Producția de energie electrică în Italia

Acest articol sau secțiune ar trebui revizuit și actualizat cât mai curând posibil . Comentariu : sectorul este într-o evoluție constantă și rapidă, în special producția din SRE; diferite date și grafice nu au fost actualizate de mai mult de cinci ani. Într-adevăr, se pare că această intrare conține informații învechite și / sau învechite. Dacă puteți, vă rugăm să ajutați la actualizarea acestuia.

Fabrica termoelectrică Eugenio Montale de lângă La Spezia , una dintre cele mai mari din Italia în ceea ce privește puterea, capabilă să livreze în jur de 1,3 GW, în funcțiune din 1962. ^[1]

Producția de energie electrică în Italia are loc începând cu utilizarea surselor de energie neregenerabile ( combustibili fosili precum gazele naturale , cărbunele și petrolul , majoritatea importate din străinătate) și din ce în ce mai mult cu surse regenerabile (cum ar fi exploatarea energiei geotermale , a energiei hidroelectrice , energia eoliană , biomasa și energia solară ); necesarul de energie electrică rămas (12,8% din consumul total în 2017) ^[2] este îndeplinit cu achiziționarea de energie electrică din străinătate, transportată în țară prin utilizarea liniilor electrice și distribuită prin rețeaua de transport și rețeaua de distribuție electrică .

În orice caz, necesarul de energie electrică este doar o parte din întreaga necesitate națională de energie, având în vedere și consumurile legate, de exemplu, de transportul auto, maritim și aerian , încălzirea spațiului și o parte a producției industriale, acoperite în mare parte de utilizarea directă a fosilelor. combustibili, de asemenea, în mare parte de origine străină.

Consum, energie și energie instalată

Același subiect în detaliu: Centrale electrice din Italia .

Rezumat istoric al producției de energie în Italia din 1950. Elaborare din datele publicate de Terna

Conform statisticilor Terna , o companie care gestionează rețeaua națională de transport din 2005, Italia, ca sistem fizic național, incluzând propriile fabrici de producție și propriile stații de transformare , în 2017 a avut un consum de aproximativ 333 591 GWh de energie electrică. Aceste date sunt așa-numitul „consum național brut sau cerință” și indică energia electrică de care țara are nevoie pentru a opera orice instalație sau vehicul care necesită energie electrică. Aceste date sunt obținute ca suma valorilor indicate la terminalele generatoarelor electrice ale fiecărei fabrici individuale plus balanța comercială cu țările străine. Această măsurare se efectuează înainte de orice deducere a energiei pentru alimentarea centralelor de pompare și fără a lua în considerare autoconsumul centralelor (adică energia pe care planta o folosește pentru funcționarea sa) ^[3] . Cifra consumului național brut conține un procent egal cu 11,4% din energia importată din străinătate (adică, net de exporturi mici, aproximativ 37 761 GWh pe an în 2017), care reprezintă 11,8% din valoarea energiei electrice necesare ^[3] .

Componente lunare ale electricității italiene din 2011. Prelucrarea din datele publicate de Terna

Dacă excludem aceste „consumuri impuse” (servicii auxiliare, pierderi în transformatoarele centralei electrice și energie electrică pentru stocarea energiei peste noapte prin stațiile de pompare a apei), există un „consum național net” sau „cerere națională de energie. Electrică”, care în 2012 a fost 320 548 GWh , o creștere de 2% față de anul precedent, încadrată într-o creștere medie din ultimii douăzeci de ani egală cu 0,87% (trebuie remarcat, totuși, că această medie include și scăderea puternică în 2009 de 5,66% , în principal datorită reducerii consumului industrial din cauza recesiunii mari ). Această valoare include și pierderile din rețea, calculate în jur 18 668 GWh (5,8%) aproximativ. Partea rămasă ( 301 880 GWh ) reprezintă consumul de energie al utilizatorilor finali ^[3] .

În ceea ce privește puterea necesară, Italia are nevoie în medie de aproximativ 38,1 GW de putere electrică brută instantanee ( 36,6 GW de putere electrică instantanee netă). Aceste valori fluctuează între noapte și zi în medie de la 25 la 55 GW , cu vârfuri minime și maxime de 19,1 și respectiv 56,6 GW ^[4] . Această valoare este totuși mai mică decât vârful maxim al puterii necesare, care a avut loc în 2015 cu vârful de 60,491 GW ^[5] .

Consumul și producția de energie electrică în Italia în 2018

Cerința brută de energie electrică națională a fost acoperită în 2017 pentru 62,8% prin centrale termoelectrice, care ard în principal combustibili fosili importați în mare parte din străinătate (din acest procent, o mică parte - mai puțin de 5% - se referă la biomasă , deșeuri industriale sau civile și combustibili naționali ). Un alt 25,9% este obținut din surse regenerabile ( hidroelectrice , geotermale , eoliene și fotovoltaice ) pentru o producție totală brută de energie electrică națională de aproximativ 295 830 GWh pe an (2017). Partea rămasă pentru a acoperi cerința națională brută ( 333 591 GWh ) este importat din străinătate în procentul menționat anterior de 11,4% ^[6] .

