GAS E POLITICA/ L’importanza e i nemici del Piano Mattei italiano, di Marco Pugliese

GAS E POLITICA/ L’importanza e i nemici del Piano Mattei italiano

Marco Pugliese

L’accordo siglato in Libia è molto importante per l’Italia, anche in ambito europeo. Ma ci sono anche degli “alleati” che remano contro questa strategia

meloni dbeibah libia 1 lapresse1280 640x300 Giorgia Meloni con il premier libico Abdul Amid Dbeibah (LaPresse)

Partiamo da un dato: la Libia era al primo posto in Africa nell’indice Onu dello sviluppo umano, ora invece viaggia verso gli ultimi posti ed è tra i più pericolosi (ex) Stati del mondo. L’export del petrolio fino al 2011 aveva nell’italiana Eni il suo assetto principale. Ricordiamo che la Libia detiene il 38% del petrolio africano ed è in grado di soddisfare l’11% dei consumi europei. Di fatto è un Paese-asset strategico da cui la nostra produzione industriale trae linfa vitale.

Non bisogna poi dimenticare che l’Italia dal 2011 a oggi ha perduto commesse, tra infrastrutture e contratti di estrazione, per un valore di 5 miliardi di euro. Il valore in termini economici (energetico più infrastrutture) ammonta a 140 miliardi di euro nell’immediato e sarebbe pari a circa quattro volte e mezzo se l’esportazione energetica e di greggio tornasse a livelli precedenti la crisi del 2011.

Questa premessa per capire l’importanza del recente accordo Eni-Libia, di fatto pilastro di quel “piano Mattei” invocato più volte dalla premier Giorgia Meloni, che nelle dichiarazioni congiunte con il primo ministro del Governo di unità nazionale libico, Abdul Hamid Dbeibah, ha affermato: “L’Italia è impegnata a fare la sua parte, per assicurare una maggiore unità di intenti da parte della comunità internazionale sul dossier libico ed evitare il rischio che alcune influenze lavorino per destabilizzare il quadro piuttosto che favorirlo”.

Una dichiarazione che ha messo il cappello all’accordo da 8 miliardi siglato da Eni in Libia tra l’ad Eni, Claudio Descalzi, e l’ad della National Oil Corporation (Noc), Farhat Bengdara, per avviare lo sviluppo delle Strutture A&E. Questo progetto andrà ad aumentare la produzione di gas per rifornire in monopolio l’intero mercato interno libico; e l’Italia sarà il nodo principale della rete di export verso l’Europa. Il prezzo e i flussi saranno gestiti da Roma, che di fatto potrà utilizzare questo canale privilegiato come leva nei confronti del Nord Europa, altra bisettrice energetica del continente. Grazie a questi accordi il nostro Paese sarà in grado di poter gestire in equilibrio le future partite energetiche europee, senza imposizioni. Questo grazie al ruolo dato dall’autonomia energetica che si vuole raggiungere. In più l’accordo consentirà di mettere al sicuro la Libia a livello energetico, di fatto creando lavoro e portando sviluppo tecnologico al Paese, con effetti di stabilizzazione sul piano sociale.

Energia e immigrazione

Giorgia Meloni in conferenza stampa ha ricordato che “il contrasto ai flussi di immigrazione irregolare per noi rimane un dossier centrale. Nonostante gli sforzi, i numeri delle migrazioni irregolari dalla Libia verso l’Italia sono ancora alti. Gli ingressi irregolari in Italia sono oltre il 50% delle persone che vengono dalla Libia, si devono intensificare gli sforzi in materia di contrasto al traffico e alla tratta di esseri umani, assicurando un trattamento umano alle persone interessate”. In sintesi l’Italia, anche tenendo in sicurezza le installazioni Eni (già presenti nel Paese), aiuterà il Governo libico nel processo di normalizzazione.

Russia e Francia

Attualmente Russia e Francia portano in Libia armi dall’Egitto, che in segreto sogna di conquistare la Cirenaica. Il Paese tornerà in sicurezza solo con una vera e propria stabilizzazione. La Francia è nel ruolo di spettatrice interessata e non possiamo considerarla Paese amico al di fuori dell’Europa. È la stessa Francia che con Nicolas Sarkozy attaccò Gheddafi senza nemmeno avvisarci. Perché? Il funzionario Sidney Blumenthal rivelò che Gheddafi intendeva sostituire il Franco Cfa, utilizzato in 14 ex colonie, con un’altra moneta panafricana. Lo scopo era rendere l’Africa francese indipendente da Parigi: le ex colonie hanno il 65% delle riserve depositate a Parigi. Poi naturalmente sul piatto c’era anche il petrolio della Cirenaica per la Total.<

Il piano Mattei è una strategia geoeconomica atta a darci autonomia energetica, senza la quale è a rischio perfino la permanenza nel G7, o comunque tra le nazioni mondiali più sviluppate. La politica green europea è già fallimentare e con elezioni continentali il prossimo anno è bene che il nostro Governo (questo come i prossimi) stia finalmente capendo che l’Europa è piena di mezzi amici e finti alleati, che vedrebbero felicemente venir meno i nostri interessi diretti in certi scenari. In questo senso, l’accordo con la Libia ha risvolti importantissimi.

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La nuova politica energetica italiana: Interessi nazionali e transizione verde, di Svetlana Gavrilova

La nuova politica energetica italiana: Interessi nazionali e transizione verde
21.08.2023
Svetlana Gavrilova
© Reuters
Nel 2022-2023 la Repubblica italiana, come molti altri Paesi europei, ha affrontato il problema della diversificazione delle forniture energetiche. L’inverno 2022-2023 è stato estremamente mite in Europa, il che ha contribuito a evitare un aggravamento della crisi energetica, ma la situazione continua a essere piuttosto grave. In Italia, durante la premiership di Mario Draghi, è stato avviato un piano di diversificazione delle forniture energetiche con l’obiettivo di eliminare gradualmente il gas russo, sostituito principalmente da GNL, gas algerino, azero e del Nord Europa. Il governo di Giorgia Meloni continua a seguire questo piano, con l’obiettivo dichiarato di eliminare completamente la dipendenza dal gas russo entro l’inverno 2024-2025.

Nel 2022, la domanda di energia primaria in Italia è diminuita del 4,5%, raggiungendo 149.175 mila tonnellate equivalenti di petrolio, rispetto alle 156.179 mila tonnellate dell’anno precedente. Il consumo finale di energia nel Paese è diminuito complessivamente del 3,7% rispetto all’anno precedente; è stato fornito principalmente da petrolio e prodotti petroliferi (36,8%), gas naturale (27,2%) ed elettricità (22,7%). La quota delle importazioni nette rispetto all’offerta lorda di energia è aumentata dal 73,5% del 2021 al 79,7% del 2022, confermando la dipendenza dell’Italia dalle fonti di approvvigionamento estere. Sono quindi aumentate le importazioni di petrolio e prodotti petroliferi. Nell’ambito della produzione nazionale, si è registrata una diminuzione dell’energia idroelettrica e della produzione di petrolio e prodotti petroliferi. Le fonti energetiche rinnovabili hanno trovato ampia applicazione in tutti i settori (elettricità, calore, trasporti). La quota del consumo energetico totale coperta dalle rinnovabili è stimata intorno al 19%.

Il consumo energetico delle famiglie italiane nel 2022 è diminuito del 2,7%, ma i costi sono aumentati del 49,9%. Questa enorme crescita è stata mitigata da cambiamenti normativi, tra cui misure di emergenza: sono stati aboliti gli oneri di sistema per il settore dell’elettricità e del gas, sono state ridotte le imposte (in particolare, le aliquote IVA sul gas naturale e le accise sui carburanti) e sono state aumentate le prestazioni sociali. È da notare che per analizzare il fenomeno della povertà energetica nazionale e sviluppare una politica adeguata, è stata creata una struttura speciale presso il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica italiano – l’Osservatorio Nazionale della Povertà Energetica.

NORME E VALORI
L’inverno sta arrivando: Aspettative sociali dal primo inverno militare in Europa
Jacques Sapir
Le sanzioni adottate contro la Russia dai Paesi dell’UE stanno generando un importante “effetto boomerang”, che potrebbe portare a una crisi energetica globale. Lo shock sarà probabilmente avvertito dall’economia dell’UE quest’inverno e in seguito. È quindi in questo momento che sorgeranno questioni politiche cruciali sull’opportunità della politica dei Paesi dell’UE nei confronti della Russia, scrive l’esperto del Valdai Club Jacques Sapir.
OPINIONI

La componente chiave della politica energetica italiana rimane ovviamente il settore del gas. Gli impianti di stoccaggio del gas in Italia sono in grado di accumulare fino a 16,5 miliardi di metri cubi di gas, di cui 4,5 miliardi sono una riserva strategica, sufficiente a coprire il 25% del fabbisogno nazionale. La produzione di gas in Italia copre solo il 4% del fabbisogno nazionale. Rispetto al 2022, la produzione nazionale nel 2023 è diminuita del 6,5%.

I prezzi del gas in Italia sono diminuiti nel 2023, ma sono ancora ben al di sopra dei livelli precedenti al 2022. Il consumo di energia nel Paese nel suo complesso è diminuito in modo significativo, ma fattori oggettivi, come ad esempio il caldo senza precedenti dell’estate 2023, sono intervenuti nel mantenere il regime di austerità.

Nel 2023, il gas viene fornito all’Italia attraverso una rete di checkpoint e le unità di rigassificazione vengono utilizzate per trasformare il GNL in stato gassoso:

– Tarvisio (Friuli Venezia Giulia): Gas russo e del Nord Europa, gasdotto Trans Austria Gas con una capacità fino a 45 miliardi di metri cubi all’anno;
– Passo Gris (Piemonte): gas proveniente dai giacimenti del Mare del Nord, gasdotto Transitgas, capacità massima – 35 miliardi di metri cubi di gas all’anno;
– Mazara del Vallo (Sicilia): gas dall’Algeria attraverso il gasdotto Transmed, con una capacità di oltre 30 miliardi di metri cubi all’anno;
– Gela (Sicilia): gas dalla Libia attraverso il gasdotto Greenstream, con una capacità di 8 miliardi di metri cubi all’anno;
– Melendugno (Puglia): gas dall’Azerbaigian per l’Italia e il Nord Europa, attraverso il gasdotto Trans Adriatic Pipeline, con una capacità di 10 miliardi di metri cubi all’anno, di cui è previsto l’aumento;
– Panigalla (Liguria): il terminale è il primo impianto di rigassificazione in Italia, con una capacità di 3,5 miliardi di metri cubi all’anno;
– Livorno: terminale galleggiante di rigassificazione Olt, capacità 3,7 miliardi di metri cubi all’anno;
– Porto Viro (Veneto): un terminale di rigassificazione galleggiante che fornisce forniture da Qatar, Egitto, Trinidad e Tobago, Guinea Equatoriale e Norvegia, con una capacità di 4 miliardi di metri cubi all’anno.

Nel 2022-2023 le importazioni di gas italiano sono cambiate in modo significativo: La Russia ha smesso di essere il leader del mercato del Paese. L’Algeria gioca ora un ruolo chiave: gli accordi bilaterali sono stati conclusi prima da Mario Draghi e poi da Giorgia Meloni.

È da notare che la prima visita di Stato di Giorgia Meloni nel 2023 è stata effettuata in Algeria. Allo stesso tempo, nel 2022 l’Algeria ha sostituito la Russia come principale fornitore di gas all’Italia. Nel 2023, la sua quota è salita al 36%, mentre la quota delle forniture russe è scesa dal 38,2% del 2021 al 15%. Il Paese sta lavorando per aumentare le importazioni di gas da Angola, Cipro, Congo, Egitto, Indonesia, Libia, Mozambico, Nigeria, Qatar e Repubblica del Congo.

Il Congo gioca un ruolo importante nel mercato italiano del gas: dal 2023, grazie allo sviluppo del progetto GNL, si prevede di acquistare oltre 4,5 miliardi di metri cubi all’anno. L’Italia prevede di ricevere 3 miliardi di metri cubi all’anno dall’Egitto. Sono in corso trattative con il Qatar per aumentare la sua quota di forniture di GNL. La quota della Libia nel mercato energetico italiano è in calo quasi annuale dal 2015. Contemporaneamente, durante la visita di Giorgia Meloni nel Paese, è stato concluso un nuovo accordo tra Eni e la Libyan National Oil Corporation per investire nello sviluppo di due giacimenti al largo delle coste libiche che, secondo le previsioni, copriranno il fabbisogno della domanda interna libica, oltre a garantire l’esportazione verso l’Italia e altri Paesi europei. L’Azerbaigian è diventato un altro importante fornitore di gas per l’Italia: le importazioni da questo Paese hanno raggiunto il 14% e si prevede di aumentare la capacità del gasdotto transadriatico. L’Azerbaigian è il terzo Paese, dopo l’Algeria e la Libia, su cui l’Italia punta per aumentare le sue forniture di gas e sostituire quelle provenienti dalla Russia.

Il GNL sta ovviamente giocando un ruolo sempre più importante nelle forniture italiane, per le quali si prevede l’apertura di ulteriori impianti di rigassificazione. Le forniture di GNL all’Italia sono di fatto raddoppiate negli ultimi due anni: nel 2022, la sua quota era del 20,7%; all’inizio del 2023 era di circa il 23% e continua a crescere.

Gli accordi con l’Algeria e la Libia, così come una maggiore cooperazione con altri Paesi fornitori, sono componenti del “Piano Mattei” del governo di destra. Un ruolo fondamentale nella sua attuazione è assegnato alla società Eni, che è sempre stata presente nel continente africano da oltre mezzo secolo. Con l’aumento della capacità del gasdotto transadriatico, anche l’Azerbaigian diventerà una componente importante del Piano Mattei. La completa riduzione della dipendenza dalle forniture russe è uno dei punti chiave del Piano; tuttavia, aumentare l’importanza dell’Italia nel contesto della garanzia della sicurezza energetica dell’Europa è ovviamente il suo compito principale. La Repubblica italiana cerca di aumentare la propria influenza nel Mediterraneo attraverso l’energia: il Paese persegue costantemente una politica di rafforzamento del proprio ruolo nell’arena internazionale e la regione è tradizionalmente di particolare interesse per l’Italia in questo contesto.

Allo stesso tempo, nel giugno 2023 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica italiano ha inviato a Bruxelles una proposta di aggiornamento del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC). Il PNIEC, si legge sul sito del Ministero, “è uno strumento fondamentale che segna l’inizio di importanti cambiamenti nella politica energetica e ambientale del nostro Paese verso la de-carbonizzazione. L’obiettivo è quello di attuare una nuova politica energetica che garantisca la piena sostenibilità ambientale, sociale ed economica del territorio nazionale”.

Il PNIEC ha fissato gli obiettivi nazionali fino al 2030 per l’efficienza energetica, le fonti rinnovabili e la riduzione delle emissioni di CO2, nonché gli obiettivi per il rafforzamento della sicurezza energetica, il mercato unico dell’energia e la ricerca, l’innovazione e la competitività, la mobilità sostenibile, definendo per ogni area le misure che saranno attuate per garantirne il raggiungimento. Il piano prevede una riduzione significativa del consumo di gas entro il 2030. Il PNIEC è stato creato per consentire all’Italia, entro il 2030, di raggiungere quasi tutti gli obiettivi ambientali e climatici dell’UE, in alcuni casi “superando” gli obiettivi precedenti.

L’Italia, secondo il PNIEC, sta prestando grande attenzione alle fonti di energia rinnovabili. Si presume che la crescita del settore delle energie rinnovabili, accompagnata da un uso più efficiente dell’energia, contribuirà alla riduzione delle importazioni (dalla Russia e da altri Paesi), al fine di aumentare l’indipendenza energetica del Paese. Tuttavia, gli investimenti in nuovi terminali GNL, rigassificatori e gasdotti continueranno a crescere. È evidente la contraddizione tra il Piano Mattei e il PNIEC, che non fa guadagnare punti politici al governo di destra al potere nel Paese. Nel breve termine, nonostante gli investimenti nelle energie rinnovabili, il gas naturale e il GNL continueranno a essere risorse importanti per soddisfare il fabbisogno energetico nazionale. Va notato che ciò è accompagnato da investimenti aggiuntivi, che avrebbero potuto essere evitati se i volumi delle forniture di gas russo fossero stati mantenuti.
Questi costi, a loro volta, non contribuiscono alla crescita degli investimenti nel settore delle energie rinnovabili: infatti, il rifiuto dell’Italia alle forniture russe sta rinviando la “transizione verde” nel Paese.
È evidente che l’Italia intende diventare un hub energetico chiave per il Mediterraneo nel contesto delle forniture di gas ai Paesi europei, e tutti i passi compiuti dal Paese nel campo della “nuova politica energetica” sono finalizzati principalmente al raggiungimento di questo obiettivo politico.

La “transizione verde” sta chiaramente passando in secondo piano, nonostante gli obiettivi dichiarati nel PNIEC, poiché la componente economica non consente al governo di privilegiarla. Combinando questi due binari, che quasi si escludono a vicenda, la Repubblica italiana cerca di affermarsi in due dei ruoli più importanti che si è scelta: attore attivo e indipendente nelle relazioni internazionali e membro importante della casa paneuropea, sostenendo con coerenza i valori fondamentali dell’UE. Il tempo ci dirà quanto successo potrà avere una simile politica delle “due sedie”, ma sembra più probabile uno scenario in cui gli interessi nazionali giocheranno ancora un ruolo di primo piano.

Il destino dell'”Agenda verde”: Il multilateralismo ha un futuro?
26.04.2022
Nilanjan Ghosh
© Reuters
L'”Agenda verde” ha connotazioni diverse in varie parti del mondo. Questo porta a un’enorme divergenza nella definizione di ciò che costituisce una “ripresa verde” dalla pandemia. Il multilateralismo può essere utile quando si tratta di delineare in modo globale e uniforme l'”Agenda verde”, riconoscendo le esigenze di sviluppo e le sfumature delle dinamiche di conservazione-sviluppo-sussistenza delle varie parti del mondo in via di sviluppo e sottosviluppato. In caso contrario, il multilateralismo risponderà solo alle esigenze dei ricchi e sarà in contrasto con la giustizia distributiva su scala globale.

La priorità principale del mondo in via di sviluppo dopo la pandemia è la promozione della crescita economica. Il feticismo della crescita domina in gran parte dei Paesi in via di sviluppo, nonostante l’impegno di molti di essi a raggiungere le emissioni “nette zero” entro le scadenze stabilite. Qui sorge un conflitto, poiché è universalmente riconosciuto che il riscaldamento globale e il cambiamento climatico sono il risultato della sfrenata propensione dell’umanità alla crescita economica senza tenere conto dei “costi della crescita”. Ancora una volta, la maggior parte degli impegni climatici dei Paesi in via di sviluppo si basa su una transizione energetica dalle fonti di combustibili fossili alle fonti di energia rinnovabili! Gran parte del Sud globale, guidato dai Paesi BRICS, ritiene ancora che una semplice transizione energetica possa risolvere i problemi del cambiamento climatico. Pertanto, continuano a modificare in modo sfrenato l’uso del suolo, distruggendo l’ecosistema per soddisfare le esigenze infrastrutturali. In mezzo a questa sfrenata propensione alla crescita economica e all’urbanizzazione, quasi non si riconosce che gli ecosistemi forestali e costieri sono pozzi di carbonio, il cui ruolo di stoccaggio del carbonio e di sequestro annuale del carbonio non può essere sostituito da una semplice transizione energetica. Piuttosto, questi cambiamenti sfrenati nell’uso del suolo per progetti infrastrutturali contrastano gli impatti positivi che altrimenti si otterrebbero con una transizione energetica.

Per questo motivo, l'”Agenda verde” ha connotazioni diverse in varie parti del mondo. Questo porta a un’enorme divergenza nella delimitazione della “ripresa verde” dalla pandemia. Qui sta il problema: in tutto il mondo è stata data un’interpretazione uniforme della “ripresa verde”. Ora, l’agenda dell’OCSE per la ripresa verde si basa su tre priorità:

inibire la diffusione e sradicare il virus;

creare condizioni favorevoli per una ripresa su larga scala; e

creare opportunità per rilanciare la crescita economica, perseguendo contemporaneamente le priorità del “decennio d’azione” per raggiungere gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) dell’Agenda 2030.

L’OCSE e molti altri hanno sostenuto che l’azione per il clima crea opportunità di crescita economica, redditi e posti di lavoro. È in questo contesto che l’OCSE esprime “… Le sfide che ci attendono sono troppo significative perché un solo Paese possa affrontarle da solo. Solo attraverso un’azione collettiva saremo in grado di affrontarle e di ‘ricostruire meglio’ verso economie e società più resilienti, più inclusive e più verdi”. Nel processo, l’OCSE sostiene che il multilateralismo è la risposta a queste sfide. Questa tesi è stata rafforzata da Inger Andersen, direttore esecutivo dell’UNEP, in un discorso all’Earth Institute della Columbia University nel 2020.

La tesi di cui sopra sostiene quindi che la “crescita verde”, pur essendo la soluzione per prevenire il degrado dell’ecosistema naturale e per conciliare le ambizioni di sviluppo con gli obiettivi di conservazione, è realizzabile solo attraverso il multilateralismo. In questo caso, la preoccupazione maggiore riguarda la definizione stessa di “crescita verde”. Se la “crescita verde” si delinea solo attraverso una mera transizione energetica, mentre la distruzione dell’ecosistema va avanti senza freni in nome dell’urbanizzazione e della crescita economica, allora sicuramente la “crescita verde” è un ossimoro!

Questa affermazione diventa evidente quando si nota il disaccoppiamento tra l’uso delle risorse naturali e la crescita economica. È praticamente possibile una tale separazione? Non è solo praticamente impossibile, ma addirittura assiomaticamente inattuabile, poiché la vita e i mezzi di sussistenza dell’uomo e il progresso della civiltà sono inestricabilmente legati alla forma più fondamentale di capitale: il capitale naturale, che nell’economia classica è presentato come terra! In un articolo del 2016 pubblicato su PLOS ONE dal titolo “Is Decoupling GDP Growth from Environmental Impact Possible?”, Ward et al. elaborano un macro-modello analitico per dedurre che “… la crescita del PIL in ultima analisi non può essere plausibilmente disaccoppiata dalla crescita dell’uso di materiali ed energia, dimostrando categoricamente che la crescita del PIL non può essere sostenuta all’infinito”. È quindi fuorviante sviluppare una politica orientata alla crescita sulla base dell’aspettativa che il disaccoppiamento sia possibile. … I costi crescenti della “crescita antieconomica” suggeriscono che il perseguimento del disaccoppiamento – se fosse possibile – per sostenere la crescita del PIL sarebbe uno sforzo sbagliato”.

L’argomentazione di cui sopra diventa ancora più evidente nel caso della terra o del capitale naturale, soprattutto nei Paesi in via di sviluppo. L’articolo di Pawan Sukhdev “Costing the Nature”, pubblicato su Nature nel 2009, ha affrontato l’importanza del capitale naturale nel fornire servizi ecosistemici (servizi forniti dall’ecosistema naturale attraverso il suo funzionamento organico, senza costi) che sono stati interpretati come il “PIL dei poveri”. Questo fenomeno è diffuso soprattutto nel Sud del mondo, in quanto un’ampia componente del reddito dei poveri deriva dai servizi ecosistemici. Il documento ha rivelato che il 57% del reddito dei poveri in India proviene dalla natura. Alcune recenti valutazioni nell’Asia meridionale hanno anche rivelato che la dipendenza dai servizi ecosistemici dei poveri è significativamente più alta della media dei redditi pro capite delle famiglie. Pertanto, il cambiamento estensivo dell’uso del suolo causa perdite al benessere dei poveri.

Purtroppo, gli impatti degli interventi umani attraverso il cambiamento d’uso del suolo e i cambiamenti climatici sui servizi ecosistemici non vengono presi in considerazione in nessuna forma di negoziazione globale. I negoziati sul clima rimangono in gran parte “centrati sulla temperatura” senza prendere in considerazione questo elemento critico che avrebbe dovuto essere la principale preoccupazione del Sud del mondo. In qualche modo, le grandi nazioni in via di sviluppo (soprattutto i BRICS) mostrano un inquietante silenzio stoico su questo tema. Inoltre, nel contesto dei finanziamenti per il clima, c’è stato un pregiudizio intrinseco contro l’adattamento e a favore della mitigazione, con oltre l’80% dei finanziamenti destinati alle attività di mitigazione dei cambiamenti climatici. Questi pregiudizi nei confronti del finanziamento di progetti di adattamento sono in contrasto con le esigenze dei Paesi meno sviluppati (LDC) e dei piccoli Stati insulari in via di sviluppo (SID).

La decrescita non è una panacea per i Paesi in via di sviluppo

D’altro canto, la scuola della decrescita propugna la decelerazione piuttosto che la crescita per sostenere le basi stesse della vita sul pianeta, proponendola quindi come soluzione per il mondo. In opposizione alla crescita verde, la scuola della decrescita è convinta che la crescita non possa essere accettata quando si promettono obiettivi di conservazione. Pertanto, l'”Agenda verde” della scuola della decrescita sostiene la rinuncia agli attuali modi di vivere nel Nord globale attraverso la contrazione delle attività economiche che esistono in uno scenario di business-as-usual.

Alla luce di questa concezione occidentale della decrescita, che trova sostenitori anche in alcuni “attivisti elitari” del Sud globale, può una nazione in via di sviluppo permettersi di adottare tali ideali? La risposta è decisamente negativa! L’economia dello Sri Lanka sta attraversando una crisi alimentare (oltre ad altre forme di turbolenza economica e politica) proprio a causa dell’improvviso passaggio all’agricoltura biologica, che ha dimezzato la produzione alimentare. Inoltre, la diminuzione delle riserve di valuta estera ha impedito le importazioni di cibo. È necessario comprendere che, affinché la decrescita possa essere adottata, è necessario che siano soddisfatte alcune condizioni iniziali. L’idea non proviene solo da spazi già cresciuti, ma da un mondo più equo del Sud globale, dove sono già presenti una forte sicurezza sociale e una giustizia distributiva. Tutto ciò manca nella maggior parte dei Paesi in via di sviluppo.

Il multilateralismo e l’Agenda verde

Il multilateralismo è stato messo in discussione a livello globale già prima della pandemia, con l’emergere di leader forti che propagandavano il fervore nazionalistico. Questo ha portato anche alla tendenza all’isolamento di alcune delle principali economie mondiali che un tempo erano state annunciate come sostenitrici della causa del libero mercato e della globalizzazione. Esempi di tali tendenze deglobalizzanti e isolanti sono il ritiro degli Stati Uniti dal TPP, il prolungamento della guerra commerciale tra Stati Uniti e Cina, il disinteresse dell’ex presidente americano Trump per la crisi del cambiamento climatico e la Brexit. D’altra parte, la Belt and Road Initiative (BRI) della Cina, “imperialista del mercato”, ha cercato di essere contrastata da alcune coalizioni come il “Quad” nell’Indo-Pacifico – un potenziale accordo di sicurezza tra le quattro grandi democrazie, Australia, India, Giappone e Stati Uniti.

Mentre si temeva che la pandemia avrebbe portato a un ulteriore isolamento delle economie, il mondo sta assistendo alla creazione di blocchi per scopi commerciali, geoeconomici o geostrategici. In queste circostanze, quale ruolo può svolgere il multilateralismo nella promozione dell'”Agenda verde”? È ben noto che esistono preoccupazioni globali, soprattutto per quanto riguarda i “beni comuni globali”, ossia il cambiamento climatico. Come già detto, problemi globali con un obiettivo comune globale richiedono sforzi concertati: il multilateralismo è sicuramente la risposta a questo problema. Allo stesso tempo, è necessario comprendere che la delineazione dell'”Agenda verde” non può essere identica in tutto il mondo, dati i diversi livelli di sviluppo delle nazioni e la criticità delle pratiche e delle istituzioni che regolano i loro obiettivi di sviluppo e conservazione, come sostenuto in precedenza. Le piattaforme negoziali globali come la COP hanno portato a una forma di riduzionismo nel discorso dei negoziati sul clima, riducendo tutto a un paradigma “centrato sulla temperatura” sulla base di un calendario. Le nazioni in via di sviluppo e sottosviluppate hanno ovviamente parlato di storia e di “giusta transizione” in questo processo, ma non hanno ancora introdotto le preoccupazioni relative ai servizi ecosistemici in questa discussione. Il multilateralismo può essere utile quando, con una delineazione globale e uniforme dell'”Agenda verde”, si riconoscono le esigenze di sviluppo e le sfumature delle dinamiche di conservazione-sviluppo-vitalità delle varie parti dei Paesi in via di sviluppo e sottosviluppati. In caso contrario, il multilateralismo risponderà solo alle esigenze dei ricchi e sarà in contrasto con la giustizia distributiva su scala globale.

https://valdaiclub.com/a/highlights/the-fate-of-the-green-agenda-does-multilateralism/

https://valdaiclub.com/a/highlights/italy-s-new-energy-policy-national-interests/?utm_source=newsletter&utm_campaign=378&utm_medium=email

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Destini energetici – Parte 7: Giochi finali – La Giacca troppo STRETTA

Destini energetici – Parte 7: Giochi finali – La Giacca troppo STRETTA

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Qui Yves. L’ultima proposta di Satyajit Das mostra, in modo definitivo e deprimente, che non c’è modo di uscire dal nostro pasticcio energetico se non con una dieta di consumo estremo, che sicuramente non avverrà.

Di Satyajit Das, ex banchiere e autore di numerose opere sui derivati e di diversi titoli di carattere generale: Traders, Guns & Money: Knowns and Unknowns in the Dazzling World of Derivatives (2006 e 2010), Extreme Money: The Masters of the Universe and the Cult of Risk (2011), A Banquet of Consequences RELOADED (2021) e Fortune’s Fool: Le scelte dell’Australia (2022)

L’energia abbondante e a basso costo è uno dei fondamenti della civiltà e delle economie moderne. Gli attuali cambiamenti nei mercati energetici sono forse i più significativi da molto tempo a questa parte. I destini dell’energia sono una serie in più parti che esamina il ruolo dell’energia, le dinamiche della domanda e dell’offerta, il passaggio alle energie rinnovabili, la transizione, il rapporto con le emissioni e i possibili percorsi. Le parti 1, 3, 4 e 5 hanno esaminato i modelli di domanda e offerta nel tempo, le fonti rinnovabili, lo stoccaggio dell’energia, l’economia delle rinnovabili, la transizione energetica e l’interazione tra politica energetica ed emissioni. Le ultime due parti delineano l’endgame energetico. Questa parte – la settima – delinea il quadro che darà forma agli eventi. La parte finale esaminerà le possibili traiettorie.

Lo scenario energetico sarà determinato dall’interazione di diverse forze: domanda e offerta di energia, economia, fisica e politica interna e internazionale.

Domanda di energia > Offerta

La domanda è funzione della popolazione e del fabbisogno energetico pro capite.

Si prevede che la popolazione mondiale, attualmente di circa 8 miliardi, continuerà a crescere fino a 8,5 miliardi nel 2030, 9,7 miliardi nel 2050 e 10,4 miliardi nel 2100. Alcuni previsori sostengono che, a causa del calo dei tassi di fertilità, la popolazione raggiungerà il suo picco a metà del XXI secolo per poi diminuire gradualmente.

La densità energetica, funzione del tenore di vita e del clima, si è stabilizzata e persino ridotta nelle economie avanzate, ma continua ad aumentare nei Paesi emergenti. Se i 4 miliardi di persone al mondo con redditi e accesso all’energia limitati aumentano il loro consumo energetico fino a raggiungere solo un terzo del livello pro capite delle economie avanzate, la domanda globale aumenterà di circa due volte il consumo totale degli Stati Uniti o di circa il 30% di tutto il fabbisogno energetico mondiale.

Anche le temperature estreme, che determinano il consumo per il riscaldamento e il condizionamento dell’aria, possono influire sulla domanda. In India, il consumo di condizionatori d’aria di nuova installazione compensa ampiamente l’energia prodotta dai nuovi parchi solari.

La maggior parte degli sviluppi tecnologici, progettati per migliorare lo stile di vita, dipende dall’energia. L’aviazione e la tecnologia dell’informazione illustrano questo aspetto della domanda energetica.

Un miliardo di dollari di aerei prodotti consumerà circa 5 miliardi di dollari di carburante per l’aviazione nell’arco dei 20 anni di vita. Nel 2023, gli ordini di Airbus e Boeing riguarderanno oltre 12.000 aerei commerciali, a testimonianza della domanda di viaggi. Sebbene alcuni di essi sostituiranno aerei più vecchi e meno efficienti dal punto di vista dei consumi, la crescita complessiva del numero di velivoli compenserà la riduzione del consumo di carburante. Sarà difficile soddisfare la richiesta di combustibili sostenibili per l’aviazione, utilizzando rifiuti come l’olio da cucina e le piante, su cui l’industria aeronautica fa affidamento per ridurre le emissioni. Un percorso credibile verso le emissioni nette zero per l’aviazione è difficile.

Allo stesso modo, i centri dati, in cui ogni anno vengono investiti oltre 100 miliardi di dollari, consumano 7 miliardi di dollari di elettricità su un orizzonte temporale simile. Le applicazioni ad alta intensità di dati e calcoli, come l’intelligenza artificiale e la realtà virtuale o aumentata come quella del metaverso, richiederanno quantità significative di energia.

L’aumento dell’efficienza energetica porta perversamente a un maggiore consumo di energia. Dal 1990, l’efficienza energetica globale è migliorata di circa il 33%, ma il consumo di energia è aumentato del 40%, soprattutto a causa della crescita economica dell’80%.

Il miglioramento delle tecnologie dell’aviazione ha ridotto il consumo di carburante di circa il 70% dalla metà degli anni Novanta, ma l’aumento dei viaggi, dovuto alla riduzione delle tariffe aeree, ha fatto sì che la domanda globale di carburante per l’aviazione sia aumentata di oltre il 50%. Nel 1960, il costo di un volo di sola andata tra New York e Londra era di circa 300 dollari, più o meno lo stesso della tariffa più bassa prima della pandemia, nonostante i livelli generali dei prezzi fossero aumentati di circa il 900% nel periodo. Tra il 1990 e il 2019, il numero di passeggeri che viaggiano in aereo a livello globale è passato da 1 miliardo a 4,5 miliardi. Un volo in classe economica da Londra a Sydney utilizza un quinto della rimanente quota di carbonio pro capite disponibile, mentre in prima classe si esaurirebbe il 60%. Il concetto svedese di flygskam, il volo della vergogna, non è ancora decollato.

Nel campo dell’informatica, il consumo di energia per byte è diminuito di ben 10.000 volte in un periodo analogo, ma la domanda globale di elettricità è aumentata drasticamente a causa della proliferazione dei dispositivi e dell’aumento di oltre 1.000.000 di volte del traffico di dati.

Questo fenomeno è l’effetto Jevon, che prende il nome dall’economista inglese del XIX secolo William Stanley Jevons, secondo il quale il progresso tecnologico o le politiche governative che aumentano l’efficienza nell’uso di una risorsa e ne riducono il costo portano a una crescita della domanda, aumentandone l’uso anziché ridurlo. Oggi i responsabili delle politiche ambientali ed energetiche partono spesso dal presupposto opposto, ovvero che i guadagni di efficienza ridurranno il consumo di risorse.

La maggior parte delle proposte sul clima si basa sul consumo del 25% di energia in meno, un fatto che viene spesso ignorato.

È improbabile che questo obiettivo sia raggiungibile. Non c’è stato un solo periodo di 20 anni in cui la domanda pro capite sia diminuita di più dello 0,1% dal 1965 (il periodo coperto dal set di dati statistici della BP). La domanda di energia è rallentata o diminuita solo in occasione di grandi crisi economiche, come la recessione del 2008 e la pandemia di Covid19 del 2020. La riduzione del 25% ipotizzata dal Gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico nei prossimi 30 anni richiederebbe una forte riduzione dell’attività economica e del tenore di vita.

Negli ultimi 150 anni, i combustibili fossili, principalmente carbone, petrolio e gas naturale, sono stati le principali fonti di energia, fornendo attualmente circa il 70-80% del fabbisogno mondiale. Queste risorse sono limitate. In assenza di nuove scoperte o di migliori tecnologie di estrazione, le riserve di petrolio e gas si esauriranno in circa 50 anni. Le riserve di carbone hanno una vita più lunga, forse 3 volte quella degli idrocarburi. In questo modo si ignora la minaccia per l’ambiente rappresentata dall’uso continuo dei combustibili fossili.

L’attenzione attuale è rivolta alla sostituzione dei combustibili fossili con le fonti rinnovabili, che attualmente rappresentano circa il 20-30% delle fonti di energia. Il cambiamento proposto enfatizza eccessivamente l’elettrificazione.

La conversione dell’intero sistema elettrico statunitense alle energie rinnovabili lascerebbe inalterato circa il 70% del consumo americano di idrocarburi. La sostituzione a livello mondiale delle auto con motore a combustione interna con veicoli elettrici ridurrebbe il consumo globale di petrolio di circa il 15-20%. I trasporti pesanti, l’aviazione e le industrie che consumano molta energia (acciaio, cemento, ammoniaca) dipendono dagli idrocarburi.

Il passaggio alle energie rinnovabili, per sostituire le forniture in diminuzione di combustibili fossili e ridurre le emissioni, richiederebbe l’elettrificazione di molte attività e la capacità di convertire l’elettricità in un combustibile come l’idrogeno in modo economico ed efficiente. Purtroppo, questo processo è complicato dalla fisica dell’energia.

Fisica dell’energia

Ad esempio, in inverno l’ERCOT, che gestisce la fornitura di energia elettrica in Texas, prevede che saranno disponibili 6.000 megawatt dei 31.000 megawatt totali di capacità eolica installata (circa il 20%). Le energie rinnovabili hanno una minore densità energetica, una densità di potenza superficiale e mancano di portabilità.

Per trasformare l’energia rinnovabile in una vera alternativa, piuttosto che in una fonte di energia supplementare, sarà necessaria una generazione di riserva o uno stoccaggio di energia su larga scala. Dal 2000, le aziende elettriche statunitensi hanno aggiunto una notevole capacità di generazione alimentata da combustibili fossili (di solito turbine a gas) per compensare l’incertezza della produzione di energia rinnovabile nella rete, al fine di soddisfare le richieste dei consumatori di energia ininterrotta.

