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Potenza efficiente lorda installata e livelli di produttività per fonte in Italia (1963-2013)

Potenza efficiente lorda installata in Italia per fonte dal 1963 al 2013
Figura 1 ()

Note

  • I dati storici relativi alla potenza Termoelettrica, Idroelettrica, Geotermica e Nucleare sono tratti dalle statistiche messe a disposizione da Terna (documento “dati storici”). Per le Bioenergie i dati precedenti il 2000 sono anch'essi tratti da statistiche Terna (documento "rinnovabili"), i successivi da statistiche GSE. I dati storici del Fotovoltaico provengono da un rapporto

    2012 2013 Var.

    GW
    GW
    %
    Termoelettrica 76,772 74,467
    -3,0
    Idroelettrica 22,249 22,383
    0,6
    Idroel. Naturale 18,232 18,366
    0,7
    Geotermica 0,772 0,773
    0,1
    Eolica 8,119 8,561
    5,4
    Fotovoltaica 16,420 18,420
    12,2
    Bioenergie 3,802 4,033
    6,1
    Altre Rinn. Tot. 29,113 31,788
    9,2
    Totale 128,134 128,638
    0,4
    ENEA-SRE per l'International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme (vedi sito web). I dati storici dell'Eolico sono stati ottenuti incrociando i dati Terna con quelli ENEA-SRE.
  • Dal 2012 in poi i dati sono aggiornati utilizzando solo le statistiche Terna.
  • Si tratta di dati relativi alla potenza efficiente, ovvero la potenza degli impianti nella loro piena efficienza e condizioni ottimali di funzionamento. Inoltre il dato è lordo, perché la potenza è misurata all'uscita dei generatori senza considerare quella assorbita dai servizi ausiliari.
  • Il dato della potenza idroelettrica comprende tutti gli impianti, anche quelli di pompaggio puro (circa 4 GW). Tale potenza è quindi da confrontare con la produzione idroelettrica totale (stesso colore in figura 2) e non con la produzione naturale (di colore verde), che è comunque rappresentata a scopo informativo. La distanza tra le due linee di produzione è data appunto dall'energia prodotta attraverso pompaggi.
  • I dati relativi alla produzione sono gli stessi utilizzati per i grafici del Consumo Interno Lordo e della produzione rinnovabile.
  • Il dato "Altre Rinnovabili" rappresenta la somma di tutte le rinnovabili escludendo l'idroelettrico.
  • I grafici e il testo dello scorso anno si trovano qui.

Fatti rilevanti del 2013 in breve

  • Dopo il regresso appena accennato dello scorso anno la fonte termoelettrica mostra una vera riduzione della potenza installata di ben 2.305 MW. Una riduzione di tale entità non si era mai vista prima ed è una evidente conseguenza del terribile sottoutilizzo degli impianti causato da calo dei consumi e incremento della produzione rinnovabile.
  • Come conseguenza del nuovo assetto normativo sulle fonti non fotovoltaiche (il D.M. 6 luglio 2012), che prevede per il periodo 2013-2015 una riduzione degli incentivi e contingentamenti più stretti, il settore eolico e bioenergie fanno segnare incrementi di potenza decisamente inferiori al livello dei 4-5 anni precedenti.
  • La stessa normativa sulle rinnovabili non fotovoltaiche ha stabilito che al raggiungimento di un costo indicativo cumulato di 5,8 miliardi di euro annui l'erogazione di nuovi incentivi cesserà. Attualmente (luglio 2014) siamo a 5.051,6 milioni.
  • Il 6 giugno 2013 il sistema incentivante per il fotovoltaico (Conto Energia) ha già raggiunto i limiti massimi di spesa previsti (6,7 miliardi) ed ha quindi cessato di finanziare nuovi impianti.
  • Il fotovoltaico continua con un rallentamento delle installazioni anche se, nonostante la fine degli incentivi del Conto Energia a metà anno, fa registrare comunque un discreto incremento di 2.000 MW. Di questi secondo alcune stime per la prima volta dovrebbero risultare almeno 300 MW installati senza incentivi diretti. Incrociando i dati Terna con quelli GSE risulterebbe addirittura un valore di ben 850 MW.

* * * * *

Indice

  1. Premessa
  2. Termoelettrico
  3. Idroelettrico
  4. Geotermico
  5. Bioenergie
  6. Fotovoltaico
  7. Eolico
  8. Nucleare

Nel grafico in figura 1 è possibile avere una visione d'insieme della potenza installata nel tempo per ogni fonte di energia. Per poter fare delle analisi interessanti sarebbe necessario, però, riuscire a mettere in relazione i valori di potenza con i rispettivi valori di produzione, in modo da evidenziare anche la produttività di ogni singola fonte, ovvero quanto quella potenza viene effettivamente utilizzata.
Nei successivi grafici, quindi, vengono utilizzate due scale di valori diverse per gli assi verticali (l'asse di sinistra per la potenza, l'asse di destra per la produzione) in modo da poter rappresentare entrambe le serie di dati. Il rapporto tra le due scale di valori sulla medesima riga definisce la scala di produttività sulla quale è impostato il grafico (produzione/potenza). Nel grafico successivo, ad esempio, la scala di produttività è impostata a 4.000 ore, a cui corrisponde un fattore di utilizzo dell'impianto del 45,7% (4.000 diviso 8.760, le ore presenti in un anno).
Se le due serie di valori di produzione e potenza rappresentate nel grafico mi definissero una produttività continua pari a quella di riferimento (4.000, nel caso seguente) allora le due linee coinciderebbero perfettamente. Se la produttività risulta sopra le 4.000 ore, allora la linea della produzione viene rappresentata più in alto rispetto a quella della potenza (e viceversa). Per dare una misura e facilitare la comprensione di questo aspetto sono indicate nei grafici delle linee di riferimento in corrispondenza delle produzioni teoriche ai vari livelli di produttività.

