di Amory Lovins, Kenneth Davies, Nathan Glasgow*

Poco nota al grande pubblico la generazione distribuita (Gd) di energia elettrica occupa un’importante fetta del mercato in alcuni Paesi. Nel 2004, il 52% dell’elettricità generata in Danimarca, il 39% nei Paesi Bassi, il 37% in Finlandia, il 31% in Russia, il 18% in Germania, il 16% in Giappone, il 16 % in Polonia, il 15% in Cina, il 14% in Portogallo, e il 11% in Canada era prodotta attraverso la Gd. Nonostante questi numeri, tale tecnologia è ancora assente in molte statistiche e proiezioni ufficiali, sottovalutata nei media e spesso considerata dai politici e dal legislatore come irrilevante e secondaria. Una raccolta recente di dati ufficiali del settore industriale, pubblicata nel giugno 2005 dal Rocky Mountains Institute (Rmi) rivela che a livello mondiale la minigenerazione ha già superato l’energia nucleare sia in termini di produzione annuale, nel 2005, sia in termini di capacità installata, dal 2002, e in termini assoluti questa differenza tende addirittura ad aumentare. Nel 2004, la Gd è aumentata più dell’energia nucleare, rispettivamente di 2,9 volte in termini di energia prodotta e di 5,9 volte in termini di nuova potenza installata.

Nel 2004, circa il 65% della capacità installata e il 77% della Gd proveniva dalla cogenerazione (Chp) alimentata con combustibili fossili, mentre il resto dalle varie fonti rinnovabili. Il rapporto Rmi probabilmente fornisce una valutazione sottostimata dei dati reali di entrambe le categorie. Una pubblicazione similare e separata attualmente in fase di stampa presso il Worldwatch Institute a firma di Eric Martinot arriva a conclusioni affini, sebbene identifichi un potenziale di idroelettrico di piccola taglia maggiore in quanto utilizza la definizione cinese di piccola taglia (fino a 30 MWe invece che 10). Entrambi gli studi – Rmi e Martinot – omettono di considerare i progetti idroelettrici di grossa taglia che rappresentano a livello mondiale il 20% della capacità installata ed il 17% della generazione netta di elettricità. Non sono disponibili dei dati dettagliati sul mix di combustibili utilizzati nella cogenerazione, anche se in base alle stime di WADE – World Survey of Decentralized Energy – per il 60%-70% si tratta di gas naturale. Ciò implica una intensità in termini di anidride carbonica pari all’incirca alla metà del livello medio globale della generazione centralizzata alimentata da combustibili fossili, nella quale il carbone occupa  una posizione predominante (30%- 80% al variare del combustibile e dell’efficienza).

Poca CO2 Considerando che tutte le fonti rinnovabili di energia individuate risultano a emissioni di anidride carbonica nulle, così come l’energia nucleare al netto della dismissione e dello smaltimento dei rifiuti, anche le fonti di elettricità indicate nelle figure 1 e 2 sono ad emissioni minime o nulle. Come si vede, la Gd risulta più significativa rispetto all’energia nucleare, che peraltro spesso usufruisce di elevati sussidi governativi. Nei primi quindici anni dello sviluppo industriale del nucleare, tale tecnologia ha ricevuto sussidi al kWh 30 volte maggiori rispetto a tutte le altre fonti rinnovabili.

Divergenza
Analizzando gli scenari di diffusione al 2010 delle diverse tecnologie appare evidente come il nucleare nei prossimi anni venga nettamente superato dalle forme di generazione distribuita. Questa conclusione potrebbe essere ancora rafforzata se considerassimo anche i risparmi legati al settore della domanda di energia. Tuttavia, pochi paesi e nessuna organizzazione internazionale hanno considerato in maniera adeguata i dati aggiuntivi legati all’efficienza energetica degli usi finali. Persino negli Usa, dove già un decennio fa esistevano dati dettagliati anno per anno, solo pochi Stati effettuano stime adeguate dei dati aggiuntivi sui risparmi.