Le principali opzioni di stoccaggio sono l’idroelettrico a pompaggio e le batterie. L’idroelettrico a pompaggio è più economico, ma richiede grandi superfici, una geografia adatta e la ristrutturazione della rete e delle reti di trasmissione. Il progetto australiano Snowy 2.0 è stato progettato per generare altri 2.000 megawatt di capacità di generazione dispacciabile e on-demand e circa 350.000 megawattora di stoccaggio su larga scala, sufficienti ad alimentare tre milioni di abitazioni per circa una settimana. Il progetto, che utilizza uno schema idroelettrico esistente e non un nuovo sito greenfield che avrebbe dovuto rendere il progetto più semplice e meno rischioso, è fuori budget (il costo è aumentato da 2 a 10 miliardi di dollari australiani) e in ritardo (da 4 a 10 anni).

Per quanto flessibile e trasportabile, l’attuale tecnologia delle batterie non è in grado di soddisfare le esigenze di stoccaggio della transizione energetica. L’equivalente energetico di circa 1 chilogrammo (2,2 libbre) di idrocarburi richiede circa 70 chilogrammi (120 libbre) delle migliori batterie attualmente disponibili. Un barile di petrolio (159 litri o 42 galloni) pesa 136 chilogrammi (300 libbre) e può essere immagazzinato in un serbatoio da 20 dollari L’equivalente energetico richiede 9.000 chilogrammi (20.000 libbre) di batterie al litio dal costo di 200.000 dollari. Questo limita applicazioni come i voli a medio-lungo raggio, che richiederebbero batterie ricaricabili che pesano più di un normale jet a doppio corridoio a lungo raggio e costano 60 milioni di dollari.

Negli Stati Uniti, gli attuali banchi di batterie su scala industriale, aumentati dalle batterie dei veicoli elettrici, sono in grado di immagazzinare solo poche ore della domanda nazionale di elettricità. La produzione di batterie sufficienti per 2 giorni di stoccaggio richiederebbe centinaia di anni della produzione totale della Gigafactory di Tesla in Nevada, da 5 miliardi di dollari, attualmente il più grande impianto di produzione di batterie al mondo.

L’uso dell’idrogeno come riserva di energia rinnovabile e carburante richiede miglioramenti nella tecnologia, negli impianti di produzione e nei costi per essere praticabile. Inoltre, richiede notevoli quantità di acqua.

Anche se i progressi tecnologici e produttivi ridurranno i costi, le batterie non potranno soddisfare i requisiti di accumulo di energia di un sistema energetico totalmente alimentato da fonti rinnovabili nel prossimo futuro, a meno di importanti scoperte scientifiche.

Le fonti rinnovabili hanno anche un ritorno energetico sull’energia investita (EROEI) inferiore rispetto ai combustibili fossili e alle centrali nucleari, soprattutto se si tiene conto dello stoccaggio dell’energia. Per fornire lo stesso livello di consumo energetico netto finale sarà necessario utilizzare più energia e materiali, riducendo l’efficienza e aumentando i costi.

L’attuale politica energetica si basa su una fiducia incrollabile nella tecnologia. Sempre più spesso, con l’aumentare delle pressioni, i responsabili politici immaginano un futuro fantascientifico alla Jules Verne, in cui l’innovazione risolverà tutti i problemi e abbasserà i costi per consentire il mantenimento dello status quo all’infinito.

I politici e gli investitori di dubbia cultura scientifica e generale, sotto l’influenza dell’ultimo venditore di olio di serpente, sono innamorati della “disruption”. Un’analogia frequente è il tasso di miglioramento delle tecnologie digitali. Viene citata la legge di Moore, anche se la maggior parte degli utenti non sa se il riferimento è a Gordon Moore di Intel o all’attrice Demi Moore.

Purtroppo, la fisica delle informazioni e dell’energia è diversa. In un commento acre, Mark Mills, un fisico, ha usato un’analogia eloquente per evidenziare le differenze. Se l’energia solare fosse scalabile come i semiconduttori, un singolo impianto solare delle dimensioni di un francobollo alimenterebbe l’Empire State Building e una batteria delle dimensioni di un libro, al costo di tre centesimi, alimenterebbe i voli aerei transcontinentali. Sebbene siano probabili ulteriori efficienze, non esistono guadagni digitali di 10 volte per l’energia solare o eolica a causa dei limiti dei tassi di conversione e di cattura. Dato che l’energia massima teorica del petrolio è superiore del 1.500% in termini di peso rispetto a quella delle sostanze chimiche delle batterie, non esistono guadagni di 10 volte per l’accumulo di energia.

Le sfide pratiche sono esemplificate dalla famosa descrizione dei “reattori accademici” fatta dall’ammiraglio Hyman G. Rickover, che ha diretto lo sviluppo della propulsione nucleare della marina statunitense e le sue operazioni per tre decenni. Le caratteristiche di un reattore accademico sono la semplicità, le dimensioni ridotte, l’economicità, la leggerezza, la rapidità di costruzione, la flessibilità e i minimi requisiti di sviluppo, poiché utilizza componenti generici disponibili. Tale tecnologia, ha rilevato, era sempre in fase di studio piuttosto che di produzione. Al contrario, un reattore pratico, secondo la sua esperienza, aveva caratteristiche diverse: complicato, grande, costoso, pesante e richiedeva grandi quantità di sviluppi anche su elementi apparentemente banali. Attualmente era in produzione, ma in ritardo rispetto ai tempi e al budget.

In assenza di cambiamenti radicali e inaspettati nella scienza dell’energia, che richiederebbero una reinvenzione dei principi fondamentali, le tecnologie rinnovabili non raggiungeranno l’efficienza dei combustibili fossili. Forse, come ricordava il capitano Kirk a Montgomery Scott, ingegnere capo dell’astronave Enterprise di Star Trek: “Non posso cambiare le leggi della fisica, capitano!”.

Economia dell’energia

La sostituzione delle fonti energetiche influisce sul costo dell’energia per gli utenti.

I sostenitori sostengono che i costi delle energie rinnovabili sono ora inferiori a quelli dei combustibili fossili. L’affermazione, che si basa su premesse fuorvianti, è falsa. Se le energie rinnovabili sono così efficaci e a basso costo come si sostiene, non dovrebbero essere necessari sussidi governativi per un’ampia adozione.

Il costo livellato dell’elettricità (LCOE), comunemente utilizzato, si basa sui costi di vita di un impianto energetico divisi per la produzione di energia, ma esclude l’immagazzinamento dell’energia, l’alimentazione di riserva (di solito da combustibili fossili), altre spese come l’espansione della rete energetica e le esternalità.

I costi saranno messi sotto pressione dall’aumento dei prezzi dei materiali critici per la transizione a causa della scarsità delle forniture. Inoltre, con l’utilizzo dei migliori siti geografici per l’energia solare ed eolica, sarà necessario costruire nuovi impianti in aree meno favorevoli. Ciò potrebbe ridurre i già modesti livelli di produzione (circa il 35%). Anche le richieste concorrenti di terreni aumenteranno i costi, con l’aumento dell’opposizione dei cittadini, già evidente nel Renewable Rejection Database.

Il costo delle batterie di accumulo rimane elevato a causa di una combinazione di aumento della domanda e di aumento del costo delle materie prime. Ad esempio, i costi delle batterie per veicoli elettrici potrebbero aumentare fino al 22% entro il 2026.

Le previsioni sul fabbisogno di investimenti mostrano variazioni significative. La società di consulenza McKinsey ha suggerito un costo totale contestato di oltre 275.000 miliardi di dollari entro il 2050, pari a 9.200 miliardi di dollari all’anno. I Campioni di alto livello sul clima delle Nazioni Unite hanno stimato 125.000 miliardi di dollari. La maggior parte delle stime si aggira intorno ai 50.000 miliardi di dollari. Uno studio sostiene che non solo un sistema energetico al 100% rinnovabile è possibile entro il 2050, ma che avrebbe un beneficio economico per l’economia globale compreso tra i 5 e i 15 trilioni di dollari, dopo aver incorporato i benefici economici legati al clima e quelli non legati al clima. Le metodologie utilizzate non sono strettamente comparabili. Ad esempio, vengono ignorati l’impatto degli investimenti incagliati e le probabili perdite sui prestiti bancari. Molte sono chiaramente manipolate da sostenitori di parte di una particolare posizione. A prescindere dalla cifra esatta, sarà senza dubbio sostanziale.

Anche con il 3-5% del PIL mondiale all’anno, non è chiaro se tale cifra possa essere finanziata a causa delle finanze pubbliche tese nelle economie avanzate e della mancanza di risorse nei Paesi in via di sviluppo. A ciò si aggiungono altre richieste di entrate pubbliche per la difesa e i programmi di assistenza sociale, in particolare per la sanità e l’assistenza agli anziani per l’invecchiamento della popolazione. L’aumento dei costi per affrontare e adattarsi a eventi meteorologici estremi, in parte causati, ironia della sorte, dal cambiamento climatico, comporterà crescenti richieste alle finanze pubbliche. La maggior parte delle spese necessarie non è stata finanziata. Ad esempio, la Commissione europea ha stimato che il Green deal costerà 620 miliardi di euro, ma finora ha stanziato 82,5 miliardi di euro (13%).

In generale, la transizione energetica comporterà il passaggio a tecnologie a maggiore intensità di capitale. Man mano che il costo del capitale si normalizzerà dai minimi artificiali dovuti all’inversione del regime di tassi bassi, ciò significa che i costi aumenteranno.

Ciò si tradurrà in un aumento dei costi energetici per i consumatori. Ciò inciderà sui livelli di inflazione, sul reddito disponibile e sul tenore di vita. Gli effetti probabili sono evidenti nelle economie che hanno perseguito politiche energetiche ambiziose. I costi dell’elettricità in California sono i più alti degli Stati Uniti continentali. I costi dell’elettricità in Germania sono tra i più alti al mondo.

Il costo relativo al reddito pro capite influisce sulla capacità di gestire costi energetici più elevati. I tedeschi e gli americani, con un PIL pro capite rispettivamente di circa 51.000 e 70.000 dollari, possono essere in grado di assorbire i costi elevati dell’elettricità, anche se le fasce di popolazione a basso reddito saranno svantaggiate. I Paesi emergenti avranno difficoltà; ad esempio, il PIL pro capite di Cina e India è rispettivamente di 12.000 e 2.250 dollari.

Il problema dell’accessibilità economica è visibile nella domanda di veicoli elettrici. L’85% degli americani non può attualmente permettersi i veicoli elettrici perché sono più costosi delle automobili tradizionali. Questo crea una perversa ridistribuzione della ricchezza, con sussidi che vanno a beneficio delle famiglie ad alto reddito che possono permettersi di acquistare veicoli elettrici a spese dei contribuenti a basso reddito.

La portata del compito è monumentale. Per sostituire i combustibili fossili, le energie rinnovabili dovrebbero espandersi di 90 volte in 20-30 anni. Il lavoro accessorio, come la riconfigurazione del sistema di generazione elettrica americano basato sugli idrocarburi, richiederebbe un tasso di costruzione 14 volte superiore a qualsiasi altro periodo della storia. La scala per la costruzione di un adeguato stoccaggio dell’energia per la transizione alle energie rinnovabili è simile.

Ciò presuppone la disponibilità di materie prime, impianti di produzione, personale qualificato, supporto normativo e una popolazione acquiescente. Queste condizioni possono rivelarsi più difficili da soddisfare in pratica che in teoria.

Abbattimento delle emissioni

I costi più elevati e gli standard di vita più bassi potrebbero essere accettabili se il passaggio alle energie rinnovabili riducesse le emissioni. È tutt’altro che chiaro se le attuali politiche energetiche raggiungeranno questo obiettivo, giustamente considerato una preoccupazione esistenziale.

La riduzione delle emissioni richiesta è molto ampia. Infatti, per raggiungere gli obiettivi di temperatura sarebbe necessario passare immediatamente a emissioni zero, integrate da un’effettiva rimozione di carbonio dall’atmosfera (emissioni negative). Gli accordi attuali, anche nel caso molto dubbio che questi vengano raggiunti, sono inadeguati.

L’abbandono dei combustibili fossili sarà probabilmente lento, nella migliore delle ipotesi, a causa della crescente domanda di energia dovuta all’aumento della popolazione e del tenore di vita. È inoltre incerto se la fornitura di materie prime per la transizione sarà disponibile. Si prevede che la domanda annuale di rame, fondamentale per l’elettrificazione, raggiungerà nel 2050 un livello pari a tutta la produzione consumata nel mondo tra il 1900 e il 2021.

Inoltre, le fonti di energia rinnovabili hanno emissioni inferiori rispetto ai combustibili fossili, ma hanno un’intensità di materiale significativamente più elevata. La transizione energetica proposta, incentrata sull’elettrificazione, sulle fonti rinnovabili e sulle batterie, richiederà una grande quantità di risorse scarse come litio, rame, nichel, grafite, terre rare, cobalto e acqua. Per esplorare e sviluppare le risorse, estrarre e produrre i materiali necessari e trasportarli per l’uso, saranno necessarie quantità significative di energia, principalmente derivata da combustibili fossili.

Molte di queste miniere e impianti che producono materie prime per la transizione energetica si trovano nei Paesi in via di sviluppo. La Cina domina la lavorazione di alcuni minerali critici per la transizione. Il mix energetico di questi Paesi è orientato verso il carbone, il petrolio e il gas e può rappresentare una fonte significativa di emissioni aggiuntive. La Cina, che attualmente produce circa il 70-80% di tutte le batterie utilizzate a livello globale, dipende dai combustibili fossili per il 70% della sua energia, il che significa che i veicoli elettrici che utilizzano batterie cinesi aumenteranno le emissioni di anidride carbonica anziché ridurle. Le emissioni nette potrebbero diminuire meno del previsto o non diminuire del tutto.

Il costo dell’abbattimento aumenta anche perché vengono affrontati processi più difficili da decarbonizzare.

I costi elevati incideranno negativamente sull’economia dell’energia, spingendo a ridurre le iniziative di riduzione delle emissioni.

Una preoccupazione fondamentale è la difficoltà della cooperazione globale per affrontare le questioni climatiche. Gli effetti delle azioni dei singoli Paesi e Stati sono molto variabili. Le emissioni incrementali dei Paesi sviluppati sono in calo strutturale, in parte perché le attività e le industrie ad alte emissioni sono state trasferite nelle economie emergenti, come la Cina e l’India, che stanno installando nuovi e significativi generatori di energia a combustibili fossili. È improbabile che le politiche di grande respiro dei politici e dei cittadini dei Paesi avanzati, ben intenzionati ma ingenui, abbiano l’effetto sulle emissioni spesso proclamato. Lo zar del clima statunitense John Kerry ha ammesso a malincuore che il passaggio degli Stati Uniti a emissioni nette zero potrebbe non avere un impatto apprezzabile sull’aumento delle temperature, a meno che altre nazioni ad alte emissioni non seguano il suo esempio.

È altamente improbabile che i Paesi in via di sviluppo abbandonino i combustibili fossili a causa del notevole fabbisogno energetico in corso. Persino le più ricche Germania e California, che si vantano di essere più ecologiche della maggior parte degli altri Paesi, hanno una significativa dipendenza dai combustibili fossili, nonostante le politiche chiare, gli ampi sussidi, le competenze ingegneristiche di alta qualità e la bassa domanda incrementale dovuta a una crescita demografica più lenta.

Limitare l’aumento della temperatura richiede, ad esempio, una forte riduzione della produzione globale di carbone, di oltre due terzi entro il 2030, e una progressiva completa eliminazione. In realtà, l’uso del carbone è salito a livelli record nel 2022. Alcuni Paesi europei, come la Germania, colpiti dalla perdita delle forniture di gas russo, sono tornati alle centrali elettriche a carbone. La Cina ha aumentato l’uso di centrali elettriche a carbone nella prima metà del 2023 a causa della riduzione della produzione idroelettrica nelle province meridionali dovuta alla siccità. L’uso del carbone potrebbe ridursi di meno di un quinto entro il 2030 – e anche questo potrebbe essere difficile da raggiungere, dato che i Paesi emergenti hanno in programma un numero significativo di centrali elettriche a carbone. L’80% delle riserve di carbone deve rimanere inutilizzato se si vogliono raggiungere gli obiettivi del cambiamento climatico, con un onere significativo per i Paesi e le popolazioni in cui si trovano queste risorse.

La tabella seguente illustra come il carbone continui a essere un’importante fonte di energia, in particolare nelle economie emergenti dove la domanda è in rapida espansione.

La mancanza di coordinamento globale è evidente in cose semplici come la mancanza di standard. L’investimento di oltre 13 miliardi di dollari sostenuto dal governo statunitense nell’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici è ostacolato dagli esatti requisiti di tensione e dalla lunghezza del cavo necessario per raggiungere la porta di ricarica del singolo veicolo: la Nissan Leaf davanti, la Hyundai Ioniq 5. La Volvo in fondo a sinistra. Volvo in fondo a sinistra.

Influenze politiche

I fattori sociali e politici influenzeranno il futuro dell’energia.

Il contratto sociale tra i politici e le popolazioni si basa implicitamente su un’alimentazione ininterrotta, illimitata e a basso costo, che è alla base del tenore di vita. Nei Paesi più ricchi, la disponibilità di energia per la regolazione del clima (aria condizionata e riscaldamento), la mobilità personale (auto private), i viaggi e l’utilizzo dei dati è data per scontata. Anche la cucina a gas e i forni a carbone o a legna per la pizza sono apparentemente sacrosanti. Non si conoscono le conseguenze di eventuali limitazioni a queste “libertà” o “scelte”. Nei Paesi più poveri, la popolazione aspira a stili di vita occidentali ad alta intensità energetica come parte della promessa di sviluppo. Sarebbe politicamente rischioso cercare di modificare queste aspettative. Come minimo, i cambiamenti nella disponibilità e nell’accessibilità energetica porteranno a una forte frammentazione della politica interna.

La geopolitica nel corso della storia ha ruotato, in parte, intorno all’accesso a risorse vitali. Dalla fine del XIX secolo, l’accesso agli idrocarburi è stato considerato un aspetto importante della politica estera e del potere economico. Il potere della Gran Bretagna si basava sull’accesso al carbone. L’ascesa dell’America è stata sostenuta dall’accesso al petrolio. Le guerre sono state combattute per l’accesso all’energia, che è stata anche un fattore delle azioni del Terzo Reich di Adolph Hitler e del Giappone che hanno portato alla Seconda Guerra Mondiale.

La trasformazione del complesso energetico altererà radicalmente le relazioni esistenti.

Gli attuali esportatori di idrocarburi e carbone, come l’Arabia Saudita, i Paesi del Golfo, la Russia, l’Australia e gli Stati Uniti, si trovano di fronte a scelte interessanti. Le pressioni della decarbonizzazione potrebbero essere percepite come un abbassamento del valore delle loro risorse. Ciò può incoraggiare la sovrapproduzione nel breve periodo per massimizzare i ricavi e, in parte, per abbassare i prezzi e modificare i rapporti di costo tra combustibili fossili e fonti rinnovabili. I ricavi possono essere indirizzati, come in Arabia Saudita, a modificare la struttura industriale per renderla meno dipendente dai ricavi dei combustibili fossili.

Ma data la probabilità che la transizione energetica e i tentativi di ridurre le emissioni non procedano come previsto, la trasformazione può essere più complessa.

Nella fase iniziale, i produttori di idrocarburi potrebbero lottare per l’influenza e il potere. I produttori di materiali critici per la transizione acquisteranno importanza in questo periodo. Ciò riflette la concentrazione dell’offerta di minerali rilevanti in pochi Paesi, come ad esempio la Repubblica Democratica del Congo (cobalto), l’Australia (litio, cobalto e nichel) e il Cile (rame e litio). Altre nazioni ricche di questi minerali sono Perù, Russia, Indonesia e Sudafrica. In questa parte del ciclo, questi Paesi guadagnano in termini economici e politici grazie all’aumento dei proventi delle materie prime. Si spostano al centro di alleanze geopolitiche con le grandi potenze che hanno bisogno di accedere a materie prime critiche.

I produttori di idrocarburi a basso costo registrano ricavi piatti o in calo. L’Arabia Saudita, l’Iran, l’Iraq e la Russia potrebbero espandere la loro quota di mercato grazie ai costi di produzione più bassi, dal 45% attuale al 57% nel 2040. I produttori più costosi e più piccoli, come gli Stati Uniti. Canada, piccoli Stati del Golfo, Nord Africa, Africa sub-sahariana, Europa (Gran Bretagna, Norvegia) sono svantaggiati. Alcuni, come l’America, il Brasile, il Canada e l’Australia, aumentano la produzione di altri minerali per compensare parte dei mancati guadagni derivanti dai combustibili fossili.

A un certo punto, il ciclo potrebbe tornare indietro. Quando i problemi legati alla transizione energetica diventano evidenti, la necessità di assicurarsi l’accesso alle forniture di idrocarburi in via di esaurimento per le attività che non possono essere elettrificate in modo efficiente porta a una rinascita dei produttori. Il conseguente spostamento di alleanze e relazioni richiede un equilibrio tra i fornitori di petrolio e gas e di minerali critici per la transizione.

Il crescente nazionalismo delle risorse influenzerà la disponibilità e i prezzi dell’energia e dei materiali critici per la transizione. Gli Stati possono nazionalizzare risorse vitali, come quelle in esame per il litio in America Latina. Altre misure includono il divieto totale di esportazione o azioni come la restrizione dell’Indonesia sulle vendite all’estero di nichel grezzo (che si prevede di estendere ad altri minerali) per costringere gli investimenti nella raffinazione a terra per aumentare le entrate locali. Altre alternative sono tasse e royalties elevate. L’obiettivo è aumentare le entrate dei singoli Stati e il controllo delle risorse critiche. La posizione sarà complicata dalle crescenti guerre commerciali, dalle sanzioni e dai diritti di proprietà intellettuale che renderanno più difficile la condivisione delle tecnologie.

In effetti, le catene di approvvigionamento industriale globale e le strutture di potere diventeranno più volatili nei decenni a venire, essendo sempre più legate alla necessità di garantire l’accesso all’energia e alle relative materie prime critiche.

I politici riconosceranno il lamento dell’ex primo ministro russo Viktor Chernomyrdim: “Volevamo il meglio, ma è andata come sempre”. Potrebbero dover seguire un’altra delle sue sagge osservazioni: “c’è ancora tempo per salvare la faccia… più tardi saremo costretti a salvare altre parti del corpo”.

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A version of this piece was published in the New Indian Express.

https://www.nakedcapitalism.com/2023/07/energy-destinies-part-7-endgames-the-strait-jacket.html

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Destini energetici: Parte 6: Politica energetica ed emissioni – Sempre più calde di Satyajit Das

Energia abbondante ed economica è uno dei fondamenti della civiltà e delle economie moderne. Gli attuali cambiamenti nei mercati dell’energia sono forse i più significativi da molto tempo. Ha implicazioni per la società nel senso più ampio. Destini Energetici è una serie in più parti che esamina il ruolo dell’energia, le dinamiche della domanda e dell’offerta, il passaggio alle energie rinnovabili, la transizione, la sua relazione con le emissioni e i possibili percorsi. Le parti 1, 2, 3, 4, e 5 hanno esaminato i modelli di domanda e offerta nel tempo, le fonti rinnovabili, lo stoccaggio di energia, l’economia delle rinnovabili e la transizione energetica. Questa parte esamina l’interazione tra la politica energetica e le emissioni.

Dagli anni ’90, la riduzione delle emissioni di gas serra è al centro della politica energetica. Al vertice sul clima di Parigi del 2015, le nazioni partecipanti hanno concordato di raggiungere la neutralità del carbonio entro la metà del 21° secolo per limitare il riscaldamento globale al di sotto dei 2°C, preferibilmente di 1,5°C rispetto ai livelli preindustriali. Ciò richiede una rapida transizione dai combustibili fossili alle rinnovabili.

L’obiettivo di 1,5°C è un compromesso guidato dalla politica poiché anche a quel livello il danno all’ambiente e alla biodiversità è significativo .

Obiettivi sulle emissioni

Nonostante i picchi seriali, la realtà è che è probabile che la terra si riscaldi di 1,5°C entro il prossimo decennio, con una temperatura complessiva che supererà il massimo di 2°C entro la fine del secolo. Gli impegni e le politiche attuali sono ben al di sotto del mantenimento delle temperature al di sotto dei livelli specificati. La drastica e necessaria riduzione delle emissioni globali di gas serra è molto probabilmente irrealizzabile.

Ci sono molteplici ragioni per il fallimento delle attuali politiche.

Confini nord-sud

Data la portata globale delle questioni, i limiti di emissione devono essere adottati da tutti i paesi, sebbene il rispetto da parte dei principali emettitori consentirebbe di progredire. Anche se gli accordi vengono raggiunti, non esiste un meccanismo efficace per l’applicazione. La contabilità è debole, la verifica è carente e le scappatoie legali abbondano. Le azioni effettive non corrispondono alle dichiarazioni. Molti paesi si affidano a complessi crediti e compensazioni di dubbia efficienza (trasferendo di fatto il problema ad altri paesi) per far fronte ai propri impegni.

Ci sono differenze tra economie avanzate ed emergenti (spesso semplificate come il divario Nord-Sud). Nella prima, c’è una maggiore pressione politica sui governi affinché agiscano sul cambiamento climatico. In quest’ultimo, gli accordi sono visti come un arresto dello sviluppo. Senza un aumento del consumo energetico e delle emissioni, in alcuni casi fino a una frazione di quella di cui godono i cittadini delle nazioni più ricche, la capacità delle nazioni più povere di migliorare i redditi e gli standard di vita è limitata.

I diversi livelli di consumo energetico – l’africano medio consuma attualmente meno energia pro capite all’anno di un frigorifero nelle economie avanzate – è un punto controverso. Un ulteriore punto di differenza è l’eredità dell’uso dell’energia da parte delle nazioni avanzate dopo la rivoluzione industriale che aveva portato all’accumulo di anidride carbonica nell’atmosfera.


Negli ultimi decenni, i paesi avanzati hanno aggravato il problema spostando le industrie ad alte emissioni nei paesi in via di sviluppo per trarre vantaggio da costi inferiori, standard ambientali e di sicurezza sul lavoro più permissivi e per ridurre le loro emissioni. I veicoli elettrici dovrebbero davvero essere ribattezzati EEV — Emissions Elsewhere Vehicles.

Ciò significa effettivamente che le nazioni emergenti dovranno ridurre le emissioni in modo molto più aggressivo rispetto alle loro controparti nei paesi sviluppati. Ad esempio, la Corea del Sud, una potenza industriale di medio rango, dovrà ridurre le emissioni di oltre il 5% all’anno entro il 2030, mentre l’Unione Europea deve tagliare di circa il 2% e gli Stati Uniti e il Regno Unito del 2,8%.

In un discorso del 13 ottobre 2022 , Joseph Borrell, alto rappresentante dell’Unione europea per gli affari esteri e la politica di sicurezza, ha evidenziato le lacune percettive. Dopo aver sottolineato che Federica Mogherini, il suo predecessore, sembrava “più giovane ” e “migliore“, ha delineato l’impegno dell’Europa nei confronti dei paesi in via di sviluppo con franchezza rinfrescante:

“L’Europa è un giardino. Abbiamo costruito un giardino. Tutto funziona…. Il resto del mondo… non è esattamente un giardino. La maggior parte del resto del mondo è una giungla e la giungla potrebbe invadere il giardino. I giardinieri dovrebbero occuparsene, ma non proteggeranno il giardino costruendo muri. …Perché la giungla ha una forte capacità di crescita, e il muro non sarà mai abbastanza alto per proteggere il giardino. I giardinieri devono andare nella giungla…. Altrimenti il ​​resto del mondo ci invaderà, in modi e mezzi diversi”.

Dopo aver affrontato crescenti critiche, Borrell ha raddoppiato sostenendo che la sua metafora era stata interpretata male e che non erano previste connotazioni razziste, culturali, coloniali o geografiche. Ma il corollario pratico di questa visione del mondo è evidente nel trasferimento dell’industria più pesante da parte dell’Unione Europea e nell’approvvigionamento di energia dalla “giungla” .

Il fulcro di questa politica egoistica, vitale per raggiungere gli obiettivi di emissione europei, è l’approvvigionamento di idrogeno verde, energia solare (da trasmettere attraverso un ambizioso cavo sottomarino) e materiali critici di transizione dal Nord Africa. I vantaggi per paesi come Marocco, Tunisia, Algeria ed Egitto non sono immediatamente evidenti. Pur fornendo energia verde al “giardino”, la “giungla” continua a dipendere fortemente dai combustibili fossili. Alcuni dei progetti ad alta intensità idrica si trovano in zone aride. Distruggeranno i delicati ecosistemi del deserto e sposteranno le tribù nomadi.

L’Europa, sostenuta da Regno Unito e Stati Uniti, ora sostiene persino la rivendicazione del Marocco sul Sahara occidentale, dove si trovano molti di questi progetti, nonostante la sua sovranità sul territorio non sia riconosciuta a livello internazionale. Porterà a una militarizzazione dell’area contesa. I “valori progressisti” occidentali sembrano non precludere la distruzione delle “giungle” e lo sfruttamento dei suoi cittadini.

Nel 2023, Raj Kumar Singh, ministro indiano per l’energia e le energie rinnovabili , ha affermato che i sussidi occidentali per l’energia rinnovabile, come l’Inflation Reduction Act degli Stati Uniti e le aste dell’idrogeno verde in Europa, stanno minando le iniziative di energia pulita nelle economie emergenti come l’India.

Le divisioni significano che i paesi emergenti, comprensibilmente, pagheranno a parole ma è improbabile che si impegnino a ridurre le emissioni, almeno senza una significativa compensazione finanziaria. È probabile che aumentino il consumo di energia e le emissioni ed è meno probabile che aderiscano ad azioni che limitano lo sviluppo economico.

Un affare costoso

Il costo della riduzione delle emissioni trasformando le fonti energetiche è elevato, ma lo sono anche le spese per il cambiamento climatico e il riscaldamento globale. Sfortunatamente, c’è poco accordo sulle specifiche con differenze sostanziali nelle stime.

Deloitte, una società di consulenza, prevede che il cambiamento climatico potrebbe costare all’economia globale  178 trilioni di dollari  nei prossimi 50 anni. Swiss Re, un riassicuratore, prevede che il cambiamento climatico potrebbe ridurre la produzione economica globale dell’11-14 percento o fino a 23 trilioni di dollari all’anno entro il 2050, con alcuni paesi che subiranno perdite fino a un terzo della loro ricchezza. Morgan Stanley, una banca d’affari, ha stimato che entro il 2050 dovranno essere spesi 50 trilioni di dollari in cinque aree tecnologiche per raggiungere l’obiettivo dell’accordo di Parigi di limitare il riscaldamento globale, inclusi 14 trilioni di dollari per la generazione di energia rinnovabile e lo stoccaggio di energia, 11 trilioni di dollari per i veicoli elettrici, 2,5 trilioni di dollari per la cattura e lo stoccaggio del carbonio, 5,4 trilioni di dollari per la produzione e lo stoccaggio di idrogeno e 2,7 trilioni di biocarburanti. La Banca Mondiale stima il costo all’1% del PIL globale ogni anno (circa $ 1 trilione) mentre l’ONU lo stima a $ 1,8 trilioni. L’Agenzia internazionale per l’energia sostiene che il costo aumenterà con l’inazione nel tempo raggiungendo oltre 20 trilioni di dollari entro il 2030. La Banca mondiale ha stimato che l’inazione per il clima potrebbe ridurre il PIL globale di almeno il 5% all’anno, mentre il prezzo dell’azione necessaria è fissato all’1% del PIL globale all’anno.

Mentre la falsa precisione è rassicurante, i presupposti sottostanti variano. Le stime dovrebbero essere trattate con cautela , soprattutto in considerazione dello scarso record di previsioni dell’umanità. Molti dei preventivi sono opera di soggetti interessati che hanno motivazioni finanziarie, che vanno da contratti di consulenza, donazioni, finanziamenti oltre che investimenti in beneficiari di azioni specifiche.

Indipendentemente dalla pretesa di accuratezza, i costi sono sostanziali e devono essere pagati in ultima analisi da individui a livello globale. Il problema è che c’è poco accordo su chi dovrebbe pagarlo e anche su come dovrebbe essere finanziato.

Le scarse finanze pubbliche, soprattutto a seguito della pandemia che ha visto una risposta fiscale globale di oltre 20 trilioni di dollari, significano che molti paesi potrebbero non essere in grado di sostenere il costo della transizione energetica oltre alle normali esigenze di spesa e infrastrutture. Il problema è grave in molti paesi a basso reddito e meno sviluppati con alti livelli di indebitamento.

Un punto critico persistente sono stati i trasferimenti dalle nazioni sviluppate ai paesi emergenti. Senza trasferimenti o finanziamenti agevolati dalle economie avanzate, l’agenda di Bridgetown per la riforma dell’architettura finanziaria globale evidenzia che è improbabile che i paesi in via di sviluppo siano in grado di finanziare la transizione energetica per ridurre le emissioni a causa dei loro maggiori rischi macroeconomici.

In base all’attuale piano di finanziamento pubblico per il clima, le nazioni sviluppate hanno accettato di pagare 100 miliardi di dollari ogni anno ai paesi in via di sviluppo per infrastrutture critiche per l’adattamento, la resilienza e la nuova economia basata sulle energie rinnovabili. I contributi hanno continuato a non raggiungere questo livello che, in ogni caso, è inferiore ai reali costi di adattamento per i paesi in via di sviluppo. Le stime dell’importo che i paesi più poveri dovranno spendere in un anno per ridurre le emissioni e proteggere le loro economie variano notevolmente, oscillando tra i 140 e i 300 miliardi di dollari all’anno entro il 2030, e tra i 280 e i 500 miliardi di dollari all’anno entro il 2050. Una previsione lo pone a 2,8 trilioni di dollari . Diverse ipotesi, inclusioni ed esclusioni sono alla base della variazione.

I politici sperano sempre più che la finanza privata possa mobilitare il capitale richiesto. Dato che le questioni riguardano in gran parte i beni pubblici, non è chiaro quale incentivo al ritorno o sussidi governativi sarebbero necessari.

Gli effetti sul tenore di vita costituiscono un ostacolo significativo all’adozione di politiche adeguate. È probabile che il cambiamento climatico e le azioni per migliorarne gli effetti ridurranno il tenore di vita. Le perdite saranno finanziarie (redditi reali e ricchezza inferiori) e aspettative di stile di vita (negazione dell’accesso a fonti energetiche affidabili e quasi illimitate). Il quantum e le porzioni della società e dei paesi più colpiti sono incerti. In definitiva, a nessun politico piace cercare la rielezione sulla base di azioni che lasceranno gli elettori in condizioni peggiori.

Collegata alla questione del tenore di vita è la natura del cambiamento climatico, che è intrinsecamente ad azione lenta e di natura a lungo termine. L’evoluzione sembra aver condizionato gli esseri umani a reagire in modo difensivo a gravi minacce esistenziali. Nonostante le affermazioni di razionalità, preferiamo innatamente escludere tali ansie come una forma di autoconservazione. Il conforto si trova nella negazione o nell’accettazione di schemi semplicistici che spesso non risolvono situazioni sgradite. La logica sottostante è quella articolata da Helen Keller: “Ad alcune persone non piace pensare. Se si pensa, si devono giungere a conclusioni; e le conclusioni non sono sempre piacevoli “.

La risposta è aggravata dal calo della fiducia nelle autorità e nelle istituzioni. Intrappola le persone nel dilemma del prigioniero. Mancando di fiducia nei processi sociali, ogni persona crede che i propri interessi possano essere salvaguardati solo prendendosi cura dei destini individuali e non collettivi.

Tentativi significativi di azioni efficaci nella riduzione delle emissioni sono difficili e improbabili. Il genere umano ora segue il copione di Niccolò Machiavelli: “il modo in cui viviamo è così lontano da come dovremmo vivere, che chi abbandona ciò che è fatto per ciò che dovrebbe essere fatto, imparerà piuttosto a provocare la propria rovina piuttosto che la sua conservazione”.

Emissioni negative

La riduzione delle emissioni di gas serra a livelli ovunque vicini agli obiettivi si basa sulla rimozione del carbonio. Le emissioni negative sono parte integrante degli scenari del Gruppo intergovernativo sui cambiamenti climatici e degli accordi sul clima basati su di essi, in particolare per paesi come la Cina e l’India .

La transizione energetica richiederà la cattura e il sequestro del carbonio (CCS), la rimozione delle emissioni e lo stoccaggio o l’utilizzo dell’anidride carbonica, per diversi motivi:

  • A breve termine, può ridurre le emissioni di gas serra prodotte dall’uomo, mentre le fonti di energia rinnovabile aumentano la loro quota nel mix energetico.
  • Può gestire le emissioni in corso da settori difficili da decarbonizzare, come l’acciaio, il cemento, i trasporti pesanti e l’aviazione, almeno fino a quando, se mai, non saranno disponibili tecnologie scalabili e senza emissioni di carbonio a prezzi accessibili.
  • Potrebbe eliminare i gas serra diversi dall’anidride carbonica come il metano e il protossido di azoto da fonti come il bestiame, i rifiuti animali e l’uso di fertilizzanti, che sono difficili da gestire.
  • A lungo termine, potrebbe ridurre la quantità di carbonio già presente nell’atmosfera per ridurre gradualmente le temperature.

Cattura del carbonio

La CCS comporta la cattura e la separazione dell’anidride carbonica dall’aria o da fonti industriali ed energetiche, dopodiché viene condizionata, compressa e trasportata per il riutilizzo o l’isolamento a lungo termine dall’atmosfera, attraverso lo stoccaggio sotterraneo in formazioni geologiche o intrappolamento di termini in prodotti materiali.

La terminologia associata varia: cattura diretta dell’aria (DAC), bioenergia con cattura e stoccaggio del carbonio (BECCS), sequestro del carbonio e rimozione dell’anidride carbonica (chiamate anche emissioni negative). CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Storage) è un termine onnicomprensivo che copre l’uso dell’anidride carbonica catturata per altre applicazioni, come il recupero avanzato del petrolio (EOR), la produzione di combustibili liquidi o beni di consumo, come la plastica.

