Rinnovabili: Terna schiera le sue batterie

Notizie molto interessanti sul fronte della produzione di energia elettrica da rinnovabili giungono dall’ultimo rapporto mensile di settembre 2011, pubblicato da Terna S.p.A., la società che ha la proprietà e la gestione della rete di trasmissione nel nostro paese. Nei primi nove mesi dell’anno, l’energia fotovoltaica netta prodotta è stata pari a 6776 GWh, con una crescita rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente di ben 356,6%. La produzione fotovoltaica ha addirittura superato quella eolica, che si attesta nello stesso periodo a 6501 GWh (+6%). Si tratta di una crescita che avevamo già annunciato e spiegato in articoli precedenti, che comunque continua a stupire per la sua impetuosità. Complessivamente, eolico e fotovoltaico contribuiscono oggi per circa il 5,3% alla richiesta di energia elettrica italiana (Consumi finali + perdite di rete). Quest’ultima manifesta una leggera crescita rispetto all’anno precedente, non sufficiente però a recuperare del tutto il crollo dei consumi verificatisi nel 2009 a seguito della crisi economica.

La nave delle rinnovabili sembra quindi procedere spedita con il vento in poppa e il sole in fronte. Ma, continuando nella metafora, il mare energetico finora calmo e tranquillo, rischia presto di mutarsi in tempesta, a causa dell’ostacolo inevitabile costituito dalla natura intermittente delle fonti rinnovabili e dalla difficoltà della rete elettrica di assorbirne la produzione oltre certi limiti di potenza. In un recente ed apprezzato articolo, Domenico Coiante ha analizzato dal punto di vista tecnico la natura e la dimensione di questo limite.

Che non si tratti di un limite solo teorico, lo dimostra in questi giorni anche il duro scontro in corso tra la stessa Terna S.p.A. e i grandi produttori di energia elettrica italiani. In questo articolo di Repubblica è sintetizzato l’oggetto del contendere: Terna vorrebbe realizzare 130 MW di batterie, principalmente nelle regioni meridionali, per accumulare nelle ore di minore richiesta l’energia rinnovabile, da utilizzare nelle ore di punta. I produttori ribattono che sarebbe più economico investire nel potenziamento e integrazione delle reti. Ma Terna ribatte che ogni euro investito in accumulo ne produce due di ritorno economico. La proposta di Terna è descritta in questo documento.

Il giorno successivo, sempre sullo stesso giornale, interviene per Terna Gianni Vittorio Armani, con alcune precisazioni che vale la pena di riportare integralmente:
“Per Terna realizzare batterie non ha a che fare con logiche di business; Terna deve rispettare le leggi della Repubblica… Il primo scopo delle batterie è garantire la sicurezza per evitare blackout e crisi elettriche, che possono derivare dal non corretto e ottimale utilizzo dei crescenti impianti rinnovabili…. Solo le batterie garantirebbero un grande risparmio economico… Terna ha il mandato di ridurre i costi dell’energia che in Italia sono i più alti della media europea… quindi sembra giustificato anche un diverso sistema di remunerazione, come il pay as bid, per ridurre i costi ed evitare rendite di posizione ingiustificate… L’obiettivo dei produttori è di non far produrre le rinnovabili per far funzionare invece sempre e solo i loro impianti termoelettrici. Si ricorda che quando gli impianti rinnovabili non producono, il sistema comunque li remunera in bolletta. Se passasse la loro logica, questa sì di business e di concorrenza non leale, gli italiani pagherebbero quindi due volte: la prima per avere rinnovabili ferme o poco funzionanti, la seconda per remunerare di più gli impianti termoelettrici… E meno male che Armani aveva premesso di non volere polemizzare.

La spinosa e cruciale faccenda merita alcuni commenti:
1) Non c’è dubbio che la realizzazione di sistemi di accumulo servirebbe ad impedire o limitare lo “spreco” di energia rinnovabile, che già ora avviene a seguito delle interruzioni di fornitura operate da Terna su molti impianti eolici per modularne la potenza e garantire la stabilità della rete. Inoltre, l'energia eolica non immessa in rete viene comunque remunerata. Ne ho scritto tempo fa in due articoli, qui e qui.
2) Gli interventi di potenziamento e connessione delle reti elettriche, pur essendo necessari, non sono in antitesi con la realizzazione di sistemi di accumulo. Terna ha già investito e programmato interventi importanti sulla rete.
3) E’ probabile che, come ha scritto Francesco Meneguzzo in questo articolo, i grandi produttori siano danneggiati economicamente dalla concorrenza delle rinnovabili nella produzione “di punta”, ma è anche vero che la necessità di mantenere una quota di “riserva” in alcune centrali a ciclo combinato per rispondere a improvvise fluttuazioni di potenza rinnovabile, rappresenta un costo che il sistema è costretto a remunerare attraverso il meccanismo del prezzo marginale (corrispondente al prezzo più alto offerto dai vari produttori in un determinato momento), alternativo al pay as bid proposto da Terna.
4) Il sistema di accumulo a grande scala con batterie appare scarsamente conveniente sul piano economico. Quindi, l’espansione delle nuove rinnovabili verso quote di produzione nazionale paragonabili a quelle termoelettriche, richiede la sperimentazione di altri sistemi di accumulo, come l’idrogeno.
5) La generazione distribuita del solare fotovoltaico, attualmente privilegiata dal sistema di incentivazione nazionale, non si adatta molto bene a un modello di produzione integrato con sistemi di accumulo.

Concludendo queste brevi considerazioni, la risoluzione del problema dell’intermittenza delle rinnovabili è un problema talmente strategico che richiederebbe un ampio dibattito nazionale e internazionale, anche fuori dell’ambito specialistico in cui è attualmente confinato.

Rinnovabili intermittenti: limite di allacciamento in rete

Scritto da Domenico Coiante

Dimensione del limite
I dati record fatti registrare in questi giorni dalla potenza fotovoltaica istallata di 7751 MWp (leggi qui il contatore GSE) ripropone il tema: “Penetrazione in rete delle fonti elettriche casualmente intermittenti”.
Mi sono imbattuto in questo argomento agli inizi degli anni ’80, quando, come responsabile del Progetto Fotovoltaico dell’ENEA, ho tentato di coinvolgere l’ENEL in un programma nazionale per la realizzazione di un piano di costruzione di centrali fotovoltaiche connesse alla rete elettrica. Il tentativo ebbe successo e la collaborazione ENEA – ENEL – CEE permise l’istallazione di numerosi impianti “pilota”, tra cui quello DELPHOS da 300 kWp a Foggia, che era all’epoca il più grande d’Europa (impianto potenziato successivamente a 600 kWp ancora oggi in funzione). Il risultato della campagna di sperimentazione fu la dimostrazione della validità tecnica della tecnologia fotovoltaica in relazione alla possibilità di produrre grandi quantità di elettricità. Si cominciò a progettare la fase successiva, quella dello sviluppo di grandi impianti da collegare alla rete elettrica, tanto che l’inizio degli anni ’90 vide la realizzazione della centrale dell’ENEL di Serre Persano da 3,3 MWp, prima parte di un progetto da 10 MW. La privatizzazione dell’ENEL, nel frattempo intervenuta, non permise l’implementazione del progetto e determinò la stasi del programma di sviluppo del fotovoltaico italiano con le conseguenze del ritardo tecnologico rispetto ad altri paesi europei, che oggi sono sotto gli occhi di tutti.
Proprio in occasione del primo programma fotovoltaico, l’ENEL si pose il quesito della compatibilità tecnica tra la potenza casualmente intermittente del fotovoltaico e dell’eolico e la stabilità della potenza circolante in rete. Fu commissionato uno studio al Centro Ricerche ENEL di Cologno Monzese, che si concluse con un risultato non definitivo e con il riconoscimento della necessità di ulteriori approfondimenti in relazione alla complessità dell’argomento.
In ogni caso, il rapporto conclusivo del primo studio fu classificato “riservato” e fatto circolare solo fra gli addetti ENEL. Ho avuto modo di leggere quel documento in modo informale ed ho potuto così apprendere che il limite di accettazione in rete per la potenza intermittente risultava intorno al 15% della potenza dei generatori rotativi complessivamente attivi in collegamento alla rete, cioè di quei generatori la cui potenza può essere variata rapidamente per compensare le variazioni della potenza richiesta dal carico.
Questa cifra era strettamente collegata alla situazione del parco dei generatori elettrici presenti nella rete italiana alla data dello studio, cioè all’inizio degli anni ’80. Nel 1994, un rapporto del World Energy Council (Renewable Energy Resources, pp.120-21, Kogan Page Ltd, London) affrontava l’argomento in modo generale, confermando l’esistenza del limite da collocare tra il 20 e il 30%. Uno studio successivo, commissionato al CESI intorno al 2000 ed anch’esso mai pubblicato, ha fatto riferimento alla nuova configurazione del parco elettrico italiano degli anni ’90 ed ha portato a stimare il limite di penetrazione intorno al 20-25%. Ho appreso questa cifra da informazioni verbali riservate ottenute da colleghi dell’ENEL durante un convegno e, purtroppo, non sono in grado di suffragarla citando una precisa pubblicazione, (che forse nel frattempo può esserci stata).
Mentre nessuno mette in dubbio l’esistenza del limite, sulla sua entità precisa si può avere qualche riserva, essendo la cifra fortemente dipendente dalla tipologia dei generatori, dalla configurazione topologica della rete e dalle connessioni con le reti dei paesi confinanti, tutti fattori che cambiano nel tempo. In mancanza di uno studio più aggiornato, considereremo la percentuale indicata come un riferimento per la situazione italiana con l’avvertenza della possibilità di una certa tolleranza.

