Utente:Gjeffrey18/Sandbox

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In Italia la produzione di energia elettrica avviene in gran parte a partire dall'utilizzo di fonti energetiche non rinnovabili (i combustibili fossili quali gas naturale, carbone e petrolio in gran parte importati dall'estero) e in misura minore con fonti rinnovabili (come lo sfruttamento dell'energia geotermica, dell'energia idroelettrica, dell'energia eolica, delle biomasse e dell'energia solare); il restante fabbisogno elettrico viene coperto con l'acquisto di energia elettrica dall'estero, trasportata nel paese attraverso l'utilizzo di elettrodotti e diffusa tramite la rete di trasmissione e la rete di distribuzione elettrica.

Il fabbisogno di energia elettrica è comunque solo una parte dell'intero fabbisogno energetico nazionale dovendo considerare anche i consumi legati ad esempio all'autotrazione, al trasporto marittimo ed aereo, al riscaldamento degli ambienti e a parte della produzione industriale, necessariamente coperti dall'uso diretto dei combustibili fossili, anch'essi in massima parte di provenienza estera.

Secondo le statistiche di Terna, società che dal 2005 gestisce la rete di trasmissione nazionale, l'Italia, come sistema fisico nazionale comprendente le proprie centrali e le proprie stazioni di pompaggio, nel 2012 ha avuto consumi per circa 342379 GWh di energia elettrica. Tale dato è il cosiddetto "consumo o fabbisogno nazionale lordo" e indica l'energia elettrica di cui ha bisogno il Paese per far funzionare qualsiasi impianto o mezzo che abbisogni di energia elettrica. Tale dato è ricavato come somma dei valori indicati ai morsetti dei generatori elettrici di ogni singolo impianto di produzione più il saldo degli scambi con l'estero. Tale misura è effettuata prima di una eventuale detrazione di energia per alimentare le stazioni di pompaggio e non considerando gli autoconsumi delle centrali (ovvero l'energia che la centrale usa per il suo funzionamento)^[2]. Il dato di consumo nazionale lordo contiene una percentuale pari al 12,6% di energia importata dall'estero (ovvero, al netto delle esigue esportazioni, circa 43103 GWh annui nel 2012), che incide per il 13,1% sul valore dell'energia elettrica richiesta^[2].

Se si escludono tali "consumi imposti" (servizi ausiliari, perdite nei trasformatori di centrale e l'energia elettrica per immagazzinare energia durante la notte attraverso le stazioni di pompaggio idriche), si ha un "consumo nazionale netto" o "richiesta nazionale di energia elettrica", che nel 2012 è stato di 328219 GWh, in diminuzione dell'1,92% rispetto all'anno precedente, inquadrato in un incremento medio degli ultimi venti anni pari all'1,50% (è da notare tuttavia che tale media comprende anche il pesante calo del 2009 del 5,66%, dovuto principalmente alla riduzione dei consumi industriali a causa della grande recessione). Tale valore comprende anche le perdite di rete, calcolate intorno ai 21000 GWh (6%) circa. La parte rimanente (307219 GWh) rappresenta il consumo di energia degli utenti finali^[2].

Per quanto riguarda invece la potenza richiesta, l'Italia ha bisogno mediamente di circa 39,1 GW di potenza elettrica lorda istantanea (37,5 GW di potenza elettrica netta istantanea). Tali valori oscillano tra la notte e il giorno mediamente da 22 a 52 GW, con punte minime e massime rispettivamente di 20,9 e 54,1 GW^[3]. Tali valori, tuttavia risentono della riduzione della richiesta di energia riscontrata negli anni 2008-2009 a causa della già citata crisi economica internazionale e ancora non completamente recuperata; il picco della potenza richiesta avutosi nel 2007 con la punta massima di 56,82 GW^[4] è rimasto invariato fino all'8 luglio 2015 quando si verificò una punta massima di 56,883 GW^[5]. Successivamente, a causa della torrida estate, il record viene superato il 16 luglio 2015 con una punta di 57,608 GW^[6] e il 21 luglio 2015 si ha un nuovo massimo con una punta di 59,126 GW^[7].

