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2024-02-28 05:46

All’Italia Basterebbe (e Converrebbe) l’Energia Solare sui Capannoni Industriali Esistenti

FONTI RINNOVABILI

di: 
Angelo Spena

L’autore, già ordinario di Gestione ed Economia dell’Energia all’Università di Roma “Tor Vergata” è stato appena nominato presidente del GME. Nel porgergli gli auguri di buon lavoro, siamo felici di pubblicare il suo più recente contributo da studioso, di particolare rilievo per l’Astrolabio (di cui il Professore è collaboratore storico) perché approfondisce “l’iniziativa per i tetti solari”, contenuta nel piano “REPowerEU” e volta, insieme ad altre, a superare le sfide connesse alla transizione ecologica minimizzando il consumo di suolo e contenendo le voci di spesa strutturali come quelle relative all’adeguamento della rete elettrica.

Foto di Copertinamr.kilowatt


1 – Fonti rinnovabili e sostenibilità

Nel febbraio 2022, il Piano per la transizione ecologica (Pte) approvato dal Cite (G.U. del 15 giugno 2022, n. 138) prospettava, per rispettare gli obiettivi europei del pacchetto “Fit for 55” ai fini del raggiungimento della “neutralità climatica” al 2050, un fabbisogno di nuova potenza da rinnovabili (essenzialmente solare+eolico) al 2030 di 70-75 GW e fin di 200-300 GW al 2050. (Sul realismo e la sostenibilità di quest’ultimo traguardo, conseguenza del piano “REPowerEU” che prevede, a causa della guerra in Ucraina, un ulteriore aumento di 45 GW/anno totali europei, non è il caso qui di soffermarsi).

A fronte, a inizio febbraio 2023, le richieste a Terna di connessione in AT (per più di 10 MWp) di nuovi impianti di generazione da fonte rinnovabile (vedi Figura 1) hanno raggiunto 340 GW di potenza cumulata; di questi, il 37% (ben 125 GWp) da fonte solare: quasi cinque volte (!) gli obiettivi che l’Italia si è data al 2030.

Figura 1 - Richieste di connessione in AT per regione di nuovi impianti FV al 1° febbraio 2023 - Fonte: Terna, 2023. 

In Italia, la potenza fotovoltaica installata, secondo Terna, a metà 2022, era pari a 23,6 GWp; e al 31.12.2022, secondo Gse, pari a 25,05 GWp di cui il 35% a terra e il 65% su edifici, tetti, coperture, così ripartiti: 6,3 GWp nel settore domestico; 13,3 GWp nell’industria e commercio; 5,4 GWp presso utilities. Il Pniec presentato a dicembre 2019 ipotizzava un obiettivo di 52 GWp totali fotovoltaici al 2030.

Quanto agli impianti fotovoltaici fino a oggi installati a terra (8,47 MWp), secondo Gse hanno occupato 158 kmq, con una densità di potenza media di 53,6 Wp/mq. Secondo Istat (2022), più genericamente, si tratterebbe di ca. 9 MWp/176 kmq=51,1 Wp/mq [1].

Assumendo pertanto una densità di potenza media di (53,6+51,1)/2=52,35 Wp/mq e, di qui al 2030, una sostanziale parità di tecnologie, di efficienze e di regole dell’arte - quelle cioè oggi consolidate - anche solo con gli aggiuntivi 27 GWp previsti dal Pniec verrebbe antropizzato quasi un altro 2% del territorio nazionale: da 180,5 ulteriori kmq di suolo (se solo per il 35% a terra come accaduto finora) fino a 515,8 (se al 100% a terra).

Al riguardo, è lo stesso Pte a indicare come soluzione meno impattante lo “sfruttamento prioritario delle superfici di strutture edificate (tetti e in particolare quelli di edifici pubblici, capannoni industriali e parcheggi), aree e siti oggetto di bonifica, cave e miniere cessate”. Il contrasto al consumo di suolo figura, infatti, tra gli ambiti prioritari che il Pte pone alla base del processo di transizione ecologica della nostra economia. Obiettivo del Piano è arrivare a un consumo netto di suolo pari a zero entro il 2030, anticipando di vent’anni l’obiettivo europeo e allineandosi alla data fissata dall’Agenda Globale per lo sviluppo sostenibile.