În ceea ce privește puterea instalată (adică puterea maximă care poate fi furnizată de centrale), Italia este auto-suficientă din punct de vedere tehnic; plantele existente pe parcursul anului 2017 sunt de fapt capabile să furnizeze o putere netă maximă de aprox 114 GW ^[7] împotriva unei cereri maxime istorice de aprox 60,5 GW (vârf de vară 2015 ^[5] ) în cele mai fierbinți perioade de vară. Conform datelor din 2010 (în care puterea netă maximă era egală cu 106 GW ) puterea medie disponibilă la vârf a fost estimată a fi 69,3 GW ^[8] . Diferența dintre puterea maximă teoretică și puterea medie estimată disponibilă se datorează parțial diferiților factori tehnici și / sau sezonieri (aceștia includ defecțiuni, perioade de întreținere sau repowering, precum și factori hidrogeologici pentru hidroelectricitate sau estimări privind incertitudinea sursei pentru eoliană și fotovoltaică, dar și întârzierea actualizării statisticilor privind centralele electrice), în timp ce parțial se datorează și faptului că unele centrale electrice (în special cele termoelectrice) sunt menținute „pe termen lung” în ceea ce, menționat, nu este necesar pentru a satisface cererea. În special, conform definiției Ternei , puterea medie disponibilă la vârf este puterea furnizată în medie de către centralele de producție pentru a face față vârfurilor zilnice din perioada de iarnă ^[8] . În ciuda situațiilor contingente și / sau sezoniere menționate anterior, există încă o supraabundență a instalațiilor de producție, care a crescut cu peste 40% între 2000 și 2017 ^[7] .

Tipuri de surse primare de energie utilizate

Energie din surse neregenerabile

Același subiect în detaliu: Energia nucleară în Italia .

Modificări procentuale în sursele de energie neregenerabile în Italia. Prelucrarea din datele publicate de Terna

Producția italiană neregenerabilă constă exclusiv în producerea de energie prin arderea combustibililor fosili în centralele termoelectrice (cu excepția cazului în producerea unor cantități mai mici de energie prin arderea biomasei ). Această rată constituie 70,8% din producția națională totală, 65,3% din energia electrică necesară și 62,8% din cerința națională brută ^[3] .

Conform statisticilor Ternei , majoritatea centralelor termoelectrice italiene sunt alimentate cu gaze naturale (67,2% din totalul termoelectric în 2017) și cărbune (15,6%). Procentele decisiv mai mici se referă la derivații petrolieri (1,9%) și derivați de gaze (gaze din oțelării , furnale , cuptoare de cocserie , rafinării - 1,2% în total). În cele din urmă, diverse surse de combustibil „minor”, ​​atât fosile, cât și regenerabile ( biomasă , deșeuri, cocs de petrol, Orimulsion , bitum și altele) sunt incluse într-un coș generic de „alți combustibili solizi” (aproximativ 14%) ^[9] .

Trebuie remarcat faptul că procentele referitoare la cei trei combustibili principali s-au schimbat radical în ultimii douăzeci și cinci de ani (1994-2017); numai în 1994, gazele naturale , cărbunele și petrolul „au reprezentat” 22%, respectiv 11% și respectiv 64%. Se poate observa că, alături de o ușoară creștere a utilizării cărbunelui, a avut loc o inversare radicală a importanței relative a petrolului și a gazelor naturale, a căror utilizare a crescut puternic atât în ​​termeni absoluți, cât și în procente ^[10] . Astăzi majoritatea centralelor termoelectrice sunt concepute în așa fel încât să poată utiliza mai mulți combustibili, pentru a putea varia relativ rapid sursa de combustibil (deși în ultimii ani multe cicluri combinate nu pot accepta cărbune sau petrol sau alți combustibili altele decât gazele).

Această politică este realizată prin considerații privind costul, volatilitatea prețurilor și originea petrolului din regiuni instabile din punct de vedere politic; de fapt, Italia nu are rezerve substanțiale de combustibili fosili și, prin urmare, aproape tot combustibilul brut utilizat este importat din străinătate. Mai mult, impactul mai scăzut al gazului asupra mediului în comparație cu petrolul nu trebuie trecut cu vederea, mai ales în lumina dictatelor Protocolului de la Kyoto și a acordurilor europene privind mediul.

În 2015, Italia a fost al treilea cel mai mare importator de gaze naturale ^[11] după Japonia și Germania , provenind în principal din Rusia și Algeria , cu acțiuni mai mici din Olanda , Qatar și Libia ^[12] , precum și al optulea importator mondial de petrol ^[11] .

Energie din surse regenerabile

Modificări procentuale în sursele de energie regenerabile în Italia. Prelucrarea datelor publicate de GSE și Terna

Electricitatea produsă în Italia cu surse regenerabile provine atât din surse regenerabile „clasice”, cât și din așa-numita „NFER” (sau „surse noi de energie regenerabilă”). În 2017, producția de energie electrică din surse regenerabile în Italia a reprezentat 29,2% din producția națională și 25,9% din cererea națională. ^[3]

Contribuția principală este cea dată de centralele hidroelectrice (situate în principal în arcul alpin și în unele zone apeninice) care produc 11,4% din necesarul brut de energie electrică; din nou în domeniul energiilor regenerabile „clasice”, centralele geotermale (în esență în Toscana) produc 1,8% din această cerință ^[3] .

Printre „NFER”, contribuția principală este cea dată de energia solară în sistemele fotovoltaice conectate la rețea sau izolate, care în 2017 au produs 7,3% din cerere ^[3] , cifră în creștere rapidă comparativ cu anii precedenți, chiar dacă cu o tendință stabilizatoare, având în vedere că până în 2010 această valoare a fost de numai 0,5% ^[13] . Această creștere puternică, legată în special de anii între 2011 și 2012, a fost cauzată de un boom în instalații, în principal datorită schimbării regimului de stimulare din a doua (prelungită prin așa-numitul decret „Salva- Alcoa ” ^{[14] [ 15]} ) și din cel de-al treilea cont energetic din a patra schemă de stimulare, care a avut loc tocmai în 2011. Cu aceste valori, Italia ocupă locul al doilea în Europa pentru energia fotovoltaică instalată ( 19,7 GW ) în spatele Germaniei ^[16] , în timp ce, la nivel regional, Puglia are cea mai mare parte a puterii instalate (13,4% din totalul național), urmată de Lombardia (11,3%) ^[17] .