Il fabbisogno nazionale lordo di energia elettrica è stato coperto nel 2012 per il 63,5% attraverso centrali termoelettriche che bruciano principalmente combustibili fossili in gran parte importati dall'estero (di tale percentuale, una piccola parte - inferiore al 5% - fa riferimento a biomassa, rifiuti industriali o civili e combustibile nazionale). Un altro 23,9% viene ottenuto da fonti rinnovabili (idroelettrica, geotermica, eolica e fotovoltaica) per un totale di energia elettrica di produzione nazionale lorda di circa 299276 GWh annui (2012). La rimanente parte per coprire il fabbisogno nazionale lordo (342379 GWh) è importata dall'estero nella percentuale già citata del 12,6%^[8].

Per quanto riguarda la potenza installata (ovvero la potenza massima erogabile dalle centrali), l'Italia è tecnicamente autosufficiente; le centrali esistenti a tutto il 2012 sono infatti in grado di erogare una potenza massima netta di circa 124 GW^[9] contro una richiesta massima storica di circa 56,8 GW (picco dell'estate 2007^[4]) nei periodi più caldi estivi. Secondo i dati del 2010 (in cui la potenza massima netta era pari a 106 GW) la potenza media disponibile alla punta stimata è stata di 69,3 GW^[10]. La differenza tra la potenza teorica massima e la stima della potenza media disponibile è in parte dovuta a diversi fattori tecnici e/o stagionali (tra questi vi sono guasti, periodi di manutenzione o ripotenziamenti, così come fattori idrogeologici per l'idroelettrico o stime riguardanti l'aleatorietà della fonte per l'eolico e il fotovoltaico, ma anche il ritardo nell'aggiornamento delle statistiche sulle centrali)^[11], mentre in parte è dovuta anche al fatto che alcune centrali (soprattutto termoelettriche) vengono tenute ferme "a lungo termine" in quanto, come detto, non necessarie al soddisfacimento della richiesta. In particolare, secondo la definizione di Terna, la potenza media disponibile alla punta è la potenza che è stata erogata in media dagli impianti di generazione per far fronte alle punte giornaliere del periodo invernale^[10].

Nonostante le suddette situazioni contingenti e/o stagionali, vi è comunque una sovrabbondanza di impianti di produzione, cresciuti del 28,8% fra il 2002 ed il 2008^[11] e raddoppiati negli ultimi venti anni^[9]: Terna prevede inoltre che il carico massimo in caso di "estate torrida" sarà compreso tra 57 e 59 GW nel 2019 e tra 63 e 68 GW nel 2023 ^[12].

La produzione non rinnovabile italiana è costituita esclusivamente dalla produzione di energia attraverso la combustione di combustibili fossili in centrali termoelettriche (a meno di produzione di quantità di energia minori attraverso la combustione di biomassa). Tale aliquota costituisce il 72,7% della produzione totale nazionale, il 66,3% dell'energia elettrica richiesta e al 63,5% del fabbisogno nazionale lordo^[2].

Secondo le statistiche di Terna, la maggior parte delle centrali termoelettriche italiane sono alimentate a gas naturale (59,5% del totale termoelettrico nel 2012), carbone (21,6%) e derivati petroliferi (4,3%). Percentuali minori (circa il 2%) fanno riferimento a gas derivati (gas di acciaieria, di altoforno, di cokeria, di raffineria) e a un generico paniere di "altri combustibili" solidi (circa il 12,2%) in cui sono comprese diverse fonti combustibili "minori", sia fossili che rinnovabili (biomassa, rifiuti, coke di petrolio, Orimulsion, bitume e altri)^[13].

È da notare come le percentuali relative ai tre principali combustibili siano cambiate radicalmente in pochi anni (1994-2007); solo nel 1994, gas naturale, carbone e petrolio "pesavano" rispettivamente il 22%, l'11% e il 64%. Si può notare come, accanto ad un discreto aumento dell'utilizzo del carbone, ci sia stata una radicale inversione dell'importanza relativa tra petrolio e gas naturale, il cui utilizzo è cresciuto fortemente sia in termini assoluti che percentuali^[14]. Oggi gran parte delle centrali termoelettriche vengono concepite in maniera di poter utilizzare più combustibili, in maniera da poter variare in tempi relativamente rapidi la fonte combustibile (sebbene negli ultimi anni moltissimi cicli combinati non possano accettare carbone o petrolio o altri combustibili diversi dal gas).