Il punto, dunque, è evitare una ultima corsa a divorare suolo prima dello stop al 2030. E incombono anche criticità di natura tecnica, ed economica.

 

2 – Impatto del fotovoltaico a terra

2.1 – Aspetti tecnici

Un primo aspetto critico è tecnico e riguarda il fatto – ovvio e ormai comprovato sebbene poco dibattuto - che i campi fotovoltaici, catturando quanta più possibile radiazione solare incidente, fin oltre il 90% [2] ma restituendone in elettricità mediamente (tra tutte le ore del giorno, anche quelle meno favorevoli con pannelli fissi) solo nell’ordine del 10-15%, non solo impediscono la evapotraspirazione dei suoli (ciò che ha spinto verso soluzioni palliative del tipo agrivoltaico) ma sempre comunque si surriscaldano, producendo effetto serra localizzato. Gli studiosi definiscono in tutto il mondo da più di un decennio tale effetto PVHI, PhotoVoltaic Heat Island, cioè isole di calore fotovoltaiche, per la stretta analogia con le isole di calore urbane UHI prodotte da asfalto e cemento. Il PVHI, tuttavia, potrebbe ancora non costituire un danno ambientale collaterale (not Significant Harm) ma solo a condizione che i pannelli insistano su asfalto (piazzali) o manufatti, tetti e coperture, già compromessi e comunque surriscaldati.

 

2.2 – Aspetti economici

Un secondo aspetto critico è economico e riguarda il fatto che, in generale, efficienza e fattibilità – e pertanto i costi - del fotovoltaico dipendono in modo determinante anche da lunghezza, pervietà, possibilità e tipo di allaccio alla rete elettrica. Il costo totale di un impianto fotovoltaico medio-grande (>10 MWp) è infatti somma del costo di:

1) componenti rinnovabili (pannelli ed eventuali batterie),

2) impiantistica elettrica convenzionale (inverter, quadristica, mppt, linea di connessione alla rete),

3) progettazione, ingegneria, permitting, manodopera, commissioning.

Il costo della voce 1), rapidamente sceso negli anni, tende ancora a decrescere quanto meno relativamente alle batterie. Il costo delle voci 2) e 3), invece, è sostanzialmente incomprimibile trattandosi di impiantistica tradizionale (al più robotizzata per la posa dei pannelli), e di servizi. Al diminuire della voce 1), le voci 2) e 3) sono quindi ormai divenute dominanti; e crescono con la complessità della connessione: più agevole è la connessione, minore è infatti il suo impatto territoriale, amministrativo, sociale.

È pertanto evidente che un manufatto industriale, disponendo già per definizione di un importante allacciamento alla rete elettrica, e per potenze specifiche ovviamente molto maggiori di quelle di un condominio o di una residenza, molto meglio e a costi minori si presta all’investimento fotovoltaico. Inoltre:

- rispetto a un edificio residenziale, un capannone industriale presenta un fattore di forma molto più vantaggioso, avendo un rapporto copertura/volume dell’ordine di almeno cinque volte (ma spesso da 10 fin anche a 100) maggiore di quello di un edificio civile: offre cioè, a parità di volumetria, una superficie utilizzabile per il fotovoltaico molto più grande;

- la rete elettrica è già nelle zone industriali ramificata e magliata in modo mirato per ripartire potenze consistenti, e con alta affidabilità di uso, così rispondendo al requisito di linea diretta privata, e di lunghezza inferiore a 10 km, previsto dalla Legge 27 aprile 2022, n. 34, e ss.ii.;

- un capannone è manufatto già attrezzato o quanto meno già predisposto per conduzione, manutenzione, sicurezza di tipo specialistico industriale; e se il suo uso è produttivo, può utilizzare elevate quote di energia solare per autoconsumo, intrinsecamente anche così rispondendo ai requisiti per Comunità energetiche;

- la densità di potenza media installabile (Fonti Gse e Ispra) è stimata su fabbricati (93 Wp/mq) quasi doppia di quella citata al suolo (poco più di 52 Wp/mq).

