impianto ed il rischio di bloccaggio del combustibile; ciò richiede che il gasificatore sia adatto al tipo di materiale da trattare: non esiste infatti un gasificatore adatto a tutti i tipi di materiale. Ulteriori problemi sono dati dalla possibilità di corrosione dei materiali nelle zone a temperature più elevate e dalla produzione di catrame. Quest’ultimo problema è impossibile da evitare totalmente; tuttavia è accentuato dall’utilizzo di combustibili con proprietà inadeguate, quali dimensioni e
contenuto di umidità inadeguate; inoltre tale produzione aumenta quando si esce
dalle condizioni di steady state (per es. all’avviamento o operando non a pieno carico). Esso è probabilmente il problema principale per la gasificazione, a letto fluido o fisso che sia: la presenza di quantità elevate di polveri e catrame crea dei seri
problemi qualora si desideri produrre energia elettrica, poiché il catrame condensa sulle parti meccaniche dei dispositivi di trasformazione (motori o turbine) bloccandone od ostacolandone il funzionamento. Tipicamente tale problema viene risolto facendo condensare il catrame con un condensatore attraverso cui si fa passare il gas o iniettando nello stesso delle particelle di acqua su cui si fa depositare
il catrame, ma questo genera a sua volta il problema dello smaltimento delle acque. Recentemente si stanno sviluppando tecniche di cracking del catrame ad alta
177
temperatura. Tale problema non è però stato ancora risolto definitivamente ed è
oggetto di ricerca.
Per quanto riguarda la digestione anaerobica vi sono vari elementi di attenzione
che debbono essere analizzati sul piano ambientale e di sicurezza. È necessario
principalmente garantirsi contro presenze eccessive di antibiotici e di metalli pesanti che potrebbero determinare il blocco del processo. È inoltre critico il mantenimento di un ambiente a pH neutro o leggermente basico. Il gas ottenuto deve
poi essere sottoposto a filtrazione per rimuovere i gas corrosivi presenti in tracce
(principalmente acido solfidrico).
Per quanto riguarda le criticità della produzione di metil esteri, non vi sono particolari difficoltà tecnologiche; si tratta, piuttosto, di raffinare le tecniche agricole per
ottenere livelli produttivi elevati con il minor utilizzo possibile di risorse esterne, ciò
sia per considerazioni di carattere economico che ambientale. In ciò particolare attenzione dovrà essere dedicata all’utilizzo dei fertilizzanti.
Un problema che si porrebbe nel caso in cui si volessero sostituire completamente, o in buona parte, i combustibili tradizionali con combustibili rinnovabili sarebbe quello dell’occupazione di spazio: si è calcolato – basandosi sulla produzione di
etanolo – che per coprire il fabbisogno di combustibili italiano sarebbe necessario
il 40% circa della superficie agricola utile, ossia circa il 20% del territorio nazionale.
Probabilmente problemi simili si porrebbero per il biodiesel. Una tale decisione
avrebbe probabilmente il solo pregio di rendere visibile l’insostenibilità del sistema dei trasporti.
Come già visto, il panorama delle potenziali fonti di “materia prima” è ampio, ma il
loro sfruttamento richiede un’attenta valutazione in termini di costi, benefici ambientali, sociali ed economici, e, infine, un’analisi della presenza di vincoli e limitazioni di natura diversa.
Considerando le specificità degli impianti funzionanti a biomassa, uno dei fattori
importanti da tenere in considerazione per la loro applicazione è la dimensione.
Le dimensioni degli impianti a biomasse per produzione di energia attraverso la
gasificazione a letto fisso vanno dagli 80 ai 500 kWe. Decisamente maggiori le dimensioni dei gasificatori a letto fluido (solitamente superiori a 10 MWth).
Per quanto concerne la combustione si ha un intervallo di dimensioni molto variabili: se gli impianti a pellet sono solitamente limitati a 25 kW, si può arrivare a diverse centinaia di MW per le centrali elettriche. A partire da circa 30 MWth è possibile prendere in considerazione anche impianti di combustione a letto fluido.
178
Analizzando dettagliatamente le soluzioni impiantistiche di piccole dimensioni, i limiti superiori per le caldaie a fiamma inversa sono nell’ordine di 70-80 kW; esse sono infatti caricate manualmente ed oltre questo limite richiederebbero eccessivi
interventi per il caricamento.
Gli impianti a cippato sono piuttosto flessibili per quanto concerne le dimensioni,
essi sono caricati in maniera automatica, e possono variare da poche decine di kW
ad un migliaio di kW, coprendo esigenze di riscaldamento variabili dalle dimensioni di una singola unità immobiliare fino a quelle di un edificio. Gli impianti sottoalimentati solitamente sono inferiori ai 6 MWth, mentre quelli a griglia possono essere di dimensioni superiori
Come si diceva sopra, gli impianti a pellet sono solitamente di minori dimensioni
rispetto a quelli a cippato, anche in base a considerazioni economiche, poiché incontrano come limite quello di un maggiore costo del combustibile.
Gli impianti oltre 1 MW solitamente funzionano a cippato e utilizzano la tecnologia
a griglia mobile. In tal modo possono raggiungere dimensioni fino a 20 MW termici per gli impianti di teleriscaldamento.
Oltre quest’ultima dimensione (ma talvolta anche prima) si inizia solitamente a
produrre energia elettrica, generalmente mediante turbine a vapore, mantenendo
eventualmente la produzione di calore mediante cogenerazione. La decisione di
costruire una centrale di cogenerazione o di sola produzione di energia elettrica
dovrebbe dipendere dalla possibilità concreta di utilizzo del calore oltre che dal
prezzo del calore e dell’elettricità. La cogenerazione sembra essere il modo più efficiente di utilizzare le biomasse.
Tipicamente le dimensioni degli impianti incontrano un vincolo non tanto sul piano tecnologico, quanto per la carenza di materiale disponibile in loco e quindi per
l’aumento dei costi legati al trasporto della materia prima.
Un esempio di quanto sopra è dato dai dati riportati nella tabella 6.4 [5].
Vi sono due punti che devono essere considerati quando si pensa alla possibilità di
diffusione degli impianti di combustione a biomassa:
• l’occupazione di spazio
• il pericolo di incendi/esplosioni.
Questo tipo di problematiche si incontra in particolare per gli impianti “domestici”
dove la caldaia è gestita direttamente dall’utente, mentre non si pongono (o almeno non per l’utente finale) laddove si sia allacciati ad una rete di teleriscaldamento.
Nel considerare l’occupazione di spazio, questa è dovuta sia allo spazio fisicamente occupato dalla caldaia e dalle attrezzature connesse (accumulatore inerziale,
bollitore sanitario, quadro elettrico e impiantistica idraulica) sia da quello necessa179
rio allo stoccaggio del combustibile, che come si è visto dai dati presentati inizialmente occupa volumi abbastanza significativi per unità energetica.
Lo spazio che di norma può occupare una caldaia e l’attrezzatura complementare
è di 8-10 m2. Il locale caldaia deve poi avere un ingresso indipendente se l’impianto supera i 35 kW di potenza.
Il problema dell’occupazione di spazio per lo stoccaggio del combustibile è tanto
più sensibile per gli impianti funzionanti a cippato, a fronte del basso rapporto
energia/volume di questo materiale. Il silos deve comunque essere ben protetto
da infiltrazioni di acqua e deve essere facilmente raggiungibile dai mezzi per il caricamento (per questo spesso i silos vengono costruiti a filo strada).
Per quanto concerne il rischio di esplosioni/incendi esso è collegato a due possibili eventualità: nel primo caso alla presenza di quantità considerevoli di combusti-
Consumo
Superficie
Potenza
Dimens.
Utenza biomassa Trasporto asservita Tecnologia
Invest. (€)
(kWt)
impianto
(t di s.s.)
(ha)
20
Singola
abitazione
solo
termico
350
Centro
scolastico
solo
termico
2000
Piccolo
villaggio
solo
termico
5
3 rimorchi
trattore
10
caldaia
Cantina
Poche
migliaia
100
1 camion
piccolo
tonn. a
settimana
200
caldaia
Garage
Poche
centinaia
migliaia
800
1 camion
piccolo
tonn.
al giorno
caldaia
Edificio
con
piccola
tettoia
Alcune
centinaia
migliaia
Intero
quartiere
2500
termico
(500el)
ed
elettrico
2.000
3 camion
medi
al giorno
4.000
Turbina
a vapore
Edificio
con
tettoia di
circa
1000 m2
Un
milione
Comprens.
20000
termico
(5000 el) ed elettr.
25.000
10 TIR
al giorno
50.000
Turbina
a gas
Capannoni
ind.li
Alcuni
milioni
1.600
Tabella 6.4 - Parametri caratteristici associati ad impianti termici di diverse dimensioni
180
bile nella camera di combustione (specialmente nelle caldaie a tronchetti): la combustione di questo materiale, una volta iniziata, non può essere immediatamente
interrotta in caso di necessità. Qualora manchi la corrente o si guasti la pompa di
circolazione dell’acqua, l’acqua presente in caldaia potrebbe facilmente surriscaldarsi, superando il punto di ebollizione ed entrare in pressione, causando una situazione di pericolo. Per evitare tale rischio le caldaie sono dotate di uno scambiatore di calore di emergenza, ossia una serpentina immersa nell’acqua della caldaia,
collegata ad una presa d’acqua fredda ed ad uno scarico. Tra la presa di acqua e la
caldaia si pone una valvola di sicurezza termica che si apre prima che l’acqua superi i 100 °C (ovviamente l’apertura è determinata da un sensore).
Il rischio di incendi è particolarmente presente per gli impianti alimentati in continuo, in cui vi è un collegamento fra caldaia e deposito del combustibile. Per prevenire il rischio di incendio del deposito solitamente l’impianto di approvvigionamento del combustibile è composto di due coclee con una tramoggia di caduta
del combustibile tra le due. È così possibile interrompere il flusso di combustibile
con una serranda tagliafiamme o con una valvola stellare. Si può poi inserire una
valvola di sicurezza termica che determini l’allagamento di una delle coclee in caso di ritorno di fiamma.
Infine, un aspetto critico della combustione della legna, specialmente per gli impianti più piccoli a gestione familiare, è la mancanza di sufficiente informazione
sulle peculiarità di questo materiale. Spesso la differenza fra i sistemi di riscaldamento a legna e quelli a gas/gasolio non viene colta appieno e questo non è privo di conseguenze negative, sia tecniche che ambientali. Non sempre, ad esempio, si comprende la necessità di frequenti ed accurate pulizie della caldaia e del
camino, con la conseguenza di ottenere rendimenti della stessa molto inferiori ai
dati di targa o non ci si rende conto del fatto che interrompere la combustione togliendo aria ad una caldaia a fiamma inversa implica dare inizio ad un processo di
pirolisi con emissione di significative quantità di condensati, idrocarburi policiclici aromatici e di monossido di carbonio. Parimenti è ben poco apprezzato il significato dell’umidità del legno e di come questa modifichi il potere calorifico del
combustibile acquistato (si rammenti il grafico iniziale). Tutte queste lacune informative devono essere superate se si vuole promuovere una diffusione degli impianti a legna fra il pubblico che non porti poi ad insoddisfazione fra gli utenti ed
al conseguente abbandono della tecnologia.
Probabilmente l’aspetto più critico relativo all’impiego di impianti a legna, anche
di dimensioni non eccessive, risiede nel fatto che la loro alimentazione richiede di
basarsi su superfici boschive non piccole. Pertanto si sottolinea come un aspetto
181
che merita un’attenta considerazione, prima di pensare all’installazione di impianti di una certa dimensione, sia quello della disponibilità di biomasse.
La disponibilità delle biomasse
Gli studi in materia non sono sempre né precisi né particolarmente affidabili o aggiornati: basti pensare che le stime di disponibilità del legno presente nei boschi
nazionali fanno tuttora riferimento all’inventario forestale nazionale del 1985; tale
inventario indica la copertura boschiva in 8.675.000 ha, l’Annuario ISTAT 1995 la indica in 6.821.281 ha, mentre le stime Eurostat 1998 forniscono dati di copertura boschiva di 9.857.000 ha. Come si vede i numeri sono ampiamente diversi, anche per
Residui agricoli
(kt/anno)
Regione
Piemonte
880
Valle d'Aosta
Lombardia
Trentino Alto Adige
Legname
(kt/anno)
973
Residui
agroindustriali
(kt/anno)
86
Totale
(kt/anno)
1939
2
57
5
64
844
597
235
1676
78
377
26
481
Veneto
783
283
97
1163
Friuli Venezia Giulia
207
173
95
475
Liguria
27
454
45
526
647
615
200
1462
Toscana
431
1077
76
1584
Umbria
192
374
22
588
Marche
235
216
47
498
Lazio
390
446
84
920
Abruzzo
184
258
68
510
81
54
16
151
Campania
443
325
99
867
Puglia
738
99
167
1004
Basilicata
135
149
26
310
Calabria
420
489
108
1017
Sicilia
993
225
113
1331
Emilia Romagna
Molise
Sardegna
Totale
139
477
24
640
7849
7718
1639
17206
Tabella 6.5 - Disponibilità di biomassa nelle regioni italiane.
182
i diversi criteri utilizzati per la classificazione delle superfici boscate. In generale si
ritiene che la superficie boschiva sia aumentata negli ultimi anni, come effetto del
generale abbandono dei territori montani e dei costi di utilizzazione spesso superiori al valore della produzione ricavabile, ma la quantificazione esatta di questo
aumento è impossibile fino alla compilazione del prossimo inventario forestale.
Fra gli studi sulla disponibilità di biomasse più citati e considerati più affidabili vi è
quello dell’AIGR (Associazione Ingegneri Agrari) del 1994 che esaminava la disponibilità di residui agricoli forestali e agro-industriali. In esso si indica un valore di disponibilità di biomasse, a livello nazionale, attorno ai 17 milioni di tonnellate (composte da 7,8 mil t di residui agricoli, 7,7 mil t di legna e 1.6mil t di scarti agro-industriali). La suddivisione del dato a livello regionale è riportata nella tabella 6.5.
Da tale tabella emerge come il grosso della disponibilità di biomasse sia concentrata nelle regioni Emilia, Toscana, Piemonte e Lombardia.
Uno studio di dettaglio in merito è stato poi condotto per le biomasse legnose dalla Regione Veneto. Da tale studio emerge come una considerevole parte delle biomasse legnose non derivi dal bosco ma dal cosiddetto “fuori foresta”, ossia dalle
siepi ed altre forme lineari, e dai residui di lavorazione industriale.
È poi opportuno rammentare come la maggior parte delle biomasse ligneocellulosiche oggi utilizzate derivi da scarti di lavorazione del legno. La loro produzione
annua in Italia è stata stimata in 4.6 milioni di tonnellate.
La gestione forestale
L’Inventario Nazionale Forestale mette in luce che oltre due milioni di ettari sono
costituiti da formazioni minori, di scarso interesse economico ma notevole significato ecologico. Le fustaie rappresentano il 43% dei boschi produttivi ma coprono
solo un terzo della superficie forestale complessiva.
I boschi italiani si caratterizzano, quindi, per una forte incidenza dei boschi cedui,
una forma di governo (gestione) che presenta da un lato scarse prospettive economiche per il modesto valore dei suoi prodotti, dall’altro porta ad una semplificazione dell’ecosistema e ne riduce la ricchezza biologica (biodiversità). La maggiore
frequenza delle utilizzazioni del ceduo rispetto alla fustaia determina, inoltre, una
minore protezione del suolo. Nella figura 6.4 si riportano le superfici a fustaia e a
ceduo per le singole regioni italiane.
Le fustaie tendono a predominare nelle regioni italiane dell’arco alpino e in alcune
di quelle meridionali, come ad esempio la Calabria. Per le fustaie il quadro generale è assai disomogeneo. Nell’arco alpino, specie nelle regioni orientali, il settore forestale ha una forte tradizione che ha consentito una gestione costante del patri183
monio boschivo e una progressiva valorizzazione dei suoi prodotti. Con l’eccezione della Calabria e di alcune aree appenniniche le restanti superfici a fustaia non
hanno potuto godere in passato di una sufficiente continuità della gestione. Ciò ha
determinato, in particolare per i numerosissimi rimboschimenti artificiali, realizzati
in tutte le regioni italiane a partire dagli anni trenta fino agli anni sessanta e settanta (a pino nero, pino marittimo, pino domestico, ecc.), la sostanziale assenza delle cosiddette cure colturali. Queste sono l’insieme dei diversi interventi, particolarmente importanti in boschi monospecifici e di origine artificiale, al fine dello sviluppo di un soprassuolo ragionevolmente equilibrato e in grado di soddisfare le
sue diverse funzioni (produzione di materiale legnoso, protezione del suolo e fruibilità turistico-ricreativa).