Tale politica è conseguita da considerazioni circa il costo, la volatilità dei prezzi e la provenienza da regioni politicamente instabili del petrolio; l'Italia non dispone infatti di consistenti riserve di combustibili fossili e quindi la quasi totalità della materia prima combustibile utilizzata viene importata dall'estero. Non deve inoltre essere trascurato il minor impatto ambientale del gas rispetto al petrolio, soprattutto alla luce dei dettami del protocollo di Kyōto e degli accordi europei in materia ambientale.

Attualmente l'Italia figura come il terzo importatore mondiale di gas naturale^[15] dopo Giappone e Germania, proveniente principalmente dall'Algeria e dalla Russia, con quote minori da Paesi Bassi, Libia, Norvegia e Qatar^[16].

Nonostante ciò, l'Italia nel 2007 era ancora classificato come il paese europeo maggiormente dipendente dal petrolio per la produzione di energia elettrica^[17]; è inoltre il settimo importatore mondiale di petrolio^[18] e il nono importatore mondiale di carbone^[19].

L'energia elettrica prodotta in Italia con fonti rinnovabili deriva sia dalle fonti rinnovabili "classiche" sia dalle cosiddette "NFER" (o "nuove fonti di energia rinnovabile"). Il contributo principale è quello dato dalle centrali idroelettriche (localizzate principalmente nell'arco alpino e in alcune zone appenniniche) che producono il 12,8% del fabbisogno energetico elettrico lordo; sempre nel campo delle rinnovabili "classiche", le centrali geotermoelettriche (essenzialmente in Toscana) producono l'1,6% di tale fabbisogno^[2].

Tra le "NFER", il contributo principale è quello dato dal solare in impianti fotovoltaici connessi in rete o isolati, che nel 2012 ha prodotto il 5,5% del fabbisogno^[2], dato in rapida crescita rispetto agli anni precedenti, considerando che fino al 2010 tale valore si aggirava solo intorno al 0,5%^[20]. Tale forte incremento, relativo sia al 2011 che al 2012, è stato causato da un boom di installazioni dovuto principalmente al cambio di regime incentivante dal secondo (prorogato per il cosiddetto decreto "Salva-Alcoa"^[21][22]) e dal terzo conto energia nel quarto regime incentivante, avvenuto appunto nel 2011. Con tali valori, l'Italia si colloca al secondo posto nel mondo per potenza fotovoltaica installata (17,3 GW a luglio 2013) dietro la Germania mentre, a livello regionale, è la Puglia cha ha la fetta principale di potenza installata (17,1% del totale nazionale), seguita dalla Lombardia (10,1%)^[23].

L'eolico (con parchi eolici diffusi principalmente in Sardegna, Sicilia e nell'Appennino meridionale), produce il 3,9% dell'energia elettrica richiesta^[2][23]. È da notare che, per quanto riguarda la "potenza eolica" cumulata a fine 2012, l'Italia, con 8119 MW, si colloca al quarto posto in Europa (dopo Germania, Spagna e Regno Unito) e settimo nel mondo^[24].

Infine, negli ultimi anni è cresciuta la quota di energia elettrica generata in centrali termoelettriche o inceneritori dalla combustione di biomasse, rifiuti industriali o urbani. Tale fonte (generalmente compresa nel computo generale delle "termoelettriche") è passata da una produzione quasi nulla nel 1992, fino a superare la quota geotermoelettrica nel 2008, per giungere fino al 3,8% dell'energia elettrica richiesta nel 2012. Circa il 33% di tale aliquota è riconducibile ad energia ottenuta a partire dai cosiddetti "RSU" biodegradabili, mentre la parte restante è relativa agli altri scarti e rifiuti o biomassa comunque di natura organica.^[25][26]

In conclusione, considerando tutti i contributi, la quota "rinnovabile" italiana giunge fino al 30,8% della produzione totale nazionale, al 28,1% dell'energia elettrica richiesta e al 26,9% del fabbisogno nazionale lordo^[2]. Nella conferenza europea di Berlino (2004), la UE ha stabilito i propri obiettivi riguardo alle fonti rinnovabili. Il risultato da raggiungere è quello di coprire con tali fonti, entro il 2020, il 20 per cento del consumo totale di energia.

