LUOGHI COMUNI SULL'ENERGIEWENDE
O delle bufale nucleo-fossili sulla transizione energetica tedesca che tracimano giù nel Bel Paese
In Italia è diffusa l'opinione che la Germania abbia fallito la sua transizione alle rinnovabili, l'Energiewende. Secondo i critici quel paese avrebbe speso in sussidi ingentissime risorse rispetto all'elettricità verde ottenuta, i suoi cittadini avrebbero bollette alte con limitati benefici ambientali, e non potrebbe procedere nella de-carbonizzazione per l'elevato fabbisogno di accumuli elettrici che le rinnovabili necessiterebbero. Questa opinione viene presentata come evidenza in base ad una serie di dati che ad un pubblico generalista possono sembrare inoppugnabili ma che sono invece fuorvianti. Tre sono le principali fonti di confusione in materia:
sussidi nominali vs sussidi reali;
prezzi vs costi per tipo di utenza;
dimensionamento limite vs dimensionamento ottimale degli accumuli elettrici.
Questo articolo è una guida al disvelamento di indicatori economico-energetici che risultano spesso impiegati fuori contesto. Viene trattato il caso tedesco, ma alcune considerazioni hanno una valenza più generale.
Sussidi nominali versus sussidi reali
L'informazione generalista è solita riportare l'ammontare dei sussidi alle rinnovabili in base al loro valore nominale, che deriva dalla differenza tra la tariffa T riconosciuta ai produttori di elettricità rinnovabile e il prezzo P che si è formato sul mercato elettrico. La somma di queste differenze tra T e P per ogni produttore rinnovabile e per ogni ora dell'anno, dato che il prezzo varia nel tempo, e pesata per le quantità di elettricità prodotta, è il sussidio nominale S. Questo semplice calcolo, pur necessario per una prima valutazione, offusca un aspetto fondamentale. Rinnovabili elettriche come il fotovoltaico e l'eolico hanno un costo marginale trascurabile. Quando queste fonti sono disponibili vanno a comporre la parte iniziale, quella a prezzo minore, della curva dell'offerta che si forma sul mercato elettrico. Il prezzo complessivo P deriva dall'incrocio tra questa curva di offerta con una domanda sostanzialmente rigida nel periodo dello scambio. La parte finale della curva dell'offerta è quella a prezzo maggiore, perché è composta da elettricità prodotta a costi marginali alti, come per esempio quella delle turbine a ciclo semplice alimentate a gas oppure da impianti ad olio combustibile. Maggiore è la presenza nello scambio di elettricità a costo marginale nullo o basso e più è probabile che il mercato determini un prezzo minore. Le rinnovabili possono quindi abbassare il prezzo che si viene a determinare rispetto al caso di una loro assenza. Questo fenomeno è conosciuto come merit order effect. Paradossalmente, più le rinnovabili hanno successo nello spingere in basso il prezzo del mercato e maggiore è il valore del sussidio nominale. Pertanto, se si vuole stimare non il sussidio nominale S, ma quello reale, che chiamiamo S’, occorre simulare uno scenario contro-fattuale, di assenza delle rinnovabili, per determinare quello che sarebbe stato il prezzo sul mercato elettrico in assenza delle rinnovabili. Chiamiamo P’ questo prezzo simulato che per le ipotesi non può che essere uguale o minore di P. La differenza tra P e P’ induce un risparmio per tutta l'elettricità scambiata sul mercato in quel momento, quindi anche piccole differenze tra i due valori inducono notevoli risparmi. La somma di questi risparmi su tutte le ore dell'anno determina il risparmio per effetto del merit order che indichiamo con R. Il sussidio reale si calcola in base alla differenza tra S e R. Nel caso in cui questa differenza è negativa siamo in presenza non di un sussidio ma di un beneficio per gli utenti del servizio elettrico. Un esempio di calcolo è riportato nella scheda di Fig. 1.
Per la Germania due articoli scientifici pubblicati su Renewable and Sustainable Energy Reviews forniscono delle stime dei risparmi da merit order effect per rinnovabili negli anni del periodo 2011—2018 (Dillig, Jung, and Karl 2016; Kolb et al. 2020). Queste stime sono riportate nella Tab. 1.
