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⭐Dighe ed energia elettrica
Dighe ed energia elettrica
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1 ITCOLD Comitato Nazionale Italiano delle Grandi Dighe Dighe ed energia elettrica2 Gruppo di Lavoro: Coordinatore: Sergio Ballatore (Consulente) Membri: Baldovin Ezio (GEOTECNA S.p.a.) Bondiolotti Ferdinando (A2A S.p.a.) Braghini Marco (LOMBARDI-REICO S.a) Brizzo Nicola (IRIDE-ENERGIA S.p.a.) Butera Ignazio (EDIPOWER S.p.a.) Cecchini Alberto (ENEL S.p.a.) Colli Morena (C.V.A. S.p.a.) Donghi Giuseppe EDISON S.p.a,) Malerba Carlo (HYDRODATA S.p.a.) Moretti Paola (TIRRENOPOWER S.p.a.) Si ringraziano l ing. Carlo Angelucci, Segretario ITCOLD e l ing. Giovanni Giors, ex dirigente ENEL S.p.a., per la preziosa opera di revisione. Maggio 2012 NOTA Le informazioni, analisi e conclusioni contenute nella presente memoria sono rivolte a tecnici capaci di comprenderne valore, portata e limiti. Malgrado l'attenzione impiegata nella redazione di questo testo, non è ovviamente possibile garantirne la completezza e l'esaustività. Si declina pertanto qualsiasi responsabilità derivante dall'interpretazione o dalla possibile applicazione del contenuto del presente documento. 23 INDICE 1. PREMESSA IL GOVERNO DELL ACQUA E L ENERGIA IDROELETTRICA LE DIGHE E IL COINVOLGIMENTO AMBIENTALE GESTIONE DEI SEDIMENTI DISPOSIZIONI PROCEDURALI IL FINANZIAMENTO E LA PUBBLICITÀ DELL INIZIATIVA IL CONTROLLO DELLA SICUREZZA RITORNO ENERGETICO DELL INVESTIMENTO RUOLO DELLA PRODUZIONE IDROELETTRICA NEL SODDISFACIMENTO DELLA DOMANDA ENERGETICA ITALIANA IL POTENZIALE IDROELETTRICO IN ITALIA LA TAGLIA DEGLI IMPIANTI E LA LORO CAPACITA PRODUTTIVA RUOLO DELLE DIGHE NELLA PRODUZIONE IDROELETTRICA E NELLA GESTIONE DELLA RETE ELETTRICA LE FONTI DISCONTINUE E LE POSSIBILI FORME DI ACCUMULO D ENERGIA CONCLUSIONI BIBLIOGRAFIA4 1. PREMESSA E necessario, in primo luogo, premettere alcuni concetti noti che non possono essere trascurati quando si tratti di energia elettrica. Quando si tratta del problema dell energia, infatti, è indispensabile affrontare l argomento nella sua totalità che comprende sia la produzione sia il trasporto. Le caratteristiche dell energia elettrica, che la rendono indispensabile nella nostra società, sono essenzialmente: 1. La facilità e l alto rendimento di conversione. 2. La distribuzione capillare e quindi la disponibilità immediata a domanda. 3. La possibilità di generazione economica centralizzata. 4. La possibilità d impiego, per la sua produzione, di fonti primarie altrimenti non sfruttabili. L energia elettrica è difficilmente immagazzinabile in grandi quantità, salvo il caso dei bacini idroelettrici. Essa deve pertanto essere prodotta nel momento in cui è utilizzata. La fornitura di energia elettrica all utente finale non può quindi prescindere dal considerare sia la produzione, sia il trasporto della stessa, in funzione delle necessità della conservazione dell equilibrio tra domanda e produzione. E questo il punto centrale che è bene rilevare, anche se ovvio: l energia deve essere fornita in funzione della richiesta. Questa caratteristica non deve mai essere dimenticata quando si vogliano valutare correttamente le reali possibilità offerte dalle varie fonti di produzione. Un altro documento, questo amministrativo, di fondamentale importanza nella produzione energetica, per i seguiti che ha sull uso dei combustibili per la sua produzione, è il protocollo di Kyoto, trattato internazionale riguardante il riscaldamento globale, sottoscritto nella città giapponese di Kyoto l 11 dicembre 1997 da più di 160 paesi in occasione della Conferenza COP3 della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (UNFCCC). Nel documento, firmato nella prima conferenza dell UNFCCC tenutasi a Rio de Janeiro nel 1992 e meglio conosciuta come il Summit della Terra, non erano previsti limiti obbligatori per le emissioni di gas serra per le singole nazioni. Tale accordo era legalmente non 45 vincolante, anche se erano previsti degli aggiornamenti, denominati protocolli, che avrebbero posto i limiti obbligatori di emissioni. Il più famoso tra questi trattati è appunto il Protocollo di Kyoto entrato in vigore il 16 febbraio 2005, dopo la ratifica della Russia. Prevede l obbligo da parte dei paesi industrializzati di operare una riduzione delle emissioni di elementi inquinanti (biossido di carbonio e altri cinque gas serra, in altre parole metano, ossido di azoto, idrofluorocarburi, perfluorocarburi ed esafluoruro di zolfo) in una misura non inferiore al 5% rispetto alle emissioni registrate nel 1990, considerato anno di riferimento per periodo Impone agli stessi Paesi di predisporre progetti per la protezione di boschi, foreste e terreni agricoli che assorbono anidride carbonica (perciò sono detti carbon sinks, cioè immagazzinatori di CO2). Prevede inoltre meccanismi di mercato, detti Meccanismi Flessibili, il principale dei quali è il Meccanismo di Sviluppo Pulito il cui obiettivo è la riduzione delle emissioni al costo minimo possibile, cioè massimizzare le riduzioni ottenibili a parità d investimento. In questo ambito, i Paesi sviluppati, possono guadagnare carbon credit ovvero crediti di emissione tramite una delle seguenti forme: Clean Development Mechanism (CDM): consente ai paesi industrializzati e a economia in transizione di realizzare progetti nei paesi in via di sviluppo che producano benefici ambientali in termini di riduzione delle emissioni di gas-serra e di sviluppo economico e sociale dei Paesi ospiti e, nello stesso tempo, generino crediti di emissione (CER) per i Paesi che promuovono gli interventi. Joint Implementation (JI): consente ai paesi industrializzati e a economia in transizione di realizzare progetti per la riduzione delle emissioni di gas-serra in un altro paese dello stesso gruppo e di utilizzare i crediti derivanti, congiuntamente con il paese ospite. Emissions Trading (ET): consente lo scambio di crediti di emissione tra paesi industrializzati e a economia in transizione; un paese che abbia conseguito una diminuzione delle proprie emissioni di gas serra superiore al proprio obiettivo può così cedere (ricorrendo all ET) tali crediti a un paese che, al contrario, non sia stato in grado di rispettare i propri impegni di riduzione delle emissioni di gas-serra. Ogni paese industrializzato, inoltre, dovrà realizzare un sistema nazionale per la stima delle emissioni gassose e andrà incontro a sanzioni nel caso di mancata realizzazione degli obiettivi prefissati. Per i Paesi in via di sviluppo le regole sono più flessibili, infatti, 56 non sono stati invitati a ridurre le loro emissioni per non ostacolare la loro crescita economica frapponendovi oneri che sarebbero per essi particolarmente gravosi. E poi seguito il vertice sul clima, tenutosi a Bruxelles nel marzo 2007, che ha visto i responsabili dei governi dei ventisette stati, facenti parte dell Unione Europea impegnarsi a ridurre le emissioni dei gas serra del 20% entro il 2020, rispetto ai livelli del 1990, ad aumentare l efficienza energetica del 20% sempre entro il 2020 e, infine, a raggiungere la copertura del 20% dei consumi con la quota ottenuta da energia prodotta con fonti rinnovabili. Sono sicuramente impegni ambiziosi e difficili da raggiungere, modificati in diminuzione per alcuni Paesi. Un notevole contributo al miglioramento del bilancio energetico può venire certamente dall uso della fonte idroelettrica. Secondo quanto ha affermato Aper (Associazione Produttori di Energia da Fonti Rinnovabili) nel convegno di aprile 2008, tenuto a Milano, gli obiettivi comunitari in materia di energia da fonte rinnovabile subiranno una sicura penalizzazione derivante sia dalla progressiva introduzione delle norme sul DMV (deflusso minimo vitale), sia dalla rigidità delle pubbliche amministrazioni che rischiano, a livello locale, di frenare i nuovi possibili investimenti. L idroelettrico ha sicuramente una forte vocazione ambientale, di particolare attualità con riferimento al tema del contenimento delle emissioni di gas serra; per altri versi l impatto ambientale può essere un problema, in particolare nei confronti dell utilizzo della risorsa idrica in locale e dell impatto sulla fauna ittica. 