Nel 2014 la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia rappresenta il 43,3% della produzione nazionale e il 37,5% della domanda nazionale.^[27]

Nonostante, come precisato, il parco centrali italiano sia in grado di coprire il fabbisogno interno, l'Italia nel 2011 è stata il primo paese al mondo per importazione netta di energia elettrica in valore assoluto^[28][29]. L'Italia importa una quantità di potenza elettrica media che, durante l'anno (escludendo i periodi non lavorativi), può avere un minimo giornaliero nullo o negativo (esportazioni nette) fino ad un massimo di oltre 8200 megawatt, con una capacità netta trasmissibile che ha il suo minimo (3800 MW) nel mese di agosto e un massimo di 8200 MW nel periodo invernale, per un totale di circa 43000 GWh netti all'anno. I minimi nell'importazione dall'estero si hanno generalmente in fase notturna (con un minimo giornaliero che può andare da circa 3000 fino a 6000 MW, a seconda del periodo dell'anno) oppure, in maniera più continuativa, durante il mese di agosto (tra i 1000 e i 3000 MW) o in alcuni periodi invernali caratterizzati da condizioni meteo particolarmente rigide nei paesi confinanti (ad esempio in Francia durante l'ondata di freddo del febbraio 2012)^[30].

Va comunque menzionato che la stessa ENEL è in alcuni casi anche comproprietaria di alcuni impianti di produzione esteri; in questi casi tale elettricità sarebbe dunque ancora dell'ENEL sebbene prodotta fuori dai confini nazionali.

L'importazione non è sempre proporzionale alla richiesta: il fabbisogno energetico italiano viene sostenuto da corrente prodotta all'estero per un'aliquota che può oscillare tra meno del 10% in fase diurna fino a punte massime del 25% durante la notte. Tale importazione avviene da quasi tutti i paesi confinanti, anche se le quote maggiori sono quella proveniente dalla Svizzera e, a seguire, dalla Francia (è da notare, tuttavia che attraverso la Svizzera viene veicolata anche parte dell'energia francese richiesta dall'Italia^[31] vista l'insufficienza degli elettrodotti diretti); considerando dunque questi due Paesi insieme, da Francia e Svizzera proviene oltre l'80% di tutta l'importazione italiana di elettricità.^[32].

Parte di questa energia (in particolare quasi il 37% di quella "svizzera"^[31] e l'87% di quella "francese"^[33]) viene prodotta con centrali nucleari. Il Gestore dei servizi energetici italiano pubblica ogni anno una stima dell'origine dell'energia effettivamente immessa nel sistema elettrico italiano comprendente anche gli scambi con l'estero; per il 2009 il nucleare, integralmente d'importazione, incideva per l'1,5% del totale.^[34]

In effetti l'importazione notturna è percentualmente molto più importante di quella diurna anche a causa della natura della produzione elettrica con centrali nucleari; queste infatti hanno limitate possibilità di modulare in economia la potenza prodotta e quindi l'energia prodotta durante la notte (in cui l'offerta supera la domanda) ha basso costo di mercato^[35][36]. Ciò consente di fermare in Italia durante la notte le centrali meno efficienti e le centrali idroelettriche a bacino e di attivare le stazioni di pompaggio idriche che poi possono "rilasciare" nuovamente energia durante il giorno. Questo meccanismo ha reso economicamente conveniente l'importazione di energia dall'estero, da cui il grande sviluppo del commercio di energia negli ultimi anni.

Dai dati pubblicati da Terna riguardanti il 2012 si ricava infine che l'energia elettrica importata è diminuita rispetto al 2011 (di circa il 5,7%), pur a fronte di una leggera contrazione della produzione nazionale complessiva^[2].