Energia eoliană (cu parcuri eoliene răspândite în principal în Sardinia, Sicilia și sudul Apeninilor) produce 5,3% din energia electrică necesară ^{[3] [17]} . Trebuie remarcat faptul că, în ceea ce privește „puterea eoliană” cumulată la sfârșitul anului 2017, Italia, cu 9766 MW, ocupă locul cinci în Europa (după Germania, Spania, Regatul Unit și Franța) și al zecelea în lume ^[18] .

În cele din urmă, în ultimii ani a crescut ponderea energiei electrice generate în centralele termoelectrice sau incineratoarele din arderea de biomasă , deșeuri industriale sau urbane . Această sursă (inclusă în general în calculul general al „termoelectricelor”) a trecut de la producția aproape nulă în 1992 , la depășirea ponderii geotermale în 2008 , pentru a ajunge la 6,1% din energia electrică necesară în 2017 . Aproximativ o treime din această rată este atribuibilă energiei obținute din așa-numitul „ RSM ” biodegradabil, în timp ce restul se referă la alte deșeuri și deșeuri sau biomasă de natură organică. ^{[17] [19]}

Comert extern

Deși, după cum sa specificat, centrala italiană este capabilă să acopere nevoile interne, în 2016 Italia a fost a treia țară din lume pentru importurile nete de energie electrică în valoare absolută, în spatele Statelor Unite și Braziliei ^{[20] [11]} . Italia importă o cantitate medie de energie electrică care, în cursul anului (cu excepția perioadelor nelucrătoare), poate varia de la un minim de aproximativ 2000 GWh pe lună până la un maxim de aproximativ 5000 GWh, pentru un total anual care în 2017 a fost de aproximativ 37.000 GWh net. Minimele importurilor din străinătate apar în general noaptea (deși sunt mult mai importante în procente decât nevoile) sau, mai continuu, în lunile de vară sau în unele perioade de iarnă caracterizate de condiții meteorologice deosebit de severe în țările vecine. în Franța în perioada rece a lunii februarie 2012 ) ^[21] . ^[22] .

Cu toate acestea, trebuie menționat faptul că ENEL în sine este, în unele cazuri, și coproprietar al unor fabrici străine de producție; în aceste cazuri, această producție ar fi, prin urmare, luată în considerare în partea ENEL, deși produsă în afara granițelor naționale.

Importul nu este întotdeauna proporțional cu cererea: necesitățile energetice italiene sunt susținute de electricitatea produsă în străinătate, cu o rată care poate varia de la mai puțin de 10% ziua și la maximum 25% noaptea. Acest import are loc din aproape toate țările vecine, chiar dacă ponderea cea mai mare este cea care provine din Elveția și, ulterior, din Franța (trebuie menționat, totuși, că o parte din energia produsă în Franța, dar importată, este transportată și prin Elveția. în Italia ^{[23] [24]} dată fiind capacitatea insuficientă de transport a liniilor electrice directe); prin urmare, luând în considerare aceste două țări împreună, peste 80% din totalul importurilor de energie electrică italiene provin din Franța și Elveția. ^[3]

O parte din această energie (în special aproape 31,7% din „ elvețianul ” ^{[23] [24]} și 85,9% din „ francezii ” ^[25] ) este produsă cu centrale nucleare . Operatorul italian de servicii energetice publică periodic o estimare a originii energiei efectiv injectate în sistemul electric italian, care include și schimburi cu țări străine; pentru perioada de doi ani 2016-2017, energia nucleară, importată în totalitate, a reprezentat 3,78% din total. ^[26]

De fapt, după cum sa menționat deja, importul de noapte este procentual mai important decât importul de zi, datorită naturii producției de electricitate cu centrale nucleare; de fapt, acestea au posibilități limitate de a modula economic puterea produsă și, prin urmare, energia produsă în timpul nopții (în care oferta depășește cererea) are un cost de piață scăzut ^{[27] [28]} . Acest lucru permite oprirea centrelor electrice și a centralelor hidroelectrice mai puțin eficiente în Italia în timpul nopții și a activării stațiilor de pompare care pot „elibera” din nou energie în timpul zilei. Acest mecanism a făcut din punct de vedere economic importarea energiei din străinătate, de unde marea dezvoltare a comerțului cu energie din ultimele decenii.

În cele din urmă, din datele publicate de Terna cu privire la 2017, se poate deduce că energia electrică importată a crescut cu puțin sub 2% față de anul precedent, în conformitate cu tendința cerințelor energetice naționale ^[3] .

Probleme

Cost

Acest articol sau secțiune privind subiectul energiei este considerat a fi verificat . Motiv : unele deficiențe ale paragrafului: - date în unele puncte învechite, care urmează să fie actualizate - factori importanți precum depășirea unor centrale electrice, interconectările electrice cu țările străine și mijloacele de alimentare (conducte de gaz, regazificatori etc.) sau distribuția „furnizorilor” străini nu sunt abordate (sau doar sugerate) la); - nu se menționează diferențele de cost pe teritoriul național; Alăturați-vă discuției și / sau corectați intrarea.

Piața italiană a electricității

Autoritatea de reglementare pentru energie, rețele și mediu Manager servicii energetice Manager piețe energetice Cumparator unic Schimb de energie Numerar pentru servicii energetice și de mediu Producția de energie electrică Distribuția energiei electrice Terna

Același subiect în detaliu: Power Exchange .