In un capannone, l’infrastruttura elettrica è in sostanza come un’autostrada per forti correnti, già pronta. Si tratta solo di ammodernarla e percorrerla in verso opposto. Ciò abbassa notevolmente i costi complessivi di realizzazione dell’impianto, e abbrevia enormemente i tempi del permitting.

 

3 – I capannoni industriali sul territorio italiano

3.1 – Mercato e dismissioni

La forte componente manifatturiera della nostra economia si fonda proprio su questa tipologia di manufatti, la quale tuttavia dall’inizio del secolo soffre di una sempre più preoccupante tendenza alla dismissione produttiva per eccesso di disponibilità e difetto di riconvertibilità. Con contestuale aumento dei manufatti del tutto inutilizzabili. A titolo di esempio, assumendo come riferimento per una tipologia da media impresa il Veneto (regione italiana con la più alta superficie edificata per abitante, 147 mq/ab) [3] in cui si contano più di 92.000 capannoni industriali, risulta che, del 12% di capannoni dismessi, il 43% sono inutilizzabili; cioè l’ordine di grandezza, non trascurabile, del cinque per cento (0,43x0,12=0,05%).

Declino, purtroppo, non compensato dal pur crescente interesse della grande logistica alla cui domanda, in molti contesti territoriali, l’offerta di capannoni inutilizzati non risulta in grado di rispondere in termini di caratteristiche qualitative. Negli ultimi anni in Italia una delle principali cause di incremento del suolo consumato è anzi da attribuire proprio alla logistica e alla grande distribuzione organizzata, la cui richiesta è però molto particolare: taglie grandi e grandissime, e in prossimità di snodi autostradali o ferroviari. Sì che molte imprese della logistica orientano i capitali a disposizione sull’acquisto di nuovi terreni su cui poi effettuare operazioni di “build to suit”, ovvero di costruzione “sartoriale” in base alle esigenze predeterminate dell’affittuario o dell’acquirente. Con ulteriore consumo di suolo.

 

3.2 – Censimenti

Per l’aspetto impiantistico, Terna ha recentemente (fine febbraio 2023) attivato un utile portale (Econnextion - https://www.terna.it/it/sistema-elettrico/rete/econnextion) che consente ai potenziali investitori e, in particolare, alle costituende Comunità energetiche di riscontrare e quantificare le possibili modalità di allacciamento alla rete nazionale in AT dei propri progetti. Più semplicemente, dalla Figura 2 si può intanto evincere in forma grafica la mappa delle cabine primarie nazionali (Terna, 2017), i nodi cioè della rete in cui è possibile l’ingresso e la uscita di potenza elettrica rispettivamente prodotta e prelevata, da distribuzione in BT a trasmissione in AT, e viceversa.

Figura 2 - Distribuzione territoriale cabine primarie in Italia – Fonte: Terna, 2017.

 

Purtroppo invece, per l’aspetto edilizio, in Italia non sono reperibili censimenti dettagliati sulla consistenza dei capannoni industriali. Sia in tema di consumo di suolo che di rilevanza fiscale e patrimoniale, si è infatti posta molta attenzione al settore residenziale; ma poca a quello industriale, che pure è rilevante, costituendo quasi il 20% delle totali volumetrie costruite. Il documento più attendibile rimane il censimento Istat del 2011, da cui risultavano molto genericamente in Italia totali 14,5 milioni di edifici o complessi di edifici, di cui 0,3 milioni di manufatti produttivi. Dato precisato da Cresme, sempre al 2011, in 325.400 immobili industriali, insistenti su aree complessive lorde di 41.300 ettari di terreno; e ulteriormente aggiornato al 2019 da Mef e Agenzia delle entrate in 401.800 immobili industriali.

Per maggiori dettagli su tipologie, consistenza e distribuzione geografica non rimane pertanto che procedere per induzione come appresso.

 

3.3 – Una possibile stima delle superfici

Quanto alla volumetria unitaria, l’unico dato si può evincere dall’Annuario statistico Istat 2015, ove risultano realizzati, nel quinquennio dal 2009 al 2013, 11.580 nuovi fabbricati per complessivi 164,3 milioni di mc: una media di 14.188 mc/capannone, decrescente però dal 2009 (15.951 mc) al 2013 (12.019 mc).

