Energia in FVG: passato presente e futuro

Con questo primo articolo vogliamo riprendere e commentare, alla luce dell’attuale crisi energetica, dati e previsioni del Piano Regionale Energia (PRE) approvato dalla Regione Friuli Venezia Giulia nel dicembre 2024 (su dati pre-covid 2021) e con validità di 5 anni al 2029.

Il PRE è un documento di 419 pagine, realizzato da Enea, che, per le difficoltà tecniche intrinseche, è solo per addetti ai lavori; è, infatti, ricco di numeri e tabelle ma che rappresentato, per la maggior parte, analisi su dati vecchi e superati dall’attuale crisi energetica. Alla fine del documento troviamo gli obbiettivi e le priorità della nostra regione fino al 2029.

Dopo aver approfondito lo studio di tale documento ne esamino alcuni punti e poi, come esperto del settore, espongo alcune considerazioni finali.

Iniziamo con l’analisi dei consumi con due tabelle: la prima è relativa agli scenari evolutivi e la seconda ai consumi di energia in FVG.

 

E’ facile evidenziare che, anche con una diminuzione di abitanti, le stime dei consumi rimangono stabili. I dati utilizzati, purtroppo, non riportano gli enormi incrementi, avvenuti dal 2022 al 2026, di produzioni green con decrescita del consumo di combustibili gassosi e combustibili solidi, fatto non certo trascurabile ma che evidenzia che le basi dello studio risultano falsate da dati di partenza che non aiutano ad analizzare un settore in grande cambiamento, questo spiega anche le errate valutazioni inerenti i piani strategici regionali di sviluppo per singole energie green.

Assegnazioni del Mase al Friuli Venezia Giulia

Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha assegnato, al Friuli Venezia Giulia, l’obiettivo di 1.960 mw di nuova potenza installata da rinnovabili entro il 2030. Ad oggi, i numeri mostrano un avanzamento significativo:

• 47 impianti autorizzati (42 fotovoltaici e 5 agrivoltaici) per 732,9 mwp complessivi;
• 36 impianti in iter autorizzativo (29 fotovoltaici e 7 agrivoltaici) per 417,7 mwp;
• totale: oltre 1.150 mwp tra autorizzati e in corso.

La distribuzione sul territorio evidenzia una forte concentrazione in provincia di Udine (939,4 mwp); seguita da Pordenone (147 mwp); Gorizia (59,4 mwp) e Trieste (4,8 mwp). in totale, i progetti coinvolgono circa 190 ettari di agrivoltaico e 488 di fotovoltaico.

Sono attualmente 11 le procedure di valutazione di impatto ambientale (via) in corso, di cui 9 di competenza statale e 2 regionali, per una potenza complessiva di 567,57 mwp.

A questi dati vanno aggiunte le utenze private favorite dalla politica degli incentivi regionali.

Definita la grande criticità di partenza (dati già largamente superati tre anni prima della scadenza del piano) proseguiamo con l’analizzare un’altra tabella.

 

La tabella evidenzia le fonti produttive di energia elettrica (sempre dati 2021). Come si può vedere i pesi dell’energia idroelettrica e di quella fotovoltaica erano, in regione, nel 2021, comparabili.  Oggi le condizioni si sono capovolte con un potenziale di fotovoltaico di 2.000 gwh su base annua che a consumo invariato (vedi punto sopra riportato), dovrebbe causare una riduzione di 2000 gwh della produzione termoelettrica tradizionale che però, vista la inesistente politica obbligatoria di abbinare produzione a stoccaggio, non viene valorizzata perché la gestione dell’energia, come si sa, non è regionale ma nazionale.

La produzione idroelettrica, invece, rimane stabile per due motivi non trascurabili: il primo è dovuto al tasso di utilizzo delle grandi derivazioni idroelettriche (Somplago, Meduna, Barcis ) che, per diversi motivi, lavorano a regime ridotto (Somplago lavora solo per coprire le punte di carico della rete, Meduno ha una concessione scaduta con minima manutenzione e produzione compromessa senza certezza di futuro; a Barcis, invece, il bacino è completamente riempito di ghiaia e con zero investimenti per lo sghiaiamento). Qui entra in gioco una seconda considerazione del PRE che dà una visione deformata della realtà produttiva della nostra regione e che andiamo ad esaminare:

Da quanto scritto nel PRE, si ricava che il settore idroelettrico risulterebbe già ad un elevato grado di sfruttamento. Questa interpretazione fa comodo alla politica che non deve così investire in un settore, a loro dire, “già al massimo della capacità produttiva”. In realtà si potrebbe aumentare la produzione di oltre il 20% investendo in:

• contratti di concessione sicuri e a lungo termine che permettano i giusti investimenti per efficientare gli impianti con nuove tecnologie;
• vincolare le grandi derivazioni ad un regime minimo di funzionamento settimanale obbligandole alla massima produzione continua possibile;
• prevedere bacini a valle che permettano, con delle pompe, il rinvio a monte dell’acqua nelle ore a bassa richiesta di carico per riutilizzarla nei momenti di massima richiesta (stoccaggio idroelettrico).