La carenza nella gestione di questo tipo di boschi ha determinato frequenti situazioni di elevata densità degli individui arborei e scarso valore del materiale legnoso. A queste va aggiunto che l’assenza di cure determina un incremento dei rischi
di incendio. Queste formazioni sono state in larga misura abbandonate a se stesse
e necessitano oggi di interventi urgenti per salvaguardare il soprassuolo esistente
non trascurando l’obiettivo più generale di una riconversione di questi boschi verso formazioni più vicine, in termini di composizione specifica e struttura, a quelle
più tipiche del nostro territorio.
Come ricordato in precedenza, il ceduo copre oltre la metà della superficie forestale nazionale. Le regioni italiane in cui esso è più diffuso (oltre l’80% della superficie forestale) sono la Liguria, l’Emilia-Romagna, la Toscana, le Marche e l’Abruzzo.
Anche nell’arco alpino centro-occidentale il ceduo è assai comune come in Lombardia e Piemonte (oltre il 60% dei boschi).
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
P.
A.
Fustaie
Figura 6.4 - Superficie a fustaia e a ceduo nelle regioni italiane
184
na
ci
lia
Si
rd
eg
Sa
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ab
ria
a
Ceduo
C
ia
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lic
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Ba
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U
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br
ia
0
te
ha
100.000
Il bosco ceduo è formato, in tutto o in larga parte, da individui arborei di origine
agamica che non sono quindi originati dalla germinazione di semi ma da individui
preesistenti. In sostanza, i fusti del bosco ceduo derivano dal caratteristico “ricaccio” delle ceppaie dopo il taglio, caratteristica della maggior parte delle latifoglie. I
nuovi fusti, detti polloni, sono più o meno numerosi per ogni ceppaia e il loro accrescimento risulta particolarmente rapido grazie alla presenza di un apparato radicale già ben sviluppato. Questo tipo di gestione del bosco è antichissimo e sfrutta quindi una caratteristica naturale di queste specie arboree per incrementare la
produzione che tuttavia risulta di scarsa qualità e destinata sostanzialmente al riscaldamento domestico o agli usi agricoli più semplici.
Pur essendo un’esigenza ampiamente riconosciuta, la conversione dei cedui in fustaia si scontra i primo luogo con i costi elevati dell’operazione che non vengono
coperti che in minima parte dalla vendita del materiale da essa ricavato e, in secondo luogo, dalla polverizzazione della proprietà che rende problematico l’avvio
di interventi su ampia scala. Va ricordato che il bosco ceduo è una formazione ampiamente plasmata dall’azione dell’uomo e, quindi, sostanzialmente distante dalle
caratteristiche del bosco “naturale”. Il suo abbandono non porta, come talvolta si
potrebbe essere portati a credere, ad una sua evoluzione verso forme più vicine a
quelle naturali, quanto meno per un lungo periodo. Al contrario, la mancanza di cure porta ad un progressivo degrado evidenziando la sua artificialità e fragilità.
Un altro elemento particolarmente importante che caratterizza i boschi italiani è la
loro modesta massa legnosa (provvigione). La provvigione legnosa media dei boschi italiani è pari a poco più di 210 mc/ettaro per le fustaie e 115 mc/ettaro per i
cedui. Questi valori, assai modesti, non sono legati ad un eccessivo sfruttamento
della risorsa forestale, quanto meno negli ultimi cinquant’anni, ma ad un’assenza di
cure che non consente una piena espressione delle potenzialità di molte aree boscate italiane.
L’incremento annuo della provvigione dei boschi italiani (la cosiddetta ripresa) è valutato in 30 milioni di mc. Di questi solo 9-10 milioni (le stime soffrono di un certo
grado di incertezza in quanto parte del consumo di legna da ardere sfugge alla rilevazione statistica) vengono annualmente prelevati dal bosco mediante le “utilizzazioni”. Si ha quindi, già da tempo, un processo di risparmio che, in linea generale, è
bene che continui per larga parte dei boschi. Nel caso del ceduo e di molti impianti artificiali esso deve essere perseguito attraverso una gestione “attiva” che accoppi
l’incremento della massa legnosa al miglioramento della struttura del bosco.
Dal breve quadro tracciato sui boschi italiani derivano alcune considerazioni, di carattere generale, di interesse per lo sviluppo della filiera bosco-energia.
185
1. La gestione del bosco può rappresentare un’importante fonte per alimentare l’utilizzo di biomasse a scopo energetico. È necessario, tuttavia, che essa venga fortemente rilanciata e mantenuta nel tempo. Essa dovrà inoltre aprirsi a due settori fino ad oggi ampiamente trascurati: la trasformazione del ceduo in fustaie e
le cure colturali alle fustaie dove queste non sono state effettuate in passato. Si
tratta di interventi economicamente impegnativi, dove la valorizzazione a fini
energetici del materiale raccolto potrebbe determinare un contenimento dei
costi.
2. Il frazionamento della proprietà dei boschi rende estremamente complesso e
oneroso l’avvio di interventi di lungo respiro. È necessario che tramite meccanismi di incentivazione venga avviata, a partire dalla proprietà pubblica, una fase
di “accorpamento gestionale” che, salvaguardando i diritti di proprietà, consenta
di intervenire in maniera più efficace.
3. La conoscenza dettagliata delle caratteristiche e potenzialità del bosco è alla base non solo della gestione (programmazione e realizzazione degli interventi), ma
anche della valutazione delle possibilità di utilizzo delle biomasse forestali a scopi energetici. A questo scopo è necessario che siano sviluppati, secondo criteri di
uniformità o compatibilità metodologica, l’inventario forestale nazionale, gli inventari regionali e gli strumenti di pianificazione locale (piani d’assestamento).
Le colture energetiche
Con il termine colture energetiche si intende l’insieme delle coltivazioni il cui fine
principale è la produzione di biomasse che possano essere destinate a scopi energetici. In questo settore l’interesse verso le specie legnose che possano essere ceduate ad intervalli assai brevi (1-4 anni) ha portato ad identificare le colture energetiche con la pratica della selvicoltura a turno breve o “short rotation forestry”
(SRF). Non va tuttavia dimenticato che potenzialità energetiche sono ampiamente
riconosciute a numerose specie erbacee quali il girasole, la colza, il kenaf (Hibiscus
cannabinus L.), il sorgo, la canna (Arundo donax L.), il miscanto (Miscanthus sinthesis)
già oggi utilizzate a questo scopo.
Specie
Densità all’impianto
Turno (anni)
Betulla
Pioppo
Robinia
18-25.000
10-15.000
8-12.000
3-4
1-3
2-4
Diametro medio dei fusti alla raccolta (in mm)
15-30
20-50
20-40
Altezza media dei fusti alla raccolta (m)
3.5-5.0
2.5-7.5
2.0-5.0
Tabella 6.6 - Caratteristiche di short rotation forestry per alcune specie.
186
Produttività
Sostanza secca
Potere calorifico
t/ha
% sul peso
fresco
kcal/kg s.s..
Specie
1 anno
5 anni
Kenaf
15
15
30
4100
Miscanto
18
20
70
4200
Canna comune
22
25
60
4200
Robinia
Pioppo
15
30
15
55
50
50
4300
4200
Salice
18
20
50
4200
Tabella 6.7 - Dati sintetici di produttività di alcune specie
Tra le principali caratteristiche della SRF vi sono l’elevata densità di impianto, che
può superare le 10.000 piante/ettaro (tabella 6.6), e la ceduazione delle stesse che,
quindi, usufruiranno dal secondo turno dopo l’impianto della presenza di un apparato radicale già ben sviluppato. L’intervallo tra due raccolte successive (turno) è
limitato a pochi anni. Il materiale è quindi di dimensioni modeste e consente la raccolta meccanizzata del materiale. In genere al termine di ogni turno viene effettuata, in un’unica operazione, la raccolta del materiale e la cippatura (sminuzzamento in scaglie). Ciò implica l’adozione di macchine particolari e accomuna questo tipo di attività a quelle agricole specializzate.
A livello europeo è atteso un notevole impulso, da parte delle politiche agricole,
per l’ampliamento delle superfici destinate a colture energetiche al fine di ridurre
l’uso di combustibili fossili. Il Libro Bianco Europeo sulle Risorse Rinnovabili (1997)
prevede che la realizzazione di colture energetiche possa contribuire per un terzo
al raggiungimento dell’obiettivo di risparmio nell’uso di combustibili fossili pari a
15 Mtep/anno entro il 2010. L’ipotesi avanzata è di destinare ad esse 13 milioni di
ettari (4% della superficie agricola comunitaria) che, con una produzione di 10t/ha
all’anno, consentirebbero di ridurre le emissioni annue di 50 Mton di carbonio.
Rispetto ad altre colture agricole, la produzione di biomasse a fini energetici si differenzia per la necessità di identificare preliminarmente l’area di coltivazione in
funzione del sito nel quale il materiale verrà impiegato tenendo conto che, da stime recenti, una distanza superiore ai 30-40 km ridurrebbe sensibilmente la competitività del prodotto rispetto ad altre fonti e limiterebbe i vantaggi ambientali.
La scelta delle specie che possono essere impiegate nell’ambito della SRF dipende
ovviamente dalle caratteristiche del clima e dei suoli. Una valutazione della resistenza alle avversità di carattere biotico (infestanti, parassiti, patogeni) consente di
187
188
È ragionevole ritenere, comunque, che per stimolare la produzione di biomasse da
colture energetiche saranno necessarie tuttavia forme di incentivazione e predisposizione a vari livelli di strumenti ad hoc, oltre a quelli già avviati (P.N.E.R.B., Probio, D.M. del 23/10/2000, D.lgs.79/99 - Decreto Bersani, ecc.).
A livello mondiale le biomasse giocano un ruolo ben maggiore di quello che tipicamente svolgono nei paesi industrializzati. Nel mondo, complessivamente, le biomasse coprono circa il 12% del consumo energetico, questo dato sale al 35% per i
Paesi in via di sviluppo e fino al 90% per un Paese come il Nepal. L’utilizzo di biomasse nei Paesi sviluppati copre invece solo il 3% circa. Un’ulteriore differenza di
cui si deve tener conto è che nei paesi in via di sviluppo le tecnologie utilizzate sono spesso piuttosto primitive, scarsamente efficienti e discretamente impattanti
dal punto di vista ambientale.
In Europa l’energia prodotta da biomasse ammonta a circa 50 Mtep (figura 6.5).
L’utilizzo della biomassa legnosa vede leader mondiale l’Austria, insieme ai paesi
nordici (Svezia, Finlandia e Norvegia).
Per quanto concerne la produzione di combustibili liquidi il riferimento è dato dalla Francia e dalla Germania per il biodiesel e dai paesi dell’America del Sud (Brasile) per la produzione di etanolo.
Per il biogas ottenuto dai reflui zootecnici buona parte della produzione avviene in
Asia, dove sono collocati impianti per una capacità di 5.000-6.000 MWt dei 5.3006.300 MWt di potenza installata a livello mondiale. In Europa (dati 1998) si avevano
12
10
8
6
4
2
Regno Unito
Svezia
Spagna
Portogallo
Paesi Bassi
Irlanda
Italia
Grecia
Germania
Lussemburgo
Francia
Danimarca
Finnlandia
Belgio
0
Austria
Utilizzo biomassa (Mtep)
ridurre gli eventuali trattamenti che, di norma, sono attuati con mezzi chimici.
Nell’Europa settentrionale la specie di maggiore impiego risulta la betulla, mentre
in quella centrale l’attenzione si è focalizzata sul pioppo. In Italia le specie ritenute
più idonee per coltivazioni di SRF sono il pioppo (Populus alba, Populus nigra, Populus deltoides e Populus euramericana), il salice, l’eucalipto, quest’ultima indicata per
le regioni del centro e sud Italia, la robinia e la canna comune. Le esigenze idriche e
pedologiche di queste specie sono piuttosto diverse e, in generale, si tende a privilegiare nella scelta della specie da impiegare, oltre alla produttività, le più resistenti
alle diverse avversità naturali e che necessitano di minori cure. Alcuni dati sintetici
sulla produttività di alcune di queste specie sono riportati nella tabella 6.7.
Una volta effettuata la raccolta del materiale, esso va incontro a processi di essiccazione (naturale o forzata), trasporto, stoccaggio e distribuzione agli utenti. Tutto
ciò comporta un costo economico ma anche un apporto di energia che andrà correttamente valutato per identificare il preciso beneficio ambientale, tra cui la riduzione delle emissioni di CO2.
Le principali riserve avanzate nei confronti della SRF riguardano:
1) la mancanza di una specifica tradizione e quindi una sostanziale assenza di conoscenze pratiche da parte dei potenziali operatori;
2) la scarsa disponibilità di attrezzature meccaniche e l’incertezza dei costi dell’investimento;
3) gli effetti sul lungo periodo delle coltivazioni di SRF sui suoli (disponibilità di nutrienti e necessità di concimazione);
4) i pericoli legati all’introduzione di nuove monocolture;
5) la mancanza di una chiara politica di sostegno.
Ad oggi, la produzione d’energia da colture energetiche in Italia è ancora confinata ad impianti sperimentali e/o dimostrativi, alcuni anche di dimensioni ragguardevoli, ma non esistono impianti di produzione a livello industriale. Analogamente
a quanto osservato per il settore più strettamente forestale, nonostante il crescente interesse, lo sviluppo di una robusta filiera biomasse-energia deve essere ancora avviato. Da alcune stime, la disponibilità di terreni in Italia che potrebbero essere destinati alla coltivazione energetica ammonterebbe a 4 milioni di ettari. In generale le tipologie di terreni che potrebbero essere dedicate a colture di SRF sono:
• terreni agricoli la cui attuale redditività è strettamente connessa a sovvenzioni comunitarie e che forniscono produzioni considerate eccedentarie;
• terreni agricoli attualmente non utilizzati perché poco remunerativi, ma sufficientemente adatti per questa tipologia di coltivazione;
• terreni a tipica vocazione forestale ma non utilizzati.
Figura 6.5 - Utilizzo della biomassa nei paesi dell’Unione Europea
189
1990
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Capacità (MW)
4
68
96
90
154
180
180*
Produzione
elettrica (GWh)
12
28
48
61
69
219*
221
Consumi di energia
30.325* 45.452* 43.561* 48.629* 51.212* 55.024* 63.370*
primaria (TJ)
* Stimato
Tabella 6.8 - Impiego delle biomasse a fini energetici in Italia. Fonte dati IEA
Totale consumi
biomassa (kt)
Di cui destinate
a centrali
termoelettriche (kt)
Totale consumi (ktep)
1994*
1995*
5.713
6.096
1996*
1997
1998
1999
se spesso svolti su aree ristrette, consentono di valutare di quanto siano sottostimati i dati ufficiali. Fra gli studi di questo genere vi è quello condotto da ENEA. In
tale studio si danno le indicazioni riportate nella tabella 6.11 sul livello delle fonti
energetiche rinnovabili. L’impiego della biomassa soddisfa una piccola frazione del
consumo energetico nazionale (2-3%). Tali consumi sono in linea con la media europea, anche se nettamente inferiori al livello di utilizzazione raggiunto dall’Austria, dell’ordine del 12%.
Da un sondaggio sugli impieghi della biomassa effettuato dal CIRM è risultato che
il 31.4% delle famiglie italiane utilizza in qualche modo biomasse a fini energetici,
2000
GWh
5.952 No data
5.863
6.916
7.182
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2001
Biomassa e rifiuti
Solo energia elettrica
1.176
1.428
1.588
1.524
1.656 No data
1.488 No data
732
1.466
1.048
1.729
948
1.796
Solidi
59.788 63.794 62.291 No data 61.354 72.375 75.163
Nota: per gli anni contrassegnati con un asterisco si deve considerare che nel bilancio energetico nazionale si parla di “Combustibili vegetali” e che in essi vengono inclusi i “bassi prodotti, il calore di recupero,
i gas di acciaieria ad ossigeno ed i gas residui di processi chimici” cfr. nota (a) del Bilancio Energetico. Ciò
spiega la diminuzione che si registra passando dal 1996 al 1998 per il venir meno di questi combustibili.