Esistono due approcci generali: biologico e tecno-meccanico. I suoli e le piante della Terra immagazzinano già più di 3 trilioni di tonnellate di carbonio. La CCS biologica comporta la conservazione delle foreste esistenti, il rimboschimento, le pratiche agricole di costruzione del suolo e l’incoraggiamento alla crescita di alghe negli oceani per espandere lo stoccaggio naturale del carbonio. Ciò farebbe leva sulla normale fotosintesi per rimuovere l’anidride carbonica dall’atmosfera. Al contrario, i metodi tecno-meccanici utilizzano macchinari e sostanze chimiche per catturare l’anidride carbonica per il riutilizzo o lo stoccaggio. Esistono problemi relativi all’uso di CCS, alcuni unici per la specifica tecnologia utilizzata.

La CCS biologica, in particolare la conservazione delle foreste esistenti, il rimboschimento di aree disboscate o l’imboschimento di aree precedentemente prive di alberi, è di gran lunga meno costosa ed efficace nella rimozione del carbonio, oltre ad avere vantaggi collaterali come l’aumento della biodiversità. Ma la CCS biologica richiede vaste aree di terra stimate ovunque tra 3,2 milioni di chilometri quadrati (all’incirca le dimensioni dell’India) e 9,7 milioni di chilometri quadrati (all’incirca le dimensioni del Canada), equivalenti al 23-68 percento della terra arabile del mondo. Sarebbe in concorrenza con le rivendicazioni di uso del suolo alternativo per l’agricoltura e l’abitazione umana. Senza miglioramenti significativi nei raccolti e riduzioni della popolazione, ciò potrebbe rendere impraticabile la CCS biologica.

Il tempo necessario agli alberi per raggiungere la maturità e il massimo potenziale di assorbimento del carbonio significa che non è immediatamente efficace. Anche la CCS biologica è impermanente. Il carbonio immagazzinato nel suolo e nelle piante può successivamente essere rilasciato nuovamente nell’atmosfera, ad esempio attraverso il disboscamento, gli incendi, la morte degli alberi a causa di malattie o cambiamenti nelle pratiche agricole.

La CCS tecno-meccanica richiede di catturare l’anidride carbonica direttamente da un processo industriale o dall’aria e di isolarla mediante assorbimento, adsorbimento, circuito chimico, separazione del gas a membrana o idratazione del gas. L’anidride carbonica separata viene quindi riutilizzata, solitamente nelle bevande, o immagazzinata come gas in serbatoi sotterranei come miniere o giacimenti di petrolio e gas esauriti. Lo stoccaggio alternativo richiede la solidificazione dell’anidride carbonica in pellet o rocce da utilizzare come materiale da costruzione o per il seppellimento sotterraneo profondo. La tecnologia di rimozione meccanica del carbonio è attualmente immatura, inefficiente, costosa e rischiosa. Alcuni metodi devono ancora essere portati su scala commerciale.

I metodi tecno-meccanici sono attualmente più spesso utilizzati negli impianti industriali ad alte emissioni come i generatori di energia che utilizzano combustibili fossili, la produzione di cemento, la produzione di acciaio, la lavorazione del gas naturale, gli impianti di combustibili sintetici e gli impianti di produzione di idrogeno a base di combustibili fossili. Cattura in media tra il 50% e il 68% del carbonio rilasciato, anche se alcuni progetti hanno raggiunto livelli di efficienza più elevati .

L’estrazione diretta dell’aria è meno efficiente a causa della minore concentrazione di anidride carbonica nell’aria rispetto alle fonti industriali. Complica anche l’ingegneria e rende il processo più costoso.

Il trasporto e lo stoccaggio presentano sfide perché il rilascio su larga scala di anidride carbonica presenta rischi di asfissia. Il trasporto attraverso condutture spesso lunghe verso i siti di stoccaggio deve essere sicuro con un basso rischio di rottura o perdita.

Il geo-sequestro — l’iniezione di anidride carbonica nella formazione geologica sotterranea — richiede strutture opportunamente posizionate che siano sicure per lo stoccaggio a lungo termine. La prevenzione della fuga di anidride carbonica avviene solitamente tramite meccanismi di intrappolamento fisici (altamente impermeabili) e geochimici. Ciò esclude le regioni tettonicamente instabili. Il processo di test dei potenziali siti di stoccaggio è complesso. Anche ottenere il sostegno pubblico è una sfida. Non è chiaro se sia possibile garantire uno spazio di archiviazione sufficiente.

Il CCS tecno-meccanico è ad alta intensità energetica , noto come “overhead energetico” o “penalità energetica”. Se utilizzato nella produzione di energia, il CCS può consumare dal 10 al 40 percento dell’energia prodotta, circa il 60 percento della perdita derivante dal processo di cattura, il 30 percento dalla compressione dell’anidride carbonica e il 10 percento da pompe e ventilatori. La sanzione esatta dipende dalla tecnologia di generazione di energia utilizzata. CCS aumenta potenzialmente il fabbisogno di combustibile di un impianto di circa il 15% per un impianto a gas. I costi dell’energia di una centrale elettrica con CCS possono essere superiori del 30-60%. Anche il processo DAC, che richiede ai ventilatori di soffiare aria attraverso un filtro per catturare il carbonio, richiede molta energia. A meno che tutta l’energia extra richiesta non sia generata da fonti rinnovabili pulite, cosa improbabile nel breve termine, l’effetto netto sulle emissioni è incerto.

Il CCS tecno-meccanico richiede altre risorse. La mineralizzazione del carbonio , intrappolando e immagazzinando permanentemente l’anidride carbonica in rocce reattive come il basalto, richiede grandi quantità di acqua, circa 25 tonnellate di acqua per ogni tonnellata di anidride carbonica. L’uso di meno acqua e concentrazioni più elevate aumenta il rischio che l’anidride carbonica venga rilasciata in determinate condizioni di temperatura e pressione. L’invecchiamento accelerato, una tecnologia CCS in cui l’alcalinità dell’oceano viene aumentata attraverso il deposito di particelle di roccia nell’oceano, richiede una media di 2-4 tonnellate di minerali di silicato (olivina) per tonnellata rimossa. I minerali devono essere macinati in polvere fine che consuma molta energia.

Un importante fattore limitante è la scala richiesta. L’Agenzia internazionale per l’energia  prevede che entro il 2050  la capacità della CCS di catturarla e immagazzinarla nel sottosuolo dovrà raggiungere i 7.000 milioni di tonnellate all’anno.

Il gruppo intergovernativo di esperti sui cambiamenti climatici  ha ammesso che i tassi di cattura necessari coerenti con l’obiettivo di riscaldamento di 2°C richiedevano un tasso di aumento “notevole” . Nel 2022, c’erano circa 35 impianti CCS commerciali legati a processi industriali, trasformazione di combustibili e generazione di energia, con una capacità di cattura annuale totale di 45 milioni di tonnellate di anidride carbonica e circa 300 progetti in fase di sviluppo.

L’espansione CCS richiesta ignora anche alcune importanti considerazioni:

  • La cattura di anidride carbonica necessaria cresce rapidamente se le emissioni non vengono ridotte.
  • Il sovraccarico energetico degli impianti CCS, ovvero la potenza utilizzata per catturare il carbonio, comprimerlo e immetterlo nel sottosuolo, è significativo.

Vaclav Smil ha evidenziato la sfida: “… [per] sequestrare solo un quinto delle attuali emissioni di anidride carbonica dovremmo creare un’industria mondiale completamente nuova di assorbimento-raccolta-compressione-trasporto-stoccaggio il cui rendimento annuale dovrebbe essere di circa 70 per cento in più rispetto al volume annuale ora gestito dall’industria globale del petrolio greggio, la cui immensa infrastruttura di pozzi, oleodotti, stazioni di compressione e stoccaggio ha richiesto generazioni per essere costruita. Il geologo Andy Skruse ha identificato direttamente la difficoltà pratica: “Dovremmo finire una nuova struttura ogni giorno lavorativo per i prossimi 70 anni “.

I problemi sono amplificati dalle difficoltà riscontrate nei progetti CCS. Sulla base di diversi attributi del progetto come costo, prontezza tecnologica, credibilità delle entrate, incentivi politici, complessità normativa e opposizione pubblica, oltre l’80% dei progetti CCS ha fallito .

L’elevato costo della CCS sia in termini di impianto che di costi operativi rimane un ostacolo all’adozione. Un impianto CCS su larga scala, associato a un generatore di corrente o a un impianto industriale pesante, costa miliardi di dollari. Gli impianti DAC sono anche costosi con uno progettato per catturare 1 megaton di anidride carbonica all’anno che costa fino a $ 2 miliardi. Ad oggi, le prove CCS per gli impianti a carbone si sono generalmente rivelate economicamente non redditizie nella maggior parte dei paesi a causa del costo del capitale e della penalità energetica.

Attualmente si presume che il costo della rimozione dell’anidride carbonica sia di circa $ 600 per tonnellata, con un’ampia dispersione di $ 100-1.000. Senza riduzioni sostanziali all’estremità inferiore di tale intervallo, è probabile che la CCS tecno-meccanica rimanga antieconomica. Il presupposto è che volumi più elevati, esperienza di apprendimento e miglioramenti nella tecnologia, comprese le scoperte scientifiche, ridurranno i costi. Tuttavia, l’entità e la tempistica sono inconoscibili.

Il valore del carbonio catturato è attualmente incerto, al di là delle esternalità della riduzione delle emissioni. L’attività di CCS incentrata sul sequestro senza alcun uso compensativo rende l’economia poco attraente. Questo ha focalizzato l’attenzione sull’uso dell’anidride carbonica. L’attuale applicazione prevalente è nella produzione di petrolio e gas, dove il gas viene iniettato per mantenere la pressione del giacimento. L’economia è praticabile mentre i giacimenti sono operativi ed è influenzata dalle entrate derivanti da una maggiore ripresa del petrolio che è influenzata dalla volatilità dei prezzi del petrolio. Applicazioni come bevande o materiali da costruzione sono insufficienti, costose o tecnologicamente giovani.

Un modo per creare un incentivo economico è attraverso tasse sul carbonio fissate a un livello che renderebbe la CCS praticabile. La tassa dovrebbe essere fissata a un livello superiore al prezzo attuale di 40-80 dollari per tonnellata di anidride carbonica. Il prezzo del carbonio richiesto dovrebbe essere di almeno $ 120 combinato con le tariffe del carbonio transfrontaliere , come quella proposta dall’Unione Europea, per rendere la CCS fattibile. Ciò presuppone grandi riduzioni dei costi attraverso efficienze ed economie di scala e scopo. L’alternativa sono le sovvenzioni per il CCS, ora disponibili in un certo numero di paesi. La tassa sul carbonio o le sovvenzioni alla fine dovrebbero essere pagate dai consumatori di energia.

La principale attrattiva della CCS per i responsabili politici e il pubblico è che riduce superficialmente la necessità di cambiamenti nel consumo energetico e negli stili di vita. Ha anche il vantaggio di poter essere adattato a impianti industriali esistenti. Tuttavia, non è chiaro se sia fattibile o possa essere fatto in modo conveniente ed efficiente dal punto di vista energetico. Gli oppositori sostengono inoltre che la CCS potrebbe indirettamente legittimare l’uso continuato di combustibili fossili e minare gli impegni sulla riduzione delle emissioni.

L’ex capo scienziato britannico David King ha affermato in modo preoccupante che la CCS è essenziale per mantenere l’aumento della temperatura al di sotto di 1,5-2°C ed è “l’unica speranza per l’umanità “.

Caldo e più caldo!

Sulla base dello stato attuale della scienza, della tecnologia, dello sviluppo e dell’attuazione delle politiche, la probabilità di raggiungere gli obiettivi di emissione è dubbia. Ciò significa che l’aumento della temperatura globale, con ogni probabilità, supererà i livelli raccomandati, molto probabilmente in modo sostanziale e prima del previsto. I conseguenti cambiamenti nella geofisica planetaria e nella meteorologia saranno sostanziali.

Sembra che il mondo continui ad affrontare la scelta una volta articolata da Woody Allen: “Più di ogni altro momento nella storia, l’umanità si trova di fronte a un bivio. Un percorso porta alla disperazione e alla totale disperazione. L’altro, all’estinzione totale. Preghiamo di avere la saggezza per scegliere correttamente ”.

© 2023 Satyajit Das Tutti i diritti riservati. Una versione di questo pezzo è stata pubblicata sul New Indian Express.

Satyajit Das, è ex banchiere e autore di numerose opere sui derivati ​​e diversi titoli generali: Traders, Guns & Money: Knowns and Unknowns in the Dazzling World of Derivatives  (2006 e 2010), Extreme Money: The Masters of the Universe and the Cult of Risk (2011), A Banquet of Consequences RELOADED (2021) e Fortune’s Fool: Australia’s Choices (2022).

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Destini energetici: Parte 5: Transizione energetica – Destinazione misteriosa di Satyajit Das

Destini energetici: Parte 5: Transizione energetica – Destinazione misteriosa

Il commento di un lettore

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Ciò che Das descrive in modo così eloquente non è un problema, piuttosto un dilemma o una situazione difficile, cioè non c’è soluzione. Sta descrivendo l’attuale realtà futura dell’energia nel modo più accurato possibile. I contorni del dilemma sono stati ben compresi dalla fine degli anni ’50. Opere come “Man’s Role In Changing the Face of the Earth” di Lewis Mumford, “The Closing Circle” di Barry Commoner e “Global 2,000 Report”, commissionato da Jimmy Carter sono solo alcuni dei tanti colpi di avvertimento ignorati dall’élite del potere. La realtà di un futuro prossimo con un accesso radicalmente ridotto all’energia e alle risorse minerarie e con crescenti vincoli ecologici è difficile da accettare, figuriamoci affrontare in modo significativo.
Giovanni Steinbach

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Energia abbondante ed economica è uno dei fondamenti della civiltà e delle economie moderne. Gli attuali cambiamenti nei mercati dell’energia sono forse i più significativi da molto tempo. Ha implicazioni per la società nel senso più ampio. Destini energetici è una serie in più parti che esamina il ruolo dell’energia, le dinamiche della domanda e dell’offerta, il passaggio alle energie rinnovabili, la transizione, la sua relazione con le emissioni e i possibili percorsi. Le parti 1, 2, 3, e 4  hanno esaminato i modelli di domanda e offerta nel tempo, le fonti rinnovabili, lo stoccaggio di energia e l’economia delle rinnovabili. Questa parte esamina la transizione energetica.

Una transizione energetica si riferisce a un importante cambiamento strutturale nei sistemi energetici. Ci sono state diverse transizioni storiche di questo tipo: dai biocarburanti, come il legno, all’energia idrica ed eolica e poi ai combustibili fossili. Nel suo uso attuale, è usato per descrivere il tentativo di sostituire i sistemi di produzione e consumo di energia basati sui combustibili fossili con fonti energetiche rinnovabili. Questa trasformazione è incorniciata dalla necessità di mitigare le emissioni per controllare i cambiamenti climatici.

L’ arco della storia dell’energia è rappresentato di seguito.

In Energy Transitions, il professor Vaclav Smil fornisce la prova che una nuova fonte di energia ha impiegato in genere tra i 40 ei 60 anni per guadagnare una quota di mercato significativa negli periodi precedenti. Le attuali proposte presuppongono che l’energia rinnovabile produrrà guadagni comparabili in un periodo molto più breve .

Ciò sottovaluta la complessità dell’attuale transizione energetica:

  • La scala è senza precedenti e richiede la riorganizzazione dei sistemi energetici per oltre 8 miliardi di persone e alti livelli di domanda industriale e domestica.
  • In generale, le transizioni energetiche comportano il passaggio a fonti di energia più efficienti. L’attuale processo inverte la tendenza con uno spostamento verso fonti meno efficienti con EROEI inferiore, minore densità energetica, minore densità di potenza superficiale e grandi requisiti di stoccaggio.
  • A differenza delle modifiche precedenti, è probabile che il costo dell’energia aumenti anziché diminuire.
  • Anche l’urgenza del cambiamento dovuta alla necessità di contenere le emissioni è senza pari.
  • I precedenti cambiamenti negli accordi energetici sono stati intrapresi prima delle moderne strutture normative, in particolare nei paesi avanzati, che dovranno adattarsi rapidamente a cambiamenti su larga scala all’interno di standard ambientali, di sicurezza e di concorrenza contrastanti.
  • Anche la probabile interruzione degli accordi sociali e geopolitici è potenzialmente maggiore rispetto alle trasformazioni precedenti.

Una transizione incompleta

L’attuale transizione energetica, così come concepita, è fortemente sbilanciata verso l’elettrificazione incentrata sull’utilizzo di fonti rinnovabili a basse emissioni per produrre elettricità in sostituzione dei combustibili fossili.

Gli attuali piani di transizione prevedono una grande espansione della produzione globale di elettricità di un fattore da due a tre volte, senza utilizzare combustibili fossili.

Ma l’elettricità, sulla base della maggior parte delle stime, costituisce meno del 20 percento dell’attuale mix energetico .

Le alte temperature, il fabbisogno di potenza e densità energetica dell’industria pesante (manifattura, acciaio, cemento, ammoniaca, plastica), del trasporto merci e dell’aviazione favoriscono i combustibili fossili che dovranno essere elettrificati o riprogettati per utilizzare combustibili alternativi che potrebbero rivelarsi difficili senza significativi progressi della scienza e delle tecnologie di produzione.

Ci sono barriere scoraggianti. Le tecniche di riduzione diretta per la produzione di acciaio possono consumare 15 volte più elettricità rispetto all’attuale approccio di cokefazione equivalente. Richiede minerale di ferro più puro per sciogliersi completamente in fornaci alimentate a idrogeno per eliminare i contaminanti. Anche la sostituzione dei combustibili fossili nella produzione di cemento e in altri processi industriali è una sfida.

La fattibilità tecnica dell’elettrificazione, l’uso di biocarburanti o altri metodi sono in fase di sviluppo e probabilmente saranno molto più costosi dei metodi attuali. Si stima che la decarbonizzazione della produzione di alluminio coerente solo con un percorso net-zero o 1,5°C richieda un investimento cumulativo di circa 1 trilione di dollari, principalmente nell’alimentazione e nelle fonderie .

L’elettrificazione, in ogni caso, non è sufficiente per eliminare le emissioni di carbonio da molte industrie pesanti a causa della chimica dei processi. Circa la metà dell’anidride carbonica nella produzione di cemento proviene dalla conversione del calcare in clinker. Nell’acciaio, la trasformazione dell’ossido di ferro in ferro puro richiede lo stripping degli atomi di ossigeno che si combinano con il carbonio per produrre anidride carbonica. La modifica della chimica è necessaria per ridurre queste emissioni.

I problemi di peso della batteria, capacità di potenza e durata rimangono vincoli nell’elettrificazione del trasporto pesante. Lo spazio necessario per i serbatoi di idrogeno sufficienti per alimentare l’aviazione a medio e lungo raggio limita i carichi utili che incidono in modo significativo sull’economia di queste forme di trasporto.

L’elettrificazione completa o addirittura sostanziale come percorso verso la decarbonizzazione può rivelarsi sfuggente.

Intensità materiale

I macchinari della transizione energetica – pannelli solari, turbine eoliche, accumulo di energia, impianti di riserva, linee e reti di trasmissione riconfigurate, veicoli elettrici – richiedono grandi quantità di metalli, minerali ed energia, ironia della sorte, dai combustibili fossili. Le rinnovabili sostituiscono l’intensità delle emissioni con l’intensità dei materiali.

Ad esempio, i veicoli elettrici richiedono fino a sei volte più minerali rispetto alle auto convenzionali alimentate da motori a combustione interna.

I veicoli elettrici pesano in media 340 chilogrammi (750 libbre) in più. Il peso aggiuntivo influisce sul fabbisogno energetico e sull’efficienza poiché la maggior parte dell’energia in qualsiasi forma di trasporto veicolare viene utilizzata per spingere il suo peso.

Le turbine eoliche richiedono acciaio (66-79 percento della massa totale della turbina); fibra di vetro, resina o plastica (11-16 percento); ferro o ghisa (5-17 percento); rame (1 percento); e alluminio (0-2 percento). Le terre rare sono gli ingredienti chiave dei potenti magneti richiesti. Le stime suggeriscono che sono necessarie circa 500 tonnellate di acciaio e 1.000 tonnellate di calcestruzzo per megawatt di energia eolica.

Ogni modulo batteria Tesla da 80 chilowattora a lungo raggio da 450 chilogrammi (1.000 libbre) è composto da 6.000 singole celle, ciascuna contenente 10 chilogrammi (25 libbre) di litio, 36 chilogrammi (60 libbre) di nichel; 18 chilogrammi (44 libbre) di manganese; 14 chilogrammi (30 libbre) di cobalto; 80 chilogrammi (200 libbre) di rame; e oltre 250 chilogrammi (550 libbre) di alluminio, acciaio, grafite, plastica e altri materiali. Se ridimensionati in base al tipo di stoccaggio che potrebbe essere richiesto a livello statale o nazionale, gli importi necessari sono sbalorditivi. Complessivamente, l’utilizzo di moduli batteria per sostenere il fabbisogno di elettricità estivo di punta di New York per 45 minuti richiederebbe 3.750 tonnellate di litio, 9.000 tonnellate di nichel, 6.600 tonnellate di manganese, 4.500 tonnellate di cobalto, 30.000 tonnellate di rame e 82.500 tonnellate di altro materiali.

Poiché i metalli e le altre sostanze necessarie richiedono una notevole quantità di energia per essere prodotti, l’effetto netto complessivo sulle emissioni (minore produzione dalle fonti di energia aggiustata per la maggiore quantità di materiali richiesti) non è chiaro.

Le emissioni del ciclo di vita dei veicoli elettrici, la quantità totale di gas serra emessi durante l’esistenza di un prodotto, compresa la sua produzione, utilizzo e smaltimento, sono rivelatrici. Utilizzando misure standardizzate (tonnellate metriche di CO2 equivalente (tCO2e)) di gas serra, è possibile ricavare le emissioni comparative dei veicoli elettrici, ibridi e ICE di medie dimensioni :

I veicoli elettrici hanno le emissioni del ciclo di vita più basse, ma le emissioni di produzione sono circa il 40% superiori a quelle dei veicoli ibridi e convenzionali, principalmente dall’estrazione e dalla raffinazione di materie prime come litio, cobalto e nichel. La maggior parte dei vantaggi in termini di emissioni sono in fase di utilizzo. Questi confronti si basano su 16 anni di utilizzo e una distanza di 240.000 chilometri (150.000 miglia). Laddove il veicolo ha una vita più breve o viene utilizzato in modo meno intensivo (il che è probabile poiché i veicoli elettrici sono più adatti a distanze di viaggio più brevi), le elevate emissioni di produzione indicano che le emissioni del ciclo di vita del veicolo elettrico si avvicinano a quelle dei tradizionali veicoli a combustione interna.

Le affermazioni di minore intensità di materiale dei veicoli elettrici presuppongono spesso anche la capacità di riciclare i componenti , il che, in realtà, non è dimostrato. Anche se possono essere progettati per utilizzare meno materie prime, molte sono le richieste di terre rare che necessitano di processi di produzione tossici. L’analisi presuppone che i veicoli elettrici siano alimentati esclusivamente da elettricità proveniente da fonti energetiche rinnovabili, il che non è la situazione attuale.

Ciò significa che il passaggio alle energie rinnovabili potrebbe non ridurre le emissioni del quantum dichiarato e, forse, per niente in alcuni casi.

Materiali critici per la transizione

Le principali materie prime necessarie per la transizione energetica sono riassunte di seguito:

Di seguito si riporta l’applicazione e la relativa domanda di tali materie prime.

In generale, gli analisti si concentrano su due gruppi di materie prime: primo rame, nichel e cobalto e secondo litio e terre rare. In pratica dovrebbero essere prese in considerazione tutte le materie prime richieste.

Disponibilità delle risorse

Si presuppone la disponibilità delle materie prime richieste a un costo accettabile. Senza l’approvvigionamento necessario, la transizione energetica sarà, nella migliore delle ipotesi, ostacolata e, nella peggiore, non sarà possibile. Gli elementi chiave della disponibilità includono:

  • Sufficienza della risorsa.
  • Fattibilità di estrazione e produzione.

Non è chiaro se attualmente esistano quantità sufficienti di materie prime essenziali. La quantità di molti metalli necessari è maggiore di quanto inizialmente creduto, gli attuali livelli di produzione sono insufficienti e, forse la cosa più critica, le riserve minerarie note per alcuni materiali potrebbero essere inferiori alle quantità necessarie. Ulteriori investimenti possono espandere la produzione e l’esplorazione può scoprire nuove riserve, ma ci sono difficoltà nel superare le carenze soprattutto nel breve periodo.

Di seguito è riportata una stima delle riserve note di molte materie prime essenziali:

Simon P. Michaux , Professore Associato di Ricerca dell’Unità di Geometallurgia Lavorazione dei Minerali e Ricerca sui Materiali, Geological Survey of Finland, ha confrontato la produzione richiesta con le riserve conosciute concludendo che i metalli totali richiesti per una generazione di tecnologia per eliminare gradualmente i combustibili fossili sono insufficienti per molte sostanze.

 

Metallo Produzione richiesta (tonnellate) Riserve conosciute(tonnellate) Copertura di riserva(Percentuale di requisiti)
Rame 4.575.523.674 880.000.000 20 percento
Nichel 940.578.114 95.000.000 10 percento
Litio 944,150,293 95.000.000 10 percento
Cobalto 218.396.990 7.600.000 3 per cento
Grafite 8.973.640.257 320.000.000 4 percento
Vanadio 681.865.986 24.000.000 4 percento

Lo studio ha rilevato che c’erano riserve sufficienti di alcuni materiali:

 

Metallo Produzione richiesta (tonnellate) Riserve conosciute(tonnellate) Copertura di riserva(Percentuale di requisiti)
Zinco 35.704.918 250.000.000 700 percento
Manganese 227.889.504 1.500.000.000 658 percento
Silicio (metallurgico) 49.571.460 Relativamente abbondante Adeguato
Argento 145.579 530.000 3.641 percento
Zirconio 2.614.126 70.000.000 2.678 percento

Le stime della domanda e delle riserve sono inesatte e oggetto di febbrili controversie. Tuttavia, l’entità delle potenziali carenze deve essere attentamente considerata nei piani di transizione energetica.

Estrazione e produzione

Anche se esistono riserve, sorgono problemi di estrazione e produzione. La scala è impegnativa. L’entità dell’espansione della produzione richiesta per alcune materie prime chiave non è da prendere alla leggera.

La qualità dei giacimenti minerari che devono essere sfruttati è rilevante. I gradi sono diminuiti a causa dell’esaurimento naturale delle miniere già esistenti che sono, comprensibilmente, le più facilmente accessibili e a basso costo. Nel caso del rame, il grado medio delle miniere è diminuito da circa il 2,5% di 100 anni fa a circa lo 0,5% di oggi. Ci sono poche miniere di rame oggi che hanno un contenuto di rame superiore all’1% della roccia. La qualità media del rame cileno , uno dei maggiori produttori, è scesa del 30% negli ultimi 15 anni allo 0,7%. Alcune altre materie prime richieste si trovano naturalmente a concentrazioni inferiori. Nichel, litio, cobalto e rame costituiscono dallo 0,002% allo 0,009% della crosta terrestre. Al contrario, i metalli più abbondanti come il ferro e l’alluminio costituiscono rispettivamente il 6% e l’8%.

I gradi inferiori e la relativa scarsità aumentano i costi di esplorazione, sviluppo, estrazione e lavorazione, nonché il fabbisogno energetico e le emissioni di carbonio. Nel caso del rame, qualità inferiori significano che per produrre la stessa quantità di rame occorre utilizzare circa 16 volte più energia rispetto a 100 anni fa.

La convinzione che i miglioramenti nella tecnologia di esplorazione e produzione possano colmare le carenze è fuorviante. Le tecniche di esplorazione variano tra le materie prime. La tecnologia per la ricerca di giacimenti minerari, come il rame, è complicata dal fatto che i depositi sono spesso dispersi su vaste aree. Tecniche come il test sismico, che è un mezzo efficiente per la ricerca di idrocarburi, sono meno efficaci. Deve essere utilizzata la perforazione esplorativa, un processo lento.

Anche le aree che possono essere sfruttate sono diverse. L’estrazione della maggior parte dei metalli è concentrata in poche aree a causa dell’economia. Al contrario, la produzione di petrolio e gas a volte può essere intrapresa su scala ridotta. Oggi, molta esplorazione di idrocarburi è nell’oceano.

Esistono piani ambiziosi per l’estrazione in acque profonde di cobalto, nichel, manganese e rame . Ma ci sono difficoltà significative nell’operare in acqua salata corrosiva, a temperature vicine allo zero e sotto migliaia di libbre di pressione per pollice quadrato. I superamenti dei costi di capitale e operativi sono frequenti. Il costo del progetto del gas Gorgon al largo della costa dell’Australia nord-occidentale è aumentato dal budget di $ 11 miliardi a $ 54 miliardi.

I rapporti tra riserva e produzione spesso sovrastimano la quantità di minerali che possono essere estratti. Il tempo dall’esplorazione alla produzione è lungo. Ci vogliono anni per passare dall’esplorazione alla produzione di petrolio e gas. Al contrario, una miniera di rame greenfield può richiedere decenni per essere messa in funzione, anche se in genere hanno una vita più lunga che si estende fino a centinaia di anni. Ciò significa che anche se, come probabile, i prezzi aumentano bruscamente, è improbabile che l’offerta aggiuntiva di materiali richiesti per la transizione divenga rapidamente disponibile poiché presentano un’elasticità dei prezzi relativamente limitata .

Vincoli ambientali

È probabile che la produzione delle materie prime necessarie eserciti una pressione significativa su altre risorse come l’acqua e la terra.

La produzione di molte materie prime richiede grandi quantità di acqua . L’estrazione del rame richiede molta acqua. Ciò è complicato dal fatto che il 50% della fornitura mondiale di rame proviene dal Cile, dal Perù e dalla fascia africana del rame, tutte regioni con problemi di scarsità d’acqua. Le tecniche comuni per la produzione di litio sono ad alta intensità idrica, con aree come l’alto altopiano andino dove esistono grandi riserve che sono tra i luoghi più aridi della terra. La produzione di idrogeno richiede l’accesso a grandi quantità di acqua.

Ci sono richieste di terra scarsa che potrebbero essere necessarie per le popolazioni e la produzione alimentare. I biocarburanti richiedono grandi quantità di acqua e terra. Le materie prime da biomassa per l’energia alternativa estraggono efficacemente il terriccio. A livello globale, è probabile che fino al 90 percento del suolo superficiale della Terra sarà a rischio entro il 2050. Con un minimo di 15 centimetri (6 pollici) necessari per coltivare in modo efficiente, la perdita di terriccio si sta avvicinando a livelli critici. Strutture solari nei deserti che richiedono la demolizione di aree che distruggono l’ecosistema naturale e rilasciano anche una grande quantità di carbonio immagazzinato sottoterra in terreni desertici.

Altri effetti collaterali includono inquinamento e danni ambientali dovuti all’estrazione delle materie prime necessarie.

In effetti, le esternalità negative significative sono generalmente trascurate e non incorporate nei calcoli dei costi. Il consumo di energia e le emissioni di questi effetti collaterali sono spesso ignorati.

Vincoli di investimento

Gli investimenti sono essenziali per garantire la sufficienza dell’offerta. Negli ultimi decenni, il livello di investimento in materiali critici di transizione è aumentato (sebbene l’opacità dei dati delle società minerarie, in particolare le major diversificate, renda difficile identificare con precisione le aree interessate).

Dato che saranno necessari oltre 3 miliardi di tonnellate di minerali e metalli per raggiungere un risultato inferiore a 2°C e che la produzione di minerali, come grafite, litio e cobalto, dovrà aumentare di quasi il 500% entro il 2050, è discutibile se gli investimenti esistenti siano adeguati.

Ci sono diverse ragioni per un investimento inadeguato:

  • Ciclicità delle merci.
  • Prezzi reali bassi.
  • I grandi requisiti patrimoniali dei progetti.
  • Consolidamento e maggiore avversione al rischio all’interno di grandi gruppi di risorse.

La pressione degli attivisti sulle società di risorse per la decarbonizzazione, particolarmente esposte a combustibili fossili o ad alte emissioni, è sempre più un fattore. Con la maggior parte dei gestori patrimoniali e degli investitori desiderosi di migliorare la propria performance ESG (Environment, Social, Governance), c’è stata una riluttanza da parte degli enti pubblici a investire nella produzione di materie prime. Un’ulteriore influenza è la natura apparentemente fuori moda delle risorse relative alle industrie tecnologiche ad alta crescita, che ironicamente non possono sopravvivere senza i materiali che devono essere estratti. Le materie prime non possono essere richiamate con un’app da uno smartphone.

Senza investimenti sostanziali e le relative emissioni, è probabile la carenza di alcuni materiali .

I problemi con l’aumento delle fonti primarie hanno incoraggiato a concentrarsi sull’approvvigionamento secondario, come rottami e materiale riciclato. I tassi di riciclaggio per la maggior parte dei materiali critici per la transizione sono attualmente bassi. Ciò riflette le barriere ingegneristiche , nonché il materiale adatto limitato e l’utilità del materiale riciclato per le applicazioni. I prezzi storicamente bassi sono un altro fattore che crea disincentivi e incide sulla fattibilità finanziaria di alcuni tipi di riciclaggio. L’attuale scopo di soddisfare la domanda dalla fornitura riciclata è limitato.

La corsa verde

Le questioni relative alla sufficienza degli investimenti sono, in realtà, più profonde. Le spese in conto capitale sono inadeguate ma anche non adeguatamente mirate.

La transizione energetica si è evoluta in una “corsa verde” finanziaria speculativa. L’entusiasmo per le nuove tecnologie energetiche è ignaro di semplici fatti e la pianificazione di base è assente. Anche una volta completati, gli impianti rinnovabili non possono essere collegati alla rete a volte per diversi anni. In casi estremi, i progetti non vengono perseguiti a causa di queste carenze. Il Lawrence Berkeley National Laboratory ha trovato quasi 2.000 gigawatt di energia solare, di stoccaggio ed eolica negli Stati Uniti in attesa nelle code di interconnessione della rete di trasmissione.

Aggiunta del sostegno del governo, l’euforia degli investitori è cresciuta. Gli investimenti in titoli e fondi legati alle energie rinnovabili hanno raggiunto nuove vette. Le valutazioni delle azioni dei veicoli elettrici, come Tesla, i produttori di batterie e le società legate all’idrogeno sono aumentate notevolmente. La maggior parte ha un prezzo elevato a multipli di utili, vendite e valori patrimoniali. Nel 2020, gli SPAC (Special Purpose Acquisition Vehicles) di energia verde hanno raccolto 40 miliardi di dollari con il mandato di acquisire asset di energia pulita non ancora identificati.

I fondi sono spesso affluiti ad aziende con tecnologie non testate, piani irrealistici o semplici fronzoli e ciarlataneria. C’è una malsana mancanza di concentrazione sull’essenziale scienza di base sottostante a favore degli espedienti. Gran parte di questo investimento può essere completamente ammortizzato con le rapide e grandi perdite di capitale che lasciano meno denaro disponibile per bisogni reali.

Ad esempio, l’attuale interesse per l’economia dell’idrogeno smentisce i precedenti fallimenti degli investimenti. Nel 1997, l’entusiasmo dei media per l’energia a idrogeno traboccò appena prima della fine di quel boom. Un articolo recente che ha stimolato la “nuova” economia dell’idrogeno ha razionalizzato il fallimento dell’ondata degli anni ’90 come risultato dell’assenza di un mercato chiaro per il carburante e di un sostegno statale e aziendale limitato. Il sottotitolo del pezzo era significativamente qualcosa che la maggior parte delle persone ha imparato a temere: ‘Questa volta è diverso’. Un’analisi storica ha rilevato che i tentativi seriali di guidare un’economia globale dell’idrogeno sono stati in gran parte guidati dall’entusiasmo e resta da vedere se l’ondata attuale è diversa.

La frenesia speculativa distoglie fondi dalle imprese energetiche tradizionali. L’ industria energetica ha investito poco , nelle rinnovabili e negli idrocarburi. Dal picco del 2014, gli investimenti nell’energia tradizionale (petrolio e gas) sono diminuiti del 57% determinando una riduzione di oltre il 30% degli investimenti globali in energia primaria, da 1,3 trilioni di dollari nel 2014 a 0,8 trilioni di dollari nel 2020. Parallelamente, gli investimenti totali in energia sono diminuiti di circa il 22% dal picco di $ 2,0 trilioni nel 2014 a $ 1,5 trilioni nel 2020, anche se ora si sta invertendo.

La focalizzazione degli investimenti sulle rinnovabili non è sufficiente a compensare i minori investimenti nell’energia tradizionale, soprattutto in considerazione della scala ridotta e della maggiore intensità di capitale per unità di energia prodotta. Alla base di questo modello c’è la convinzione dell’imminente fine dell’era degli idrocarburi. Ciò è stato rafforzato da una marea di analisi che prevedevano il picco della domanda mondiale di petrolio e il calo di circa un terzo del consumo entro il 2040. È interessante notare che ciò è incoerente con le proiezioni del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti secondo cui la domanda americana aumenterà leggermente, e non diminuirà entro 2050.

Le aziende energetiche tradizionali hanno registrato investimenti minimi nonostante i comprovati record di attività e asset base. Le valutazioni sono contenute, ignorando i profitti record dovuti all’impennata dei prezzi del petrolio e del gas conseguente alla guerra in Ucraina.

C’è bisogno di spese in conto capitale per l’energia attraverso fonti nuove ed esistenti, che saranno necessarie per molto tempo a venire, così come le relative infrastrutture e materie prime. L’eccessivo affidamento sull’introduzione delle energie rinnovabili, la mancanza di investimenti nei combustibili fossili e i vincoli sui materiali critici per la transizione creano la possibilità di significative carenze energetiche future.

Vincoli politici

La transizione energetica deve affrontare ostacoli politici.

Mentre la maggior parte dei cittadini è a favore di un allontanamento dai combustibili fossili, l’intrusione da parte di impianti di energia rinnovabile e attività minerarie per estrarre risorse essenziali potrebbe non essere universalmente supportata. Alcuni minerali saranno inevitabilmente estratti in cattive condizioni di lavoro nei mercati emergenti, tra cui una sicurezza sul posto di lavoro inadeguata, l’utilizzo di lavoro minorile, nessuna salvaguardia ambientale e i proventi utilizzati per finanziare i conflitti. Ciò può rivelarsi problematico sia in base alle leggi esistenti che eticamente. Come minimo, ciò rallenterà la fornitura dei necessari materiali di transizione.