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività del termoelettrico in Italia dal 1963 al 2013
Figura 2 ()

Per quanto riguarda il termoelettrico, si può subito notare a colpo d'occhio che la produttività è rimasta per molti decenni su valori intorno alle 4.000 ore di utilizzazione (46%).
I primi anni, dal 1963 al 1971, sono caratterizzati da un incremento accentuato della potenza corrispondenti ad una fase di espansione del settore che aveva come obiettivo il raggiungimento di una quota di produzione pari a circa il 70% dei consumi totali (vedi quanto detto nel grafico del Consumo Interno Lordo). Si trattava per la quasi totalità di impianti che avevano come combustibile di riferimento i prodotti petroliferi che divennero velocemente la risorsa di gran lunga più utilizzata con una quota del 62% sui consumi e addirittura dell'89% sulla produzione termoelettrica (vedi grafico sul termoelettrico).

La produttività più bassa del solito in questa prima fase può essere anche solo di natura statistica. Esiste infatti un fenomeno di asincronia statistica dei dati per cui la nuova potenza installata difficilmente ha una produzione che incide subito su tutti i 12 mesi dell'anno (tutti gli impianti dovrebbero entrare in funzione esattamente all'inizio di gennaio). Tale fenomeno è accentuato quando gli incrementi percentuali di potenza sono particolarmente elevati, come accade appunto nelle fasi iniziali di espansione di un settore.

Dopo il 1971 l'incremento di nuova potenza termoelettrica segue un andamento meno accentuato, tendente solo al mantenimento della quota di produzione raggiunta. A partire dal 1973 la stabilizzazione del settore ha consentito di esprimere valori di produttività statisticamente più affidabili. Nonostante lo stesso anno si sia verificata una prima crisi energetica petrolifera, come si vede la produttività si è mantenuta per diverso tempo su valori superiori alla media, intorno alle 4.500 ore. Tale situazione si è interrotta bruscamente nel 1981 per l'effetto combinato della seconda crisi energetica petrolifera derivata dalla rivoluzione iraniana (1979) e del successivo conflitto con l'Iraq (1980-1988). Il rincaro del prezzo del petrolio e le difficoltà di approvvigionamento hanno, come si vede, bloccato l'incremento della produzione per 5-6 anni. E` evidente che la scelta di investire molto sull'utilizzo del petrolio come fonte energetica, fatta giusto pochi anni prima, non è stata delle più felici.
Da notare come questo episodio metta in evidenza un fenomeno di inerzia per cui l'improvvisa penuria di petrolio ha bloccato subito la produzione ma non l'installazione di nuova potenza, che tra programmazione e costruzione può richiedere anni. Così le installazioni hanno iniziato a rallentare solo quando la crisi petrolifera era già in via di soluzione e c'è voluto qualche anno e un consistente aumento di potenza nel 1992 per "riallineare" i due andamenti.

Le crisi di quegli anni hanno lasciato un segno anche nel periodo successivo. Si può notare, infatti, che la produttività non è più tornata sui precedenti livelli di 4.500 ore stabilizzandosi invece su valori di poco inferiori alle 4.000. D'altra parte il prezzo del petrolio, seppur in calo, non è mai ritornato veramente ai livelli precedenti e i rischi di nuove crisi erano sempre dietro l'angolo. Inoltre il parco termoelettrico iniziava in gran parte ad essere vecchio, poco efficiente e molto inquinante. La più bassa produttività del termoelettrico era ormai ampiamente compensata dalle importazioni, incrementate in modo sensibile proprio durante il periodo delle crisi energetiche.
In questa fase assistiamo anche ad un primo consistente spostamento dai prodotti petroliferi al gas come combustibile di riferimento (vedi sempre il grafico sul termoelettrico). Per ora però la transizione avviene in gran parte riconvertendo le vecchie centrali o comunque utilizzando sempre centrali a bassa efficienza.

Una decisa accelerazione verso un cambiamento e ammodernamento del parco termoelettrico dal punto di vista della tecnologia utilizzata avviene nei primi anni 2000 con l'introduzione massiccia di impianti a ciclo combinato funzionanti a gas naturale. Si tratta di impianti che riutilizzano il calore in uscita da un primo generatore (turbina a gas o turbogas) in un secondo generatore (turbina a vapore tradizionale) raggiungendo così livelli di efficienza maggiori e un minor inquinamento (anche grazie all'uso del gas naturale come combustibile). Spesso anche il calore in uscita dal secondo generatore viene riutilizzato per scopi non elettrici (processi industriali e riscaldamento ambienti, ad esempio).
Si è trattato di un cambiamento molto veloce, tanto che nel 1997 risultavano installati solo 3,5 GW di impianti, mentre nel 2007 erano già 33,2 GW (statistiche Terna, documento "Impianti"). Di fatto dopo questi cambiamenti l'Italia possiede uno dei parchi termoelettrici più moderni ed efficienti al mondo.
Osservando il grafico si può notare come questa "rivoluzione" sia visibile chiaramente nell'andamento particolarmente inclinato della linea nel periodo dal 2004 fino al 2008, corrispondente ai più elevati incrementi di potenza mai registrati nella storia del termoelettrico. In quel periodo si sono avuti incrementi medi di ben 3,4 GW l'anno. Risulta evidente, quindi, che i nuovi e più efficienti impianti si sono in gran parte sommati ai vecchi che solo parzialmente sono stati chiusi. In pratica diversi vecchi impianti sono rimasti a disposizione del sistema elettrico anche se vengono utilizzati per poche ore l'anno.