Conform datelor referitoare la ianuarie 2007, în Italia electricitatea de uz casnic are cel mai mare cost mediu, net de impozitare, din întreaga Uniune Europeană (165,8 € / MWh); costul mediu european este de fapt în jur de 117-120 € / MWh cu un minim în Bulgaria egal cu 54,7 € / MWh. Inclusiv impozitul, Italia trece - din nou în medie - pe locul doi, precedată doar de Danemarca și urmată de Olanda, Germania și Suedia ^[29] .

Costul real pentru consumatorii finali de energie electrică este totuși o valoare care nu poate fi cuantificată într-un singur număr: de fapt, depinde semnificativ de consumul anual pe contract: de exemplu, pentru utilizatorii casnici de până la 1800 kWh, Italia este una dintre țările mai ieftine, în timp ce cele mai mari tarife se găsesc pentru consumul de peste 3500 kWh, pentru a descuraja consumul ridicat ^[30] .

Motivele acestui cost se datorează multor factori, parțial productivi și parțial legați de mecanismele de piață și distribuție: ar trebui de fapt subliniat faptul că „costul de producție” pur (incluzând deja câștigurile producătorului) afectează puțin mai mult de jumătate din costul final pentru utilizator (~ 56% în T3 2008, perioada în care petrolul și gazul au fost la un nivel maxim istoric și 51% în T1 2009). ^[31]

În ceea ce privește costul de producție, acesta este determinat de diferite aspecte; printre acestea, „mixul energetic” (adică tipul de sursă utilizat de centrală - gaz natural, cărbune, nuclear, hidroelectric etc.), dar și vechimea și eficiența centralelor, rata de utilizare a centralelor, au impacturi semnificative.

Evoluția componentelor kWh italian din 2009 până în 2018

În ceea ce privește sursele, Se știe că hidroenergia este unul dintre cele mai ieftine moduri de producție ^{[ fără sursă ]} . În schimb, gazul este adesea considerat printre cele mai scumpe surse, în timp ce cărbunele și energia nucleară ar fi mai ieftine: cu toate acestea, nu există unanimitate de puncte de vedere în domeniul tehnologic, iar aceste evaluări pot fi negate de mai multe studii ^{[ fără sursă ]} . De exemplu, în ceea ce privește confortul generării din surse nucleare, se observă că chiar și țările fără centrale nucleare au costuri mai mici de energie electrică decât Italia (de la 25 la 45%) ^[32] , prin urmare, prezența sau absența centralelor nucleare nu ar afecta în mod substanțial prețul final pentru public. Cu toate acestea, această analiză nu ia în considerare diferitele medii și resurse disponibile în fiecare țară. De exemplu, costul redus al energiei este o consecință în Austria a abundenței siturilor exploatabile pentru producerea de energie hidroelectrică și în Danemarca prin prezența vânturilor exploatabile de-a lungul coastelor și în adâncuri. ^{[ fără sursă ]}

În acest sens, un studiu al Institutului de Tehnologie din Massachusetts ^[33] a arătat că gazul și cărbunele au costuri destul de similare și mai mici decât sursa nucleară, cu excepția cazului în care această din urmă sursă este favorizată cu împrumuturi subvenționate și prin impozitarea gazului și cărbunelui., A situație în care se apropie costurile celor trei moduri de producție. Acest lucru se aplică noilor uzine, în conformitate cu cerințele actuale de siguranță și protecție a mediului: utilizarea cărbunelui în uzinele vechi este mai ieftină decât metanul în fața unei creșteri a poluării. De fapt, în Europa, procentul de utilizare a cărbunelui este semnificativ mai mare decât cel din Italia, deoarece multe state europene (în principal Germania și Polonia ) au rezerve considerabile de cărbune ^[34] : acest lucru explică parțial costul de producție mai mare (dar și CO ₂ mai mic producție) în Italia.

De asemenea, rata de utilizare a centralelor electrice are cu siguranță un impact asupra costului de producție: după cum sa explicat, centrala italiană este exploatată doar pentru aproximativ jumătate: centralele rămase constituie de fapt un cost din punct de vedere al capitalului investit, dar neproductiv, care este prin urmare, se „repartizează” pe costurile de producție ale celorlalte uzine.

Ineficiența sistemului de transport , conceput în anii 1960 ca unidirecțional și „pasiv”, face parte, de asemenea, din formarea costurilor: aceasta înseamnă că este incapabil să gestioneze fluxurile de producție de la multe fabrici mici sau să gestioneze dinamic sarcinile (reducând astfel diferența dintre sarcina de vârf și cea de bază). Cu toate acestea, situația este mult mai bună în nord decât în ​​sud: în 2004 media națională era egală cu 5,6 întreruperi anuale (3,39 în nord, 8,75 în sud). În 2010, media națională a fost de 3,87 întreruperi anuale (2,33 în nord, 6,3 în sud) ^[35] .

Costurile finale ale energiei electrice în Europa pentru diferite categorii de consum anual pentru sectorul intern (2007)

În ceea ce privește prețul cu ridicata, acesta este influențat și de mecanismele pieței de schimb de energie , unde întâlnirea dintre cerere și ofertă duce la alinierea prețului final cu nivelurile maxime, mai degrabă decât cu cele minime ^[36] .

În cele din urmă, costul final pentru utilizatori este influențat și de alte componente ale facturii de energie: printre acestea, impozitul ridicat (în Italia al doilea decât cel al materialelor petroliere) ^{[ fără sursă ]} și taxe generale de sistem.