Dal punto di vista geopolitico, la richiesta di determinati minerali creerà tensioni. I petrostati esistenti rischiano di perdere finanziariamente e in termini di influenza. Allo stesso tempo, i produttori di materiali essenziali acquisiranno importanza. Il grafico sottostante illustra le nazioni che producono e possiedono riserve di quattro metalli di transizione chiave. L’ampia rappresentanza di paesi in via di sviluppo non necessariamente favorevoli alle agende occidentali è notevole.

Nota : le etichette dei dati nella figura utilizzano i codici paese dell’Organizzazione internazionale per la standardizzazione (IOS). Pr = produzione; r = riserve.

Una questione centrale è il predominio della Cina nella fornitura e lavorazione di minerali critici di transizione. La Cina ha quasi il monopolio su alcuni minerali; ad esempio, il 90 percento degli elementi di terre rare lavorati. È tra i più grandi processori di litio. La Cina fornisce oltre il 60% di tutta la grafite naturale e la maggior parte dell’equivalente sintetizzato necessario per gli anodi delle batterie al litio. Il problema principale è l’elaborazione. Molti materiali richiesti si trovano in basse concentrazioni che richiedono la lavorazione di grandi quantità di minerale e metodi metallurgici spesso inquinanti. I processi sono complessi, ad alta intensità energetica, pericolosi e costosi.

Questa situazione non è casuale. La pianificazione a lungo termine della Cina ha dato la priorità a queste industrie per decenni. Gli acquirenti occidentali hanno acconsentito mentre i trasformatori cinesi, supportati da sussidi statali e standard ambientali minimi, hanno abbassato i costi.

I piani per ridurre la dipendenza dalla Cina sono, nel migliore dei casi, probabilmente lenti o, nel peggiore dei casi, quasi impossibili nei tempi previsti. Le attuali strategie per la gestione della catena di approvvigionamento di queste materie prime includono il friend-shoring per creare fornitori alternativi, costruire scorte e capacità di lavorazione di riserva. È improbabile che sia facile e sarà costoso. Sovvenzioni altamente condizionate (come quelle contenute nell’Inflation Reduction Act degli Stati Uniti), finanziamenti, opposizione locale per motivi ambientali e riduzione dei prezzi da parte dei fornitori cinesi esistenti hanno finora rallentato diversi progetti. Crescente riconoscimento della posizione si riflette nel notevole cambiamento di linguaggio dal ‘disaccoppiamento’ al ‘de-risking’ in relazione al rapporto con la Cina. Qualunque sia il risultato, la disponibilità e il costo di queste materie prime essenziali limiteranno il passaggio a nuove fonti di energia.

Il controllo di alcune forniture è già un’arma economica. A seguito delle prime scaramucce, a metà del 2023, la Cina ha limitato le esportazioni di composti di gallio e germanio (utilizzati nei semiconduttori e nell’elettronica ad alta velocità), entrambi tra i minerali classificati dal governo degli Stati Uniti come critici per la sicurezza economica e nazionale. Molto probabilmente era una rappresaglia per i divieti statunitensi sugli acquisti cinesi di tecnologie avanzate.

Gli effetti di tali importanti riallineamenti di potere globale sono imprevedibili, specialmente in un periodo come quello attuale in cui sono evidenti varie tensioni.

Per arrivarci, non partirei da qui!

La transizione energetica è fondamentale per ridurre le emissioni di gas a effetto serra ma anche per integrare la fornitura in calo di combustibili fossili. Ma ci sono dubbi sulla fattibilità di una tale trasformazione dei sistemi energetici mondiali.

L’attuale focalizzazione ristretta sull’elettrificazione è limitante poiché l’elettricità è solo una piccola parte degli attuali sistemi energetici. I requisiti delle applicazioni industriali, dei trasporti pesanti e dell’aviazione richiederebbero che un’ampia varietà di questi processi fosse prima elettrificata o convertita in tecnologie con celle a idrogeno. Anche l’ approvvigionamento di materie prime essenziali per la transizione energetica non è assicurato . Le emissioni e le esternalità derivanti da una maggiore intensità materiale potrebbero non modificare sostanzialmente i livelli complessivi di produzione di gas serra. Gli attuali livelli di investimento sono inadeguati.

Alla fine, la transizione ha ‘hopium’ incorporato. Si trova sulla credenza micawberiana che qualcosa – scientifico o tecnologico – salterà fuori. Sono possibili scoperte che migliorino l’efficienza produttiva, riducono gli inquinanti o consentono la sostituzione di materiali critici per la transizione con alternative migliori, ma non ci si può fare affidamento.

Nella migliore delle ipotesi, qualsiasi transizione energetica potrebbe rivelarsi più lenta e più costosa di quanto si pensi attualmente. Nel peggiore dei casi, la transizione energetica potrebbe rivelarsi impossibile, almeno nella misura attualmente prevista con una sostanziale dipendenza residua dalle riserve di combustibili fossili in diminuzione.

Nel valutare i progressi, la formulazione dell’ex primo ministro russo Viktor Chernomyrdim sembra appropriata: “abbiamo completato tutti i punti: da A a B “.

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Autore: Satyajit Das, ex banchiere e autore di numerose opere sui derivati ​​e diversi titoli generali: Traders, Guns & Money: Knowns and Unknowns in the Dazzling World of Derivatives  (2006 e 2010), Extreme Money: The Masters of the Universe and the Cult of Risk (2011), A Banquet of Consequences RELOADED (2021) e Fortune’s Fool: Australia’s Choices (2022).

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Destini energetici – Parte 4: Economia rinnovabile – Al costo _ di Satyajit Das

Destini energetici – Parte 4: Economia rinnovabile – Al costo

Speranza rinnovabile

L’energia abbondante ed economica è uno dei fondamenti della civiltà e delle economie moderne. Gli attuali cambiamenti nei mercati dell’energia sono forse i più significativi da molto tempo. Ha implicazioni per la società nel senso più ampio. Destini energetici è una serie in più parti che esamina il ruolo dell’energia, le dinamiche della domanda e dell’offerta, il passaggio alle energie rinnovabili, la transizione, la sua relazione con le emissioni e i possibili percorsi. Le parti 1, 2 e 3 hanno esaminato i modelli di domanda e offerta nel tempo, le fonti rinnovabili e lo stoccaggio di energia. Questa parte esamina l’economia delle energie rinnovabili.

Cosa fare per non rimanere aggrappati nella sola “speranza rinnovabile”? In questa fase della transizione energetica, che sarà molto lunga e violenta, insieme ai piccoli passi e atti che ognuno di noi può fare, penso che la conoscenza e la riflessione su tutti gli aspetti sia la cosa primaria. Gli articoli di Satyajit Das sono pubblicati a questo scopo.

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L’economia dell’energia rinnovabile, in particolare l’energia solare ed eolica, si concentra sulla “parità di rete”, un costo livellato dell’elettricità (LCOE) uguale o inferiore al prezzo dell’energia dalla rete elettrica. I guru della nuova era energetica e i loro creduloni accoliti mediatici fanno affidamento su questo per sostenere la sostituzione dei combustibili fossili con l’energia rinnovabile.

Il costo delle energie rinnovabili è decisamente diminuito.

Ma qualsiasi confronto è complicato da una serie di fattori:

  • Poiché l’energia rinnovabile richiede un apporto minimo di combustibile, vi è un naturale vantaggio in termini di costi.
  • I confronti tipici si basano sui costi dell’elettricità, che costituisce meno del 20% di tutta l’energia utilizzata.
  • Gli effetti dell’intermittenza, la necessità di accumulo di energia, la densità di energia, l’impatto sull’infrastruttura energetica, la densità di potenza superficiale, la longevità dell’impianto e i costi di vita completa spesso non vengono considerati.
  • Sottolinea un’esternalità (riduzione delle emissioni) ignorando altre esternalità, come l’intensità materiale e le attività non recuperabili. Anche i benefici in termini di emissioni rimangono ambigui a causa di problemi nella stima accurata della produzione di gas serra e del fabbisogno energetico lungo l’intera catena di approvvigionamento.
  • LCOE come misura è sensibile alle ipotesi e soggetta a limitazioni importanti.
  • Occorre considerare l’impatto delle sovvenzioni, che può essere significativo.

In pratica, identificare i veri costi pieni piuttosto che marginali delle rinnovabili è complesso.

Problemi locali

LCOE misura il costo attuale netto medio della generazione di elettricità per un generatore durante la vita di un impianto sulla base di numerosi presupposti. È una metrica finanziaria che confronta diverse forme di elettricità utilizzando un insieme coerente di parametri. Le forme generalizzate includono il costo livellato del calore, il costo livellato del riscaldamento o il costo livellato dell’energia termica.

LCOE è calcolato come il ricavo medio per unità di elettricità generata necessario per recuperare i costi di costruzione e gestione di un impianto durante la sua vita finanziaria presunta e il suo ciclo di lavoro. Sono i costi attualizzati nel corso della vita di un impianto divisi per una somma attualizzata dell’energia effettiva erogata. Gli input richiesti includono l’investimento, il costo del capitale, i costi di finanziamento, i costi del carburante, i costi operativi e di manutenzione fissi e variabili, i tassi di utilizzo, le vite operative e le spese di smantellamento. Tasse o sussidi possono essere incorporati. Non è raro vedere esclusi uno o l’altro input.

Come nella maggior parte dei progetti su larga scala, non è facile specificare con precisione gli elementi richiesti. Le questioni chiave includono:

  • Costi di capitale: il rischio di superamento dei costi è sempre presente con alcuni progetti che superano i budget di grandi importi. Ciò influisce sul costo che deve essere recuperato.
  • Costo del capitale e costi di finanziamento : il calcolo è influenzato dall’importo da finanziare, dalla struttura del capitale (debito rispetto al capitale proprio) e dal costo del capitale presunto. In pratica, vi sono ampie variazioni nella struttura del capitale tra i diversi proprietari. La disponibilità di finanziamenti pubblici e sussidi può distorcere i costi e le stime LCOE. Il minor costo del capitale favorisce metodi ad alta intensità di capitale e a basso costo operativo come l’energia nucleare. Vale anche il contrario. La sensibilità al costo del capitale è dell’ordine del 6-10%. Sebbene LCOE possa differire, in genere non cambia la classifica delle tecnologie.
  • Costi operativi: la variabile principale sono i costi del carburante. Sebbene minime per molte rinnovabili, le fluttuazioni dei prezzi dell’energia possono influenzare in modo significativo le stime LCOE per le fonti tradizionali. Per le energie rinnovabili con una storia breve, è difficile ricavare costi operativi e di manutenzione accurati.
  • Tassi di utilizzo – in pratica, questi si sono dimostrati molto variabili e difficili da stimare soprattutto su lunghi periodi a causa dell’effetto del tempo sui progetti solari ed eolici. La US Energy Information Administration, ad esempio, presuppone tassi di utilizzo effettivi per il solare e l’eolico rispettivamente del 29% e del 43%. I dati effettivi suggeriscono fattori di capacità realizzati intorno al 22% e al 33%. Un utilizzo inferiore per un lungo periodo può aumentare notevolmente gli LCOE. I fattori di capacità dei parchi eolici sono migliorati lentamente, ma questo guadagno ha richiesto la riduzione del numero di turbine in una data area aumentando l’uso del suolo.
  • Vite operative: le vite operative per le tecnologie esistenti e consolidate sono ben comprese. Questo non è il caso delle nuove fonti di energia rinnovabile. Inoltre, le condizioni operative hanno un impatto maggiore per alcune tecnologie rispetto ad altre. La vita operativa degli impianti a combustibili fossili e nucleari, in genere 60-80 anni, è tipicamente più lunga di quella dell’eolico e del solare. Una durata di vita più breve richiede la costante ricostruzione delle turbine eoliche e la generazione solare e lo smaltimento dei rifiuti.
  • Spese di smantellamento: il costo per la chiusura di un impianto, il ripristino dei siti e lo smaltimento dei rifiuti operativi e di altro tipo viene spesso trascurato. Possono essere potenzialmente estremamente grandi per l’energia nucleare, arrivando a decine di miliardi e coprendo decenni. Con pochi o nessun impianto che è stato completamente disattivato invece di essere stato chiuso, tali spese sono difficili da quantificare lasciando una grande responsabilità a tempo indeterminato.

Il quadro normativo è importante. I cambiamenti nelle leggi e negli standard possono potenzialmente avere un impatto importante su LCOE. Le normative ambientali, le norme sulla protezione dei consumatori, la responsabilità civile e l’interferenza nei prezzi di mercato dell’elettricità hanno il potenziale per influenzare gli LCOE.

Le carenze di LCOE hanno portato alla proposta di misure alternative.

Il costo evitato livellato dell’energia (LACE) cerca di incorporare il valore economico che la fonte fornisce alla rete, come la dispacciabilità all’interno del mix energetico esistente. La US Energy Information Administration raccomanda di confrontare i costi livellati delle fonti non dispacciabili come l’eolico o il solare con LACE: i costi evitati da altre fonti divisi per la produzione annua della fonte non dispacciabile. Ciò fornisce un utile confronto con i combustibili fossili o il nucleare riconoscendo il costo delle fonti dispacciabili di riserva per le fonti di energia fluttuanti intermittenti. Un rapporto tra LACE e LCOE, indicato come rapporto valore-costo, maggiore di 1 rende un progetto economicamente fattibile.

L’Agenzia internazionale dell’energia ha suggerito un costo livellato dell’elettricità aggiustato per il valore (VALCOE) che include il costo dell’energia elettrica e il valore per il sistema elettrico, ad esempio la capacità di soddisfare i picchi di domanda. Nessuna misura è perfetta e adatta ad ogni contesto o location.

LCOE – Stime

Le attuali stime LCOE sono le seguenti:

Un elemento che colpisce è l’ampia gamma. Inoltre, non mostra una parità di rete coerente.

C’è una notevole sensibilità ai costi del carburante e del capitale .

Tuttavia, queste stime dei costi sono incomplete se si escludono elementi importanti.

Impatto dei sussidi

I sussidi per le energie rinnovabili sono comuni e variano a seconda delle tecnologie, dei paesi e delle regioni. Ad esempio, alcuni paesi cercano di incoraggiare gli investimenti rinnovabili dando loro la preferenza in termini di progetti o dispacciamento della rete. Altri incentivi includono agevolazioni fiscali o condizioni di finanziamento favorevoli come minori costi di prestito o co-investimenti governativi.

Il livello di sostegno del governo per le diverse tecnologie energetiche è cambiato nel tempo . Prima della pandemia, c’è stato un costante passaggio dai combustibili fossili e dal nucleare alle energie rinnovabili, allo stoccaggio e al miglioramento dell’efficienza energetica.

La pandemia ha portato a un passaggio ai sussidi per i combustibili fossili. I sussidi al consumo di combustibili fossili sono saliti a 532 miliardi di dollari nel 2021 (un aumento del 20% rispetto ai livelli del 2019). Nel 2022, hanno raddoppiato di nuovo raggiungendo il record di tutti i tempi di $ 1 trilione. Alcuni di questi sono stati causati dal rimbalzo dei prezzi dei combustibili fossili. Molti di questi sussidi sono concentrati nelle economie in via di sviluppo, di cui più della metà nei paesi esportatori di combustibili fossili. C’erano altri $ 500 miliardi di spesa pubblica extra per ridurre le bollette energetiche, principalmente nelle economie avanzate (l’Europa da sola ha speso $ 350 miliardi) che sono confluiti in parte nei combustibili fossili. Questi pagamenti di trasferimento hanno ridotto gli incentivi per un consumo energetico efficiente o per il passaggio a combustibili più puliti.

Non c’è nulla di intrinsecamente discutibile riguardo ai sussidi. L’energia, come altre industrie, è stata spesso sostenuta per ulteriori obiettivi politici più ampi, come promuovere nuove tecnologie o industrie nascenti, garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, stimolare particolari settori o segmenti della popolazione e, più recentemente, benefici ambientali. Il supporto può essere auspicabile per superare le imperfezioni del mercato.

Tuttavia, i sussidi energetici sono inefficienti e creano effetti collaterali. La maggior parte dei benefici va alle famiglie più ricche, che sono i maggiori consumatori. Incoraggiano consumi più elevati e riducono gli sforzi per ridurre l’intensità energetica. I sussidi energetici distorcono anche l’allocazione del capitale e talvolta incoraggiano industrie non sostenibili.

Crea diversi problemi:

  • La vera economia delle energie rinnovabili diventa difficile da determinare.
  • Devono essere fatte ipotesi sulla continuazione o sul livello di supporto. Con le finanze pubbliche sotto pressione crescente, la loro capacità di fornire sovvenzioni potrebbe ridursi nel tempo con ripercussioni sugli LCOE rinnovabili.

Esternalità

LCOE non tiene conto delle esternalità, ovvero un costo finanziario o non finanziario o un vantaggio di un’attività subita da una terza parte non correlata.

L’entusiasmo per le rinnovabili deriva da un’importante esternalità positiva, vale a dire le sue basse emissioni di carbonio. Tuttavia, questo è contestabile. La riduzione del carbonio può essere sopravvalutata.

L’energia rinnovabile sostituisce l’intensità materiale per le emissioni. I macchinari necessari — pannelli solari, turbine, dighe, batterie, trasformatori, nuove linee di trasmissione — richiederanno metalli e minerali su scale senza precedenti nella storia umana. Paradossalmente richiederà enormi quantità di energia alimentata principalmente da combustibili fossili. Ci sono problemi intorno allo smaltimento dei rifiuti, come i pannelli solari rottamati, che da soli potrebbero crescere fino a 200 milioni di tonnellate a livello globale entro il 2050 .

Le riduzioni stimate delle emissioni di carbonio non incorporano completamente le emissioni dell’intera filiera e del ciclo di vita delle fonti rinnovabili. Ad esempio, le emissioni derivanti dallo stoccaggio di energia all’ingrosso richiesto dove le rinnovabili sono una parte significativa della rete contribuiscono a emissioni “non trascurabili” . Questi possono ridurre o eliminare l’esternalità positiva delle rinnovabili a seconda della posizione, della modalità di funzionamento dello stoccaggio e delle ipotesi relative all’intensità di carbonio. Solo quando questi sono inclusi è possibile comprendere il vantaggio o il costo delle diverse tecnologie.

Le fonti energetiche rinnovabili presentano anche alcune esternalità negative:

  • Intermittenza e dispacciabilità: l’energia rinnovabile è intermittente e generalmente non dispacciabile, ovvero non può entrare in linea, andare offline o aumentare o diminuire rapidamente per soddisfare i rapidi cambiamenti della domanda. Soddisfare la domanda senza riduzioni (chiusure, riduzione del carico o abbassamenti di tensione) richiede capacità di accumulo di energia su larga scala o di generazione di backup. LCOE in genere non incorpora questi costi, che sono difficili da stimare con precisione. Le misure — il costo livellato dello storage (LCOS) e LACE — tentano di catturare questi problemi ma possono essere altamente soggettive.
  • Caratteristiche delle fonti energetiche rinnovabili: l’energia rinnovabile è fortemente focalizzata sulla generazione di elettricità. Ha una densità di energia e una densità di potenza superficiale significativamente inferiori. Gli LCOE generalmente non incorporano i costi aggiuntivi dello stoccaggio in batterie o della trasformazione dell’elettricità generata in combustibile, come l’idrogeno, da utilizzare in determinate applicazioni.
  • Requisiti infrastrutturali: le energie rinnovabili richiedono un’importante riconfigurazione delle infrastrutture. La rete elettrica dovrebbe essere modificata e dovrebbero essere effettuati importanti investimenti nelle capacità di trasmissione a lunga distanza. Questi costi generalmente non sono considerati nei calcoli LCOE.
  • Costi delle attività incagliate: proporzioni più elevate di energia rinnovabile si “incagliarebbero”, cioè renderebbero ridondanti le attività di generazione esistenti, come gli impianti di generazione a combustibili fossili e le miniere di supporto e i giacimenti di gas. Ciò ha conseguenze finanziarie che vanno oltre la cancellazione di valori patrimoniali non ammortizzati. Mette a rischio la capacità delle imprese con attività non recuperabili di far fronte ai propri obblighi. Gli importi in gioco sono notevoli. I 25 trilioni di dollari di risorse globali di combustibili fossili stimati al 2036, in uno scenario normale, potrebbero scendere di valore a 14 trilioni di dollari a seguito delle politiche di emissioni nette zero e del passaggio alle energie rinnovabili. Le partecipazioni degli investitori istituzionali in obbligazioni e azioni in società di combustibili fossili ammontano a 3 trilioni di dollari . L’esposizione diretta delle 60 maggiori banche del mondo alle risorse di combustibili fossili è stimato a $ 1,35 trilioni. Le banche hanno finanziato società di combustibili fossili per un importo di 4,6 trilioni di dollari dalla firma dell’accordo di Parigi nel 2016. Queste perdite ricadrebbero sugli investitori con un impatto significativo sulla stabilità finanziaria e sui risparmi. Il costo delle attività non recuperabili è generalmente escluso dalle stime LCOE. Il riutilizzo delle risorse elettriche termiche esistenti modificando i combustibili in biomassa , lo stoccaggio di energia o la gestione delle prestazioni della rete può migliorare le perdite di risorse non recuperabili.

Altre esternalità negative includono i cambiamenti ecologici e gli effetti sulla biodiversità. I grandi impianti solari e le centrali eoliche alterano radicalmente l’ambiente e minacciano gli ecosistemi. Negli Stati Uniti vengono concessi permessi speciali per l’uccisione di fauna selvatica minacciata dalle turbine.

Evoluzione dei costi

LCOE è, nella migliore delle ipotesi, un’approssimazione conveniente del costo di diverse tecnologie di generazione. Presenta dei difetti soprattutto perché si concentra sull’hardware in isolamento senza incorporare completamente molti costi di sistema del mondo reale ed esternalità essenziali per i moderni sistemi di approvvigionamento energetico. Indipendentemente dai problemi di misurazione, i costi delle energie rinnovabili sono diminuiti nel tempo. Le riduzioni effettive di LCOE dal 2009 sono significative.

Le cadute sono guidate dal progresso scientifico, dai miglioramenti nella tecnologia e dall’effetto della curva di scala ed esperienza. Gli LCOE per un dato generatore tendono ad essere inversamente proporzionali alla sua capacità. Impianti solari ed eolici sempre più grandi hanno ridotto i costi.

Sono previsti sostanziali ulteriori cali dei costi per le principali fonti di energia rinnovabile .

Le previsioni per ulteriori rapidi cali delle energie rinnovabili e dei costi di stoccaggio, basate sugli ultimi tre decenni che hanno visto un calo di quasi 10 volte, potrebbero essere eccessivamente ottimistiche. La legge dei rendimenti decrescenti che si applica alla maggior parte dei sistemi fisici e delle tecnologie ridurrà i guadagni incrementali come è avvenuto in altri settori, come i semiconduttori.

Un fattore importante saranno i limiti di efficienza determinati dalle leggi della fisica. I parchi solari sono limitati dall’energia proveniente dal sole. Le turbine non possono estrarre più energia di quella fornita dalla cinetica del vento e i tipi di batterie esistenti sono limitati dalla chimica.

L’efficienza della conversione energetica non è illimitata. Proprio come il teorema dell’efficienza di Carnot limita la conversione del combustibile in energia a circa l’80% in condizioni ideali, gli impianti solari ed eolici devono affrontare dei limiti. Il limite di Shockley-Queisser afferma che circa il 34 percento dei fotoni in arrivo può essere convertito in energia elettrica. Il teorema di Betz limita la cattura dell’energia eolica da parte della turbina a circa il 60 percento. In pratica, questi livelli sono difficili da raggiungere a causa di vincoli tecnici e di costo. Ad esempio, i migliori motori a combustione interna dopo secoli di sviluppo hanno un’efficienza compresa tra il 50 e il 60 percento, mentre la maggior parte di uso comune è ben al di sotto di tale livello.

Il solare e l’eolico sono già relativamente efficienti con l’attuale attenzione ai miglioramenti ingegneristici incrementali: turbine più grandi e pannelli solari più grandi. Uno dei motivi del ritmo più lento dei futuri miglioramenti nelle energie rinnovabili è che molte delle materie prime alla base del solare (silicio, rame e vetro) ed eolico (cemento, acciaio, rame e fibra di vetro) sono già prodotte in serie in modo efficiente con possibilità limitate di ulteriori riduzioni dei costi.

Laddove l’elettricità deve essere immagazzinata o convertita in combustibile a idrogeno, sono probabili ulteriori perdite . La produzione di gas idrogeno tramite un elettrolizzatore può perdere il 30 percento o più della energia incorporata. Un ulteriore 10-15 percento andrebbe perso per comprimere o liquefare il gas per il trasporto. Un altro 30 percento può essere perso nel processo di generazione di corrente elettrica nella cella a combustibile. È possibile che il 70 percento dell’elettricità utilizzata per alimentare il sistema venga perso.

In assenza di importanti scoperte scientifiche o di produzione, è improbabile che nel prossimo futuro si verifichino ulteriori grandi miglioramenti dei costi.

Speranza rinnovabile

Nonostante l’iperbole dei sostenitori, le rinnovabili sono attualmente una componente significativa ma modesta delle fonti energetiche globali. Tra il 2011 e il 2021, l’energia rinnovabile è aumentata dal 20% al 28% della fornitura globale di elettricità. La sua quota del consumo totale di energia globale è molto più piccola (circa il 10 percento). L’uso dell’energia fossile è diminuito dal 68% al 62% e quello nucleare dal 12% al 10%. Tra le rinnovabili, l’energia idroelettrica è diminuita dal 16% al 15%, l’energia solare ed eolica sono aumentate dal 2% al 10%. La biomassa e l’energia geotermica sono cresciute dal 2% al 3%.

Le previsioni per l’adozione di energie rinnovabili sono ambiziose.

La causa dell’energia rinnovabile si basa sulle limitate riserve rimanenti di combustibili fossili e sulle minori emissioni. Tuttavia, l’intermittenza, la bassa densità energetica e di potenza superficiale e le sfide legate alla localizzazione indicano che se una quota significativa di energia provenisse da fonti rinnovabili, sarebbe necessario un accumulo di energia di massa e un’importante riconfigurazione del sistema energetico. Il fatto che possa generare solo elettricità che costituisce una piccola parte del consumo di energia e la necessità di conversione in combustibili utilizzabili per l’alta potenza o per il trasporto ne limita ulteriormente le applicazioni.

Nonostante le affermazioni contrarie, i costi che sono migliorati notevolmente nel tempo potrebbero non essere alla parità di rete poiché gli LCOE sono sensibili alle ipotesi, ai termini di finanziamento, alla tecnologia, all’ubicazione e ai sussidi. In particolare, la mancanza di un’adeguata contabilizzazione delle esternalità significa che i confronti sono spesso falsi e veicoli di lobbying di parte.

Significa che la capacità delle energie rinnovabili di soppiantare i combustibili fossili per alimentare la moderna economia globale a un costo accettabile è tutt’altro che dimostrata. Nelle parole del tatuatore americano Sailor Jerry: “Il buon lavoro non è economico, il lavoro economico non è buono “.

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https://www.acro-polis.it/2023/07/06/destini-energetici-parte-4-economia-rinnovabile-al-costo/

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Destini energetici – Parte 3: Accumulo di energia – Complicazioni scomode, di Satyajit Das

Destini energetici – Parte 3: Accumulo di energia – Complicazioni scomode

 

Satyajit Das continua il suo approfondito controllo dei piani di energia verde rispetto alla loro capacità di soddisfare le esigenze energetiche attuali, per non parlare di quelle previste. Qui si concentra sulle batterie e altri meccanismi di accumulo di energia.

L’energia abbondante ed economica è uno dei fondamenti della civiltà e delle economie moderne. Gli attuali cambiamenti nei mercati dell’energia sono forse i più significativi da molto tempo. Ha implicazioni per la società nel senso più ampioDestini energetici è una serie in più parti che esamina il ruolo dell’energia, le dinamiche della domanda e dell’offerta, il passaggio alle energie rinnovabili, la transizione, la sua relazione con le emissioni e i possibili percorsi. La prima e la seconda parte hanno esaminato i modelli di domanda e offerta nel tempo e le fonti energetiche rinnovabili. Questa parte esamina la necessità di accumulo di energia.

 

 

Dati i problemi di intermittenza, le fonti energetiche rinnovabili richiedono infrastrutture per lo stoccaggio. Per l’elettricità, in cui una parte significativa della domanda totale della rete è fornita da fonti rinnovabili, lo stoccaggio esterno diventa importante con maggiore necessità in quanto è necessario integrare un numero maggiore di fonti di questo tipo.

Lo stoccaggio di energia si riferisce alla cattura di energia prodotta in un impianto per un uso differito poi. Implica la conversione dell’energia tipicamente da stati istantanei non memorizzabili a forme memorizzabili per l’accesso futuro. L’energia immagazzinata consente all’offerta di soddisfare la domanda secondo necessità.

I requisiti di archiviazione possono essere di breve durata (che coprono poche ore o durante la notte) e di lunga durata (che coprono un periodo che va dalla giornata ai mesi). Le tecnologie differiscono per capacità e durata dell’energia disponibile. L’accumulo di energia si differenzia anche in base al fatto che sia generico o specifico. Le batterie sono utili per immagazzinare elettricità e dispositivi orientati all’utilizzo di determinati tipi di alimentazione. I serbatoi di ghiaccio, utilizzati per immagazzinare il ghiaccio utilizzando elettricità a basso costo durante la notte, possono soddisfare solo i picchi di domanda diurna per il raffreddamento.

Come spesso non si apprezza, i combustibili fossili, come il carbone e gli idrocarburi, sono in realtà depositi naturali di energia dalla luce solare. Esistono numerose potenziali tecnologie alternative ma, in pratica, le forme principali sono le batterie, l’energia idroelettrica pompata e l’idrogeno. Altre potenziali tecnologie di accumulo alternative, in vari stadi di sviluppo, includono quelle elettriche o elettromagnetiche (condensatori e accumulo magnetico superconduttore), meccaniche (accumulo di energia ad aria compressa o volano), biologiche (glicogeno o amido), termiche (accumulo di energia criogenica, energia ad aria liquida stoccaggio o stoccaggio di sali fusi) o materiale a cambiamento di fase (dissipatori di calore che utilizzano una sostanza che assorbe e rilascia energia sufficiente durante la transizione di fase per fornire calore o raffreddamento utili).

Sulla transizione energetica abbiamo pubblicato diversi articoli. Leggete questo:

Batterie

Le batterie, generalmente ricaricabili, accumulano elettricità utilizzando reazioni elettrochimiche basate su diverse sostanze chimiche tra cui piombo-acido, nichel-cadmio e ioni di litio.

Le questioni chiave includono:

  • Efficienza: misura l’energia recuperata rispetto alla quantità di energia immagazzinata. Le migliori batterie agli ioni di litio hanno un’efficienza che si avvicina al 90 percento in condizioni ottimali. Le prestazioni si degradano nel tempo. Ad esempio, se la batteria viene caricata completamente per un (breve) periodo di tempo a una temperatura ambiente di 40°C, la sua capacità (la capacità di immagazzinare energia) diminuirà fino a un terzo in un anno.
  • Dimensioni e peso: le batterie necessarie per un significativo accumulo di energia sono grandi. I veicoli elettrici sono molto più pesanti delle auto tradizionali a causa dei loro pacchi batteria grandi e pesanti: un Ford F-150 Lightning elettrico a batteria è di 900-1.350 chilogrammi (2.000-3.000 libbre) più pesante di un modello equivalente a benzina o diesel.
  • Durata: la durata della batteria è un problema. In genere per l’archiviazione a livello di rete, sono progettati per fornire alcune ore di alimentazione. Dopo un’interruzione totale del sistema nel 2018, lo stato australiano del South Australia ha installato la prima “grande batteria” al mondo (Hornsdale Power Reserve), con una potenza nominale di oltre 150 Megawatt. Può alimentare circa 50.000 case per 3-4 ore. In tutta onestà, la riserva di carica fornisce ulteriore stabilità alla rete e sicurezza del sistema. Per mantenere l’Australia Meridionale (popolazione 2,5 milioni) rifornita per mezza giornata sarebbero necessari circa un centinaio di questi “più grandi parchi di batterie Tesla del mondo”. Inoltre, le prestazioni non sono garantite con il proprietario multato di A $ 900.000 nel 2022   dopo essere stato citato in giudizio dall’Australian Energy Regulator per non aver fornito la capacità promessa.
  • Durata della batteria: la durata tipica della batteria agli ioni di litio è di 10-15 anni, mentre alcune altre tecnologie di batteria hanno una durata maggiore. In media, dopo 8-10 anni in ambienti industriali, la capacità della batteria scende a livelli “economicamente svantaggiosi”. Il degrado crea problemi di smaltimento delle batterie agli ioni di litio.

Idropompato

Il concetto di idroelettrico pompato è che l’energia in eccesso (di solito l’energia elettrica all’interno di una rete durante i periodi di bassa domanda) viene utilizzata per pompare l’acqua da un serbatoio inferiore a uno superiore. L’acqua può essere rilasciata in un serbatoio inferiore, uno specchio d’acqua o un corso d’acqua attraverso una turbina, generando elettricità. La tecnica utilizza è la differenza di altezza tra due corpi idrici e la forza gravitazionale. Tipicamente, i gruppi turbina-generatore reversibili vengono utilizzati sia come pompa che come turbina.

Esistono due tipi di accumulo idroelettrico pompato:

  • Gli impianti di pompaggio puro creano due serbatoi personalizzati dedicati allo stoccaggio e alla generazione.
  • Il pump-back utilizza gli impianti idroelettrici esistenti e i loro serbatoi, combinando lo stoccaggio con pompaggio e la generazione convenzionale utilizzando il flusso naturale.

In tutto il mondo, l’energia idroelettrica con pompaggio è la forma di accumulo di energia attiva della rete con la più grande capacità utilizzata a livello globale. La disponibilità è limitata dal terreno che richiede dislivelli e idealmente serbatoi naturali che possono essere valorizzati. Ha una bassa densità di potenza superficiale che richiede grandi quantità di terreno.

Ci sono questioni più sottili. A meno che non siano puri con due serbatoi separati su misura a diverse altezze utilizzati esclusivamente per l’accumulo di energia, questi schemi sono tipicamente dighe polivalenti che generano elettricità e forniscono acqua alle famiglie, all’agricoltura e all’industria. Se sono necessari grandi rilasci per coprire le carenze della rete, l’acqua non immagazzinata per il ritorno al serbatoio di stoccaggio superiore, tali rilasci nei corsi d’acqua, potrebbe non essere disponibile per soddisfare queste altre esigenze. Inoltre, una volta esaurita l’acqua immagazzinata, non è possibile generare ulteriore elettricità fino a quando l’energia in eccesso non diventa disponibile per riempire il relativo serbatoio.

Idrogeno

L’energia in eccesso, in particolare l’elettricità, può essere convertita in un combustibile gassoso come l’idrogeno o, meno comunemente, il metano. Poiché non si trova naturalmente in quantità sufficienti, l’elettricità viene utilizzata per generare idrogeno attraverso processi chimici come l’elettrolisi dell’acqua.

Esistono diversi tipi di combustibile a idrogeno:

  • Idrogeno bruno: utilizza carbone termico ed è economico ma altamente inquinante.
  • Idrogeno grigio: utilizza il gas naturale tramite la riformazione del metano a vapore senza cattura delle emissioni ed è la forma di produzione attuale più comune.
  • Idrogeno blu: simile al grigio ma le emissioni di carbonio vengono catturate e immagazzinate o riutilizzate. La mancanza di disponibilità di cattura significa che attualmente non è ampiamente utilizzato.
  • Idrogeno verde: utilizza energia rinnovabile per elettrolizzare l’acqua separando l’atomo di idrogeno dall’ossigeno che è attualmente costoso.

Non provato su larga scala, l’idrogeno turchese utilizza un processo chiamato pirolisi del metano per produrre idrogeno e carbonio solido.

L’efficienza dipende dalle perdite di energia coinvolte nel ciclo di stoccaggio dell’idrogeno dall’elettrolisi dell’acqua, dalla liquefazione o dalla compressione dell’idrogeno e dalla conversione in elettricità.

L’interesse per l’idrogeno deriva dalla possibilità di convertire l’energia rinnovabile in un combustibile a zero emissioni di carbonio, ovvero l’idrogeno verde.

Il combustibile a idrogeno può teoricamente essere utilizzato per alimentare impianti di generazione o riscaldamento. Può essere utilizzato nelle celle a combustibile o nei motori a combustione interna. L’idrogeno può essere utilizzato nelle celle a combustibile che sono efficienti, hanno bassa rumorosità e bassi requisiti di manutenzione a causa del minor numero di parti mobili. Esiste anche la possibilità di convertire i motori a combustione nei veicoli commerciali in modo che funzionino con una miscela idrogeno-diesel. I motori a combustione che utilizzano l’idrogeno comporteranno un cambiamento meno radicale per l’industria automobilistica e un costo iniziale del veicolo potenzialmente inferiore rispetto alle alternative completamente elettriche o a celle a combustibile.

L’uso dell’idrogeno come carburante per i trasporti è di particolare interesse laddove l’energia elettrica potrebbe non essere ottimale, come i trasporti pesanti, l’aviazione e le industrie pesanti dove c’è bisogno di maggiore potenza, autonomia più lunga e tempi di rifornimento più rapidi. L’idrogeno pulito è spesso presentato come il “proiettile magico” nella decarbonizzazione dell’aviazione, dei fertilizzanti, dei trasporti a lungo raggio, delle spedizioni marittime, della raffinazione e dell’industria siderurgica.

La produzione di idrogeno attualmente utilizza combustibili fossili. Aumentare la produzione di idrogeno verde richiederà grandi investimenti per ridurre i costi di produzione per renderlo competitivo con altri combustibili e costruire infrastrutture per il trasporto, lo stoccaggio e la distribuzione. Anche se fosse disponibile sufficiente idrogeno verde a costi competitivi, ci sono diversi problemi che dovrebbero essere superati:

  • L’idrogeno ha un alto contenuto energetico per unità di massa. Ma a temperatura ambiente e pressione atmosferica, ha un contenuto energetico per unità di volume molto basso rispetto ai combustibili liquidi o al gas naturale. Di solito deve essere compresso o liquefatto abbassando la sua temperatura a meno di 33 Kelvin (meno 240 gradi Celsius). Ciò richiede serbatoi ad alta pressione o criogenici che pesano molto più dell’idrogeno che possono contenere, complicandone l’uso in automobili, camion e aeroplani.
  • Il combustibile a idrogeno ha una bassa energia di accensione, un’elevata energia di combustione e si perde facilmente dai serbatoi rendendolo pericoloso. Ciò richiederebbe un attento controllo della catena di approvvigionamento e dello stoccaggio.