Se queste azioni venissero finanziate (raccogliendo, magari, dai fondi a pioggia distribuiti nel settore fotovoltaico o da una quota del demanio idrico) permetterebbero di produrre ulteriori 600 Gwh di energia green e rinnovabile, pari al consumo medio di 220.000 famiglie!

Alla domanda “perché aumentare la produzione idroelettrica?” si deve rispondere: “per offrire al territorio della montagna quell’energia a basso costo che consenta un vero e concreto sostegno alle piccole comunità alpine contro lo spopolamento e la crisi economica”.

E qui va inserito il principio della regionalizzazione della produzione e consumo energetico nella nostra regione che andrebbe inserito nella revisione dello statuto regionale.

Se vogliamo limitare la dipendenza energetica dai grandi centri di produzione nazionali e internazionali, dobbiamo essere capaci di produrre localmente quello che consumiamo, distribuendolo con reti intelligenti (smart grids) e comunità energetiche rinnovabili (CER) che coinvolgano pubblico, privato civile, artigiano, agricolo e commerciale. Rimarrebbe escluso solo il settore della grande industria dove la transizione dipende dalle scelte di pochi operatori e deve orientarsi nel lungo periodo confrontandosi anche con la spietata legge della finanza.

In conclusione desidero analizzare un altro settore energetico potenzialmente decisivo per la regione ma trascurato se non evitato dal PRE: l’apporto degli impianti geotermici a bassa ed alta entalpia (che mi riservo di approfondire in un successivo articolo). Per la verità, il tema della media entalpia, è stato parzialmente presentato nella parte descrittiva del PRE ma per la alta entalpia si è rimandata qualsiasi decisione per cui oggi, a 3 anni dalla approvazione del PRE, non sono stati affidati incarichi di studio né sono emerse proposte specifiche. Per quanto riguarda la bassa entalpia, riportiamo di seguito le previsioni in materia del PRE che, a due anni dalla sua elaborazione, sono completamente inattendibili a causa del crollo dei prezzi delle pompe di calore e degli impianti accessori. Oggi i costi si sono ridotti del 50% rendendo molto interessante l’investimento per tutti gli edifici pubblici della media e bassa pianura friulana. Per il settore della alta entalpia un approfondimento è sicuramente indispensabile in quanto, nella bassa friulana, ci sono siti dove, a 4000 metri di profondità, si trova acqua a 150° c che potrebbe alimentare una turbina di superfice per 24 ore al giorno per 365 giorni all’anno e sostituire la base delle potenze oggi generate dalle turbine a gas.

Conclusioni

Abbiamo evidenziato che la regione ha approvato un piano energetico regionale basato su dati del 2021 rendendo le conclusioni e le decisioni di piano del tutto inadeguate rispetto alla grave crisi energetica in atto.

Relativamente alle energie rinnovabili, una osservazione merita di essere fatta: la transizione energetica non si può fare finanziando produzioni green dominate dai soli pannelli fotovoltaici ma ottimizzando tutte le forme disponibili di energia rinnovabile come solare, eolico, geotermico, idroelettrico, idrogeno e investendo risorse per lo sviluppo in tutti i settori citati.

Inoltre, come si è evidenziato nell’articolo, ci si è dimenticati del geotermico ad alta entalpia ignorando che, nella nostra regione, abbiamo zone, identificata dalle mappe nazionali, dove, a 3500 metri di profondità troviamo acqua in pressione a 150°C . Sono state sottostimate, inoltre, le potenzialità del geotermico a bassa entalpia sulla scorta di valutazioni economiche che non sono più attuali (i costi del 2021 sono completamente diversi da quelli del 2026) e abbiamo banalizzato il potenziamento dell’idroelettrico che è la vera arma di decarbonizzazione della nostra montagna. Abbiamo impianti su cui ci sono stati solo investimenti di manutenzione ordinaria mentre, se si valutassero investimenti mirati a migliorare efficienza e rendimento produttivo, potremmo avere ragioni valide per supportare l’insediamento di piccola industria nelle zone di montagna.

Un altro punto che merita di essere approfondito è la vicenda della “hydrogen green valley” che, dopo la grande promozione iniziale, sembra essersi arenata a causa di diverse ragioni forse poco e mal valutate nella fase iniziale. In particolare sembra che sia stato dato un peso eccessivo alla dimensione politica rispetto a quella tecnica. Ma di questo parleremo in un prossimo intervento.