Funzionamento della rete
Per capire il significato del limite, è necessario conoscere la rete elettrica almeno nelle sue parti essenziali ed il suo funzionamento schematico. Pertanto, anche a costo di annoiare i lettori ripetendo alcuni concetti espressi in precedenti lavori, proverò a descrivere brevemente la composizione e il funzionamento di questo sistema così complesso, utilizzando la mia approssimata conoscenza del sistema elettrico. L’argomento è molto complicato e la comprensione approfondita richiede conoscenze elettrotecniche specialistiche, non sempre presenti nei lettori. Tuttavia, per i fini di questo lavoro, basterà affrontare il tema in modo descrittivo, cercando di semplificare al massimo l’argomento.
La rete elettrica è un sistema energetico molto articolato, distribuito su tutto il territorio nazionale, in cui si possono distinguere quattro sotto insiemi principali.
1. Il primo è costituito dai numerosi e diversi generatori di potenza, che producono l’energia elettrica da distribuire e vendere agli utenti.
2. Il secondo è rappresentato dalle linee di trasmissione che, opportunamente collegate in maglie e nodi, indirizzano i flussi energetici dai generatori agli utenti.
3. Il terzo è rappresentato dall’insieme delle apparecchiature elettriche a cui è destinato il flusso d’energia, detto brevemente carico d’utenza.
4. Il quarto è costituito dal sottosistema di telemisurazione e controllo, che gestisce l’intero sistema assicurandone il corretto funzionamento temporale in relazione alla domanda di energia degli utenti. Detto in altri termini, il flusso di energia dai generatori ai carichi è regolato da un sistema di controllo il cui compito consiste nel mantenere, istante per istante, il livello di potenza nei nodi di smistamento sui valori richiesti dai carichi che afferiscono a quei nodi. In condizioni di equilibrio, una volta raggiunto il punto di lavoro, il controllo agisce in modo automatico correggendo le piccole fluttuazioni causate da eventuali variazioni di potenza nei generatori e/o nei carichi.

Infine, l’intera rete è collegata alle reti dei paesi confinanti con i quali scambia energia all’occorrenza.
Perché l’energia elettrica possa fluire con regolarità e in modo efficiente dai generatori ai carichi, è rigorosamente necessario che tutti generatori operino in modo sincrono: tutti devono fornire tensione e corrente alla stessa frequenza e con la stessa fase con limiti di tolleranza strettissimi (intorno all’1%). Questo è un requisito tecnico fondamentale da cui, come vedremo, dipende la nascita del limite d’immissione in rete per le fonti intermittenti.
In condizioni di funzionamento standard, la rete elettrica è un sistema in equilibrio dinamico e il sistema di controllo mantiene il funzionamento nel punto di lavoro istantaneo determinato dalla configurazione ed entità dei carichi. Al variare temporale della domanda di energia, il controllo agisce sui generatori modulandone la potenza in modo da seguire la richiesta dei carichi. In definitiva, se indichiamo con Pi(t) la richiesta di potenza del carico i-esimo nell’istante t e con Pgj(t) la potenza erogata nello stesso istante dal generatore j-esimo, le funzioni Pc(t) = SommatoriaiPi(t) e Pg(t) = SommatoriajPgj(t) sono dette rispettivamente diagramma di carico e di generazione. Il sistema di controllo fa in modo che il diagramma di generazione copra fedelmente il diagramma di carico per ogni istante della giornata. “Fedelmente” vuol dire che non ci deve essere spreco economico nella produzione per eccesso di offerta, né danno economico nell’utenza per deficit di potenza. Pertanto, nel caso ideale, istante per istante si ha che:

SommatoriajPgj(t) = SommatoriaiPi(t)

Dove la sommatoria al primo membro si estende a tutti i generatori attivi collegati alla rete e quella al secondo membro è estesa a tutti i carichi alimentati, rappresentando la richiesta totale di potenza.
Il valore delle sommatorie determina il livello della potenza totale presente in rete nell’istante considerato. Questo valore varia nel tempo in funzione della richiesta, ma in ogni caso l’uguaglianza tra la fornitura e la richiesta è mantenuta dal sistema di controllo.
Per questioni di economia, di norma, i generatori attivi sono fatti funzionare al massimo della potenza erogabile. Mano a mano che, nel corso della giornata, la richiesta di energia aumenta, il sistema di controllo fa crescere la potenza dei generatori funzionanti, portandoli fino al loro limite e poi attiva nuovi generatori, che, fino a quel momento erano tenuti disponibili in stand by, e così via fino a saturare completamente la domanda di potenza.
Alla rete sono collegati e tenuti attivi anche numerosi generatori rotativi termoelettrici “rapidi”, detti così perché hanno la proprietà di avere una rapida risposta (con tempi inferiori al minuto) rispetto al comando di variazione della potenza erogata, impartito dal sistema di controllo. Queste macchine non sono fatte funzionare alla massima potenza, ma mantenute un po’ al di sotto (circa al 90-95%) in modo da avere la possibilità di spingerle al massimo in caso di improvvise e impreviste richieste dei carichi. Esiste quindi un margine complessivo di potenza nella rete, DeltaPr, detto margine di riserva, a cui il sistema di controllo fa ricorso per compensare impreviste fluttuazioni dei carichi (o abbassamenti di potenza degli altri generatori per malfunzionamenti o guasti). Fanno parte del margine DeltaPr anche alcuni singoli generatori ad accensione rapida di piccola taglia (impianti turbogas e idroelettrici) tenuti in stand by e generalmente usati per coprire i picchi di assorbimento del diagramma di carico.
Per quanto vedremo meglio nel seguito, occorre evidenziare il fatto che il margine di potenza, di norma, non produce kWh da vendere e, pertanto, esso pesa sul bilancio economico a causa dei costi fissi d’impianto, che comunque i produttori devono sostenere per assicurare la riserva. Questi costi sono riconosciuti dal GSE e caricati sugli utenti come costi di gestione della rete sotto la voce costi di dispacciamento. Per non aggravare la bolletta, il margine di potenza è mantenuto sempre al minimo possibile compatibilmente con le previsioni statistiche di possibili perturbazioni dell’equilibrio.
Esaminiamo ora il caso della presenza in rete dei generatori casualmente intermittenti, come sono quelli eolici e fotovoltaici. Anzi, per maggior semplicità, limitiamoci a vedere che cosa accade con il fotovoltaico.
Quando il sole mattutino comincia a incidere sui pannelli, l’elettricità fotovoltaica inizia a fluire nella rete, andando a sommarsi a quella, già presente, dei generatori convenzionali. Indichiamo con Pph(t) la potenza fotovoltaica immessa in rete nell’istante t. Poiché il diagramma di carico Pc(t) non è cambiato rispetto al caso di assenza del fotovoltaico, il mantenimento dell’equilibrio dinamico richiede ora che:

Pph(t) + Pg’(t) = Pc(t)

Cioè:
Pg’(t) = Pc(t) - Pph(t)

La potenza complessiva richiesta ora ai generatori convenzionali si riduce della stessa quantità della potenza generata dal fotovoltaico, in modo che le esigenze del carico possano essere soddisfatte.
Per un momento facciamo l’ipotesi migliore possibile, cioè che la giornata sia limpida e serena e che la probabilità di annuvolamento sia quasi nulla (si noti il termine “probabilità”, non “certezza”). Inoltre dobbiamo ipotizzare che il carico si mantenga costante nel periodo in esame in modo da non richiedere interventi di compensazione da parte del sistema automatico di controllo con il ricorso ai generatori convenzionali.
In tali condizioni idealistiche, possiamo ridurre la potenza dei generatori convenzionali della stessa quantità di cui cresce la potenza fotovoltaica immessa in rete. Al limite, possiamo arrivare a pensare di sostituire tutta la potenza convenzionale (naturalmente avendo a disposizione un parco fotovoltaico adeguato). Quindi, non deve suscitare meraviglia il fatto che il contributo del fotovoltaico possa raggiungere, in condizioni molto particolari, incidenza rilevante, anche al di sopra del limite indicato del 20-25%. Il fatto è prevedibile, senza doverlo considerare “epocale”.
La questione è se in tali condizioni, oltre a ridurre la potenza erogata dai generatori convenzionali, cosa che ci fa risparmiare il costo del combustibile, possiamo anche eliminarne qualcuno dalla rete realizzando il risparmio dei costi fissi. E qui purtroppo iniziano le dolenti note.
Per poter spegnere e staccare dalla rete quei generatori convenzionali la cui potenza è stata sostituita per l’immissione del fotovoltaico, sia pure per il solo periodo solare della giornata, dovremmo avere la certezza della fornitura della potenza fotovoltaica per lo stesso periodo (prevedibilmente modulata nel tempo secondo l’andamento dell’insolazione). Purtroppo la certezza assoluta non si può avere, anche se in qualche caso potremmo contare su un alto valore di probabilità della fornitura. Non a caso, anche sopra, abbiamo usato il termine “probabilità”, perché la potenza fotovoltaica è una variabile aleatoria. La probabilità di annuvolamento in una giornata limpida non è affatto nulla e questo evento, come vedremo, può avere conseguenze negative molto importanti sull’intera rete nel caso di una penetrazione rilevante del fotovoltaico.
Inoltre, la possibilità di rimozione temporanea dei generatori convenzionali, e quindi del risparmio dei costi fissi d’impianto, è impedita dal fatto che tali generatori, sono costituiti per la maggior parte da impianti termoelettrici di grande taglia, il cui spegnimento e riavvio richiede tempi lunghi più di 12 ore, periodo difficilmente compatibile con la dinamica della generazione fotovoltaica, soprattutto in presenza di fluttuazioni rapide dovute alla nuvolosità. Quindi, questi impianti, che hanno anche la funzione dell’intervento di riserva, devono rimanere accesi a potenza ridotta, in modo da poter essere modulati rapidamente in ogni momento per compensare l’andamento fluttuante del fotovoltaico e/o dei carichi. Pertanto, in generale, non è possibile rimuovere alcun generatore termoelettrico, anzi, da questo punto di vista, si verifica il paradosso che un aumento della potenza fotovoltaica al di sopra della capacità di reazione del normale margine di riserva comporta la necessità di aggiungere nuovi generatori di riserva per garantire la sicurezza della rete, facendo aumentare di conseguenza i costi di gestione.
Esiste, tuttavia, una parte di generatori di piccola taglia (impianti turbogas), destinati a coprire i picchi di richiesta, che hanno un tempo di spegnimento e riaccensione di durata dell’ordine di ½ ora o 1 ora. Tali impianti possono essere spenti e risparmiati nelle giornate in cui la probabilità di insolazione stabile è alta e le eventuali fluttuazioni della radiazione solare hanno variazione lenta. In questo caso, ci si può basare sulle previsioni meteorologiche per impostare un piano di riduzione del numero di impianti ed assegnare al fotovoltaico un certo credito di potenza. Purtroppo, il numero di tali impianti pesa sul diagramma di generazione relativamente poco e, quindi, il credito di potenza da assegnare al fotovoltaico, che li sostituisce solo in parte, sarà marginale.