Ciò nonostante, come indicatore approssimativo dei progressi dal lato della domanda, il decremento dell’1,98% dell’intensità elettrica statunitense nel 2003 (qualsiasi sia la causa) corrisponderebbe a un risparmio di 13,8 GW – 6,3 volte i 2,2 GW provenienti dai programmi di gestione della domanda dichiarati dalle utilities americane. Inoltre, il calo di intensità del 2,3% del 2004 comporta un risparmio di più di 16 GW (con l’aggiunta di 1 GW/annuo proveniente dai programmi di risparmio delle utilites). Considerando che gli USA utilizzano solo un quarto dell’elettricità mondiale, appare difficile immaginare che i risparmi di energia a livello mondiale non superino i valori globali relativi alla generazione distribuita (24 GW nel 2003, 28 GW nel 2004). Quindi, il contributo globale della generazione decentrata e delle azioni di risparmio superano di un ordine di grandezza il valore di crescita annuale della capacità nucleare.

Il fatto che tale conclusione sia per lo più sconosciuta a molti politici, commentatori e investitori è di per sé rilevante, ma soprattutto può condurre a decisioni sbagliate e a ingenti perdite finanziarie. Per esempio, le società elettriche Usa, recentemente hanno fatto registrare perdite per oltre $100 miliardi in relazione alla costruzione di circa 200 GW di impianti a ciclo combinato per la mancanza di una adeguata domanda elettrica. Il recente Us Energy Policy Act dell’8 agosto 2005 prevede un aumento significativo dei sussidi per la realizzazione di nuovi impianti centralizzati, in apparente contrasto con le recenti riduzioni dell’intensità di energia primaria e di energia elettrica del PIL pari rispettivamente al 2,5%/anno e il 2%/anno.

Considerando che circa il 78% dell’incremento dei servizi energetici Usa forniti nell’ultimo decennio è stato coperto grazie a una lieve riduzione dell’intensità energetica e solo il 22% dagli aumenti della produzione di energia, si può dire che i quattro quinti dell’andamento reale dei mercati energetici rimangono pressoché invisibili. Questo fatto rischia di far ripetere il crollo del prezzo del petrolio verificatosi alla metà degli anni 80, quando l’espansione dell’offerta sussidiata si è scontrata con le riduzioni significative dell’intensità energetica (provocata dalle politiche nazionali della fine degli anni 70 e dallo shock del prezzo del petrolio del 1979), contribuendo alla saturazione dei mercati energetici e provocando la bancarotta di operatori energetici. Ovviamente, qualcosa di diverso dalle politiche nazionali è all’origine della impressionante transizione in atto, in particolare nel settore elettrico, dalla più favorita forma di produzione centralizzata alla generazione distribuita.

I prezzi relativi tra le varie forme di energia potrebbe giocare un ruolo rilevante in questa analisi. L’ipotesi che si acquisti un quantitativo maggiore di “micro- energia” (ed efficienza elettrica negli usi finali) in virtù dei costi più bassi di quest’ultima rispetto alle fonti centralizzate, è suffragata da un’analisi del Rmi (A.B. Lovins, Nuclear power: economics and climate- protection potential, www.rmi.org/ sitepages/pid171.php#E05-08) in cui si compara il costo marginale delle varie forme di energia. Le fonti centralizzate devono aggiungere un costo di distribuzione al dettaglio, che negli Usa (con l’inclusione delle perdite medie della rete) raggiunge 2,75 cents/kWh. La quota di distribuzione è invece chiaramente esclusa dal calcolo dei costi relativo alla generazione decentrata. I tredici miliardi di dollari dei sussidi federali Usa all’energia nucleare approvati di recente – approssimativamente il costo capitale di 6 nuovi GW – potrebbero equivalere a un taglio dei costi dai 9,8 cent/kWh (utilizzando una vita media di 40 anni e un fattore di capacità dell’85%) ai 7,0 cent/kWh. Nel frattempo, una tassa fissa e/o un prezzo di mercato di 100 $ per tonnellata di carbonio potrebbero comportare un aumento del costo nominale di un kWh di carbone dai 7,2 ai 9,7 cent/kWh (al prezzo di $ 1,33/GJ di carbone), e del costo di un kWh di ciclo combinato alimentato a gas dai 6,7–8,6 cent/kWh ai 7,8–9,8 cent/kWh, ipotizzando un prezzo del gas di $3,6–7,6/GJ.