Negli otto anni considerati a fronte di un sussidio nominale di 158,6 mld€ per le rinnovabili in Germania queste hanno indotto nel mercato elettrico un risparmio di 227,3 mld€. Un beneficio pari 68,8 mld€ per gli utenti del servizio elettrico è pertanto il risultato di questo schema di incentivazione. È quindi metodologicamente sbagliato—errore commesso da molti commentatori—stilare un bilancio costi-benefici per il supporto alle rinnovabili elettriche calcolando come benefici solo la monetizzazione delle riduzioni dell'inquinamento atmosferico, delle emissioni climalteranti e delle altre esternalità socio-ambientali delle fonti energetiche tradizionali sostituite dalle rinnovabili. Il bilancio costi-benefici del sostegno alle rinnovabili elettriche in Germania è risultato essere già vantaggioso nel decennio passato anche solo per l'effetto calmierante di queste fonti sul mercato elettrico. Questo bilancio non può che essere ancora più vantaggioso in questo decennio caratterizzato dal ricatto geopolitico di Putin sul gas, che aumenta il costo marginale di questa fonte per il ricorso a più costose importazioni di gas liquefatto, e dalla drastica riduzione dei costi di solare ed eolico. Ricordiamo, inoltre, che l'Energiewende ha avuto riverberi globali perché ha operato da innesco all'esponenziale riduzione dei costi dell'eolico e del fotovoltaico.
Prezzi versus costi per tipo di utenza
Come prova di un aggravio delle bollette elettriche causato dalle rinnovabili viene usualmente riportato il confronto tra il prezzo medio al kWh delle utenze domestiche in Germania rispetto ad altri paesi europei. Questo confronto è incompleto per i seguenti tre motivi discussi nel seguito:
include componenti fiscali che dipendono da scelte nazionali su politiche diverse da quelle energetiche;
non parametrizza rispetto al reddito;
non considera diverse strutture di consumo elettrico.
A) Le componenti fiscali sull'elettricità rispondono a diverse scelte. Una particolare differenza tra i diversi schemi tariffari per le utenze tedesche rende inappropriati i semplici confronti tra paesi diversi. Le utenze industriali energivore, quelle che rappresentano il settore delle esportazioni, sono in buona parte esonerate dalla componente tariffaria di remunerazione delle rinnovabili, la componente che sommata su tutte le utenze che la sostengono determina il sussidio nominale. Queste utenze industriali rappresentavano nel 2019 il 44% della domanda elettrica in Germania, mentre le utenze domestiche costituivano il 30% della domanda. Quindi, le utenze industriali energivore godono di un beneficio economico molto maggiore del beneficio medio aggregato discusso precedentemente. Le utenze domestiche, che non godono di alcuna esenzione, rinunciano ad una corrispondente quota del beneficio medio. Questa configurazione tariffaria equivale ad un sussidio interno tra settori dell'economia tedesca, dal settore del consumo a quello dell'esportazione. Questa scelta è criticabile con diversi argomenti socio-economici, ma non è una scelta necessariamente derivata dal supporto alle rinnovabili.
B) Il costo industriale del sistema elettrico è in gran parte determinato da componenti di spesa in conto capitale e da combustibili che sono delle commodity che variano in modo globale. Pertanto, i confronti internazionali tra i costi industriali sono pertinenti. Ma i prezzi finali, particolarmente quelli alle utenze domestiche o del terziario, includono componenti di tipo fiscale (anche in base a logiche come quelle descritte nel punto A), e componenti legate alla qualità del servizio come la trasmissione e la distribuzione. Sia le componenti fiscali che quelle legate alla qualità del servizio è da attendersi che abbiano valori maggiori nei paesi a maggior reddito. Per questo motivo i confronti internazionali dei prezzi finali alle utenze domestiche dovrebbero essere corretti per le differenze di reddito tra paesi.
C) I paesi che perseguono obiettivi di efficienza energetica possono avere nella loro struttura tariffaria delle componenti per incentivare l'efficienza energetica o per scoraggiare usi a bassa efficienza del vettore elettrico, come per esempio gli usi termici per effetto Joule. Questi aggravi di costo sul singolo kWh sono compensati da una struttura di consumo meno inefficiente, cioè da un minore consumo medio in termini di kWh per anno e per famiglia.