Come nasce il limite d’accettazione
Quale è il guaio peggiore che possa capitare alla rete?
E’ senza dubbio il “black out” parziale o totale. Quest’ultimo è un evento poco probabile, ma è già capitato due volte in tempi recenti, mentre quello parziale è più probabile e si verifica con maggiore frequenza. Senza entrare nei particolari, a noi basta sapere che, da un lato, durante il periodo di blocco non c’è produzione e quindi il danno economico sui produttori è rilevante, dall’altro lato, il danno causato agli utenti è enorme e produce un contenzioso legale di rivalsa a cascata sull’intero sistema di gestione della rete. (Basta pensare all’effetto sugli ospedali, sui trasporti ferroviari, sugli aeroporti, sul funzionamento dei grandi centri commerciali, ecc.) Non desta meraviglia, perciò, il fatto che i gestori delle reti nazionali cerchino di evitare in ogni modo le cause di possibili black out.
Come può avvenire questo evento?
Per cominciare, consideriamo il caso della nostra rete senza il fotovoltaico. Siamo in un giorno lavorativo qualsiasi in piena mattina e il sistema è in equilibrio dinamico sul livello di potenza richiesto dal carico Pc(t). All’improvviso, in modo imprevisto, si genera una perturbazione dell’equilibrio in una parte della rete. Le cause principali possono essere dovute, ad esempio, al guasto improvviso di un generatore di grande potenza e conseguente blocco dello stesso, o allo sgancio non previsto di un grosso carico per corto circuito, o all’aggancio non programmato di apparecchiature di grossa potenza, o caduta di fulmini sulle linee di trasmissione ad alta tensione, ecc.
La perturbazione appare sulle linee come una variazione brusca di tensione e di frequenza. Il sistema automatico di controllo interviene immediatamente agendo sui generatori rotativi di riserva richiedendo loro la potenza venuta a mancare e la compensazione del calo di frequenza con l’aumento del numero dei giri. Per questioni di rapidità d’intervento, sono interessati alle compensazioni per primi i generatori della riserva attiva che si trovano nella parte di rete in cui si verifica il guasto. Se l’entità della richiesta di potenza è maggiore della riserva vicina disponibile, l’intervento si allarga alle altre parti della rete con i tempi di risposta consentiti dagli impianti disponibili. Nella maggior parte dei casi, il sistema di controllo riesce a riportare in pochi minuti la rete locale all’equilibrio e il punto di lavoro della rete nazionale subisce solo un piccolo spostamento.
Può capitare, però, il caso in cui l’intensità della perturbazione rappresenti una frazione notevole del livello di potenza in cui si trova in quel momento la rete e che l’evento sia molto brusco, tanto che, da un lato, la potenza di riserva immediatamente attivabile dal sistema di controllo non sia sufficiente a coprire il deficit e, dall’altro, la rapidità della variazione non permetta il ricorso ai generatori lenti in stand by. In questo caso la richiesta eccessiva di potenza sul primo generatore di riserva interessato può causare un sovraccarico che il sistema di protezione dell’impianto giudicherà pericoloso per la sua integrità. La conseguenza immediata è lo spegnimento automatico del generatore ed il suo distacco dalla rete. Questo è causa di ulteriore aumento dell’intensità della perturbazione con la conseguente propagazione rapida a cascata sugli altri generatori vicini, che reagiranno automaticamente allo stesso modo, mettendosi in sicurezza. Il risultato è che, in pochi minuti, si ha il black out locale di quella parte e, nel caso peggiore, di tutta la rete.
La più recente verifica sperimentale di questo evento si è avuta nella notte del 28 settembre 2003 alle ore 3.01, quando la caduta di un albero sulla linea ad alta tensione che collega il Piemonte alla Svizzera ha bruscamente interrotto il flusso di circa 2000 MW verso la centrale di Rondissone, la cui capacità di reazione non era adeguata a compensare tale deficit. La richiesta immediata di compensazione locale fatta alla linea francese, che in quel momento immetteva in Italia circa 4000 MW, portava ad oscillazioni di tensione e di frequenza ritenute pericolose per la stabilità della stessa rete francese con il conseguente distacco dalla rete italiana. In pochi minuti sono venuti a mancare altri 4000 MW, cioè in totale circa 6000 MW sui 27000 MW che alimentavano la rete in quel momento. L’impatto di questo transiente sull’intero sistema portò ad un abbassamento della frequenza sull’intera rete, che si ridusse in pochi minuti da 50 Hz al valore (critico per i sincronismi) di 47,5 Hz, imponendo interventi di distacco a catena sul Nord, ma anche sui generatori dell’estremo Sud, fino alla Sicilia.
La richiesta immediata di potenza ha sovraccaricato l’impianto di Rondissone causandone lo spegnimento automatico. Il sistema di controllo della rete ha reagito iniziando a distaccare i carichi e a richiedere l’intervento di tutti i generatori della riserva del Nord Italia. Purtroppo, a causa dell’ora notturna, essi erano in gran parte spenti. Il black out riguardò tutta l’Italia: al Sud per qualche minuto, al Nord per qualche ora ed in alcune zone del Nord Est il blocco durò circa 24 ore con danni enormi.
La lezione appresa da questo evento può essere grossolanamente riassunta dicendo che la perturbazione causata dalla mancanza improvvisa di 6000 MW sulla situazione d’equilibrio in rete di 27000 MW ha provocato il black out totale. L’intervento dei 21000 MW di generatori termoelettrici attivi con il loro scarso margine di riserva non ha permesso la compensazione dello squilibrio ed il recupero della stabilità della rete. Detto in termini relativi: una variazione dello stato di equilibrio della potenza in rete pari al 22% (rispetto al livello operativo) e al 28% (rispetto alla potenza rotativa attiva) ha determinato il black out (naturalmente nelle condizioni della configurazione di rete del 28 settembre 2003).
L’evento non ci consente di stabilire quale sia il limite esatto di tolleranza per l’intensità della perturbazione da parte del sistema di controllo della rete, tuttavia l’esperienza ha dimostrato che tale limite deve essere posto sicuramente sotto al 28% della quantità di potenza dei generatori rotativi attivi in rete. Da questo punto di vista lo studio del CESI (limite al 20-25%) appare in perfetto accordo.
Veniamo ora al caso in cui sia presente in rete la potenza fotovoltaica Pph. Supponiamo di trovarci in un momento statisticamente fortunato di piena insolazione sulla maggior parte degli impianti, mentre in cielo sono presenti grosse nuvole sparse che corrono spinte dal vento. Il gestore della rete, come abbiamo visto, ha ridotto della stessa quantità la potenza Pg dei generatori convenzionali fino al valore Pg’ = (Pc - Pph). In ogni caso, temendo l’aleatorietà del fotovoltaico, li ha mantenuti attivi, a bassa potenza, in modo da poterli riportare a regime rapidamente nell’eventualità di variazioni della curva di produzione oraria.
Supponiamo ora il caso peggiore, cioè che il nostro momento fortunato si trasformi improvvisamente in uno sfortunato, statisticamente improbabile, ma pur sempre possibile, in cui la maggior parte degli impianti siano oscurati dalle nuvole simultaneamente. La potenza fotovoltaica subisce un brusco decremento con conseguente variazione di ampiezza pari a Pph e la perturbazione si trasmette istantaneamente alla rete. Il sistema automatico di controllo interviene nel tentativo di compensare la variazione di tensione e frequenza facendo ricorso alla riserva di potenza dei generatori rotativi rapidi, in quel momento attivi in rete.
Come si può costatare, il caso è del tutto analogo a quello sopra descritto del distacco della linea svizzera che causò il black out nel 2003.
Indichiamo genericamente con K il limite di accettazione della rete per l’immissione di potenza intermittente come frazione della potenza Pg dei generatori di riserva in quel momento attivi. Naturalmente, data la natura statistica dell’evento, il valore di K sta ad indicare che il superamento del limite non provoca sicuramente il black out, ma soltanto che la probabilità dell’evento è fortemente aumentata.
Si possono dare due casi per l’ampiezza della variazione della potenza fotovoltaica:
1. DeltaPph < K Pg; 2. DeltaPph > K Pg.
Per quanto abbiamo visto, nel primo caso il sistema di controllo può recuperare l’equilibrio utilizzando la riserva di potenza, mentre nel secondo si può rischiare il black out, qualora non si riuscisse ad effettuare in tempo il distacco d’emergenza dei carichi, cosiddetti interrompibili.
Il verificarsi dell’evento estremo non solo dipende dalla disponibilità di sufficiente capacità di riserva per compensare l’ampiezza della variazione, ma dipende anche dalla rapidità con cui si realizza tale variazione. Infatti la possibilità di recupero da parte del controllo della caduta di frequenza (prima che essa scenda sotto il limite dei sincronismi) dipende dalla rapidità di risposta dei generatori e dalla necessità di mantenere tale risposta entro condizioni di sottocriticità per evitare le oscillazioni del numero dei giri. La risposta immediata ai transienti troppo bruschi non è permessa e in tali condizioni le variazioni di frequenza possono portare i generatori allo spegnimento in protezione.