Assumendo per quanto detto, sommariamente, al 2023 un numero di capannoni industriali dell’ordine di 400.000, della volumetria unitaria media nazionale di 14.188 mc/capannone (verosimilmente sottostimata, tenuto anche conto della evoluzione storica pluridecennale dell’industria italiana, sempre più orientata verso Pmi) e dimensioni medie in cifra tonda di ca. 80x30x6 (14.400) mc, si può stimare una cubatura complessiva cumulata oggi esistente dell’ordine di 5,7 mld di mc: ragionevolmente, un numero compreso tra 5 e 6 miliardi di mc costruiti.

Quanto alla distribuzione sul territorio, l’Annuario statistico italiano del 2015 precisava che al 2013 gli immobili adibiti a uso produttivo erano così ripartiti per macroregioni: 28,5% nel Nord-Est; 37,5% nel Nord-Ovest; 17,6% nel Centro; 10,2% nel Sud; 6,2% nelle Isole.

Circa la taglia dei manufatti per macroregioni, si hanno dati solo disaggregati: nel 2008, anno più recente prima delle ultime reiterate crisi economiche sistemiche, i valori medi di cubatura dei nuovi capannoni realizzati nell’anno erano stati rispettivamente di: 18.630 mc nel Nord; 14.100 mc nel Centro; 9.770 mc nel Sud e nelle Isole. Dal combinato disposto di tutto quanto sopra, in conclusione, è verosimile stimare che almeno il 70% dei 5,7 mld di mc sia ubicato a nord degli Appennini, per la gran parte quindi in pianura Padana.

Stimando infine una altezza media di 7m nel Nord, 6m nel Centro, e 5m nel Sud e nelle Isole e dovendo, inevitabilmente, ricorrere per macroregione al dato 2008 sopra citato, risulta una superficie lorda di coperture dell’ordine di:

- Nord Italia: 264.000 edifici x 18.629 mc /7 m = 702,6 milioni di mq

- Centro Italia: 70.400 edifici x 14.103 mc /6 m = 165,5 milioni di mq

- Sud e Isole: 65.600 edifici x 9.770 mc /5 m = 128,2 milioni di mq,

cioè, sostanzialmente, 996,3 milioni di mq pari a 100 mila ettari di superficie lorda disponibile di cui il 70,5% nel Nord Italia, il 16,6% nel Centro, il 12,9% nel Sud e Isole. Nel complesso, poco più del 3 per mille del territorio nazionale, ma poco meno del 3,2 per cento di quello coperto e cementificato.

A titolo di confronto, l’ultimo rapporto Ispra sul consumo di suolo (2022) ha stimato la superficie totale degli edifici ricavabile dalla carta del suolo consumato al 2021, al netto di quelli ricadenti nei centri storici, in totali 3.852 kmq [4]. La superficie qui attribuita a capannoni industriali ne costituirebbe pertanto, coerentemente con quanto fin qui valutato, poco meno del 25%.

 

3.4 – Stima di potenza e di energia per macroregioni

Assumendo orientativamente di installare:

i) su una metà delle superfici calcolate (ipotizzando coperture piane o a shed) tecnologie al silicio poli e mono-cristallino caratterizzate da una potenza nominale parametrica media di 80 W/mq lordo di copertura (forbice da 100 a 180 W/mq di pannello con fattore di schiera 1,2 e fattore di uso della copertura 0,7, ivi compreso il 5% di manufatti inutilizzabili di cui al precedente § 3.1)

ii) sull’altra metà delle superfici (ipotizzando coperture curve) tecnologie al silicio amorfo sottile flessibile particolarmente adatto allo scopo, caratterizzate da una potenza nominale parametrica media di 70 W/mq lordo di copertura (con fattore di schiera 1,0 e fattore di uso della copertura sempre 0,7 come sopra),

si otterrebbe un valore medio di potenza installabile di (80+70)/2=75 W/mq lordo di copertura. Arrivando pertanto a installare 52,7 GWp nel nord Italia, 12,4 GWp nel Centro, e 9,6 GWp nel Sud e Isole. Cioè, complessivi 74,7 GWp.