Tabella 6.9 - Impiego delle biomasse a fini energetici in Italia. Fonte dati MAP
circa 315 MWt di capacità (150 in Germania, 40 in Danimarca, 30 in Italia, 20 in Austria e Svezia) mentre gli altri paesi non giocano un ruolo rilevante.
Per l’Italia alcuni dati sull’utilizzo delle biomasse sono forniti dalla IEA [1], altri dal Bilancio Energetico Nazionale, altri ancora da studi specifici ENEA ed infine dal “Rapporto sullo stato della bioenergia in Italia al 2001” curato dal Gruppo di Supporto
Tecnico Scientifico “Bioenenergia” Ministero delle Politiche Agricole e Forestali.
I dati IEA relativi all’Italia indicano, per le biomasse solide, i valori riportati nelle tabelle 6.8 e 6.9. I dati per le biomasse del Bilancio Energetico Nazionale sono riportati nella tabella 6.10.
Tali dati sono unanimemente considerati delle sottostime, ma hanno il pregio di
essere dati ufficiali. Altri dati sono disponibili, sulla produzione di energia elettrica,
da fonte GRTN, come riportato nella tabella 6.10.
A tali dati si possono poi affiancare quelli derivanti da studi, sondaggi, ecc. che, pur
190
70
191
285
604
127
157
366
1.229 1.906 2.587
770
934
1.060
70,3
115,8 135,6 239,7 317,8 409,3 465,0
RSU
70,3
115,8 133,2 223,1 259,3 266,5 313,0
Colture e rifiuti agro-industriali
0,0
0,0
2,4
16,6
Biogas
Totale consumi (TJ per
raffronto IEA)
190
58,5
142,8 152,0
0,0
11,3
21,0
126,0 452,6 524,2 595,0
Discariche
0,0
11,3
21,0
125,9 452,0 523,5 593,8
Fanghi
0,0
0,0
0,0
0,1
0,6
0,3
0,1
Deiezioni animali
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
1,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,0
Cogenerazione
120
64
128
239
458
973
1.527
Solidi
120
61
113
158
417
931
1.440
RSU
Biogas
Discariche
2,0
40,4
55,3
17,1
117,8
20,6
58,1
140,4 212,1 393,8 492,4
204,9 537,0 945,5
0,0
2,5
14,6
81,0
41,2
42,0
89,3
0,0
0,0
3,4
67,9
26,8
27,8
70,8
Fanghi
0,0
2,0
2,4
3,1
4,2
5,8
4,5
Deiezioni animali
0,0
0,5
6,3
7,6
5,7
4,7
8,7
0,0
0,0
2,5
2,4
4,5
3,7
5,3
Tabella 6.10 - Produzione di energia elettrica da biomassa in Italia. Fonte dati GRTN
Consumo (ktep)
1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Legna e simili
4578 4661 4638 4654 4687 4696 4696
Biocombustibili
0
65
45
0
80
80
80
Biogas
9
19
59
95
142
167
200
Tabella 6.11 - Impiego delle biomasse a fini energetici in Italia. Fonte dati ENEA
191
in grandissima parte lePotenza elettrica
Impianto Località
gna. Due dati interessanti
(MWe)
01
Airasca (TO)
14.6
poi sono dati dalla per02
Crova (VC)
6.7
centuale di autoapprov03
Verzuolo (CN)
5.5
vigionamento e dalla
04
Lomello
(PV)
3.6
percentuale di compre05
Valle
Lomellina
(PV)
5
senza di legna e di altre
06
Pavia
6.7
fonti energetiche: il
07
Castiraga Vidardo (LO)
3.6
49,3% del consumo di le08
Castellavazzo (BL)
5.5
gna effettuato nelle pri09
Ospitale di Cadore (BL)
20
me case ed il 63,9% nelle
10
Manzano (UD)
2.5
seconde case viene au11
Bamdo d’Argenta (FE)
20
toapprovvigionata; la le12
Faenza (RA)
3.2
gna è utilizzata assieme
13
Termoli (CB)
14.6
ad altri sistemi nel 65,8%
14
Pozzilli (IS)
14
dei casi. Il primo di questi
15
Rende (CS)
12
dati spiega perché sia co16
Rossano Calabro (CS)
4.2
sì difficile stimare esatta17
Crotone
20
18
Cutro (KR)
16
mente la quantità di le19
Strongoli
(KR)
40
gna utilizzata: essa non
20
Maglire (LE)
3
passa per il mercato; il se21
Faenza
(RA)
9
condo evidenzia come
22
Legnano
(MI)
1
l’uso della legna sia pre23
Varese
7
valentemente “comple24
Pietrasanta (LU)
6
mentare”. Interessante
25
Mantova
6
anche come il 53,3% de26
Terni
4
gli utenti si dichiari sod27
Vercelli
3.5
disfatto o molto soddiTotale
257.2
sfatto dell’utilizzo della
Tabella 6.12 - Ubicazione degli impianti a biomassa con produzione
legna.
di energia elettrica.
Per quanto riguarda il
biogas, in Italia ad oggi esso è prevalentemente ottenuto dalle discariche da cui
deve essere rimosso, sia per ragioni ambientali che di sicurezza, pur essendovi diversi impianti che trattano liquami animali. Nel 2000 gli impianti installati corrispondevano ad una potenza di 179 MW.
La produzione di biodiesel si attesta attorno alle 300.000 t e dipende principalmente dalla quota ammessa alla defiscalizzazione, essendo la capacità degli im192
pianti di 500-600.000 t/anno. La maggior parte della materia prima necessaria alla
produzione di biodiesel viene importata. La coltivazione di piante ad utilizzo energetico è prevalentemente legata al set-aside.
Per quanto concerne il bioetanolo, tale tecnologia è agli inizi in Italia e prevalentemente legata ad impianti in fase sperimentale, buone prospettive sono offerte dalla produzione di ETBE; anche per queste colture la loro convenienza e diffusione dipende principalmente dalle decisioni sul set-aside.
In Italia, la distribuzione geografica degli impianti a biomassa è disomogenea e vi
sono alcuni “distretti”. In particolare molti impianti termici legati agli scarti del legname sono distribuiti in Piemonte, in Valtellina ed in provincia di Bolzano. Nelle
zone a vocazione risicola si trovano invece impianti funzionanti a lolla di riso. Informazioni di dettaglio sono annualmente pubblicate sul Rapporto Bioenergie del
Ministero Politiche Agricole e Forestali.
Per la localizzazione degli impianti a biomasse che producono energia elettrica si
può esaminare la tabella 6.12.
Per quanto concerne gli impianti di digestione anaerobica dei reflui zootecnici, essi
sono collocati prevalentemente in Lombardia,Emilia Romagna e Trentino Alto Adige.
La gasificazione mediante procedimento termico è ancora scarsamente diffusa: un
rapporto IEA segnala per l’Italia un impianto in costruzione a Cascina , uno a Greve
nel Chianti e un impianto a Legnano presso AMGA, più altri tre progetti a scopo dimostrativo ed alcuni impianti pilota presso ENEA. Gli impianti di produzione di metil estere sono prevalentemente collocati in Nord Italia.
In prima battuta si può dire che il settore in cui si registrano gli impatti più significativi per l’utilizzo energetico delle biomasse è quello dell’aria. Nel caso della digestione anaerobica dei reflui e della gasificazione si possono poi avere anche emissioni in acqua, che nel caso della gasificazione possono derivare dalla pulizia del
gas dal condensato. Vi è poi da considerare, nel caso della combustione, lo smaltimento e/o il riutilizzo delle ceneri. Le emissioni in aria cui prestare attenzione dipendono largamente dal combustibile utilizzato e dal processo adottato.
Combustione della legna
Due sono gli aspetti rilevanti a livello ambientale della combustione della legna: da
un lato l’utilizzo di questa fonte permette di evitare di immettere in atmosfera carbonio appartenente agli stock inglobati nei combustibili fossili, dall’altro la combustione della legna è caratterizzata da livelli di emissione di polveri sottili supe193
Emissione di anidride carbonica
(kg/TJ di energia utilizzabile)
Legno
Gasolio
Metano
Emissioni dovute alla combustione
150.000
78.700
57.700
-148.000
11.900
7.900
1.460
1.370
771
3.460
92.000
66.400
Emissioni dovute all’ottenimento
del combustibile
Emissioni indirette dovute alla costruzione
dell’impianto e della gestione
Totale
Tabella 6.13 - Emissioni di CO2 di legno, gasolio e metano. Fonte dati Buwal
riori a quelli legati all’utilizzo delle fonti fossili; inoltre, anche le emissioni di NOx sono più alte per le biomasse che per altri combustibili. Questa situazione genera un
trade-off fra benefici globali e danni locali che non deve essere trascurato e che deve far parte di un sereno dibattito sulle biomasse. Per quanto riguarda le emissioni
di anidride carbonica si deve considerare che, come già detto, nella fase di accrescimento della biomassa si assorbe l’anidride carbonica che viene emessa durante
la combustione. In tal modo l’emissione di anidride carbonica rilevante per l’effetto serra è solo quella collegata all’ottenimento ed al trasporto della legna.
Un confronto tra emissioni di CO2 causate dal legno, dal metano e dal gasolio nell’intero ciclo di vita per un TJ di energia utile prodotta per il riscaldamento lo offre
la tabella 6.13. Si vede così come la legna sia in considerevole vantaggio dal punto
di vista dell’effetto serra ed emetta complessivamente molta meno anidride carbonica [7].
Importante perché le biomasse possano avere emissioni favorevoli di CO2 è che
siano di origine locale: il trasporto su lunghe distanze aumenterebbe la quantità di
Tabella 6.14 - Emissioni di particolato di legno, gasolio e metano. Fonte dati Buwal
Emissione di particolato
(mg/MJ di energia utilizzabile)
Legno
Gasolio
Metano
109
0.106
0.103
del combustibile
5.29
8.22
3.82
2.71
1.53
1.91
Totale
117
9.86
5.84
194
anidride carbonica imputabile alla biomassa. Si ritiene che prescindere da questa
considerazione significherebbe rinunciare ad una buona parte dei benefici, in termini di minor effetto serra, apportati dalle biomasse.
Per quanto riguarda le polveri sottili, esse sono uno degli inquinanti aerei su cui recentemente la ricerca in campo medico si è focalizzata per i danni alla salute. L’attenzione non è focalizzata tanto sulle polveri totali che vengono emesse, ma su
quelle con un diametro sufficientemente piccolo da poter essere inspirate e che
non vengono fermate dai meccanismi di difesa del corpo umano. Si parla perciò di
valori di PM10 e di PM2,5 intendendo la quantità di polveri con diametro inferiore
ai 10 µm e 2,5 µm, rispettivamente. Tali danni si manifestano principalmente sotto
forma di malattie respiratorie.
Un raffronto fra combustibili fossili e combustibili da biomasse per quanto concerne l’emissione di particolato è riportato nella tabella 6.14. Si nota così come le
emissioni di PM10 del legno siano superiori a quelle delle altre fonti, specialmente
se si considera l’emissione puntuale al camino, mentre considerando l’intero ciclo
di vita lo svantaggio delle biomasse rispetto alle fonti fossili è inferiore.
Due ulteriori precisazioni sono necessarie: la prima è che, a fianco della quantità di
polveri emesse si deve considerare la loro pericolosità, determinata in gran parte
dalla composizione chimica delle stesse. La composizione delle polveri sottili derivanti dalla combustione della legna è diversa da quella derivante, ad esempio, dal
comparto dei trasporti; inoltre, anche all’interno delle polveri emesse dalla combustione della legna vi sono considerevoli differenze fra la combustione di legna
vergine e quella di legna trattata. Non è detto, quindi, che lo stesso livello di emissioni in termini di mg polveri/normal m3 ponga la stessa minaccia alla salute ed è
anzi probabile che la loro pericolosità sia funzione del carico di metalli pesanti,
idrocarburi policiclici aromatici ed altri inquinanti contenuti nelle polveri.
Parlando di emissioni di polveri sottili, è poi indispensabile considerare che non
tutti i sistemi di combustione sono identici e che una prima grande distinzione deve essere tracciata sulla base della completezza o meno della combustione: se la
combustione è incompleta (caso tipico dei caminetti e delle stufe più antiquate) si
hanno considerevoli emissioni di idrocarburi policiclici aromatici, carbonio incombusto e fuliggine, mentre nel caso di combustione completa queste emissioni sono molto minori e il PM10 è composto di materiale minerale quali KCl, K2SO3, CaO,
Al2O3, SiO2. Se sono presenti nel combustibile metalli pesanti questi verranno
emessi assieme alle polveri sottili.
È evidente che le emissioni di polveri sottili dipendono da eventuali sistemi di filtraggio. In particolare sono possibili tre opzioni tecnologiche: l’uso di multicicloni,
195
Emissione di Nox
(mg/MJ di energia utilizzabile)
Legno
Gasolio
Metano
160
26.6
20.6
del combustibile
33.1
64.8
29
5.87
0.926
1.31
Totale
199
92.3
50.9
Tabella 6.15 - Emissioni di NOx di legno, gasolio e metano. Fonte dati Buwal
quello di elettrofiltri e quello di filtri a maniche. Il primo non appare particolarmente adeguato poiché è in grado di rimuovere solo particelle relativamente grosse (nell’ordine dei 5 µm) mentre le particelle di polveri sottili emesse dalla combustione delle biomasse sono tipicamente di dimensioni attorno a 0.1 µm. I restanti
metodi presentano un’ottima efficacia (fino al 99% di rimozione) ma hanno costi
che ne consentono l’installazione solo su impianti di una certa dimensione (da
escludersi negli impianti familiari)
Per quanto riguarda le altre emissioni si rileva che la combustione del legno (ed in
genere anche delle altre biomasse) presenta emissioni basse di zolfo, essendo quasi privo di questo elemento (esse sono del tutto paragonabili a quelle del metano
ma inferiori a quelle del gasolio). Maggiori sono invece le emissioni di ossidi di azoto (si può pertanto ritenere che dal punto di vista delle emissioni acide gli effetti
siano approssimativamente paragonabili al gasolio). Nella tabella 6.15 si riportano
le emissioni di NOx.
Una nota, infine, per quanto riguarda le ceneri prodotte dalla combustione del legno: quelle pesanti estratte dalla griglia e dall’eventuale sistema a multicicloni potrebbero, per caratteristiche fisiche, essere utilizzate come fertilizzante, in particolare per apportare fosforo e potassio, nonché come correttore di acidità. Esse sono
tuttavia considerate rifiuti e ciò impone alcuni passaggi “burocratici”.
Le ceneri derivanti dai filtri a maniche o elettrostatici non devono invece essere utilizzate a tal fine, poiché in esse si concentrano i metalli pesanti. Devono quindi essere necessariamente smaltite in discarica.
Gasificazione termica
Per quanto concerne la gasificazione termica, i problemi che si pongono derivano
196
prevalentemente dalla pulizia dei gas che deve essere effettuata prima dell’utilizzo per la produzione di elettricità. In tali gas, principalmente, si tratta di eliminare il
contenuto di catrame. Il settore ambientale che viene ad essere interessato è così
quello degli scarichi idrici poiché solitamente la purificazione viene effettuata ad
umido, anche se si sta lavorando ad altri procedimenti quali il cracking dei condensati. Tali scarichi sono tossici tanto per i pesci che per i batteri nitrificanti e sono quindi necessarie particolari attenzioni per il loro trattamento.
Combustibili liquidi
Per quanto riguarda l’ottenimento di combustibili liquidi, una particolare attenzione deve essere posta sulla parte agricola della filiera, con un approccio di tipo “ciclo di vita”: è infatti importante che, per produrre tali combustibili rinnovabili, non
si faccia un uso sproporzionato di input non rinnovabili, altrimenti i vantaggi ambientali vengono in parte persi.
Il bilancio del ciclo di vita dei biocombustibili dipende ampiamente sia dal tipo di
coltura utilizzata che dalle metodologie colturali. In generale si può dire che la colza presenti (almeno per l’Italia) una domanda maggiore di input e quindi risulti
meno “rustica” del girasole. Nella fase di coltivazione il consumo di energia è prevalentemente legato alla produzione dei concimi. Il consumo di input energetici legato a questa fonte è pari o superiore a quello implicato dai processi industriali di
estrazione ed esterificazione. Questa è la ragione per cui si deve focalizzare l’attenzione su un approccio a basso contenuto di input.
Sempre a seguito delle pratiche agricole si generano emissioni di gas serra diversi
dalla CO2 che riducono i benefici ambientali dell’uso di metil-esteri.