2. Il governo dell acqua e l energia idroelettrica La produzione di energia da fonte idroelettrica è quindi in linea con quanto sottoscritto nei trattati internazionali, proprio perché il combustibile utilizzato non provoca emissioni di gas serra. Tuttavia esiste in Italia una "questione idroelettrica". Riguarda la forma di produzione dell'energia elettrica da fonte rinnovabile più rilevante tra quelle di cui il nostro Paese dispone in proprio, incidente per una quota di circa il 10% del totale della quantità consumata in Italia nell anno Quella fisicamente più efficiente, il cui processo produttivo avviene a zero-emissioni sia per quanto riguarda la CO2 sia per qualsiasi tipo d inquinante atmosferico. Nella visione generale - a livello politico e di opinione pubblica - questa forma di generazione dell'energia vive oggi una fase piuttosto sfavorevole: ignorata 67 sistematicamente dai mass media nella citazione e trattazione delle diverse fonti rinnovabili (vento, sole, biomasse, geotermia), colpita dalle norme ambientali senza un'adeguata attenzione alla specificità delle situazioni, penalizzata nei progetti di riorganizzazione della gestione idrica su larga scala territoriale (in rapporto alle esigenze idropotabili e irrigue, tipicamente). Fig. 1 - Ciclo dell acqua e principali quantita messe in gioco. l energia utilizzata in un anno e pari a volte quella consumata dall uomo (Fonte: LES ENERGIES RENOUVABLES SYLVAIN DALENCLOS). Una situazione questa che appare ingiustificata, soprattutto quando a farne le spese sono gli impianti di produzione già esistenti. Eppure: un modesto GWh idroelettrico prodotto annualmente (grossomodo 150 l/s di portata costante per un salto di 100 m) corrisponde al fabbisogno di oltre 300 famiglie, a 500 tonnellate di CO2 evitata, a 280 tonnellate di carbone o m3 di gas naturale non bruciati, m 2 (1,12 volte un campo da calcio) di pannelli fotovoltaici installati. Sono questi numeri considerevoli, che dovrebbero 78 fare riflettere sul significato strategico di questa fonte energetica e sull'attenzione che essa merita. L incidenza della produzione idroelettrica nei vari paesi è molto variabile, in funzione delle diverse caratteristiche geomorfologiche e idrologiche del territorio. Fig. 2 - Consumo di energia idroelettrica in diversi paesi. (Fonte: RIVISTA STATISTICHE BP ) Sulla base dell'esperienza in corso a diversi livelli, si pongono tre tesi di ragionamento. Tesi numero uno. La questione idroelettrica è fondamentalmente una questione ambientale, riferibile a un'intrinseca ambivalenza che caratterizza questa forma di produzione dell'energia elettrica. Da una parte si tratta, come detto, di una risorsa pulita - da questo punto di vista la migliore, insieme al fotovoltaico (che tuttavia non è confrontabile per costo/rendimento) - e dall'altra di una risorsa che per essere utilizzata comporta impatti sugli ecosistemi fluviali, e sul paesaggio che lo stesso ambiente fluviale rappresenta. Impatti che tuttavia possono essere razionalmente controllati, e ridotti fino a essere considerati quasi trascurabili, in determinate condizioni e situazioni. Una questione di sostenibilità ambientale, dunque. Da affrontarsi con capacità di discernimento, competenza e senso di responsabilità. 89 Tesi numero due. Non tutte le valli e i corsi d'acqua possono essere sfruttati a scopo idroelettrico, ed è importante che l'obiettivo della protezione ambientale, anche riferito a standard di totale naturalità, prevalga in determinati ambiti territoriali. E' altrettanto vero che esistono tipologie di corsi d'acqua e situazioni territoriali che consentono una destinazione idroelettrica, dove gli impianti possono non incidere, se adeguatamente progettati, sulla qualità visiva del paesaggio, e dove gli ecosistemi acquatici possono non risentire negativamente della sottrazione/restituzione di risorsa, qualora siano rispettate adeguate prerogative di costruzione ed esercizio. Perché dunque negare questa opportunità? Tesi numero tre (conclusiva). Il requisito della sostenibilità ambientale, unito alla convenienza economica ed energetica della fonte idroelettrica, apre un nuovo scenario di rilancio e sviluppo della stessa: quello di una stretta prossimità dei progetti di sfruttamento e delle relative gestioni ai territori ai quali essi si rapportano, dal punto di vista sia della dislocazione fisica sia del modello organizzativo per la loro attuazione. Sono i bacini montani, e le comunità in essi presenti, a essere maggiormente interessati a questo scenario di sviluppo. E' in montagna, infatti, che il rapporto tra energia da fonte idraulica e territorio si evidenzia più stretto, ed è in montagna che la filiera energetica - ampliata al solare fotovoltaico, alle biomasse forestali e al risparmio - può rappresentare una valida prospettiva di recupero e sviluppo anche in chiave socioeconomica e nel rispetto dell'ambiente. Si tratta di una tendenza già in atto laddove - nei territori delle regioni e province autonome - le istituzioni locali hanno assunto un ruolo attivo nella gestione idroelettrica, a seguito di accordi industriali o acquisizioni dei grandi schemi impiantistici già di livello nazionale. E importante che la fase organizzativa di competenza e fiducia riconoscibile territorialmente, dimostri l'effettività di questo tipo di approccio, in grado di porre la questione idroelettrica in una prospettiva diversa e finalmente positiva agli occhi degli enti regolatori e di un ecologismo non ideologico, nell'interesse del paese. 910 Nell'estate 2003 furono gli invasi artificiali dell'enel, dell'aem di Torino (ora IRIDE) e della Compagnia Valdostana delle Acque a fronteggiare nel nord-ovest, eccezionalmente, una grave emergenza idrica conseguente a mesi di assenza di precipitazioni e di rialzo termico. Fu una situazione climatica e idrologica che mobilitò le unità di crisi regionali, l'autorità di Bacino del Po e la Protezione Civile. Nelle annate scorse, poco piovose, tendendo a esaurirsi troppo rapidamente la morbida prodotta dalla fusione nevosa, già a fine giugno i corsi d'acqua sono tornati a presentarsi come spesso negli ultimi anni all'arrivo dell'estate: asciutti. Le falde sono state soggette a forti abbassamenti, a causa della mancata ricarica e della pressione esercitata dai pozzi. E questo un prezzo che l'ambiente si ritrova spesso a pagare a fronte dell inaffidabilità strutturale del sistema di governo dell'acqua. Ritorna nuovamente di attualità il tema degli invasi artificiali, con le consuete prese di posizione spesso pregiudiziali o basate su una scarsa conoscenza reale della questione. La tesi sulla quale si fonda l'ipotesi che alcuni, selezionati, nuovi invasi artificiali opportunamente ubicati, costituiscano un elemento determinante e qualificante del dispositivo di governo delle risorse idriche su scala regionale è la seguente: vi è disequilibrio nel bilancio idrico tra disponibilità della risorsa e necessità d'uso. Si ridurrebbe così questa inaffidabilità che si traduce in spreco, nella difficoltà oggettiva nell'applicazione di norme per la riqualificazione idrologico-ambientale quale il DMV; si ovvierebbe alla necessità di sostituire parzialmente captazioni da acque sotterranee (oggi troppo sfruttate e soggette a contaminazione chimica) con risorse di origine superficiale e si rimedierebbe all estrema fragilità dell'attuale sistema di gestione delle risorse idriche, reso ancora più evidente dalla presenza degli effetti determinati