Există o taxă de consum și o taxă suplimentară provincială: pentru sectorul de producție, conform unei cercetări efectuate de Confartigianato, impozitul ar fi deosebit de ridicat: o companie care consumă 160 MWh pe an plătește 25,4% din impozite pe consumul său. o medie europeană de 9,5%; cu toate acestea, peste un anumit prag de consum pentru utilizări productive, atât impozitul, cât și impozitul suplimentar sunt reduse la zero, creând în mod paradoxal situații în care consumul mai mare beneficiază de o impozitare mai mică. ^[37]

Taxe generale pentru sistemul de electricitate

Evoluția componentelor „celorlalte taxe generale de sistem” ale kWh-ului italian din 2009 până în 2018. Componenta A3 este exclusă deoarece singură corespunde (în funcție de trimestru) de la 55% la 90% din „Taxele generale”

Tarifele de sistem, introduse cu rezoluția Autorității pentru Electricitate și Gaz 70/97 și ale căror venituri nu sunt destinate veniturilor de stat, sunt contribuții facturate clienților finali de către companiile de distribuție și plătite către fondul de egalizare a sectorului electric . Sumele corespunzătoare sunt utilizate pentru utilizări legate de producția, alocarea, întreținerea, îmbunătățirea și utilizarea serviciului național de energie electrică. Prin urmare, tarifele sistemului sunt utilizate pentru funcționarea corectă și dezvoltarea echilibrată a sistemului național de energie electrică. ^[38]

Taxele sunt împărțite în patru categorii (A, B, UC, MCT), dintre care, însă, doar trei au intrat în vigoare și au fost facturate, prin componente care variază ca număr în timp.

În special:

• Partea A servește pentru acoperirea costurilor suportate pentru intervențiile efectuate asupra sistemului general de energie electrică în interes colectiv;
• Partea B (niciodată facturată) este utilizată pentru recuperarea taxei de fabricație pentru păcură utilizate pentru a genera electricitate;
• Partea UC servește pentru a garanta funcționarea unui sistem tarifar bazat pe principiul potrivirii prețurilor cu costurile medii ale serviciului;
• partea MCT (compusă dintr-o singură componentă) este utilizată pentru finanțarea măsurilor de compensare teritorială pentru siturile care găzduiesc centrale nucleare și centrale nucleare pentru ciclul combustibilului.

Părțile A și UC sunt apoi împărțite în diverse componente, specifice sectoarelor de utilizare finală:

• promovarea producției de energie din surse regenerabile și similare (componenta A3);
• finanțarea sistemelor tarifare speciale (componenta A4);
• finanțarea activităților de cercetare și dezvoltare (componenta A5);
• acoperirea adăugărilor tarifare la companiile minore de energie electrică (componenta UC4);
• dezafectarea centralelor nucleare și măsuri de compensare teritorială (componentele A2 și MCT).

În special, aceste taxe au reprezentat 13,14% din costurile medii ale consumatorului de energie electrică în al treilea trimestru al anului 2011. ^[39] În detaliu, componenta A3, din nou în trimestrul trei al anului 2011, era egală cu aproximativ 86% din totalul tarifelor generale ale sistemului; această rată este împărțită după cum urmează ^[40] :

• aproximativ 18% (sau aproximativ 2% din costul total) este alcătuit din sprijin pentru așa-numitele „surse asimilate”, utilizate pentru a stimula incinerarea deșeurilor.
• Restul acestei componente (82%) este destinat promovării surselor regenerabile, în special:
  • pentru 54% la fotovoltaice, prin mecanismul contului de energie (sau aproximativ 5% din costul total: în valoare absolută, costurile suportate pentru stimularea energiei fotovoltaice cu contul de energie au fost egale cu 773 milioane de euro în 2010. ^[41] )
  • pentru 26% către alte surse regenerabile, prin mecanismul certificatului verde (sau aproximativ 2,4% din costul total)
  • alte stimulente.

În 2008, costurile prevăzute pentru dezmembrarea centralelor nucleare italiene (aproape complet transferate către SOGIN ) și pentru „compensarea teritorială”, acesta este stimulentele economice care trebuie plătite municipalităților unde va fi depozitul național de deșeuri nucleare planificat construite au fost respectiv de 500 și 500 de milioane de euro. ^[42]

Dependență

Având în vedere atât combustibilii, cât și energia electrică importată, Italia depinde de peste hotare pentru aproximativ 72,1% din cerințele sale brute pentru 2017. Această valoare este dată de ponderea producției termoelectrice (fără a aduce atingere contribuțiilor relative combustibil, biomasă și combustie a deșeurilor), plus schimburi de energie cu țări străine ^[43] . În special, gazele naturale reprezintă 26% din totalul consumului primar european; pentru Italia, acest raport crește la 37%. În sectoarele consumului final, dependența de gaze este de aproximativ 23% în Europa și ajunge la 30% în Italia. ^[44]

Tuttavia, va osservato che, anche modificando il mix energetico, non sono possibili sostanziali variazioni di questa percentuale: che si parli di carbone, petrolio, uranio ^[45] o metano, le riserve italiane sono comunque molto inferiori al fabbisogno, per cui l'approvvigionamento avverrebbe comunque principalmente dall'estero. In pratica, l'unica modalità di generazione dell'energia che potrebbe realmente considerarsi "interna" è quella che fa affidamento sulle fonti rinnovabili. Questa situazione è comune alla gran parte dei paesi europei, dipendenti comunque da paesi extraeuropei per l'importazione di idrocarburi o uranio.

Complessivamente, la bolletta energetica italiana (cioè il costo complessivo sostenuto dal Paese per le importazioni nette di prodotti energetici, non solo per la generazione elettrica) nel 2017 è stata pari a 34,4 miliardi di euro, pari al 2% del prodotto interno lordo , con un massimo assoluto riscontrato nel 2012 di 64,8 miliardi di euro e il 4% circa del PIL ^{[46] [47] [48]} .

