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'Darwinismo energetico': crisi dell'energia fossile e centralizzata

Rinnovabili e generazione distribuita sono destinate a mettere in crisi il modello energetico basato sulla generazione centralizzata da fossili o nucleare. Per le utility tradizionali la scelta sarà tra adattarsi cambiando oppure scomparire. Un report di Citigroup spiega quel che sta succedendo nel mondo della generazione elettrica.

“Il solare ruba il picco della domanda al gas, poi all'aumentare della penetrazione va ad intaccare il carico di base fornito da nucleare e carbone, richiedendo maggiore potenza flessibile, che viene dal gas; in una fase successiva, con la diffusione dello storage, torna a fare concorrenza con il gas, risparmiando carbone e nucleare. In questa incertezza chi vorrebbe essere un utility oggi?

La domanda viene da un recente report pubblicato da Citigroup, una tra le società di servizi finanziari più grandi al mondo. Un documento che spiega bene quel che sta succedendo nel mondo della generazione elettrica e perché le compagnie elettriche tradizionali hanno seri motivi per essere preoccupate dello sviluppo delle rinnovabili e della generazione distribuita. Con le fonti pulite sempre più competitive e nella prospettiva di un'ampia diffusione dei sistemi di accumulo, si tratta infatti di reinventarsi o perire: la dice lunga il titolo del documento, “Energy Darwinism – the evolution of the energy industry” (allegato in basso).

Nei prossimi anni le utility come le conosciamo, vi si legge, potrebbero perdere metà del loro mercato a favore di efficienza energetica, fotovoltaico con storage e altre forme di generazione distribuita. Nel cambiamento non mancano certo nuove occasioni di investimento in smart grid, accumuli e servizi downstream: “la domanda è se le utility saranno in grado di cogliere queste opportunità ed evolversi”.

Il quadro che il report traccia è quello di un cambiamento epocale. Le rinnovabili sono sempre più competitive rispetto alle fonti convenzionali: il fotovoltaico sta mostrando una curva di apprendimento vertiginosa (a ogni raddoppio della potenza installata i costi sono calati del 30%), l'eolico vede i costi diminuire meno rapidamente (con una curva di apprendimento del 7,4%), ma è già meno caro delle fonti fossili in molte situazioni; mentre sull'altro versante, se il gas ha avuto un forte calo dei costi, peraltro quasi completamente limitato al Nord America, con il boom dello shale gas, il carbone rimane sostanzialmente immobile e il nucleare dagli anni '70 sta vedendo i costi addirittura aumentare.

Insomma, le fonti pulite sono in fase di sorpasso e i progetti di nuovi impianti da fonti convenzionali “contengono molto più rischio di quanto sia generalmente riconosciuto”. Un fatto che si sta comprendendo da qualche tempo: “Anche negli Usa con il gas  da scisti (a basso prezzo, ndr) vediamo utility che abbandonano progetti di impianti a gas destinati a coprire il picco della domanda, per costruire parchi solari. Lo stesso vale per altre fonti convenzionali: ad esempio si veda la riluttanza a costruire nuove centrali nucleari nel Regno Unito e, su altri mercati, il rallentamento delle installazioni a carbone, dovuto a incertezze su prezzo, loro reale utilizzo e leggi sull'inquinamento”. Anche in Cina, si legge nel report, “la domanda di carbone raggiungerà il picco entro la decade e poi inizierà la fase di transizione”.

Il cambiamento, come detto, epocale che stiamo vivendo è ben riassunto in questo grafico che, va notato, è riferito al mix di energia primaria staunitense, dove il gas, con il boom dello shale, vive certamente un declino meno rapido.

Ma interessante è soprattutto l'analisi che il report fa dei mercati in cui la penetrazione delle rinnovabili è già oggi molto rilevante. Nel grafico qui sotto si vede l'effetto che l'ascesa delle rinnovabili, assieme ad altri fattori come il calo della domanda, ha avuto in Europa sui fattori di carico delle centrali a fonti convenzionali.

Gli analisti di Citigroup poi raccontano quanto sta accadendo in Germania, dove nelle giornate di sole il fotovoltaico “ruba” quasi tutto il picco di domanda diurno: lì alcune centrali a gas rischiano di lavorare una manciata di giorni all'anno, con le conseguenze economiche negative che si possono immaginare per chi le gestisce. Ipotizzando che la potenza FV installata salga a 53 GW, dai 35-36 attuali, il solare andrebbe a intaccare anche il baseload o carico base, ossia toglierebbe lavoro a quelle centrali che lavorano quasi tutto il tempo, cioè quelle alimentate a carbone e a nucleare. A questo punto ci si potrebbe trovare nella situazione, già verificatasi diverse volte sul mercato tedesco, di dover cedere l'elettricità a prezzi negativi: cioè pagare per immettere in rete l'elettricità (quando è più oneroso spegnere e riaccendere gli impianti).