Probabilità del black out
Come si è detto, il limite di penetrazione K ha un significato probabilistico. Se la variazione relativa DeltaPph/Pg > K, ciò non significa che è certo il black out, significa solo che esiste una probabilità finita che l’evento possa avvenire. Naturalmente, il rischio dei danni che tale caso può procurare dovrebbe essere sufficiente a mettere in allarme il GSE circa l’aggiunta in rete di nuova potenza intermittente.
Allo stato attuale, non risulta che ci sia stata una valutazione ufficiale del limite da parte del GSE, anche se, limitatamente al caso particolare della rete siciliana, la Terna ha sollevato qualche dubbio di tenuta rispetto alla quantità di potenza eolica ulteriormente collegabile.
Tutto ciò premesso, andiamo avanti con le nostre considerazioni. Consideriamo affidabile il valore di K = 25%, indicato dallo studio CESI e convalidato dal black out del 2003 e cerchiamo di ricavare il valore limite di DeltaPph.
Per far questo abbiamo bisogno di stabilire con una certa sicurezza il valore di Pg e ciò non è affatto facile, perché le informazioni circa le centrali elettriche sono state classificate come riservate a partire dal maggio 2008. I dati pubblicati dalla Terna riguardano soltanto la potenza totale termoelettrica, che è di 79430 MW alla fine del 2010, senza alcuna specificazione circa il tipo e l’ubicazione delle centrali. Questo dato costituisce l’estremo superiore per Pg, poiché esso comprende anche i generatori utilizzati soltanto nei momenti di punta.
Dall’altro lato possiamo vedere nei diversi diagrammi giornalieri di carico, pubblicati dalla Terna, che nelle ore meridiane la potenza alla base del picco d’assorbimento si aggira intorno ai 38000-40000 MW, mentre quella di picco può arrivare a oltre 50000 MW. Poiché la potenza di picco è fornita essenzialmente dalle centrali idroelettriche e turbo gas, possiamo ragionevolmente concludere che la potenza di base e intermedia provenga tutta dai generatori termoelettrici. Pertanto, considerato un adeguato margine di riserva, possiamo supporre che la potenza attiva disponibile possa assommare a circa 45000 MW e tale valore può essere considerato come l’estremo inferiore per Pg.
Infine, da una lista delle centrali elettriche italiane pubblicata da Wikipedia, sicuramente non aggiornata, si ricava che la potenza totale dei generatori termoelettrici di taglia superiore a 100 MW (quelli utilizzabili per la riserva) è pari a 47500 MW.
In conclusione, possiamo ragionevolmente assumere che la potenza dei generatori rotativi attivi nella rete è all’incirca Pg = 50000 MW. Di conseguenza, il rischio di black out dovrebbe presentarsi quando la potenza fotovoltaica Pph, immessa in rete, può subire casualmente una variazione superiore a DeltaPph = K Pg = 12500 MW.
Per l’incertezza con cui si conosce il livello della potenza rotativa Pg e il significato probabilistico di K, questo numero non va preso come una misura precisa del limite d’accettazione. Esso, piuttosto, va considerato come un’indicazione del livello di penetrazione in rete delle fonti intermittenti, intorno al cui valore ci si deve incominciare a preoccupare per il rischio di black out.
Ricordiamo che, in caso di annuvolamento nelle ore meridiane, deltaPph = Pph – Pph0, dove Pph0 rappresenta il livello inferiore a cui si porta la potenza degli impianti per l’oscuramento del sole. Il funzionamento del fotovoltaico è tale che la potenza erogata va a zero solo in assenza completa di luce, cioè di notte; quindi, anche per un annuvolamento profondo, gli impianti continuano ad erogare potenza per circa il 30% della piena illuminazione, (livello corrispondente alla residua luce diffusa). Avremo allora Pph0 uguale a circa 0,3 Pph e quindi DeltaPph = 0,7 Pph, cioè la massima variazione possibile è pari al 70% della potenza fotovoltaica istallata.
L’annuvolamento improvviso del cielo, simultaneamente sopra tutti gli impianti, è un evento estremamente improbabile, data la loro distribuzione diffusa su tutto il territorio nazionale. Tuttavia, a scopo cautelativo, immaginiamo che tale caso peggiore possa verificarsi.
Ricordiamo, inoltre, che anche la potenza eolica istallata Peol è intermittente e, quindi, anch’essa può improvvisamente variare profondamente. La possibilità della maggiore variazione si verifica in corrispondenza dell’ intensificazione del vento, quando la velocità delle raffiche arriva a superare il limite di cut out degli aerogeneratori. In questo caso, il sistema automatico di protezione mette in bandiera le pale riducendo rapidamente a zero la potenza erogata dalle macchine. Pertanto, l’erogazione può passare bruscamente da Peol a zero con una variazione d’ampiezza DeltaPeol = Peol. Purtroppo ciò avviene di regola proprio in correlazione con il passaggio di una grande perturbazione atmosferica, quando è più probabile l’evento contemporaneo dell’oscuramento del sole sugli impianti fotovoltaici. Il risultato, (sempre in termini probabilistici del caso peggiore) è che la variazione dell’eolico si somma a quella del fotovoltaico e si può avere una variazione totale della potenza immessa in rete:

DeltaP =DeltaPph + DeltaPeol = 0,7 Pph + Peol

Il rischio di black out inizia se e quando si dovesse superare il limite d’accettazione:

DeltaP = 0,7 Pph + Peol > 12500 MW

Per il fotovoltaico, questa condizione significa che la potenza installata compatibile con quella eolica dovrebbe mantenersi al di sotto del valore:

Pph = (12500 - Peol)/0,7

Il rapporto ultimo disponibile della Terna assegna all’eolico al 2010 una potenza istallata di circa 6000 MW, per cui la potenza fotovoltaica massima istallabile sarebbe Pph = 9300 MWp, ipotizzando che la potenza eolica non aumenti ulteriormente (cosa che si sta puntualmente verificando).
Fino a pochi anni fa, questo livello di potenza era considerato così lontano che sembrava prematuro stare a preoccuparsi del rischio di black out. I 7750 MW fotovoltaici, che risultano oggi collegati alla rete, si trovano ancora entro la zona di sicurezza, ma si stanno avvicinando molto al limite che può portare all’instabilità della rete con probabilità finita del black out.

Conseguenze del limite sul contributo energetico
Come abbiamo visto, il limite K è un concetto statistico che contiene un certo margine d’incertezza. Per questo motivo, si può discutere sulla sua entità in relazione ai fattori da cui esso dipende. Sulla sua esistenza, però, non si può avere incertezza, essendo il concetto conseguenza diretta dell’aleatorietà della produzione di potenza e dei suoi effetti sul sistema automatico di controllo della rete.
Pertanto, le fonti rinnovabili elettriche casualmente intermittenti, collegate direttamente alla rete senza accumulo, hanno un limite di penetrazione K.
L’energia elettrica prodotta congiuntamente da fotovoltaico ed eolico in corrispondenza di questo limite è data da:

E = K Pg H (MWh)

Dove H = 1350 è il numero di ore equivalenti di funzionamento a piena potenza mediato sulle due fonti rispetto alle medie nazionali di 1200 ore per il fotovoltaico e 1500 ore per l’eolico.
La richiesta totale di elettricità è stata nel 2010 di Eel = 326 106 MWh (vedi qui), per cui il contributo massimo delle rinnovabili intermittenti corrisponde ad una quota del fabbisogno elettrico di:

Q = E/Eel = (K Pg H)/Eel = 5,2%

Dove si è posto K = 0,25 e Pg = 50000 MW.
Pertanto, in termini di elettricità, le nostre fonti intermittenti potranno portare un contributo massimo intorno al 5,2%.
Ricordiamo, infine, che l’incidenza del settore elettrico sui consumi totali di energia è di circa il 35%. Quindi, in termini di energia primaria, il contributo delle fonti intermittenti sul bilancio energetico nazionale sarà marginale, essendo confinato intorno al 2%. Le attese poste su queste fonti per il risanamento ambientale emergono come fortemente ridimensionate.
Questo deludente risultato è dovuto indubbiamente al valore basso del limite di penetrazione in rete da noi ipotizzato per i calcoli (25%). Tuttavia, se assumessimo un valore doppio, il contributo si porterebbe intorno al 4%, rimanendo ugualmente marginale rispetto al fabbisogno energetico.
La conclusione è che la presenza in sé del limite di penetrazione in rete introduce un tetto al possibile contributo delle fonti intermittenti e, quindi, all’ulteriore sviluppo del mercato. Se vogliamo realizzare pienamente le loro indubbie potenzialità, come d’altra parte impone la crisi climatica, dobbiamo assolutamente rimuovere il vincolo dell’intermittenza, passando ad un nuovo modello di applicazione dei sistemi che contempli anche l’accumulo dell’energia.
L’approssimarsi delle complicazioni di gestione della rete, dovute al raggiungimento del limite, impone che tale provvedimento strategico sia preso in tempi relativamente brevi. Diamoci da fare!

Curiosità fotovoltaiche

Dopo la pubblicazione in questo articolo della classifica regionale delle installazioni procapite di impianti fotovoltaici, e successivamente (qui) della stessa classifica relativa ai Comuni capoluogo, vorrei proporvi per concludere la tabella allegata (ingrandire cliccando sopra) che contiene l'elenco dei primi venti Comuni italiani in assoluto con la maggiore potenza installata per abitante. Tutti superano i 3 kW procapite, potenza che consente di produrre più di 3500 kWh, cioè più del consumo medio di una famiglia italiana.

Il lavoro è stato lungo e laborioso perchè ho dovuto riportare su un foglio excel i dati sulla potenza installata disponibili sul sito del GSE per più di 8000 Comuni e intersecarli con i dati la popolazione ricavati dal sito dell'Istat. Excel consente miracoli, però non sono in condizione di escludere qualche limitato errore di lavorazione.
Per la cronaca, il primo Comune ha un nome grazioso ed è in provincia di Rovigo, si chiama San Bellino e ha pochi grandi impianti che, rapportati all'esigua popolazione, conducono al record di potenza procapite di quasi 6 kW.

Chi fosse interessato a sapere la posizione in classifica del proprio Comune, mi scriva pure.

Il vento gonfia la rete

Dovrebbe essere ormai chiaro a tutti che il principale limite alla diffusione della produzione energetica da fonti rinnovabili è la loro intermittenza e irregolarità che, oltre certi limiti, rende impossibile la regolazione, da parte del sistema di controllo, delle condizioni del carico nella rete di trasmissione dell’energia elettrica, compromettendone la stabilità e innescando meccanismi di difesa “a catena” delle centrali generatrici, che interrompono l’erogazione del servizio (black out). Ma quali sono questi limiti?
Essi sono incerti perché dipendono da molti fattori, tra cui la configurazione del sistema, la quantità e tipologia dei generatori di energia elettrica, il livello di interconnessione delle reti, le caratteristiche locali della produzione di energia rinnovabile ecc. Comunque, è comunemente ritenuto che la potenza rinnovabile non possa superare in ogni momento il 20% della potenza generatrice attiva senza incorrere in seri rischi per la stabilità del sistema elettrico. Quindi, conseguentemente, sarebbe problematico superare la soglia di 10.000 MW di potenza rinnovabile nel nostro paese.
Una risposta definitiva al problema non può che essere fornita dal gestore della rete di trasmissione nazionale, cioè Terna S.p.A., ente preposto proprio a garantire la continuità della fornitura di energia elettrica sull’intero territorio nazionale. E infatti ad esso si sono rivolti i produttori di energia eolica che l'anno scorso si sono visti limitare sensibilmente l’immissione in rete dell’energia prodotta, ma anche l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che ha chiesto di recente un chiarimento sull’impatto della crescita delle rinnovabili sul sistema elettrico nazionale.
E finalmente, Terna da una risposta al delicato problema nell’ultimo nell’ultimo “Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale” relativo al 2009 e tuttora in fase di consultazione.
Riporto alla lettera quanto affermato in questo documento: “Al fine di approfondire i fenomeni menzionati con scenari di generazione da fonti rinnovabili non programmabile sempre più elevata, sono state condotte delle analisi tecniche per valutare il suo impatto sul sistema elettrico in termini di affidabilità del sistema stesso e sulle percentuali attese di energia eolica producibile da ridurre…. In sintesi si evidenzia che nelle condizioni attuali della rete elettrica la possibile massima decurtazione dell’energia eolica producibile nel Continente può variare fra il 5% (per un eolico installato fino a 6.000 MW) e il 35% (con 15.000 MW di installato) dell’energia eolica potenzialmente producibile. In Sicilia le percentuali sono sostanzialmente analoghe, 5% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e 35% (con 5.000 MW installati). In Sardegna, invece, fino all’entrata in esercizio del nuovo collegamento con il Continente SAPEI, le percentuali sono ben più alte: 10% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e circa 70% (con 2.500 MW installati). Nello scenario previsionale, con la realizzazione di tutti gli interventi di sviluppo, la possibile decurtazione dell’energia eolica producibile nel Continente può variare fra l’1,5% (per un eolico installato fino a 6.000 MW) e il 12% (con 15.000 MW di installato) dell’energia eolica potenzialmente producibile. In Sicilia le percentuali sono inferiori all’1% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e 25% (con 5.000 MW installati); tuttavia è opportuno segnalare che la produzione potenzialmente tagliata è compresa tra il 2 e l’8% per un installato eolico tra i 2.000 e 4.000 MW, con un beneficio medio in termini di riduzione di energia eolica decurtata pari al 65% circa. In Sardegna, invece, a valle dell’entrata in esercizio del nuovo collegamento con il Continente SAPEI, le percentuali sono pari al 5% (per un eolico installato fino a 1.500 MW) e a circa 40% (con 2.500 MW installati), considerato l’elevato coefficiente di contemporaneità. Le percentuali riportate rappresentano le massime riduzioni possibili della produzione eolica per garantire la sicurezza del sistema elettrico e tali riduzioni possono oscillare all’interno di una fascia di variabilità.”