Anche in questo caso, la scelta di investire così tanto in nuovi impianti in quel preciso periodo, non si è rivelata particolarmente felice. Infatti nel 2009 si è verificata una grave crisi economica che ha fatto crollare i consumi come non si era mai visto prima. Inoltre nel medesimo periodo si è iniziato a rilevare un incremento significativo della produzione di energia rinnovabile a seguito di una politica già avviata di espansione del settore basata su norme favorevoli e incentivi economici. La stessa Unione Europea ha definito con la direttiva 2009/28/CE degli obiettivi di produzione di energia rinnovabile per tutti i paesi europei. Sempre a livello europeo, poi, il cosiddetto pacchetto 20-20-20 prevede anche obiettivi di contenimento dei consumi (vedi quanto detto a proposito del CIL).
La somma di tutti questi fattori (in parte prevedibili) ha determinato una contrazione elevata e persistente della produzione termoelettrica facendo precipitare la produttività dalle 3.912 ore del 2005 alle 2.362 del 2013, con un probabile leggero ulteriore peggioramento nel 2014. Tale sottoutilizzo di impianti, anche di recente costruzione, è problematico in quanto rende più lungo e difficoltoso il recupero dell'investimento iniziale sostenuto.
Nonostante questo vero e proprio crollo della produzione l'andamento delle installazioni ha continuato a crescere, a parte un rallentamento nel 2008, fino al 2011, probabilmente a causa di un temporaneo effetto di inerzia (come spiegato in precedenza). In effetti a partire dal 2012 si è avuto, per la prima volta da diversi anni, una inversione di tendenza, prima leggera (appena un centinaio di MW in meno), poi nel 2013 ben più marcata (-2.305 MW). Sembra quindi che si sia effettivamente avviato un processo di "riallineamento" tra potenza e produzione, anche se sarà impossibile ancora per molti anni tornare su produttività intorno alle 4.000 ore.

Nonostante questi recenti cambiamenti, è evidente che in questo momento la potenza termoelettrica installata in Italia è molto superiore a quella realmente necessaria. Dal grafico si può osservare che volendo mantenere nel 2013 la produttività storica di riferimento di 4.000 ore di utilizzazione, la potenza installata dovrebbe essere di appena 44 GW invece dei 74,5 GW attualmente disponibili. Se si considera che la recente Strategia Energetica Nazionale (SEN2013) prevede per il 2020 una produzione termoelettrica pari a circa 205 TWh nell'ipotesi migliore (una quota del 57% su un consumo di 360 TWh), ovvero una produzione che al massimo tornerà sui livelli scarsi del 2012, non c'è dubbio che nei prossimi anni vada chiuso ancora qualche impianto.
Anche andando a vedere quelle che sono le potenze massime effettive richieste sul nostro sistema elettrico, risulta che il termoelettrico nel 2013 ha raggiunto circa 34-35 GW (vedi statistiche Terna, documento "Carichi"). Quindi attualmente la potenza termoelettrica installata è praticamente il doppio di quella che viene effettivamente utilizzata nei momenti di massima produzione.
Da notare che anche se fossimo in condizioni "standard" (4.000 ore) la potenza installata sarebbe comunque superiore a quella effettiva richiesta (44 GW rispetto a 34-35 GW). Tale situazione sarebbe comunque da considerarsi normale. Mantenere un minimo di riserva di potenza è necessario anche solo per coprire eventuali guasti o indisponibilità varie di alcuni impianti. C'è poi da mantenere le riserve usate quotidianamente nell'esercizio della funzione di dispacciamento.
Va ricordato che la termoelettrica è la fonte più programmabile tra quelle disponibili ed è anche ben distribuita sul territorio. Le risorse naturali su cui fanno affidamento le fonti di produzione rinnovabile, invece, sono spesso concentrate in alcune zone geografiche, sono poco controllabili e soggette a variazioni di breve termine (intermittenza) e/o variazioni stagionali e annuali. Anche l'idroelettrico, che è la rinnovabile più affidabile, ha questi problemi. Per una questione di massima sicurezza ed autonomia del sistema elettrico, quindi, il termoelettrico tende a fornire potenza sufficiente a coprire in caso di necessità una parte dei carichi normalmente coperti da altre fonti, anche programmabili (basti pensare alla necessità di sopperire alla mancanza di produzione idrica in caso di siccità).
Il fatto poi che il settore termoelettrico sia caratterizzato da specializzazione dei ruoli, per cui esistono centrali ad elevata continuità di produzione che si occupano di coprire il carico di base, mentre altre si occupano dei medi ed alti picchi di consumo giornalieri, senza contare la specializzazione nel tipo di combustibile usato, contribuisce ad incrementare il parco centrali necessario al sistema.

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività dell'idroelettrico in Italia dal 1963 al 2013
Figura 3 ()

L'idroelettrico in Italia mostra una prima fase, dal 1963 al 1993, caratterizzata da incrementi di potenza più discontinui e da un accrescimento complessivamente più rapido (in media 245 MW all'anno), una seconda fase, dal 1994 ad oggi, con incrementi più regolari ma di minore entità (125 MW all'anno).