La combinazione dei motivi B e C richiede che nel confronto tra bollette domestiche di paesi diversi si calcoli l'incidenza rispetto al reddito del consumo elettrico medio, e non semplicisticamente del kWh. Quando queste correzioni vengono effettuate si può osservare, Fig.2, come l'incidenza rispetto al reddito della bolletta elettrica media per le utenze domestiche in Germania, pari al 3,3%, sia uguale a quella della media europea.
Ciò avviene nonostante il sussidio incrociato discusso al punto A verso le utenze industriali energivore, che, come si può apprezzare dalla Fig.3, hanno beneficiato di prezzi netti bassi. Queste considerazioni potrebbero giustificare una critica al regime tariffario tedesco sulla base di argomenti distributivi, ma non avvalorano quello che rimane un luogo comune: le bollette tedesche economicamente insostenibili.
Dimensionamento limite degli accumuli elettrici
Hans-Werner Sinn è un influente economista tedesco che nel 2017 ha pubblicato sulla rivista European Economic Review un articolo critico sulla transizione alle rinnovabili in Germania (Sinn 2017). Secondo questo articolo la variabilità di solare ed eolico indurrebbe scelte economicamente penalizzanti nel caso di completa de-carbonizzazione del settore elettrico basato su queste fonti. Sinn stima che rispetto alla domanda e alla producibilità di solare-eolico dell'anno 2014, in mancanza di accumuli e utilizzando le rinnovabili per sostituire le fonti tradizionali, fossili e nucleare, ben il 61% della produzione eolico-solare risulterebbe non utilizzata per lo sfasamento temporale tra domanda ed offerta. Per evitare la sovra-generazione, in uno scenario autarchico sulla sola Germania solare ed eolico non dovrebbero superare il 30% della domanda. Utilizzando le interconnessioni con altri paesi europei limitrofi e con maggiori potenziali di impianti idroelettrici a pompaggio (Norvegia, Danimarca, Svizzera, Austria), tale percentuale limite per il solare-eolico sarebbe pari al 50% della domanda totale dei cinque paesi considerati. Per lo scenario senza il ricorso alle interconnessioni, aumentare la quota di solare-eolico a circa il 70% senza indurre sovra-generazione richiederebbe accumuli per una capacità pari a circa 6 TWh. Per raggiungere l'89% di solare-eolico servirebbero accumuli per 16,3 TWh. La quota dell'89% di solare-eolico corrisponderebbe per la domanda dell'anno 2014 ad una completa de-carbonizzazione, essendo il rimanente 11% fornito da idroelettrico e biomasse, fonti programmibili.
Queste conclusioni sono state confutate in un articolo successivo, pubblicato nel 2018 sulla stessa rivista, da Alexander Zerrahn e coautori (Zerrahn, Schill, and Kemfert 2018). Secondo questi autori i dimensionamenti rinnovabili-accumuli proposti da Sinn non sono economicamente ottimali perché considerano soltanto due casi limite e alternativi: zero accumuli e quindi massima sovra-generazione, oppure zero sovra-generazione e quindi massimo volume degli accumuli. Zerrahn e coautori, utilizzando codici di ottimizzazione e dati ad accesso libero sviluppati precedentemente da università tedesche, mostrano come i costi di sistema siano lineari rispetto alla percentuale di sovra-generazione, mentre sono fortemente non-lineari rispetto a capacità e potenza degli accumuli. È pertanto economicamente razionale bilanciare tra sovra-generazione e dimensionamento degli accumuli. Con questa revisione metodologica Zerrahn e coautori concludono che gli accumuli economicamente ottimali per la Germania sono fino a due ordini di grandezza minori rispetto a quelli stimati da Sinn. Per esempio, in uno scenario senza interconnessioni solare-eolico possono contribuire per il 70% rispetto alla domanda dell'anno 2014 con accumuli pari a 0,23 TWh, ventisei volte meno di quanto stimato nel caso limite di Sinn, e con un aggravio di sovra-generazione moderato, pari al 5%. Nel modello base di Zerrahn e coautori lo scenario autarchico con l'89% di solare-eolico è possibile con accumuli pari a circa 1 TWh, sedici volte meno che nel caso limite di Sinn, ma con una sovra-generazione che diventa rilevante, pari al 22%. Zerrahn e coautori presentano anche un'estensione del loro modello base alla tecnologia power-to-x che permettebbe di ridurre significativamente la sovra-generazione a circa il 6% nello scenario autarchico basato all'89% su solare-eolico. Questa estensione al power-to-x è solo una delle varie leve che possono essere utilizzate per ridurre gli accumuli negli scenari basati al 100% su rinnovabili.
