Il blog di Edoardo Beltrame

Le batterie sono concorrenti dell’energia solare.

L’attività di accumulo trae profitto dall’acquisto di energia elettrica,quando è a buon mercato, e dalla sua vendita, di sera, quando quando il prezzo sale.

I sostenitori del solare sono convinti che le batterie possano risolvere il problema dell’intermittenza, ma la realtà è diversa.

Sembra più redditizio caricare le batterie di notte quando i prezzi dell’energia all’ingrosso sono più bassi.

La California, uno dei primi ad adottare l’implementazione delle batterie di rete, ha raddoppiato la capacità di stoccaggio, da 6 a 12 GW, in soli due anni.

Lo stoccaggio rappresenta ora il 25% del picco della domanda.

Tutti si aspettavano una riduzione significativa del costo dell’energia elettrica al dettaglio.

Al contrario, il costo è aumentato del 62% negli ultimi due anni, mentre la produzione solare ed eolica è rimasta ferma al 26% della produzione di energia della California dal 2021.

La linea di fondo è chiara: le batterie si finanziano attraverso l’arbitraggio energetico, indifferenti dalla fonte di produzione, la maggior parte della quale proviene dal gas, il vero beneficiario di tale situazione.

Una soluzione più economica ed efficace contro il fossile sarebbe una combinazione di energia nucleare, idroelettrica e geotermica.

Francia, Norvegia, Svezia e Islanda hanno reti più “pulite” e nessuna di esse si basa pesantemente su fonti di energia intermittenti.

Quanto tempo ci vorrà perché l’Europa riconosca che ha intrapreso la via sbagliata?

I texani sanno dove finiscono i soldi delle bollette, fino all’ultimo centesimo.

Non c’è una sigla incomprensibile come da noi e sta tutto in una pagina.

161.000 kWh costano 13.600 dollari.

3,8 centesimi di dollaro/kWh la materia prima.

Terna – Trasmissione Elettrica Rete Nazionale SpA – nasce dall’ENEL il 31 maggio 1999, a seguito del decreto Bersani.

Dopo numerose operazioni societarie la situazione ad oggi è questa é la seguente:

Dal 2010 Terna fa parte del Progetto Desertec che ha come obiettivo la produzione e la trasmissione di energia rinnovabile nelle aree del Medio Oriente e del Nordafrica per soddisfare sia il fabbisogno locale che quello europeo.^[6]

Nel 2011 modifica il proprio assetto societario costituendo una holding da cui dipendono due società operative interamente controllate: Terna Rete Italia e Terna Plus, ciascuna con proprio AD e CDA.

Nell’agosto 2014 il gruppo pubblico di Pechino, State Grid Corporation of China, entra con il 35% in CDP Reti, l’azienda controllata da Cassa Depositi e Prestiti che detiene il 30% di Snam e il 30% di Terna^[11].

Nel 2015 Terna acquisisce la rete in Alta Tensione del Gruppo Ferrovie dello Stato.^[12] 

Ha inoltre avviato la realizzazione di infrastrutture di interconnessione nazionale, quali il SA.CO.I.3 (Italia-Corsica-Sardegna),^[13] e verso l’estero, tra cui i collegamenti con il Montenegro (inaugurato nel 2019)^[14] e con l’Austria (operativo dal 2023).

Oggi Terna gestisce, tramite Terna Rete Italia, la rete di trasmissione nazionale: 75.000 Km di linee elettriche in alta tensione.

Delle attività di Terna Plus,il ramo internazionale, si legge solo che gestisce linee in Perù, Uruguay e Brasile.

Il fatturato di Terna Rete Italia si basa sul sistema tariffario stabilito dall’Autorità di Regolazione (ARERA).

Le tariffe vengono aggiornate, sempre in positivo, ogni quattro anni e vengono caricate sulle bollette dei consumatori italiani.

La costituzione di Terna è stata una privatizzazione molto “controllata” dal sistema politico, contrariamente a quanto successo nel settore delle telecomunicazioni.

La tabella che segue indica i principali dati economici dai quali si evince una crescita costante senza sbalzi.

Terna, e i suoi azionisti, risultano particolarmente tutelati, non esistendo rischi particolari tali da compromettere il sistema economico dell’azienda.

Ulteriori informazioni dai dati di bilancio:

– Oneri finanziari: 82,8 (2019) e 88,9 ( 2020)

– Finanziamenti a lungo e a breve nel 2020: 11,5 miliardi vale ( quattro volte il fatturato).

– immobili e impianti hanno un valore dichiarato di 12,7 miliardi nel 2020.