La produzione, come si può vedere, è caratterizzata da una spiccata variabilità annuale (oltre che stagionale) dipendente dall'andamento delle precipitazioni atmosferiche. Nel periodo considerato si passa da un minimo di 35,1 TWh ad un massimo di 54,7 TWh, con variazioni annuali consecutive che toccano ben 11,8 TWh.
Nel complesso la produzione è cresciuta poco, come si può notare dallo scarso valore di pendenza della retta di regressione rappresentata in figura 4 (135 GWh). Oltretutto gran parte di questo scarso incremento deriva dallo sviluppo della pratica dei pompaggi, infatti la retta di regressione della produzione naturale ha una pendenza di appena 27 GWh. A partire dal 2003 la pratica dei pompaggi è invece tornata a regredire (vedi quanto scritto nell'articolo sulle funzioni dei sistemi di accumulo).

Produzione lorda di idroelettrico e idroelettrico naturale in Italia dal 1963 al 2013 con rette di regressione lineare
Figura 4 ()

Tale scarsa crescita in parte si spiega con il fatto che la fonte idrica viene sfruttata fin dagli albori della produzione industriale di elettricità, quindi i migliori luoghi dove costruire gli impianti sono già stati utilizzati in passato. In pratica i nuovi impianti aggiunti nel tempo erano in genere meno produttivi dei precedenti. Inoltre gli ultimi grandi impianti realizzati in Italia erano prevalentemente ad accumulo, una tecnologia con una produttività più bassa rispetto a quella ad acqua fluente ma più utile al sistema elettrico grazie alla loro programmabilità e flessibilità.

Ad ogni modo, il fatto che la potenza installata dal 1963 al 2013 sia incrementata del 78,8% (da 12.517 a 22.383 MW) e la produzione media decennale sia incrementata solo del 12% (da 42.523 a 47.610 GWh), non è spiegabile esclusivamente con la peggiore produttività dei nuovi impianti; il divario è troppo grande. Ciò vuol dire che anche gli impianti installati in passato hanno perso produttività.
La causa in parte viene attribuita al progressivo interramento dei bacini idroelettrici che riducendo la capacità di accumulo riduce la funzionalità degli impianti e richiede interventi di manutenzione più frequenti.
Un ruolo importante, però, è giocato anche dalla riduzione nel tempo della risorsa primaria utilizzata: l'acqua. Infatti, i crescenti prelievi idrici per scopi agricoli, industriali e domestici hanno progressivamente impoverito i corsi d'acqua danneggiando anche la produzione elettrica.
In questo modo si può notare come la produttività idroelettrica fosse tra il 1963 e il 1970 costantemente su valori superiori a 3.000 ore, con picchi prossimi a 4.000. In questa fase la produttività non era molto lontana da quella termoelettrica. Nei periodi successivi, però, è calata inesorabilmente sotto le 3.000 ore per poi stabilizzarsi su un valore medio compreso tra le 2.000 e le 2.500 ore a partire dai primi anni '90 fino ad oggi. Attualmente tale livello medio di produttività è mantenuto più che altro grazie ad un ciclo particolarmente positivo della produzione idrica naturale (vedi quanto scritto nel grafico sul CIL), visto che, come detto, i pompaggi sono meno utilizzati rispetto al recente passato. Ad ogni modo, se gli impianti a pompaggio rimarranno sottoutilizzati, è probabile che la produttività media tenderà nei prossimi anni a scendere ancora rispetto agli attuali livelli.

Il settore idroelettrico è dominato dai grandi impianti (>10 MW) che rappresentano nel 2013 l'86% della potenza installata e circa il 78% della produzione (nel 2012).
Geograficamente la potenza è concentrata nelle regioni del Nord (il 73,1%), ancor di più la produzione (il 77,5%).

Negli ultimi anni gli incrementi di potenza idroelettrica dipendono sempre più da impianti di piccola taglia (mini e micro idroelettrico) e di tipologia ad acqua fluente. Secondo i dati Terna, nel periodo dal 2008 al 2013 l'incremento totale di potenza è stato di 742 MW, di cui 516 (ben il 69,5%) derivanti da impianti con potenza pari o inferiore a 10 MW.
L'apporto complessivo di queste nuove installazioni, che possono essere ricondotte alla medesima "rivoluzione" che ha portato allo sviluppo delle altre rinnovabili distribuite sul territorio (eolico, fotovoltaico, bioenergie), rimane comunque modesto. Sebbene la produttività media di questi impianti sia abbastanza elevata (sono in gran parte ad acqua fluente), l'incremento medio di produzione a partire dal 2008 può essere stimato in circa 1.600 GWh. Le altre fonti rinnovabili di pari classe di potenza hanno ottenuto risultati ben maggiori.

L'assetto del nuovo sistema incentivante (il Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 sulle rinnovabili elettriche) ha mantenuto incentivi interessanti sugli impianti di piccola dimensione, di conseguenza è molto probabile che il contingente di 70 MW all'anno messo a disposizione per questa tipologia di impianti nel periodo 2013-2015 venga completamente utilizzato (e i bandi già conclusi per ora lo confermano). I 50 MW (come totale sui tre anni) messi a disposizione per i grandi impianti non hanno invece ricevuto per ora nessuna richiesta.
Va ricordato che il Decreto stabilisce che al raggiungimento di un costo indicativo cumulato di 5,8 miliardi di euro annui l'erogazione di nuovi incentivi cesserà (anche per le altre le fonti rinnovabili). Attualmente (luglio 2014) siamo a 5.051,6 milioni).