Questa ipotesi è equivalente a considerare questi prezzi del gas già in fase iniziale, con un tasso reale di sconto del 5%/annuo ipotizzato per tutti gli impianti centralizzati. Tutti i dati relativi agli impianti centralizzati sono ripresi dallo studio 2003 MIT The Future of Nuclear Power.

Nucleare fallito

La legge energetica nazionale Usa del 2005 rappresenta quindi un tentativo di attenuare il fallimento di mercato dell’energia nucleare cercando di incrementare la competitività di tale tecnologia a scapito degli impianti a gas e a carbone concorrenti. Sarà presto chiaro che questi sono “falsi” concorrenti, in quanto queste tre tipologie di impianti risultano non competitive rispetto a tre altre opzioni: energia eolica e altre rinnovabili, cogenerazione ed efficienza negli usi finali. I comportamenti di mercato osservati, che favoriscono fortemente queste opzioni, confermano che al di là delle intenzioni della politica – in questo caso il rilancio dell’energia nucleare e l’attenuazione del fallimento di tale tecnologia – è proprio il mercato a guidare il risultato finale, in quanto gli impianti decentrati continueranno a primeggiare grazie ai costi più bassi.

Le ipotesi sui costi delle fonti decentrate sono state deliberatamente scelte in modo da favorire la valutazione relativa agli impianti centralizzati attraverso:

  • costi di consegna marginali sottostimati;
  • valutazione di un costo di integrazione di 0,9 cent/kWh per l’energia eolica, mentre per gli impianti centralizzati non è stato considerato il margine di riserva (tutti i tipi di generatori sono intermittenti, e differiscono solo nella dimensione, frequenza, durata, causa e prevedibilità dell’interruzione della fornitura di elettricità);
  • possibilità di abrogare la Production  Tax Credit dell’energia eolica, ma non i sussidi precedenti all’anno 2005 per gli impianti centralizzati (quelli per l’energia nucleare eccedono di molto la PTC);
  • considerazione di costi elevati per l’energia eolica (il costo base ipotizzato per un progetto trentennale che include il PTC livellato di 0,86 cent/kWh, è 3,0–3,5 cent/kWh – due volte il prezzo dei progetti attuali più economici);
  • considerazione di una valutazione dei costi di tipo statico piuttosto che il trend dei costi, che favorirebbe fortemente la microgenerazione e l’efficienza (viene indicata solo la riduzione attesa di un cent/kWh dei costi dell’energia eolica al 2012).

I costi della cogenerazione si basano su prezzi del gas naturale pari a $5,4–8,7/GJ, $1/GJ più elevati rispetto agli impianti centralizzati, con un 10%/annuo di ritorno in 25 anni. I costi della cogenerazione industriale si basano su cinque progetti considerati come rappresentativi negli USA. I progetti di cogenerazione industriale di tipo convenzionale individuati hanno taglia compresa nell’intervallo dei 28-64 MWe. I progetti da 60-160 MWe che utilizzano calore di scarto, con circa 94 GW di potenziale non sfruttato, producono elettricità ad un costo negativo in quanto il valore del calore gratuito di alimentazione ripaga il capitale e i costi operativi che derivano dalla assenza di combustibili.

La cogenerazione alimentata a gas consente di ottenere costi più bassi nel settore civile rispetto al comparto industriale se è ottimizzata (normalmente per mezzo della trigenerazione, con sistemi ad efficienza pari o superiore allo 0,9) e inserita in un contesto dove sono già stati effettuati miglioramenti dal lato dell’efficienza energetica.