Quindi, sintetizzando, Terna ritiene che quando verranno realizzati gli interventi sulla rete per favorire la produzione eolica previsti nel piano (pag. 82), a fronte degli oltre 50.000 MW di richieste di connessione di impianti eolici alla rete di trasmissione nazionale (pag. 46), si potrebbero consentire con una certa tranquillità 15.000 MW nel Continente con un massimo del 12% di riduzione, 5000 MW in Sicilia con un massimo di riduzione del 25% e 2500 MW in Sardegna con un massimo di riduzione del 40%. Secondo Terna, “tuttavia, in presenza di maggiori garanzie offerte dalla produzione eolica in termini di continuità di esercizio … il limite superiore della curva può essere ridotto a fronte di una maggiore capacità di supporto degli eolici in rete mentre quello inferiore costituisce un obiettivo a cui tendere anche e soprattutto mediante la rimozione dei vincoli di scambio fra le aree della rete, in modo da consentire una diminuzione della quota di generazione eolica rispetto a quella convenzionale riferendola a quella di una zona più vasta.”

Le conclusioni dello studio di Terna sembrerebbero quindi abbastanza incoraggianti circa la crescita dell’eolico in Italia e condurrebbero ad ipotizzare un contributo alla produzione elettrica nazionale leggermente superiore al limite finora considerato massimo del 7% - 8% del Consumo Interno Lordo (fino a oltre il 10%). Si tratta di quantità non trascendentali e sicuramente non risolutive rispetto alla globalità del problema energetico, però sufficienti a diversificare le fonti energetiche, ridurre l’uso dei combustibili fossili ed evitare l’immissione di gas serra nell’atmosfera, in maniera significativa.
Infatti, considerando che la produzione di energia elettrica italiana da olio combustibile (derivato del petrolio) era nel 2008 pari al 5,3% del Consumo Interno Lordo, l’utilizzazione anche parziale delle potenzialità eoliche italiane permetterebbe di annullare del tutto la dipendenza da un combustibile fossile che sarà sempre più scarso in futuro a causa del raggiungimento del picco produttivo, evitando l’immissione in atmosfera di circa 13 milioni di tonnellate di CO2. Lo sfruttamento dell’intera potenzialità eolica ci consentirebbe inoltre di evitare complessivamente l'immissione in atmosfera di circa 22 milioni di tonnellate di CO2, pari alla riduzione richiesta dagli obblighi del Protocollo di Kyoto per le emissioni del settore elettrico italiano (e il 20% di quelle del settore energetico nel suo complesso).
Chi si oppone, spesso pregiudizialmente all’eolico, dovrebbe perciò contemporaneamente indicare quali alternative realmente praticabili ai combustibili fossili siano in grado oggi di conseguire gli stessi risultati.

Energia elettrica buttata al vento

Ho analizzato nel mio ultimo articolo le principali differenze tra dati provvisori e definitivi di produzione di energia elettrica nel 2008 in Italia, disponibili sul sito di Terna S.p.A. . In genere le differenze tra le due elaborazioni sono marginali e il quadro generale rimane sostanzialmente immutato. Però quest’anno salta agli occhi con molta evidenza un valore molto differente da quello annunciato nell’analisi provvisoria, la produzione di energia eolica. Il dato provvisorio forniva una potenza installata di 3.736 MW e una produzione energetica di 6.637.000 MWh, in quello definitivo la potenza installata cala poco, a circa 3538 MW, ma la produzione subisce un vero crollo a 4.861.300 MWh.. Anche se la tendenza generale rimane in crescita stupisce questa inaspettata battuta d’arresto.
Le conseguenze di questa situazione sono sintetizzate nella tabella allegata in cui ho evidenziato la serie storica (negli ultimi sette anni) di Produzione annua lorda, Potenza efficiente lorda, Ore equivalenti. Per quest’ultimo dato ho ricavato una ipotesi minima e una massima nel cui intervallo si colloca certamente il valore reale dell’anno preso in considerazione. La minima corrisponde all’ ipotesi di nuove installazioni eoliche realizzate tutte all’inizio dell’anno, l’ipotesi massima a installazioni realizzate tutte alla fine dell’anno. Questa approssimazione è necessaria perché, come ho scritto qualche tempo fa in un articolo sul sito di Aspoitalia, i nuovi impianti eolici vengono installati effettivamente nel corso dell’anno, e il calcolo delle loro ore equivalenti dovrebbe avvenire per ogni singolo impianto rapportandolo a una frazione di anno, dato di difficile e oneroso reperimento.
Si può vedere facilmente nel 2008 il crollo delle ore equivalenti sia nell’ipotesi minima che massima, sia rispetto agli anni precedenti, sia rispetto al dato provvisorio di Terna (in celeste).
Cosa può aver causato questa improvvisa tendenza? E’ molto probabile che la revisione al ribasso dei dati di produzione sia dovuta alle interruzioni di potenza eolica operate da Terna negli ultimi tempi per garantire la sicurezza della rete di trasmissione attraverso azioni di modulazione della potenza. In altre parole, molti impianti eolici sono stati costretti a interrompere la produzione di energia elettrica a causa dell’inadeguatezza del sistema di produzione e distribuzione dell’energia in Italia. Infatti, secondo quanto si apprende da questo articolo dell’Anev, “durante l’anno 2008 le azioni di modulazione sono state una costante portando alcuni impianti ad essere limitati nel funzionamento nell’ordine complessivo del 30% rispetto alla potenza nominale, mentre vi sono casi di impianti limitati per oltre il 70% della potenza fino ad alcuni casi in cui la potenza limitata è stata totale, ovvero il 100%; queste limitazioni hanno comportato per periodi limitati il rischio concreto di non consentire il ritorno economico dei progetti e quindi il DEFAULT finanziario con tutte le drammatiche conseguenze possibili.” Inoltre, “a livello nazionale le modulazioni impartite nel corso del 2008 possono essere stimate in oltre 1.000 MW sull’intero territorio nazionale continentale, oltre ad altri 200 MW in Sardegna e sulla base di questi dati è possibile calcolare statisticamente i dati medi di mancata produzione che in maniera cautelativa si attestano su circa 700.000 MWh…”.
Come si può facilmente capire, la questione è molto seria e pone delle domande a cui il decisore politico dovrebbe fornire risposte efficaci di governo. Siamo già vicini al limite di potenza intermittente installabile o si tratta di un eccesso di precauzione da parte di Terna che limita le potenzialità di fonti energetiche strategiche come le rinnovabili? Quali interventi tecnologici in termini di potenziamento e maggiore interconnessione delle reti e di incremento della potenza attiva necessaria a rispondere rapidamente alle variazioni brusche di potenza si intende mettere in atto per accrescere la quota di rinnovabili del sistema nazionale in rapporto agli obiettivi europei? Quali sistemi di stoccaggio dell’energia rinnovabile si intende promuovere e incentivare per dare un futuro a questo settore strategico?
L’unica cosa certa è che bisogna smetterla di far finta che il problema non esista, continuando in un atteggiamento di fiducia messianica nelle rinnovabili che rischia solo di far fallire, attraverso il rinvio, la costruzione di un sistema sostenibile di produzione energetica.

Come si finanzia ASPO-Italia

Non siamo arrivati veramente a considerare l'idea di rapinare le banche per mettere qualcosa nelle casse di ASPO-Italia, ma alle volte ci siamo andati vicini. Il finanziamento delle attività dell'associazione si è rivelato molto, molto difficile.

In un post precedente vi ho raccontato qualcosa dell'attività di ASPO-Italia nei sei anni della sua esistenza. Penso che ora vi possa interessare qualche noticina sulla nostra situazione finanziaria - per vostra curiosità. Come facciamo a tener su siti e blog, fare convegni e tutto il resto?

Beh, su questo punto vi posso dire che la situazione finanziaria di ASPO viaggia sul tragico, anche se non ci ha ancora portato al suicidio collettivo. Non è soltanto ASPO-Italia ad essere in questa situazione; tutte le varie ASPO-Nazionali, da ASPO-Australia a ASPO-Kuwait, sono più o meno sulla stessa linea di grandi difficoltà ad ottenere risorse finanziarie. In pratica, tutti ci basiamo molto sulle quote associative, ma queste sono una risorsa assai limitata. Tutti i "capitoli" nazionali ASPO sono formati da un gruppetto di fondatori che sono tecnici o scienziati e poi qualche decina, al massimo intorno al centinaio, di soci più o meno impegnati nelle attività dell'associazione. Non mi dilungo troppo sulle ragioni del fatto che ASPO non è un'associazione di massa: i motivi mi sembrano ovvi. Questo comunque non ci permette di avere i tipi di introiti che arrivano ad associazioni ben più grandi come il WWF o Legambiente.