Sono necessari miglioramenti tecnologici significativi prima che il combustibile a idrogeno diventi un mezzo di stoccaggio sicuro, praticabile ed economico. L’idrogeno verde continua a scarseggiare. Le opzioni di trasporto come i gasdotti sono limitate. Anche la fornitura di elettrolizzatori è limitata con la produzione di massa che inizia solo ad aumentare. La tanto promossa economia dell’idrogeno non è ancora con noi. 

Economia dell’immagazzinamento dell’energia

L’economia dello stoccaggio dell’energia è difficile da quantificare in quanto dipende dal contesto e dal tipo richiesto. Metodi diversi non sono tecnicamente adatti a tutte le esigenze. Gli aspetti economici sono sensibili al mercato e alla posizione. Il costo autonomo è meno rilevante del costo complessivo nel contesto di un sistema energetico.

Lo stoccaggio di energia è difficile da valutare utilizzando metriche di valutazione tradizionali come il flusso di cassa scontato. Alcuni hanno suggerito di utilizzare l’analisi delle opzioni reali, che può incorporare varie incertezze ed esternalità (incontro intermittenza, evitare la riduzione, evitare la congestione della rete, l’arbitraggio dei prezzi e la fornitura di energia senza emissioni di carbonio). Tuttavia, tali modelli sono altamente soggettivi e sensibili a piccoli cambiamenti nei parametri.

Indipendentemente dall’economia, è improbabile che le opzioni di stoccaggio dell’energia attualmente disponibili consentano il passaggio alle energie rinnovabili nella scala proposta. Le batterie sono flessibili, in grado di rispondere rapidamente ai cambiamenti della domanda di energia, rendendole adatte per la messa a punto delle forniture. Se devono fornire accumulo di energia per più di diverse ore, il loro costo di capitale è molto elevato. Sebbene la crescita della domanda di batterie per i veicoli elettrici abbia ridotto significativamente il costo, rimangono costose soprattutto se si considera la durata, la capacità e la durata limitate. Attualmente, le batterie rimangono una fonte discutibile di energia dispacciabile in quanto non sono in grado di coprire le lacune variabili di energia rinnovabile che durano più di poche ore. L’unica opzione praticabile è l’idropompa che può immagazzinare energia per diverse ore o mesi, a seconda della capacità di accumulo e della struttura.

Nei modelli con alti livelli di energia rinnovabile, il costo dello stoccaggio può dominare i costi dell’intera rete. In California , l’80% della quota rinnovabile richiederebbe 9,6 terawatt di stoccaggio, ma il 100% richiederebbe 36,3 terawatt. A partire dal 2023 , lo stato disponeva di 5.000 megawatt di stoccaggio. Mentre questo è aumentato di 20 volte dal 2019 e si prevede che aumenterà di altre 10 volte fino a 52.000 megawatt, è al di sotto dei requisiti tenendo presente che anche un terawattora è pari a 1.000.000 di megawattora. Soddisfare l’80% della domanda degli Stati Uniti da fonti rinnovabili potrebbe richiedere una rete intelligente che copra l’intero paese o un accumulo di batterie in grado di alimentare l’intero sistema per 12 ore a un costo stimato in 2,5 trilioni di dollari . Altri stimano i costi a livelli molto più alti.

Costruire l’immagazzinamento dell’energia della batteria richiesto influirebbe negativamente sul costo dell’energia. Supponendo che i costi delle batterie al litio diminuiscano di due terzi, la costruzione del livello di generazione e stoccaggio rinnovabili necessari per raggiungere l’obiettivo della California di derivare la maggior parte della sua energia da fonti rinnovabili farebbe aumentare i costi, sulla base di una stima, da $ 49 per megawattora a tanto come $ 1.612 al 100 percento rinnovabili.

Affidarsi solo alle energie rinnovabili e allo stoccaggio di energia può costare almeno circa il 30-50% in più rispetto a un sistema comparabile che combina le rinnovabili con impianti nucleari o impianti a combustibili fossili con cattura e stoccaggio del carbonio.

L’efficienza dell’immagazzinamento dell’energia non è attualmente ottimale. Simile a Energy Return on Energy Invested (EROEI), l’energia immagazzinata sull’energia investita (ESOEI) misura la quantità di energia che può essere immagazzinata da una tecnologia, divisa per la quantità di energia necessaria per costruire quella tecnologia. Maggiore è l’ESOEI, più efficiente è la tecnologia di archiviazione.

La tabella seguente riassume l’ESOEI di alcuni comuni meccanismi di accumulo di energia :

Le batterie hanno un ESOEI molto inferiore rispetto all’accumulo idroelettrico pompato. Mentre l’opinione scientifica varia, senza un ampio stoccaggio di pompaggio, la combinazione di energie rinnovabili abbinata alla tecnologia delle batterie esistente potrebbe non essere praticabile .

Le caratteristiche dei vari sistemi di accumulo di energia sono riassunte di seguito:

Le esigenze di stoccaggio dell’energia abbassano l’EROEI delle rinnovabili forse al di sotto della soglia economicamente sostenibile .

Teoria e Pratica

La necessità di stoccaggio di energia su larga scala complica enormemente un sistema energetico basato sulle fonti rinnovabili. Richiede massicci investimenti ma deve anche superare le inefficienze intrinseche. Per la tecnologia delle batterie, che mette a nudo le scoperte scientifiche che introducono cambiamenti rivoluzionari nella sua fisica e chimica, è difficile vedere almeno presto i necessari miglioramenti in termini di costi e efficienza di accumulo. Lo stoccaggio idrico pompato mentre è semplice è soggetto ad altri vincoli.

Oltre alla necessità di potenziare la rete e le capacità di trasmissione, i vincoli di stoccaggio pongono dei limiti alla capacità delle energie rinnovabili di sostituire i combustibili tradizionali nei moderni sistemi energetici.

In un celebre scambio tra tecnologi, Trygve Reenskaug afferma: In teoria, la pratica è semplice “. La risposta di Alexandre Boily è eloquente: Ma è semplice praticare la teoria?” Questa differenza deve ancora essere superata nel passaggio a un sistema energetico prevalentemente alimentato da fonti rinnovabili.

© 2023 Satyajit Das Tutti i diritti riservati

Satyajit Das, è ex banchiere e autore di numerose opere sui derivati ​​e diversi titoli generali: Traders, Guns & Money: Knowns and Unknowns in the Dazzling World of Derivatives  (2006 e 2010), Extreme Money: The Masters of the Universe and the Cult of Risk (2011), A Banquet of Consequences RELOADED (2021) e Fortune’s Fool: Australia’s Choices (2022)

https://www.acro-polis.it/2023/06/30/destini-energetici-parte-3-accumulo-di-energia-complicazioni-scomode/

https://www.nakedcapitalism.com/2023/06/energy-destinies-part-3-energy-storage-inconvenient-complications.html

 

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Sovranità, controllo industriale e transizione energetica (2), di Jean-Paul Bouttes

Siamo alla seconda parte dell’articolo di Jean-Paul Bouttes. Il ruolo dello Stato dovrà essere necessariamente determinante. Molto di più contano gli indirizzi concreti che lo Stato sceglie e in base ai quali si possono favorire o pregiudicare i destini di un paese. Richiamare il gaullismo, nell’attuale contesto e con le attuali figure politiche, pare pretestuoso e strumentale.

Articolo comunque interessante al netto della evidente rischiosa, avventata forzatura della scelta strategica compiuta dalla UE. Giuseppe Germinario

Sintesi

Le questioni energetiche sono una questione di prosperità e di sovranità dello Stato. Gli anni 1945-1990 in Francia illustrano come sia stato possibile esplorare nuove strade e impiegare rapidamente e su vasta scala tecnologie innovative adatte a queste sfide essenziali per il nostro Paese. Anche gli ultimi decenni in Cina e negli Stati Uniti dimostrano l’efficacia di questo metodo. Esso si basa sul ruolo fondamentale dello Stato nel padroneggiare le condizioni per il successo industriale e può consentire di rilanciare il settore e di riconquistare la potenza e la prosperità che gli sono proprie, a condizione che una visione politica sia condivisa dai vari attori. Nella prima parte di questo studio, Jean-Paul Bouttes ci riporta indietro nel tempo per svelare le caratteristiche principali del periodo che ha visto la Francia diventare pioniera nel campo dell’energia nucleare.

Nella seconda parte, l’autore allarga il discorso alla transizione energetica, basandosi su esempi esteri e più recenti di successo industriale, come i pannelli fotovoltaici in Cina o la versione americana (Advanced Research Projects Agency-Energy, ARPA-E) dei Programmes d’investissements d’avenir (PIA). Lo studio si conclude con la situazione francese, dove gli ultimi due decenni sono stati segnati da un declino delle nostre competenze industriali, in particolare nei nostri tradizionali punti di forza (nucleare, fossile, rete), dalle difficoltà di EDF, Areva, Framatome, Alstom e, cosa più preoccupante, dai fallimenti dei tentativi industriali nel fotovoltaico e nell’eolico onshore.

https://www.fondapol.org/etude/souverainete-maitrise-industrielle-et-transition-energetique-2/

Jean-Paul Bouttes,

ex direttore della strategia e delle previsioni e capo economista di EDF, ex docente di economia all’École Polytechnique.

Leggi anche

Copyright: William Beaucardet; PWP; CAPA Pictures
Fonte: EDF R&D Les Renardières, Dipartimento ENERBAT [foto ritoccata]. PVLab, laboratorio fotovoltaico, simulatore solare continuo per valutare le prestazioni dei pannelli solari.
https://www.fondapol.org/etude/souverainete-maitrise-industrielle-et-transition-energetique-2/216_nucleaire_ii_couv_fond/

Elenco delle abbreviazioni e degli acronimi utilizzati nel secondo volume

AIE: Agenzia internazionale per l’energia.
ARPA-E: Advanced Research Projects Agency-Energy.
ASN: Autorité de sûreté nucléaire (Autorità per la sicurezza nucleare).
BARDA: Autorità per la ricerca avanzata e lo sviluppo in campo biomedico.
BPA: Bonneville Power Authority.
BPI: Banque publique d’investissement (Banca pubblica d’investimento).
CCGT: turbina a gas a ciclo combinato.
CCS: cattura e stoccaggio del carbonio.
CEA: Commissariat à l’énergie atomique (Commissione per l’energia atomica).
CEGB: Central Electricity Board.
Cnes: Centre national d’études spatiales (Agenzia spaziale nazionale francese).
DARPA: Defense Advanced Research Project Agency.
DGA: Direction Générale de l’Armement (Direzione Generale degli Armamenti).
DOE: Dipartimento dell’Energia.
EDF: Électricité de France.
EJ: exajoule.
EOR: enhanced oil recovery.
EPR: reattore pressurizzato europeo.
ETI: entreprise de taille intermédiaire (impresa di dimensioni intermedie).
OCSE: Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico.
Onera: Office national d’études et de recherches aérospatiales (Agenzia nazionale di ricerca aerospaziale francese).
PIA: Piani per gli investimenti futuri.
PMI: Piccole e medie imprese.
PUC: Commissioni di pubblica utilità.
R&S: Ricerca e Sviluppo.
PWR: reattore ad acqua pressurizzata.
SMR: piccolo reattore modulare.
TVA: Tennessee Valley Authority.

Le sfide della transizione energetica per i prossimi tre decenni sono notevoli, in termini di necessità di innovazione tecnologica e di capacità di diffondere massicciamente in tutto il mondo sistemi energetici più sobri, più efficienti e, soprattutto, decarbonizzati grazie all’elettricità. La padronanza industriale di questi sistemi tecnici sarà quindi al centro delle prospettive di sviluppo delle varie regioni del mondo. Sia la Cina che gli Stati Uniti sembrano aver preso la misura della dimensione industriale di queste sfide, a differenza dell’Europa, in particolare della Francia, che è in contrasto con la sua storia recente. Questo articolo propone un’analisi delle ragioni del ritardo e delle vie d’uscita della Francia, ispirandosi agli approcci cinesi e americani e allo spirito che ha animato l’azione pubblica tra il 1945 e il 1975.

I
Parte
Il successo della transizione energetica: efficienza economica e sovranità

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1
Le sfide dei prossimi tre decenni: il ritorno della geopolitica, obiettivi climatici rafforzati con emissioni nette zero

Note
1. Cfr. Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE), Net Zero by 2050, 2021; Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), Global Warming of 1.5°C, 2019, Climate Change 2022. Mitigazione del cambiamento climatico, 2022.
2. A maggior ragione se ci accontentiamo di obiettivi sempre più ambiziosi senza interrogarci sulle modalità credibili per raggiungerli e sulle condizioni di successo.
3. A patto che si riesca a portare a maturazione questo nuovo settore dell’idrogeno a basse emissioni di carbonio nei prossimi decenni.
Prendersi il tempo di guardare con attenzione al periodo storico 1945-1975 è davvero di grande interesse in un momento in cui dobbiamo intraprendere una transizione energetica ancora più ambiziosa e rapida su scala globale, in un contesto geopolitico ancora una volta permanentemente sensibile e conflittuale: Le sfide che dobbiamo affrontare in campo energetico sono infatti vicine a quelle dei decenni della ricostruzione e della modernizzazione, quando abbiamo dovuto trovare forme di azione collettiva che ci permettessero di inventare nuove tecnologie, portarle a maturazione e distribuirle su larga scala con efficienza, perseveranza e reattività.

Gli impegni per la riduzione delle emissioni di gas serra assunti alla COP21 di Parigi nel 2015 portano a obiettivi energetici particolarmente impegnativi, che rompono con le tendenze degli ultimi due decenni, tra cui l’obiettivo di raggiungere zero emissioni nette di CO2 (“emissioni nette zero”) entro il 2050-20601. La tabella di marcia è costituita da alcuni punti chiave che forniscono le indicazioni rilevanti, anche se sembra difficile, nella prospettiva odierna, rispettare le scadenze2.

Stabilizzare il consumo energetico mondiale entro il 2050

La stabilizzazione del consumo mondiale di energia può comportare una riduzione significativa di quello dei Paesi sviluppati e quindi disaccoppiare il consumo di energia dalla crescita del PIL attraverso un risparmio energetico molto significativo, che può essere ottenuto in particolare riducendo in modo significativo l’intensità energetica degli usi. Questi risparmi energetici possono essere ottenuti con l’impiego di tecnologie efficienti: pompe di calore, LED per l’illuminazione, processi industriali efficienti, abitazioni a basso consumo energetico. Ciò può comportare anche cambiamenti nei nostri comportamenti individuali e collettivi: sobrietà energetica attraverso cambiamenti nell’organizzazione della mobilità, del lavoro e dell’abitazione, in particolare l’equilibrio città/campagna e una nuova pianificazione territoriale. Il controllo industriale di queste nuove infrastrutture (città e abitazioni, trasporti, telecomunicazioni e telelavoro) e le tecnologie efficienti per l’uso dell’energia saranno quindi al centro del successo di queste misure.

Decarbonizzazione completa del mix elettrico

È essenziale decarbonizzare completamente il mix elettrico per gli usi attuali dell’elettricità, ma anche sostituire l’elettricità ai combustibili fossili negli edifici, nei trasporti e nell’industria, ove possibile, e produrre idrogeno3 utilizzando l’elettricità decarbonizzata per gli usi più difficili da elettrificare, come il trasporto a lunga distanza (aerei, trasporto marittimo internazionale) o alcuni processi industriali. Questa sostituzione dovrebbe portare a un aumento di due volte e mezzo della produzione e del consumo di elettricità a livello mondiale entro il 2050. Entro tale data, le centrali elettriche che utilizzano combustibili fossili dovrebbero essere chiuse (a meno che non siano dotate di cattura e stoccaggio della CO2), dovrebbe essere costruito un parco elettrico globale pari a circa tre volte l’attuale in termini di capacità installata, utilizzando tecnologie decarbonizzate (idroelettrico, pannelli fotovoltaici ed eolici, nucleare), e le reti di trasmissione e distribuzione dovrebbero essere sviluppate in modo coerente con l’ubicazione dei siti di produzione e dei nuovi usi dell’elettricità. Inoltre, dovrebbe essere assicurata una quota sufficiente di impianti di produzione e stoccaggio controllabili per garantire l’equilibrio tra domanda e offerta in tutti gli orizzonti temporali.

2
Il ruolo dello Stato: lungimiranza sistemica, controllo industriale e sovranità

Note
4. Cfr. Oliver E. Williamson, Markets and Hierarchies: Analysis and Antitrust Implications, The Free Press, 1975; Jean-Paul Bouttes, “Organisation du secteur électrique et déréglementation: quelques références théoriques” e “L’organisation des systèmes électriques: un premier état des lieux”, Economia delle fonti di energia e dell’ambiente, n. 36, 1988, pp. 81-110 e pp. 111-134; Jean-Paul Bouttes e Raymond Leban “Concurrence et réglementation dans les industries de réseau en Europe. Du cas général à celui de l’électricité”, Journal des économistes et des études humaines, vol. 6, n. 2-3, giugno-settembre 1995, pp. 413-448; Jean-Paul Bouttes e Jean-Michel Trochet, “La conception des règles des marchés de l’électricité ouverts à la concurrence”, Économie publique, études et recherches, n. 14, 2004; Jean-Paul Bouttes, “Sécurité d’approvisionnement et investissements dans l’électricité”, Revue de l’Energie, n. 566, luglio-agosto 2005.
5. Cfr. Jean-Paul Bouttes, Raymond Leban e Pierre Lederer, Organisation et régulation du secteur électrique : un voyage dans la complexité, Cerem, 1993; Thomas P. Hughes, Networks of Power. Electrification in Western Society 1880-1930, John Hopkins University Press, 1993; Jean-Paul Bouttes e François Dassa, Europe de l’électricité. Une perspective historique, Institut français des relations internationales (Ifri), novembre 2016.+
6. Per una prima versione degli scenari a “emissioni nette zero” nel settore elettrico per la Francia, si veda Réseau de transport d’électricité (RTE), Futurs énergétiques 2050, 2022.
7. Cfr. Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE), rapporti World Energy Outlook, anni 2020, 2021 e 2022, e Net Zero by 2050. A Roadmap for the Global Energy Sector, 2021.
8. Con i loro “convertitori di energia”, occupano molto più spazio e mobilitano molto più materiale per unità di energia prodotta rispetto alle energie dense come il petrolio o il gas, o alle energie molto dense come il nucleare (cfr. Vaclav Smil, Power Density. A Key to Understanding Energy Sources and Uses, The MIT Press, 2016).+
9. Si veda lo scenario Announced Pledges Case (APC), in Net Zero by 2050…, op. cit.
Le tre ragioni principali della forte relazione tra elettricità e sovranità economica, e del ruolo di primo piano svolto dallo Stato in questo settore negli anni 1945-1975, si ritrovano nel nuovo contesto odierno. Come accade anche oggi e per i prossimi decenni, il settore elettrico appare allora come essenziale per la vita economica del Paese, per la sua potenza industriale e per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico.

L’elettricità è un bene essenziale per l’economia e viene utilizzata massicciamente nelle case, nelle fabbriche e nei territori. Ha irrigato tutte le attività del Paese durante i Trente Glorieuses in Francia. La sua efficienza economica è stata un elemento chiave per la prosperità del Paese. Lo Stato svolge un ruolo essenziale nell’efficienza di questo settore per garantire la coerenza e il coordinamento degli investimenti nelle centrali elettriche, nelle reti e nello sviluppo degli usi. Questi richiedono anche notevoli investimenti da parte dei consumatori, il che rende necessari segnali di prezzo e tariffe che riflettano i costi di utilizzo a lungo termine. Gli equilibri tra domanda e offerta devono essere garantiti per tutti gli orizzonti temporali, compreso il breve termine, in tempo reale, per evitare il fenomeno del crollo della rete “come un castello di carte”. La “mano visibile” delle autorità pubbliche è quindi necessaria di fronte ai fallimenti del mercato costituiti dal “monopolio naturale” delle reti e dalle “esternalità di rete” tra le centrali, le reti e gli usi4.

La necessità di questo coordinamento statale è stata sempre più percepita dagli attori nel periodo tra le due guerre, con i primi passi significativi verso l’elettrificazione e l’interconnessione delle reti in Francia. Il periodo di crescita sostenuta e di investimenti che ha caratterizzato i decenni 1945-1975 ha reso ancora più rilevante l’organizzazione del settore decisa nel 1946 con la creazione di EDF, che riunisce tutte le società private di generazione e di rete. Il “modello industriale” dell’elettricità si è affermato nel periodo 1920-1960 nella maggior parte dei Paesi sviluppati con una grande diversità istituzionale, che riflette le diverse storie politiche, giuridiche ed economiche, ma anche secondo alcuni principi comuni: società di rete con un monopolio a livello di regione o di Paese, integrate verticalmente con la produzione, legalmente o tramite contratti a lungo termine, i cui investimenti e prezzi di vendita sono controllati dalle autorità pubbliche locali o nazionali5.

I prossimi tre decenni 2022-2050 dovrebbero essere ancora più impegnativi in termini di coordinamento degli investimenti nella produzione, nelle reti e negli usi: Gli scenari “emissioni nette zero” prevedono un’elettrificazione che dovrebbe passare dal 20% della domanda finale di energia a più del 50%, il che implica un forte aumento della produzione di energia elettrica in Francia, con mezzi di produzione decarbonizzati ad alta intensità di capitale come il nucleare, i pannelli fotovoltaici e le turbine eoliche, e un notevole sviluppo delle reti per accompagnare questi nuovi usi e queste nuove centrali, tanto più che la quota di energia intermittente, solare o eolica, sarà significativa6.

Possiamo aggiungere che questo requisito di coordinamento sarà dello stesso ordine per lo sviluppo di alcuni usi: Ad esempio, lo sviluppo dei veicoli elettrici dovrà essere coerente con quello delle infrastrutture di ricarica pubbliche e private e con il potenziamento a monte delle reti di distribuzione e di trasporto, il cui costo è almeno dello stesso ordine di grandezza di quello delle batterie dei veicoli elettrici; anche per lo sviluppo delle reti di idrogeno, come complemento dell’elettricità per alcuni usi difficilmente elettrificabili, sarà essenziale un coordinamento a lungo termine tra lo sviluppo di questi usi, gli elettrolizzatori, le reti di trasporto tecnicamente in grado di trasportare e distribuire l’idrogeno e i sistemi di stoccaggio dell’idrogeno.

Le autorità pubbliche dovranno quindi possedere competenze strategiche di previsione e pianificazione di questi sistemi elettrici ed energetici decarbonizzati, per poter alimentare i decisori politici e poi attuare queste decisioni a livello operativo, creando i giusti quadri istituzionali e inviando i giusti segnali di incentivo a tutti gli attori.

Anche il controllo industriale di queste tecnologie elettriche decarbonizzate è essenziale per la potenza industriale e la competitività del Paese. Si tratta di tecnologie avanzate, con significativi incrementi potenziali di produttività, e quindi di una fonte di crescita a lungo termine e di posti di lavoro qualificati, se non ci accontentiamo di servizi a basso valore aggiunto, ma produciamo i componenti industriali e le apparecchiature chiave con i relativi servizi a valore aggiunto (digitali e 4.0) nel Paese. È quindi una sfida importante ripristinare le prospettive di progresso economico e sociale in un momento in cui stiamo mettendo in discussione le leve della crescita a lungo termine con i dibattiti sulla stagnazione secolare e i vincoli che la necessità di proteggere gli ecosistemi e il nostro pianeta, nonché i rischi geopolitici, pongono oggi alle economie. Come abbiamo visto nella storia dell’energia nucleare, questo controllo industriale implica che non ci limitiamo alla funzione di ricerca e sviluppo (R&S) a monte, che è ovviamente essenziale, o al marketing e alle vendite a valle, ma che ci interessiamo ad avvicinare i laboratori e le fabbriche per l’innovazione di processo, al tessuto industriale, con in particolare i fattori di produzione, le macchine utensili e i materiali critici, e alla catena di approvvigionamento industriale nel suo complesso.

Anche in questo caso, anche se il discernimento è più delicato se si vuole evitare di fare cattiva “meccanica industriale”, lo Stato ha un ruolo importante da svolgere riguardo a queste “esternalità positive verticali e orizzontali” per facilitarle e verificare che siano ben attuate: dare la sua visione di lungo periodo, possibilmente coerente, fondata e robusta, dei bisogni del Paese; semplificare le normative e renderle coerenti; sviluppare le infrastrutture pubbliche e i relativi bandi di gara con le giuste forme contrattuali e in tempo utile. È necessario inventare, in modo pragmatico, politiche industriali adeguate alle nuove poste in gioco e rilevanti per accompagnare le imprese industriali così come gli enti locali e le iniziative territoriali.

L’elettricità, vettore energetico per eccellenza, è stata chiaramente il mezzo privilegiato per contribuire alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico della Francia in un periodo dominato dai combustibili fossili, petrolio e carbone, di cui il Paese era privo. L’energia idroelettrica e l’elettricità nucleare hanno quindi contribuito a ridurre la nostra dipendenza energetica nella misura in cui il combustibile uranio o la fabbricazione di attrezzature chiave (in questi due settori) sono stati padroneggiati.

Nei prossimi anni, con l’elettrificazione della maggior parte degli usi, il sistema elettrico sarà ancora più essenziale per la sovranità e la resilienza del Paese di fronte ai rischi sistemici e geopolitici (come la guerra della Russia in Ucraina). Ma il fatto che la geopolitica del petrolio possa essere eliminata tra qualche decennio non significa che le questioni di sovranità scompariranno gradualmente. Al contrario, come spiega chiaramente l’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE)7 nelle sue recenti pubblicazioni, le fonti di preoccupazione sono destinate a moltiplicarsi.

Si prevede che il nostro approvvigionamento energetico ed elettrico si affidi sempre meno ai combustibili e sempre più alle tecnologie decarbonizzate ad alta intensità di capitale. La sicurezza dell’approvvigionamento che prima riguardava i combustibili fossili (petrolio, gas) dovrebbe quindi riguardare progressivamente le attrezzature e i materiali critici delle tecnologie a bassa emissione di CO2 come il nucleare, i pannelli fotovoltaici o le turbine eoliche, oltre a quelli associati alla rete elettrica. Inoltre, poiché l’energia solare ed eolica sono energie a bassissima densità8 , le quantità di materiali critici mobilitati (terre rare, cobalto, nichel, rame, ecc.) saranno considerevoli e richiederanno l’apertura di numerose miniere e impianti di lavorazione in tutto il mondo, il che richiederà tempo – da uno a due decenni – e anticipazioni.

I sistemi elettrici che saranno al centro del nostro approvvigionamento dipenderanno in larga misura da sistemi digitali, con un gran numero di programmi software essenziali per garantire l’equilibrio tra domanda e offerta. Il rischio di attacchi informatici sarà quindi anche al centro delle questioni di sovranità energetica e industriale. Va notato che più aumenta la quota di energie intermittenti nel mix elettrico, più il funzionamento a breve termine e in tempo reale del sistema dovrà fare affidamento sull’elettronica di potenza e su un’automazione sofisticata, nonché su strumenti di controllo digitali, il che implica che gran parte di questi strumenti tecnologici richiederà un’innovazione, la cui affidabilità dovrà essere dimostrata. Questa caratteristica costituisce anche una sfida per l’affidabilità degli equilibri tra domanda e offerta di energia elettrica, che potrebbe essere ridotta anche dal rischio di attacchi informatici.

L’esame dei diversi scenari al 2050 mostra una grande variabilità nei tassi di penetrazione delle tecnologie decarbonizzate, e quindi nei fabbisogni di petrolio e gas durante questo periodo di transizione. Questi ultimi dovrebbero dipendere anche dalla capacità di catturare la CO2 e, soprattutto, di trovare siti geologici affidabili per il suo stoccaggio. Se lo scenario “emissioni nette zero” dell’AIE per il 2021 prevede 20 milioni di barili/giorno nel 2050 (solo il 20% del consumo attuale), basterà fare un passo indietro9 per arrivare a 80 o 100 milioni di barili/giorno, cioè quanto oggi. Sapendo che dobbiamo costantemente investire in nuovi giacimenti (o in ampliamenti di quelli esistenti) per compensare il naturale esaurimento dei giacimenti (un calo del 3-4% all’anno), possiamo immaginare i rischi di sotto- o sovra-capacità, e quindi la volatilità dei prezzi nei prossimi decenni. Oggi ne stiamo purtroppo vivendo gli inizi con l’aumento dei prezzi del petrolio e del gas, che si è verificato anche prima della guerra della Russia in Ucraina, a causa della rapida ripresa della domanda mondiale dopo i forti cali dei primi due anni della pandemia e del fortissimo rallentamento degli investimenti degli ultimi anni (incertezza sulla velocità della transizione energetica, pandemia e bassa domanda, assenza di contratti a lungo termine non indicizzati al mercato spot).

Infine, la geopolitica dell’idrogeno potrebbe sostituire e/o integrare quella del petrolio e del gas. L’idrogeno non è una fonte di energia come il petrolio o il carbone, ma un vettore energetico come l’elettricità e quindi deve essere prodotto. Attualmente viene prodotto principalmente da combustibili fossili, gas, mediante steam reforming, e quindi emette molta CO2 (10 tonnellate di CO2 emesse per 1 tonnellata di idrogeno prodotto). L’idrogeno decarbonato può essere prodotto sia dall’elettrolisi dell’acqua utilizzando elettricità decarbonata (nucleare o rinnovabile), sia installando un sistema di cattura e stoccaggio della CO2 con il processo di steam reforming (a condizione che ne venga catturata un’alta percentuale, cosa non ovvia). Queste tecnologie sono ancora molto costose e la filiera dell’idrogeno decarbonizzato deve dimostrare di aver superato la fase dei dimostratori e di aver raggiunto la maturità economica per poter essere diffusa e integrare i sistemi elettrici decarbonizzati, che saranno comunque essenziali per avere idrogeno a bassa emissione di CO2. In questa transizione verso la maturità, uno dei fattori chiave, oltre a una drastica riduzione del costo degli elettrolizzatori, è rappresentato da un’elettricità decarbonizzata molto economica e abbondante.

La Germania, che conta su volumi considerevoli di idrogeno entro il 2040-2050, vista la rinuncia al nucleare, non sarà in grado di produrli in buone condizioni sul proprio territorio a causa della mancanza di quantità sufficienti di elettricità decarbonizzata, a causa dei vincoli di spazio per la costruzione di ulteriori pannelli solari o turbine eoliche (o per la realizzazione delle relative reti) e dei vincoli di costo dovuti al basso livello di insolazione del Paese. Si sta quindi valutando la possibilità di importare idrogeno su scala massiccia da aree più favorevoli in termini di bassi costi dell’elettricità (Nord Africa, Medio Oriente, Russia, ecc.), fatti salvi ovviamente i costi di trasporto dell’idrogeno su lunghe distanze. Sapendo che questo idrogeno sarà centrale, non solo per rifornire la loro industria, ma anche per far funzionare i mezzi di picco e semi-base essenziali per gli equilibri domanda-offerta del loro sistema elettrico basato principalmente su energie intermittenti, si possono misurare i rischi geopolitici assunti sui sistemi energetici ed elettrici, non solo tedeschi ma anche europei, tenendo conto delle interconnessioni tra i sistemi nazionali.

II
Parte
Strategie energetiche e ruolo dello Stato: gli esempi della Cina (pannelli fotovoltaici) e degli Stati Uniti (preparazione delle tecnologie future e ARPA-E)

https://www.fondapol.org/etude/souverainete-maitrise-industrielle-et-transition-energetique-2/#chap-2
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Negli ultimi decenni l’energia e l’elettricità sono state al centro di tre dimensioni importanti per lo sviluppo a lungo termine delle nostre società:

affrontare la sfida del cambiamento climatico;
trovare nuove fonti di crescita e di progresso;
conservare un margine di manovra in un mondo segnato dal ritorno della geopolitica e dai limiti della globalizzazione.
Mentre negli ultimi anni l’Europa e la Francia non hanno preso realmente le misure di questo nuovo contesto, grandi potenze come la Cina e gli Stati Uniti hanno iniziato ad attuare strategie di sovranità economica nel settore energetico, con i loro punti di forza e di debolezza. Sembra utile condividere alcuni elementi su questi due esempi che illustrano bene il modo in cui questi Stati si stanno mobilitando per sviluppare e attuare queste strategie, tenendo conto dei loro interessi a lungo termine, dei loro vantaggi comparativi e delle loro storie e tradizioni istituzionali molto diverse.

1
Cina

Note
10. Si veda il libro del suo ex leader, Zhenya Liu, Global Energy Interconnection, Academic Press, 2015.
11. Si veda International Energy Agency (IEA), Solar PV Global Supply Chains, 2022.
12. Ibidem, pag. 58 e segg.
13. Ibidem, pag. 106 e segg.
14. La diaspora scientifica cinese svolgerà un ruolo importante in questa ascesa di potere.
15. Hanno anche messo in funzione impianti AP1000, tecnologia americana di terza generazione, con prestazioni industriali molto migliori rispetto agli americani di Vogtle – costi di investimento da due a tre volte inferiori -, così come hanno fatto per la tecnologia francese.
La Cina, Paese del continente, ha un notevole fabbisogno energetico. Pur disponendo di scarse riserve di petrolio e di gas, possiede riserve di carbone, di cui è oggi di gran lunga il primo produttore e consumatore mondiale, ma con i principali difetti di questa energia legati alle elevate emissioni di CO2 e all’inquinamento locale (soprattutto quando il carbone viene utilizzato senza passare attraverso centrali elettriche dotate di sistemi di controllo dell’inquinamento da SOx, NOx e particolato). Negli ultimi due decenni ha quindi attuato una strategia di controllo industriale su larga scala, sia per il fabbisogno interno che per l’esportazione, di tutte le tecnologie di produzione prive di CO2: Pannelli fotovoltaici, energia nucleare, energia idraulica, turbine eoliche, cattura e stoccaggio di CO2 per le centrali a carbone, batterie, elettrolizzatori, ecc. Un’attenzione specifica è rivolta all’anello chiave delle reti di trasmissione (corrente continua e alternata, elettronica di potenza e relativo software di controllo), con in particolare una strategia di acquisizione di partecipazioni nelle reti elettriche di altri Paesi per controllare la funzione di acquisto ed esportare le attrezzature cinesi (linee ad altissima tensione per la trasmissione a lunga distanza). La grande società di rete pubblica State Grid svolge un ruolo importante grazie ai suoi forti legami con il tessuto industriale dei produttori cinesi10.

La Cina può far leva sulle sue competenze industriali di “produttore mondiale”, sulla presenza di molti materiali critici necessari nel suo sottosuolo e sulla capacità dello Stato di attuare politiche pubbliche coerenti. Il suo metodo articola una visione e una strategia chiare e sostenibili, poiché queste due dimensioni sono profondamente legate ai suoi interessi a lungo termine, con un’attuazione proattiva che si concentra su un’azione forte sugli ecosistemi industriali, sia a livello verticale, dalla funzione di R&S alla fabbrica, sia a livello orizzontale, dalla produzione di componenti chiave e macchine utensili agli input e ai materiali critici. La costruzione della sua posizione iper-dominante nel mondo nel settore fotovoltaico ne è un’eccellente illustrazione.

La storia recente dell’industria fotovoltaica

La radiazione solare è la fonte di energia con il potenziale maggiore e più sostenibile, ma è diffusa e non direttamente utilizzabile dall’uomo per esigenze concentrate e significative. Il collettore-convertitore di energia solare più promettente è il pannello fotovoltaico, che converte la radiazione solare in energia elettrica. Questa conversione sfrutta l’effetto fotoelettrico: i fotoni della luce solare, raggiungendo alcuni materiali che sono semiconduttori (oggi soprattutto il silicio monocristallino), provocano un movimento di elettroni nei loro atomi che può essere trasformato in una corrente elettrica. Questo principio, scoperto da Antoine Becquerel nel 1839 e spiegato da Albert Einstein solo nel 1905, fa riferimento alla fisica quantistica, scoperta all’inizio del XX secolo contemporaneamente alla radioattività. Solo negli anni ’60 sono state realizzate le prime costosissime realizzazioni, utilizzate per alimentare i satelliti. Solo negli anni ’80 e ’90 sono nati i pannelli fotovoltaici per l’uso stazionario in aree lontane dalle reti di interconnessione. Il fotovoltaico ha quindi molti punti in comune con il nucleare civile: sono entrambe fonti di energia con un forte potenziale sostenibile, l’una perché è l’energia di flusso più abbondante, l’altra per l’esistenza di riserve di uranio (235 e 238) e di torio che rappresentano un notevole volume di energia (data la loro estrema densità energetica, a differenza della radiazione solare). In entrambi i casi, sono necessari convertitori di energia ad altissima tecnologia, che sfruttano recenti scoperte scientifiche la cui maturità economica risale solo agli anni ’70-’80 per l’energia nucleare e agli anni ’10 per i pannelli fotovoltaici. Questi convertitori trasformano queste due fonti di energia in elettricità, aprendo così la più ampia gamma di utilizzi possibili.

L’industria di produzione dei pannelli fotovoltaici e i moduli che ne costituiscono il nucleo sono quindi un esempio molto importante e complementare delle condizioni per il successo industriale. L’energia nucleare beneficia di significative economie di dimensione che portano a impianti di produzione di grandi dimensioni e a grandi cantieri dove vengono assemblati i principali componenti dell’impianto. Da questo punto di vista, è rappresentativa di altri impianti come le centrali a gas o a carbone dotate di cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) o le turbine eoliche offshore in ambienti marini difficili. I pannelli solari, invece, sono rappresentativi di un’apparecchiatura industriale ad alta tecnologia e su piccola scala, prodotta per lo più in fabbrica e in grandi quantità, con significative economie di scala nelle dimensioni delle fabbriche che producono il modulo e i suoi componenti; lo stesso vale per le batterie o gli elettrolizzatori.