– Il valore di borsa nel gennaio 2022 è di circa 13,5 miliardi.

È evidente che Terna, società quotata in borsa, rappresenta un’anomalia ed è lecito ipotizzare che la politica ne chieda finalmente una ristrutturazione.

Il monopolio, tuttora in vigore, della trasmissione dell’energia elettrica in alta tensione, permette a Terna di distribuire dividendi in crescita programmata e certa, poiché ricavi e profitti sono garantiti da Arera.

La ristrutturazione di Terna sarebbe solo il primo tassello del processo di riforma del settore elettrico del paese che presenta ulteriori eclatanti anomalie.

La riforma dovrà essere attuata prima della scadenza della concessione.

La riforma dovrebbe inoltre per la prima volta, definire il reale ruolo del consumatore industriale.

La flessibilità, ricavabile dall’industria, porterebbe notevoli vantaggi per il sistema energetico, con conseguente minor costo per le imprese, miglioramento della competitività e consistente risparmio di CO2.

Si arriverebbe, finalmente, ad un allineamento alla Direttiva Europea 944 del 5 giugno 2019 e al regolamento europeo 943 di pari data.

“Le bollette di Portogallo e Spagna sono le più basse d’Europa grazie alle rinnovabili”

Un’affermazione clamorosamente falsa!

Spagna e Portogallo, oltre ad aver rinegoziato il prezzo del gas algerino che arriva attraverso il Marocco, nel 2022 sono riusciti a ottenere da Bruxelles, il permesso di mettere un tetto al prezzo del gas dedicato alla produzione di energia elettrica.

Il permesso entra in vigore a giugno 2022 – 40 €/MWh – fino ad aprile 2023; poi il tetto é salito per arrivare, a fine ‘23, a 65 €/MWh, data in cui la misura è terminata.

Inoltre la Spagna, nel 2022 e nel 2023, ha registrato una percentuale di energia rinnovabile prodotta inferiore a quella della Germania, che però ha registrato prezzi nettamente più alti.

A partire da gennaio 2024 l’andamento dei prezzi di Spagna e Portogallo si allinea al mercato degli altri Paesi europei non protetti da tutele.

Si può vedere un effetto della minor dipendenza dal gas da febbraio ad aprile, come in Francia, che va a nucleare.

La transizione energetica implica:

1) continuare a bruciare combustibili fossili e inquinanti, che rappresentano l’82% dell’energia globale;

2) credere che le energie rinnovabili – solare, eolico e,impropriamente, la idroelettrico – siano la migliore soluzione per cambiare.

I cinque paesi europei, con le più basse emissioni di gas serra per unità di produzione di energia elettrica, sono Norvegia, Francia, Svezia, Svizzera e Finlandia.

Tutti hanno raggiunto l’obiettivo utilizzando l’energia nucleare, quella idroelettrica o entrambi.

Al contrario, i cinque paesi che hanno più investito nel solare e nell’eolico – Germania, Danimarca, Portogallo, Spagna e Irlanda – hanno emissioni e prezzo dell’energia elettrica molto più elevati.

La ragione è che, quando cala l’oscurità, o non c’è vento, le batterie non sono assolutamente in grado di fornire l’energia necessaria.

Così i paesi “ossessionati” dal solare e dall’eolico sono costretti ad accendere le centrali a gas naturale, e tenere accese sempre quelle a carbone, aggiungendo costi, che i fans delle energie rinnovabili, più o meno inconsapevolmente, ignorano.

Solare ed eolico richiedono più di un intero sistema di generazione di backup parallelo, una ridondanza estremamente costosa che costringe gli utenti a pagare più del doppio di quanto pagherebbero per garantire l’affidabilità del sistema senza le rinnovabili.

Con l’aggravante che i frequenti arresti e avviamenti delle centrali di riserva, siano esse a gas o a carbone, presentano un rendimento peggiore e quindi consumano più combustibile a parità di energia prodotta.

Basta veder cosa succede in California, l’autoproclamatosi paradiso dell’energia verde, dove le emissioni sono in costante aumento anche se lo stato è stato tappezzato con pannelli solari e gli utenti pagano bollette energetiche astronomiche.

Terna non può conoscere il consumo nazionale perché non distribuisce energia ma la trasporta in alta e altissima tensione.

Senza essere integrate al consumo industriale, le FER diventeranno un problema di sicurezza nazionale.

È molto più semplice, per Terna, far pagare ai consumatori gli sbilanciamenti della rete: nel quarto trimestre, l’aumento dell’uplift sarà di 1,95 €/MWh.