Quindi, ci dobbiamo basare principalmente sul lavoro volontario, ma anche qui ci sono dei problemi. Non so come va da voi, ma dalle mie parti il "volontariato" è in grave difficoltà, specialmente con i giovani. Probabilmente è un'evoluzione inevitabile. I volontari sono persone che hanno uno stipendio e un po' di tempo libero. Entrambe le condizioni si stanno facendo sempre più rare. Chi ha ancora un lavoro al call center o cose del genere fa straordinari, lavora come una bestia e quando torna a casa si stravacca davanti alla TV senza più il fiato di fare qualcosa. Chi il lavoro non ce l'ha più, non ha voglia di mettersi a lavorare gratis e - in più - gli pesano tutte quelle piccole cose che sono comunque necessarie, per esempio una connessione internet e un computer decente. Non so se avete notato che il numero di connessioni internet in Italia è in calo da quest'anno - mi sembra significativo anche se bisogna vedere se il trend si manterrà.

Quindi, il lavoro dei volontari è per sua natura piuttosto inefficiente anche se sorretto da tanta buona volontà. Questo ve lo posso dire per esperienza in altri gruppi volontari; nel passato sono stato anche presidente di uno che si occupava di orchidee spontanee. E' sempre la stessa cosa: ci sono dei momenti di grande entusiasmo ma se si guarda la continuità del lavoro, il volontariato non è decisamente il massimo. Qualche tipo di finanziamento, se non altro in forma di rimborso spese è necessario. Ma, ora, se invitate un membro di ASPO-Italia farvi una presentazione da qualche parte, lo fa quasi sempre viaggiando a proprie spese.

Quindi come finanziare ASPO-Italia? Beh, abbiamo provato un po' tutti i canali possibili e i risultati sono stati miserandi. Qualcosa ci arriva dall' ASPO-shop che vende gadget e pubblicazioni, ma pochi spiccioli. Poi, ovviamente, abbiamo pensato che noi siamo in gran parte ricercatori e che la ricerca, in teoria, viene finanziata dagli appropriati organi governativi. ASPO (sia in Italia sia in altri paesi) comprende dei buoni gruppetti di ricercatori impegnati in vari campi, non solo sul petrolio e i combustibili fossili, ma anche sulla sostenibilità e sull'innovazione "strategica" in generale. Abbiamo provato diverse volte con dei team comprendenti ricercatori ASPO di vari paesi a chiedere contratti nazionali e internazionali per fare ricerche sulle risorse petrolifere, per modellizzare il consumo delle stesse e cose del genere. Risultato: sempre no. Il motivo principale è probabilmente che l'atteggiamento della società "occidentale" nei riguardi dell'innovazione è probabilmente lo stesso di quello che aveva l'Unione Sovietica nei riguardi della dittatura del proletariato.

Così, è abbastanza facile ottenere risorse per far ricerca su cose alla moda, come l'idrogeno o il sequestro geologico del biossido di carbonio, che hanno il vantaggio che si sa benissimo che a) sono troppo costose per essere messe in pratica e b) anche se le si mettessero in pratica per davvero, non produrrebbero cambiamenti importanti nelle rendite di posizione delle lobby che governano il pianeta. La ricerca veramente innovativa è normalmente penalizzata da un sistema che privilegia le mode del momento e l'ossessiva ricerca di risultati quantificabili in tempi brevi.

Siamo riusciti comunque a far finanziare qualche progetto dalla commissione europea, per esempio il progetto RAMSES (quello sul trattore elettrico). E' un progetto che abbiamo concepito io e Toufic el Asmar sulla base del lavoro fatto in ASPO e che ha beneficiato della consulenza di vari soci ASPO (per esempio, il gruppo di EUROZEV, Massimo de Carlo, Pietro Cambi, Corrado Petri e altri). Un'altro esempio è il progetto AQUASOLIS sull'acqua rinnovabile; anche quello risultato della collaborazione fra me e Toufic. Ma in tutte le proposte per questi progetti siamo stati molto attenti a evitare di apparire catastrofisti. Nessuno ti finanzia per trovare problemi, solo per trovare soluzioni, anche se non si sa esattamente per quale problema.

A proposito dello spreco di risorse per la ricerca pubblica, vi segnalo una cosa che ho saputo di recente. L'IIASA, un prestigioso think tank che sta a Vienna, ha messo insieme oltre 20 milioni di Euro per studiare la consistenza delle ricerche petrolifere mondiali in un progetto che partirà a breve. Come hanno fatto? Beh, il coordinatore del progetto è un signore che si chiama Rogner che è un notorio abbondantista. Poi, ovviamente, quelli che fanno capo ad ASPO non sono stati nemmeno consultati. Magari non stanno simpatici a tutti ma, insomma, qualche espertuccio internazionale da non buttare via ASPO ce lo avrebbe anche. Ma si sarebbe rischiato che i risultati finali fossero venati da un inopportuno catastrofismo poco. He, he......

Allora, rimangono i finanziamenti istituzionali e privati. Per quanto riguarda le istitutuzioni, siamo riusciti diverse volte ad avere dei finanziamenti mirati ad organizzare dei congressi. Solo così siamo riusciti a realizzare i due convegni nazionali e quello internazionale che abbiamo organizzato. Anche qui, i contributi sono sempre arrivati col contagocce e organizzare convegni del genere con budget di poche migliaia di euro è un'acrobazia finanziaria da non dirsi.

Per quanto riguarda i privati, abbiamo ottenuto qualcosa per il convegno internazionale ASPO-5, che era piuttosto prestigioso e arrivava in un momento in cui l'industria non era nella crisi profonda in cui è adesso. Oggi, ottenere finanziamenti dalle industrie è come andare a chiedere l'elemosina ai Rom (che probabilmente te la darebbero più facilmente). Ci sono eccezioni, però. L'industria petrolifera è andata molto bene fino ad ora, ma sono poco interessati a finanziare ASPO, per ovvie ragioni. Ci sono poi delle industrie impegnate nel campo dell'energia rinnovabile che sono ancora in espansione e che potrebbero trovare utile il nostro aiuto. Anche loro, tuttavia, di solito ci trovano un po' troppo catastrofisti per i loro gusti.

Si tratta allora di esporre quella faccia più ottimista di ASPO che si occupa di energie rinnovabili e che, per il momento, si esprime nel blog "nuove tecnologie rinnovabili" (NTE). Su questo punto, ho buone speranze di coinvolgere ASPO nella "rivoluzione delle rinnovabili" che è già iniziata in Germania e che sta per iniziare in Italia, alla faccia di tutti i gufi che non hanno niente di meglio da fare che passare il tempo a parlar male delle rinnovabili. Per il momento, rimaniamo su quello che gli americani chiamano "shoestring budget". Ma, del resto, anche Apple ha cominciato in un garage.

Mi ricordo!

La ghiacciaia di Monte Senario, nel Comune di Vaglia (Firenze)

created by Armando Boccone

Ogni tanto sulla lista di discussione di Aspo-Italia si parla di tecniche agricole o d’altro genere che sono state praticate nel passato. Alle volte è necessario fare un notevole sforzo per capire la profonda intelligenza che molte popolazioni di un passato più o meno lontano hanno immesso in quelle tecniche.
Ricordo che quando ero bambino sentivo dagli anziani del mio paese che una volta non c’erano i gelati (che avrebbero richiesto l’uso del frigorifero) e che d’estate si gustavano i sorbetti fatti utilizzando il ghiaccio conservato dall’inverno passato.
Il punto era proprio questo: pensavo che queste notizie non fossero vere perché non riuscivo a capire come si potesse conservare il ghiaccio per alcuni mesi visto che con la primavera e poi con l’estate si sarebbero raggiunte delle temperature notevolmente superiori a zero gradi, e che quindi la neve o il ghiaccio si sarebbero sciolti anche se fossero stati conservati in grotte fresche.
Molti anni dopo sono arrivato a Bologna e anche qui ho sentito la stessa storia: d’estate si faceva uso di sorbetti utilizzando il ghiaccio conservato dall’inverno precedente.
In seguito facendo delle escursioni sull’appennino fra Bologna e Pistoia ho visto le ghiacciaie, cioè delle trincee dove di inverno si compattava la neve per conservarla per l’estate successiva.

Ricordo ancora che d’estate le nostre madri scaldavano l’acqua al sole disponendola in vasche di ferro zincato o di plastica. L’acqua tiepida serviva per farci il bagno. Ma noi bambini eravamo restii a queste usanze per cui l’igiene non era notevole anche se, in compenso, non avevamo allergie (che sembra siano dovute agli scompensi sul sistema immunitario provocati dalla troppa igiene sia personale che ambientale).

Un'altra cosa che mi ricordo è che negli anni settanta, nel rione in cui è situata la mia casa, furono dissotterrati i tubi dell’acquedotto e, per motivi di sicurezza dato l’instabilità del terreno, furono messi nell’incavo fra il marciapiede e la strada e tenuti fermi con un po’ di calcestruzzo. Sui tubi però di giorno batteva il sole ed in questo modo l’acqua era molto calda.

Adesso quando torno al paese per trascorre alcuni giorni ho notato che si può utilizzare l’acqua per farsi la doccia, senza accendere lo scaldabagno, già dalle 11.00 di mattina. Dopo le 13.00 circa l’acqua diventa molto calda per cui per farsi la doccia è necessario miscelare l’acqua fredda (che è molto calda visto che proviene direttamente dalla strada) con l’acqua proveniente dello scaldabagno (tenuto ovviamente rigorosamente spento). E’ possibile farsi la doccia senza utilizzare lo scaldabagno fin verso le 18.00-19.00. Per la verità, è possibile anche in orari successivi, ricorrendo all’espediente di fare scorrere, nel primo pomeriggio quando l’acqua è molto calda, molta acqua aprendo il rubinetto dell’acqua calda (che è fredda visto che lo scaldabagno viene tenuto spento) in modo che l’acqua contenuta nello scaldabagno sia sostituita da quella (molto calda) proveniente dalla strada.

Alle volte dopo pranzo ho tentato di lavare i piatti e, nonostante le mani fossero protette da guanti di gomma, ho dovuto desistere per l’acqua troppo calda. Per questo motivo ho preso l’abitudine di lavare i piatti di mattina. Sempre di mattina riempio alcune bottiglie di acqua per metterle in frigorifero perché, come dicono le istruzioni per l’utilizzo del frigorifero stesso, non va bene metterci cose ancora calde.

Retenergie: una cooperativa che crede nell'energia rinnovabile

Venerdì scorso 19 dicembre si è costituita a Cuneo la cooperativa "Retenergie", di cui Ugo Bardi aveva già parlato in un post.

Tra i soci fondatori ci sono anche Silverio Bertini e Gianluca Ruggieri di ASPO.