La storia della padronanza industriale di questa tecnologia è rapida e recente: si gioca essenzialmente tra i primi pannelli fotovoltaici, molto costosi e di alta qualità, utilizzati sui satelliti nello spazio a partire dagli anni Sessanta, e lo spostamento di gran parte dell’industria in Cina e nel Sud-Est asiatico nell’ultimo decennio, che rende competitivi i pannelli solari “terrestri e stazionari” e apre la possibilità di uno sviluppo significativo nel mix elettrico globale (3% del mix oggi, una quota ancora modesta, ma con tassi di crescita annuali molto significativi).

Questa storia comprende tre grandi periodi, a partire dalle due crisi petrolifere, durante i quali i Paesi OCSE, soprattutto gli Stati Uniti ma anche Giappone, Germania e Francia, hanno avviato programmi di ricerca per passare dall’energia spaziale a quella terrestre. Questa prima fase, iniziata nel 1974, ha permesso, grazie a importanti innovazioni, di dividere i costi spaziali di un fattore superiore a quattro o cinque, per arrivare a livelli di prezzo di 500 dollari/MWh nei primi anni 2000. Si tratta di un prezzo ancora dieci volte troppo alto per le grandi reti interconnesse, ma abbastanza promettente da indurre diversi Paesi industrializzati a istituire programmi di sostegno per avviare la seconda fase, dal 2000 al 2010, in vista delle sfide a lungo termine del cambiamento climatico.

La Germania è stata la prima a farlo, seguita da Spagna, Italia e Francia. Le tariffe di alimentazione preferenziali saranno dell’ordine di 400-600 euro/MWh nel corso di questo decennio, innescando un aumento significativo della produzione di pannelli solari, con un conseguente volume considerevole di sussidi, soprattutto in Germania, che, complessivamente, ammonteranno a diverse centinaia di miliardi di euro. I costi totali di produzione dell’energia elettrica da ciclo combinato a gas o nucleare si aggirano infatti intorno ai 50 euro/MWh, cioè da otto a dieci volte più economici.

Questa prima ondata di industrializzazione, in particolare negli Stati Uniti, in Germania e in Giappone, ma anche in parte in Francia (Photowatt è uno dei pionieri del fotovoltaico), ha permesso una prima serie di innovazioni di processo nelle fabbriche nel decennio 2000-2010, che potenzialmente avrebbero potuto consentire una significativa riduzione dei costi. Tuttavia, la domanda massiccia e imprevista di alcuni fattori produttivi, in particolare il silicio cristallino, ha portato a notevoli aumenti dei prezzi: il fotovoltaico è diventato il principale utilizzatore di silicio prima dell’industria dei semiconduttori, con un conseguente aumento dei prezzi del silicio cristallino di un fattore compreso tra 5 e 10. Questo episodio illustra la necessità di prestare attenzione ai costi dei materiali critici e dei collegamenti chiave. Di conseguenza, fino alla fine degli anni 2000 si sono osservate solo modeste diminuzioni dei prezzi dei pannelli.

Alla fine degli anni Duemila, l’istituzionalizzazione a lungo termine del sostegno all’energia solare in Europa e negli Stati Uniti e l’intensità della concorrenza tra gli operatori hanno indotto i produttori a delocalizzare la produzione in luoghi dove potevano trovare condizioni e competenze favorevoli. La Cina, che si è preparata per questo, coglierà l’opportunità. L’inizio della terza fase è previsto per il 2010. Si tratta di uno spostamento dell’industria verso la Cina (e il Sud-Est asiatico), con la stabilizzazione del mercato del silicio a livelli di prezzo bassi. I costi scenderanno poi molto rapidamente grazie soprattutto all’efficienza industriale della Cina: i costi di produzione dei moduli si quintuplicheranno tra il 2010 e il 2022 e il costo di produzione del silicio cristallino si quintuplicherà rispetto al 2010 a partire dal 2015, con un forte aumento della capacità cinese anche in questo segmento11. Questo è l’elemento strutturale che spiega perché i livelli di prezzo dell’elettricità prodotta dai pannelli sono ormai vicini alla competitività in alcuni sistemi elettrici, per le fattorie a terra, senza considerare i costi legati all’intermittenza, tenendo conto che i costi dei tetti devono essere moltiplicati per due o tre per le abitazioni residenziali.

La strategia cinese di controllo industriale

I risultati ottenuti dall’industria cinese nell’ultimo decennio in termini di riduzione dei costi e di quota di mercato globale nell’intera catena del valore del fotovoltaico sono impressionanti. I costi sono stati ridotti di almeno 5 volte, consentendo al fotovoltaico di essere oggi economicamente maturo nello spazio tecnologico. La quota di mercato globale della Cina è superiore all’80% in tutti i settori: produzione di silicio cristallino, lingotti, wafer, celle e moduli. La maggior parte del restante 20% è prodotto nel Sud-Est asiatico da operatori cinesi per aggirare i dazi doganali sulle apparecchiature prodotte in territorio cinese. L’Europa importa l’84% dei suoi moduli dalla Cina e il 60-80% dei moduli prodotti altrove dipende da celle importate dalla Cina. Una serie di incidenti (esplosioni o altro) nel 2020 in quattro mega-fabbriche cinesi di silicio cristallino (una delle quali produce l’8% della domanda) ha portato a un calo del 4% della produzione globale annuale e a una triplicazione dei prezzi tra il 2020 e il 2021.12 Una parte significativa della produzione cinese di silicio cristallino sarà importata dalla Cina.

Una parte significativa della produzione di apparecchiature si trova in un piccolo numero di province cinesi, in particolare nello Xinjiang (la regione degli Uiguri), che produce oltre il 40% del silicio cristallino cinese, una produzione che richiede molta elettricità a basso costo. Questo grazie all’abbondanza di carbone del territorio. Lo Xinjiang possiede anche molte risorse naturali, petrolio, gas, vento, materiali. La Cina dispone di elettricità a basso costo, soprattutto grazie al carbone nazionale, che viene utilizzato dall’industria dei pannelli fotovoltaici. L’elettricità è infatti un input importante per la produzione dei pannelli, insieme a molti beni intermedi come il vetro, i prodotti chimici e molti materiali come l’argento. La Cina ha un tessuto industriale completo che produce questi beni intermedi in modo particolarmente efficiente, a differenza della Francia e di altri Paesi europei che hanno perso alcune delle loro industrie. La Cina produce anche la maggior parte delle materie prime e/o la loro raffinazione necessarie all’industria dei pannelli solari: alluminio, antimonio, cadmio, molibdeno, tellurio, stagno, zinco, rame e raffinazione dell’indio.

Questa strategia cinese è innanzitutto una strategia a lungo termine, attuata per tempo, che le ha permesso di superare le tre fasi chiave descritte nell’esempio del programma nucleare francese13. Negli anni ’90, l’industria cinese stava guadagnando slancio nei settori della chimica, dei semiconduttori e dell’elettronica rilevanti per il solare e le università cinesi, come l’Accademia delle Scienze, stavano investendo nella scienza legata a questi temi14. All’inizio degli anni 2000, il governo cinese ha scelto il solare come industria chiave per la sua economia e le sue esportazioni, in vista dei primi significativi programmi di sostegno economico in Europa e negli Stati Uniti. Questa decisione si traduce concretamente in obiettivi per la produzione di celle e moduli nel 10° Piano quinquennale 2001-2005 e per la produzione di polisilicio cristallino e delle necessarie macchine utensili nell’11° Piano quinquennale 2006-2010, partendo dall’iniziale dipendenza del 95% della Cina dalle importazioni di silicio cristallino. L’obiettivo è poi chiaramente quello di sviluppare le esportazioni verso Europa, Stati Uniti e Giappone. L’Accademia delle Scienze, le principali università cinesi, la Commissione Nazionale per lo Sviluppo e le Riforme (NDRC), sotto l’autorità del Consiglio di Stato presieduto dal Primo Ministro, e il Ministero della Scienza e della Tecnologia si stanno coordinando sotto l’egida del governo, con l’aiuto di consulenti statali che sono grandi ingegneri e scienziati ben integrati nelle reti internazionali, L’obiettivo era quello di mettersi al passo con le migliori innovazioni tecniche di europei, americani e giapponesi, leader in questo campo, per perfezionarle e utilizzarle in fabbriche più grandi e di migliore qualità (“camere bianche” per la produzione ad alta tecnologia). Questo decennio di aggiornamento scientifico, di “dimostratori industriali” e di risalita nella catena del valore consentirà loro di raggiungere quote di mercato del 20-30% nel 2010 e di essere pronti a passare alla fase di diffusione massiccia su larga scala negli anni 2010-2020.

Questa massiccia diffusione è legata principalmente al boom di obiettivi e sussidi in Europa nel 2010-2013 (a seguito dei primi piani clima-energia) e alla decuplicazione delle prospettive di esportazione verso l’OCSE, ma anche la Cina fisserà obiettivi di penetrazione del solare nel mix elettrico cinese nell’ambito delle sue prime politiche climatiche. Lo sviluppo del mercato interno consentirà alla Cina di attutire gli effetti di stop-and-go delle politiche occidentali e di procedere al contempo verso la limitazione delle sue (ancora modeste) emissioni di CO2.

Il periodo 2010-2022 è quello che, dopo l’accumulo di competenze scientifiche e industriali, prototipi e dimostratori, farà la differenza con i leader tedeschi, giapponesi o americani. La Cina dimezzerà o triplicherà i costi di produzione dei componenti della catena del valore rispetto a quelli dei leader tedeschi, giapponesi o americani e garantirà all’industria cinese la fornitura di materiali e input critici. Questa strategia industriale, che combina efficienza economica e sovranità, può essere attuata nel caso del fotovoltaico impostando le seguenti azioni

Visibilità a lungo termine data dalla politica agli attori industriali, alle province e alle autorità locali, con, oltre alla coerenza delle regole del gioco nel tempo (volume e livello dei contratti a lungo termine o delle tariffe di alimentazione, tariffe doganali, bandi di gara pubblici, collegamento con le reti, ecc.), un sostegno mirato all’industria in caso di calo delle esportazioni;
incoraggiare lo sviluppo di gigafabbriche per sfruttare le economie di scala e gli effetti di apprendimento;
coordinamento degli industriali privati e dei laboratori scientifici per trovare e diffondere innovazioni incrementali nei processi (fili di diamante per tagliare i wafer nel 2018), e per stare un passo avanti rispetto ai costi di produzione;
sostegno al tessuto industriale e a un ecosistema industriale di qualità in grado di produrre input chiave a costi competitivi (vetro, acciaio, chimica, polimeri) inferiori del 10-30% rispetto ai nostri;
un passaggio a monte della catena del valore nella produzione di macchine utensili negli stabilimenti di produzione e assemblaggio di componenti chiave (al posto dei tedeschi);
produzione e fornitura di materiali critici.
Per un’attuazione efficace, vi sono due aspetti strutturanti:

una forte azione sugli ecosistemi industriali, sia a livello verticale, avvicinando la funzione di R&S alle fabbriche, sia a livello orizzontale, assicurando la produzione in Cina di tutti i fattori di produzione e degli anelli chiave delle catene del valore, nonché sviluppando le competenze e le professioni chiave (come hanno fatto la CEA e l’EDF per l’energia nucleare dal 1950 al 1990);
una forte coerenza a lungo termine delle varie politiche pubbliche che inquadrano il funzionamento di questo settore e consentono iniziative locali e private.
La strategia cinese non è priva di interrogativi. È deliberatamente orientata alle esportazioni e crea un’eccessiva dipendenza dalla maggior parte dei Paesi per i beni strumentali strategici.

Il fabbisogno cinese di pannelli fotovoltaici rappresenta solo il 30-35% della domanda mondiale, che la Cina attualmente soddisfa all’80-90%, con una sovraccapacità di un fattore 2 in molti settori (ad eccezione dell’attuale silicio cristallino, ma i programmi di investimento dovrebbero sviluppare questa produzione nel breve-medio termine). L’introduzione di barriere doganali per proteggersi e il ricorso a sussidi per superare i momenti di difficoltà sono chiaramente troppo sistematici per essere accettabili e potrebbero rivelarsi pericolosi, anche per gli equilibri commerciali e per la stessa Cina, se dovessero continuare e generalizzarsi a batterie, elettrolizzatori, energia nucleare o reti, come sembra stia accadendo gradualmente.

È inoltre evidente che parte del vantaggio competitivo è dovuto a norme ambientali meno restrittive in Cina rispetto all’Europa (emissioni di CO2, controllo degli scarichi chimici delle fabbriche e legge sulle miniere), nonché alle condizioni di lavoro delle popolazioni locali, che andrebbero esaminate (nello Xinjiang, ad esempio). È particolarmente sorprendente che i nostri Paesi non ne tengano conto nelle loro regole di confine e nei bandi di gara che pubblicano. Detto questo, queste ultime osservazioni spiegano probabilmente una parte significativa ma minoritaria del vantaggio competitivo della Cina, che fa riferimento innanzitutto a una strategia di controllo industriale di qualità e alle competenze industriali e scientifiche dello Stato cinese. Se le istituzioni cinesi non sono certo trasponibili, noi potremmo comunque prendere il meglio delle loro idee, come hanno fatto attingendo in gran parte ai nostri successi passati e alle nostre innovazioni tecnologiche e organizzative. Come contraltare, possiamo anche ricordare che i cinesi hanno recentemente messo in funzione due impianti EPR, con tecnologia nucleare di terza generazione di concezione francese, a costi di investimento da due a tre volte inferiori a quelli di Flamanville, per ragioni simili a quelle che ci hanno permesso di fare il doppio degli americani qualche decennio fa15.

2
Gli Stati Uniti

Note
16. Si veda, ad esempio, Dipartimento dell’Energia (DOE), Quadrennial Technology Review 2015, 2015.+
La strategia energetica di un Paese pragmatico e reattivo, ma soprattutto ricco di fonti energetiche e di competenze scientifiche e industriali.

A differenza della Cina, gli Stati Uniti sono stati dotati per natura di un’eccezionale gamma di fonti energetiche, sia fossili che rinnovabili, e hanno ereditato lo status di leader della seconda rivoluzione industriale, quella dell’elettricità e del petrolio, degli anni 1880-1945. Gli Stati Uniti sono il maggior produttore mondiale di petrolio, davanti ad Arabia Saudita e Russia – nel 2020, 19,5 milioni di barili/giorno, contro 11,8 e 11,5 milioni rispettivamente – e il maggior produttore mondiale di gas, davanti a Russia e Iran – nel 2020, 32,7 exo-joule (EJ) contro 24,8 e 8,3 rispettivamente. Hanno inoltre aree particolarmente ventose (Midwest, Texas, ecc.) e soleggiate (California, Stati Uniti sud-occidentali, ecc.). Il loro tessuto industriale è alla frontiera tecnologica nel settore dell’elettricità, con in particolare le aziende pioniere General Electric e Westinghouse tra la fine del XIX secolo e l’inizio del XX secolo.

Nel corso del XX secolo, gli Stati Uniti hanno consolidato questo primato scientifico e industriale, in particolare grazie alla Seconda Guerra Mondiale, che ha permesso loro di integrare i migliori scienziati europei nelle proprie università e laboratori di ricerca (in particolare nel campo nucleare con il Progetto Manhattan, nei missili e nello spazio, nelle telecomunicazioni, nella chimica degli esplosivi, ecc.) Poi la crisi petrolifera ha spinto il Paese a lanciare nei suoi principali laboratori e università ambiziosi programmi di ricerca sulle nuove energie che potessero contribuire a ridurre l’uso dei combustibili fossili. Di conseguenza, il Paese gode tuttora di una posizione di leadership scientifica “naturale” nei settori delle energie decarbonizzate, come il nucleare e il fotovoltaico, così come nei combustibili fossili (petrolio e gas di scisto) o nelle reti intelligenti, grazie alla padronanza dei semiconduttori e della tecnologia digitale.

La prima parte della strategia americana consiste nello sfruttare questa duplice padronanza delle fonti energetiche abbondanti e dei convertitori di energia e uso. I loro vantaggi comparativi consentiranno di raggiungere gli obiettivi di efficienza economica e di sovranità in modo più semplice e pragmatico. Questa strategia di efficienza economica e di sovranità viene attuata a breve e medio termine attraverso le politiche energetiche degli Stati: in questo senso, gli Stati Uniti sono molto più decentralizzati dell’Unione Europea. Gli Stati sono responsabili del loro mix energetico ed elettrico, nonché delle principali regole del gioco relative alle normative e alle forme di concorrenza nel settore dell’elettricità (prezzi di mercato vs. tariffe regolamentate per i clienti finali, forme di concorrenza e/o monopoli, ecc.) Da parte sua, il livello federale si concentra sul secondo aspetto, ossia il lungo termine, le questioni internazionali e le relazioni interstatali all’interno degli Stati Uniti: gli scambi di elettricità, gas e petrolio con la regolamentazione delle reti di interconnessione e delle relazioni commerciali tra Stati, in particolare attraverso la Federal Energy Regulatory Commission, le questioni di sovranità e le relazioni internazionali, nonché la ricerca e lo sviluppo per prepararsi al futuro su questi ultimi aspetti con il Dipartimento dell’Energia (DOE), il cui ruolo è importante.

In parte a causa di questa energia fossile abbondante e a buon mercato, gli Stati Uniti sono partiti due decenni fa da una situazione caratterizzata da una mediocre efficienza energetica. Infatti, il suo consumo di energia ed elettricità pro capite era circa il doppio di quello dei Paesi europei o giapponesi allo stesso livello di sviluppo. Il loro mix di elettricità era costituito per il 70% da combustibili fossili e dominato per il 50% dal carbone, rispetto al mix europeo del 2000, che era molto meno ad alta intensità di carbonio, con solo il 50% di combustibili fossili e quasi un terzo di energia nucleare, mentre il resto proveniva da fonti rinnovabili, soprattutto idroelettriche. Sono stati quindi in grado di migliorare le loro prestazioni in termini di risparmio energetico e, soprattutto, di riduzione relativa delle emissioni di CO2, nonostante politiche climatiche moderatamente ambiziose – le loro prestazioni su questi due fronti rimangono meno buone di quelle dell’Europa di oggi -, perché queste misure erano spesso naturalmente redditizie per gli attori, in particolare la sostituzione del gas naturale al carbone, sempre più grazie allo shale gas. Le innovazioni tecnologiche che hanno permesso lo sfruttamento del gas di scisto (fratturazione idraulica, trivellazione orizzontale, additivi chimici per migliorare la permeabilità e il recupero del gas) sono probabilmente la “rivoluzione energetica” più significativa degli ultimi vent’anni, insieme ai guadagni di produttività ottenuti dai cinesi nel fotovoltaico e alle numerose innovazioni nel risparmio energetico, grazie in particolare alle tecnologie elettriche efficienti (LED, pompe di calore, processi industriali, ecc.). Nel 2021 gli Stati Uniti avranno un mix elettrico composto “solo” dal 22% di carbone, dal 38% di gas, e ancora da circa il 19% di nucleare e il 6% di idroelettrico, con l’ulteriore penetrazione di turbine eoliche (9%) e fotovoltaiche (4%): una “rivoluzione energetica” grazie al sostegno governativo a queste energie, al gas e alle rinnovabili, sostegno che è mirato soprattutto a livello di R&S e di dimostratori. Va inoltre sottolineato che la penetrazione delle rinnovabili è significativa negli Stati americani, dove i livelli di insolazione e di vento sono notevoli e dell’ordine del doppio di quelli francesi.

Il principale motore del declino del carbone è quindi legato alla sua sostituzione con l’abbondante ed economico gas di scisto. È interessante notare che queste innovazioni sono state possibili solo grazie alla perseveranza del sostegno dato dalle autorità pubbliche a ingegneri, geologi e imprenditori texani dall’inizio degli anni ’80, dopo la crisi petrolifera, fino all’inizio degli anni 2000. La politica di R&S e di apertura delle opzioni tecnologiche del DOE ha permesso di sviluppare idee e prototipi in prodotti industriali, con le aziende che hanno fatto il resto grazie agli aumenti di produttività legati alle innovazioni di processo e alle economie di scala al momento della prima diffusione massiccia, nella seconda metà degli anni 2000, innescata dal significativo aumento dei prezzi del gas sui mercati internazionali. Questo successo illustra l’importanza di un forte coinvolgimento delle autorità pubbliche in termini di sostegno finanziario solo nelle fasi a monte dei prototipi e dei dimostratori industriali, con importi relativamente modesti; la diffusione massiccia è considerata auspicabile solo quando la competitività è dimostrata, un ragionamento simile a quello dei leader francesi tra il 1966 e il 1971 per la scelta dei settori e i primi impegni dei reattori ad acqua pressurizzata (PWR), e contrario a quella che è stata la politica europea sulle rinnovabili. In questa fase di diffusione massiccia, le autorità pubbliche devono quindi favorire altri strumenti di azione, come la coerenza delle diverse normative (organizzazione della concorrenza per i contratti a lungo termine, ecc.

Preparare il futuro con tecnologie decarbonizzate: un ruolo centrale per lo Stato federale

La preparazione del futuro è quindi centrale per il governo federale, che tradizionalmente dispone del DOE e di grandi laboratori pubblici (Argonne, Idaho, Lawrence Livermore) simili alla Commissione francese per l’energia atomica (CEA). Il governo federale può contare anche sulle importantissime esigenze e risorse del Dipartimento della Difesa, per la fornitura di energia alle numerose basi americane sul territorio nazionale o in altri Paesi e per il funzionamento di alcuni sistemi d’arma. In particolare, il nucleare è stato utilizzato per la propulsione di sottomarini e portaerei fin dagli anni Sessanta, il che spiega l’interesse a lungo termine per i reattori di piccole dimensioni e le innovazioni nel campo dei piccoli reattori modulari (SMR), dato che il numero di reattori militari è superiore a quello dei reattori civili negli Stati Uniti. Questa collaborazione tra difesa ed energia ha permesso agli Stati Uniti di mantenere un alto livello di attività di ricerca negli ultimi anni, per rimanere alla frontiera tecnologica e disporre delle migliori tecnologie nucleari nel momento in cui è necessario fare un salto di qualità in termini di decarbonizzazione, riducendo la quota del gas.

Per completare il sistema, le autorità pubbliche americane hanno deciso, sulla base delle raccomandazioni delle accademie nazionali, di creare nel 2007 un’agenzia incaricata di promuovere la ricerca in campo energetico su progetti innovativi e rischiosi, coinvolgendo i principali laboratori pubblici, l’industria e le università: l’Advanced Research Projects Agency-Energy (ARPA-E). L’idea è quella di fornire i mezzi per identificare le lacune nei programmi di ricerca esistenti con uno strumento ispirato alla Defense Advanced Research Project Agency (DARPA), un’agenzia creata nel 1958 inizialmente nel campo dello spazio e dei missili di fronte ai progressi dell’Unione Sovietica. Questa agenzia sarebbe diventata un modello per l’organizzazione di una ricerca audace ed efficace. Concentrandosi in questo caso su questioni militari, avrebbe svolto un ruolo importante in molti campi come l’intelligenza artificiale o la genesi di Internet. Nel 2006 ha anche ispirato la creazione dell’Autorità per la ricerca avanzata e lo sviluppo biomedico (BARDA), che ha contribuito alle risposte a Covid-19.

La missione di ARPA-E è garantire che la R&S americana consenta di costruire e testare prototipi e dimostratori industriali per tutte le tecnologie chiave del futuro mix energetico americano. Il suo funzionamento è strutturato su tre livelli:

analisi di previsione scientifica e tecnologica con roadmap tecnologiche per diversi decenni;
un piano strategico di azioni da realizzare nell’arco di alcuni anni;
su queste basi, l’organizzazione di bandi di gara e il finanziamento di progetti, dalla ricerca ai prototipi, ai dimostratori e agli impianti di produzione.
Gli studi di previsione tecnologica per trentacinque anni16 e le strategie tecnologiche/settoriali per dieci anni mobilitano le migliori competenze scientifiche e industriali al servizio del Paese, provenienti dalle accademie scientifiche, dai grandi laboratori pubblici e dal mondo industriale. Si tratta di un’operazione chiaramente diversa da quella, sempre più diffusa in Francia e in Europa, dei gruppi di interesse con una presenza significativa di alti funzionari, finanzieri o economisti che non sono esperti in campo tecnologico. Negli Stati Uniti, è sulla base di questi approcci informati e coerenti, che permettono di dare visibilità a lungo termine agli attori, che i finanziamenti vengono assegnati a laboratori pubblici o privati, a start-up o a grandi gruppi industriali, a seconda dei casi, e sempre sotto la supervisione di persone con una reale esperienza e una riconosciuta conoscenza scientifica e industriale.

Il terzo livello di ARPA-E ha obiettivi che, a prima vista, possono essere simili a quelli di France Relance, France 2030 o dei Piani di Investimento Futuri (PIA) in materia di energia, ma con un forte quadro prospettico e strategico sulle questioni tecnologiche ed energetiche e competenze industriali e scientifiche esperte, due dimensioni fondamentali per essere rilevanti in questo settore.

III
Parte
E la Francia?

https://www.fondapol.org/etude/souverainete-maitrise-industrielle-et-transition-energetique-2/#chap-3
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Gli ultimi due decenni sono stati quelli del “sorgere dei pericoli” nel settore energetico: l’aumento delle preoccupazioni legate al cambiamento climatico e all’urgenza della transizione energetica, il ritorno della geopolitica con gli attentati dell’11 settembre 2001, la rivalità tra Stati Uniti e Cina e la messa in discussione delle fonti di potenziale crescita a lungo termine e dell’accesso alle energie che consentono lo sviluppo economico e sociale. In un momento in cui grandi regioni del mondo come la Cina e gli Stati Uniti seguono con determinazione le strategie industriali e tecnologiche di lungo periodo che abbiamo appena citato, l’Europa, e in particolare la Francia, vede peggiorare le proprie prestazioni energetiche ed elettriche (prezzi dell’energia e dell’elettricità, dipendenza energetica, ecc.) e soprattutto, tema preoccupante per il futuro, indebolire il proprio tessuto industriale e le proprie capacità di sviluppo tecnologico. Analizzeremo più da vicino le ragioni di questa situazione in Francia e proporremo alcune linee d’azione ispirate da risorse tratte dalla nostra storia e da quelle più recenti di Cina e Stati Uniti.

1
Negli ultimi vent’anni, le prestazioni del settore elettrico sono diminuite e il tessuto industriale è diventato più fragile.

Note
17. Cfr. Matthieu Glachant, “Le point de vue d’un économiste sur la rénovation énergétique des logements et sa régulation”, Réalités industrielles-Annales des Mines, n. 2022/2, maggio 2022, pp. 19-21.
18. Mireille Campana, Jean-François Sorro e Quentin Peries-Joly, “Opportunités industrielles de la transition énergétique”, Conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et des technologies, febbraio 2017.
Il settore elettrico francese, ereditato dai cinque decenni precedenti all’inizio del XX secolo, è uno dei più efficienti al mondo in termini di emissioni di CO2, competitività e sicurezza dell’approvvigionamento grazie a un mix elettrico basato sul 75% di nucleare e sul 15% di idroelettrico: le emissioni dirette di CO2 della Francia sono pari a 5-6 tonnellate di CO2 per abitante, rispetto a quasi il doppio della Germania, grazie al suo mix basato per metà su lignite e carbone e per metà su gas I prezzi dell’elettricità in Francia sono tra i più bassi d’Europa, in particolare grazie alla padronanza industriale del nucleare (costi di investimento dimezzati rispetto agli Stati Uniti) e alla qualità della gestione operativa del sistema integrato produzione-trasporto-distribuzione. La padronanza dell’intera catena di valore del nucleare e la quota di energia idroelettrica contribuiscono in larga misura a ridurre la dipendenza energetica della Francia e le hanno permesso di esportare volumi significativi di elettricità ai paesi vicini per diversi decenni.

Queste prestazioni si sono gradualmente deteriorate negli ultimi due decenni, soprattutto a causa di una politica energetica esitante in un contesto globale di accelerata deindustrializzazione del Paese. La pressione delle idee dominanti e una visione a breve termine hanno infatti spinto a privilegiare il gas, i cui prezzi erano relativamente bassi dal controshock petrolifero del 1986 fino alla seconda metà degli anni 2000, rispetto al nucleare. Sono state quindi interrotte le politiche di elettrificazione degli usi, favorendo il gas, soprattutto per il riscaldamento degli edifici, anche se emette CO2, a differenza dell’elettricità, che è ampiamente decarbonizzata. La tendenza è stata quella di favorire scenari con un basso fabbisogno di energia elettrica, per mostrare chiaramente la volontà di non affidarsi al nucleare. Per i nuovi investimenti nella produzione di energia elettrica, le autorità pubbliche favoriranno anche i cicli combinati a gas con un complemento di energie rinnovabili intermittenti, eolico e fotovoltaico, grazie a sussidi significativi che contribuiranno a un progressivo aumento dei prezzi dell’elettricità.

Inoltre, le politiche di risparmio energetico, essenziali per la transizione energetica, sono state spesso inefficaci e poco mirate, determinando elevati sussidi a carico dei francesi a fronte di scarsi risultati in termini di risparmio energetico e, soprattutto, di minori emissioni di CO2: così, negli ultimi anni, le diagnosi di prestazione termica hanno sovrastimato di 2 o 3 volte i risparmi associati alle misure raccomandate. E, proprio come le normative termiche, queste diagnosi hanno privilegiato l’energia primaria, un criterio di difficile comprensione e di nessun interesse in Francia, a scapito di un criterio basato sull’importo della bolletta energetica, che è comunque fondamentale per le famiglie meno privilegiate, e sulle emissioni di CO2, la cui riduzione è il principale obiettivo per il pianeta. Strumenti economici come i certificati di risparmio energetico o i regolamenti termici per le abitazioni sono stati mal concepiti dal punto di vista economico (mancanza di padronanza delle griglie analitiche legate ai fallimenti del mercato e ai costi di transazione) e manipolati in base alle influenze di gruppi di interesse e associazioni17. Le emissioni dirette di CO2 della Francia sono rimaste più o meno stabili negli ultimi due decenni, intorno alle 5 tonnellate di CO2 pro capite, ma ciò è dovuto in gran parte alla deindustrializzazione del Paese, che ci ha portato a “esportare” le emissioni legate ai nostri modelli di consumo e a “importare” sempre più carbone tedesco e, soprattutto, cinese: le emissioni totali di CO2 che integrano l’intera impronta di CO2 sono quindi, nel 2020, dell’ordine del doppio delle emissioni dirette, con circa 11 tonnellate di CO2 pro capite. Stiamo quindi perdendo gradualmente competitività, riduzione complessiva delle emissioni di CO2 e sicurezza degli approvvigionamenti.

In questo contesto globale di accelerata deindustrializzazione del Paese, l’indebolimento del tessuto industriale è ancora più preoccupante. Stiamo assistendo a una perdita di competenze e di controllo industriale sui nostri vantaggi comparativi storicamente ereditati. Questo vale per Alstom, la cui attività ha risentito in particolare dello stop-and-go europeo sul mercato del ciclo combinato a gas, e, naturalmente, per l’industria nucleare. Le esitazioni sul posto e sull’interesse del nucleare hanno portato a posticipare l’impegno per il dimostratore industriale EPR dal 1997 al 2006 e ad aspettare fino ad oggi per dare il segnale di un impegno per una serie di unità. Per più di due decenni, quindi, l’industria non ha avuto visibilità su prospettive credibili per le centrali nucleari di terza generazione. Sapendo che in termini di prototipi o dimostratori per altre tecnologie promettenti che sono oggetto di progetti negli Stati Uniti, in Canada, in Cina e in Russia, come gli SMR o i reattori veloci, la Francia ha interrotto il suo progetto di reattore veloce Astrid nel 2019, e solo recentemente ha lanciato un progetto SMR (Nuward).

L’altra sfida per i prossimi anni è quella di prolungare la vita delle unità nucleari esistenti: la maggior parte di esse è stata commissionata tra il 1980 e il 1990 e avrà 40 anni tra il 2020 e il 2030. È noto che questo tipo di impianti può essere esteso a 60 anni. Negli Stati Uniti ci si sta preparando per estendere alcune di esse a 80 anni. La Francia ha avviato un ambizioso programma di grandi lavori di ristrutturazione (il “Grand Carénage”), che mira a portare le sue centrali di generazione 2 a un livello di sicurezza che dovrebbe essere vicino a quello della generazione 3 e incorporare gli insegnamenti dell’incidente di Fukushima. Dovremmo quindi essere in grado, sotto il controllo dell’Autorità per la sicurezza nucleare (ASN), di portare queste unità a 50 anni in prima istanza, il che permetterebbe di andare avanti fino al 2030-2040, e probabilmente almeno a 60 anni per gran parte di esse. Ma anche in questo caso, senza una chiara visibilità a lungo termine, il tessuto industriale non può essere sufficientemente mobilitato. Fino all’anno scorso, l’obiettivo delle autorità pubbliche era invece quello di chiudere altre dodici unità nucleari esistenti nel prossimo decennio, oltre alle due unità di Fessenheim appena spente, per raggiungere un obiettivo di consumo nucleare inferiore al 50% entro il 2035, nell’ambito, come abbiamo visto, di scenari di consumo sottostimati. Poter estendere la maggior parte della flotta esistente ad almeno 60 anni, come fanno altri Paesi e previo parere dell’ASN, contribuirebbe in modo significativo all’equilibrio domanda-offerta dei prossimi due decenni, portando la maggior parte della flotta all’orizzonte 2040-2050. Ciò consentirebbe al tessuto industriale di aumentare rapidamente la propria capacità di costruire nuove unità di terza generazione, che potrebbero essere messe in servizio progressivamente a partire dal decennio 2030-2040 per completare la flotta esistente e rinnovarla.

Questa mancanza di visibilità da parte delle autorità pubbliche negli ultimi vent’anni, con un tira e molla, sia sul prolungamento della vita delle centrali di generazione 2 che sull’impegno per le nuove centrali di generazione 3, o per i dimostratori SMR e di generazione 4, ha indebolito l’intera industria nucleare francese, EDF, Areva, Framatome, così come le numerose PMI.

Se dobbiamo migliorare i nostri vantaggi comparativi, in particolare nei settori del nucleare e delle reti, la situazione è ancora più problematica in altre tecnologie e nuovi settori a basse emissioni di carbonio (fotovoltaico, eolico, batterie, pompe di calore). Abbiamo fallito nei nostri tentativi nel fotovoltaico (si vedano, ad esempio, le difficoltà di Photowatt, un’azienda pioniera in questo settore) e nell’eolico onshore (si veda la vendita delle attività eoliche di Areva a Gamesa). In questi settori del futuro, siamo presenti nell’installazione e nei servizi a basso valore aggiunto, ma poco o nulla nella fabbricazione industriale di prodotti e componenti chiave che portano guadagni di produttività e alto valore aggiunto18 e nei relativi servizi ad alto valore aggiunto (forse con l’eccezione delle turbine eoliche offshore, se riusciremo a fare un passo avanti e a trasformare il processo).

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Le ragioni di questo deterioramento

Note
19. Si veda Paul L. Joskow e Richard Schmalensee, Markets for Power. An Analysis of Electric Utility Deregulation, The MIT Press, 1983.
20. Jean-Paul Bouttes e Jean-Michel Trochet, “Le pragmatisme des réformes américaines”, Revue de l’énergie, n° 465, gennaio-febbraio 1995.
21. Cfr. Jean-Paul Bouttes e François Dassa, “Elettricità: gli errori dell’Europa e come uscirne”, Le Débat, n° 197, novembre-dicembre 2017, pp. 167-181; Jean-Paul Bouttes, “Quelle politique de l’énergie pour assurer la compétitivité de notre économie, réduire notre dépendance extérieure et protéger l’environnement? “, in Michel Pébereau (a cura di), Réformes et transformations, PUF, 2018, pp. 235-279; François Dassa, “Reinventing European energy policy”, Revue de l’énergie, n. 643, marzo-aprile 2019.
Le ragioni di questo deterioramento delle prestazioni possono essere collegate a un nuovo contesto geopolitico e geoeconomico dopo la caduta del muro di Berlino nel 1989 e la globalizzazione del commercio, il movimento di deregolamentazione delle telecomunicazioni, dei trasporti e delle reti energetiche, Ciò è dovuto alla deregolamentazione delle reti di telecomunicazione, trasporto ed energia, avviata negli Stati Uniti alla fine degli anni ’70 e poi “dogmatizzata” in Europa, e al cambiamento di mentalità in Francia tra le élite politiche, intellettuali e mediatiche a favore di una società post-industriale che privilegia l’individuo e la mano invisibile dei mercati a breve termine rispetto alla produzione di ricchezza a lungo termine e alla gestione collettiva dei beni comuni.

La globalizzazione del commercio, l’abbandono della geopolitica e l’abbondanza di combustibili fossili e gas

Con la caduta del Muro di Berlino e la fine della Guerra Fredda, le questioni geopolitiche sembravano svanire. La globalizzazione del commercio di beni e capitali è avvenuta all’ombra della protezione americana e il coordinamento dell’azione delle banche centrali ha permesso di controllare l’inflazione e di avere accesso ai finanziamenti a buone condizioni (nonostante le ricorrenti crisi internazionali). Infine, dopo gli shock petroliferi, le innovazioni tecnologiche nel settore energetico hanno dato l’impressione che stessimo entrando in un mondo di abbondanza energetica basata principalmente sui fossili: la capacità di sfruttare giacimenti di petrolio e gas offshore in profondità, così come nelle stesse rocce di origine (shale oil e gas), e di recuperare una quota molto più ampia delle riserve di petrolio presenti nei grandi giacimenti esistenti o futuri (enhanced oil recovery, EOR) ha creato un contro-shock sostenibile per il petrolio e il gas a partire dal 1986. Inoltre, ci sono state innovazioni nelle centrali elettriche a combustibili fossili: sono stati sviluppati cicli combinati a gas, basati su turbine aeroderivate, che hanno permesso di utilizzare il gas con un’efficienza molto più elevata rispetto alle turbine a vapore, e sono stati trovati sistemi in grado di limitare l’inquinamento locale o regionale del carbone (Denox e Desox per evitare le piogge acide). Stiamo quindi assistendo a uno sviluppo massiccio nei Paesi emergenti come Cina, India, Indonesia, Turchia e Sudafrica, che potranno sfruttare l’uso del carbone nazionale, abbondante nella maggior parte di questi Paesi e in grado di fornire loro elettricità sicura ed economica. Questi Paesi introdurranno gradualmente queste tecnologie di controllo dell’inquinamento, almeno nelle grandi centrali elettriche, tenendo presente che il problema dell’inquinamento rimane irrisolto per l’uso diretto del carbone, in particolare nelle abitazioni. Nello stesso periodo si assisterà a una “corsa al gas” (corsa alle centrali a gas) prima negli Stati Uniti, poi in Europa grazie all’abbondanza di gas russo a basso costo e geopoliticamente accessibile (o almeno così si crede, soprattutto in Germania), e anche altrove nel mondo grazie alla padronanza del trasporto marittimo a lunga distanza di gas naturale liquefatto a bassissima temperatura, che permetterà di trasportare il gas americano e quello mediorientale in Asia e in Giappone. Siamo quindi in un periodo che dimentica le preoccupazioni geopolitiche e ambientali degli idrocarburi e non comprende ancora bene le sfide del riscaldamento globale. Alcuni di questi Paesi emergenti, primo fra tutti la Cina, stanno diventando i “produttori del mondo” grazie all’energia a basso costo e al basso costo della manodopera. La Germania può sfruttare la sua specializzazione in beni strumentali e macchine utensili, prodotti grazie al gas russo a basso costo, per costruire fabbriche di beni di consumo nei Paesi emergenti, mentre la Francia può importare massicciamente beni di consumo grazie a tassi di interesse piuttosto bassi all’ombra dell’euro, lasciando che il Paese si deindustrializzi in settori importanti per il futuro.