Per garantire la sicurezza energetica, se s’incrementano le FER, si devono installare centrali a gas di backup, con relativo aumento di CO2.

Pretendere di migliorare la sicurezza con le batterie, per miliardi di euro d’investimento pagati sempre dalle bollette, è pura follia ma è un grande affare per alcuni produttori, che già le istallano con i soldi del PNRR, nei siti delle vecchie centrali termiche.

L’incremento delle FER, come si vorrebbe imporre alla Sardegna senza fare, prima, i conti, per accumulare energia elettrica, e usarla la sera, è un’altra scemenza.

Siccome in Italia c’è sole ( ma molto più sole che vento) l’ordine di scuderia sembra essere quello di produrre energia elettrica, a qualunque costo!

La Sardegna diventerebbe così solo un ottimo test su sul futuro elettrico del paese.

Attendiamo che il consumo dei distretti industriali entri nel dispacciamento, rendendo il sistema elettrico meno dipendente dalla Francia, che ci fornisce 50 TWh sui 300 che consumiamo, e dalla Cina, che produce le batterie.

Il ruolo delle Istituzioni dovrebbe essere quello di valutare il meglio per il sistema,nell’interesse della sicurezza nazionale.

Secondo Terna invece la “flessibilità industriale è una cavolata” (cit. di un funzionario di Terna)

Dovrebbe provvedere il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, che invece latita.

Negli interessi di chi?

D.M. 21 aprile 2017, n.93: contrasto con la MID e mancata tutela per certe categorie di strumenti per assente definizione dei controlli

 

• I contrasti con la MID

• Sfruttamento degli errori quando sempre a favore di una “parte” della transazione

• Mancata definizione dei controlli 

L’art. 1, comma 2 del citato D.M. 93/2017, così dispone: “Resta ferma l’esclusione dei sistemi di misura di cui all’articolo 7, comma 1, del decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135, convertito, con modificazioni, dalla legge 20 novembre 2009, n. 166”. 

La direttiva MID, ovvero la direttiva 2004/22/CE del 31 marzo 2004 è stata recepita con D.Lgs. 2 febbraio 2007, n. 22, entrato in vigore il 18 marzo 2007. In piena vigenza della direttiva in questione, il Governo con D.L. 25.9.2009, n. 135, convertito con legge 20.11.2009 n. 166, sancisce che a “al fine di semplificare gli scambi sul mercato nazionale ed internazionale del gas naturale”,i sistemi di misura del gas non sono soggetti all’applicazione della normativa di metrologia legale: in ciò però vengono poste le premesse giuridiche per il promovimento dell’ennesima procedura d’infrazione comunitaria.

E’ altresì noto che la direttiva 2004/22/CE – o MID – è stata novellata dalla direttiva 2014/32/UE del 26 febbraio 2014, avente ad oggetto aggiunte e lievi modificazioni alla direttiva 2004/22/CE: tutte aventi ad oggetto l’armonizzazione delle legislazioni degli Stati membri relative all’utilizzo degli strumenti di misura relativamente a funzioni di misura, ove lo ritengano giustificato, per motivi di interesse pubblico, sanità pubblica, sicurezza pubblica, ordine pubblico, protezione dell’ambiente, tutela dei consumatori, imposizione di tasse e di diritti e lealtà delle transazioni commerciali.

All’allegato IV, avente ad oggetto i CONTATORI DEL GAS E DISPOSITIVI DI CONVERSIONE DEL VOLUME (MI-002)sono appunto previsti i Contatori del gas qualora utilizzati perscopi di misura legali. 

Orbene, pur a voler concedere efficacia alla legge 20.11.2009, n. 166 che aveva sancito (illegittimamente) la sottrazione agli obblighi metrologici a siffatta categoria di strumenti di misura, la direttiva 2014/32/UE li aveva pertanto reintrodotti al suo Allegato IV. Per il principio giuridico della successione delle leggi nel tempo, la più “recente” abroga implicitamente leggi e/o disposizioni di legge entrate in vigore in precedenza e con essa contrastanti: ovvero la legge 20.11.2009, n. 166 deve intendersi abrogata.

La qual cosa invece è stata completamente ignorata: tant’è che con il D.M. 93/2017, è stato egualmente disposto che: “Resta ferma l’esclusione dei sistemi di misura di cui all’articolo 7, comma 1, del decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135, convertito, con modificazioni, dalla legge 20 novembre 2009, n. 166”: pertanto in violazione dei principi generali dell’ordinamento, con un mero D.M., il 93/2017 del Mi.S.E., si decreta contro la disposizione prevista nella direttiva 2014/32/UE. Chapeau.