Se infatti l’utilizzo di un kg di biodiesel consentirebbe di risparmiare da 2.101 a
2.797 g di anidride carbonica, questo vantaggio, quando si considerino anche le altre emissioni ed in particolare quelle legate al protossido d’azoto (N2O), scende a
valori compresi tra 371 e 1.746 g di anidride carbonica equivalenti.
L’altro aspetto che incide sensibilmente sul bilancio energetico della produzione di
biocombustibili è dato dalla trasformazione industriale degli stessi.
Per quanto riguarda le emissioni di inquinanti misurate al punto di scarico, il tema
merita approfondimenti ulteriori; tuttavia si può dire che i biocombustibili presentano emissioni di NOx superiori, ma per una valutazione esaustiva è necessario considerare l’intero ciclo di vita: se viene considerato l’intero ciclo di vita del biodiesel
si scopre infatti che le sue emissioni, in termini di NOx, sono inferiori (anche se non
di moltissimo) a quelle del diesel; tuttavia le emissioni al tubo di scappamento sono in media più elevate, con un aumento del 10-13% rispetto al gasolio se si utiliz197
za biodiesel puro e del 2-3% nel caso sia utilizzato al 20%. L’importanza da attribuire agli effetti locali rispetto al bilancio complessivo deve essere valutata rispetto alla localizzazione delle emissioni.
Per quanto concerne le emissioni di particolato, sembra evidenziarsi una riduzione
sia dell’emissione delle polveri sottili che della loro pericolosità (quelle emesse dal
biodiesel sono infatti “meno sottili” e meno cariche di sostanze tossiche). La riduzione varia tra il 30 ed il 60%; sembra perciò ragionevole assumere una media del
40%, sempre che il biodiesel sia utilizzato puro.
Digestione anaerobica
Complessa la valutazione delle emissioni derivanti dallo smaltimento dei liquami
zootecnici attraverso digestione anaerobica, prevalentemente legate alle emissioni di ammoniaca e di metano.
Proprio per quanto concerne la digestione anaerobica gli aspetti ambientali cui si
deve porre una particolare attenzione sono i seguenti:
• possibilità di causare la diffusione di malattie del bestiame, laddove il digestore
serva più allevamenti;
• pericolosità dei patogeni per i lavoratori: anche il processo termofilo non è infatti sufficiente a garantire la pastorizzazione del materiale trattato, potendo solo ridurne la patogenicità;
• si deve porre attenzione alla destinazione del percolato, che presenta un certo
contenuto di azoto, con possibili effetti negativi sulla falda se sparso sul terreno
in quantitativi eccessivi e/o in periodi inidonei (riferirsi al Codice di Buona Pratica
Agricola).
Si deve sottolineare che proprio il potere concimante del percolato può rendere
lo stesso un interessante co-prodotto, riducendo la necessità di consumi di concimi chimici.
La raccolta e lo sfruttamento del metano derivante dai residui zootecnici permettono
di evitare che il metano venga rilasciato in atmosfera (esso ha un effetto serra pari a
21 volte quello della CO2). Questo costituisce un considerevole beneficio ambientale.
6.5 I costi
Quello dei costi è un campo piuttosto delicato a causa di una cronica carenza di
informazione. In generale, vi sono indicazioni per affermare che il costo, specialmente quello degli impianti, sia in Italia più elevato che in altri Paesi (ad esempio
l’Austria). Ciò è probabilmente legato alla minor diffusione di questo tipo di impianti da noi rispetto all’estero.
198
Valutazioni in sede europea indicano costi dell’energia da biogas come riportati
in tabella 6.16.
Il costo del biogas ottenibile attraverso le discariche è da considerarsi nullo: la rimozione del biogas dalle discariche deve essere effettuata per ragioni di sicurezza,
a prescindere dall’utilizzo energetico e quindi si devono calcolare solo i costi aggiuntivi necessari per la sua trasformazione in energia elettrica o termica. Sulla base di questo ragionamento il costo di un kWh elettrico è stato stimato in 4.75 c€ .
Per quanto concerne il costo della produzione di etanolo da biomasse esso è indicato per l’Europa in 0.50-0.80 €/litro; costi non diversi si ottengono per gli Stati
Uniti (0.5 $/litro). Perché tali costi siano competitivi dovrebbero essere ridotti almeno della metà.
Per quanto riguarda le tecnologie di combustione della legna, si può dire che i costi delle caldaie per l’utilizzazione di cippato sono dell’ordine di diverse volte il costo di apparecchi di dimensioni simili basati su tecnologie tradizionali. Tali elevati
investimenti iniziali rappresentano un serio ostacolo alla diffusione della tecnologia. Avere informazioni sui costi esatti di questi investimenti è tuttavia sempre piuttosto difficoltoso, in particolare sui singoli impianti e con riguardo a quelli di dimensioni piccole. Il costo degli impianti termici varia infatti molto e risente in par-
Parametri
Dimensione tipica (MWe)
1980 1985
<0.1 <0.1
1995
1
2000
1
85
90
90
Fattore di disponibilità (%)
80
Efficienza del combustibile (conversione
da biogas ad elettricità) (%)
N/K N/K
0,25
0,27
30
Tempi di costruzione (in anni)
<0.5 <0.5
1
1
1
20
20
20
Vita utile economica (in anni)
20
80
1990
1
20
Costo dell'investimento
(in ECUdel 1990 per kWe)
4000 4000 6000-7000 6000-7000 4000-6000
Costi di manutenzione (ECU[1990]/kWe)
N/K N/K
300-500
500-600
500-900
Ricavi dai sottoprodotti (ECU[1990]/kWe)
N/K N/K
200
200
200-900
Costo dell'energia derivante dai
dati precedenti, utilizzando un tasso di
sconto dell' 8% (ECU/kWh)
N/A N/A
0.11-0.14
0.10-0.13
0.05-0.10
Capacità installata in Europa (MWt)
10
30
70
150
300
Capacità installata nel mondo (MWt)
N/K N/K
N/K
5300-6300 5500-7000
N/K = not known; N/A = not applicable.
Tabella 6.16 - Parametri relativi agli impianti a biogas. Fonte dati UE
199
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Potenza massima (kW)
Figura 6.6 - Relazione fra costo per kW installato e potenza massima per le caldaie di produzione estera. Fonte dati Provincia Torino
500
450
400
350
300
di produzione (trucioli, scarti di segherie ecc.) che hanno un prezzo pari a circa 35
€/t (almeno quelli utilizzati dagli impianti di teleriscaldamento; per gli impianti privati si va dai 30 ai 60 €/t a seconda della qualità).
Più costoso risulterebbe utilizzare materiale proveniente dal bosco ed appositamente raccolto. Il prezzo della legna in pezzi, pur se fortemente variabile, può essere indicato attorno agli 80-110 €/t, se consegnata a domicilio, mentre risulta più
basso se acquistata all’imposto (anche 45-55 €/t).
Il prezzo del pellet è decisamente più elevato e al dettaglio può raggiungere i 210260 €/t.
Un esempio di confronto fra i costi che si avrebbero utilizzando le biomasse per
produzione termica con una caldaia a cippato o a pellets da 100 kW e le fonti tradizionali è dato dalla tabella 6.17 che ipotizza l’assenza di sussidi; risultati anche più
favorevoli si avrebbero se questi fossero disponibili.
Una miglior disponibilità di dati la si ha per quanto riguarda gli impianti di teleriscaldamento. I dati che verranno citati sono riferibili all’impianto di Tirano. In questo caso viene fornito il raffronto con i costi che si sarebbero avuti utilizzando gasolio e si dimostra che la biomassa risulta competitiva rispetto al gasolio.
Nei costi sotto citati non si è incluso l’investimento per la rete di teleriscaldamento, sulla base del presupposto che si debba solamente decidere con quale combustibile alimentare l’impianto.Tale costo può ragionevolmente costituire un 30-50%
del costo complessivo dell’impianto.
Il costo del gasolio risulta di 0.651 €/litro più IVA, corrispondenti a 0.082€/KWh di
energia disponibile (si tratta del costo agevolato per una zona non metanizzata); il
250
chip
pellets
gasolio
metano
200
potenza caldaia
100
100
100
1.500
1.500
1.500
costo caldaia e installazione
12.500
12.500
5.500
4.500
costo opere civili
totale investimento
durata presunta
tasso d'interesse
costo del capitale
10.000
22.500
14
0,05
2.273
8.500
21.000
14
0,05
2.122
4.500
10.000
14
0,05
1.010
4.000
8.500
14
0,05
859
5.102
2.075
9.450
0,063
6.192
1.718
10.032
0,067
15.028
528
16.566
0,110
11.713
445
13.017
0,087
ore d'impiego della caldaia
100
50
0
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Potenza massima (kW)
Figura 6.7 - Relazione fra costo per kW installato e potenza massima per le caldaie di produzione italiana. Fonte dati Provincia Torino
ticolare della scala. Ciò può essere visto considerando le figure 6.6 e 6.7 dove si rappresentano i costi unitari d’investimento in funzione della dimensione.
Oltre al costo dell’investimento si deve considerare il costo di approvvigionamento della biomassa. Questo è sufficientemente contenuto quando ci si basi su scarti
200
100
1.500
150
costi totali combustibile
altri costi d'esercizio
totale costi esercizio
costo per MWh
Tabella 6.17 - Confronto fra costi di diversi impianti.
201
costo della biomassa risulta di 10 €/m3 ossia 0.022 €/KWh; considerando però i costi di gestione più elevati si considera ragionevole un costo di 0.029 €/KWh.
Si ipotizza un ammortamento su 15 anni ed un tasso d’interesse del 5%.
L’energia distribuita annualmente dall’impianto è di 24.000.000 KWh. Ciò implica
che i costi per l’acquisto della biomassa siano 522.000 € mentre per il gasolio sarebbero di 2.010.000 €.
Il costo dell’impianto a biomasse è stato di 2.400.000 €, quello di un impianto analogo a gasolio sarebbe stato di 310.000 €. Questi dati corrispondono ad una quota di ammortamento di 229.333 €/a e 29.622 €/a rispettivamente per l’impianto a
biomassa o a gasolio.
Gli impianti differiscono inoltre per i rispettivi costi di gestione che sono di 233.000
€ per l’impianto a biomasse e 67.000 € per l’impianto a gasolio.
In totale si ottiene quindi un costo annuo di 984.333 € per l’impianto a biomasse
e di 2.106.622 € per l’impianto a gasolio. Tale differenza è sufficientemente ampia
da poter concludere che, anche nel caso in cui si volesse includere l’ammortamento della rete di teleriscaldamento, le biomasse resterebbero un’opzione conveniente, anche raffrontata con caldaie autonome a gasolio.
Il costo d’investimento per la produzione di centrali elettriche a biomassa che operano con tecnologie tipo turbine a vapore è di circa 2200 €/kW di potenza installata.
Un raffronto fra i costi di produzione dell’energia elettrica e quello di sola energia
termica porta a concludere che la produzione di energia termica non ha, in senso
stretto, necessità di essere sussidiata (i costi di impianto e di gestione rientrano entro il tempo di vita dell’impianto), mentre la produzione di energia elettrica non remunera l’investimento in assenza di sussidi. L’incentivo dei certificati verdi al prezzo attuale sarebbe sufficiente a dare vantaggio alla produzione elettrica rispetto a
quella termica.
6.6 Il mercato
Domanda
Nell’esaminare la domanda e l’offerta del mercato per le biomasse sarà necessario,
come per gli altri casi, distinguere a seconda del tipo di combustibili.
Nel caso delle biomasse legnose la domanda è tipicamente legata all’esigenza di
riscaldamento, vuoi gestendo direttamente il proprio impianto o collegandosi ad
un impianto di teleriscaldamento.
In forza degli elevati costi d’investimento iniziali e dei costi inferiori del combustibile, la domanda di riscaldamento a biomasse è legata a zone con fabbisogni termici elevati e, spesso, non metanizzate. Se infatti l’utilizzo energetico della biomas202
sa si presenta ampiamente conveniente quando viene confrontato con il gasolio,
esso offre margini inferiori nel raffronto col metano.
La domanda di impianti familiari è poi tipicamente legata a case e ville di dimensioni rilevanti, dove è più rapido l’ammortamento dell’impianto a fronte dei costi
elevati per il riscaldamento tradizionale. La domanda è inoltre legata a strutture
mono-bifamiliari o ad aziende agricole. In quest’ultimo caso ci si può avvalere di ulteriori benefici, poiché spesso la legna può essere prodotta in proprio e venire raccolta in periodi dell’anno in cui vi è un minor bisogno di manodopera nei campi.
Una parte della domanda di energia da biomassa legnosa è poi legata a bisogni
che non sono propriamente “energetici”; collegati all’uso della legna vi sono infatti anche altri benefici, ad esempio “estetici”, come nel caso classico del camino aperto che infatti ben poco contribuisce a fornire energia ad una casa.
Nel caso delle stufe ad accumulo un elemento non trascurabile è connesso alla
“qualità” del calore: il calore radiante è infatti piuttosto apprezzato.
Una stima della domanda potenziale di impianti a biomasse è stata tentata dal CTI
sulla base delle caratteristiche del mercato immobiliare: si ritiene infatti che la fetta di mercato “acquisibile” dalle biomasse sia quella delle abitazioni mono e bifamiliari di nuova costruzione situate nel Nord Italia. Ciò in base a considerazioni sui
consumi energetici e sui requisiti per l’installazione. Partendo da dati CRESME, il CTI
stima che in Italia vengano attualmente realizzate circa 50.000 nuove abitazioni
mono e bifamiliari all’anno, di cui un 40% al Nord (20.000 fabbricati). A queste si potrebbero aggiungere altri 120.000 edifici all’anno (circa 50.000 a Nord). In tal modo
si otterrebbe un totale di 70.000 edifici in cui sarebbe possibile installare impianti
a biomasse.
Rispetto a questa stima del CTI si ritiene che, per le difficoltà nel raggiungere l’accordo fra condomini che potrebbero sorgere negli edifici di maggiori dimensioni,
sia preferibile prendere a riferimento la prima stima (20.000 edifici) ottenendo una
valutazione maggiormente prudenziale.
Fra i fattori che potranno determinare la concreta installazione o meno di impianti a biomasse vi sono la comodità di esercizio, la mancanza di conoscenza della fonte biomasse, la carenza di standardizzazione dei combustibili ed i costi ancora elevati degli impianti. La domanda effettiva sarà pertanto inferiore.
Per ciò che concerne i biocombustibili liquidi la domanda non dipende tanto da
quella diretta dei privati, ma piuttosto da decisioni collettive, quali le quantità di
biodiesel che possono essere defiscalizzate. La domanda dipende poi dalle scelte
di alcune imprese petrolifere che lo utilizzano per migliorare la lubricity del gasolio
da autotrazione desolforato, aggiungendo biodiesel al 5% al normale diesel.
203
Fra i fattori che influenzano la possibilità di domandare biodiesel vi è la struttura
del mercato: il biodiesel è infatti venduto extra-rete.
I consumi di biodiesel in Italia sono aumentati in maniera significativa, quadruplicando dal 1998 al 2002 (fonte Assobiodiesel). La quasi totalità dell’aumento è imputabile ad un maggior uso del biodiesel nel gasolio desolforato. Stabile invece l’utilizzo per riscaldamento e in discreta crescita l’utilizzo in miscele al 30%.
Offerta
Identificare il lato dell’offerta di mercato non è sempre semplicissimo: alcuni settori presentano caratteristiche industriali e quindi un relativamente ristretto numero
di imprese, ma talvolta il settore delle biomasse è composto da una miriade di piccoli produttori, per lo più legati a tecnologie tradizionali (si pensi alle stufe ed ai caminetti) e in tal caso fare valutazioni quantitative è quasi impossibile.
La grande impiantistica delle biomasse è anch’essa coperta da un numero limitato
di produttori, che coincide in parte con quelli che si occupano di incenerimento di
rifiuti: se non altro perché le tecnologie utilizzate sono le stesse. Senza pretendere
di essere esaustivi si pensi a produttori come Kvaenerner Pulping, Foster & Wheeler, CCT, Battelle, Lurgi, TPS, Carbona.
Le imprese che producono caldaie sono spesso austriache. Fra queste, a titolo di
esempio, si citano OkoFen, Froling GmbH.