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2) non viene fatto alcun cenno alle diversità di costo all'interno del territorio nazionale

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Mercato elettrico italiano

Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente Gestore dei servizi energetici Gestore dei mercati energetici Acquirente Unico Borsa elettrica Cassa per i servizi energetici e ambientali Produzione di energia elettrica Distribuzione di energia elettrica Terna

Lo stesso argomento in dettaglio: Borsa elettrica.

Secondo dati riferiti al gennaio 2007, in Italia la corrente elettrica per uso domestico ha il costo medio, al netto della tassazione, più alto di tutta l'Unione Europea (165,8 €/MWh); il costo medio europeo si attesta infatti attorno ai 117-120 €/MWh con un minimo in Bulgaria pari a 54,7. Includendo la tassazione, l'Italia passa - sempre in media - al secondo posto, preceduta solo dalla Danimarca e seguita da Paesi Bassi, Germania e Svezia^[37].

Il reale costo ai consumatori finali dell'elettricità è tuttavia un valore che non è quantificabile in un unico numero: infatti esso dipende sensibilmente dal consumo annuale per contratto: ad esempio, per le utenze domestiche fino a 1800 KWh l'Italia risulta uno dei paesi più economici, mentre le tariffe più elevate si riscontrano per consumi oltre i 3500 kWh, allo scopo di disincentivare gli elevati consumi^[38].

Le ragioni di tale costo sono dovute a molti fattori, in parte produttivi ed in parte relativi ai meccanismi di mercato e alla distribuzione: va infatti sottolineato che il puro "costo di produzione" (già inclusi i guadagni del produttore) incide per poco più della metà del costo finale all'utente (~56% nel 3º trimestre 2008, periodo in cui petrolio e gas erano ai massimi storici, e 51% nel 1º trimestre 2009).^[39]

Per quanto riguarda il costo di produzione esso è determinato da diversi aspetti; tra questi va tenuto in conto il "mix energetico" (cioè il tipo di fonte utilizzata dalla centrale - gas naturale, carbone, nucleare, idroelettrica, ecc.), ma anche l'età e l'efficienza delle centrali, il tasso d'utilizzo degli impianti, hanno impatti significativi.

Per quanto riguarda le fonti, è noto che l'idroelettrico sia una delle modalità di produzione più economiche^{[senza fonte]}. Viceversa il gas viene spesso considerato fra le fonti più costose, mentre carbone e nucleare sarebbero più economiche: tuttavia non esiste unanimità di vedute in ambito tecnologico e tali valutazioni possono essere smentite da diversi studi^{[senza fonte]}. Ad esempio, riguardo alla convenienza della generazione da fonte nucleare, si nota che anche paesi privi di centrali nucleari hanno costi dell'elettricità inferiori all'Italia (dal 25 al 45%)^[40], pertanto, la presenza o meno di impianti nucleari non influirebbe in maniera sostanziale sul prezzo finale al pubblico. Tale analisi non considera però i diversi ambienti e le diverse risorse disponibili in ciascun paese. Ad esempio il basso costo dell'energia è una conseguenza in Austria dell'abbondanza di siti sfruttabili per la produzione di energia idroelettrica e in Danimarca dalla presenza di venti sfruttabili lungo le coste e nei bassi fondali.^{[senza fonte]}

A tal proposito, uno studio del Massachusetts Institute of Technology^[41] ha evidenziato che gas e carbone hanno costi piuttosto simili ed inferiori a quelli della fonte nucleare, a meno che quest'ultima fonte non venga favorita con prestiti agevolati e tassando gas e carbone, situazione in cui i costi delle tre modalità produttive si avvicinano. Ciò vale per impianti nuovi, in linea con le esigenze di sicurezza e tutela ambientale odierne: l'uso di carbone in vecchi impianti risulta più economico del metano a fronte però di un aumento dell'inquinamento. In Europa infatti la percentuale d'uso del carbone è significativamente superiore a quella italiana, avendo molti stati europei (in primis Germania e Polonia) notevoli riserve di carbone^[42]: questo spiega in parte il maggior costo di produzione (ma anche la minor produzione di CO₂) italiano.