 

 

Per dovere di conoscenza del lettore, è d’obbligo esplicitare un’altra questione fondamentale e di delicatissima ricaduta sul sistema dei Consumatori, Utenti ed Imprese.

Tra le varie direttive emanate in materia di strumenti di misura, ovvero tra la più volte citata direttiva 2004/22/CE del 31 marzo 2004 e la direttiva 2014/32/UE del 26 febbraio 2014: entrambe del Parlamento europeo e del Consiglio, è stata altresì licenziata la Direttiva 2009/137/CE della COMMISSIONE del 10 novembre 2009 che modifica la direttiva 2004/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa agli strumenti di misura per quanto riguarda lo sfruttamento degli errori massimi tollerati di cui agli allegati specifici relativi agli strumenti da MI-001 a MI-005.

In via preliminare è doveroso subito premettere che, ai fini dell’efficacia, le direttive del Parlamento europeo e del Consiglio, acquistano esecutività ed efficacia nei Paesi Membri, a mezzo dell’emanazione di adeguati atti legislativi che sono, D.P.R. o D. Lgs.vi: le direttive della Commissione sono immediatamente efficaci.

In buona sostanza, la Commissione europea, si era resa conto di farsi carico di dovere impedire che gli errori di cui sono affetti tutti gli strumenti di misura, segnatamente quelli utilizzati per l’erogazione dei servizi forniti da imprese di pubblica utilità: ovvero quelli dettagliati negli Allegati da MI-001 a M005, non favorissero sistematicamente una Parte della transazione svolta appunto con tali strumenti.

Pertanto la direttiva ha così disposto: per tutti gli strumenti di cui agli Allegati da MI-001 a MI-005, Il contatore non deve sfruttare l’errore massimo tollerato o favorire sistematicamente una delle parti.

In concreto, la Commissione all’art.2 della suaccennata direttiva così dispose: Gli Stati membri adottano e pubblicano le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alla presente direttiva anteriormente al 1o dicembre 2010. Essi comunicano immediatamente alla Commissione il testo di tali disposizioni. Non ho notizia di come il ns. Paese abbia adottato gli atti conseguenti allo scopo di rendere efficaci le suddette disposizioni emanate dalla Commissione. Ma tant’è. 

 

E qui, da ultimo, duole rimarcare la mancata definizione dei controlli previsti, in teoria, dalle disposizioni del più volte citato D.M. 93/2017: ma non ancora pubblicati.

Mentre nell’allegato IV al D.M. in parola è fissata la periodicità della verificazione degli strumenti in servizio (art.4, comma 3) fisando per ogni tipo di strumento, la periodicità, in anni, entro i quali devono essere sottoposti alla Verificazione Periodica da parte dei Laboratori accreditati, vi è una situazione da vero e proprio “Far West”, che vado di seguito ad elencare.

– Per i contatori dell’acqua (ALL. MI-001 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo); le Verifiche vengono svolte dal gestore idrico non accreditato da Accredia;

– Per i contatori di calore (ALL. MI-004 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo);

– Per i tassametri (ALL. MI-007 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo); in compenso le Verifiche periodiche vengono svolte dai Comuni che abilitano dei Laboratori di prova non accreditati da ACCREDIA;

– Per gli strumenti di misura della dimensione (ALL. MI-009della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo; 

– Per gli analizzatori dei gas di scarico (ALL. MI-010 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo; in compenso le Verifiche vengono svolte dai laboratori di taratura e prove del CSRPAD, dipendenti dal MIT; essi sono Laboratori di prova non accreditati da ACCREDIA e quindi mancanti della riferibilità metrologica; è appena il caso di aggiungere che gli analizzatori di gas di scarico costituiscono gli strumenti necessari per l’esecuzione delle prove necessarie per la Revisione Periodica degli Autoveicoli prescritte dal vigente Codice della Strada: qui i beni giuridici meritevoli di tutela sono la sicurezza e la tutela della salute pubblica.

In buona sostanza, a distanza di quasi 20 anni da quando è entrata in vigore la direttiva 2004/22/CE e s.m.i., per circa il 50% delle categorie degli strumenti compendiati, non sono state emanate le procedure per l’esecuzione della Verificazione Periodica.

Lascio alla sensibilità del lettore, ritrarne le relative considerazioni e valutazioni. Stiamo parlando di beni giuridici di natura patrimoniale, della scurezza, della salute e dell’ordine pubblico tutelati da direttive comunitarie cui l’Italia ha dato attuazione recependole solo formalmente: se non addirittura violate.