Una soluzione a questo problema potrebbe venire dalla diffusione degli accumuli, che, distribuendo l'elettricità del FV sulle varie fasce orarie, gli impedirebbe di intaccare il baseload. Ovviamente questo però danneggerebbe le centrali più flessibili, quelle a gas, usate per coprire i picchi di domanda, che si vedrebbero togliere il lavoro dallo storage. Insomma, la situazione per le utility è complicata, visto che con l'introduzione degli incentivi per lo storage, prevede Citigroup, i sistemi di accumulo “saranno il nuovo boom del solare”, e avranno “aumenti dei volumi e riduzioni di prezzo simili a quelle vissute dal solare negli ultimi 5-6 anni”.

La strada verso la generazione distribuita pare dunque segnata e il ruolo delle grandi utility che producono energia centralizzata dovrà cambiare. Da una parte, prevede il report, ci sarà la generazione centralizzata che avrà funzioni di back-up (da questo lato gli autori del report sostengono la necessità di meccanismi di capacity payment), dall'altra si creeranno “utility molto più piccole e localizzate che gestiranno produzione e domanda di energia in reti realizzate per la generazione distribuita e per storage anche a livello di isolato”.

Se questi nuovi modelli di business saranno gestiti dalle utility tradizionali o da altri soggetti resta una questione aperta.

Il report (pdf)

 

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Commenti

gb....sull'inghilterra

Non per raffreddare i Tuoi entusiasmi...

ma l'articolo che hai postato...dice che
1) secondo i promotori dell'impianto nucleare, serve l'impianto nucleare
2) questo anche se costringerà a salire (force up) energy prices
3) il prezzo minimo dell'energia perchè un reattore sia conveniente è secondo i costruttori dell'impianto 92,50 €/mwh
4) in ogni caso, la previsione è che il primo kw -se mai arriveranno un accordo definitivo- uscirà nel 2023....con calma.
5) non ultimo....il progetto, e di progetto solo si discute, si prevede già costerà "solo" DUE MILIARDI più del previsto...:)

chissà mai se inizieranno a costruirla (i grossi fondi stranieri che fan tanta paura a Robert Key 0 six fra cui due Cinesi...) e cosa succederà da qui al 2023....poi ognuno...

@Pangloss Se ricordo bene per

@Pangloss

Se ricordo bene per il progetto a largo di Termoli erano previste ben 2700 ore equivalenti....
Calcola che in UK si stanno cercando di creare le condizioni per cui l'offshore costi meno di 100 £/MWh (nel 2020).

Veramente alcuni mari

Veramente alcuni mari italiani, sono più ventosi (ed enormemente più estesi e meno soggetti a controversie locali) delle zone dell'Appennino dove oggi si concentrano gli impianti eolici nazionali.

http://zzannzini.egloos.com/465848

Alcune di queste aree (Puglia, sud della Sicilia) sarebbero già alla portata delle tecnologie commerciali (il maggior costo sarebbe compensato da incentivi maggiori), e infatti da quelle parti c'è in progetto un primo impianto offshore

http://www.4coffshore.com/windfarms/gargano-sud-italy-it08.html

e un altro in Sicilia, addirittura a 60 km dalla costa.

http://www.4coffshore.com/windfarms/talbot-italy-it32.html

Naturalmente sono già sotto tiro da vari comitati.

Da notare che nel golfo di Gela ce n'era uno in progetto con Enel come partner che è stato cancellato.

http://www.4coffshore.com/windfarms/golfo-di-gela-italy-it01.html

Io non so se Enel abbia detto a EGP di non fare impianti in Italia, è una cosa che mi è stata riferita, ma non mi sembra strano che la casa madre si coordini con una sua controllata, perchè le politiche della seconda non danneggino la prima.

Mi sorprende invece che RobertoK e GP siano invece così sicuri che è impossibile... evidentemente monsieur Candide è ancora fra noi

@ Roberto E mettici anche il

@ Roberto

E mettici anche il "NO a tutto sempre e comunque" che va molto in voga di questi tempi nel nostro Paese.
Intanto in UK si parte con il nuovo nucleare, per la verità costosetto (il costo del mercato libero, se fosse finanziato direttamente dalle bollette costerebbe metà) ma si parte...

http://www.telegraph.co.uk/earth/energy/nuclearpower/10393043/New-nuclea...