Una ricerca è stata svolta dal CTI per quanto riguarda il mercato dei pellets in Italia: ne è emersa la presenza di 30-35 produttori che producono 85.000-95.000 t/anno che impiegano direttamente 44 persone. La maggior parte della produzione è
collocata nel Nord Italia (81,9%) ed in particolare nel Veneto (54.7%). Il Centro Italia produce il 13.9% ed il Sud il 4.2%
L’offerta di legna da ardere è ancor più difficile da valutare poiché molto spesso è
legata a fenomeni di piccolo commercio e non transita per i canali ufficiali: l’economia sommersa è rilevante in questo settore.
Per quanto concerne il biodiesel i principali produttori sono relativamente facili da
identificare, essendo riuniti in un’associazione (Assobiodiesel). Essi sono indicati di
seguito; fra parentesi la percentuale di mercato che rappresentano: Novaol (38%),
Fox-Petroli (30%), Bakelite (14%), Italbi-ol (8.1%), Comlube (4.3%), Defflu (3.2%),
Estereco (1.6%).
La questione principale sul piano normativo, quando si affronta la tematica biomasse, è quella del rapporto fra questa e la normativa sui rifiuti. Si tratta di una que204
stione particolarmente controversa, poiché gli interessi in gioco sono economicamente rilevanti.
Una considerazione preliminare sulla normativa dei rifiuti è necessaria: nelle sentenze della Corte Europea si è più volte ribadito che il giudizio su cosa sia o non sia
rifiuto deve essere lasciato all’equo apprezzamento dei giudici, in base alle definizioni fornite dalle Direttive europee rilevanti, definizioni che devono essere interpretate in base alle finalità dalle stesse enunciate. Gli Stati membri non possono restringere il concetto di rifiuto escludendo particolari categorie.
Pertanto non sembra fruttuoso discutere se le biomasse, considerate unitariamente
nel concetto ampio che se ne è dato nell’introduzione, siano o no da considerarsi rifiuti. Si intende qui solamente rammentare quali norme siano rilevanti per decidere, nel singolo caso, se la biomassa che si intende utilizzare sia o meno un rifiuto.
Restano certamente esclusi dalla problematica rifiuti quei prodotti (come potrebbe essere il pellet) ottenuti dal recupero completo dei rifiuti; la controversia riguarda per lo più gli scarti del legno in uscita dall’impianto di lavorazione.
Il cuore di tale controversia ruota attorno alla definizione di rifiuto prevista dal
D.Lvo 22/97 all’art 6 c.1, ossia:“Qualsiasi sostanza od oggetto che rientra nelle categorie riportate nell’Allegato A e di cui il detentore si disfi o abbia deciso o abbia
l’obbligo di disfarsi”. Si tratta di una definizione molto ampia, che per giunta le sentenze della Corte Europea hanno ribadito dover essere intesa in senso estensivo, ed
in essa possono rientrare le biomasse quando queste non siano prelevate appositamente ma siano il frutto di lavorazioni il cui scopo principale non è l’ottenimento di materiale energetico.
Sintomatico di una situazione complessa è il fatto che alcuni impianti che utilizzano le biomasse sono autorizzati al recupero energetico dei rifiuti (ad es. gli impianti di teleriscaldamento di Tirano e Sondalo), mentre altri (ad es. molti di quelli in Alto Adige) utilizzano gli scarti del legno senza considerarli rifiuti e quindi fuori dalla
relativa normativa e trattino invece tali materiali come semplici combustibili.
L’inclusione delle biomasse fra i rifiuti implica che si debba ottemperare a tutti
quegli adempimenti previsti dalla normativa sui rifiuti stessi. Ciò è un onere per le
imprese che intendono utilizzare le biomasse derivanti da residui di produzione.
Per evitare questi costi aggiuntivi si è così talvolta sostenuto che le biomasse non
siano rifiuti, ma che si tratti sempre e comunque di materie prime. Ciò però non
sempre è stato fatto con argomentazioni incontrovertibili.
Spesso, a sostegno di tale tesi, si cita il DPCM 8 marzo 2002 che disciplina i combustibili utilizzabili negli impianti termici civili ed industriali e che include, fra i combustibili ammissibili, buona parte delle biomasse (in particolare quelle di origine
205
agricola, forestale e quelle “vergini”, ossia derivanti da lavorazioni solamente meccaniche). Tale tesi, di per sé, non appare particolarmente condivisibile poiché il
DPCM in questione fa parte della normativa sull’aria ed esso non detta esplicitamente alcuna disposizione in merito al tema dei rifiuti. Non abroga infatti esplicitamente il D.M. 5 febbraio 1998 che include anche gli scarti della lavorazione di legno vergine tra i rifiuti da sottoporre a recupero energetico. Si ritiene, semmai, che
il DPCM in questione valga solo ad escludere che le biomasse siano in ogni caso un
rifiuto: senza tale norma le biomasse sarebbero, almeno per gli usi energetici, sempre e comunque “sostanza od oggetto di cui il detentore abbia l’obbligo di disfarsi” in quanto il loro uso come combustibili non sarebbe previsto dalla legge.
In altri casi ci si appella all’art. 14 della legge 178/2002 che ripropone la nota tesi dei “residui” come categoria diversa dai rifiuti o delle cosiddette materie prime
secondarie.
Questa innovazione legislativa ha portato con sé una tempesta di polemiche e di
contrasti sulla sua applicazione. A tali controversie non si pretende qui di fornire
una soluzione, ma si cercherà solo di fornire gli elementi necessari a mettere in
grado il lettore di formarsi un’opinione. Nella norma in questione si sostiene, in sintesi, che non ricorra la decisione di disfarsi o l’obbligo di disfarsi per quei materiali
residui che siano effettivamente riutilizzati, senza interventi preventivi e senza
danno per l’ambiente o comunque con un trattamento preventivo ma senza che si
renda necessaria un’operazione di recupero indicata nell’allegato C del Decr. L.vo
22/97. Tale interpretazione autentica, da parte dell’Italia, di una norma europea ha
peraltro già implicato l’apertura, da parte della Commissione, di una procedura di
infrazione contro l’Italia (C(2002) 3868). La Corte di Giustizia delle Comunità Europee ha infatti più volte affermato la non liceità di restrizioni del concetto di rifiuto,
quale quella proposta da tale articolo.
La Corte di Giustizia Europea ha poi ripetutamente asserito come la suscettibilità
di riutilizzazione economica di un materiale non sia sufficiente ad escludere l’applicabilità del concetto di rifiuto (vedasi, fra le altre, la sentenza della Corte di Giustizia Europea 28 marzo 1990 causa C-359/88). Si ritiene quindi poco proficuo, almeno in un’ottica di lungo periodo, basare il ragionamento su una norma che appare
a molti debole sotto vari punti di vista.
Sul tema “residui”peraltro la stessa Corte Europea si è recentemente espressa (sent.
18 aprile 2002, causa 9/00) asserendo come, dal fatto che un prodotto non sia stato ricercato in quanto tale durante il processo produttivo, non necessariamente
consegua la qualificazione di tale oggetto come rifiuto e come, se esso ha un proprio valore economico senza che occorra alcuna trasformazione, lo stesso possa es206
sere eventualmente qualificato come sottoprodotto, a condizione che il riutilizzo di
esso non sia solo eventuale, bensì certo, senza trasformazione preliminare e nel
corso del processo di produzione. Se il riutilizzo è certo perché vi è convenienza all’utilizzo del materiale in questione da parte dell’imprenditore, ciò può essere un
indizio per concluderne che non si tratti di un rifiuto.
Questa sentenza della Corte Europea sembra offrire alcuni possibili spunti per sostenere che i sottoprodotti della lavorazione del legno e simili possano non essere
considerati rifiuti. Essa non sarebbe inoltre esposta alle critiche che ha incontrato
l’interpretazione autentica italiana della definizione di rifiuto.
In particolare, si ritiene che gli impianti di lavorazione del legno che riutilizzano direttamente i propri sottoprodotti potrebbero trarre dal combinato disposto di
questa sentenza e del D.P.C.M. 8 marzo 2002 argomentazioni sufficientemente solide per sostenere la fuoriuscita del materiale utilizzato dallo schema dei rifiuti.
Recentemente, a seguito di alcune innovative sentenze della magistratura di merito (fra cui Tribunale penale di Udine, Uff. del GIP ord. 16 ottobre 2002 n 3075, in RivistAmbiente 12/02), anche la Corte di Cassazione si è pronunciata sull’art 14 L.
178/02, con tre sentenze: Corte di cassazione penale, sez. III 26 febbraio 2003, n° 84;
Corte di cassazione penale, sez. III 24 febbraio 2003, n° 1642; Corte di cassazione penale, sez. III 20 gennaio 2003, n° 1421.
In particolare, nell’ultima di queste sentenze si sostiene che si permanga all’interno del concetto di rifiuti se il riutilizzo prevede una delle operazioni previste dall’Allegato C del D.Lvo 22/97. Nella sentenza 24 febbraio 2003 si afferma che sarebbe invece esclusa la natura di rifiuto “quando non vi sia necessità di trattamento, ma
possibilità di riutilizzo immediato nel ciclo produttivo” .
Pertanto, tornando ad esaminare criticamente l’art 14 della l. 178/02, si vede come
una ragione per cui si ritiene che, almeno ragionando solo sulla base di tale norma,
non si possa affermare con tranquillità assoluta che le biomasse fuoriescano dal
campo di applicazione dei rifiuti è che l’utilizzo come combustibile è proprio una
delle operazioni previste nell’allegato C, alla voce R1.
Si ritiene pertanto, pur non volendo fornire una soluzione di questa delicata vertenza, che laddove si utilizzi materiale “residuo” si debba procedere con estrema
circoscrizione prima di affermare con certezza che non si tratta di rifiuti, analizzando con attenzione la normativa e le interpretazioni giurisprudenziali. Qualora si
considerino le suddette sostanze come rifiuti, la loro utilizzazione ai fini termici resterebbe regolamentata dal D.M. 5 febbraio 1998 all’Allegato 2, suballegato 1, come disposto per gli specifici materiali ai punti 2 (per il biogas), 3 (scarti vegetali), 4
(rifiuti della lavorazione del legno non trattati), 6 (rifiuti della lavorazione del legno
207
e affini trattati), 11 (gas derivati da processi di gasificazione e pirolisi). In tal caso i limiti per le emissioni saranno più restrittivi di quelli stabiliti dal DPCM 8/3/02.
A margine di questa disquisizione giuridica, volta ad identificare la normativa applicabile, si deve rilevare come l’aver sostenuto che, possibilmente, il materiale in
questione debba essere classificato come “rifiuto” non significa che si ritenga questa sistemazione giuridica pacificamente ragionevole. Il fatto che le biomasse siano considerate rifiuti potrebbe portare a risultati paradossali poiché implicherebbe che la legna appositamente raccolta in bosco sia un combustibile ma che gli
scarti della stessa legna usciti da una segheria siano rifiuti. Questo nonostante il pericolo posto per la salute umana o per l’ambiente dalla combustione della stessa
materia sia ovviamente uguale.
Il DPCM 8 marzo 2002 rileva per la definizione delle caratteristiche che tali sostanze devono avere per poter essere utilizzate negli impianti termici, anche laddove
non si tratti di rifiuti (ad es. per le caratteristiche del biodiesel, della legna appositamente raccolta o del pellet).
Un’altra questione che riguarda l’utilizzo energetico delle biomasse è legata alla
normativa sugli impianti di riscaldamento: la legge prescrive, infatti, che gli impianti alimentati a combustibili solidi siano dotati di vaso aperto. Ciò rende più
problematica l’installazione degli impianti, contribuendo al mantenimento di costi elevati. L’opinione unanime in tal caso è che si tratti di una norma che richiederebbe una modifica, essendo venute meno le ragioni tecniche che l’avevano
determinata ed essendo possibile, sul piano tecnico, ovviare ai pericoli che avevano consigliato l’obbligo di installare il vaso aperto. Tale modifica alla normativa è
peraltro in itinere.
Per quanto concerne le caratteristiche tecniche normate ci si limita qui a fornire gli
estremi delle norme rilevanti, rimandando per approfondimenti al documento
“Normativa amica” predisposto dalla Regione Lombardia e disponibile sul sito CTI.
Questa normativa dovrebbe infatti essere ben nota agli installatori e non è oggetto di alcun dibattito (salvo la summenzionata prescrizione del vaso aperto).
Gran parte dei requisiti tecnici per i locali e per il camino sono dettati dal DPR
1391/70, dalla Circolare M.I. n°73 del 29 luglio 1971 e, per quanto concerne i locali,
anche dal D.M: 16/02/1982 e relativa circolare M.I: n° 52 del 20/11/1982. Per quanto concerne gli apparecchi indicatori e altre condizioni di sicurezza il riferimento
principale è dato dal D.M. 1/12/1975.
Per la gestione degli impianti le norme principali sono il DPR. 412/93 (modificato
dal DPR551/00) mentre per l’installazione e la progettazione sono rilevanti la L.
46/90 e la L. 10/91 nonché il D.M. 13/12/1993.
208
Diversi sono i filoni di incentivo, in relazione alle diverse tipologie di impianto ed ai
diversi obiettivi che si intendono conseguire (fornire un reddito agli agricoltori,
migliorare le condizioni dei boschi, diversificare le fonti di approvvigionamento
energetico, ridurre le emissioni di anidride carbonica, ecc).
A livello nazionale il riferimento per la concessione dei sussidi alla produzione di
energia elettrica è costituito, anche per le biomasse, dai certificati verdi. La maggior
parte degli impianti in funzione è però stata realizzata (e/o programmata) sotto il
più conveniente regime del CIP6.
La produzione di calore, invece, non beneficia ancora dei sussidi previsti dal Decreto sul risparmio energetico del 24/4/2001 in quanto tale meccanismo non è ancora effettivo. È però possibile che in futuro, quando il meccanismo previsto dai decreti diverrà operativo, l’Autorità per l’Energia vorrà riconoscere anche a tale fonte
la possibilità di emettere certificati di risparmio energetico. Ciò condurrà ad un
maggior equilibrio fra produzione termica ed elettrica.
In materia di produzione ed utilizzo delle biomasse, buona parte dei piani di incentivazione vengono svolti dalle Regioni, vuoi dal settore energetico per quanto
concerne la produzione di energia termica, vuoi dal settore agricoltura-forestazione per quel che riguarda la parte iniziale della filiera. Complementari alle Regioni
sono le Province, che svolgono un ruolo soprattutto in campo energetico.
I finanziamenti che riguardano le attività agricolo-forestali sono generalmente inclusi nel Piano di Sviluppo Rurale, tale ad esempio la situazione in Lombardia, Umbria, Toscana e Veneto, ma anche in molte altre regioni.
Quelli per attività più propriamente energetiche derivano solitamente dal Piano
Energetico Regionale o Provinciale e vengono erogati mediante bandi. Vi è però
talvolta la possibilità che finanziamenti degli impianti derivino da bandi che si riferiscono a misure del PSR (ciò è quanto verificatosi ad es. per il Veneto nel 2002).
A livello nazionale vi sono alcuni contributi: il Progetto PROBIO è rivolto all’avvio
di azioni per la riduzione delle emissioni di gas serra e si articola su due livelli:
uno a gestione centrale (da parte del Mipaf ) ed uno a livello regionale-interregionale. Si tratta di un finanziamento mirato al sostegno di interventi di tipo dimostrativo/divulgativo.
Un contributo agli impianti a biomasse a livello nazionale si è avuto con le ultime
leggi finanziarie che consentono la detrazione IRPEF del 36% e l’applicazione dell’IVA al 10% sulle spese sostenute per interventi di manutenzione ordinaria e
straordinaria degli immobili, fra cui sono comprese, ex art. 8 della l.10/91, gli interventi di risparmio energetico. Tali contributi sono tutt’ora utilizzabili.
209
Un altro sussidio dedicato alla produzione di calore è quello a favore delle reti di
teleriscaldamento disposto dalla l. 448/98 art. 8 c. 10 lett. F. che è stato prorogato al
30 giugno 2003 con il c. 4 art. 21 della l. 289/2002. Tali sussidi dovrebbero essere riconfermati dalla Finanziaria 2004.
I contributi che vengono concessi dalle Province e dalle Regioni agli impianti a
biomasse sono tipicamente in ragione di un 30% del costo e vengono erogati in
conto capitale (questa ad esempio è la situazione tipica in Provincia di Bolzano e
di altre Regioni, come la Regione Piemonte). Possono esservi comunque contributi superiori o inferiori, anche in funzione delle caratteristiche dell’impianto installato. A titolo di esempio si cita uno degli ultimi atti che finanzia gli impianti a
biomassa di cui si sia venuti a conoscenza: la delibera della Giunta Regionale Toscana 556/2003 pubblicata nel BURT del 25/6/2003 n° 26 essa dispone un contributo in conto capitale del 35%.