dal cambiamento climatico. E' una tesi confermata su basi razionali e oggettive, e che si accompagna ad alcune discriminanti. La prima è che gli interventi in questione siano finalizzati a quello che nel linguaggio tecnico è definito uso multiplo, cioè con diversi obiettivi, di un invaso artificiale e della risorsa idrica dallo stesso modulata. La seconda è quella concernente la sostenibilità ambientale. La terza riguarda i seguiti sociali degli interventi nella loro configurazione organizzativaeconomica e funzionale. Non è solo importante che i benefici ritraibili dal perseguimento dell'obiettivo primario, dislocato in massima parte al di fuori del territorio coinvolto nella realizzazione dell'impianto, siano tali da giustificare l'operazione recuperandone i costi d investimento e gestione, ma occorre che anche la stessa comunità locale con il suo territorio traggano vantaggi dall'operazione, non solo strettamente economici, ma anche 1011 sociali e di tutela e valorizzazione ambientale. Nel linguaggio tecnico si parla di esternalità e del ruolo trainante svolto dall'azione progettuale, in direzione di uno sviluppo e di una tutela nei confronti della comunità ospitante l'intervento, la quale nella migliore concezione organizzativa è protagonista, non soggetto passivo da piegare a decisioni superiori attraverso la cosiddetta ingegneria del consenso. Obiettivo questo tutt'altro che secondario, in conformità ad un'autentica logica partenariale, che nella regolazione delle risorse idriche a larga scala, su un'operazione rilevante com è la costruzione e gestione di una diga in un fondovalle, costituisce oggi l'unico modo serio e accettabile per affrontare il progetto d intervento. Gli invasi artificiali ai quali ci si rivolge sono grandi invasi, almeno per l Italia, dotati di capacità utili di diversi milioni di metri cubi e alimentati da robuste disponibilità idriche, tali da consentire stoccaggi e regolazioni di livello stagionale sul ciclo delle portate defluenti. L'ipotesi talvolta ventilata quale scelta, di numerosi piccoli invasi, potrebbe essere legata, come vedremo più avanti, a una forma di generazione distribuita collegata alla produzione da fonti rinnovabili non programmabili. Anche le prestazioni di un invaso artificiale, purché di adeguate dimensioni e sufficientemente alimentato, possono essere certamente incrementate ricorrendo a tecniche di ottimizzazione della gestione, basate su modelli di simulazione idrologica in tempo reale, in grado di prevedere i deflussi fluviali generati dalle piogge e dalla fusione nevosa. Di tali tecniche oggi si dispone. L'essenziale sicurezza di una diga e del sito nel quale essa si trova, affidata a un'adeguata fase d ingegneria, al continuo monitoraggio geotecnico e strutturale durante l'esercizio e al presidio tecnico-formale previsto per legge in capo ai competenti uffici statali e regionali, non ha ragione di essere considerata come fattore ostativo. Essa costituisce in ogni caso aspetto del quale occorre rendere razionalmente partecipe e consapevole, attraverso un efficace processo informativo, la comunità locale coinvolta. La progettazione, realizzazione e messa in esercizio di un nuovo invaso artificiale richiedono tempi lunghi, intorno ai dieci anni. Come fare, in futuro, quando ci si dovesse accorgere di avere un bisogno immediato dell'impianto, non avendolo previsto e realizzato, a fronte di un'emergenza idrica? Non è dunque così corretto e responsabile considerare la scelta invasi come "ultima spiaggia" nella politica sulle acque, ciò che invece sembri essere nell'opinione di molti. E non tutti i sostenitori di questa linea di azione sono necessariamente agenti dell'industria del cemento. 1112 3. Le dighe e il coinvolgimento ambientale Trattando più nello specifico delle dighe e degli impianti a queste annessi, specialmente in occasione di nuove costruzioni, è importante quindi considerare una griglia di analisi che comprenda tutti gli aspetti; un lago artificiale coinvolge interessi de: 1. La Società che investe nella realizzazione delle opere, che si attende un ritorno economico dell investimento che deve essere massimizzato. A seconda si tratti di un serbatoio a uso potabile, irriguo o di produzione d energia, l analisi costi/benefici/ricavi deve considerare parametri diversi, che derivano proprio dal diverso utilizzo previsto per la risorsa. 2. Le Amministrazioni pubbliche coinvolte: è importante evidenziare come, sotto certi aspetti, i principi ispiratori che stanno alla base d alcune decisioni, siano in contrasto con quelli che dovrebbero essere quelli istituzionali tipici dell ente pubblico, cioè di ordinamento e di controllo delle attività dei soggetti privati. Oggi, per mancanza d adeguata copertura finanziaria, le Regioni e i Comuni devono cercare di ricavare da queste iniziative una qualche forma di finanziamento. Alcuni enti pubblici tendono a costituire, in varie forme, delle società per realizzare e gestire impianti, diventando quindi, di fatto, imprenditori modificando quella che dovrebbe essere la loro attività peculiare di legislatori e di controllori, che governano l attività dei soggetti privati. E questa una peculiarità che potrebbe, se opportunamente indirizzata, contribuire a valorizzare scelte impiantistiche basate su considerazioni più variegate di quelle che derivano dal solo conto economico. 3. Le popolazioni residenti nelle zone circostanti l invaso e a valle della diga: sono questi, ovviamente, i gruppi d opinione tra i più sensibili, sia perché devono cedere i terreni e abbandonare le proprie residenze per fare posto all invaso, sia perché sono quelli più direttamente interessati alle manovre d apertura degli scarichi. 4. Le popolazioni residenti in luoghi lontani dallo sbarramento: sono questi coloro che hanno i maggiori benefici perché fruiscono dell energia prodotta, dell azione stabilizzante dell impianto sulla rete di trasmissione dell energia, o dell erogazione d acqua irrigua o potabile. 1213 5. La Nazione tutta che beneficia del minore saldo negativo della bilancia dei pagamenti per i minori acquisti di combustibile e, in ultima analisi, dalle possibilità di maggiore sviluppo economico che derivano dall iniziativa. 6. L ambiente che beneficerà delle minori emissioni di gas inquinanti, pagando però un tributo, certamente inferiore, in termini locali. Tutte le valutazioni e le osservazioni fatte a proposito della costruzione d importanti opere idrauliche non possono e non devono prescindere da una valutazione globale, che tenga conto dei vari fattori in gioco. Troppo spesso oggi si registrano posizioni preconcette contro tutte le iniziative in campo energetico. E evidente che ogni attività umana ha dei riflessi sull ambiente: non esistendo energia allo stato proprio, tutte le forme di energia si ottengono solo a seguito di reazioni fisico-chimiche, che hanno come conseguenza modifiche ambientali più o meno importanti E necessario che questi riflessi siano valutati correttamente e condivisi, accettando infine il miglior compromesso. I problemi legati alla presenza di uno sbarramento sono molteplici. Uno dei più importanti è quello sommariamente trattato nel capitolo seguente: i serbatoi hanno la funzione di accumulare acqua. Questa prerogativa è progressivamente limitata dall accumulo dei materiali trasportati dall acqua che si depositano nel bacino stesso. 4. Gestione dei sedimenti Questo problema è legato alla gestione di tutti i bacini di accumulo, sia quelli destinati alla produzione idroelettrica, sia irrigua e potabile. E evidente che l interrimento ha riflessi diversi a seconda si tratti di bacini irrigui, che perdono lo scopo per il quale sono stati costruiti e diventano inutili, oppure a scopo idroelettrico, che mantengono parzialmente la loro funzione produttiva. La sua risoluzione richiede certamente un notevole impegno delle Autorità preposte all emissione delle norme e ai controlli e di tutti i soggetti diversamente interessati. 