Deregolamentazione, apertura delle reti elettriche e del gas in Europa

Questa eccessiva fiducia nel funzionamento efficiente dei mercati a tutte le scale geografiche sarà estesa alle grandi infrastrutture di rete, telecomunicazioni, trasporti, gas ed elettricità, tradizionalmente considerate come servizi pubblici sotto il controllo delle autorità pubbliche nazionali e locali. Queste idee sono nate prima negli Stati Uniti, per ragioni specifiche e rilevanti, e con approcci pragmatici alla loro attuazione, come spesso accade nel mondo anglosassone19. Se ci concentriamo sul caso dell’elettricità, è vero che le regolamentazioni americane delle Public Utilities Commission, le commissioni di regolamentazione indipendenti incaricate a livello degli Stati americani di controllare gli investimenti e i prezzi delle aziende del settore elettrico (in monopolio e il più delle volte private), erano spesso pignole e inefficienti. In Stati come la California e il New England, le sovvenzioni incrociate potevano essere molto significative per ragioni politiche a favore delle famiglie e a scapito dell’industria. In questo contesto, gli industriali di questi Stati volevano avere accesso a prezzi dell’elettricità che riflettessero i costi degli impianti di generazione, in modo da poter competere ad armi pari con i loro concorrenti in altri Stati come il Midwest o il Texas, dove gli industriali pagavano il “costo economico” dei loro usi. Questi stessi industriali avrebbero inoltre preferito acquistare da “produttori indipendenti”, nuovi entranti in grado di utilizzare impianti con la nuova tecnologia dei cicli combinati a gas, più facili da costruire rispetto ai grandi impianti tradizionali a vapore, poco costosi in termini di investimento e con ottimi rendimenti, e che, inoltre, utilizzavano un gas diventato economico. La risposta del governo federale a cavallo tra gli anni ’80 e ’90 è stata pragmatica, autorizzando la nascita di questi nuovi soggetti produttivi e consentendo agli Stati che lo desideravano di introdurre l’accesso di terzi alle reti, ossia la possibilità per i clienti finali – prima industriali e poi domestici, se del caso – di scegliere il proprio fornitore di energia elettrica (o, per dirla in modo più semplice, le centrali elettriche responsabili della fornitura). Negli Stati Uniti la sussidiarietà rimane fondamentale e gli Stati che hanno voluto continuare ad affidarsi a monopoli pubblici (grandi aziende federali simili a EDF, come la Tennessee Valley Authority e la Bonneville Power Authority, e/o le “muni’s”, le municipalizzate molto numerose e talvolta potenti in alcune regioni), o affidarsi a sistemi con monopoli privati controllati dalle Public Utility Commission (PUC), hanno potuto farlo20.

Nel Regno Unito, Margaret Thatcher ha sfruttato l’idea dell’accesso di terzi alle reti per allontanare il sistema elettrico britannico dalla dipendenza dal carbone, troppo costoso e inquinante, e per costringere il potente sindacato dei minatori ad accettare la chiusura delle miniere inglesi, sempre meno redditizie, a favore della costruzione di turbine a gas a ciclo combinato (CCGT) che utilizzavano il gas britannico scoperto nel Mare del Nord negli anni Ottanta. Il radicale smantellamento del Central Electricity Board (CEGB), l’EDF britannico, in una serie di entità private e competitive ha modernizzato un settore che era diventato uno dei più inefficienti d’Europa, afflitto da frequenti e opportunistici interventi politici nelle scelte economiche, soprattutto burocratiche. La privatizzazione di queste società, in concorrenza tra loro e sotto il controllo di un regolatore indipendente dalla politica, è stata finalmente il mezzo con cui il governo conservatore si è mosso verso la proprietà popolare.

A seguito dell’Atto Unico Europeo del 1986, l’Europa ha ripreso queste idee all’inizio degli anni ’90 e le ha attuate dal 1996 al 2000 in modo sistematico e dogmatico, senza alcuna seria analisi delle opportunità economiche e del rapporto costi-benefici. I tedeschi, inizialmente contrari a questa idea, l’hanno adottata a metà degli anni ’90 per modernizzare l’organizzazione delle loro grandi aziende elettriche, allora conglomerati che combinavano la produzione e le reti elettriche con numerose altre attività industriali (come Veba, Viag e RWE).

La Francia, come altri Paesi europei, non aveva motivo di andare in questa direzione e sarebbe stato possibile sviluppare un mercato europeo dell’elettricità all’ingrosso con un coordinamento efficace dello sviluppo e del funzionamento delle grandi reti di interconnessione, nella continuità della forte cooperazione storica tra gli elettricisti in Europa, lasciando ai diversi Paesi la possibilità di avere sistemi a livello nazionale basati su diverse regole del gioco e forme di concorrenza come negli Stati Uniti. I dibattiti di questo periodo (1990-2005) illustrano già la progressiva mancanza di capacità in termini di previsioni energetiche a lungo termine, sia a livello della Commissione Europea che in Francia e Germania. Il ragionamento proposto si basava essenzialmente sulla minore prevalenza dei “fallimenti del mercato” già menzionati, grazie a una rete interconnessa molto potente (più della rete interstatale americana) grazie all’ottima cooperazione storica tra gli elettricisti europei, e anche grazie alla relativa sovraccapacità dei mezzi di produzione durante questo periodo e, Infine, pensando a un’unica tecnologia di produzione “miracolosa” per i decenni a venire, con le CCGT a gas, che non sono ad alta intensità di capitale, possono essere costruite più facilmente in prossimità delle reti di trasporto esistenti e con costi pieni derivanti per più di due terzi o tre quarti dal solo combustibile.

In un contesto in cui il gas beneficiava di prezzi a bassa volatilità e di una situazione geopolitica sicura, la maggior parte degli economisti dell’energia, dei funzionari pubblici e dei politici pensava di aver trovato la risposta giusta, dimenticando i rischi geopolitici, le sfide climatiche e la necessità di aprire lo spettro dei possibili scenari e tecnologie a mezzi di produzione decarbonizzati come le fonti rinnovabili e il nucleare. Un approccio prospettico meno miope e più aperto avrebbe portato a prendere in considerazione il possibile dispiegamento di mezzi ad alta intensità di capitale che, per le rinnovabili in particolare, richiedono importanti sviluppi delle reti, caratteristiche che rendono le scelte di investimento a lungo termine difficilmente conciliabili con forme di concorrenza come l’accesso di terzi alle reti. Poiché occorrono circa quindici anni per attuare una tale evoluzione istituzionale, l’accesso di terzi alle reti sarà attivo solo dal 2005-2010 ed effettivo nell’ultimo decennio, cioè proprio quando tutte le premesse degli anni Novanta e Duemila si stanno rivelando superate, con il primo pacchetto clima europeo del 2008 che favorirà le energie decarbonizzate, in via prioritaria e forse solo le rinnovabili, e i prezzi del gas sempre più imprevedibili e soggetti a shock geopolitici. In pratica, a partire dal 2010 in Europa non si decideranno più nuovi investimenti sulla base dei prezzi di mercato; al contrario, quasi tutti, che si tratti di impianti di produzione o di reti, dovranno essere realizzati su iniziativa della “mano visibile” dei regolatori e/o delle autorità pubbliche.

Una Francia “post-industriale” che dimentica i suoi interessi a lungo termine?

Invece di difendere i suoi interessi a lungo termine e i suoi vantaggi comparativi, la Francia seguirà con zelo questo movimento europeo. Un numero crescente di élite, nei circoli accademici, politici e amministrativi, ha preso le distanze dal progetto di prosperità e sovranità basato sulla scienza e sull’industria e sul sostegno di uno Stato attivo e competente in questi campi.

Questo lento cambiamento di mentalità è più marcato nel nostro Paese che in altri in Europa. Siamo passati da un liberalismo ereditato dalla Rivoluzione francese e ancora dominante sotto la Terza Repubblica a uno Stato che è un attore economico, come incarnato dallo Stato bonapartista, dallo Stato pianificatore della Quarta Repubblica e poi dallo Stato gollista e pompidoliano, che ha avviato la grande politica industriale condotta dal 1958 al 1974. Questo Stato deve molto alla modestia e all’apertura mentale di molti alti funzionari e funzionari pubblici degli anni Cinquanta e Sessanta, le cui esperienze personali erano spesso segnate dalla tragedia della storia e dalle sue incertezze. Tuttavia, a partire dal 1975-1980, parte di questa alta funzione pubblica è stata sostituita da una tecnocrazia meno efficace perché troppo sicura di sé e troppo fiduciosa nel futuro. Abbiamo quindi assistito a un graduale disimpegno dello Stato nei discorsi e nelle mentalità e a una frammentazione delle iniziative e delle responsabilità all’interno della sfera pubblica. Questo apparente disimpegno dello Stato nel discorso è, in un certo senso, paradossale perché, in realtà, si assiste a un’inflazione di norme spesso incoerenti e a un significativo rafforzamento dell’apparato amministrativo che, allo stesso tempo, risulta impoverito in termini di visione d’insieme e di capacità operative. Ciò è particolarmente vero per alcune grandi direzioni settoriali incaricate di servizi pubblici con una dimensione scientifica e industriale, come l’energia, l’ambiente, la sanità, l’edilizia e i trasporti.

Anche il tenore di vita e l’istruzione sono aumentati in modo significativo durante i Trente Glorieuses e gli individui ora aspirano legittimamente a un maggiore benessere e a un maggiore tempo libero. Per molti intellettuali, il futuro appartiene alla società “post-industriale”, con meno tempo di lavoro, meno industria e più servizi (senza distinguere abbastanza tra i servizi a valore aggiunto, spesso legati alle attività industriali, e gli altri): padroneggiare la ricerca e lo sviluppo, il marketing e le vendite è sufficiente, e le fabbriche e l’inquinamento associato (visto soprattutto come locale) possono essere lasciati nei Paesi emergenti. Negli anni ’90 si è verificata una paradossale e parziale convergenza tra le idee ecologiste, che allora si occupavano principalmente della protezione dell’ambiente locale e non di questioni globali, e il movimento neoliberista, che promuoveva la globalizzazione e i mercati europei. Per dare un’immagine, i cicli combinati a gas russo, che rispondevano alle preoccupazioni dei promotori della concorrenza, sono stati impiegati nello stesso momento in cui si sono moltiplicati i sussidi ai pannelli fotovoltaici, importati prima dalla Germania e poi dalla Cina, per soddisfare le preoccupazioni degli ecologisti.

La Francia ha così declinato con zelo le dottrine in vigore in Europa, con il risultato che

una frammentazione dello Stato e la mancanza di un luogo di sintesi e di coerenza delle politiche pubbliche, legata all’applicazione della “teoria dei giuristi” che propugna la creazione di un’agenzia indipendente (o di un ente pubblico) per ogni obiettivo specifico (concorrenza, regolazione delle reti, risparmio energetico…) e spesso fonte, in particolare in Francia, di una legislazione secondaria particolarmente complessa e abbondante;
una frammentazione delle attività operative del settore elettrico, con riferimento alla teoria della deregolamentazione (e dell’accesso di terzi alle reti) che sostiene la separazione contabile e giuridica delle attività di produzione, rete e servizio al cliente. Non esiste quindi più un vero e proprio luogo di sintesi con tutte le competenze e la legittimità per garantire la responsabilità degli equilibri domanda-offerta nel lungo periodo e le performance industriali e operative del settore elettrico nel suo complesso;
competenze scientifiche di alto livello che non sono molto richieste e competenze industriali operative che quasi non esistono all’interno dello Stato, che dimentica le sfide del controllo industriale ed esternalizza queste funzioni al settore privato.
Un discorso sui mercati dell’elettricità che maschera la realtà di un settore iper-regolamentato e di un’economia dei sussidi

Lo Stato ha così perso una parte significativa della sua lungimiranza sistemica e delle sue coerenti capacità di elaborazione delle politiche pubbliche, nonché delle sue capacità di attuazione industriale nel settore energetico. Ma la realtà è ostinata: le reti elettriche sono un monopolio naturale e le tecnologie sofisticate, ad alta intensità di capitale e prive di CO2, non nascono e crescono da sole. Le autorità pubbliche europee e francesi hanno quindi dovuto intervenire direttamente e permanentemente nel funzionamento dei mercati.

In effetti, il mercato europeo dell’elettricità è microgestito da burocrazie europee e nazionali, con una miriade di regolamenti, e questa economia iperamministrata è dominata dai sussidi pubblici: la maggior parte degli investimenti nella generazione e nella rete negli ultimi decenni non sono stati decisi e remunerati dai prezzi del mercato dell’elettricità, ma da sussidi e/o gare d’appalto sotto l’autorità delle autorità pubbliche. Il codice di rete, che stabilisce le regole di funzionamento delle reti per i loro utenti, è lungo migliaia di pagine.

Non si tratta di stabilire se le autorità pubbliche possano svolgere un ruolo chiave nel settore dell’elettricità, perché questo avviene ovunque nel mondo, anche in Europa, dove alcuni Paesi sono stati in grado di far leva su Bruxelles per portare avanti i propri interessi con il pretesto della “concorrenza”: Il Regno Unito, ad esempio, è riuscito a far passare il suo modello di accesso di terzi alle reti negli anni ’90 e poi, dopo aver ripensato la regolamentazione del suo sistema elettrico per promuovere le energie rinnovabili e l’energia nucleare, è riuscito a far approvare gli aiuti di Stato alle centrali nucleari prima della Brexit; Allo stesso modo, i tedeschi hanno approvato i loro obiettivi di sostegno alle energie rinnovabili negli anni 2000 per compensare il loro ritiro dal nucleare, mantenere la loro strategia carbone-gas e sostenere le loro industrie eoliche e fotovoltaiche emergenti, prima che i cinesi arrivassero nel 2010 attraverso la delocalizzazione. La questione non è quindi se lo Stato debba svolgere un ruolo importante, ma come possa esercitare le proprie responsabilità in modo efficace e coerente nel tempo, permettendo alle iniziative pubbliche, locali e private di fare l’essenziale21.

Lo sviluppo della diagnosi richiede quindi lavoro e discernimento per trovare il significato delle parole. Occorre individuare sia le inefficienze legate a mercati a breve termine non adeguati, sia le inefficienze legate a normative invasive e incoerenti; occorre riformare sistemi ibridi con quelli che gli economisti chiamano “fallimenti del mercato e del governo”. La qualità del sistema francese e la sua solidità gli hanno permesso di resistere. Abbiamo dovuto aspettare la crisi di Covid-19 e il conflitto Russia-Ucraina per misurare le incongruenze delle regole del gioco e la loro fragilità di fronte ai rischi economici, industriali e geopolitici. Al di là della dipendenza dal gas russo, i contratti di acquisto di gas a lungo termine non indicizzati al prezzo spot sono praticamente scomparsi in Europa sotto l’azione costante della Commissione europea. Non è così in Giappone o in Cina, che li hanno mantenuti. Di conseguenza, i prezzi del gas in Europa sono determinati dal mercato a breve termine per quasi tutti i volumi scambiati. L’Europa sta quindi subendo tutto il peso del vertiginoso aumento dei prezzi del gas, moltiplicato per un fattore compreso tra 5 e 10 tra il giugno 2021 e l’ottobre 2022 (in primo luogo a causa della ripresa economica con la diminuzione dell’impatto della pandemia, e poi soprattutto a causa della guerra condotta dalla Russia in Ucraina), che si trasmette meccanicamente al prezzo all’ingrosso dell’elettricità, in particolare a causa dell’ampia quota di centrali a gas nel mix europeo degli ultimi anni.

Possiamo anche citare gli errori di valutazione relativi alle previsioni di equilibrio tra domanda e offerta e la necessità di mantenere i margini di potenza a fronte di scenari di domanda più elevati del previsto, e la possibilità di rischi sfavorevoli in termini di condizioni idriche, vento, o rischi sulla manutenzione delle centrali nucleari. Queste sono le basi dell’attività nel funzionamento sicuro di un sistema elettrico complesso. Non avremmo dovuto smantellare alcune vecchie centrali termiche negli ultimi anni e tenerle in riserva (cosa che è stata proposta e scelta da altri Paesi come la Germania). Avremmo dovuto mantenere anche le due unità nucleari della centrale di Fessenheim, che avevano ottenuto l’autorizzazione dell’ASN a prolungare la loro durata di vita. Anche in questo caso, la decisione è stata presa contro il parere degli esperti che qualche anno fa avevano chiaramente spiegato che era meglio mantenere i margini di potenza nel nucleare in caso di rischi generici che colpissero le unità più recenti.

È quindi giunto il momento di condividere una diagnosi lucida e precisa dei nostri fallimenti e delle nostre debolezze, e di cambiare il nostro “software” sul ruolo dello Stato in settori come quello elettrico.

3
Riconoscere il ruolo dello Stato nel settore dell’energia e dell’elettricità

Il primo passo consiste nel condividere un’analisi economica che faccia luce sul ruolo “misurato e determinato” dello Stato, per uscire dalla dottrina degli ultimi trent’anni. Negli ultimi tre decenni, la Francia ha visto la quota dell’industria sul PIL ridursi a circa il 12%, mentre la Germania è ormai quasi al doppio (23%). La consapevolezza del problema è iniziata alla fine degli anni Duemila e sono state gradualmente messe in atto misure per migliorare la competitività delle imprese industriali francesi, con i cluster di competitività, le riforme della formazione professionale e del codice del lavoro, la riduzione delle imposte sulla produzione, le misure per favorire la nascita di start-up e la loro trasformazione in imprese di dimensioni intermedie (ETI) nei settori del futuro con i Programmi di Investimento Futuro, la Banca Pubblica di Investimento (BPI), i piani France Relance e France 2030.

Queste misure globali sulla tassazione delle imprese, sulla ricerca, sulla formazione, sul sostegno alle imprese nelle regioni e sulla loro crescita sono utili e devono essere adeguate e rafforzate. Ma non affrontano i punti chiave specifici relativi a settori di sovranità e/o servizi pubblici come la difesa, lo spazio, la sanità, i trasporti, l’energia o l’elettricità. Sebbene la difesa e lo spazio abbiano in gran parte conservato l’organizzazione e le competenze stabilite negli anni 1945-1975 all’interno dello Stato, che può assumersi le sue responsabilità di grande cliente del tessuto industriale, in particolare con la Direction générale de l’armement (DGA), il Centre national d’études spatiales (Cnes) e l’Office national d’études et de recherches aérospatiales (Onera), la situazione è diversa per la maggior parte degli altri settori chiave per il potere economico del Paese e per la vita dei suoi cittadini, in particolare il settore elettrico. Quest’ultimo presenta, come abbiamo accennato, tre tipi di “fallimenti del mercato” legati alla gestione dei beni comuni e delle esternalità che richiedono l’azione della “mano visibile” delle autorità pubbliche per integrare la “mano invisibile” dei mercati:

le infrastrutture di rete pubbliche (monopoli naturali), la garanzia degli equilibri domanda-offerta del sistema produzione-rete-uso in ogni momento e su diversi orizzonti temporali;
esternalità ambientali (emissioni di CO2, rifiuti e inquinamento locale, sicurezza);
esternalità “industriali”, soprattutto per le fasi che precedono la diffusione di massa, da un lato tra laboratori, ricerca e fabbriche, per l’innovazione; dall’altro, tra ambiti industriali complementari ma distanti, che contribuiscono all'”ecosistema industriale” del settore (dimensione dei “sistemi tecnici” e “anelli strategici” della catena del valore).
In questo contesto, dobbiamo reinventare uno Stato strategico modesto ed efficiente, con un ruolo “misurato e determinato”, come avrebbero detto i filosofi greci. L’obiettivo non è quello di sostituirsi alle imprese e al mercato, né di imbrigliarli in una ragnatela di norme burocratiche elaborate unicamente dallo Stato centralizzato, ma al contrario di liberare le iniziative private o quelle degli enti locali reinserendole in una solida visione lungimirante e strategica, e garantendo la coerenza e l’efficacia delle politiche pubbliche, il controllo industriale e la resilienza delle infrastrutture pubbliche. Lo Stato ha a disposizione molteplici strumenti senza bisogno di mobilitare finanziamenti eccessivi, dagli appalti pubblici con le loro clausole ambientali, locali o tecniche, alla tassazione e alle tariffe doganali. L’utilizzo di questi strumenti deve essere preceduto da una chiara gerarchia di scopi e obiettivi e dalla definizione da parte delle autorità pubbliche di una visione a lungo termine del mix elettrico e del fabbisogno di reti e mezzi di produzione, basata su una previsione credibile e aperta alle incertezze. Il semplice allineamento e la garanzia di qualità di tutti questi strumenti costituirebbe già una leva considerevole e permetterebbe senza dubbio di eliminare una parte significativa dei sussidi inefficienti (che ammontano a miliardi di euro). Le risorse tratte dalla storia dell’elettricità e del nucleare in Francia, così come i pochi esempi stranieri che abbiamo citato (Cina, Stati Uniti) potrebbero contribuire a questa reinvenzione.

Il coordinamento con la politica energetica europea e con le strategie energetiche dei nostri principali partner – la Germania, ovviamente, ma anche l’Italia, la Spagna, il Belgio, i Paesi Bassi, la Polonia, la Repubblica Ceca, la Finlandia, la Svezia, eccetera – è ovviamente una questione importante e una difficoltà, ma non è un ostacolo insormontabile se le autorità pubbliche hanno una visione chiara, razionale e sostenibile degli interessi a lungo termine del Paese e una comprensione degli obiettivi e degli interessi dei nostri partner. Le complementarietà potrebbero essere più forti delle opposizioni, a condizione che i francesi siano più presenti a Bruxelles al giusto livello di rappresentanza, con dossier elaborati sulla base di argomentazioni economiche, tecniche e giuridiche molto più solide, come hanno fatto i britannici e i tedeschi negli ultimi anni.

Infine, dobbiamo trovare il modo di rendere lo Stato meglio organizzato e più efficiente, sulla base di tre semplici idee riguardanti l’organizzazione, lo spirito operativo e la scelta di uomini e donne:

– un centro di sintesi incaricato di elaborare previsioni energetiche che articolino le dimensioni tecnologiche, industriali e geopolitiche, e di proporre tabelle di marcia strategiche credibili e solide di fronte alle incertezze;

– una sfera pubblica meno frammentata per rafforzare la coerenza delle politiche pubbliche e degli investimenti industriali, per rendere gli enti e gli attori pubblici responsabili delle aree rilevanti. Ciò consentirebbe di riscoprire la cultura dell’innovazione, dell’assunzione di rischi e della responsabilità del “sistema”, affidandosi anche alle istituzioni per il confronto dei punti di vista, consentendo l’implementazione di soluzioni rapide e semplici e soprattutto basate su solide argomentazioni tecniche e scientifiche;

– competenze industriali e scientifiche al centro dello Stato, mobilitate a partire dallo sviluppo di visioni a lungo termine fino all’assegnazione dei finanziamenti. Dovrebbero garantire che nessuna decisione strategica venga presa senza esplicitare le condizioni per il successo industriale nell’attuazione (in termini di efficienza economica e sovranità).

Per il ritorno di uno Stato strategico ed educativo nell’energia
1) Uno Stato strategico che responsabilizzi gli attori e liberi le iniziative private e pubbliche locali nell’interesse generale.

a) Tre obiettivi strettamente legati alla garanzia:

energia a prezzi accessibili per lo sviluppo economico e sociale ;
sicurezza dell’approvvigionamento e autonomia strategica (sovranità)
il rispetto degli ecosistemi e del pianeta Terra (clima, biodiversità, ambiente locale).
b) In vista di questi tre obiettivi, lo Stato strategico dovrebbe

elaborare una previsione energetica e determinare il mix energetico ed elettrico di lungo periodo, tenendo conto delle incertezze geopolitiche, tecnologiche, economiche, sociali e ambientali
stabilire le regole del gioco che consentano la coerenza e l’efficienza degli investimenti a lungo termine e incanalare i finanziamenti verso le scelte energetiche e industriali del Paese;
garantire un controllo industriale di lungo periodo (il punto centrale di questo documento).
Queste tre dimensioni sono essenziali per raggiungere i primi due obiettivi, e ancora più necessarie in vista delle sfide legate alle emissioni di CO2.

c) Mettere la finanza al servizio dell’industria e dell’economia:

Grazie a regole del gioco efficienti e coerenti, delegare la responsabilità degli equilibri domanda-offerta e dei volumi di investimento a un pilota operativo pubblico con competenze industriali, in particolare nei “sistemi elettrici” (centrali elettriche-reti-dispacciamento-utilizzi) (e non a un’agenzia burocratica con scarse competenze e nessuna responsabilità nei confronti del pubblico);
attraverso opportune regole del gioco, facilitare l’accesso ai finanziamenti per gli investimenti a lungo termine in termini economici e industriali (i premi per il rischio dovrebbero essere moderati e i finanziamenti dovrebbero essere molto meno difficili da trovare di quanto non lo fossero sotto la Quarta Repubblica e all’inizio della Quinta Repubblica).
d) Stabilire ruoli equilibrati tra l’Unione europea, gli Stati membri e le autorità locali:

Un’Europa rifocalizzata sui suoi reali “vantaggi comparativi” con una significativa sussidiarietà a favore degli Stati (si veda in particolare l’esempio degli Stati Uniti) [1].
Autorità locali che prendono l’iniziativa nel quadro di regole del gioco chiare e finanziariamente responsabili e orientate agli obiettivi di mix energetico del Paese, responsabili della pianificazione energetica locale per quanto riguarda la scelta dell’uso del suolo (in particolare per l’energia a bassa densità) in base ai loro progetti territoriali.
2) Uno Stato che insegna per un’effettiva “democrazia tecnica” al servizio dei cittadini dovrebbe :

affermare il proprio ruolo centrale nella ricerca scientifica e tecnica, nonché nella promozione dei legami tra industria e artigianato e tra scienza e laboratori [2] ;
garantire la formazione scientifica e tecnica e la diffusione delle conoscenze sui rischi per la salute e l’ambiente;
dotarsi di griglie di analisi economiche e prospettiche, in particolare tecnologiche;
promuovere l’invenzione di un’effettiva “democrazia tecnica”, in particolare promuovendo competenze scientifiche e industriali multidisciplinari al servizio dei cittadini e dei politici, e garantire una chiara distinzione tra il livello logico della consultazione tra le parti interessate e i gruppi di interesse e il livello logico del lavoro collettivo di queste competenze scientifiche e industriali apartitiche e “disinteressate” (lo spirito scientifico e l’epocalità al servizio dell’interesse generale) [3].
[1] Cfr. Jean-Paul Bouttes, “Quelle politique de l’énergie pour assurer la compétitivité de notre économie, réduire notre dépendance extérieure et protéger l’environnement”, in Michel Pébereau (a cura di), Réformes et transformations, PUF, 2018, pp. 235-279.

[2] Si veda Joël Mokyr, La Culture de la croissance. Les origines de l’économie moderne, Gallimard, 2017, e François Caron, La Dynamique de l’innovation. Cambiamento tecnico e cambiamento sociale (XVIe-XXe siècle), Gallimard, 2017.

[3] Si veda Jean-Paul Bouttes, Les Déchets nucléaires: une approche globale (4). La gestion des déchets: rôle et compétence de l’État en démocratie, Fondation pour l’innovation politique, gennaio 2022.

Conclusione

https://www.fondapol.org/etude/souverainete-maitrise-industrielle-et-transition-energetique-2/#chap-4
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Note
22. Le modalità comuni sono le correlazioni tra vento, sole e temperatura e la domanda nei diversi Paesi europei, ad esempio l’assenza di vento durante una settimana invernale fredda nella maggior parte dell’Europa.
23. Si veda Jacques Le Goff, Un long Moyen Âge, Fayard, 2004, e Joël Chandelier, L’Occident Médiéval. D’Alaric à Léonard, 400-1450, Belin, coll. “Mondes anciens”, 2021.
24. Cfr. Rémi Brague, Europe, la voie romaine [1992], Gallimard, collezione “Folio essais”, 1999.
Con la transizione energetica dei prossimi tre decenni, l’elettricità diventerà il principale vettore energetico decarbonizzato delle nostre economie. La sicurezza dell’approvvigionamento elettrico e il suo livello di prezzo per le famiglie e le imprese saranno questioni importanti per le nostre società, in futuro ancora più di oggi. Date le caratteristiche specifiche e l’importanza di queste sfide, è essenziale poter contare su uno Stato strategico ed efficiente, in particolare per proporre e condividere una visione lungimirante e sistemica del mix elettrico a lungo termine, per garantire le condizioni di controllo industriale e per determinare il quadro istituzionale e le regole del gioco per coordinare le iniziative degli attori privati e pubblici. Le autorità pubbliche cinesi e americane sono chiaramente e direttamente coinvolte in questi temi, riunendo le competenze necessarie in questo spirito e hanno messo in atto, ognuna a modo suo e con il proprio genio, gli elementi costitutivi che consentono di preparare il futuro delle tecnologie chiave. La Francia, come l’Europa, ha seguito un percorso diverso. Un tempo modello di successo nel settore elettrico, negli ultimi anni ha visto peggiorare le sue prestazioni e il suo tessuto industriale ha faticato in alcuni dei settori più importanti per il futuro, come il fotovoltaico e il nucleare. Questo diverso percorso, a favore dei mercati a breve termine e di un apparente ritiro dello Stato, è stato intrapreso dai decisori in modo deliberato ed esplicito. Si può cambiare solo se la diagnosi collettiva degli errori degli ultimi decenni e le strategie auspicabili per uscirne oggi sono condotte con rigore e determinazione. Non basta usare nei discorsi le parole o le espressioni “pianificazione”, “industria” o “lungo termine”, dopo due o tre decenni di oblio collettivo del loro significato concreto. Occuparsi degli equilibri tra domanda e offerta di energia elettrica significa lavorare sulla considerazione precisa dell’intermittenza, dei modelli di insolazione e di vento a lungo termine e delle loro modalità comuni22 nello spazio europeo. Ciò implica anche una precisa comprensione dei vincoli delle leggi dell’elettricità in tempo reale, del ruolo delle macchine rotanti nell’inerzia del sistema e del vero stato dell’arte dell’elettronica di potenza e del software di controllo. Ciò implica ancora la considerazione di uno spettro sufficientemente ampio di scenari relativi alla domanda, alle tecnologie e alle incertezze associate per avere un sistema resiliente, con i necessari margini di riserva. Infine, la padronanza industriale delle tecnologie future presuppone, come abbiamo visto, una visione affidabile a lungo termine dei temi e delle tecnologie in cui i politici vogliono che il Paese investa, e la mobilitazione di reali competenze industriali al servizio di questa visione.

Dobbiamo avere l’umiltà di riconoscere oggi la nostra debolezza in tutti questi settori per darci una reale possibilità domani di invertire la tendenza e raccogliere queste sfide. Forse abbiamo abbandonato troppo in fretta, negli anni ’90, lo spirito di previsione abitato dalle incertezze, dalla tragedia della storia e dall’importanza della volontà e dell’impegno degli attori, a favore di una visione troppo semplice delle tecnologie del futuro e del funzionamento dei mercati internazionali ed europei. Occorre riscoprire una previsione modesta e lucida sulla fragilità delle società e che si basi, per l’azione, sulla conoscenza sia dei sistemi tecnici specifici sia dei dati culturali, sociali e territoriali. Previsione aperta alle grandi incertezze e alle determinanti geopolitiche, culturali ed ecologiche di lungo periodo, e “lavoro duro” sulle condizioni di successo delle strategie (industriali e tecnologiche, regole del gioco e politiche pubbliche): sono queste le due dimensioni che ci sono sembrate animare il lavoro collettivo al servizio della politica e dello Stato in Francia tra il 1945 e il 1975. Queste due dimensioni potrebbero ispirarci ancora oggi e permetterci di ricostruire uno Stato strategico competente e attivo, capace di liberare le iniziative private e locali.

Nella storia dell’Europa, le tre rinascite del “lungo Medioevo” descritte dallo storico Jacques Le Goff23 – la rinascita carolingia, la rinascita del XII secolo e la rinascita del XV-XVI secolo – sono state preparate in periodi difficili e sono state pensate con modestia e speranza in riferimento a culture del passato vissute come modelli, come simboleggia questa frase attribuita a Bernardo di Chartres nel XII secolo e così spesso ripetuta per tutto il Medioevo fino all’inizio dell’era moderna: “Siamo nani sulle spalle di giganti. “. È questa, per certi versi, anche la suggestiva tesi del filosofo Rémi Brague della “via romana” dell’Europa24 , il cui dinamismo deriverebbe da una modestia ereditata da Roma e dal cristianesimo di fronte ai riferimenti eterni e ideali di una doppia alterità, Atene e Gerusalemme, la civiltà e la lingua greca da un lato, e la civiltà e la lingua ebraica dall’altro. Dovrebbe anche essere un invito ad affidarsi sempre più senza riserve alle risorse della nostra storia recente e più lunga, così come a quelle di altre grandi regioni del mondo, per raccogliere la sfida della transizione energetica e inventare la nostra “via francese ed europea”.

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Ecologia o delirio ?_di Davide Gionco

Ecologia o delirio ?
Le politiche ambientali dell’Unione Europea, l’idealità totalmente slegata dalla realtà.

di Davide Gionco

L’UE e gli ecologisti monotematici
L’Unione Europea è governata da ecologisti. Almeno in teoria.
Nulla fanno per evitare la diffusione delle microplastiche nell’ambiente e di altri composti chimici che portano effetti avversi gravi sulla salute umana: glifosato, PFAS, grafene, sostanze nanotecnologiche, radioattività, ecc..
Nulla fanno per evitare la diffusione di armi che uccidono molto più dell’effetto serra, anzi, fanno di tutto per aumentarne la produzione, così come per diffondere la mentalità di guerra.
Ma ci difendono dall’unico grave pericolo preso in considerazione dalla narrativa dei mass media: le emissioni di CO2 che portano al cambiamento climatico.
Da questa ideologia scaturiscono le proposte del piano “Fit for 55”.

Naturalmente non si propongono limitazioni all’importazione di prodotti commerciali contenenti energia fossile consumata in altri continenti, che causano emissioni di CO2 esattamente come se lo facessimo in Europa. Le limitazioni al consumo di energia vengono imposte unicamente in Europa, così che il risultato, alla fine, sarà comunque insufficiente rispetto all’obiettivo prefissato, dato che gli altri, fuori dall’Europa, avranno continuato ad inquinare, anche grazie agli acquisti di merci estere da parte dei paesi dell’UE.

In realtà l’unico motivo sicuro per cui l’UE dovrebbe affrancarsi dalle energie fossili è che si libererebbe dai condizionamenti da parte dei paesi fornitori di gas e di petrolio. L’autosufficienza energetica è qualcosa che può offrire ad un governo molti margini di azione nella politica internazionale e garantire una maggiore stabilità dei prezzi per famiglie ed imprese.

Chiudiamo qui la discussione sulla opportunità o meno di perseguire l’obiettivo primario di perseguire la riduzione delle emissioni di CO2. Assumiamo che si tratti dell’obiettivo giusto da perseguire e valutiamo la razionalità e l’efficacia delle soluzioni proposte.
La sensazione è che da parte della Commissione Europea e dei mezzi di informazione (che sanno solo fungere da amplificatore) è che vi sia una idealità totalmente slegata dalla realtà.
Un conto è che una singola persona, una singola famiglia, una singola impresa passi dall’auto a benzina all’auto elettrica o che installi una pompa di calore o che metta l’isolamento termico ad un edificio. Un altro conto è che a farlo siano centinaia di milioni di persone in tutta Europa o 60 milioni di persone in tutta Italia.

Ci sono dei problemi di fattore scala, come si dice fra noi ingegneri. Infatti è prima necessario verificare che filiere produttive dispongano di quanto necessario (materie prime, manodopera, capitali) per fare fronte all’aumento della domanda del mercato.

 

Il caso delle auto elettriche
Se un cliente si presenta da un autorivenditore per acquistare un’auto elettrica, questi non avrà problemi a vendergli una singola auto elettrica. Né la rete elettrica avrà, successivamente, problemi a rendere disponibile la necessaria energia elettrica per il funzionamento di una singola auto elettrica. Né ci saranno problemi, quando sarà ora di smaltire la batteria dell’auto, a trovare un modo sostenibile per farlo,
Ma ben diverso è che si presentino da tutti gli autorivenditori in Italia 20 milioni di italiani, ciascuno ordinando un’auto elettrica. In quel caso per rispondere all’ordinativo sarà necessario fare i conti con la capacità del sistema di produrre nel tempo richiesto tempi brevi una tale quantità di automobili. E’ evidente che i produttori non sarebbero pronti per passare da 100 mila auto vendute elettriche vendute in Italia nel 2022 a 1,3 milioni l’anno (totale delle auto vendute in Italia nel 2022), 13 volte tanto.
Per fare fronte a questa nuova domanda, infatti, sarà necessario reperire in sufficiente quantità le materie prime per i nuovi motori elettrici e per le batterie, le quali non sono prodotte scrivendo numeri sul computer, come si fa quando si scrive una norma, ma sono estratte dal pianeta terra, con implicazioni ambientali, sociali, geopolitiche, con il rischio di guerre per il controllo delle risorse.
Oltre a questo sarà anche necessario organizzarsi per smaltire, in modo ecologicamente sostenibile, le batterie elettriche esauste, per quantitativi 13 volte superiori a quelli attuali.