In prevalenza, come si è detto, i sussidi sono relativi all’installazione di impianti. In
ciò si manifesta la scarsa attenzione che viene rivolta alle politiche forestali: spesso
uno dei benefici che ci si augura di raggiungere con l’aumento dell’utilizzo della legna è una migliore gestione dei boschi.
La gestione dei boschi è tuttavia onerosa e spesso si rivela essere una pratica “in
perdita”. Solo recentemente si è iniziato ad incentivare tali attività, con decreto del
19/4/2002 n°124 in attuazione dell’art. 9 comma 6 della legge 448/2001. Tale decreto consente, a determinate condizioni, una detrazione a fini IRPEF del 36% delle spese sostenute per manutenzione boschiva.
Si ritiene che questo approccio sia auspicabile, poiché è il modo più diretto (e
quindi probabilmente più efficiente) per incentivare la manutenzione dei boschi.
Tale manutenzione non necessariamente viene assicurata dalla installazione degli impianti, stanti i costi inferiori che il legname d’importazione solitamente ha.
Da essa deriva inoltre un’aumentata fornitura di legna di origine locale ed è questa che assicura i migliori risultati in termini di neutralità delle emissioni (non
sconta l’effetto del trasporto).
Preliminarmente alla valutazione delle prospettive di sviluppo per le singole modalità di conversione energetica delle biomasse, è opportuno rammentare quale
sia l’orientamento in sede comunitaria.
Il Libro Bianco della Commissione Europea sull’energia definisce gli obiettivi politici per lo sviluppo delle energie alternative in Europa ed indica nelle biomasse una
delle fonti energetiche rinnovabili privilegiate. L’obiettivo posto per le biomasse è
210
Tecnologia
1997
2002
2006
2008-2012
Mwe
Mtep
Mwe
Mtep
Mwe
Mtep
Mwe
Mtep
192
0.125
380
0.502
800
1.056
2300
3.036
biomasse
e biogas
Tabella 6.18 - Previsioni di crescita della produzione elettrica secondo il Libro Bianco
Tecnologia
1997
2002
2006
2008-2012
Mtep
Mtep
Mtep
Mtep
biocomb.
0.06
0.28
0.544
0.94
biomasse e biogas
1.07
1.4
1.6
1.75
Tabella 6.19 - Previsioni di crescita della produzione termica secondo il Libro Bianco
di raggiungere i 90 milioni di tep entro il 2010. Questo significherebbe triplicare il
livello di produzione di energia da biomasse dal 1997 al 2010.
Obiettivi nazionali sono stati previsti, nel 1998, nel Libro Bianco italiano in cui sono
state formulate delle previsioni di sviluppo per le biomasse come riportato nelle
tabelle 6.18 e 6.19.
Passando quindi all’analisi delle singole modalità di conversione energetica emerge
che per quanto riguarda la gasificazione termica vi sono discrete prospettive per la
co-combustione del gas in centrali tradizionali che consente di ottenere rendimenti superiori rispetto a quelli derivanti dalla sola produzione di energia elettrica e per
utilizzi termici. Ancora incerta ed in fase sperimentale la produzione di elettricità.
Lo sfruttamento della legna come combustibile per riscaldamento può risultare
concorrenziale nelle zone non metanizzate dove l’alternativa sia costituita dal
gasolio.
Per quanto riguarda gli impianti di teleriscaldamento la prospettiva di mercato dipenderà da quale sarà l’effetto dell’entrata in produzione degli impianti per l’ottenimento di energia elettrica dalle biomasse; la loro forte domanda di materia potrebbe far lievitare i prezzi degli scarti. Gli impianti elettrici godono infatti del vantaggio di potersi avvalere dei certificati verdi e ricevere quindi un sussidio. Non è
ancora del tutto chiaro se gli impianti elettrici funzioneranno anche a cippato o se
si baseranno su altri scarti. Da ciò dipenderà il grado di concorrenza sul mercato
delle materie prime fra le due soluzioni.
L’aumento dei prezzi all’aumentare della domanda è probabile poiché gli scarti
presentano una curva di offerta rigida: la quantità offerta dipende dalla domanda
di beni principali prodotti e non da quella di utilizzo energetico degli scarti; si può
pertanto ritenere che il prezzo delle biomasse salirà rapidamente.
211
Attualmente la produzione elettrica da biomasse è basata su tecnologie tradizionali (turbine a vapore) e non ha raggiunto livelli elevati di efficienza (circa il 27%);
pertanto si ritiene che il futuro della produzione di energia elettrica da tale fonte
sia legata al prezzo dei certificati verdi e che esso determinerà l’esito del mercato:
prezzi dei certificati verdi troppo bassi influenzeranno negativamente lo sviluppo
della produzione di energia elettrica da biomasse.
In maniera del tutto analoga la possibilità di avvalersi dei certificati di risparmio
energetico per gli impianti di produzione termica potrebbe facilitare considerevolmente la diffusione degli impianti di riscaldamento a biomasse.
Fra gli impianti di riscaldamento a biomasse legnose utilizzabili dai privati quelli
che sembrano offrire le migliori prospettive di sviluppo sono gli impianti a pellets,
in ragione della loro maggiore comodità di utilizzo.
Gli impianti a cippato potranno trovare ulteriore diffusione presso utenze mediograndi, mentre le caldaie a fiamma inversa e tutti gli altri dispositivi a tronchetti
sembrano essere particolarmente interessanti per chi disponga sia di legna propria
sia del tempo necessario alla loro gestione (che pure non è molto).
Importante per lo sviluppo di questi mercati sarà l’effetto della standardizzazione
dei combustibili che quando risulterà diffusa rimuoverà una delle difficoltà che oggi condizionano il mercato.
La prospettiva per quanto riguarda i combustibili liquidi sembra essere buona, e
molto più per il biodiesel che non per l’etanolo. Questi combustibili vengono infatti incoraggiati perché potrebbero offrire una possibilità di diversificazione della
produzione agricola. Molto del loro futuro dipenderà pertanto dalle decisioni europee sulla politica agricola. L’interesse verso tali combustibili è comunque elevato come dimostrato anche dalla recente emanazione di una direttiva in merito. Il
considerevole aumento nell’utilizzo di biodiesel induce comunque ad un certo ottimismo per quanto concerne le prospettive di sviluppo del settore.
Per quanto concerne la digestione anaerobica sembra interessante la possibilità di
sviluppare impianti semplificati che conterrebbero i costi. Si deve poi considerare
che il trattamento dei materiali derivanti dagli allevamenti potrebbe implicare dei
benefici ambientali che vanno oltre la produzione di energia. In tal senso il Libro
Bianco, all’interno delle biomasse, punta molto su tale fonte che, nelle dichiarazioni del Libro stesso, è forse la favorita fra le biomasse.
Il Decreto Legislativo sulle rinnovabili del luglio 2003 definisce la nomina di una
commissione di esperti che, entro un anno dall’insediamento, dovrà predisporre
una relazione con la quale sono indicati:
• i distretti produttivi nei quali sono prodotti rifiuti e residui di lavorazione del le212
gno non destinati rispettivamente ad attività di riciclo o riutilizzo, unitamente alle condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative, nonché alle modalità per la valorizzazione energetica di detti rifiuti e residui;
• le condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative per la valorizzazione energetica degli scarti della manutenzione boschiva, delle aree verdi, delle
alberature stradali e delle industrie agroalimentari;
• le aree agricole, anche a rischio di dissesto idrogeologico e le aree golenali sulle
quali è possibile intervenire mediante messa a dimora di colture da destinare a
scopi energetici nonché le modalità e le condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative per l’attuazione degli interventi;
• le aree agricole nelle quali sono prodotti residui agricoli non destinati all’attività
di riutilizzo, unitamente alle condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative, nonché alle modalità, per la valorizzazione energetica di detti residui;
• gli incrementi netti di produzione annua di biomassa utilizzabili a scopi energetici, ottenibili dalle aree da destinare, ai sensi della legge 1 giugno 2002, n. 120, all’aumento degli assorbimenti di gas a effetto serra mediante attività forestali;
• i criteri e le modalità per la valorizzazione energetica dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas, in particolare da attività zootecniche;
• le condizioni per la promozione prioritaria degli impianti cogenerativi di potenza
elettrica inferiore a 5 MW;
• le innovazioni tecnologiche eventualmente necessarie per l’attuazione delle proposte di cui alle precedenti lettere.
Inoltre, sempre secondo lo stesso decreto, al fine di promuovere in misura adeguata la produzione di elettricità da impianti alimentati da biomassa, il periodo di riconoscimento dei certificati verdi può essere elevato, anche mediante rilascio, dal
nono anno, di certificati verdi su una quota dell’energia elettrica prodotta.
[1] IEA, Renewable information, 2003
[2] Energy research Centre of the Netherlands, Phyllis – The composition of biomass and
waste (www.ecn.nl/phyllis)
[3] IEA – Task 32, Handbook of Biomass Combustion and Co-Firing, 2002
[4] Knoef, H.A.M, Inventory of Biomass Gasifier Manufacturers & Installations, 2000
(btgs1.ct.utwente.nl)
[5] Comitato Termotecnico Italiano (www.cti2000.it)
[6] M. Lazzari, Atti del convegno:“Il ruolo delle biomasse nell’economia energetica italiana” 27/2/2003 Ati-APER
213
7. La fonte geotermica
L’energia geotermica è una forma di energia che trova origine dal calore che si sviluppa nelle zone più interne della Terra. Il calore terrestre deriva soprattutto dal decadimento degli isotopi radioattivi presenti nel mantello (torio 232, uranio 238 e
235 e potassio 40).
Dalle zone più interne della Terra il calore si propaga fino alle rocce prossime alla
superficie, dove può essere sfruttato essenzialmente in due modi diversi. Per temperature superiori ai 150 °C (alta entalpia) è possibile produrre energia elettrica
tramite una turbina a vapore (centrale geotermoelettrica), mentre per temperature inferiori (bassa entalpia) il calore può essere sfruttato sia per usi residenziali sia
per attività agricole, artigianali ed industriali che utilizzano energia termica nel
processo produttivo.
Le prime misurazioni di temperatura del sottosuolo risalgono alla prima meta del
1700 in una struttura mineraria in Francia e la prima lampadina geotermoelettrica è
stata accesa proprio in Italia, a Larderello, nel lontano 1904. La generazione di elettricità vera e propria cominciò 9 anni dopo con una potenza installata di 250 kW.
Fino al 1950 l’Italia è stato l’unico paese ad utilizzare la risorsa geotermica per produrre energia elettrica. Oggi esistono centrali geotermoelettriche in diverse parti
del mondo in grado di recuperare energia anche dai vapori esausti tramite unità di
condensazione (si veda, ad esempio, [1]).
La potenza delle centrali geotermoelettriche può arrivare a 100 MW e oltre ed il
rendimento medio di trasformazione varia tra il 7% e il 20%, circa tre volte di meno
rispetto all’utilizzo di fonti convenzionali. Tale rendimento è dovuto alla temperatura relativamente bassa del fluido geotermico che in genere non supera, se non in
rari casi, i 250°.
Gli impianti geotermoelettrici sono suddivisi sostanzialmente in tre tipologie (si
veda, ad esempio, [2]):
• Impianti a vapore istantaneo
• Impianti a ciclo binario
• Impianti combinati.
In un impianto a vapore istantaneo, la miscela di acqua e vapore viene inizialmente separata in un separatore a pressione, e il vapore viene inviato ad una o più turbine, le quali generano energia elettrica (figura 7.1). L’acqua rimasta nel separatore
214
viene invece reiniettata
nel serbatoio geotermico,
così come il vapore condensato proveniente dalle turbine, in modo da limitare al minimo la perdita di potenzialità del serbatoio stesso. Tali impianti hanno un rendimento
compreso tra il 10% e il
20% in funzione della Figura 7.1 - Schema di impianto geotermoelettrico a vapore istantaneo
temperatura del vapore.
In un impianto a ciclo binario il fluido geotermico, attraverso uno scambiatore di calore, cede il calore ad un secondo fluido caratterizzato da una temperatura di evaporazione inferiore a 100°C (figura 7.2). Tipicamente si tratta di un fluido organico il
cui vapore viene utilizzato per le turbine.Il fluido geotermico esce quindi dallo scambiatore e viene reimmesso nel sottosuolo. Tali impianti hanno un rendimento variabile tra il 7% e il 12% in funzione della temperatura del fluido geotermico.
Gli impianti combinati sono appunto una combinazione tra la tecnologia a vapore
istantaneo e quella a ciclo binario. Tale combinazione consente di ottenere una
maggiore efficienza di trasformazione energetica, poiché i cicli convenzionali a vapore istantaneo risultano essere più efficienti per alte temperature, mentre quelli a
ciclo binario offrono migliori risultati a temperature più basse. Inoltre, in un impianto combinato, il vapore condensato proveniente dalle turbine può essere riutilizzato per produrre più energia. Molti impianti di questo tipo sono presenti negli USA, nelle Filippine e
Figura 7.2 - Schema di impianto geotermoelettrico a ciclo binario
in Nuova Zelanda con taglie che variano tra i 10 e
Aria e
Turbina
Generatore
vapore acqueo
i 100 MWe.
Per quanto riguarda le risorse a bassa entalpia, a
Torre di
Condensatore
raffreddamento
causa della non trasporAria
tabilità del fluido (se non
Acqua
Scambiatore
per piccole distanze),
ogni applicazione deve
generalmente essere siZONA GEOTERMICA
Reiniezione
Estrazione
tuata ad una distanza
215
216
Un altro possibile utilizzo del calore contenuto nel sottosuolo è legato alla presenza di rocce calde. Tali rocce sono formazioni geologiche ad alta temperatura che si
generano nello stesso modo delle risorse idrotermali, ma senza la presenza di acqua, cioè senza un bacino acquifero o fratture che conducono l’acqua o il vapore
in superficie. In questo caso dell’acqua viene iniettata in appositi scambiatori di calore a tubi coassiali inseriti in profondità verticalmente nella roccia. L’acqua, a contatto con la roccia calda, si riscalda e ritorna in superficie, dove può essere utilizzata sia per la produzione di energia elettrica sia per scopi termici diretti, in funzione
della temperatura del serbatoio termico. Diversi esempi di tale applicazione si trovano in Australia e in Nuova Zelanda.
Un uso completamente differente del calore terrestre consiste nell’approfittare dell’inerzia termica del suolo,
cioè del fatto che a partire
Te mpe ra tura ( C)
5
10
15
20
25
30
35
40
45
da 20 metri di profondità
0
la temperatura del sottosuolo è indipendente dal200
le escursioni termiche
400
diurne e stagionali che
600
caratterizzano il suolo (è
800
maggiore di quella superficiale in inverno ed infe1000
riore in estate). La figura
1200
7.4 riporta l’andamento
della temperatura nel sot- Figura 7.4 - Temperatura nel sottosuolo in funzione della profondità
tosuolo in funzione della
Pompa di calore
profondità.
Per utilizzare tale energia
è possibile impiegare delle pompe di calore colleRiscaldamento
gate al terreno. Una poma pavimento (35oC)
pa di calore è un dispositiPerforazione
vo termodinamico che la(diam. 10-15 cm)
vora tra due serbatoi di
Tubo
scambiatore
Profondità e temperatura
calore a differenti tempedi calore ad U
della perforazione
rature. Fornendo lavoro
(110-130m, 12-14oC)
(energia elettrica) al sisteFigura 7.5 - Schema di impiego dell’inerzia termica del suolo per il
ma, quest’ultimo preleva condizionamento di ambienti
o
Profondità (m)
non superiore ai 10 km. I
tipi di tecnologie adatti
all’utilizzo diretto dipenZona
Zona urbana
dono dalla natura del fluiindustriale
do geotermico e dal tipo
di servizio richiesto. Nella
maggior parte dei casi il
fluido non può essere utiScambiatore
lizzato direttamente, come ad esempio nei processi di essiccazione e
Reiniezione
Estrazione
quando in generale sono
necessari vapore o acqua
pulita, a causa delle sostanze chimiche contenute nel fluido stesso. In
questi casi vengono utilizzati degli scambiatori
di calore per estrarre il caBacino
lore dal fluido geotermiacquifero
co e trasferirlo all’acqua
pura (figura 7.3).