Come precisato nell'art. 2 dello statuto, la nascente società ha come scopo quello di gestire la fornitura di tecnologie per la generazione e la vettoriazione di Energie Rinnovabili, facendo leva sul concetto di cooperazione. Come intuirete, si tratta di un'ispirazione molto ampia, che la frase da me scritta sopra stenta ad abbracciare completamente. Nello statuto ci sono ulteriori dettagli, mentre altri ancora di natura organizzativa sono in costruzione.

La mia impressione da "aspista" è molto positiva: nelle due orette prima dell'appuntamento con il notaio per l'atto costitutivo abbiamo avuto modo di conoscerci, e di entrare subito in sintonia sui concetti di base. Alcuni membri del direttivo conoscevano già Aspo, altri no, tuttavia le idee fondamentali sono ampiamente condivise.

Credo che iniziative come queste possano essere una valida e operativa risposta ai segnali macroeconomici che stiamo percependo, che altro non sono se non il concretizzarsi di previsioni legate alla dinamica dei fabbisogni energetici.

Il picco del petrolio si sta manifestando con tensioni geopolitiche, grande volatilità dei prezzi, domanda che cresce oltre la capacità produttiva. Il picco del gas, d'altro canto, è lì a fargli compagnia: è di stamattina la notizia, segnalata tempestivamente da Nicola Caporaso sul nostro forum, della dichiarazione di Putin secondo cui "l'era del gas naturale a basso costo sta per volgere al termine".

Attenzione, non dobbiamo interpretare le rapide diminuzioni dei prezzi del petrolio degli ultimi mesi (e delle forniture energetiche prospettate per il primo semestre 2009) come un segnale del tipo "va tutto bene, per fortuna, continuiamo come prima". Le conseguenze vere della depletion energetica devono ancora venire.

A livello statale e di multinazionali sono state fatte scelte (o meglio, non sono state fatte) basate sul mantenimento dell'esistente e sul marketing: si tratta della politica che massimizza i profitti oggi, ma che rende molto incerto il futuro.

Per la stessa inerzia di questi sistemi, mi è difficile pensare che ci siano già pronti dei piani di ricollocamento per le file di disoccupati uscenti (già nel 2009) dalle tramortite industrie automobilistiche, del credito etc. Molto meglio una proposta concreta dal basso, che in più cerca di diffondere una democratizzazione, localizzazione e rinnovabilità delle forniture energetiche, vero punto chiave di questo secolo.

Per chi volesse maggiori informazioni può contattare me, o i soci fondatori, o direttamente i sig. Marco Mariano, Presidente (nuovaterra@gem.it), e Davide Burdisso, Vicepresidente (davide.burdisso@fastwebnet.it).

Esiste il sito, recentissimo e in sviluppo, http://www.retenergie.it/.

Un ulteriore sito utile: http://www.solarecollettivo.it/

Come salvare i nostri risparmi: la cooperativa energetica

Paperon de Paperoni metteva al sicuro i suoi risparmi in un deposito di "Tre ettari cubici". Per noi, lo stesso metodo potrebbe rivelarsi poco pratico. Molto meglio formare una cooperativa dedicata alla produzione di energia rinnovabile!

Come possiamo fare a mettere al sicuro almeno qualcosa di quello che ci rimane dei nostri risparmi? Ci sono molte teorie: oro, terreni, case; ma nessuna di queste cose vi mette veramente al riparo dalla crisi; specialmente gli investimenti immobiliari, gonfiati all'inverosimile da anni di folle speculazione. C'è un'altra possibilità, in principio più interessante, che è quella di investire nell'energia rinnovabile. Rispetto a case e terreni, il vantaggio è che gli impianti sui quali uno investe non solo hanno un valore in quanto tali, ma producono qualcosa per la quale c'è sempre mercato: elettricità.

L'idea, come tutte le cose, va presa con un minimo di cautela; specialmente con le oscillazioni fortissime che stanno avendo i prezzi dell'energia non ha senso cercare di prevedere quanto potrà rendere un certo impianto fra 10 o 20 anni. Ma possiamo dire con sicurezza è il bene che chiamiamo "energia elettrica" avrà sempre un valore. Il prezzo dell'energia può diminuire, come sta diminuendo in questo periodo. Però non andrà mai a zero. Inoltre, gli impianti che producono energia rinnovabile richiedono poca manutenzione, durano molto a lungo, producono sulla base di un rifornimento di materia prima (il sole) sul quale possiamo contare (a meno di un inverno nucleare). Insomma è una sicurezza che nessun altro tipo di investimento può dare.

Ci sono varie iniziative in corso per creare cooperative energetiche che dovrebbero permettere ai cittadini di investire i loro risparmi, anche per poche migliaia di euro, in impianti rinnovabili. Ve ne segnalo una che sta per nascere "Retenergie", che alcuni dei membri di ASPO-Italia hanno seguito fin dalle origini dell'idea.

Prima di passare ai dettagli, fatemi dire una cosa con chiarezza è soltanto una: investire nell'energia è un modo per mettere al sicuro i vostri risparmi, ma non per diventare ricchi. Se è la seconda cosa che volete, avete bisogno di qualcosa tipo i titoli della Lehman Brothers e molta fortuna.

Nel seguito, riporto una descrizione della cooperativa. Non c'è ancora un sito internet, ma per ulteriori informazioni potete iscrivervi al gruppo di discussione http://groups.yahoo.com/group/retenergie/

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Cooperativa Elettrica "RETENERGIE" Dicembre 2008

Premesse

L’idea alla base di tutto il processo consiste nella possibilità di creare una struttura che permetta la costruzione di impianti di produzione di elettricità da fonti rinnovabili attraverso la forma dell'azionariato popolare (in pratica un allargamento ed un potenziamento dell'esperienza “Adotta un kw” promossa dall’Associazione Solare Collettivo Onlus www.solarecollettivo.it e culminata nel corso del 2008 nella costruzione di un impianto fotovoltaico da 20 Kw sul tetto della Cooperativa Sociale Proteo di Mondovì, in provincia di Cuneo). La parte veramente innovativa del progetto della Cooperativa Elettrica consiste nella possibilità di includere gli utilizzatori finali di energia in questo quadro, chiudendo così un circolo virtuoso che parte dalla produzione arrivando fino al consumo; da parte di chi è attento a problemi ambientali e sociali quali inquinamento, limitatezza delle risorse, equità nella loro distribuzione, valutazione dell’impronta ecologica e tematiche simili, questa si delinea come un'opportunità unica e dalle enormi potenzialità.

Progetto

Questa Cooperativa rappresenta una piccola rivoluzione nel quadro del panorama italiano nel campo della produzione e commercializzazione dell’energia: energia da Fonti Rinnovabili, finanziata, prodotta, gestita, garantita, consumata dai cittadini/soci.

In una struttura di questo tipo accanto al socio che interviene per sostenere la produzione si inserisce la figura del socio utilizzatore, questo nell’ambito di quel processo di liberalizzazione del mercato elettrico che dà la possibilità ad ognuno di scegliere la società di fornitura di energia elettrica. In questo modo il principio della mutualità è particolarmente rafforzato e si può essere cooperativa a tutti gli effetti, con tutti i vantaggi che ne derivano.

Sul versante strettamente tecnico si è cominciato ad interessarsi a due progetti – uno in provincia di Asti e uno di Reggio Emilia - per altrettante centraline idroelettriche da circa 50 Kw ognuna che potrebbero essere i primi impianti della futura Cooperativa Elettrica, unitamente all’impianto fotovoltaico sopraccitato da 20 kw della Coop Proteo di Mondovì.

Contestualmente al lavoro di definizione tecnico giuridica della forma societaria e di redazione dello statuto, si sta portando avanti uno studio preliminare sulle problematiche legislative legate al mondo della produzione e commercializzazione dell’energia; la recente liberalizzazione del mercato energetico si inserisce in questo contesto e vanno quindi chiariti i requisiti minimi per ottenere il riconoscimento di Società Cooperativa nell’ambito della produzione e commercializzazione di energia

In tal senso si è lavorato per creare dei canali di comunicazione con le Cooperative Elettriche dell’Arco Alpino, realtà operanti localmente dall’inizio del ‘900 e sfuggite al processo di nazionalizzazione del mercato elettrico degli anni ‘50, raggruppate sotto la sigla di Federutility. In questo ambito si sono trovati validi referenti per gli aspetti tecnici, legali e fiscali.

Anche confrontandoci con queste realtà consolidate ci si è rafforzati nell’idea di proseguire sulla strada di una struttura a livello nazionale o quanto meno extraregionale i cui soci siano da un lato proprietari di molti impianti sia fotovoltaici che idroelettrici che eolici, e che possano poi anche utilizzare in casa propria o sul posto di lavoro l'energia che hanno prodotto, anche se non abitano vicino agli impianti di produzione. Questo come abbiamo detto è reso possibile dalla nuova strutturazione legislativa e tecnica del mercato europeo dell'Energia.

Contatti e incontri

Sono stati fatti una serie di incontri in varie regioni del Nord Italia per illustrare e confrontarci sul progetto:

1. 26 luglio a Reggio Emilia, riunione con rappresentanti di vari gruppi: Coop Proteo, ASPO, Solare Collettivo, Assoecoenergy, GAS.

2. settembre/ottobre, visita a Cooperative Elettriche piemontesi.

3. 17/18 ottobre Forni di Sopra -Friuli-, partecipazione all’Incontro annuale Cooperative e Consorzi Elettrici dell’Arco Alpino.

4. 20 novembre a Carmagnola –TO-, incontro con dei cittadini facenti capo al gruppo “Un Po di Sole”.

5. 27 novembre a Firenze, incontro con i rappresentanti dell’ASPO Italia di Firenze.

6. 29 novembre a Milano, partecipazione ad un incontro del gruppo COENERGIA.

Problematiche

L’idea di un'unica Cooperativa nazionale con una struttura centralizzata in Piemonte ha sollevato alcune perplessità nei presenti, dai quali è partita la richiesta di organizzare delle cooperative autonome nei vari siti dove potrebbero nascere i singoli impianti, collegando poi il tutto con una struttura sovra regionale in una forma ancora da definire, ma indicativamente consortile. La risposta principale a questa osservazione è che la creazione di un’unica struttura ammortizzerebbe i costi fissi (gestione manageriale, dipendenti, sicurezza, amministrazione, libri soci, ecc), dando a tutta l’operazione una connotazione maggiormente imprenditoriale.