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività del geotermico in Italia dal 1963 al 2013
Figura 5 ()

La fonte geotermica in Italia pur essendo sfruttata per scopi elettrici fin dal 1916 (dati Terna), geograficamente è sempre rimasta relegata al luogo di origine, la Toscana, in una limitata zona compresa fra le provincie di Pisa, Grosseto e Siena. D'altra parte le risorse geotermiche italiane idonee ad essere sfruttate economicamente per usi elettrici non sono poi molte. Attualmente le zone toscane sfruttate si trovano tutte in aree dove la temperatura a 2 km di profondità raggiunge almeno i 200° (vedi l'inventario delle risorse geotermiche nazionali sul sito del Ministero dello Sviluppo Economico). Altre aree con caratteristiche simili si trovano solo nel Lazio (Lago di Bolsena, Lago di Vico, Lago di Bracciano) e in Campania (Pozzuoli, Procida, Ischia).
Come si vede dal grafico il risultato è che la potenza installata dal 1963 al 2013 si è incrementata in media di soli 9,2 MW/anno passando da 315 a 773 MW. Un valore insignificante se paragonato alle potenze raggiunte dal termoelettrico nel medesimo periodo. Nel complesso la progressione della potenza è stata abbastanza regolare fino al 1986 per poi proseguire "a gradoni" alternando due fasi sostanzialmente stabili ad una tra il 1997 e il 2002 con incrementi più accentuati (33 MW/anno).
Il D.M. 6 luglio 2012 ha previsto un contingente di potenza incentivabile di 40 MW complessivi per i grandi impianti e 35 MW all'anno per gli impianti più piccoli (<20 MW) sul periodo 2013-2015. Nel primo bando d'accesso agli incentivi del 2013 (bando 2012), sono andati subito esauriti tutti i 40 MW del primo contingente con un unico impianto, mentre per il secondo è stato presentato un solo impianto da 17 MW. Nel bando successivo, nel quale è rimasto disponibile solo il contingente per gli impianti minori, non è stato presentato nessun progetto.

La geotermica è una fonte che raggiunge elevati livelli di produttività. Come si può notare è rimasta su valori prossimi alle 8.000 ore di utilizzazione (91%) dal 1963 al 1966, per poi calare costantemente negli anni successivi fino a raggiungere circa 6.000 ore nel 1973, che verranno poi mantenute per un lungo periodo fino al 1991. Successivamente la produttività è tornata a crescere riportandosi sugli alti valori visti in passato. Il susseguirsi di cicli con diversi valori di produttività dipende sicuramente da motivi tecnici quali, probabilmente, il progressivo esaurimento di alcuni pozzi geotermici e l'apertura di nuovi, anche se non ho notizie o dati specifici per confermarlo.

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività delle bioenergie in Italia dal 1996 al 2013
Figura 6 ()

Il settore delle bioenergie ha avuto uno sviluppo recente, come tutte le altre "nuove" rinnovabili (eolico e fotovoltaico). Per molti aspetti si tratta di una tecnologia affine al termoelettrico, in quanto in entrambi i casi si tratta di bruciare un combustibile per produrre calore e convertirlo poi in energia elettrica. Sotto questo punto di vista le bioenergie possono, presumendo una continua disponibilità del biocombustibile, offrire gli stessi vantaggi del termoelettrico, quali la programmabilità e la continuità di produzione; allo stesso tempo, però, possono soffrire degli stessi problemi, quali la diffusione di inquinanti derivanti dal processo di combustione.
Altro problema in comune con il termoelettrico è il fatto di dover organizzare una filiera di approvvigionamento della materia prima necessaria per produrre l'energia (i combustibili), problema che, in questo caso, non affligge eolico e fotovoltaico, nei quali la materia prima viene fornita in modo spontaneo e gratuito (seppur intermittente).

A quanto pare anche dal punto di vita della produttività, che è rimasta per gran parte del tempo tra le 3.500-4.000 ore di utilizzazione, c'è un'affinità con il termoelettrico tradizionale (almeno quello di qualche anno fa).
Si può notare come ad una prima fase di forte incremento della potenza iniziata nel periodo tra il 1998 e il 2004 (131 MW/anno) sia corrisposta una produttività mediamente più bassa rispetto ad una seconda fase di accrescimento ancora più intensa iniziata nel 2008 fino al periodo attuale (496 MW/anno). Tale differenza è da ricondurre al fatto che nella seconda fase sono diventati meno rilevanti gli impianti collegati ai rifiuti solidi urbani (termovalorizzatori e biogas da discariche) che nel complesso hanno produttività inferiore rispetto alle altre tipologie (solo 3.142 ore nel 2008 e tendenti ad ulteriore calo negli anni successivi). La potenza installata di tali impianti è passata da circa il 60% a solo il 33,6% del totale bioenergie nel 2013. A titolo di informazione, gli impianti più produttivi sono quelli a biogas (escluso rifiuti) con ben 5.906 ore nel 2013.