Fluttuazioni dei costi
Infine, il costo dell’elettricità risparmiata varia ampiamente (come anche nel caso della produzione di energia), ma è spesso inferiore ad 1 cent/kWh negli interventi nel comparto industriale e in quello commerciale. Può essere più elevato per molti programmi residenziali ma può persino risultare inferiore a zero per alcuni progetti. Questo perché in alcuni casi spesso vengono ridotti, o eliminati gli impianti di climatizzazione o altre parti dell’intero sistema.

Il vantaggio di costo delle fonti decentrate è significativo anche rispetto ad eventuali miglioramenti delle tecnologie relative agli impianti centralizzati. Per esempio, persino nel caso che un nuovo tipo reattore a fusione o fissione potesse generare gratuitamente vapore alla turbina, il bilancio dei costi dell’impianto sarebbe comunque ancora troppo elevato. Tuttavia, le comparazioni presentate fino ad ora includono un altro punto in favore degli impianti centralizzati: esse non considerano i 207 benefici della generazione distribuita descritti dal libro di RMI Small Is Profitable: The Hidden Economic Benefits of Making Electrical Resources the Right Size tranne uno (l’integrazione termica).

Nell’insieme, considerare tali benefici che generalmente si applicano mutatis mutandis alle fonti  decentrate – sia sul lato della domanda che su quello dell’offerta – rende tali fonti energetiche tipicamente più interessanti di un ordine di grandezza. Questo è sufficiente per destabilizzare ogni tipo di decisione di investimento. I benefici “distribuiti” sono riconosciuti ed apprezzati sempre di più dai mercati internazionali e quindi il già evidente vantaggio economico ad essi legato dovrebbe assumere sempre più forza. Questo incremento del valore dei benefici della generazione distribuita deriva da tre fattori, senza considerare le esternalità come i benefici sociali ed ambientali. I benefici economici più rilevanti hanno le loro radici nell’economia finanziaria, per esempio: Le fonti rinnovabili eludono i rischi finanziari legati alla volatilità dei prezzi dei combustibili, aggiungendo circa 1–2 cent/kWh al valore di un tipico progetto eolico.

Inversamente, considerando un tasso di sconto per tenere conto dei rischi, il valore attuale del costo del gas per un impianto a ciclo combinato dovrebbe essere approssimativamente raddoppiato (ipotizzando che i prezzi del gas abbiano un tasso di volatilità pari solo a tre volte quello del mercato azionario. Ultimamente, il tasso di volatilità è persino superiore). Moduli di piccole dimensioni hanno un rischio finanziario minore rispetto a progetti con lunghi tempi di implementazione e di grosse dimensioni. In una tipica applicazione, questo fattore da solo può incrementare il costo capitale di confronto con una fonte distribuita, come il fotovoltaico, di un fattore di circa 2,7.

Fonti mobili possono essere fisicamente riposizionate per adattarsi ad eventuali modelli di crescita della rete elettrica. Questi ed altri benefici economicofinanziari innalzano il valore dei progetti di energia decentrata fino ad un livello vicino ad un valore doppio qualora si tratti di fonti rinnovabili, o da tre a cinque volte negli altri casi. Poi ci sono i benefici legati alle perdite di rete evitate, alla maggiore affidabilità e resilienza, alla gestione più semplice delle interruzioni, al controllo della potenza reattiva e alla vita più prolungata delle linee di distribuzione. Nel complesso, questi benefici contribuiscono ad incrementare il valore di due o tre volte – anche oltre se il sistema di distribuzione è congestionato, se altre circostanze contribuiscono a evitare la necessità di potenziare la rete di distribuzione, o se è necessaria “energia” di elevata qualità.