1314 Fig. 3 - Esempio degli effetti prodotti dall accumulo dei sedimenti in un bacino (Fonte: RSE) Il Comitato Italiano Grandi Dighe ha condotto uno studio su 285 serbatoi che rappresentano il 52% del totale e il 55% in termini di capacità d invaso rispetto a quella totale. L interrimento costituisce di per sé un fattore di riduzione della capacità d invaso dei serbatoi legato al trasporto solido ed è funzione delle caratteristiche geomorfologiche degli alvei percorsi dai corsi d acqua. Fino alla prima metà degli anni 70 del secolo scorso la questione non costituiva un particolare problema perché i sedimenti che si accumulavano nel serbatoio venivano fluitati, in corrispondenza ad eventi meteorici intensi, attraverso gli organi di scarico di cui le dighe sono provviste. L applicazione in senso restrittivo della legge Merli, anno 1976, attribuiva anche ai sedimenti depositati nei serbatoi sottesi da dighe la valenza di rifiuto speciale. Da quella data, l interrimento dei serbatoi e la sua gestione è diventato uno dei problemi più critici, la cui soluzione, almeno a livello di principio, ha richiesto oltre trenta anni. Lo studio del GdL ITCOLD ha consentito di inquadrare le effettive dimensioni del problema: Solo il 47% dei serbatoi NON presenta problemi d interrimento. La riduzione totale del volume d invaso, legata all interrimento, è stimata in circa il 30% del volume totale. La perdita economica associata all impiego non ottimale della risorsa idrica finalizzata alla produzione di energia è stimata in circa 300 Mln /anno. Una stima approssimata del costo necessario per la soluzione del problema nel suo complesso è pari a Mln (di cui il 55% per la rimozione dei sedimenti mediante dragaggio e il 45% per perdita di produzione per la loro fluitazione). 1415 La fluitazione, per essere efficace, richiede un abbassamento sensibile del livello d invaso: solo così il fluido si carica di materiale in sospensione e, per rilasciarlo a valle, è necessaria un opportuna diluizione, fatta con l acqua invasata, che comporta un onere di mancata produzione. Occorre osservare che la perdita di capacità d invaso non determina, in generale, una riduzione rilevante della produzione di energia totale, quanto, piuttosto, importanti limitazioni sulla possibilità di erogare energia di regolazione. Per valutare gli effetti dell interrimento sulla produzione, è necessario fare una distinzione tra le diverse tipologie di sbarramento: sbarramenti modesti, situati prevalentemente in bassa valle o in aree che presentano una gran quantità di trasporto solido, si riempiono rapidamente e perdono quindi la loro capacità d accumulo. Sbarramenti di grandi dimensioni, che sottendono bacini imbriferi con limitato trasporto solido, hanno il vantaggio di vedere diminuire molto gradatamente il volume utile. Un serbatoio della capacità di 100 Mm 3, che abbia una quantità di 5 Mm 3 accumulati in 50 anni d esercizio, come spesso accade nelle Alpi, non vede per ora compromessa la sua potenzialità. La perdita economica subita dal concessionario per la mancata produzione di energia, ancorché pregiata, non è spesso paragonabile all entità dell investimento che sarebbe necessario per il recupero della capacità d invaso. È, in genere, economicamente preferibile per il concessionario modificare la gestione dell impianto, adottando, ad esempio, una gestione ad acqua fluente. Nel corso dell ultimo decennio, l Autorità legislativa ha proceduto all emissione di due norme che avrebbero dovuto portare alla soluzione del problema. Si tratta dei D. Lgs. N. 152 del 1999, che ammette, in linea di principio, l evacuazione dei sedimenti dai serbatoi perché non più considerati come rifiuti speciali, e del D. Lgs. 30/6/2004, che istituisce i cosiddetti Piani di Gestione dei Bacini Idrografici (in ottemperanza della Water Framework Directive 2000/60/EC). Occorre purtroppo segnalare che, a distanza ormai di diversi anni dall emissione dei decreti sopra citati, è stato ancora fatto ben poco per la mancanza di linee guida che indichino agli operatori come intervenire dal punto di vista delle soluzioni tecniche e, soprattutto, agli organismi di controllo regionali come gestire una materia così complessa. 1516 Considerando il costo necessario per il pieno recupero della capacità idrica dei serbatoi - stimato in Mln, non sono immaginabili interventi generalizzati da parte dei concessionari in quanto, ovviamente, il ritorno economico sarebbe negativo e la fattibilità andrebbe presa in considerazione solo per casi particolarmente favorevoli. Esaminiamo il costo energetico di un operazione di fluitazione: esso è strettamente legato alla quantità di fluido rilasciato non turbinata, necessaria per rimuovere il materiale accumulato. Invece il costo energetico, sempre in termini di bilancio complessivo d energia, di una mancata operazione di fluitazione è limitato alla riduzione della capacità d accumulo d acqua del serbatoio. In questo caso, non avendo più l accumulo, la produzione passa da quella propria di un impianto a serbatoio a quella di un impianto di tipo ad acqua fluente. Si perde quindi l energia corrispondente alla quantità d acqua che non può essere accumulata, ma è sfiorata. La perdita, valutata in termini energetici, dei piccoli bacini non è quindi percentualmente molto elevata, essendo costituita solo dall acqua che non è più possibile turbinare perché sfiora e, generalmente lo sfioro avviene per periodi abbastanza limitati. È invece importante evidenziare la perdita di capacità di regolazione che si ha nei serbatoi, di dimensioni modeste, quando sono inghiaiati. In questo caso diminuisce la disponibilità d energia pregiata. La valutazione sull opportunità economica di fare un operazione di fluitazione deve essere fatta dal gestore per ogni singolo caso. Il recupero completo della disponibilità idrica dei serbatoi andrebbe pertanto analizzato in una logica più ampia rispetto alla visione parziale del singolo concessionario, che non può che essere legata a un conto economico, coinvolgendo tutti i portatori d interesse che dovrebbero essere chiamati a partecipare ai costi degli interventi, ricevendone, ovviamente, in cambio i vantaggi derivanti dalla maggiore disponibilità della risorsa idrica. L argomento della ripartizione dei costi e della suddivisione dei vantaggi andrebbe analizzato su una base socio-economica e sarebbe necessariamente oggetto di un processo negoziale tra le parti interessate. È importante rilevare che da sperimentazioni effettuate in occasione d operazioni di fluitazione su piccoli invasi, è apparso poi evidente che più che il valore assoluto elevato, superiore ai limiti di legge, della concentrazione delle particelle solide trasportate in sospensione nelle acque di scarico che si può raggiungere per brevi periodi, è molto più importante la durata del periodo di superamento di tali limiti. È stato verificato che, per 1617 tempi brevi, si possono accettare concentrazioni elevate, senza che questo pregiudichi la riuscita ambientale dell operazione. Questa considerazione consentirebbe di accettare concentrazioni superiori ai limiti di legge, per tempi di fluitazione ridotti. Sarebbe così possibile fare le operazioni di fluitazione senza danni per l ecosistema del ricettore, ma con un notevole risparmio d acqua rilasciata e conseguente diminuzione della mancata produzione d energia. Oggi, in generale, si cerca di risolvere il problema evitando di scaricare i sedimenti con l adozione di provvedimenti temporanei quali la sopraelevazione degli scarichi o delle prese, com è stato recentemente fatto, ad esempio in Svizzera per il serbatoio di Mauvoisin. Questo modo di operare non rappresenta una soluzione ma un trasferimento del problema stesso, in