Nel 2012 il settore ha fatto registrare il più elevato incremento di potenza della sua storia con 975 MW di nuovi impianti. Questo forte incremento ha fatto calare la produttività sotto le 3.500 ore come non accadeva da diversi anni, ma si tratta solo di una temporanea asincronia statistica che probabilmente affligge in misura minore anche gli anni precedenti. In effetti nel 2013 la produzione si è riallineata facendo segnare un altro record (+4.603 GWh) e con il rallentamento delle installazioni (+232 MW) la produttività è schizzata anch'essa su valori mai visti prima (4.237 ore). In questo aspetto gioca sicuramente un ruolo la forte crescita del settore biogas, con la sua elevata produttività (vedi quanto detto poco sopra).
Le elevate installazioni del 2012 dipendono in parte dal passaggio al nuovo sistema incentivante, il D.M. 6 luglio 2012 sulle rinnovabili elettriche, che prevedendo incentivi più bassi e nuovi contingentamenti della potenza installabile ha spinto gli investitori a muoversi prima. Come era previsto con il nuovo sistema le installazioni sono decisamente rallentate (come detto, 232 MW) e in base ai risultati dei bandi e ai contingenti stabiliti si prevedono potenze inferiori ai 200 MW per i prossimi due anni. Con queste potenze le bioenergie sembrano comunque destinate a mantenere un ruolo tutt'altro che marginale nella produzione di energia rinnovabile in Italia.

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività del fotovoltaico in Italia dal 1963 al 2013
Figura 7 ()

Il fotovoltaico è stato utilizzato sperimentalmente fin dal 1992 ma la decisione di una sua implementazione reale nel sistema elettrico è avvenuta nel 2005, con il varo degli incentivi del primo Conto Energia, e ha iniziato a mostrare una certa accelerazione a partire 2007 grazie alle semplificazioni delle procedure contenute nel secondo Conto Energia. In questa fase la potenza installata si è incrementata a ritmi esponenziali fino al 2011, anno nel quale si è raggiunto il culmine delle installazioni annuali con ben 9.300 MW di incremento (di cui 3.740 in realtà installati nel 2010 ma allacciati alla rete l'anno successivo).

Il motivo di questa vera e propria sfuriata va ricercato nella forte riduzione di prezzo dei pannelli fotovoltaici a partire dal 2009 (ad oggi circa il 75% in meno) grazie a miglioramenti ed economie di scala nei processi produttivi e ad un offerta adeguata alla domanda, associata ad un contestuale sistema di incentivi che non è calato con la stessa rapidità, rendendo così i rendimenti dell'investimento particolarmente attraenti.
Allo stesso tempo la diffusione è stata facilitata dalla indubbia praticità, versatilità e modularità della tecnologia fotovoltaica, in grado di conquistare i piccoli tetti delle abitazioni per impianti domestici come pure gli enormi appezzamenti di terreno per impianti commerciali, il tutto utilizzando il medesimo materiale di base (il pannello fotovoltaico) che ha quindi avuto la possibilità di essere prodotto su larghissima scala (aspetto questo che ha contribuito alla riduzione dei prezzi).

Lo sviluppo così repentino del mercato non è stato propriamente un aspetto positivo perché ha fatto salire le spese per gli incentivi oltre i livelli previsti costringendo lo Stato a tutta una serie di interventi normativi tesi a limitare nuove installazioni. Già il Quarto Conto Energia prevedeva per il 2012 dei contingenti di spesa semestrali vincolanti per i grandi impianti (art.4, comma 2). Erano previste inoltre limitazioni alla dimensione degli impianti collocati su terreno (art.10, comma 4 del D.Lgs n.28/2011) che addirittura si sono trasformate in un divieto assoluto di installazione con il decreto legge del 24 gennaio 2012 n. 1, art.65. L'introduzione del Quinto Conto Energia, a partire da agosto 2012 ha accentuato in modo significativo la riduzione degli incentivi ed ha considerato (stupidamente) grandi impianti tutti quelli sopra i 12 kW, assoggettandoli alle relative procedure e limiti di spesa vincolanti (nel precedente CE la soglia di potenza era addirittura 1 MW). Inoltre è stata fissato un tetto di spesa di 6,7 miliardi annuali come limite oltre il quale il sistema del Conto Energia cesserà i suoi effetti. A partire dal 2012, quindi, il ritmo delle installazioni è iniziato a rallentare, facendo segnare comunque 3.627 MW di nuova potenza.

Il 6 giugno 2013 i limiti massimi di spesa previsti sono stati raggiunti e il Conto Energia ha quindi cessato di finanziare nuovi impianti. Nel secondo semestre dell'anno c'è stata una transizione che ha visto le residue installazioni fatte sotto il CE essere affiancate da nuove installazioni fatte senza nessun tipo di incentivo diretto. Si tratta quasi esclusivamente di impianti in autoconsumo realizzati sfruttando il superamento della parità con il prezzo dell'energia prelevata dalla rete (grid parity). Solo per i piccoli impianti domestici è stata mantenuta, per ora, una incentivazione indiretta basata sulle detrazioni fiscali (vedi a proposito l'articolo per valutare la convenienza dell'impianto).
Alla fine del 2013 sono risultati altri 2.000 MW di potenza installata, leggermente sopra alle aspettative. Non si sa ancora di preciso quanti di questi sono stati installati senza incentivi. Secondo delle stime provvisorie contenute nel Solar Energy Report edito dal Politecnico di Milano, si tratterebbe di almeno 300 MW, la gran parte nel settore domestico. Anche se il GSE non ha ancora pubblicato il rapporto statistico aggiornato sul fotovoltaico, è possibile comunque far riferimento ai dati pubblicati nella sezione "Risultati incentivazione", dalla quale risulta che nel 2013 sono stati installati con il Conto Energia 1.150 MW. Se i dati sono corretti, quindi, gli impianti installati senza incentivi diretti dovrebbero essere ben 850 MW.