Del resto è collegialmente riconosciuta la necessità di connotare in modo preciso il carattere locale degli impianti di produzione in modo da coinvolgere maggiormente sia le amministrazioni locali sia i possibili soci in loco. Questo lo si può fare ad esempio dividendo la gestione complessiva della cooperativa in Centri di Costo e Ricavo, con rendicontazioni separate inerenti ai singoli impianti delocalizzati, ai quali corrisponde un referente locale. In fase di definizione delle caratteristiche della futura Cooperativa Elettrica ci si impegna quindi a sottolineare e a strutturare formalmente questa modalità organizzativa, identificando formalmente i nuclei di produzione decentrati affidati a uno o più referenti locali e, se necessario, aprire delle sedi operative distaccate.

Operatività

Operativamente entro la fine dell’anno si intende fondare la Cooperativa che verrà diretta da Davide Burdisso ( presidente della Coop Proteo durante la realizzazione di “Adotta un Kw”) con l’aiuto di un Consiglio Direttivo composto dai promotori e da rappresentanti delle varie realtà che confluiranno nel progetto. Si prevede un periodo di un anno in cui ci si concentrerà sullo studio di tutte le problematiche tecniche, giuridiche, economiche inerenti allo scopo statutario della Cooperativa, e intanto si creeranno i presupposti pratici per dare il via ai primi impianti di produzione. Dopo questa fase di studio e di verifica si potrà cominciare a realizzare il progetto allargando quanto più possibile la base sociale.



COOPERATIVA ELETTRICA DI PRODUTTORI E UTILIZZATORI DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI: schema riassuntivo

1.Cooperativa di produzione e consumo

2. Forma di società per azioni (responsabilità dei soci limitata al capitale conferito) e quindi "aperta" a un numero potenzialmente elevato di soci

3.Gestione secondo logica di impresa (sostenibilità economica), nel rispetto della nostra "visione" (sostenibilità ideale)

4.La cooperativa individua un'area ritenuta idonea, ne acquisisce la disponibilità (contratto per costituire un diritto di superficie)

5.Finanzia, progetta, costruisce (o fa costruire) impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (tendenzialmente non troppo piccoli, non troppo grandi)

6.Gli impianti sono di proprietà della cooperativa

7.L'energia prodotta è distribuita attraverso la rete (contratto con Terna)

8.L'energia è consumata dai soci ovunque localizzati (a prezzi convenienti: mutualità)

9.I soci che acquistano energia possono essere sia famiglie sia imprese

10.Cooperativa a mutualità prevalente (benefici fiscali)

11.Due tipi di soci: cooperatori e finanziatori

12.I soci cooperatori ottengono il vantaggio mutualistico di utilizzare energia a prezzi convenienti

13.I soci finanziatori ottengono una remunerazione del capitale investito

14.Gli eventuali utili della cooperativa tendenzialmente sono reinvestiti per finanziare la sua crescita

15.I soci che ne abbiano voglia e tempo mettono a disposizione della cooperativa le loro competenze

16.Gli Enti Pubblici possono essere soci


Villafalletto 9/12/08 Marco Mariano

Deficienza energetica

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DEFICIENZA ENERGETICA

Lo stesso governo che ha fatto della lotta ai fannulloni nella Pubblica Amministrazione un suo costante e assillante cavallo di battaglia, ha ora introdotto una norma fantastica per consentire ai fannulloni di non lavorare restando assolti, anzi venendo probabilmente lodati dai propri capi. Come interpretare altrimenti la norma che introduce il "silenzio-rifiuto"? Tu fai domanda chiedendo uno sgravio fiscale, loro non ti rispondono entro 30 giorni e così risparmiano i soldi. Geniale, no?

Ora, una simile norma potrebbe essere considerata solo una delle centinaia di bizzarie burocratiche che costellano la nostra legislazione, se non fosse che si applica ad una cosa tremendamente seria, quale è la regolamentazione degli sgravi del 55% sugli interventi per l'efficienza energetica degli edifici.

In questo modo si passa da un automatismo virtuoso, che ha permesso a oltre duecentomila famiglie di migliorare l'efficienza dei propri edifici - e quindi ha dato un buon contributo alla riduzione del nostro fabbisogno energetico, a vantaggio di tutti - a una procedura aleatoria. Probabilmente anche ridando fiato alla storica tendenza all'intervento edilizio "in nero", tanto più semplice e meno burocratico.

E non è finita, perché la nuova norma ha anche un effetto retroattivo * su tutti gli interventi effettuati nel 2008. Cosicché un povero cristo che avesse cambiato le finestre o montato un pannello termico sperando di rientrare di buona parte dell'investimento, si troverà magari "silenziosamente rifiutata" la nuova domanda che dovrà fare.

Forse più delle roboanti e irresponsabili dichiarazioni del presidente del consiglio sull'impossibilità di rispettare gli impegni del piano europeo 20.20.20, sono "piccole" modifiche normative come questa che spiegano quanto i nostri governanti siano strutturalmente incapaci di capire la crisi energetica e di indicare una strada realistica per uscirne, quanto siano avvinghiati in un'ottica di breve periodo, nella quale l'unica cosa che conta è raggranellare un po' di risorse per finanziare qualche intervento mediaticamente visibile, quale che sia la sua efficacia.

* retroattività non più valida

Gli attrezzi di domani si costruiscono con quelli che abbiamo oggi

Il titolo del post può sembrare un tantino ingenuo, tuttavia credo che in realtà sia fecondo di numerosi spunti meditativi.

Più di una volta ho sentito citare da sedicenti "anti-catastrofisti" l'aneddoto secondo cui "l'età della pietra non è mica finita per mancanza di pietre, non dobbiamo preoccuparci inutilmente, il petrolio non finirà prima che qualcuno trovi qualcos'altro".

Trovo questo asserto un po' vago e anche inconcludente. E' molto pericoloso perchè, oltre a catturare la simpatia di superficialoni & consumisti irriducibili, può stuzzicare anche chi, come economisti e politici, fa spesso (e a volte solo) ragionamenti basati su prezzi, domanda&offerta, "convenienza" etc.

Cominciamo con le pietre. Nella Preistoria la roccia era la materia prima d'elezione per realizzare utensili, in virtù della sua disponibilità e facilità di reperimento, delle sue proprietà di durezza e resistenza, della possibilità di lavorazione per sfregamento (la famosa "pietra levigata").

Poi, qualche artigiano un po' più riflessivo osservò che, con un certo sforzo, era in effetti possibile realizzare utensili fondendo minerali del rame, dello stagno e del ferro. La Metallurgia costava una certa "fatica", ma superata questa forniva utensili di qualità e lavorabilità superiore.

Dunque, le pietre sono state abbandonate in ragione di minerali/metalli pure "abbondanti" e a maggiore valore aggiunto. Per realizzare i nuovi utensili sono state utilizzate risorse consolidate e ad alta disponibilità: oltre alle pietre, mettiamoci pure la legna e il carbone necessari alla riduzione dei minerali e alla fusione dei metalli. Un bel salto.

La tumultuosa crescita dell'ultimo secolo (salto alcuni millenni, che seppur importantissimi e necessari, hanno visto un impatto sulle risorse molto contenuto) ci ha portati in una situazione in cui le risorse su cui siamo basati (idrocarburi, metalli, altri minerali e biomasse) danno segni di "scarsità", naturalmente rispetto agli enormi bisogni di oggi.

Il Petrolio e il Gas, su cui non mi dilungo, sono il fulcro di guerre e tensioni geopolitiche; Acciaio, Rame e altri metalli ad alto consumo vedono schizzare le loro quotazioni; un metallo raro non molto noto, il Tantalio, è fondamentale per l'odierna industria microelettronica, ed è una delle poste in gioco dell'attualissima guerra in Congo.

Ora, passare dal Petrolio e dall'industria estrattiva a un nuovo paradigma non sarà banale. Mentre il passaggio dalle pietre ai metalli era notevolmente migliorativo, quello a nuove fonti e a tecnologie basate sul riciclo non lo sarà per niente, per lo meno nel medio termine. La causa essenziale è la fortissima dipendenza che qualunque attività umana ha dal petrolio, dal gas e dalle materie prime fossili in genere.

La transizione passerà attraverso riduzione di posti di lavoro, crisi economiche e anche socio-politiche. Naturalmente, se riusciamo a entrare in un' "orbita rinnovabile", arriveremo a una qualità di vita superiore, ripulendoci di bisogni superflui, e senza rinunciare alle possibilità dell'Era della Conoscenza. Ma sarà un percorso lungo.

Il flusso energetico e dei materiali è ora a un massimo già declinante; se destiniamo la maggior parte delle risorse a fare quello cui siamo abituati da 40 anni (iperprodurre, mettere in discarica, incenerire, congestionarci di traffico, creare professioni-fantoccio ...), finiremo col ritardare ulteriormente il passaggio alla rinnovabilità. Oltre un certo tempo, tale passaggio potrebbe risultare estremamente difficile o addirittura compromesso.

Per realizzare pannelli termici e fotovoltaici, wind-farms, impianti geotermici eccetera abbiamo bisogno di energia di start-up, che non potrà derivare che da idrocarburi (o centrali nucleari). Nel frattempo, dobbiamo riuscire a pilotare una riduzione industriale, dei trasporti e dei servizi che la termodinamica sta richiedendo a gran voce, il tutto contenendo al massimo i rischi o le entità di tracolli sistemici.

Ipotizzando di realizzare una robusta rete rinnovabile, sfida già di per sè enorme, dovremo arrivare anche ad essere capaci di generare impianti rinnovabili per mezzo di energie/materiali rinnovabili. E' un'impresa titanica ma non impossibile; tuttavia, se ci tiriamo indietro e ci scoraggiamo non avremo speranza. Non abbiamo molto tempo per decidere.

Zeroemission 2008

Il convegno "Zero Emissions 2008" a Roma

Sono di ritorno dal convegno "Zeroemissions 2008" a Roma, l'impressione è stata molto favorevole. Tre immensi saloni completamente occupati da stand di ditte che espongono i loro prodotti nell'energia rinnovabile. Uno sul sole, l'altro sul vento, il terzo un po' su tutto, comprese cose spacciate per rinnovabili ma che non lo sono, tipo le SUV a gas naturale e i veicoli a bioetanolo. A parte questi imbrogli, l'impressione è che l'industria sia partita alla grande sulle rinnovabili e che abbiamo ormai un movimento di capitali e di idee che non è più arrestabile. Il futuro è questo, chiaramente.

Purtroppo, in Italia siamo partiti molto tardi. Queste cose in Germania si facevano dieci anni fa. Adesso si tratta di recuperare il tempo perduto, ma non ce la faremo comunque a sostituire i combustibili fossili con la stessa velocità con la quale si esauriscono. Ma tutto quello che riusciamo a fare è una mitigazione del problema. Meglio tardi che mai.