forma più pesante, ai posteri. DIGA DI MAUVOISIN SVIZZERA H =250 m ( ). Invaso 210 ML m 3 Problema: Interrimento opera di presa. Per evitare i problemi di derivazione e non volendo fluitare i fanghi a valle l opera di presa è stata sopraelevata di 40 m. E la soluzione giusta per il futuro o è un semplice rinvio del problema? Fig. 4 Schema della risoluzione del problemi relativi ai sedimenti della Diga di Mauvoisin realizzata in Svizzera. Esistono anche sistemi alternativi alla fluitazione per la pulizia dei bacini dai sedimenti. In alcuni importanti impianti, per esempio il lago Margaritze, situato a m di quota al termine del ghiacciaio che scende dal gruppo montuoso del Grossglockner in Austria, si stanno eseguendo operazioni di pulizia, che dureranno per più stagioni, dai sedimenti mediante l impiego di sorbone. Queste attrezzature sono sostanzialmente delle pompe adatte ad aspirare anche gli inerti depositati insieme all acqua e quindi possono asportare i materiali depositati nel lago senza che sia necessario svuotare completamente il bacino, 1718 come richiesto dall asportazione meccanica dei depositi, continuando così la produzione. L attività di sorbonatura è fatta sia per il materiale depositatosi di recente, sia per quello più compatto, ormai consolidato, che è preventivamente disgregato con un getto d acqua. Gli inerti aspirati sono trasportati sino al luogo di deposito tramite una tubazione posta sul pelo dell acqua, sostenuta da galleggianti. L impiego della sorbona consente quindi di spostare grosse quantità di materiale solido, depositato nel lago, in zone dove è possibile accumularlo, filtrarlo, farlo asciugare e quindi asportarlo o sistemarlo a dimora in un secondo tempo. Fig. 5 - La stazione di dragaggio al Lago Margaritze Gross Glockner, Austria Queste apparecchiature consentono anche di separare gli inerti in funzione della granulometria. È possibile quindi eliminare le particelle che, in funzione del salto, sarebbero dannose per le macchine idrauliche, turbinando solo quelle più piccole. Si può così operare senza perdita di produzione, senza danneggiare le macchine ed è possibile dosare opportunamente la diluizione contenendo i rilasci nei limiti prescritti. 1819 5. Disposizioni procedurali Per costruire un nuovo impianto di produzione elettrica è necessario superare diversi ostacoli frapposti dall ampia e variegata normativa esistente che coinvolge un gran numero di soggetti, che sono deputati ad autorizzare le diverse parti dell impianto. Col Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 il Governo ha voluto dare attuazione alla direttiva 2001/77/CE riguardante la promozione dell energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell elettricità. Questo importante decreto concede alcune priorità agli impianti alimentati da fonti rinnovabili e, tra queste: o L automatico riconoscimento che, una volta autorizzate, le opere sono di pubblica utilità, indifferibili e urgenti. o La costruzione e l esercizio di questi impianti, il loro rifacimento, il potenziamento, la modifica, la riattivazione, sono soggetti ad autorizzazione unica rilasciata dalla regione, nel rispetto delle normative vigenti. A tal fine, entro trenta giorni dal ricevimento della domanda, è convocata la conferenza dei servizi. o Il rilascio dell autorizzazione costituisce titolo a costruire ed esercire l impianto. o Il termine massimo per la conclusione del procedimento non può comunque essere superiore a centottanta giorni. o L autorizzazione non può essere subordinata né prevedere misure di compensazione a favore delle regioni e delle province. È piuttosto evidente l intenzione dell Autorità centrale di snellire e accelerare i procedimenti autorizzativi, anche per cercare di rispettare le richieste della Comunità Europea in termini di riduzione dei gas serra emessi. Queste direttive statali sono state accolte dalle regioni. In particolare si fa qui riferimento alla delibera dalla regione del Veneto che, in data 30/12/2008, ha emesso delle nuove disposizioni procedurali, che rivedono quelle dell anno 2004, proprio in considerazione delle difficoltà applicative che si sono registrate nei casi in cui l impianto idroelettrico era sottoposto alla procedura di valutazione d impatto ambientale. 1920 La regione Abruzzo, per esempio, specifica invece che per gli impianti assoggettati a V.I.A., sino alla conclusione delle suddette procedure, i termini per il procedimento unico, ai sensi del D.L.gs. 387/03, sono sospesi. È questo, per ceti aspetti, un modo semplice ed efficace per vanificare totalmente gli indirizzi del decreto. 6. Il finanziamento e la pubblicità dell iniziativa Nella valutazione del ritorno dell investimento, devono essere inserite, come spese ordinarie, anche quelle necessarie per la mitigazione dell impatto ambientale dell opera. I beneficiari del servizio dovrebbero essere chiamati, con una precisa informazione in merito, a sostenere gli oneri derivanti dalla conservazione migliore dell ambiente e della futura, inevitabile e costosa alienazione del bene diga. Lasciando tutti gli oneri di manutenzione straordinaria, per esempio gli sfangamenti di un grande serbatoio, necessari dopo decenni di esercizio, o la dismissione dell opera a fine vita, genericamente in capo al concessionario, sarà oggettivamente difficile che il titolare della concessione si possa fare carico, al momento di eseguire i lavori, degli importi necessari, perché il ritorno economico di alcune operazioni non è compatibile con i tempi ora imposti dal mercato. Sarebbe quindi importante, per agevolare la buona conservazione delle opere, il riconoscimento da parte dell Autorità di una qualche forma d incentivazione anche per le importanti manutenzioni straordinarie delle opere di sbarramento, non legate necessariamente alla sostituzione delle macchine nella sottostante centrale, come avviene oggi per la concessione degli incentivi. Un altro punto importante consiste nel garantire la possibilità di fare un conto economico affidabile, fatte salve ovviamente le alee tipiche dell imprenditore. Non è possibile che i soggetti economici programmino investimenti nell assoluta incertezza di conoscenza della tipologia e della quantità dei possibili incentivi: un congruo orizzonte temporale certo è indispensabile. Da una valutazione approssimata, si può stimare che l onere per costruire un nuovo impianto va da circa 1,0 1,5 a 2,0 2,5 per ogni kwh prodotto 2021 annualmente: gli importi sono quindi elevati e questi dati rendono evidente la necessità di certezza sul possibile ritorno economico. Le variazioni del valore dei C.V., quindi la difficoltà di valutazione degli investitori, sono riportate nel diagramma sottostante: Fig. 6 - Andamento prezzi certificati verdi anni Oggi l informazione è diffusa in modo capillare e raggiunge la quasi totalità delle persone. Proprio per questo è importante che l informazione stessa sia completa e corretta per dare un quadro il più possibile esatto e consentire scelte che siano fondate su dati concreti e non sulle sensazioni che sono trasmesse, a volte, da persone impreparate nel campo specifico. Come sopraddetto, l informazione deve essere completa e deve essere data: oggi non è più pensabile realizzare un intervento che abbia un impatto rilevante sul territorio senza una corretta pubblicità che generi il consenso, almeno di una congrua maggioranza, nei confronti dell iniziativa stessa. I portatori d interesse che gravitano nell orbita di un iniziativa in campo energetico sono diversi e spesso hanno finalità contrastanti. È quindi importante, prima dell inizio delle attività di progetto, cercare di raccogliere e soddisfare, nella maggiore misura possibile, le diverse esigenze. L informazione deve illustrare in modo sintetico e chiaro i motivi tecnici che sono alla base del progetto, i vantaggi che si avranno e i costi che si dovranno sopportare, sia in termini economici, sia, soprattutto, in termini d ambiente. 