L’insieme dei benefici può raddoppiare il valore economico di questi sistemi, senza considerare le opportunità per l’accumulo e la riutilizzazione del calore di scarto. Un ulteriore vantaggio chiave caratterizza le fonti di generazione distribuita: la loro rapida diffusione. E questo sia per la produzione su larga scala di queste tecnologie – si tratta di costruire oggetti che spesso assomigliano più ad automobili che a cattedrali – che per la rapidità della loro installazione. Inoltre, si tratta di applicazioni che possono essere gestite da attori presenti sul mercato numerosi e diversificati, utilizzando transazioni di mercato di routine piuttosto che facendo ricorso ad istituzioni finanziarie altamente specializzate.

 La California ha sperimentando questi effetti dal 1982 al 1985, quando i politici locali hanno sollecitato l’impiego di un mix diversificato di tecnologie da installare rapidamente in un contesto relativamente bilanciato tra investimenti sul lato dell’offerta e su quello della domanda.

In quegli anni, senza le attuali considerazioni sul cambiamento climatico o sulla sicurezza degli approvvigionamenti, le richieste delle tre compagnie elettriche hanno portato ai seguenti risultati (rispetto ai 37 GW di potenza di punta del 1984):

  • 23 GW (62% del carico) di efficienza elettrica negli usi finali contrattualizzata da installare nel decennio successivo; 
  • 13 GW (35%) di nuova potenza, principalmente rinnovabile;
  • 8 GW (22%) di nuova potenza aggiuntiva, più ulteriori 9 GW (25%) di nuova offerta ogni anno.

Queste offerte rappresentavano il 144% del carico di picco del 1984, eccedendo le previsioni di crescita del carico. Se gli ordini non fossero stati sospesi nell’aprile 1985 a causa dell’eccesso di energia, un altro anno di acquisizioni ad un tale ritmo potrebbero aver contribuito ad eliminare la necessità di ogni centrale termoelettrica in California, che tra l’altro sarebbe stata un’ottima idea. Le tecnologie attuali sono molto più economiche, più affidabili ed in molti casi più facilmente accessibili rispetto a quelle di 20 anni fa. Ed oggi stiamo iniziando ad accorgerci che se questioni come il cambiamento climatico sono importanti, dobbiamo assicurarci quelle opzioni che ci garantiscono la migliore soluzione sia in termini economici (per esempio al valore più basso di cent/kWh) sia in termini  temporali (per esempio nel minor numero di anni/MW). Impianti centralizzati soddisfano raramente tali requisiti di base.

Nel periodo tra il 1979 ed il 1985, per esempio, gli Usa hanno ordinato nuova capacità più nei settori del piccolo idroelettrico e dell’eolico che in quelli del carbone e del nucleare, escluse le dismissioni, per un totale di oltre 100 GW. In breve, nonostante i molti ostacoli ancora presenti, la generazione decentrata di energia registra attualmente uno sviluppo impressionante sui mercati internazionali. A parte l’efficienza negli usi finali (la combinazione di queste due soluzioni consente risultati migliori di quelli ottenuti sommando gli interventi e tanto meno considerandoli separatamente), tali sistemi sono privi di concorrenti effettivi nel mercato.

Le enormi disparità nelle scelte tra i diversi paesi, o persino tra regioni dello stesso paese, esprimono chiaramente quanta strada ancora rimane da percorrere per abbattere le barriere esistenti ad una reale ed effettiva competizione tra tutti i modi per risparmiare o produrre energia. Ma i vantaggi economici legati alle fonti di energia distribuita lasciano prevedere un rapido passaggio dalle centrali termiche di grosse dimensioni a centrali di taglia limitata e distribuite nel territorio.  

 Amory Lovins è co-fondatore del Rocky Mountain Institute (www.rmi.org), un centro di ricerca applicata indipendente e no-profit, a Snowmass, Colorado, USA. Fax: +1 970 927 4178 e-mail: ablovins@rmi.org

Ken Davies e Nathan Glasgow RMI con Master rispettivamente in ingegneria ed economia. 

*Traduzione a cura di Leonardo Massai: Titolo originale: Bigger than nuclear, in http://www.earthscan.co.uk/news/ article/mps/UAN/509/v/4/sp/, 11 febbraio 2006, Rocky Mountain Institute (RMI)