E si dovrebbe anche fare i conti con la disponibilità di energia elettrica, che dovrebbe aumentare considerevolmente rispetto all’attuale produzione.
Dove la prendiamo? Che cosa significa aumentare a tali livelli di disponibilità di energia elettrica?
Nel 2020 l’Italia aveva un consumo di energia elettrica di 319 TWh, di cui solo 273 TWh prodotti in Italia (e 46 TWh importati) e di cui 182 TWh provenienti da fonti non rinnovabili e solo 91 TWh da fonti rinnovabili.
A questo si andrebbero aggiungere altri 65 TWh l’anno per sostituire l’energia fossile delle auto termiche con energia elettrica da fonti rinnovabili.
L’Unione Europea ha proposto che dal 2035 vi sia il divieto di produrre auto termiche in Europa, per evitare di emettere CO2 con i motori termici. Ma questo significherà anche organizzarsi per aumentare la produzione elettrica da fonti rinnovabili di 182 + 65 = 247 TWh/anno rispetto ai 91 TWh/anno attuali, con un incremento pari a 2,7 volte. Oltre al fatto che dovremmo assicurarci che anche i 46 TWh/anno che importiamo provengano da fonti rinnovabili-
A chi parla di costruire nuove centrali nucleari risponderei che, dal momento della decisione, ci vogliono 14-15 anni prima di mettere in servizio una centrale nucleare (quindi saremmo già in ritardo per il 2035). E, anche in questo caso, dovremmo fare i conti con la disponibilità di ingegneri e di personale tecnico per progettarle e realizzarle, considerando che questo avverrebbe simultaneamente in tutta Europa.

In sostanza stiamo parlando di ideologia pura, di cifre teoriche scritte sulla carta, senza tenere conto della fattibilità concreta di quanto proposto.

Non a caso lo scorso mese di dicembre 2022 il CEO della Toyota, primo produttore al mondo di automobili (qualcosa ne sanno) ha detto chiaramente che al momento non siamo ancora pronti, sia per il fatto di non disporre di sufficiente energia elettrica per tutte queste auto. Se, infatti, l’energia elettrica necessaria fosse prodotta da fonti fossili, i rendimenti sarebbero peggiori di quelli attuali e inquineremmo ancora di più.

Oltre alla sostanziale impossibilità e non convenienza tecnica è anche necessario affrontare il discorso economico: quante famiglie sono in grado di permettersi di acquistare un’auto elettrica nuova da 30-40 mila euro nei prossimi anni a venire? Dove trovare tutti questi soldi, se non sommergendo di debiti le famiglie, a solo vantaggio degli istituti di credito finanziario?

Il caso delle case ecologiche
Il discorso si fa ancora più insostenibile nel caso dell’obbligo imposto dalla UE di portare tutti gli edifici almeno in classe energetica E entro il 01.01.2030 ed entro la classe D entro il 01.01.2033.
Sarebbe certamente una cosa utile. Anche per chi non fosse convinto dell’utilità ambientale, sarebbe certamente utile per il portafoglio che abitassimo tutti in case energeticamente efficienti, perché questo ci consentirebbe di ridurre il peso delle bollette per il riscaldamento e la nostra dipendenza estera da fonti energetiche fossili.

Quello che pare una emerita assurdità è pretendere che tutti i proprietari (compreso lo Stato) di edifici di classe energetica inferiore alla E riescano a realizzare i necessari interventi di ristrutturazione edilizia da qui al 31.12.2029. E poi, in soli 2 anni, fare lo stesso per gli edifici in classe E, a portare almeno in classe D.

Secondo i dati forniti dall’ENEA, i lavori di ristrutturazione energetica degli edifici trainati dal Superbonus 110% hanno portato in 3 anni di lavori a ristrutturare 360’000 edifici, saturando di lavoro il settore dell’edilizia.
Quindi, lavorando a pieno regime, il settore è in grado di ristrutturare al massimo 120’000 edifici ogni anno.
Considerando che gli edifici in Italia di classe energetica inferiore alla E sono 8,8 milioni, questo significa che, disponendo dell’attuale forza lavoro, servirebbero 73 anni per completare i lavori richiesti (entro fine 2029, meno di 7 anni) dalla UE. Oppure, in alternativa, servirebbe moltiplicare almeno di 10 volte la forza lavoro nel settore delle ristrutturazioni energetiche. Considerando che oggi l’edilizia occupa 2 milioni di persone, dovremmo istantaneamente passare a 20 milioni di lavoratori nel settore (ovviamente da formare e a cui fornire le necessarie attrezzature), sapendo che attualmente in Italia siamo in tutto 18-19 milioni di lavoratori.
Ovvero dovrebbe tutti lavorare nell’edilizia (compresi i disoccupati), tralasciando tutte le altre attività lavorative.

Ci sarebbe da ridere, se non fosse che, addirittura, sarebbero previsto, per chi non si adegua, il divieto di affittare o di vendere tali immobili.
Se anche il governo non avesse affossato il Superbonus 110%, non tanto riducendo la quota di detrazioni all’80%, ma soprattutto vietando la cedibilità dei crediti fiscali, il che taglierà fuori dal beneficio la grande maggioranza dei proprietari, fiscalmente incapienti, con l’attuale forza lavoro si potrebbero mettere a norma solo 840’000 edifici nei tempi imposti dalla UE, lasciando quasi 8 milioni di edifici fuori norma, sui 12 milioni esistenti in tutta Italia. Ovvero 2 edifici su 3 non sarebbero più né affittabili, né vendibili.
Si tratta, quindi, non solo di una disposizione impossibile, ma delirante.
E’ solo il caso di far notare che nessuno dei geni che ci governano, né dei geni che fanno finta di fare opposizione, se ne sia accorto. Quantomeno non si è sentito nessuno che abbia denunciato l’impossibilità delle richieste della UE, con la proposta di rispedirle al mittente.

Conclusioni
La prima conclusione da tratte è che in Europa e in Italia non siamo governati da ecologisti, ma da persone in preda ad un delirio ideologico.
Infatti concentrano tutte le attenzioni ad un solo aspetto, forse neppure il più urgente, delle questioni ambientali, senza occuparsi di tutti gli altri aspetti.
In secondo luogo vogliono imporre ai cittadini europei ed al mondo produttivo delle misure fattivamente impossibili da realizzare e con conseguenze catastrofiche certe sull’economia.
Se dobbiamo impegnarsi a salvaguardare il pianeta, lo dobbiamo fare per il nostro benessere e dei nostri discendenti.
Se le misure proposte portano inevitabilmente a sommergere di debiti cittadini e imprese, a devastare l’ambiente in altre zone del pianeta, a bloccare il mercato immobiliare, impedendo alla gente di cambiare casa o di vendere un immobile, a doversi privare dei mezzi di trasporto…
E tutto questo senza incidere più di tanto sull’effetto serra, dato che il resto del mondo continuerà ad inquinare come e più di oggi.

Nel frattempo gli stessi che ci governano trascurano, per ossequio alle varie lobbies industriali, tante altre questioni che riguardano la qualità di vita della gente, come la diffusione di altre sostanze inquinanti nell’ambiente, nei cibi, nei farmaci. Come la crescita della produzione e vendita di armi, che porta inevitabilmente all’aumento di morti ed al maggior potere dei produttori di armi nei confronti dei decisori politici. Ricordiamoci che “L’Italia ripudia la guerra”. Non lo abbiamo scritto a caso nella Costituzione.

Vorrei chiedere ai nostri politici ed ai giornalisti che fanno informazione di liberarsi da questi folli condizionamenti ideologici, perché la storia ci insegna quanti morti sono arrivati dalle derive ideologiche nei decisori politici.
Chiediamoci se l’attuale modello economico, che punta a trasformare tutto in business, incurante degli “effetti collaterali” (sulle persone, sull’ambiente), sia davvero un modello economico adeguato pert gli obiettivi che ci prefissiamo.
Va bene usare le ideologie per pensare ad un mondo migliore, ma impariamo a fare sempre i conti con la realtà. Diversamente rischiamo di raggiungere risultati molto diversi da quelli sognati.

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Energia, guerra, pace e finanza_ di Davide Gionco

 

Energia, guerra, pace e finanza
di Davide Gionco
25.03.2022

L’energia come strumento di guerra e di pace

Tv e giornali non cessano di martellarci con le notizie sulla guerra in Ucraina, mentre famiglie ed imprese si trovano a fare i conti con dei costi per l’energia sempre più insostenibili.

Qualcosa di simile era già successo negli anni 1970. Allora la Guerra del Kippur aveva spinto i paesi arabi produttori di petrolio, solidali con Siria ed Egitto in guerra contro Israele, ad aumentare unilateralmente il prezzo di vendita del petrolio, che al tempo era la principale fonte di energia in Europa e soprattutto in Italia, come fonte di ritorsione verso i paesi occidentali che sostenevano Israele. Il risultato fu la forte crisi energetica del 1973-1974, che portò il governo italiano ad assumere provvedimenti finalizzati al risparmio energetico ed alla diversificazione delle fonti energetiche. Fu allora che l’Italia decise di puntare sul gas metano come fonte primaria di energia in sostituzione del petrolio, cosa che divenne realtà una decina di anni dopo (vi ricordate la pubblicità “il metano ti dà una mano”?).
Dopo pochi anni, a partire dal 1979, ci fu una seconda crisi energetica, causata prima dalla rivoluzione iraniana e poi dalla conseguente guerra Iraq-Iran sostenuta dagli americani. La decisione di ridurre la dipendenza dell’Italia dal petrolio fu confermata da questi fatti.

La storia ci insegna che l’esportazione di energia è spesso o causa di guerre o strumento di pressione economica a seguito di guerre. Ma anche che accordi di fornitura stabile di energia sono uno strumento di pace, tramite accordi commerciali e di sviluppo economico fra nazioni, con convenienza reciproca.
Ricordiamo a titolo esemplificativo come l’occupazione del bacino della Ruhr (in Germania) da parte di Francia e Belgio negli anni 1923-1925 fu un modo per condurre una guerra economica contro i tedeschi, i quali si vendicarono di questo durante la seconda guerra mondiale. Nella Ruhr si produceva molto carbone, che al tempo era la principale fonte di energia per la Germania, ma anche per i paesi limitrofi. Con la fine della seconda guerra mondiale la costruzione della pace in Europa partì proprio dalla costituzione della CECA (Comunità Europea del Carbone e dell’Acciaio), tramite la quale il carbone veniva messo a disposizione di tutti i paesi aderenti, così come l’acciaio prodotto grazie all’uso del carbone insieme ai minerali ferrosi.
Nel bene o nel male l’energia è sempre un fattore determinante nelle relazioni di pace o di guerra fra le nazioni.

 

La strategia energetica dell’Italia per ridurre la dipendenza dal petrolio

La decisione di diversificare le forniture energetiche dell’Italia era finalizzata ad evitare di subire in modo eccessivo le continue variazioni del prezzo del petrolio.

Grafico 1


Fonte: https://theconversation.com/

Si può notare quanto il prezzo internazionale del petrolio vari in funzione di eventi geopolitici, ma anche di eventi di tipo finanziario.
Questo tipo di andamento è confermato dall’evoluzione del prezzo del petrolio negli ultimi anni. La finanza trova sempre delle ragioni per speculare sulle variazioni di prezzo del petrolio.

Grafico 2

La linea politica dell’Italia per ridurre la propria dipendenza dal petrolio fu da un lato investire sul risparmio energetico e dall’altro utilizzare una fonte di energia un po’ più costosa, ma dal prezzo molto più stabile: il gas naturale. A tale scopo furono stipulati dei contratti per forniture di grandi quantitativi e per una lunga durata con i governi di nazioni del Nord Africa, come la Libia, Algeria-

Grafico 3

Fonte: https://www.researchgate.net/

Ma soprattutto con il governo russo, anche se “sovietico”.

Grafico 4

Fonte: https://en.wikipedia.org/

La decisione dell’Italia fu certamente oculata, in quanto il prezzo del gas negli anni è risultato essere molto più stabile di quello del petrolio almeno fino al 2020, dopo di che nel 2021 è successo qualche di nuovo che ha fatto impennare anche il prezzo del gas. Ci ritorneremo più avanti.

Grafico 5

Fonte:
https://tradingeconomics.com

Negli ultimi anni la diversificazione è aumentata, aggiungendo una quota abbastanza rilevante di energia da fonti rinnovabili.

Grafico 6


Fonte: Dati: IEA 2019

 

 

La guerra in Ucraina e l’affrancamento dalla forniture russe di gas

Con la sciagurata guerra in Ucraina e l’aumento delle tensioni fra NATO e Russia, il potere politico propone nientemeno che rinunciare tutto di un colpo alle forniture di gas dalla Russia, come sanzione economica nei confronti di Putin colpevole di avere invaso l’Ucraina. Ma si tratta di una proposta realizzabile? A quale prezzo?
Quanto dipende l’Italia dall’energia russa?

Grafico 7


Fonte: https://oilgasnews.it/

Le importazioni di petrolio dalla Russia costituiscono circa l’11% del totale. Se dovessimo fare a meno del petrolio russo, non dovrebbe essere molto difficile sostituirlo con acquisti da altri produttori. Importare petrolio è semplice: si ordina la merce, la caricano su una petroliera e viene consegnato in uno dei nostri porti, dopo di che lo possiamo raffinare ed utilizzare.

Molto diverso, invece, è l’approvvigionamento di gas naturale, di cui l’Italia dipende addirittura per il 38% dalle importazioni russe.

Grafico 8


Fonte: Dati MISE 2021.

Per consegnare il gas serve realizzare gasdotti dalle sorgenti fino al paese di consegna. Dai pozzi di Jamal in Siberia settentrionale all’Italia ci sono 4’500 km di gasdotti, i quali hanno richiesto molti anni per essere costruiti, con cospicui investimenti. Per questo chi li ha costruiti ha interesse a stipulare contratti di lunga durata, cosa che l’Italia ha fatto da decenni con la Russia, con beneficio del sistema produttivo e delle famiglie italiane. Se venisse a cessare la fornitura dalla Russia, gli altri produttori di gas con i quali l’Italia è collegata non sarebbero in grado di sostituirla, sia per mancanza della stessa capacità produttiva, sia per la limitata capacità di trasporta dei gasdotti esistenti.
Qualcuno propone di utilizzare il gas naturale presente in Italia. Ma, a parte il fatto che solo per realizzare gli impianti servono diversi anni, le riserve di gas naturale dell’Italia, se usassimo solo quelle, si esaurirebbero nel giro di 10-12 mesi. Quindi disponiamo di una quantità largamente insufficiente per i nostri fabbisogni.

L’alternativa che viene proposta dagli “amici americani” è di acquistare del Gas Naturale Liquefatto (GNL) da grandi produttori internazionali come USA, Qatar, Arabia Saudita, Kuwait. Ma questo significherebbe passare dall’attuale 13,3% al (13,3 + 38,2 della Russia ) al 51,5% dell’approvvigionamento totale, quasi quadruplicando l’attuale disponibilità di rigassificatori (impianti in cui il gas liquefatto viene rievaporato per metterlo in rete), di navi metaniere. Ma significherebbe anche accettare strutturalmente di acquistare del gas più costoso, in quanto ai costi di estrazione di base si aggiungerebbero i costi di raffreddamento fino a -160 °C, i costi di trasporto con le navi metaniere (navi con enormi impianti frigoriferi per mantenere il gas liquefatto) e id i costi di rigassificazione in Italia.
E non dobbiamo trascurare il fatto che si passerebbe da una dipendenza dalla Russia alla dipendenza delle multinazionali dell’energia che controllano il mercato del GNL, società quotate in borsa e molto più legate alla speculazione finanziaria internazionale. Non è così scontato che la scelta sia conveniente.

La questione si complica ulteriormente se guardiamo i numeri a livello europeo. Il fabbisogno di gas dell’Unione Europea dipende molto fortemente dalle importazioni.

Grafico 9


Fonte: https://jancovici.com/ elaborazione di dati da BP Statistical Review

 

Le quali importazioni arrivano per oltre il 40% dalla Russia.

Grafico 10

Fonte: https://ilbolive.unipd.it/

 

Quindi si tratterebbe non solo di trovare un fornitore alternativo di gas per l’Italia, ma per tutta l’Europa, che si fornisce attualmente dalla Russia per oltre il 40% del proprio fabbisogno.
Osservando la capacità produttiva gasiera a livello mondiale possiamo notare come solamente gli USA avrebbero, in teoria, una capacità produttiva adeguata ai fabbisogni europei, in caso di arresto delle importazioni dalla Russia.

Grafico 11


Principali produttori di gas naturale nel mondo, in miliardi di metri cubi l’anno
Fonte https://www.researchgate.net/

Ma dobbiamo anche osservare che attualmente solo una piccola parte (quella evidenziata in blu scuro nel grafico che segue)della produzione statunitense è destinata all’esportazione.

Grafico 12

Fonte: https://www.eia.gov/

Questo significa che gli USA, nonostante i grandi proclami, non sono assolutamente in grado di assicurare all’Europa la sostituzione delle forniture di gas metano. Si noti come le esportazioni USA di gas siano dell’ordine di 5 miliardi di metri cubi l’anno, mentre la produzione russa è dell’ordine di 500 miliardi di metri cubi l’anno, 100 volte superiore.
Se gli USA non hanno la capacità produttiva per sostituire il gas russo in Europa, significa che nessun altro produttore al mondo può avere questa possibilità. Questo certamente nel breve e nel medio termine, in attesa che si scoprano nuovi giacimenti di gas chissà dove.

La conclusione è che l’Europa, e quindi a maggior ragione l’Italia, non ha alcuna possibilità di svincolarsi dalle forniture di gas russo, a meno di non ridurre nel giro di pochi i nostri consumi di gas, in modo da ridurre le importazioni di gas russo.
Di quanto?
Dal Grafico 6 deduciamo che il gas rappresenta il 41,8% del fabbisogno energetico nazionale. Dal Grafico 8 deduciamo che di questo gas il 38,2% arriva dalla Russia. La quantità di gas che verrebbe a mancare sarebbe quindi dell’ordine del 38,2% del 41,8%, che fa 16,0%.
Può sembrare “poco”, ma significa che, in media, le industrie dovrebbero ridurre del 16% la loro produzione annua o che le attività commerciali debbano ridurre del 16% i loro orari di apertura o che nelle nostre case dobbiamo interrompere l’energia elettrica per 4 ore al giorno. Come se non ci fossero bastate le chiusure imposte durante la pandemia del covid-19!
In modo molto semplificato potremmo attenderci un crollo del 16% del Prodotto Interno Lordo nazionale,
Le conseguenze economiche sarebbero catastrofiche per l’economia italiana. E qualcosa di simile ci si dovrebbe attendere, chi più chi meno, per il resto dell’Europa.
E non abbiamo preso in considerazione i rincari certi dei generi alimentari, causati dal blocco delle importazioni di cereali da Russia ed Ucraina.
Non possiamo escludere di riuscire a trovare, nel tempo, delle fonti energetiche alternative, ma tutto questo non potrebbe essere fatto in tempi brevi, per cui lo shock economico è inevitabile.
Dei “tempi” parleremo nel paragrafo successivo.

Quindi prima di lanciare proclami sulla interruzione delle forniture russe di gas, dovremmo prendere atto del fatto che il rapporto di fornitura di gas dalla Russia è una esigenza strutturale per l’Italia e per l’Unione Europea. E, aggiungerei, è anche una esigenza strutturale per la Russia, che dispone di un sistema produttivo arretrato e che ha assoluto bisogno dei proventi finanziari derivanti dalle esportazioni di energia in Europa, necessari per importare beni e servizi di qualità dall’Europa stessa.

Per fare un esempio facile da comprendere, è come se la Russia fosse l’unico fornitore d’acqua e noi fossimo l’unico produttore di cibo: per sopravvivere non potremmo fare a meno l’uno dell’altro, strutturalmente, senza possibilità di alternative, almeno nel breve e medio periodo.
Questa considerazione fondamentale dovrebbe portare la nostra classe politica a rivedere le proprie posizioni, molto basate sull’ideologia e per nulla fondate sui dati concreti sui rapporti energetici con la Russia. Se anche Putin fosse “cattivo” o “assassino”, sapendo che non abbiamo alternative al gas russo, le scelte politiche ne dovrebbero tenere conto.

 

Perché i prezzi dell’energia sono aumentati?

In televisione ci raccontano che i prezzi della benzina e del gas sono aumentati “a causa della guerra”.
Riproponiamo i grafici sopra esposti:

Grafico 1

Grafico 5

In realtà è sempre successo che il prezzo del petrolio sia variato fortemente a motivo di cambiamenti geopolitici o di azioni speculative dei mercati finanziari.
Ma questo non era mai successo per il gas, il cui prezzo era sì contrattualmente legato a quello del petrolio e solo indirettamente e in misura ridotta.

Se guardiamo in dettaglio l’andamento del prezzo del gas naturale negli ultimi mesi in Europa

Grafico 13


Fonte: https://tradingeconomics.com/

notiamo come gli aumenti dei prezzi siano iniziati già a partire da agosto-settembre 2021, mentre la guerra in Ucraina è iniziata a febbraio 2022. Quindi gli aumenti sono iniziati prima del conflitto, certamente per altre ragioni.

Aggiungiamo la considerazione del tutto evidente che in questo inverno nessuno di noi è rimasto senza gas per scaldarsi, anche se lo ha pagato l’ira di Dio.  Il gas richiesto è stato consegnato, non c’è stata una scarsità delle forniture che abbia giustificato l’aumento dei prezzi.

Che cosa ha dunque portato a questi aumenti? Che cosa ha modificato le dinamiche del prezzo del gas rendendole dello stesso tipo di quelle del prezzo del petrolio?

La risposta sta nei contratti di acquisto del gas, che dopo decenni di stabilità sono cambiati.

Il mercato internazionale del petrolio è nato, molti decenni fa, sulla base di contratti di vendita a breve termine. I produttori di petrolio cercavano clienti in giro per il mondo, vendendolo al miglior prezzo possibile. E gli acquirenti cercavano il miglior offerente possibile. C’era una certa libertà di scelta.
La possibilità di indirizzare le navi petroliere in tempi relativamente brevi a qualsiasi cliente nel mondo ha creato un mercato mondiale, da cui la nascita dell’OPEC, da cui la quotazione in borsa del petrolio.
La quotazione in borsa ha portato alla nascita di molti intermediari fra venditori ed acquirenti, i quali comperano opzioni di acquisto sul petrolio, che rivendono e riacquistano cercando di massimizzare i margini di profitto, come qualsiasi altro prodotto finanziario. Ovviamente spesso ci sono dei legami stretti fra la classe dirigente dei paesi produttori e queste società di intermediazione. E chi non sta al gioco (vedi Venezuela, vedi Iran, vedi Russia) viene messo sotto pressione politico-militare dagli Stati Uniti.
Il risultato è una continua fluttuazione dei prezzi, che favorisce la realizzazione di utili da parte degli investitori finanziari, ovviamente a spese di consumatori e imprese.

Il mercato del gas, invece, è sempre stato un mercato “locale”. La commercializzazione di gas liquefatto GNL è sempre rimasta minoritaria a causa degli alti costi. Per questo motivo la consegna degli ordinativi di gas si è sempre fatta quasi esclusivamente tramite tubature, che per essere realizzate richiedono grandi investimenti che necessitano molti anni prima di essere ammortizzati.
Per questo motivo i contratti di fornitura venivano stipulati non fra produttori e piccoli soggetti intermediatori, ma direttamente fra stati o dalle società energetiche nazionali.
Il primo contratto di fornitura europea su firmato nel 1969 da Eugenio Cefis, presidente dell’ENI, ed il presidente russo Leonid Breznev. L’anno successivo un contratto simile fu sottoscritto anche dalla Germania.
Erano contratti della durata di 20-30 anni, che assicuravano al fornitore la certezza di rientrare dei propri investimenti e nello stesso tempo garantivano all’acquirente la fornitura certa di energia ad un prezzo concordato per 20-30 anni. E’ il caso di notare che questa situazione era ideale anche per famiglie e imprese, consentendo loro di evitare eccessive fluttuazioni del prezzo del gas.
Per meglio ammortizzare gli investimenti iniziali, i contratti prevedevano anche che l’acquirente dovesse immagazzinare il gas nei gasometri durante l’estate (periodo di domanda minima), per non obbligare il fornitore ad aumentare la portata di gas in inverno. Maggiori portate, infatti, significano tubature più grandi e maggiori costi d’investimento, evitabili con lo stoccaggio estivo.

Questo sistema dei contratti a lungo termine è andato avanti fino al 2021, quando è successo che…
Ricordate che negli ultimi anni siamo stati tempestati di telefonate e di pubblicità per il passaggio dal “mercato tutelato” dell’energia al “mercato libero”?
Negli ultimi anni l’Unione Europea ha adottato una serie di provvedimenti finalizzati alla liberalizzazione del mercato dell’energia, in particolare relativamente all’energia elettrica ed il gas.
L’ideologia di fondo dell’UE è sempre la stessa: dobbiamo liberalizzare il mercato, in modo da conseguire una diminuzione dei prezzi. Ma il gioco funziona molto di rado.
La realtà è sempre la stessa: più libertà per gli speculatori e più costi per i consumatori. Soprattutto se le liberalizzazioni sono applicate ad un settore per sua natura monopolistico (con pochissimi produttori) come quello del gas.
Quello che è successo, e certamente chi ha voluto questa “riforma” lo sapeva, è che sono entrati in gioco nel mercato del gas i nuovi intermediari, quelli che già operavano nel mercato altalenante del petrolio, i quali hanno iniziato a comperare,  vendere, ricomperare e rivendere opzioni di acquisto sul gas, in modo da creare oscillazioni dei prezzi e trarne profitto.
Inoltre altri piccoli soggetti hanno iniziato a stipulare dei nuovi contratti di acquisto con i fornitori, ma di “tipo spot” ovvero per forniture di gas della durata di pochi mesi e per piccoli quantitativi. Questi investitori, per risparmiare, hanno evitato i costi di stoccaggio estivo, come avveniva da decenni.
In questo modo il fornitore sarà obbligato a vendere meno gas in estate, causa minori ordinativi per l’assenza di stoccaggio, e meno gas in inverno, non essendo le condotte dimensionate per il trasporto del fabbisogno di punta dei periodi più freddi dell’anno. Per il momento i fornitori sono riusciti a garantire le forniture, in quanto le tubature sono state sovradimensionate per tenere conto di margini di crescita degli ordinativi, ma la non realizzazione dello stoccaggio estivo andrà certamente a limitare le capacità di consegna futura del gas in caso di aumenti della domanda, ad esempio per una crescita economica. Il che porterà ad un ulteriore aumento dei costi, se non si ritorna al precedente tipo di contratti.
Aggiungiamo il fatto che il fornitore, di fronte a contratti di breve durata, senza garanzie per il futuro, con impianti costosi da ammortizzare e in assenza di concorrenti, avrà l’interesse ad aumentare i prezzi di vendita, cosa che non accadeva in passato.
Queste nuove dinamiche sono state innescate principalmente dalle decisioni dell’Unione Europea, naturalmente – come sempre – senza informarne i cittadini. Possiamo supporre che tali decisioni siano conseguenza all’azione delle solite lobbies che operano a Bruxelles, sia alle pressioni degli USA finalizzate a danneggiare economicamente la Russia, ma anche per favorire le maggiori vendite di gas liquefatto americano.
Non è stato il “cattivo” Putin ad aumentare il gas per farci dispetto, ma sono stati i “buoni” della Commissione Europea e della presidenza USA a portarci in wuesta situazione.
Personalmente ho il dubbio che l’escalation della guerra in Ucraina (aumento delle provocazioni che hanno spinto la Russia all’intervento militare) sia avvenuta solamente dopo l’attuazione di queste riforme del mercato energetico europeo proprio per massimizzare le rendite degli investitori in occasione dei perturbamenti causati dalla guerra.

 

La transizione ecologica

Certamente uno dei modi per ridurre la nostra dipendenza energetica da fornitori esteri è anche quello di riuscire a produrre più energia a casa nostra.
Riproponiamo il grafico precedente sul mix energetico usato in Italia per farne un’analisi.

Grafico 6

Le fonti “italiane” rinnovabili sono l’Idroelettrico, il Solare, l’Eolico ed il Biocombustibile, che tutti insieme rappresentano il 19,4% del totale. Negli anni 2020 e 2021 la quota totale di produzione da fonti rinnovabili in Italia è ulteriormente aumentata, non per un chissà quale aumento degli investimenti, ma soprattutto a causa della riduzione dei consumi energetici interni causata dalla limitazioni produttive delle misure anti-covid-19. E’ noto che l’energia da fonti rinnovabili richiede forti investimenti iniziali, ma poi l’energia si produce sostanzialmente “gratis”, o a basso costo. In caso di riduzione complessiva del fabbisogno energetico, di conseguenza, è naturale che venga ridotta la produzione da fonti non rinnovabili, per cui le fonti rinnovabili coprono una quota maggiore della produzione. Ma una volta normalizzata la situazione, si riprenderà a bruciare gasolio e metano, come prima.
Per questo motivo per la nostra analisi prendiamo in considerazione i dati del 2019, prima della pandemia.
Se il gas russo rappresenta il 16% del fabbisogno energetico nazionale annuo, per compensarlo dovremmo portare la quota da fonti rinnovabili dall’attuale 19,4% al 35,4%.
L’obiettivo è assolutamente auspicabile, perché al vantaggio di liberarci dai vincoli strutturali con la Russia e, in generale, dai condizionamenti derivanti dai fornitori di energia esteri, aggiungeremmo anche la riduzione delle emissioni di CO2 derivanti dalla minore combustione di gas naturale.
Considerando che la quota di idroelettrico ha pochissimi margini di ulteriore sviluppo, perché i bacini idroelettrici che potevamo realizzare li abbiamo già costruiti, dovremmo sostanzialmente raddoppiare l’energia prodotta tramite biocombustibile, tramite impianti solari ed impianti eolici.
A questo punto le domande sono due: con quanti investimenti e in quanto tempo?
Raddoppiare la capacità produttiva di energia rinnovabile significa fare enormi investimenti e significa attendere anni prima che questi nuovi impianti vengano costruiti e messi in funzione. Significa che chi ci governa dovrebbe quantificare questi investimenti, trovare i soldi e finanziare progetti di qualità, che garantiscano dei risultati effettivi dal punto di vista energetico.

Un’altra possibilità valida per l’Italia per ridurre la propria dipendenza energetica dall’estero è di investire seriamente sul risparmio energetico.
In effetti noi non abbiamo bisogno di energia in quanto tale, ma abbiamo bisogno di energia per riscaldarci in inverno, per la produzione di beni e servizi e per i trasporti.
Mettendo in atto opportuni interventi di risparmio e di razionalizzazione energetica degli impianti di climatizzazione, degli impianti produttivi e dei trasporti l’Italia potrebbe ridurre il proprio fabbisogno annuo di energia, diminuendo gradualmente la propria dipendenza estera ed evitando emissioni di CO2 in atmosfera. E’ realistico ritenere che il potenziale di riduzione rispetto ai fabbisogni attuali sia almeno del 30%.
Anche in questo caso, però, sono necessari cospicui investimenti ed è necessario attendere diversi anni prima di raggiungere gli obiettivi prefissati.

Politicamente parlando sarebbe opportuno investire sia sulla realizzazione di impianti per la produzione di energia verde in Italia, sia sul risparmio energetico. Ma si tratta di mettere in gioco grandi capitali e di realizzare degli interventi strutturali, che durino almeno 20-30, in modo da sviluppare solide competenze nel settore e le filiere produttive. Oggi, purtroppo, i nostri migliori ingegneri del settore emigrano all’estero, per la mancanza di opportunità serie in Italia. Siamo ben distanti dal seguire questi obiettivi.

C’è chi parla di ritornare al nucleare. L’argomento è complesso e meriterebbe almeno un articolo per essere approfondito. La mia opinione personale è che per il nucleare troppo spesso vengano sottostimati i costi di realizzazione, ma ancora di più i costi di smaltimento delle scorie, nonché i rischi derivanti da possibili incidenti, che possono essere sia di origine naturale (terremoti, maremoti, alluvioni), ma anche di origine umana (una guerra, un attentato). Questi rischi reali rendono l’energia nucleare molto meno sicura di quello che si creda.

 

La variabile “tempo”

La variabile “tempo” è fondamentale quando si parla di modificare gli assetti del settore energetico.
Servono anni per realizzare gli impianti che ci consentano di approvvigionarsi di gas da altri fornitori, ad esempio dal Medio Oriente o dai nuovi giacimenti situati fra Egitto e Cipro.
Servono anni per realizzare le necessarie navi metaniere e i necessari impianti di rigassificazione, volendo acquistare GN da paesi più distanti.
Servono anni per realizzare sufficienti impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili e le necessarie reti di trasporto.
Servono anni per realizzare nuove centrali nucleari.
Servono anni per i molti interventi necessari per ridurre del 40% i consumi per il riscaldamento invernale degli edifici.
Servono anni per potenziare adeguatamente i trasporti pubblici, in modo da ridurre le esigenze di trasporto privato, che è più energivoro.

Se anche si trovano i finanziamenti per questi interventi, fino a che l’Italia non recupererà la propria sovranità monetaria sarà ben difficile trovarli, sarà comunque necessario disporre di molta forza lavoro qualificata, di cui attualmente non disponiamo. Sono necessari anni per formare dei bravi ingegneri e degli operai specializzati.
In generale servono molti anni per trasformare un obiettivo politico in progetti di opere e poi per realizzare tali opere.

Purtroppo constatiamo che i nostri politici dimostrano una volta di più di vivere sulle nuvole, non rendendosi minimamente conto del fattore tempo.
Non basta decidere oggi di interrompere gli acquisti di gas dalla Russia oggi per avere domani un altro fornitore sostitutivo o una produzione nazionale da fonti rinnovabili equivalente o essere capaci di ridurre il fabbisogno energetico nazionale del 16%. E’ folle anche solo parlare di ipotesi del genere, in quanto sono fuori dalla realtà. Se si decide che questa è la strada giusta da seguire, allora bisognava pensarci prima, almeno 15-20 anni fa.

Se vogliamo un esempio virtuoso da seguire per i nostri politici, possiamo guardare alla vicina Svizzera, che dimostra un approccio razionale alla questione.
Qui sotto abbiamo un grafico prodotto dall’Ufficio Federale dell’Energia svizzero (OFEN)

Grafico 14

Si noti come il fabbisogno energetico complessivo (linea verde scuro) sia in progressiva diminuzione negli ultimi 10 anni, nonostante l’aumento della popolazione residente (linea arancio) e nonostante l’aumento del prodotto interno lordo (PIB, verde chiaro). Dato che ogni persona consuma energia per vivere e dato che per produrre si consuma energia, la crescita di questi fattori porterebbe naturalmente ad un aumento dei consumi energetici.
Ma l’indice di consumo di energia per persona è in costante diminuzione, mentre l’indice del prodotto interno lordo in rapporto all’energia consumata è in costante crescita ovvero si produce di più consumando di meno.

La Svizzera raggiunge questi obiettivi con politiche strutturali di incentivi alle ristrutturazione energetiche, di incentivi al settore produttivo perché investa nella razionalizzazione nell’uso dell’energia, di incentivi per la realizzazione di impianto solari, eolici e a biomasse e con un progressivo aumento della tassazione delle emissioni di CO2, in quali vengono preannunciati anni prima, in modo che le imprese ed i cittadini possano indirizzare adeguatamente i loro investimenti.
In Italia, invece, la classe politica si lancia irresponsabilmente in iniziative di rottura con i nostri principali fornitori di energia a cui siamo strutturalmente vincolati, come la Russia (già nel 2011 avevamo supportato, a nostro danno, la guerra alla Libia, altro nostro fornitore storico di energia), senza avere mai pensato seriamente ad un “Piano B” ovvero ad interventi strutturali per ridurre la nostra dipendenza energetica dall’estero. In sostanza è come se decidessero di chiudere l’unico rubinetto che ci disseta, senza avere pensato a fonti alternative d’acqua. Il risultato inevitabile non potrà essere che la morte per sete.

 

Energia e pace

Ritornando ai legami strutturali di interdipendenza fra Italia e Russia, che poi sono anche i legami fra la maggior parte dei paesi europei e la Russia, chiediamoci quale possa essere l’interesse “superiore” che potrebbe giustificare la rottura di questi rapporti.
La guerra in Ucraina rischi di complicare enormemente la situazione, portando alla rottura di equilibri nei rapporti internazionali che avevano dimostrato di funzionare bene, con vantaggi sia per l’Europa, sia per la Russia.
Si tratta di una questione estremamente importante che dovrebbe essere messa al centro delle trattative di pace fra Russia, Ucraina, con l’Europa come parte in causa.
Il non ingresso dell’Ucraina nella NATO richiesto dalla Russia o l’autonomia richiesta dalle regioni del Donbass valgono bene il prezzo del ripristino di rapporti di cooperazione energetica fra Russia ed UE. Lo valgono, perché non abbiamo alternative, al momento e almeno per i prossimi 15-20 anni.
Gli Stati Uniti, invece, perseguono dei propri obiettivi geopolitici di rilevanza di gran lunga inferiore, come l’isolamento della Russia dall’Europa (che è un danno per i paesi europei) o gli interessi di alcune loro multinazionali che intendono lucrare sul cambiamento degli equilibri del mercato energetico.
Nulla che possa valere il prezzo delle gravissime conseguenze della mancanza di energia in Europa, con una inevitabile aumento permanente dei prezzi nel settore energetico e con la necessità di ridurre strutturalmente la produzione di beni e servizi. L’Europa precipiterebbe nella povertà diffusa.

Se chi ci governa intende fare il bene del popolo, le scelte da fare sono alquanto evidenti. Se fanno altre scelte, chiediamoci se sono incompetenti o se agiscono per gli interessi di “altri”.
Ed anche la Russia ha tutti gli interessi a ripristinare dei sereni rapporti di collaborazione con l’Europa nel campo dell’energia.
Che si siedano seriamente tutti intorno al tavolo, discutendo di rapporti energetici e di pace in Ucraina. La soluzione che conviene a tutti, a parte gli USA, esiste. Basta solo avere uno sguardo lungimirante e volerlo.

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