Trasposizione all'Italia dei risultati di Zerrahn e coautori
Trasponiamo all'Italia, in termini di ordini di grandezza, i risultati di Zerrahn e coautori sulle quote di solare-eolico che si possono ottenere senza interconnessioni (quindi in base ad ipotesi di caso peggiore) e senza dover fare ricorso al power-to-x. Per la Germania Zerrahn e coautori stimano che una capacità di accumulo di 0,16 TWh, pari allo 0,03% della domanda annua di quel paese, può supportare ben il 62% di solare-eolico con una sovra-generazione del 3%. Per l'Italia tale percentuale corrisponde a circa 0,1 TWh, pressoché uguale alla capacità già esistente di impianti idroelettrici a pompaggio. Tenendo conto che in Italia solare-eolico nel 2021 hanno coperto solamente il 14% della domanda, una loro espansione di un fattore quattro potrebbe essere supportata dagli accumuli esistenti, se i colli di bottiglia sulla trasmissione Nord-Sud fossero eliminati. È noto infatti che gli accumuli a pompaggio, prevalentemente presenti in zona arco alpino, sono oggi sotto-utilizzati.
Conclusioni
Il dibattito Sinn-Zerrahn visto dall'Italia appare esemplare per due motivi:
nel nostro paese i critici della transizione alle rinnovabili non pubblicano le loro valutazioni su riviste revisionate o comunque con una completa documentazione delle metodologie utilizzate;
in Italia esiste una carenza di studi accademicamente indipendenti e ad accesso libero sugli scenari energetici.
Zerrahn e coautori hanno potuto presentare le loro contro-argomentazioni sia perché avevano accesso alla metodologia pubblicata da Sinn, e sia perché hanno potuto fare leva su altre metodologie di ottimizzazione già sviluppate per il contesto tedesco.
Del dibattito tedesco qui in Italia riceviamo gli echi peggiori, i luoghi comuni sui sussidi stratosferici e le bollette insostenibili, le stime gonfiate sugli accumuli necessari. Le argomentazioni qui presentate, che sono normalmente avanzate nel dibattito tedesco e che informano il consenso in quel paese, a sud delle Alpi sembrano concetti esoterici, sconosciuti ai più. Ci si augura che i riferimenti qui discussi possano essere utili per migliorare lo stato del dibattito.
Bibliografia
Dillig, Marius, Manuel Jung, and Jürgen Karl. 2016. "The Impact of Renewables on Electricity Prices in Germany --an Estimation Based on Historic Spot Prices in the Years 2011--2013." Renewable and Sustainable Energy Reviews 57: 7--15.https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.12.003. :::
European Commission. 2020. "Study on Energy Prices, Costs and Their Impact on Industry and Households." European Commission. :::
Kolb, Sebastian, Marius Dillig, Thomas Plankenbühler, and Jürgen Karl. 2020. "The Impact of Renewables on Electricity Prices in Germany - an Update for the Years 2014--2018." Renewable and Sustainable Energy Reviews 134: 110307.https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.110307. :::
Sinn, Hans-Werner. 2017. "Buffering Volatility: A Study on the Limits of Germany's Energy Revolution." European Economic Review 99: 130--50. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.euroecorev.2017.05.007. :::
Zerrahn, Alexander, Wolf-Peter Schill, and Claudia Kemfert. 2018. "On the Economics of Electrical Storage for Variable Renewable Energy Sources." European Economic Review 108: 259--79.https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.euroecorev.2018.07.004.