Assumendo da Nord a Sud valori medi zonali compresi tra un minimo di 1.050 e un massimo di 1.450 ore piene equivalenti/anno con impianti ben realizzati e manutenuti; quantificando in un fattore 0,85 il difetto di ottimizzazione per orientamento dovuto ai vincoli dell’esistente (mediato tra 0,8 per pannelli in silicio poli e mono-cristallino, e 0,9 per silicio amorfo, meglio adattabile); e ipotizzando l’esistenza di accumuli sui nodi della rete in grado di impiegare comunque anche eventuali surplus zonali di produzione, si otterrebbero, con le superfici stimate come descritto, ca. 47,0 TWh/anno al Nord (h=1.050 ore/anno), 13,2 TWh/anno al Centro (h=1.250 ore/anno), 11,8 TWh/anno al Sud e nelle Isole (h=1.450 ore/anno).

Cioè, complessivi 72,0 TWh/anno nella intera Italia. Senza un solo ettaro in più di consumo di suolo. E senza considerare il possibile aggiuntivo sfruttamento di strutture ferroviarie e di edifici demaniali (caserme ecc) [5].

 

3.5 – Costi e tempi

Stimando, al maggio 2023, un costo parametrico di 1.750 €/kWp per la captazione e di 600 €/kWh per l’accumulo, e un rapporto medio generico di 1,25 kWh di batterie per kWp (senza entrare in questa sede nel merito della ubicazione sostenibile degli accumuli) [6], la spesa è orientativamente preventivabile dell’ordine complessivo di (1.750+1,25x600) €/kWp x 74.700.000 kWp = € 186,8 mld: poco meno di 200 miliardi di euro.

Quanto ai tempi necessari, alla massima velocità realizzativa della filiera nazionale dell’ultimo ventennio, avutasi nei dodici mesi del 2011 con 9,54 GWp incrementali [7], è verosimile un cronoprogramma della durata di 7-8 anni, con una spesa annua media dell’ordine di 25-30 mld/anno.

 

4 - Conclusioni

Installare diffusamente impianti fotovoltaici, con tecnologie correnti e anche solo sul 70% degli esistenti capannoni industriali italiani consentirebbe di raggiungere a fine 2030 poco meno di 100 GWp, così non solo triplicando l’obiettivo Pniec (28 GWp aggiuntivi), ma centrando abbondantemente anche l’obiettivo Pte (100 GW rinnovabili totali) senza dover ricorrere a fotovoltaico a terra o ad altre rinnovabili in Italia variamente soggette a conflitti territoriali dilatori e finanziariamente rischiosi. Tali ampi margini conferiscono robustezza alle stime effettuate anche qualora si volessero assumere dati di ingresso ancor più cautelativi di quelli qui già usati.

V’è di più. In particolare a confronto con interventi sul residenziale (spesso problematici, disomogenei e dispersivi come constatato con i superbonus) una tale iniziativa risulterebbe tre volte “nearly zero”. Quasi azzerati risulterebbero infatti, rispetto a quanto necessario con differenti installazioni rinnovabili:

i) i costi di rete e di infrastruttura aggiuntiva, largamente riutilizzando cavidotti di adeguata capacità e cabine già esistenti;

ii) i tempi del permitting, non richiedendo nuove servitù di passaggio a terzi e allacciandosi su aree già attrezzate;

iii) i transiti di potenza sulle dorsali in AT della rete nazionale, andando direttamente a produrre (per il 65%) elettricità là dove maggiore è la domanda soprattutto diurna, invece di dover trasportare energia solare dal Sud (dove la disponibilità naturale è notoriamente più intensa) verso il Nord d’Italia. Così attenuando, anziché accrescere, le criticità zonali intrinsecamente derivanti in Italia dalla articolazione geografica purtroppo insieme esile e verticale della Penisola.