@alsarago58 "Non a caso si

@alsarago58

"Non a caso si dice che Enel sia intervenuta sui vertici di Enel Green Power, ordinandogli di non costruire mai e poi mai impianti eolici offshore nel nostro paese..."

Il potenziale da eolico off-shore in Italia e- minimo... la conformazione delle coste e dei fondali nelle zone ventose e' tale per cui non si possa sfruttare il vento, non con la tecnologia attuale, bisognera, eventualmente aspettare le turbine galleggianti, per le quali non esistono ancora modelli "a catalogo".
Riprova con altro gossip basato sul nulla... "si dice"!

R.

"Non a caso si dice che Enel

"Non a caso si dice che Enel sia intervenuta sui vertici di Enel Green Power, ordinandogli di non costruire mai e poi mai impianti eolici offshore nel nostro paese..."

http://www.youtube.com/watch?v=JCNO_ZAHfR8

ma di rilanciare i consumi

ma di rilanciare i consumi elettrici non si parla
programmi per riportare in italia e in europa attività produttive energivore, elettrificazione dei porti per spegnere i motori a gasolio delle navi, elettrificazione delle ferrovie, pompe di calore in ospedali e amministrazioni pubbliche, detassazione dei consumi elettrici per privati e aziende
il problema è il cronico squilibrio tra domanda e offerta

Enel Offshore

Starace a Milano ha detto che l'Italia è un mercato ormai marginale per Enel Green Power e penso che Alsarago abbia informazioni corrette da questo punto di vista.

Adami, ovviamente non me l'ha

Adami, ovviamente non me l'ha detto Conti in un orecchio, ma un operatore dell'eolico ben addentro alle cose romane.
Fatto sta che per ora, nonostante ci siano incentivi maggiorati per l'offshore, proteste a go-go per l'onshore e buona ventosità nel basso Adriatico e nel canale di Sicilia per l'eolico offshore convenzionale, e molta di più intorno a Sicilia e Sardegna per quello galleggiante, nessuno ha ancora piantato una turbina al largo.

Ovvio che le utilities si butteranno a pesce sul mercato delle rinnovabili in leasing, come dicevo in altro intervento lo aveva già annunciato qualche articolo fa il direttore della ricerca Enel.
Nulla di male in questo, più competizione c'è e meglio sarà. L'importante è che non facciano qualche gabola normativa per riservare questo mercato solo a loro, che così provvedano a strozzarlo facendo i soliti cartelli.

"Mah, vedendo la situazione

"Mah, vedendo la situazione italiana, mi pare che il capacity payment le utilities del termico se lo facciano già da sole: nel picco serale, quando il FV non può intervenire si fanno pagare l'elettricità carissima, per compensare la perdita del picco diurno."

Sono d'accordo.

E sono d'accordo con Adami quando dice che, non appena le utility lo riterranno profittevole, inonderanno il mercato di soluzione FER in leasing. Perchè è chiaro, non hanno nessun preconcetto contro le rinnovabili, basta fare profitto.

Alsarago

Enel sarebbe intervenuta per una cosa simile?
Dove la hai sentita? Mi pare un tantino azzardata
Egp non installa eolico offshore perchè ci sono i no-a-tutto e il potenziale offshore italiano fa poco più che schifo, purtroppo.

Non mi stupirebbe che le stesse utility, che peraltro appena annusano odore di euro si convertono subito, diano impianti FER in leasing con accumulo in futuro garantendoti uno scambio con la rete magari meno oneroso

"da questo lato gli autori

"da questo lato gli autori del report sostengono la necessità di meccanismi di capacity payment"

Mah, vedendo la situazione italiana, mi pare che il capacity payment le utilities del termico se lo facciano già da sole: nel picco serale, quando il FV non può intervenire si fanno pagare l'elettricità carissima, per compensare la perdita del picco diurno.
Con accumuli che spostassero parte del FV alla sera (che l'Italia, fra l'altro, in gran parte già avrebbe), le utilities si farebbero pagare un po' meno cara l'elettricità del picco serale, ma un po' più cara quella del picco diurno, non più coperto interamente dal solare.

Come al solito il mercato escogita rimedi che precedono le normative.

Il vero terrore per loro, secondo me, è che l'Italia incrementi ancora l'eolico, che, come si vede nelle giornate ventose, è in grado di piallare il costo dell'energia a tutte le ore.
Non a caso si dice che Enel sia intervenuta sui vertici di Enel Green Power, ordinandogli di non costruire mai e poi mai impianti eolici offshore nel nostro paese...