Anche il tasso d'utilizzo delle centrali ha sicuramente un impatto sul costo di produzione: come spiegato, il parco centrali italiano è sfruttato solamente per circa la metà: le rimanenti centrali costituiscono di fatto un costo in termini di capitale investito ma improduttivo, che viene dunque "spalmato" sui costi produttivi delle altre centrali.

Rientra nella formazione del costo anche l'inefficienza del sistema trasmissivo, concepito negli anni sessanta come monodirezionale e "passivo": ciò significa che non è in grado di gestire flussi produttivi provenienti da tanti piccoli impianti né di gestire dinamicamente i carichi (riducendo quindi la differenza fra carico di punta e di base). È inoltre particolarmente insufficiente e congestionato specie al sud.^{[senza fonte]}

Per quanto riguarda poi il prezzo all'ingrosso, esso è influenzato anche dai meccanismi di mercato della borsa elettrica, dove l'incontro fra domanda ed offerta porta ad allineare il prezzo finale ai livelli massimi anziché a quelli minimi^[43].

Il costo finale all'utenza è influenzato infine anche da altre componenti della bolletta energetica: tra queste l'elevata tassazione (in Italia seconda solo a quella sulle materie petrolifere)^{[senza fonte]} e gli oneri generali di sistema.

Esistono una tassa erariale di consumo e un'addizionale provinciale: per il settore produttivo, secondo una ricerca di Confartigianato, la tassazione sarebbe particolarmente elevata: un'impresa che consuma 160 MWh all'anno paga il 25,4% di tasse sui suoi consumi elettrici, contro una media europea del 9,5%; tuttavia sopra una certa soglia di consumi per usi produttivi, sia la tassa erariale che l'addizionale si azzerano, creando paradossalmente situazioni per cui i consumi maggiori godono di tassazioni inferiori.^[44]

Gli Oneri di sistema, introdotti con la delibera dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 70/97 e i cui ricavi non sono destinati alle entrate dello Stato, sono dei contributi fatturati ai clienti finali dalle società distributrici e riversati alla Cassa Conguaglio Settore Elettrico. Gli importi corrispondenti vengono impiegati per gli usi inerenti alla produzione, all’allocazione, al mantenimento, al miglioramento e alla fruizione del servizio elettrico nazionale. Quindi gli Oneri di sistema servono al corretto funzionamento e allo sviluppo equilibrato del sistema elettrico nazionale.^[45]

Gli oneri si suddividono in quattro categorie (A, B, UC, MCT), di cui però solo tre entrate in vigore e fatturate, attraverso componenti variabili in numero nel tempo.

Nello specifico:

• la Parte A serve a coprire i costi sostenuti per gli interventi effettuati sul sistema elettrico generale nell'interesse collettivo;
• la Parte B (mai fatturata) serve a recuperare l’imposta di fabbricazione sugli oli combustibili impiegati per generare l’energia elettrica;
• la Parte UC serve a garantire il funzionamento di un sistema tariffario basato sul principio di corrispondenza dei prezzi ai costi medi del servizio;
• la Parte MCT (composta da una sola componente) viene utilizzata per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale per i siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare.

Le Parti A ed UC sono poi suddivise in varie componenti, specifiche per settori di utilizzo finale:

• promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate (componente A3);
• finanziamento dei regimi tariffari speciali (componente A4);
• finanziamento delle attività di ricerca e sviluppo (componente A5);
• copertura delle integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori (componente UC4);
• smantellamento delle centrali nucleari e misure di compensazione territoriale (componenti A2 e MCT).

In particolare, tali oneri costituiscono, nel terzo trimestre 2011, il 13,14% dei costi elettrici del consumatore medio.^[46] Nel dettaglio la componente A3, sempre nel III trimestre del 2011, è stata pari a circa l'86% del totale degli oneri generali di sistema; tale aliquota è così suddivisa^[47]:

• circa il 18% (ovvero il 2% circa del costo totale) è costituito dal sostegno alle cosiddette "fonti assimilate", utilizzati per incentivare l'incenerimento di rifiuti.
• La parte restante di tale componente (l'82%) è destinata all'incentivazione delle fonti rinnovabili, e in particolare:
  • per il 54% al fotovoltaico, tramite il meccanismo del conto energia (ovvero il 5% circa del costo totale: in valore assoluto, i costi sostenuti per l'incentivazione dell'energia fotovoltaica col conto energia sono stati pari a 773 milioni di euro nel 2010.^[48])
  • per il 26% alle altre fonti rinnovabili, tramite il meccanismo dei certificati verdi (ovvero il 2,4% circa del costo totale)
  • altre incentivazioni.