2122 Devono essere evidenziati in modo completo tutti i ritorni dell investimento, sia per le possibili nuove attività degli abitanti locali che potranno fruire, per esempio, di futuri sviluppi nell ambito del turismo ricreativo, sia in termini più estesi. Anche questi possono diventare contributi economici rilevanti. Senza voler considerare l imposta comunale sugli immobili, che annualmente va versata al/ai comuni in cui ricade ciascuna centrale idroelettrica, per poter utilizzare il bene demaniale (l acqua) avuto in concessione, il concessionario è tenuto al pagamento periodico di un corrispettivo (canone), in genere annuale, durante l arco temporale di durata della concessione. Dal 2003 gli aggiornamenti del canone demaniale per derivazione d acqua avvengono autonomamente a cura delle Regioni (o Province, se delegate), in virtù del trasferimento delle competenze sul demanio idrico dallo Stato agli Enti Locali, intervenuto a fronte della L. 59/97 e del relativo D.Lgs. 112/98 di attuazione. Va aggiunto che il D.Lgs. 152/2006 (Testo Unico dell Ambiente), che ha abrogato la L. 36/1994, al comma 3 dell art. 154 prescrive che i criteri per l adeguamento, da parte delle Regioni, della misura dei canoni demaniali per gli usi dell acqua debbano essere indicati dal Governo tramite decreto interministeriale, ma tale dispositivo di legge è stato finora disatteso. La misura unitaria, o tariffa, del canone demaniale idroelettrico nel 2010, varia da un massimo di 34,98 /kw di potenza nominale media di concessione ad un minimo di 12,21 /kw. La tendenza graduale delle Regioni/Province è comunque quella di attestarsi fra i 20 e i 30 /kw e di diversificare anche le tariffe in base a determinate caratteristiche degli impianti interessati, diverse da una Regione/Provincia e l altra. Per alcune concessioni, ai sensi delle leggi succedutesi nel tempo, i concessionari sono tenuti a corrispondere a comuni e province anche alcuni tipi di sovraccanone, un corrispettivo dovuto in cambio della sottrazione al territorio degli enti locali stessi della possibilità di utilizzazione di un bene. I sovraccanoni a favore di comuni e province Rivieraschi sono stati istituiti con l art. 53 del R.D. 1775/33, come modificato dall art.1 della legge 4 dicembre 1956 n23 I sovraccanoni a favore dei comuni o consorzi di comuni facenti parte di bacini imbriferi montani, cosiddetti BIM, sono stati istituiti con legge 27 dicembre 1953 n.959. Le tariffe dei sovraccanoni sono ancora aggiornate ogni biennio, con decreto del Direttore dell Agenzia del Demanio (i rivieraschi) e del Ministro dell Ambiente e della tutela del territorio e del mare (i montani) che devono essere emanati entro il 30 novembre dell anno precedente alla decorrenza di ogni biennio. Tab. 1 - Tariffe Canone demaniale uso idroelettrico e Sovraccanoni BIM e Rivierasco (*) Anno DEMANIALE BIM RIVIERASCO Lire Euro Aumento % Lire Euro Aumento % Lire Euro Aumento % 1980 L = 0, L = 2, L = 0, L = 5, ,00 L = 2, L = 0, L = 5, L = 3, ,49 L = 0, , L = 5, L = 3, L = 0, L = 5, L = 4, ,70 L = 1, , L = 5, L = 4, L = 1, L = 5, L = 4, ,29 L = 1, , L = 5, L = 4, L = 1, L = 5, L = 5, ,69 L = 1, , L = 5, L = 5, L = 1, L = 8, ,00 L = 6, ,90 L = 1, , L = 8, L = 6, L = 1, L = 8, L = 6, ,70 L = 1, , L = 8, L = 6, L = 1, L = 10, ,00 L = 7,4995 9,50 L = 1,9992 9, L = 10, L = 7, L = 1, L = 10, L = 8,2344 9,80 L = 2,1949 9, L = 10,8347 2,50 L = 8, L = 2, L = 11,0300 1,80 L = 8,6130 4,60 L = 2,2957 4, L = 11,1952 1,50 L = 8, L = 2, L = 11,3295 1,20 L = 8,9146 3,50 L = 2,3762 3, L = 11,5222 1,70 L = 8, L = 2, L = 11,6600 1,20 L = 13, ,83 L = 3, , L = 18, ,46 L = 4, , L = 18,9000 5,00 L = 4,7300 5, L = 18, L = 4, L = 19,6200 3,81 L = 4,9100 3, L = 19, L = 4, L = 20,3500 3,72 L = 5,0900 3, L = 20, L = 5, L = 21,0800 3,59 L = 5,2700 3, L = 28, ,83 L = 7, ,83 N.B. Nel 2010 sono state istituite due tariffe diverse per ciascun sovraccanone BIM e Rivierasco. (*) Tariffe valide su tutto il territorio nazionale; per il canone demaniale solo fino al 2002, tranne per le Province Autonome di Trento e Bolzano. 2324 Fig. 7 Variazione temporale dei canoni fra il 1980 e il 2010 Un impianto da 1 MW di potenza nominale media paga quindi circa ogni anno. Con riferimento alla provincia di Sondrio, per esempio, la filiera idroelettrica, con 650 MW di potenza media installata, versa circa ogni anno e la maggior parte dell importo va ai comuni. APER (Associazione Produttori Energia da Fonti Rinnovabili) riporta che, secondo una stima della Federbim (Federazione Nazionale dei Consorzi di Bacino Imbrifero Montano), il gettito incassato dai BIM nell anno 2005 ammonta a circa Si tratta di una cifra notevole, soprattutto se paragonata con quelle dei bilanci comunali delle piccole municipalità montane. In una situazione economica in cui gli enti locali si vedono progressivamente ridurre i trasferimenti statali a sostegno delle attività di erogazione di servizi sociali e d infrastrutture del territorio, la presenza d impianti idroelettrici può quindi rappresentare per le comunità 2425 locali un opportunità di sviluppo sociale basata sullo sfruttamento sostenibile di una risorsa naturale. Le iniziative finanziate con questi contributi devono quindi essere adeguatamente pubblicizzate: è necessario che il cittadino conosca l utilizzo che è fatto di questi soldi e sappia che questi sono benefit derivanti dalla presenza di un impianto. I proventi potrebbero essere impiegati in strutture per la formazione professionale, nella gestione di consultori medici, nella realizzazione e gestione di attività socio culturali e sportive, ecc. Dare maggiore pubblicità alle iniziative a favore dei residenti, derivanti dall impiego di questi introiti, potrebbe contribuire a fare accettare meglio gli impianti sul territorio. Coloro che sono lontani dall impianto devono avere ben chiari gli scopi dell iniziativa, che è utile perché contribuisce a garantire loro la fornitura d energia contenendo le emissioni in atmosfera. Un esempio importante d insediamento, che ha avuto nella presenza di un grande invaso a scopo idroelettrico e irriguo il motore per lo sviluppo economico di una vasta area, è quello del bacino del Serre Ponçon, nella valle della Durance nei pressi di Embrun, in Francia. Si tratta del secondo bacino in Europa per ampiezza, con un invaso di m 3. In questo caso il grande sviluppo economico della zona è dovuto alla presenza del lago e alla volontà delle autorità e delle popolazioni locali di sfruttare l opportunità. Fig. 8 - Vista del Lago di Serre Ponçon (Francia): ieri, a costruzione appena terminata, e oggi. Nella zona sono sorte numerose strutture alberghiere e fioriscono le attività legate allo sfruttamento turistico ricreativo del lago, con conseguente impiego stabile di numerose persone. 2526 È ovvio che queste opportunità debbano contemperarsi con le necessità dettate dalla stagione irrigua o dalla produzione d energia, che richiedono l uso dell acqua invasata in un periodo che coincide generalmente colla stagione turistica. Sarà quindi necessario concordare a priori un protocollo che regoli l uso della risorsa. 7. Il controllo della sicurezza È importante anche dare un adeguata pubblicità alla gestione e al controllo della sicurezza dell invaso, con dati semplici e comprensibili, collegati in tempo reale alla strumentazione in diga, dimostrando, come avviene nella realtà, che l opera è sempre seguita. È pure importante spiegare in modo adeguato l effetto benefico dato dalla presenza dello sbarramento sul contenimento delle piene a valle: spesso si legge di dighe che danneggiano la valle sottostante perché, durante un evento di piena, sono stati aperti gli scarichi. La presenza dello sbarramento, se correttamente esercito, è invece sempre positiva per la limitazione dell entità dell onda di piena in arrivo. Fig. 9 Effetto di laminazione: la portata uscente e sempre minore portata entrante. 