Cav. Claudio Capozza

 

Il decreto ministeriale 93/2017 del MISE stabilisce le regole per la verifica periodica, e per quella in contraddittorio in caso di contestazione, degli strumenti di misura.

Il consumatore, che chiede al suo fornitore, la verifica del contatore di energia elettrica, dovrà anticiparne le spese e questo rappresenta forse un primo ostacolo perché dissuade buona parte di quelli che rilevano il problema.

Sarebbe meglio specificare che, in funzione dell’esito della verifica, le spese verranno supportate dal soccombente.

Ma c’è una sorpresa : la verifica non si può fare perché il contatore deve essere provato “stand alone” – cioè staccato dalla rete – prova che risulta impossibile perché, una volta tolto dalla rete, il contatore va in allarme e si spegne.

Visti i tentativi di qualche distributore di effettuare la verifica sul contatore ancora installato, che dialoga con il centro operativo remoto, va denunciato un ulteriore e clamoroso baco, nella procedura di verifica, cioé la mancanza dell’esame comparativo dei due software, quello presente sul contatore con quello depositato all’atto dell’omologazione dello stesso contatore.

La prova sulle bilance, per esempio, lo prevede mentre il software dei contatori di energia elettrica può essere addirittura modificato da remoto – e può farlo solo il distributore, senza doverne rendere conto a nessuno.

Si può quindi ragionevolmente concludere che la prova del contatore é impossibile e il consumatore non é certo di pagare il giusto.

Solare ed eolico richiedono più interconnessioni per risolvere il problema dell’intermittenza di produzione.

Un problema che se non venisse risolto potrebbe rendere la rete esistente pericolosa.

Le interconnessioni erano nate proprio per condividere la potenza messa a disposizione dalle fonti di produzione affidabili – le centrali termiche degli anni ‘60 – e riducevano la necessità di potenza in eccesso, che ora il sistema richiede, per restare in equilibrio quando il sole va giù o non c’è vento.

Ciò aveva senso in quanto la disponibilità di ciascuna centrale di generazione non era necessariamente correlata alle altre, anche all’interno della stessa rete.

Ora invece stiamo applicando erroneamente questa soluzione ai “buchi” di disponibilità del solare e dell’eolico.

È molto probabile che anche le reti dei paesi limitrofi abbiano lo stesso problema perché la disponibilità di energia da fonti è la stessa.

L’analisi di Kathryn Porter sulla situazione del Regno Unito – https://lnkd.in/g8pAEMnj – evidenzia il problema.

Molti paesi dell’Europa settentrionale condividono modelli meteorologici simili, il che significa che durante i periodi di vento debole più paesi possono affrontare carenze simultanee.

Paesi come la Norvegia e la Svezia, con reti stabili basate sul nucleare e sull’idroelettrico, tendono a limitare le interconnessioni, dando priorità alla propria sicurezza energetica rispetto alle esportazioni e proteggendosi dalla volatilità delle reti afflitte da fonti intermittenti.

Con meno energia disponibile, i paesi danno priorità ai propri bisogni, spinti dal nazionalismo energetico, emanando leggi per sospendere le esportazioni di elettricità o imporre tasse.

Con il risultato che la rete comune, un tempo cooperativa, si sta frammentando,ogni nazione bada a se stessa e la promessa di una sicurezza energetica condivisa attraverso le interconnessioni sta venendo meno.

Le interconnessioni dovrebbero cioè essere uno strumento, non lo strumento.

Stanno invece diventando un pozzo per l’eccesso di produzione rinnovabile e un rubinetto durante i periodi di bassa produzione.

Affidarsi a loro rappresenta un grosso rischio in quanto sono vulnerabili ai danni causati da incidenti o sabotaggi, che possono richiedere mesi per essere riparati, compromettendo ulteriormente l’affidabilità.

Il caso dell’interconnector con la Francia ci riguarda direttamente.

Ci permettiamo di criticare le magagne del nucleare francese, dimenticando che ci fornisce sempre il 15% della domanda.

Critichiamo il carbone tedesco e dimentichiamo il nostro gas nell’Adriatico.

I sostenitori dell’energia eolica sono convinti che il vento che soffia in Italia abbia la stessa intensità di quello del mare del nord.

I sostenitori del fotovoltaico non vogliono rendersi conto che gli impianti possono produrre per 1500 ore, su 8600 in un anno e che per installare un GW di potenza fotovoltaica occorrono 2500/3000 ettari.

Per quanto riguarda i prezzi la situazione è drammatica e del tutto insostenibile.