Nel 2008 gli oneri previsti per lo smantellamento delle centrali nucleari italiane (devoluti quasi completamente alla SOGIN) e per le "compensazioni territoriali", cioè gli incentivi economici da versare ai comuni in cui sarà costruito il previsto deposito nazionale per le scorie nucleari sono stati rispettivamente di 500 e 500 milioni di euro.^[49]

Considerando sia i combustibili sia l'energia elettrica importata, l'Italia dipende dall'estero per circa il 75,7% del proprio fabbisogno lordo per l'anno 2012. Tale valore viene dato dalla quota di generazione termoelettrica (fatto salvo i contributi relativi a combustibile nazionale, combustione di biomasse e rifiuti), più gli scambi di energia con l'estero^[50]. In particolare, sul totale dei consumi primari europei il gas naturale conta per il 26 per cento; per l'Italia questo rapporto sale fino al 37 per cento. Nei settori di consumo finale, la dipendenza dal gas è di circa il 23 per cento in Europa e raggiunge il 30 per cento in Italia.^[51]

Tuttavia, va osservato che, anche modificando il mix energetico, non sono possibili sostanziali variazioni di questa percentuale: che si parli di carbone, petrolio, uranio^[52] o metano, le riserve italiane sono comunque molto inferiori al fabbisogno, per cui l'approvvigionamento avverrebbe comunque principalmente dall'estero. In pratica, l'unica modalità di generazione dell'energia che potrebbe realmente considerarsi "interna" è quella che fa affidamento sulle fonti rinnovabili. Questa situazione è comune alla gran parte dei paesi europei, dipendenti comunque da paesi extraeuropei per l'importazione di idrocarburi o uranio.

Complessivamente, la bolletta energetica italiana (cioè il costo complessivo sostenuto dal Paese per le importazioni nette di prodotti energetici, non solo per la generazione elettrica) nel 2010 è stato pari a 51,7 miliardi di euro, ovvero il 3,3% del prodotto interno lordo^[53].

I primi impianti di generazione elettrica italiani (sul finire del XIX secolo) furono centrali termoelettriche a carbone situate all'interno delle grandi città. La prima centrale fu costruita appunto a Milano nel 1883, in Via Santa Radegonda, adiacente al Teatro alla Scala, per l'alimentazione del teatro stesso^[54].

In seguito, lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale permise lo sfruttamento del grande bacino idroelettrico costituito dalle Alpi, e grazie all'energia idroelettrica (all'epoca unica fonte nazionale e a buon mercato) fu possibile un primo timido sviluppo industriale italiano. Le caratteristiche della risorsa idroelettrica diedero anche per un certo periodo l'illusione che l'Italia potesse essere indefinitamente autosufficiente dal punto di vista energetico (talvolta anche con eccessi retorici sul cosiddetto "carbone bianco" delle Alpi)^[55].

Inoltre, nel 1904, veniva costruita a Larderello la prima centrale geotermoelettrica del mondo^[56]. Tale fonte continua a dare il suo contributo anche oggi, sebbene, a causa della limitatezza delle aree interessate, storicamente tale contributo non abbia mai superato l'8% della richiesta nazionale.

Dopo la seconda guerra mondiale apparve chiaro che la risorsa idroelettrica non poteva più tenere il passo con le richieste dell'industrializzazione e quindi l'Italia dovette sempre più (anche a causa del basso costo del petrolio in quel periodo) affidarsi a nuove centrali termoelettriche.
Il potenziale idroelettrico fu quasi completamente sfruttato negli anni cinquanta finché, anche a causa di enormi disastri ambientali (come la strage del Vajont), fu del tutto abbandonata la costruzione di nuove centrali di questo tipo.