2627 Tutti i dati, sia di beneficio ambientale, sia energetico, dovrebbero essere evidenziati in appositi siti, posti nei pressi della diga, come accade per gli impianti che sfruttano altre fonti rinnovabili. Per le dighe a uso irriguo dovrebbe essere evidenziata la superficie agraria servita e la maggiore quantità di colture prodotte grazie alla presenza dello sbarramento. Analoghe considerazioni possono essere fatte per i serbatoi a uso potabile. Un esempio italiano, concreto, di realizzazione di quanto sopraddetto si ha nella gestione della diga di Ridracoli della Società Romagna Acque. Fig. 10 La diga di Ridracoli in Emilia Romagna (Fonte: Google Earth). Il serbatoio ha lo scopo di fornire acqua potabile alla Riviera Romagnola ma serve al contempo per produrre energia elettrica e, nell area circostante il bacino, la risorsa è sfruttata per il turismo locale. Gli abitanti della valle sottostante sono poi costantemente informati dello stato dell opera. Questo è un buon esempio di gestione plurima della risorsa acqua. 2728 8. Ritorno energetico dell investimento Dighe ed energia elettrica Dobbiamo osservare che, oltre al bilancio economico, esiste anche un bilancio energetico che dovrebbe essere sempre considerato per valutare la bontà di un investimento, in termini globali, per la società in cui viviamo. E utile, a questo proposito, introdurre il concetto di EROEI, cioè il ritorno energetico sull investimento energetico (Energy Returned On Energy Invested). Questo indice, che non ha nessuna base finanziaria, evidenzia quale sia il ritorno, in termini di bilancio energetico, di un impianto di produzione d energia. Non esiste, infatti, attività umana esente dal consumo di una qualche forma d energia. Costruire una qualsiasi centrale di produzione energetica, richiede a sua volta l investimento di una certa quantità d energia. EROEI = (Energia ricavata+energia spesa) / Energia spesa Dobbiamo, infatti, utilizzare una determinata quantità di energia per costruire un impianto di produzione energetica, quindi anche di un idroelettrico asservito a una diga, sia in termini di energia diretta spesa per il funzionamento delle macchine durante i lavori, sia indiretta per la produzione del cemento, dei macchinari idraulici, delle condotte, ecc. Secondo la Soc. Holcim, produttore svizzero, per ogni tonnellata di cemento prodotta si liberano circa 680 kg di CO2. Dati medi indicano che per produrre una tonnellata di acciaio si liberano circa 120 kg di CO2. L ordine di grandezza delle emissioni per i trasporti è maggiore di 100 g/km*t. Analogamente dobbiamo sopportare un costo energetico per produrre e installare e, a fine vita, smaltire i generatori eolici, gli impianti delle centrali termiche o nucleari e dei pannelli fotovoltaici. Dalle valutazioni fatte da diversi esperti, si ricava che gli impianti che hanno un valore medio di EROEI pari a 50, uno dei massimi, sono gli impianti idroelettrici. Gli impianti fotovoltaici o eolici hanno valori medi di 10 e di 20 rispettivamente, quindi sono meno convenienti sotto l aspetto energetico. Secondo dati dell Università di Bologna, per esempio, i moduli fotovoltaici devono funzionare circa da 3 a 5 anni per recuperare l energia impiegata nella loro costruzione. I moduli a silicio policristallino richiedono, infatti, l impiego da 5 a 7 MWh di energia per ogni 2829 kw di potenza di picco installata. Il funzionamento a piena potenza necessario per recuperare l energia spesa per la sola costruzione del pannello è di circa ore: in Italia, infatti, le ore di sole pieno sono circa /anno, secondo le aree geografiche. Con l'ausilio dell'eroei è dunque possibile comparare efficacemente fonti energetiche diversissime fra loro, dalla semplice legna da ardere (biomassa) fino al solare fotovoltaico. I valori stimati dell indice EROEI delle principali fonti energetiche sono stati raccolti da Aspo Italia (Association for the Study of Peak Oil). Da questi dati, che hanno una certa dispersione a seconda dell autore, appare comunque evidente che gli impianti che danno il maggiore ritorno in termini energetici sono quelli idroelettrici. Di seguito si allega una tabella che riporta una valutazione globale dell efficienza energetica, considerando i costi di gestione e di costruzione, definita come Payback Ratio, che rappresenta il rapporto tra l energia prodotta durante la vita utile dell impianto rapportata all energia richiesta per costruire e mantenere in esercizio l impianto stesso. Le centrali idroelettriche hanno il rapporto migliore Nel corso della vita operativa esse possono produrre più di 200 volte l energia richiesta per la loro costruzione e il loro esercizio. Fig.11: Energy pay back ratio - Comparazione tra differenti tipologie di impianti. 2930 9. Ruolo della produzione idroelettrica nel soddisfacimento della domanda energetica italiana. L uso della risorsa acqua, lo afferma anche la legislazione vigente (Legge Galli), deve dare la precedenza all utilizzo per le necessità umane, seguito da quello per soddisfare le necessità dell irrigazione e, infine, da quello industriale che corrisponde, essenzialmente alla produzione di energia idroelettrica. Gli utilizzi per uso potabile e irriguo sono evidenti e immediati, è opportuno invece, suggerire alcune precisazioni sull utilizzo dell acqua ai fini della produzione idroelettrica che, come già detto, rappresenta una parte non trascurabile nel soddisfacimento della domanda energetica della nazione Italia. Come si osserva nella figura sottostante, il totale dell energia richiesta dal sistema Italia nel 2007 è stato (fonte GSE) pari a 339,9 TWh a fronte di consumi per perdite di rete pari a 21,0 TWh. La situazione è sostanzialmente costante anche negli anni successivi, con una evidente flessione dei consumi dovuta alla crisi economica. La produzione idroelettrica rappresenta una parte non trascurabile Fonte: GSE Fig. 12 Diagramma a blocchi del bilancio elettrico nazionale anno 2007 (Fonte: GSE). 3031 La produzione idroelettrica è stata pari al 9,5% di tutta l energia richiesta dalla rete, compresa la quantità importata. A questi devono essere aggiunti i 5,7 TWh, pari all 1,7% del totale, forniti dagli impianti di pompaggio, energia questa esclusivamente spostata nel tempo con contemporaneo saldo negativo di bilancio energetico per il sommarsi alle perdite per rendimento in fase di produzione anche quelle in fase di pompaggio. Il bilancio economico è invece positivo, per la diversa valorizzazione dell energia secondo le ore della giornata. La produzione idroelettrica, per complessivi 32,3 TWh, deve poi essere ulteriormente suddivisa (si veda il diagramma seguente) secondo la sua provenienza cioè da serbatoio, da bacino oppure da acqua fluente. Questa suddivisione corrisponde anche al diverso valore commerciale e tecnico, inteso come capacità di sostegno della rete elettrica. Fig. 13 Andamento della produzione idrica rinnovabile idroelettrica, divisa per tipologie di impianto (Fonte: GSE). 3132 Come indicato nella figura sottostante (fonte GSE), nell ambito della produzione complessiva da fonte rinnovabile, quella idroelettrica rappresenta il 67% del totale. In Italia è quindi la parte assolutamente preponderante. Fig. 14 Andamento della produzione di energia lorda da fonte rinnovabile in Italia dal 1994 al 2007 (Fonte: GSE). Il ruolo della produzione idroelettrica nel soddisfacimento della domanda energetica è di due tipologie diverse, secondo le modalità di alimentazione degli impianti. Abbiamo avuto nell anno 2007, infatti, il 46% della produzione idroelettrica fatta con impianti ad acqua fluente. Questa forma di produzione è legata alla presenza d acqua nei corsi d acqua e pertanto ha andamento fortemente stagionale. Al nord Italia, che presenta bacini con quote medie più alte, c è un picco di produzione corrispondente al periodo di 3233 scioglimento delle nevi, che va da maggio a luglio. Bacini di tipo appenninico hanno invece tendenzialmente due picchi di produzione, corrispondenti agli apporti di pioggia primaverili e autunnali. La parte restante della produzione, il 56% nell anno 2007, proviene da centrali alimentate da bacini o da serbatoi. 