Nel frattempo la produzione ha seguito l'andamento delle installazioni facendo segnare due incrementi record nel 2011 e 2012 (8,9 e 8,1 TWh) e portando la fotovoltaica ad essere nettamente la seconda fonte rinnovabile dopo l'idroelettrico (vedi il grafico sulla produzione rinnovabile). Con gli altri 2,7 TWh del 2013 il fotovoltaico è arrivato a coprire il 6,5% del consumo interno lordo di energia. Già da almeno un paio di anni l'Italia è il paese con la più alta percentuale di penetrazione di energia fotovoltaica al mondo tra quelli con consumi significativi.

Come si può vedere, il valore della produttività mostrato dal grafico risulta fino al 2011 particolarmente basso, tra le 500 e 800 ore, ma non è un valore attendibile a causa del forte effetto di asincronia statistica causato dall'elevato incremento percentuale delle installazioni. Nei prossimi anni, con variazioni più contenute e un cumulato di potenza più elevato, i valori di produttività del grafico inizieranno ad essere più attendibili. Infatti già con il rallentamento del 2012 si può notare come la linea della produzione si sia portata ben sopra il livello delle 1.000 ore (1.149 per la precisione), con un ulteriore crescita nel 2013 (1.172 ore).
Per conoscere il valore reale della produttività di tutto il parco fotovoltaico italiano bisogna far riferimento ai calcoli elaborati dal GSE nei suoi rapporti annuali considerando solo gli impianti installati all'inizio di ogni anno: 1.195 ore nel 2010 (13,6%), 1.325 ore nel 2011 (15,1%) e 1.312 ore nel 2012 (15,0%). Per il 2013 ancora non ci sono i dati del GSE ma la produttività dovrebbe essere in calo a causa della piovosità elevata, probabilmente intorno alle 1.250 ore. Sembra che dal 2011 ci sia stata una tendenza all'incremento della produttività, da attribuire molto probabilmente alla maggiore presenza, a partire da quell'anno, di grandi impianti posti a terra o su tetti piani, piuttosto che piccoli impianti domestici posti su tetti inclinati. Infatti i primi hanno la possibilità di installare i pannelli fotovoltaici secondo orientamento e inclinazione ottimali, massimizzando la produzione, mentre i secondi devono necessariamente adattarsi alle caratteristiche del tetto. Anche l'utilizzo di sistemi ad inseguimento (ancora più produttivi) può avere inciso ma non conoscendo qual è la potenza installata di questa tipologia di impianti in Italia, è difficile capire quanto. Da dire che con il nuovo corso basato su piccoli e medi impianti in autoconsumo prevalentemente domestici, i dati della produttività potrebbero tornare leggermente a scendere.

Per il 2014 e gli anni successivi è difficile fare stime precise. Il calo dei consumi elettrici e dei relativi prezzi per l'energia e la congiuntura economica negativa non invogliano molto a fare investimenti, soprattutto nel settore degli impianti aziendali, che avendo taglie più grandi rispetto agli impianti domestici sono in grado di fare la differenza in termini di potenza complessiva installata. Interventi normativi recenti come la regolamentazione dei cosiddetti Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) e soprattutto l'estensione dello scambio sul posto per gli impianti fino a 500 kW dagli attuali 200 contenuta nel decreto legge 24 giugno 2014, n. 91 (Decreto Competitività), convertito in legge con modifiche in agosto, potrebbero migliorare la situazione.
Secondo la Strategia Energetica Nazionale varata dal Governo a marzo 2013, si dovrebbero installare in media circa 1.000 MW ogni anno fino al 2020. Un programma che, all'attuale stato delle cose, pare ottimistico.

Tra tutte le fonti rinnovabili la fotovoltaica può essere considerata sicuramente quella più diffusa e distribuita sul territorio. Gli impianti che possono essere considerati "grandi" (il concetto di grandezza varia in funzione della tecnologia), ovvero quelli con potenza maggiore di 200 kW, rappresentano il 63,9% del totale (dati 2012), decisamente meno rispetto alle altre fonti. L'enorme numero di 579.524 impianti installati raggiunto nel 2013 è un altro chiaro indice della parcellizzazione della potenza installata (tutti gli altri impianti di produzione elettrica sommati insieme, compresi i termoelettrici, non arrivano a 10.000 unità).
Anche la distribuzione geografica è migliore rispetto alle altre rinnovabili con una leggera prevalenza dell'installato al centro-nord (56%) rispetto al centro-sud (44%), situazione che peraltro si inverte quando si va a considerare la produzione (al sud ovviamente la produttività è maggiore).

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività dell'eolico in Italia dal 1963 al 2013
Figura 8 ()

L'eolico è stato introdotto prima nel nostro sistema elettrico rispetto al fotovoltaico ed ha avuto una progressione della potenza installata più regolare nel tempo. Ciò si spiega con il fatto che l'eolico ha il vantaggio di poter sfruttare luoghi dove l'energia offerta dalla natura risulta già particolarmente "concentrata", ovvero con alti indici di ventosità, esattamente come l'idroelettrico può sfruttare luoghi dove si raccoglie una gran quantità di acqua (il solare invece è una tipica risorsa diffusa e diluita sul territorio). Sfruttando le località più ventose l'eolico è così in grado, già da anni, di avere costi unitari di produzione che possono competere con quelli delle fonti tradizionali. In questo modo, a parte i primi anni sperimentali, si può individuare già dal1997 al 2006 una prima fase in cui si è iniziato a "fare sul serio", con una media di installazioni di 185 MW/anno, e una seconda fase di forte sviluppo iniziata nel 2007 fino al 2012, con una media di installazioni di 1.040 MW/anno e un andamento quasi lineare. Nel 2009 è anche stato toccato il record di installazioni annuali con 1.348 MW.