Storia della produzione di energia elettrica in Italia

Riepilogo storico variazioni percentuali fonti di energia in Italia. Elaborazione da dati pubblicati da Terna

Gli inizi

I primi impianti di generazione elettrica italiani (sul finire del XIX secolo ) furono centrali termoelettriche a carbone situate all'interno delle grandi città. La prima centrale fu costruita appunto a Milano nel 1883, in via Santa Radegonda , adiacente al Teatro alla Scala , per l'alimentazione del teatro stesso ^[49] . In Sicilia la prima centrale elettrica a carbone venne realizzata a Bagheria dall'industriale Rosolino Gagliardo , la prima centrale idroelettrica invece venne realizzata a Polizzi Generosa da Luigi Rampolla . Insieme fondarono l' Associazione Produttori di Energia Elettrica .

In seguito, lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale permise lo sfruttamento del grande bacino idroelettrico costituito dalle Alpi , e grazie all'energia idroelettrica (all'epoca unica fonte nazionale e a buon mercato ) fu possibile un primo timido sviluppo industriale italiano. Le caratteristiche della risorsa idroelettrica diedero anche per un certo periodo l'illusione che l'Italia potesse essere indefinitamente autosufficiente dal punto di vista energetico (talvolta anche con eccessi retorici sul cosiddetto "carbone bianco" delle Alpi) ^[50] .

Inoltre, nel 1904 , veniva costruita a Larderello la prima centrale geotermoelettrica del mondo ^[51] . L'area geotermoelettrica di Larderello continua a dare il suo contributo anche oggi, sebbene, a causa della limitatezza della potenza installata, storicamente tale contributo non abbia mai superato l'8% della produzione nazionale.

Entro la fine degli anni Venti si consolidarono alcuni gruppi oligopolistici ^[52] , le cui capogruppo erano anche considerate capofila dei sei compartimenti ^[53] : Edisonvolta , SIP , SADE , SME , La Centrale (in quanto controllante la SELT-Valdarno e la Romana).

Dopo la seconda guerra mondiale apparve chiaro che la risorsa idroelettrica non poteva più tenere il passo con le richieste dell'industrializzazione e quindi l'Italia dovette sempre più (anche a causa del basso costo del petrolio in quel periodo) affidarsi a nuove centrali termoelettriche.
Il potenziale idroelettrico fu quasi completamente sfruttato negli anni cinquanta finché, anche a causa di enormi disastri ambientali (come la strage del Vajont ,) ^{[ senza fonte ]} fu del tutto abbandonata la costruzione di nuove centrali di questo tipo.

La nazionalizzazione, le crisi petrolifere e il nucleare

Riepilogo storico della produzione di energia in Italia dal 1900. Elaborazione da dati pubblicati da Terna

Questa voce o sezione sull'argomento energia non cita le fonti necessarie o quelle presenti sono insufficienti . Puoi migliorare questa voce aggiungendo citazioni da fonti attendibili secondo le linee guida sull'uso delle fonti .

Fin dall'inizio della sua storia, la produzione dell'energia elettrica in Italia era sempre stata affidata all'impresa privata (ove si escludano alcuni tentativi parziali di controllo statale nel periodo fascista); il 27 novembre 1962 la Camera approvava il disegno di legge sulla nazionalizzazione del sistema elettrico e l'istituzione dell' ENEL ( Ente Nazionale per l'Energia Elettrica ), cui venivano demandate " tutte le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell'energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta ". In base a ciò anche produttori "storici" (come " SIP " - Società Idroelettrica Piemonte, " Edison ", " SADE ", SELT-Valdarno, SRE, SME ) dovevano vendere le loro attività al nuovo soggetto; venivano esclusi dal provvedimento solo gli autoproduttori e le aziende municipalizzate cui rimasero lo stesso quote marginali del mercato. In definitiva, l'ENEL si trovò ad assorbire le attività di oltre 1000 aziende elettriche.

La scelta della nazionalizzazione (all'alba della cosiddetta " stagione del centro-sinistra ") sembrava allora essere l'unica possibilità di soddisfare la crescente domanda di energia, in un contesto di sviluppo uniforme e armonico dell'intero Paese.

Il nuovo periodo che si apriva per l'ENEL e per il Paese sarebbe stato caratterizzato da grandi trasformazioni per quanto riguarda sia la rete di trasmissione sia la produzione di energia; basti pensare che negli anni sessanta la produzione di energia elettrica italiana cresceva a un ritmo di circa l'8% annuo, contro lo scarso 2% attuale. Questa crescita avvenne in gran parte grazie allo sviluppo della fonte termoelettrica, facilitato dai bassi prezzi del petrolio tipici di quel decennio.

Lacentrale Enrico Fermi di Trino ( VC )

Tale tendenza venne bruscamente interrotta dalle crisi petrolifere del 1973 e del 1979 ; negli anni settanta e ottanta , accanto a una temporanea contrazione della produzione causata dalla crisi economica conseguente allo "shock petrolifero", si ebbe un primo tentativo di diversificazione delle fonti di approvvigionamento energetico; in tale ambito si collocano sia una leggera ripresa dell'utilizzo del carbone, sia la crescita dell'acquisto di energia dall'estero.

Ma negli anni settanta la vera e propria "scommessa" fu quella nei confronti dell' energia nucleare : è del 1975 il varo del primo piano energetico nazionale che prevedeva, tra l'altro, un forte sviluppo di tale fonte.

Lo stesso argomento in dettaglio: Energia nucleare in Italia .