10. Il potenziale idroelettrico in italia Il potenziale idroelettrico, che ancora resta da sfruttare in Italia, è il risultato della differenza tra il potenziale massimo teorico, cui devono essere sottratti i DMV, gli attuali usi diversi dell acqua e, ancora, le barriere tecnologiche e normative. GWh/anno Fig. 15 Producibilità idroelettrica massima determinata per i vari bacini idrografici del territorio nazionale (Fonte: RSE). Secondo RSE, il DMV, se applicato in modo indiscriminato in tutte le Regioni, potrebbe portare a una perdita del 25% della produzione idroelettrica dell anno Poiché la 3334 produzione in quell anno è stata di MWh, la perdita potrebbe essere di circa MWh, pari a circa tonnellate di CO2 in più emesse in atmosfera, prendendo a base il dato IEA che stima per l Italia un valore medio di 0,388 kg di CO2 per ogni kwh prodotto. E necessario quindi che i rilasci per il Deflusso Minimo Vitale siano attentamente valutati con il metodo sperimentale e non stabiliti con riferimento a semplici formule matematiche, valide per tutti i bacini. Nello schema sotto riportato è rappresentato il processo di riduzione che subisce il potenziale elettrico, dal valore massimo teorico a quello effettivamente utilizzabile. Potenziale Idroelettrico Massimo - Attuali usi barriere dell acqua e DMV Potenziale Idroelettrico Residuo Potenziale Idroelettrico effettivo - barriere tecnologiche economiche e normative Fig. 16 Processo di riduzione subito dal potenziale elettrico (FONTE: RSE). L applicazione del DMV porta inevitabilmente a una diminuzione della produzione, come appare nella tabella 3: Tab. 3 Perdita della produzione per applicazione del DMV in alcune regioni italiane. (Fonte RSE). Regione Perdita per DMV Perdita (GWh/anno) percentuale (%) Lombardia Valle d'aosta Emilia Romagna ,5-9,1-16,5-8,6 La tabella raccoglie i possibili effetti prodotti dall applicazione del DMV in alcune Regioni italiane. (Fonte RSE). Ancora più attentamente deve essere valutato l obbligo di rilascio dai serbatoi: questa energia ha, infatti, un valore intrinseco maggiore, essendo disponibile in ogni momento essa sia necessaria. A questo proposito, occorre ben ponderare quale sia la reale utilità di 3435 un rilascio fatto da una diga quando immediatamente a valle della stessa, il bacino imbrifero non sotteso fornisce già una portata sufficiente alla vita dell alveo. 11. La taglia degli impianti e la loro capacita produttiva Un cenno merita anche la considerazione, peraltro ovvia, che la produzione ottenibile da un impianto idroelettrico è legata alla potenzialità dell impianto stesso. Dalla tabella sottostante, di fonte GSE, che riporta la produzione degli impianti in funzione della loro taglia, si ricava che gli impianti di piccola potenza hanno un incidenza molto limitata sulla produzione totale. Tab 4 Produzione lorda degli impianti alimentati con fonti rinnovabili (Fonte: RSE). La percentuale numerica degli impianti qualificati in esercizio di piccola taglia è cresciuta fino al 60%, anche se la loro potenza, 371 MW distribuita su 1800 impianti, rappresenta solo il 3% del totale ( MW). (Fonte GSE 2009). 3536 Fig. 17 Evoluzione della potenza installata e del numero degli impianti idroelettrici in Italia dal 1997 al 2008 (Fonte: GSE). Il GSE rileva che il parco impianti idroelettrici non ha subito, in termini di potenza, variazioni rilevanti. Gli impianti di potenza maggiore di 10 MW rappresentano sempre circa l 86% della potenza installata totale, gli impianti nella classe 1-10 MW circa l 11% e infine gli impianti più piccoli circa il 3%. Costruire piccoli impianti non modifica sensibilmente il quadro energetico nazionale. E questo un elemento che non può essere trascurato e dimostra l importanza di sviluppare, ove ancora possibile, impianti che abbiano una potenza elevata perché possano avere incidenza sensibile sulla produzione. Se volessimo, per pura ipotesi, rispettare le previsioni, riportate nelle tabelle sottostanti, che sono l impegno sottoscritto dalla nostra Nazione con l Europa, solo con nuovi piccoli impianti da 1 MW, questo vorrebbe dire localizzare e realizzare circa impianti in una decina di anni. 3637 Tab.5 Position Paper presentato dall Italia all UE. (Fonte: RSE) Fonti Rinnovabili Dati 2008 Stima potenziale sfruttabile al 2020 Potenza Energia Potenza Energia MW TWh MW TWh Idraulica , ,15 Eolica , ,60 Biomasse e Biogas , ,50 Geotermica 711 5, ,73 Solare 340 0, ,20 Moto Ondoso e Maree 0 0, ,00 Totale , ,18 L osservazione fatta non vuole in alcun modo negare l utilità dei piccoli impianti, vuole semplicemente evidenziare la loro reale incidenza sulla produzione totale in un momento nel quale l indirizzo generale, in molti paesi, sembra quello di promuovere solo la realizzazione d impianti di piccola potenza, trascurando quelli, ancora possibili, di potenza maggiore. 12. Ruolo delle dighe nella produzione idroelettrica e nella gestione della rete elettrica Il consumo dell energia elettrica segue i cicli delle attività umane. In certi periodi dell anno e in certe ore della giornata, la richiesta di energia subisce delle impennate. Nei fine settimana la domanda diminuisce; anche a livello giornaliero, avvengono picchi di domanda, coincidenti con le ore di avvio e di punta delle attività produttive. Le punte di domanda superano ormai i megawatt, sia durante la stagione invernale, sia durante la stagione estiva. Ricordiamo ancora che per produrre 1 kwh elettrico si brucia, a seconda del ciclo termico, l equivalente di circa 2,0 2,56 kwh sotto forma di combustibili fossili, i quali emettono in atmosfera circa 0,53 kg di anidride carbonica. Lo share del fabbisogno nazionale, secondo dati del Ministero delle attività produttive, per l anno 2010 prevedeva una necessità di circa 3738 210 Mtep. E facile immaginare la corrispondente quantità d anidride carbonica emessa in atmosfera per soddisfare questa esigenza ed anche l utilità di qualsiasi forma possibile di risparmio energetico. Fig. 18 Evoluzione prevista del fabbisogno energetico per fonte. Come già detto, l energia non si può accumulare e deve essere prodotta seguendo la domanda. In sintesi, se manca l equilibrio tra potenza immessa in rete (Pi) e potenza utilizzata (Pu), si hanno delle variazioni di frequenza in rete. Se Pi > Pu, la frequenza aumenta; se Pi < Pu, la frequenza diminuisce. Poiché le apparecchiature elettriche sono costruite per funzionare a frequenza costante, in Europa 50 Hz, la frequenza deve rimanere costante. Entrano allora in funzione i gruppi di generazione di regolazione primaria, che devono perciò disporre, al momento del disservizio, di un adeguata riserva di capacità di regolazione. Se queste variazioni non sono troppo elevate, essi ristabiliscono l equilibrio sulla rete. Deve poi intervenire la regolazione secondaria per ristabilire la frequenza di programma, che consente di far transitare in rete la necessaria potenza di programma. Infine la regolazione terziaria che ripristina le riserve di regolazione secondaria dei vari gruppi. Se il deficit di potenza è troppo elevato, si distaccano dei carichi prefissati. Qualora il deficit permanga, l abbassamento di frequenza diviene tale da superare il 5%, scendendo sotto il valore di 47,5 Hertz, le centrali termiche, che sono 38 Vedere altro
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References: art. 154
 art. 53
 art.1
 art. 18
 Art. 1
 art.17
 Art. 01
 Art. 01