La produttività, dopo la fase sperimentale con valori annuali inferiori alle 1.000 ore, è andata progressivamente aumentando nella fase successiva portandosi a partire dal 1999 su un valore medio di circa 1.650 ore (18,8%) con picchi annuali di 1.800, dati statisticamente abbastanza affidabili vista la progressione modesta.
A partire dal 2007, invece, la produttività mostra un calo con un valore medio intorno a 1.500 ma a causa del maggiore incremento di installazioni questo dato risulta sottostimato per l'asincronia statistica. La produttività reale indicata dal GSE per un anno ventoso come il 2010 è di 1.748 ore, mentre per un anno poco ventoso come il 2011 è di 1.563.
Il 2012 è stato un anno molto ventoso e si è toccata una produttività di ben 1.855 ore. Peraltro, sfruttando le buone installazioni di questa fase nel 2012 la fonte eolica ha fatto segnare l'incremento di produzione più elevato di sempre (3,6 TWh).

Anche per l'eolico il nuovo sistema di incentivazione (il già citato D.M. 6 luglio 2012) ha ridotto gli incentivi e i contingenti di potenza disponibili penalizzando meno i piccoli impianti. Il sistema prevede dal 2013 al 2015 un contingente annuale di 560 MW ripartito in 60 MW per i piccoli impianti (<= 5MW) e 500 MW per i grandi impianti (> 5 MW). Considerando che i risultati dei primi bandi hanno visto una domanda ben superiore all'offerta, ci si aspetta che tutta questa potenza venga piazzata. Rispetto ai valori visti negli ultimi anni si tratta comunque di un discreto rallentamento (quasi la metà).
Nel 2013 in effetti le installazioni sono calate molto con appena 441 MW di nuova potenza (bisogna tener conto anche dei tempi necessari per costruire gli impianti). In compenso la notevole ventosità ha mantenuto per il secondo anno consecutivo la produttività su valori intorno alle 1.800 ore (aspettando i dati ufficiali).

L'eolica si conferma come una fonte dalla spiccata variabilità annuale di produzione, similmente alla fonte idrica. Da notare, comunque, come mediamente la produttività dell'eolico non stia calando a causa di un progressivo esaurimento delle località più ventose dove installare gli impianti (opinione abbastanza diffusa). D'altra parte la riduzione degli incentivi nel tempo esige di utilizzare località ben produttive.

L'eolico è un settore totalmente dominato dai grandi impianti (>1 MW) che rappresentano il 98,1% della potenza installata (7.965 su 8.119 MW nel 2012). I piccoli impianti sono cresciuti molto in numero a partire dal 2010 (anche grazie alla rilevazione statistica di impianti non censiti) e nel 2012 sono addirittura raddoppiati come potenza (da 74,4 a 154,1 MW). Nel 2013 tale tendenza dovrebbe confermarsi (non ci sono ancora i dati GSE), viste le condizioni particolarmente favorevoli previste dal sistema di incentivazione anzidetto. Complessivamente, comunque, l'apporto di nuova potenza continuerà ad avere un'incidenza risibile sul cumulato dell'installato.
Anche in termini di distribuzione geografica l'eolico non è equilibrato. La quasi totalità degli impianti si trova al centro-sud (il 97,9%), situazione che addirittura peggiora considerando la produzione (98,4%), visto che al sud, come per il solare, si trova una produttività maggiore. Tale elevata concentrazione sommata al fatto che l'eolico è una tecnologia con un carattere accentuato di intermittenza causa problemi di congestione delle reti e di sicurezza del sistema elettrico (per approfondire vedi quanto scritto a proposito delle funzioni dei sistemi di accumulo). Quando necessario Terna può obbligare gli impianti a limitare l'immissione di energia in rete causando una cosiddetta mancata produzione eolica, che in sostanza rappresenta energia rinnovabile sprecata. Nel 2009 la mancata produzione era il 10,7% del totale, nel 2010 il 5,3%, nel 2011 il 2,3%, nel 2012 l'1,1%. E` evidente, quindi, che dopo una prima fase in cui il sistema elettrico si è trovato impreparato a gestire la nuova potenza eolica, i successivi interventi hanno consentito un netto miglioramento.

Potenza efficiente lorda, produzione lorda e livelli di produttività del nucleare in Italia
Figura 9 ()

Sul nucleare non c'è molto da dire visto che nonostante oltre 20 anni di sperimentazione commerciale della tecnologia è un settore che non ha mai espresso potenze o produzioni particolarmente elevate. Il settore iniziò la produzione commerciale di energia nel 1963, ma nel 1987 l'esito del referendum abrogativo spinse il Governo di allora a decidere per una chiusura praticamente totale e immediata. In questo periodo, come si vede, la potenza non è riuscita a crescere molto, arrivando al massimo ad un picco di 1.471 MW.
Si nota comunque la tipica caratteristica del nucleare di avere una elevata continuità di produzione e quindi alti livelli di produttività. Osservando il grafico sembra che il nucleare italiano fosse in grado di raggiungere in modo stabile valori intorno alle 6.000 ore di utilizzazione (65-75%). E` evidente, però, che il verificarsi di alcuni problemi agli impianti abbia mantenuto per diversi anni la produttività su livelli anche molto più bassi (particolarmente evidente dal 1979 al 1981). Oggi un moderno impianto nucleare per riuscire ad essere economicamente competitivo con le altre forme di produzione punta ad avere livelli di produttività intorno alle 8.000 ore, ovvero un fattore di utilizzazione del 90%.