L'Italia aveva cominciato lo sfruttamento della fonte nucleare già dai primi anni sessanta (nel 1966 l'Italia figurò addirittura come il terzo produttore al mondo, dopo USA e Regno Unito ) ma fu sul finire degli anni settanta che venne effettuata una decisa svolta in questa direzione: alle vecchie centrali del Garigliano eTrino Vercellese si affiancarono (o si cominciarono a costruire) Caorso , Montalto di Castro e la seconda centrale di Trino (per quest'ultima fu solo individuato e terraformato il sito, poi impiegato per la costruzione di un impianto a ciclo combinato da 700 MW, entrato in funzione nel 1997). Tale sforzo portò a una prima decarbonizzazione della produzione nazionale di energia elettrica e nel 1986 si arrivò a produrre il 29,1% da fonti alternative al fossile (44,5 TW·h da idroelettrico, 2,8 TW·h da geotermoelettrico, 8,8 TW·h da nucleare su un totale di 192,3 TW·h di produzione nazionale; valori lordi, come nel seguito)

L'Italia inoltre prese parte a un progetto finanziato dalla Comunità Europea nell'ambito di un progetto di ricerca sulla generazione termoelettrica da concentrazione solare (TCS), la centrale solare Eurelios da 1 MW, tecnologia già allora promettente. In quegli anni sembrava possibile ridurre in modo determinante la dipendenza italiana dalle importazioni di combustibili.

Tuttavia, dopo la forte impressione creata nell'opinione pubblica dal disastro di Černobyl' in Unione Sovietica , l'Italia, per effetto del referendum del 1987 , abbandonò di fatto lo sviluppo della fonte nucleare. Ciò si tradusse, complici anche il coincidente crollo del costo del petrolio (che sostanzialmente terminò la crisi petrolifera iniziata nel 1973 ) ei risultati non entusiasmanti di Eurelios, in una ripresa della crescita dell'apporto del termoelettrico fossile, che nel 2007 raggiungerà il suo picco storico, con una generazione di 265,8 TW·h, coprendo l'84,7% della produzione nazionale pari a 313,9 TW·h. Solo nel 2013 l'Italia raggiungerà e supererà il valore di generazione non fossile del 1986, con un 33,4% da fonti rinnovabili (54,7 TW·h da idroelettrico, 5,7 TW·h da geotermoelettrico, 14,9 TW·h da eolico , 21,6 TW·h da fotovoltaico su una produzione nazionale di 289,9 TW·h).

Gli anni novanta

Lo scenario del mercato dell'energia cambia nuovamente agli inizi degli anni novanta : nel 1992 l'ENEL diventa una società per azioni , anche se con il Ministero del Tesoro come unico azionista; poi, il 19 febbraio 1999 viene approvato il decreto legislativo di liberalizzazione del mercato elettrico, anche detto decreto Bersani , che recepisce una direttiva europea in tal senso. Lo scopo è quello di favorire il contenimento dei prezzi finali dell'energia in un regime di concorrenza, ma in realtà i meccanismi della borsa elettrica per i prezzi all'ingrosso vanno nella direzione diametralmente opposta.

Nuovi soggetti possono tornare a operare nel campo della produzione di energia elettrica; le attività di ENEL che devono essere dismesse sono divise fra tre società (dette " GenCo ": Eurogen , Elettrogen e Interpower ) che vengono messe sul mercato.

Dal punto di vista dell'approvvigionamento, l'aumento della richiesta di energia in questo decennio, nonché le sempre maggiori incertezze economiche e geopolitiche legate all'utilizzo del petrolio costringono i produttori a intensificare gli sforzi nella ricerca di diversificazione delle fonti. A seguito di valutazioni economiche dettate dal costo delle materie petrolifere, costi sociali nell'uso del carbone (il cui utilizzo pure è in leggera crescita) e dall'abbandono del nucleare, le soluzioni adottate sono essenzialmente due:

• la sostituzione del petrolio con il gas naturale come combustibile delle centrali termoelettriche, considerato un combustibile con oscillazioni di prezzo inferiori, maggiore disponibilità e provenienza da aree politicamente meno instabili;
• viene ulteriormente perseguita la politica di importazione di energia dall'estero, in particolare dalla Francia e dalla Svizzera , nazioni che durante la notte (periodi off-peak ) hanno forti eccedenze di produzione che svendono a basso prezzo.

Ciò nonostante, come già spiegato sopra, la potenza installata (cioè la capacità produttiva), sia comunque sufficiente a coprire la richiesta di energia elettrica nazionale.

Con la delibera n. 6 del 1992 ( CIP6 ) ilComitato interministeriale dei prezzi stabilisce una maggiorazione del 6% del prezzo finale dell'energia elettrica a carico del consumatore; i cui ricavi vengono utilizzati in parte per promuovere la ricerca e gli investimenti nel campo delle energie rinnovabili e assimilate; l'attenzione maggiore va tuttavia all' incenerimento di rifiuti, quel periodo assimilato alle fonti rinnovabili ^[54] .

Nonostante tale politica, per tutti gli anni novanta (e per i primi anni del decennio successivo) tali fonti, benché incentivate e con una progressiva riduzione dei costi (in particolare per l' energia eolica ), continuano a fornire quote marginali della produzione elettrica italiana, pur se con ratei di crescita molto sostenuti.

Il presente, considerazioni per il futuro

I primi due decenni del nuovo secolo sono stati caratterizzati da una crescita molto sostenuta della produzione elettrica da fonte eolica, solare e da biomassa, finalmente uscite dal campo della "marginalità". Tuttavia, ridurre drasticamente la dipendenza dalle fonti fossili pare a oggi estremamente difficile, in quanto in tutto il mondo industrializzato esse sono ancora alla base della disponibilità di energia, anche nei paesi dotati di un vasto parco nucleare (la Francia ad esempio consuma complessivamente più petrolio dell'Italia). Va infatti ricordato che la produzione elettrica costituisce solo una frazione dei consumi totali di fonti fossili di un Paese, diffusamente e direttamente utilizzati anche nell'autotrazione, nel riscaldamento, nell'industria petrolchimica e nella propulsione navale e aeronautica.