Proprio le sostanze conFigura 7.3 - Schema di impiego del fluido geotermico a basa entalpia
tenute all’interno del fluido determinano alcune implicazioni tecnologiche negative, sia nella produzione di
energia elettrica, sia negli usi diretti. Il fluido infatti spesso contiene significative
quantità di gas (solfato di idrogeno principalmente-H2S-e mercurio) e sostanze chimiche disciolte che, in alcuni casi, possono essere anche acide. Di conseguenza si
possono manifestare problemi di corrosione, erosione e di deposizione chimica
che richiedono molta attenzione in fase di progettazione e di esercizio. I rivestimenti delle perforazioni ed i tubi possono soffrire di effetti corrosivi, così come le
pale delle turbine. Questi problemi possono aumentare di molto i costi di manutenzione e ridurre la vita dell’impianto. Tuttavia attualmente, prestando la dovuta
attenzione a questi aspetti già nelle prime fasi di progetto, è possibile trovare diverse soluzioni tecnologiche disponibili, come ad esempio l’utilizzo di materiali resistenti alla corrosione, l’utilizzo di inibitori alla corrosione, il controllo della temperatura e opportuni sistemi di depurazione del vapore.
217
calore dal serbatoio freddo e lo cede a quello caldo, invertendo il naturale flusso termico. Proprio per tale ragione la pompa di calore ha un duplice utilizzo: può essere
usata come sistema di riscaldamento assumendo come serbatoio caldo l’ambiente
da riscaldare e a cui fornire calore, oppure come sistema di raffrescamento assumendo come ambiente il serbatoio freddo dal quale prelevare calore. Generalmente gli impianti che adottano tali tecnologie sono costituiti da una o più pompe di calore, da un insieme di tubi opportunamente interrati verticalmente od orizzontalmente per scambiare calore con il terreno e da un sistema di scambio di calore con
l’ambiente interno dell’edificio (figura 7.5).
Il nucleo del nostro pianeta è caratterizzato da una temperatura che supera i
5.000°C e genera di conseguenza un continuo flusso di calore verso la superficie.
Tale propagazione avviene sia per conduzione diretta sia per convezione attraverso il mantello fuso al di sotto della crosta terrestre. In media, un chilometro quadrato di superficie terrestre disperde in atmosfera circa 16 kW.Tuttavia il calore non
è uniformemente distribuito al di sotto della superficie, ma tende ad essere più intenso lungo i confini delle aree tettoniche, dove l’attività vulcanica trasporta materiale ad alta temperatura vicino alla superficie.
La distribuzione del fluido geotermico segue precise fasce geografiche ben delineate e contraddistinte dal punto di vista geologico. Tali fasce percorrono i margini continentali e formano la cosiddetta “cintura di fuoco”. In tali zone è di norma
Figura 7.6 - Distribuzione del fluido geotermico
1. Fascia Pacifico-Americana - 2. Fascia Medio-Atlantica - 3. Fascia Africa Orientale - 4. Fascia Alpino-Himalaiana - 5. Fascia Asia Continentale - 6. Fascia Pacifico-Asiatica
218
presente una notevole attività vulcanica e sismica,
e si rilevano i valori più alti del flusso di calore terrestre. La rappresentazione cartografica della figura 7.6 mostra le fasce in
oggetto.
Mediamente la temperatura del sottosuolo aumenta di 2,5-3°C ogni 100
metri; tuttavia, nelle zone
del pianeta ad alta attività vulcanica, tale gradiente è anche dieci volte più
grande. In alcuni casi, infatti, intrusioni di magma
dalla profondità possono
raggiungere quote relativamente poco profonde
(5-10 km) e, in questo caso, riscaldare le formazioni rocciose che si trovano Figura 7.7 - Distribuzione della temperatura nel sottosuolo italiano.
al di sopra (i serbatoi geo- Fonte dati CNR-IIRG
termici) e che nel tempo
sono state rese permeabili dalle infiltrazioni di acqua meteorica. Quest’ultima, che
rappresenta il fluido geotermico, a contatto con la roccia si scalda fino a temperature che in alcuni casi possono raggiungere anche i 400°C. Proprio a causa delle
estreme condizioni non solo di temperatura, ma anche di pressione e volume, il
fluido può trovarsi sia sotto forma di vapore che di liquido. Nel caso in cui si trovi
prevalentemente sotto forma di vapore si parlerà di sistema geotermico a vapore
dominante, nel caso opposto di sistema ad acqua dominante.Tale fluido può quindi risalire in superficie sia naturalmente che artificialmente: nel primo caso si verranno a creare i fenomeni noti come geyser, fumarole o soffioni; nel secondo caso
il fluido può essere utilizzato per scopi energetici i quali dipendono fortemente
dalla temperatura del fluido stesso.
Nella figura 7.7 si evidenzia come in Italia, oltre alla Toscana, sono anche altre le aree
219
geotermiche che potrebbero essere sfruttate, come ad esempio il Lazio e la Sardegna, le quali presentano caratteristiche termiche paragonabili a quelle toscane.
Altre zone di possibile interesse sono la Sicilia, e alcune zone del Veneto, dell’Emilia Romagna e della Lombardia [3].
Per poter stabilire quale sia il migliore utilizzo della risorsa geotermica bisogna
considerare diversi aspetti:
• se la sorgente geotermica è del tipo a vapore dominante, caratterizzata da temperature medio-alte (200-220°C), pressioni medio-basse (5-18 bar) e basse concentrazioni di gas incondensabili disciolte (< 10%), ed inoltre sono disponibili
portate di fluido nell’ordine delle 100 t/h, l’utilizzo migliore dal punto di vista
energetico è sicuramente quello di produrre energia elettrica;
• se la sorgente geotermica è ad acqua dominante, caratterizzata da pressioni elevate e temperature elevate, l’utilizzo ai fini di produrre energia elettrica, ferme restando le portate in gioco, può ancora rappresentare la soluzione energeticamente più conveniente ;
• se la sorgente è caratterizzata da liquido a temperature basse (< 100°C) l’utilizzo
ai fini del teleriscaldamento per scopi residenziali o industriali risulta essere la soluzione che dal punto di vista termodinamico meglio si presta al suo utilizzo.
Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica, il contesto applicativo è fortemente legato alla possibilità di realizzare la centrale nelle immediate vicinanze
del serbatoio geotermico. È infatti decisamente non conveniente trasportare il vapore per lunghi tratti.
Risorse geotermiche a temperature più basse possono essere utilizzate per scopi
termici diretti ma a patto che anch’essi si trovino in prossimità dell’utenza.
Il teleriscaldamento può essere una soluzione sostenibile e vantaggiosa dal punto
di vista economico. Un esempio concreto di tale modalità di sfruttamento lo si può
trovare in Italia a Ferrara. Il sistema utilizza una fonte di energia geotermica alla
temperatura di circa 100 °C, disponibile nell’immediata periferia della città, alla profondità di circa 1000-1200 m e si caratterizza per l’uso integrato di più fonti energetiche (oltre al fluido geotermico, recupero calore da termodistruzione di RSU e
caldaie a metano come integrazione). Il sistema produce energia termica da utilizzare in una rete di teleriscaldamento per il riscaldamento ambientale e il raffrescamento estivo (mediante gruppi frigo ad assorbimento) degli edifici e per la produzione di acqua calda sanitaria. La volumetria complessivamente servita è pari ad oltre 2.500.000 m3. L’impianto si presta inoltre molto efficacemente all’impiego
agroindustriale del calore a bassa temperatura (serre, itticoltura, essiccazione, ecc.),
per migliorare l’efficienza della fonte energetica principale. La potenzialità termica
220
fornita dal sistema geotermico è pari a 12 MW. Altri esempi di questo tipo si trovano ad Abano (riscaldamento di circa 130 stabilimenti-alberghi) e a Larderello (riscaldamento di abitazioni, uffici ed edifici sociali).
Lo sviluppo della fonte geotermica è legato ovviamente alla ricerca di nuovi giacimenti di calore anche a profondità più alte. Per tale motivo le principali agenzie
mondiali che si occupano di geotermia stanno continuamente procedendo verso
una mappatura della temperatura del sottosuolo. Le criticità principali legate allo
sfruttamento del fluido caldo ricadono all’interno dei rischi geologici connessi all’attività mineraria necessaria alla geotermia. Infatti le perforazioni necessarie allo
sfruttamento del calore geotermico, che derivano dalla tecnologia dell’industria
petrolifera e mineraria, arrivano a profondità superiori ai 3000 m con diametri inferiori variabili tra i 100 mm e 220 mm. Va prestata quindi particolare attenzione ai
fenomeni sismici e di subsidenza, cioè di lento abbassamento della crosta terrestre.
I sistemi di riscaldamento decentralizzati che utilizzano il suolo come un serbatoio
di calore (mediante una pompa di calore che attinge dal suolo con tubi interrati)
sono idonei per il condizionamento di utenze singole o di piccoli gruppi di utenze.
Tali sistemi possono essere installati in quasi tutti i tipi di formazione rocciosa.Vengono praticate una o più perforazioni, di diametro pari a 10-15 cm, fino ad una profondità che dipende dal volume dell’edificio da servire.
Una peculiarità di tali sistemi è che sono adatti per l’alimentazione di impianti di
distribuzione interna di tipo radiante a bassa temperatura.
L’installazione può fornire anche acqua calda sanitaria e consente anche il raffrescamento estivo utilizzando una pompa di calore reversibile.
Nel 2002 la potenza elettrica di origine geotermica installata nel mondo corrispondeva a 8.356 MW, il 43% in più rispetto alla quota del 1990. I paesi che sfruttano maggiormente la risorsa geotermica sono gli USA con oltre 2.000 MW, seguiti
dalle Filippine, con circa 1.800 MW e dall’Italia con 862 MW [4].
Con 3387 MWe installati, il continente americano è l’area geografica con la principale struttura geotermica al mondo, seguito dall’Asia, con 3220 MWe e dall’Europa
con 1180 MWe. La tabella 7.1 riporta i dati di potenza per i principali paesi produttori di energia geotermoelettrica [5].
Come si può notare gli Stati Uniti, pur rimanendo il paese leader nella produzione
geotermoelettrica, hanno visto diminuire le proprie installazioni dai 2.817 MWe del
1995 ai 2018 del 2002. Questo fatto è stato determinato dal prosciugamento di alcune sorgenti di vapore in California (a tale problema si sta cercando di porre so221
Paese
MWe
1990
MWe
1995
MWe
2000
MWe
2002
USA
Filippine
Messico
Italia
Indonesia
Giappone
Nuova Zelanda
Resto del mondo
Totale
2.775
891
700
545
145
215
283
3.053
5.832
2.817
1.227
753
632
310
414
286
3.245
6.867
2.228
1.909
755
785
589
547
437
2.951
7.973
2018
1834
953
862
797
561
435
2.914
8.356
Tabella 7.1 - Capacità geotermoelettrica installata in alcuni paesi.
Fonte dati IGA
Paese
MW
1995
ktep
1995
MW
2000
ktep
2000
Cina
Giappone
USA
Islanda
Turchia
Nuova Zelanda
Georgia
Russia
Francia
Ungheria
Resto del mondo
Totale
1.915
319
1.874
1.443
140
264
245
210
599
340
1.255
8.604
406
166
332
505
47
158
184
58
176
140
515
2.686
2.282
1.167
3.766
1.469
820
308
250
308
326
473
3.976
15.145
906
643
485
482
376
169
151
147
117
98
982
4.556
Tabella 7.2 - Capacità geotermica installata per usi diretti in alcuni
paesi. Fonte dati IGA
luzione
reiniettando
giornalmente oltre 42
milioni di litri di acqua
nel sottosuolo).
Si stima che al mondo l’energia geotermoelettrica
prodotta sia pari a circa
40 TWh all’anno. Nei paesi dell’Unione Europea la
potenza installata ammonta, nel 2002, a 883
MWe, con una produzione di 4.804 GWh. Evidentemente l’Italia è il paese
che contribuisce quasi alla totalità di questa produzione, essendo gli altri
paesi molto lontani in
termini quantitativi (Portogallo: 16 MWe, Francia:
4MWe, Austria: 1MWe).
Per quanto riguarda gli
usi termici diretti derivanti dallo sfruttamento
di giacimenti di calore ad
una temperatura mediobassa (da 30°C a 150°C),
un conteggio esatto della capacità installata e
dell’energia ricavata è più problematico.
L’incremento della potenza termica installata a livello mondiale tra il 1995 e il 2000
è stato pari al 76%, passando da 8.604 MW a 15.145 MW. La tabella 7.2 riporta i dati relativi ad alcuni paesi.
Per quanto riguarda le applicazioni a bassissima energia (sonde con pompe di calore), a livello europeo si contano oltre 350.000 unità, con un incremento di oltre il
16% rispetto all’anno precedente (tabella 7.3) [5].
La Svezia è al primo posto, con circa il 50% delle applicazioni. Un 20% delle unità
222
installate si trova invece in Germania, mentre Francia ed Austria detengono una
quota di circa il 10% ognuna.
Da notare che circa il 95% delle nuove abitazioni in Svezia è equipaggiato con questo sistema di riscaldamento. Avvicinandoci alle latitudini italiane è da notare che
anche in Svizzera questi sistemi sono molto sviluppati e diffusi ed attualmente si
contano circa 30.000 installazioni.
L’Italia riveste un ruolo di estrema importanza tra i paesi che hanno contribuito in
modo maggiore allo sviluppo dello sfruttamento della fonte geotermica, non tanto per la capacità energetica della fonte, che è ovviamente limitata alla presenza di
giacimenti sul territorio, quanto per la spinta tecnologica che è riuscita a fornire. Le
centrali geotermoelettriche infatti non hanno trovato spazio in altri paesi fino al
1950. Furono in seguito gli USA a puntare molto su questa tecnologia; infatti, il più
grande bacino geotermico al mondo si trova in California (The Geyser Area) e può
soddisfare il fabbisogno energetico di una vasta città come San Francisco.
In Italia lo sfruttamento dalla risorsa geotermica è per il momento limitato alla Toscana (in particolare alla zona di Larderello) ed all’alto Lazio, dove sono presenti gli
impianti di produzione
elettrica (tabella 7.4). Nel
Installazioni Installazioni
Potenza
Paese
2001
2002
2002 (MW)
2002 lo sviluppo del settore è stato notevole, sia Svezia
147.000
176.000
1.056
per l’installazione di nuo- Germania
66.653
73.455
588
28.500
36.500
541
vi impianti in sostituzione Francia
31.000
34.000
590
dei vecchi, sia per l’espan- Austria
Finlandia
18.356
19.833
320
sione su nuovi siti [6].
6.700
7.200
86
L’energia elettrica pro- Danimarca
Resto
UE
7.084
8.849
100
dotta fornisce un contri305.293
355.837
3.281
buto pari a circa l’1,5% Totale UE
della produzione elettri- Tabella 7.3 - Installazioni a bassissima energia in alcuni paesi.
ca nazionale, con un valoCapacità installata 2002 (Mwe)
re di 4662 GWh nel 2002. Sito
531
La figura 7.4 riporta l’an- Larderello
180
damento della produzio- Travale
ne di energia elettrica dal Monte Amiata
112
1990 al 2002. Come è Latera
40
possibile notare, l’au- Totale
863
mento è risultato costan- Tabella 7.4 - Capacità geotermoelettrica installata in Italia.
te per tutto il periodo in Fonte dati Eur Observ’er
223
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
19
90
Produzione (GWh)
Produzione di energia elettrica
Figura 7.4 - Produzione di energia elettrica da impianti geotermici in Italia. Fonte dati GRTN
esame e, rispetto al 1990, nel 2002 si osserva un incremento pari a circa il 45% con
un valore medio del 4,3% all’anno.
Anche per quanto riguarda l’impiego della fonte geotermica per usi diretti l’Italia è
al primo posto in Europa, con una capacità installata di 426 MW ed una produzione di energia primaria che raggiunge i 115 ktep. Includendo anche il calore per balneologia e balneoterapia, il precedente valore si porta a 240 ktep. Il principale impiego del calore riguarda il riscaldamento e gli usi termali. Segue l’impiego nelle
serre, nei processi industriali e nell’itticoltura.
Se in Italia la situazione sembra essere piuttosto buona per le applicazioni ad alta
e media entalpia, soprattutto per i progetti dell’ENEL che mirano ad un incremento della produzione, risulta invece troppo esigua quella della bassa entalpia considerando anche le possibili applicazioni dirette con sonde geotermiche e pompe di
calore, contrariamente a quanto avviene nei paesi d’oltralpe.