Quanto all’ambiente, è giusto riconoscere che una installazione fotovoltaica a terra è reversibile a fine vita. Meno reversibile è però l’effetto sui suoli, compromessi per assenza di evapotraspirazione, con conseguente perdita di valore per inaridimento. Considerato che corre almeno un fattore 10 tra il valore a mq di un capannone industriale e quello di un terreno già coltivato, e fin un fattore 100 rispetto a un terreno agricolo seminativo, la maggiore spesa per poter disporre di superficie sul capannone si rivela una partita di giro: la relativa ricchezza rimarrebbe infatti sul territorio. Anzi conferirebbe valore incrementale all’immobile, soprattutto in caso sia ormai improduttivo.

Sempre senza un solo ettaro in più di consumo di suolo. Non dal 2030, ma già da domani.

FONTI: Istat (2022), Ispra (2013, 2022), Gse (2022), Terna (2017, 2023), Mef (2021), Enciclopedia Italiana Treccani (2015), Agenzia delle entrate (2021), Enea (2023), Cresme (2013).


NOTE


[1]Istat ritiene che le differenze tra questi due valori possano essere attribuite alla differente risoluzione dei dati: quelli GSE derivanti dalla documentazione di ogni singolo impianto; quelli SNPA derivanti da fotointerpretazione di immagini telerilevate, con risoluzione di 10 m. Questi ultimi potrebbero pertanto includere anche le aree di pertinenza degli impianti.

[2]Terreni e suoli catturano invece, dell’intera radiazione solare, mediamente solo tra il 60% e il 70% (Fonte: Enciclopedia Italiana Treccani, 2015), di cui oltretutto circa un terzo convertito poi in evapotraspirazione e quindi non comportante aumento di temperatura.

[3]I valori più bassi si registrano invece in Lazio, Liguria e Campania rispettivamente con 55, 60 e 65 mq/abitante.

[4]Sempre Ispra stima poi la superficie netta utile disponibile in Italia per nuovi impianti fotovoltaici sui tetti (compreso il residenziale), prudenzialmente applicando una riduzione tra 74,4% e 80,4%, compresa tra 755 e 986 kmq. Ispra fornisce anche un dato di densità di potenza media installabile: 93 Wp/mq lordo. Più recentemente (2023) Enea ha stimato, per il solo residenziale e applicando una riduzione di circa il 70%, in 450 kmq la superficie complessiva dei tetti aventi caratteristiche adeguate all'installazione di pannelli fotovoltaici.

[5]In corrispondenza dei prima citati 450 kmq stimati da Enea, e anche applicando il dato Ispra di 93 Wp/mq, il settore residenziale parrebbe al più in grado di contribuire con una capacità dell’ordine di 42 GWp. Ma senza le facilitazioni, la celerità, e i minori costi consentiti dai capannoni industriali in quanto già provvisti di infrastruttura elettrica di prossimità. E suscettibili di non richiedere importanti accumuli locali, ma solo sui nodi della rete.

[6]Astrid, “Energia sostenibile”, Passigli editori, Firenze, 2019.

[7]Valore ovviamente statistico cartolare, ma comunque significativo. Incidentalmente, si noti che per consentire agli investitori - con una vita utile media del fotovoltaico di almeno 30 anni - il continuo pieno impiego in Italia di siffatta capacità installativa (10 GWp/anno) in regime illimitato di rinnovi, occorrerebbe che la potenza totale asintotica ascendesse fin a 300 GWp.

fotovoltaico sì, ma dove?

Come responsabile delle applicazioni fotovoltaiche e sensoristiche in ENEA, non posso che concordare pienamente. Aggiungo che, per quanto riguarda le coperture non residenziali, le nostre stime sono anche più ottimistiche.

Per quanto riguarda il PV a terra, in zona agricola, andrebbe a mio avviso, sostenuto il riutilizzo in tal senso soprattutto delle terre abbandonate (in Italia ce ne sono tra 0.5 e 2 milioni di ettari e crescono ogni anno): ne otterremmo anche un miglior controllo del territorio.

Non concordo invece sull'utilizzo dell'amorfo: oggi anche per coperture curve ci sono soluzioni più efficienti.
Girolamo Di Francia
Responsabile lab. ENEA-FSD-SAFS