Le fonti energetiche rinnovabili di tipo "classico" ( energia idroelettrica e energia geotermica ) sono state già quasi completamente sfruttate dove ritenuto conveniente e quindi sensibili miglioramenti in questo campo non sono immaginabili.

Le fonti energetiche rinnovabili "nuove" (in particolare eolico e solare ), come detto hanno avuto negli ultimi anni una crescita molto sostenuta; permangono tuttavia alcune perplessità riguardo a problematiche quali "l'aleatorietà" (o "non programmabilità") dell'approvvigionamento elettrico realizzato, che richiedono investimenti riguardo agli adeguamenti della rete elettrica e all' immagazzinamento dell'energia . Altre fonti rinnovabili molto interessanti, come il solare termodinamico (con una produzione più costante del fotovoltaico), lo sfruttamento delle onde marine o l'eolico d'alta quota , al momento in Italia non hanno raggiunto adeguata diffusione oppure sono ancora allo stato di prototipi.

La combustione di biomassa è un altro settore in cui si notano buoni progressi, tuttavia diversi studi ipotizzano che tale fonte, qualora venisse sfruttata su larga scala con vasta diffusione di colture energetiche, comunque non potrebbe essere considerata come pienamente sostitutiva dei combustibili fossili, a causa dei rendimenti globali relativamente bassi e delle grandi superfici coltivabili richieste, non proponibili data la particolare conformazione del territorio italiano ^[55] . Anche la termovalorizzazione dei rifiuti, sebbene (come per le biomasse) non dia problemi di "non programmabilità" o di costi, non si prevede comunque che possa fornire in futuro contributi poco più che marginali. ^[56]

Nel 2008 il governo Berlusconi ha manifestato l'intento di ritornare alla produzione di energia da fonte nucleare con la definizione della "Strategia energetica nazionale" ^[57] , ipotizzando la costruzione di dieci nuovi reattori, al fine di coprire fino al 25% del fabbisogno nazionale. Tuttavia nel 2011, a seguito dell'impressione provocata dall' incidente di Fukushima Daiichi , il Consiglio del ministri , con un decreto legge ha sospeso gli effetti del D.Lgs. n. 31/2010 sulla localizzazione dei siti nucleari, stabilendo inoltre una moratoria di 12 mesi del programma nucleare italiano. Solo pochi mesi dopo infine un referendum , con il 54% di votanti e una maggioranza di oltre il 94%, ha abrogato le norme inerenti al nucleare del cosiddetto decreto Omnibus , determinando quindi anzitempo la chiusura definitiva del nuovo programma nucleare ^[58] .

Non è d'altra parte ipotizzabile una grande diffusione delle centrali termoelettriche a carbone (politica che si scontrerebbe con gli obiettivi posti all'Italia dal protocollo di Kyōto ); è quindi da ritenere che, per l'immediato futuro, si proseguirà nella politica di acquisto di energia elettrica dall'estero, associata ai conseguenti adeguamenti delle rete elettrica nazionale anche al fine di mitigare le problematiche poste dall'aleatorietà delle "nuove" fonti rinnovabili. In tale ambito è previsto il potenziamento dei collegamenti esistenti con l'estero (in particolare con la Francia e la Slovenia), ma soprattutto la costruzione di nuovi collegamenti sottomarini, in particolare con l'area balcanica allo scopo di diversificare l'approvvigionamento ^[59] e nordafricana ^[60] , al fine di differenziare i mercati d'acquisto dell'energia e ridurre i costi ^[61] .

In aggiunta a ciò si prevedono investimenti nella costruzione di nuovi metanodotti (come ad esempio il Galsi tra Algeria e Sardegna) o potenziamento di quelli già esistenti, nonché progettazione o costruzione di rigassificatori al fine di differenziare ulteriormente le fonti di approvvigionamento di tale combustibile ^[61] .

Ulteriori benefici potrebbero giungere da eventuali politiche mirate all'incentivazione dell' efficienza energetica e del risparmio energetico . In particolare sussistono ancora margini di miglioramento riguardo l'efficienza delle centrali termoelettriche, con politiche di dismissione o ristrutturazione delle centrali con i rendimenti più bassi e maggiore diffusione delle centrali a ciclo combinato o con teleriscaldamento . ^{[62] [63]}

Note

Bibliografia

• Ugo Spezia , Energia: Quale futuro , "Le scienze", giugno 2005.
• Ugo Bardi , La fine del petrolio , Editori Riuniti, 2003.
• Piero Angela , La sfida del secolo , Mondadori, 2006.
• Alessandro Ammetto, Il Mercato dell'energia elettrica , McGraw-Hill, Milano 2014. ISBN 978-88-38674501
• ( EN ) Peter E. Glaser, Frank P. Davidson and Katinka Csigi, Solar Power Satellites , John Wiley & Sons , 1998. ISBN 0-471-96817-X

Voci correlate

• Enel
• Black-out in Italia del 2003
• Centrali elettriche in Italia
• Energia nucleare in Italia
• Borsa elettrica
• Energia solare in Italia

Altri progetti

• Wikimedia Commons contiene immagini o altri file su produzione di energia elettrica in Italia

Collegamenti esterni

• Sito ufficiale di Terna , su terna.it .
• Dati statistici prodotti da Terna , su terna.it .
• Sito ufficiale del Gestore dei servizi elettrici , su gse.it .
• Sito ufficiale di Assoelettrica , su unapace.it .
• Previsioni dal 2007 al 2020 dell'Unione Petrolifera Italiana ( PDF ), su unionepetrolifera.it (archiviato dall' url originale il 28 settembre 2007) .

Portale Economia

Portale Energia

Portale Italia