L’impatto ambientale, in termini di emissioni atmosferiche, di una centrale geotermoelettrica è di gran lunga inferiore rispetto ad un sistema convenzionale; tuttavia
non è nullo. Le emissioni degli impianti geotermoelettrici sono riconducibili alla
componente in fase di vapore rilasciata in atmosfera attraverso le torri di raffreddamento. La frazione aerodispersa è composta, per la maggior parte, dai gas incondensabili presenti nel fluido. Questi ultimi variano anche tra pozzi dello stesso
224
campo, e la differenza si fa più evidente quando si mettono a confronto campi diversi. L’anidride carbonica è sempre il maggior componente di gas incondensabili
seguita, a distanza, dall’idrogeno solforato e dal metano che si contendono il secondo posto. Il resto è rappresentato da azoto, idrogeno, ammoniaca, acido borico,
gas rari ed elementi in tracce in forme volatili (Hg, As, Sb).
All’inizio di quest’anno l’ENEL ha messo a punto un sistema di abbattimento per l’idrogeno solforato ed il mercurio, in grado di migliorare notevolmente la qualità
ambientale delle centrali geotermoelettriche. Il processo si basa sostanzialmente
su tre stadi: una filtrazione su superfici sorbenti, una ossidazione catalitica selettiva
dell’idrogeno solforato ed una rimozione dei composti solforati mediante assorbimento nelle condense geotermiche avviate ai pozzi di reiniezione. Il processo è in
grado di abbattere oltre l’80% dell’H2S entrante in centrale evitando, oltre all’impatto ambientale del gas in atmosfera, il caratteristico odore associato alle ricadute del gas emesso dalla centrale.
Un altro aspetto critico è che lo sfruttamento dell’energia geotermica per la produzione di elettricità può portare all’esaurimento delle sorgenti termali. È questa la
ragione per la quale un paese ricco di risorse geotermiche come il Giappone, ma
ancorato ai bagni termali da una lunga tradizione, ha sviluppato in misura contenuta l’uso delle sue risorse. In previsione di una crescita dello sfruttamento della risorsa in questione sarà importante, anche nel nostro paese, tenere nella dovuta
considerazione questo tipo di fenomeni.
La perdita di sostanze durante la perforazione del pozzo costituisce un ulteriore
elemento a cui prestare attenzione. Le opere realizzate per evitare perdite di fluido
nel sottosuolo, consistenti nel casing (rivestimento) e nel suo ancoraggio al foro assolvono, di regola in maniera soddisfacente, al compito di evitare dispersioni di
fluidi e di condensati durante la perforazione. Quando i pozzi sono impiegati per la
reiniezione, il casing ed il suo ancoraggio impediscono ai condensati di infiltrarsi
negli acquiferi più superficiali (rispetto al serbatoio), evitandone l’inquinamento.
Un altro elemento di criticità ambientale da considerare è il rumore. Gli impianti
geotermici per la produzione di elettricità possono produrre rumore già a livello
delle installazioni di boccapozzo o lungo i vapordotti dove sono collocati scaricatori di condensa e valvole di sicurezza delle tubazioni in pressione. Sono sicuramente
rumorose le turbine, i generatori, ed anche le torri di refrigerazione che, in certe condizioni, possono divenire sorgenti importanti di inquinamento acustico. Oggi tutti i
pozzi in produzione sono dotati di silenziatore e, praticamente, non emettono alcun
rumore. Nelle moderne centrali il rumore “forte”, oltre 80 dB(A), prodotto dai compressori e dalle turbine, è confinato entro speciali locali insonorizzati.
225
7.5 I costi
Gli investimenti in campo geotermico sono molto complessi da valutare e richiedono lunghi tempi di attuazione. La prima fase è legata alla ricerca dei bacini seguita poi dalla perforazione. Devono essere realizzati i vapordotti e le centrali, su
territori sui quali devono essere acquisite le concessioni. Proprio per la complessità elevata dei progetti, raramente si intraprendono attività per piccole potenzialità, a meno che non siano aggiunte ad impianti già esistenti.
Il costo principale di un sistema geotermico è legato alla perforazione del pozzo.
Tale costo varia da 500 a 1000 euro per metro perforato e per ottenere un pozzo
produttivo servono almeno due perforazioni. I costi per unità di potenza installata
si possono suddividere come segue: costo per la centrale 1.100 €/kW, costo per la
rete di adduzione del vapore 350 €/kW, costo per lo scavo dei pozzi 2.500 €/kW.
Da sottolineare il fatto che circa i 2/3 della spesa totale dell’impianto sono rappresentati dalla perforazione dei pozzi.
Per valutare il costo del kWh prodotto da fonte geotermica vanno ovviamente
compresi quello dell’impianto, il costo di gestione e manutenzione, il costo delle
spese di progettazione, delle opere civili e della manodopera. Il periodo di durata dell’investimento è fissato in 20 anni ad un tasso del 12%. Per un impianto
geotermico a vapore dominante il costo del kWh varia tra 7,5 e i 10 centesimi di
euro. I costi complessivi sono quindi molto elevati ed è possibile stimare che ciascuna nuova iniziativa geotermoelettrica nel settore preveda un investimento
che facilmente supera i 50 milioni di euro e richiede dai 4 ai 5 anni per essere portata a compimento.
Nella fase di produzione energetica sarebbe più corretto tenere anche conto dei costi esterni generati dall’emissione in atmosfera di sostanze climalteranti di cui la più
importante è sicuramente l’anidride carbonica. La quota economica di riferimento
è stata valutata pari a 30 €/tonn di CO2 prodotta, ed è la stessa quota utilizzata nel
programma di ricerca europeo “ExternE”. Assumendo una emissione media, da parte di impianti geotermoelettrici, pari a 400 gr di CO2 per ogni kWh prodotto si ottiene un costo esterno per kWh prodotto pari a circa 1,3 centesimi di euro.
Per quanto riguarda i sistemi di riscaldamento geotermico, i costi rispetto ad un
sistema convenzionale sono molto più alti ed i tempi di recupero sono estremamente lunghi, ed è per questo motivo che le aziende private tendono ad investire molto meno nello sviluppo di tale fonte rispetto alle strutture pubbliche. Condizione necessaria affinché gli impianti geotermici per scopi termici siano convenienti è che tutto il calore venga effettivamente consumato. Risulta comunque
difficile fornire una valutazione esatta del costo per impianti diretti, poiché di226
pende dal tipo di impianto, dalle risorse del bacino geotermico e dalle dimensioni dell’utenza che viene servita. In termini molto generali si può ipotizzare un
costo pari a 3000 €/unità servita, ove l’unità servita è un volume pari a circa 300
m3, che corrisponde ad una abitazione per uso residenziale con un fabbisogno di
calore equivalente di 1 tep/anno.
Anche per i sistemi con pompa di calore i costi sono molto dipendenti dalle singole condizioni. Come indicazione generale si può ritenere che il costo di perforazione ad una profondità di circa 100 metri e di una sonda geotermica possa oscillare
tra gli 8 ed i 10.000 euro. A questo va aggiunto il costo della pompa di calore (pari
al costo di una buona caldaia) e del sistema di distribuzione all’interno dell’abitazione (che comunque è presente anche per un riscaldamento standard).
7.6 Il mercato
Il mercato della domanda in Italia è sempre stato in mano ad ENEL che gestisce
gli impianti di produzione termoelettrica. Per quanta riguarda il mercato del calore a bassa temperatura (con impiego di pompe di calore), in Italia non vi è un
mercato affermato. È evidente che tale mercato, come avviene in altri Paesi, potrà essere determinato potenzialmente dalle utenze diffuse. Nel campo della
geotermia, solo il settore della produzione di elettricità è caratterizzato da un’industria ben definita. Il mercato della produzione di calore è invece composto da
attori locali e regionali per i quali l’attività geotermica costituisce solo una parte
della propria attività.
Ci sono cinque industrie che detengono il 90% del mercato: Ansaldo, Fuji, Mitsubishi, Ormat e Toshiba. Le industrie giapponesi detengono il 70% del mercato
mondiale, soprattutto per un mercato interno molto forte. La Toshiba è sicuramente il leader mondiale, con oltre 2600 MWe installati negli ultimi 40 anni. Rappresentano il 35 % della potenza installata. La società Ormat è invece leader per
quanto riguarda la tecnologia binaria. Per quanto riguarda l’ingegneria delle
prospezioni e delle operazioni di trivellazione, vi è una certa competizione tra
americani, giapponesi, italiani, francesi ed islandesi.
Il bilancio annuale del settore geotermico è stimato in circa 1400-1600 M€ (corrispondente ad una installazione annuale di 600 MWe). Si stima, inoltre, che direttamente o indirettamente l’energia geotermica coinvolga 35-40.000 persone.
Contrariamente al mercato “pesante” della geotermia elettrica, l’industria delle
pompe di calore geotermiche è molto dinamica. In Europa vi sono circa una dozzina di produttori di pompe, con una presenza maggiore, in termini di dimensioni, in
Svezia, Germania e Francia.
227
La maggior parte di queste industrie ha una attività diversificata e la geotermia è
solo un settore che consente la diversificazione della produzione.
La società svedese IVT è leader europeo con 22.000 pompe di calore vendute nel
2002, di cui il 64% con applicazioni geotermiche. Questa ed altre società stanno sicuramente beneficiando delle condizioni favorevoli del mercato svedese.
Anche l’industria tedesca occupa una buona posizione. Gli sforzi sono diretti alla
realizzazione di modelli sempre più innovativi. Ad esempio, la società Waterkotte, interamente specializzata in applicazioni geotermiche, sta lanciando un modello che
integra la produzione di acqua calda sanitaria, riscaldamento e raffrescamento.
Il Dlgs 112/98 attribuisce alle Regioni le funzioni relative ai permessi di ricerca ed
alle concessioni di coltivazione delle risorse geotermiche. La stessa norma stabilisce che agli adempimenti relativi alla valutazione di impatto ambientale dei progetti di ricerca e di coltivazione provvedono le Regioni.
Secondo il DPR 12 aprile 1996 e successive modifiche sono sottoposte a verifica le
attività di ricerca di risorse geotermiche, mentre le attività di coltivazione delle risorse stesse sono sottoposte a valutazione di impatto.
Secondo l’ordinamento della Regione Toscana, inoltre, gli impianti che utilizzano risorse geotermiche di interesse locale sono sottoposti alla fase di verifica di competenza provinciale.
Montecatini Val di Cecina, Radicondoli). Questi comuni ricadono all’interno delle
aree riconosciute idonee ai fini dell’Obiettivo 2 dei Fondi Strutturali Comunitari.
I vantaggi di tale programma sono:
• energia termica fino a circa 180°C a condizioni economiche predefinite e a prezzi
competitivi rispetto alle fonti convenzionali fossili;
• aree industriali rese disponibili da ENEL;
• contributi della Regione Toscana a sostegno degli investimenti per attività produttive che utilizzino in forma diretta il calore endogeno;
• contributi a livello nazionale a sostegno dei nuovi allacciamenti che utilizzino la
geotermia;
• contributi a livello nazionale a sostegno dei consumi energetici diretti della geotermia;
• corsie preferenziali per il rilascio delle autorizzazioni da parte delle Amministrazioni;
• supporto tecnico di ENEL per valutare le soluzioni tecnico-economiche più convenienti per soddisfare il fabbisogno termico del nuovo insediamento produttivo.
Un esempio di incentivazione diretta per usi termici lo si trova a Pomarance, paese
nell’area geotermica di Larderello. L’Amministrazione Comunale ha promosso una
iniziativa legislativa per l’estensione, a partire dal 2001, dell’incentivo previsto per
le biomasse (1-3 centesimi di euro per kWth) anche al calore geotermico favorendo così gli usi diretti, in particolare quelli relativi al teleriscaldamento civile.
In Italia la produzione geotermoelettrica può ricorrere agli incentivi derivanti dal
meccanismo dei certificati verdi. Per quanto riguarda la produzione di calore, questa è contemplata tra gli interventi previsti dai decreti sul risparmio energetico. In
particolare, è previsto l’uso del calore geotermico a bassa entalpia come pure del
calore da impianti geotermici.
Recentemente è stato stipulato un accordo rivolto allo sviluppo dell’energia geotermica in Toscana. Il “Protocollo d’intesa tra ENEL , Regione Toscana, CoSviG e Amministrazioni locali” risulta essere un accordo per agevolare le aziende che utilizzano energia termica nel loro ciclo produttivo e quanti hanno in programma di sviluppare iniziative d’impresa nelle quali l’energia termica sia una componente significativa del costo del prodotto finito.
Sono interessati all’Accordo di Settore sulla Geotermia i territori dei comuni sede
di impianti ENEL in provincia di Pisa, Grosseto e Siena (Pomarance, Castelnuovo Val
di Cecina, Monterotondo Marittimo, Montieri, Monteverdi Marittimo, Chiusdino,
A livello mondiale si stima un potenziale sfruttabile a scopi elettrici con la tecnologia attuale compreso tra i 35 ed i 72 GWe, con le potenzialità maggiori concentrate a livello dei paesi del Centro e Sud America e di quelli africani dove la presenza
di fluidi ad alta entalpia assicurerebbe buoni rendimenti ed il soddisfacimento di
più del 50% del fabbisogno.
A livello europeo il Libro Bianco prevede una potenza installata di 1000 MWe al
2010, che presumibilmente verrà raggiunto con l’apporto sostanziale dell’Italia e,
in minor misura, di Francia e Portogallo.
Per quanto riguarda le possibilità di sviluppo delle applicazioni termiche, con il
tasso di incremento attuale di 50 MW all’anno si dovrebbe arrivare a 1450 MW
nel 2010.
Per le applicazioni ad entalpia molto bassa (essenzialmente con l’ausilio di pompe
di calore) si potrebbe arrivare ad una capacità installata al 2010 pari a 7030 MW. In
questo modo la produzione termica complessiva corrisponderebbe ad un installa-
228
229
to di 8480 MW, ben al di sopra dei 5000 MW previsti nello stesso Libro Bianco.
Alla luce degli aspetti considerati nei paragrafi precedenti, le possibilità di sviluppo
legate ad applicazioni geotermiche sono da ricercare, a livello nazionale, soprattutto nell’utilizzo diretto del calore.
Il Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili ipotizza una
potenza installata pari a 800 MW tra il 2008 e il 2012. Attualmente in Italia la potenza installata è molto prossima a tale traguardo, per cui il possibile sviluppo potrebbe salire fino a 1.000 MW. Le possibilità di superare la quota 1.000 MW sono comunque modeste, tenuto conto dei problemi di progressivo esaurimento delle disponibilità non sfruttate, del connesso incremento – non sempre giustificabile –
dei costi di sondaggio, esplorazione e produzione degli eventuali nuovi potenziali,
delle crescenti esigenze di prevenzione contro il rilascio di fluidi inquinanti e delle
conseguenti difficoltà di natura autorizzativa.
Come già sottolineato, in aggiunta alla produzione di elettricità, è da approfondire
la possibilità di un più ampio utilizzo delle risorse geotermiche a bassa entalpia per
l’impiego del calore, essenzialmente per il teleriscaldamento urbano, la serricoltura e altre applicazioni industriali.
Per questo comparto il Libro Bianco prevede uno sviluppo al 2010 pari a 400 ktep,
circa il doppio della quota attualmente sfruttata. A riguardo, sono già in corso programmi di ampliamento dell’impiego degli usi diretti della geotermia, essenzialmente concentrati nella zona tra la Toscana e l’Alto Lazio. Sicuramente lo sfruttamento per usi diretti potrebbe avere uno sviluppo maggiore.
[1] M. H. Dickson, M. Fanelli, What is geothermal energy – Istituto di Geoscienze e Georisorse, Pisa
[2] Enel Greenpower (enelgreenpower.enel.it)
[3] Istituto Internazionale per le ricerche Geotermiche del CNR - IIRG
[4] International Geothermal Association (iga.igg.cnr.it)
[5] Observ’ER, Obervatoire des énergies renouvelables, Le baromètre de la géothermie Systèmes Solaires - N° 156, 2003
230
Finito di stampare nel gennaio 2004
presso D’Auria Industrie Grafiche SpA - Ascoli Piceno
Via Salara Vecchia, 1 • 65128 Pescara • tel. 085.43031 • fax 085.4303250
www.carsaedizioni.com • [email protected]

Rapporto energie 2003/5

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