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Fin dall'inizio della sua storia, la produzione dell'energia elettrica in Italia era sempre stata affidata all'impresa privata (ove si escludano alcuni tentativi parziali di controllo statale nel periodo fascista); il 27 novembre 1962 la Camera approvava il disegno di legge sulla nazionalizzazione del sistema elettrico e l'istituzione dell'ENEL (Ente Nazionale per l'Energia Elettrica), cui venivano demandate "tutte le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell'energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta". In base a ciò anche produttori "storici" (come "SIP" - Società Idroelettrica Piemonte, "Edison", "SADE", SME) dovevano vendere le loro attività al nuovo soggetto; venivano esclusi dal provvedimento solo gli autoproduttori e le aziende municipalizzate cui rimasero lo stesso quote marginali del mercato. In definitiva, l'ENEL si trovò ad assorbire le attività di oltre 1000 aziende elettriche.

La scelta della nazionalizzazione (all'alba della cosiddetta "stagione del centro-sinistra") sembrava allora essere l'unica possibilità di soddisfare la crescente domanda di energia, in un contesto di sviluppo uniforme ed armonico dell'intero Paese.

Il nuovo periodo che si apriva per l'ENEL e per il Paese sarebbe stato caratterizzato da grandi trasformazioni sia per quanto riguarda la rete di trasmissione che la produzione di energia; basti pensare che negli anni sessanta la produzione di energia elettrica italiana cresceva a un ritmo di circa l'8% annuo, contro lo scarso 2% attuale. Questa crescita avvenne in gran parte grazie allo sviluppo della fonte termoelettrica, facilitato dai bassi prezzi del petrolio tipici di quel decennio.

Tale tendenza venne bruscamente interrotta dalle crisi petrolifere del 1973 e del 1979; negli anni settanta e ottanta, accanto a una temporanea contrazione della produzione causata dalla crisi economica conseguente allo "shock petrolifero", si ebbe un primo tentativo di diversificazione delle fonti di approvvigionamento energetico; in tale ambito si collocano sia una leggera ripresa dell'utilizzo del carbone, sia la crescita dell'acquisto di energia dall'estero.

Ma negli anni settanta la vera e propria "scommessa" fu quella nei confronti dell'energia nucleare: è del 1975 il varo del primo piano energetico nazionale che prevedeva, tra l'altro, un forte sviluppo di tale fonte.

L'Italia aveva cominciato lo sfruttamento della fonte nucleare già dai primi anni sessanta (nel 1966 l'Italia figurò addirittura come il terzo produttore al mondo, dopo USA e Regno Unito) ma fu sul finire degli anni settanta che venne effettuata una decisa svolta in questa direzione: alle vecchie centrali del Garigliano e Trino Vercellese si affiancarono (o si cominciarono a costruire) Caorso, Montalto di Castro e la seconda centrale di Trino (per quest'ultima fu solo individuato e terraformato il sito, poi impiegato per la costruzione di un impianto a ciclo combinato da 700 MW, entrato in funzione nel 1997).

Tuttavia, nel 1987, dopo la forte impressione creata nell'opinione pubblica dal disastro nucleare in Unione Sovietica (Disastro di Černobyl'), l'Italia, con votazione tramite referendum, abbandonò di fatto lo sviluppo della fonte nucleare.

Lo stesso argomento in dettaglio: Energia nucleare in Italia.

Lo scenario del mercato dell'energia è cambiato nuovamente agli inizi degli anni novanta: nel 1992 l'ENEL diventa una società per azioni, anche se con il Ministero del Tesoro come unico azionista; poi, il 19 febbraio 1999 viene approvato il decreto legislativo di liberalizzazione del mercato elettrico, anche detto decreto Bersani, che recepisce una direttiva europea in tal senso. Lo scopo è quello di favorire il contenimento dei prezzi finali dell'energia in un regime di concorrenza, ma in realtà i meccanismi della borsa elettrica per i prezzi all'ingrosso vanno nella direzione diametralmente opposta.

Nuovi soggetti possono tornare ad operare nel campo della produzione di energia elettrica; le attività di ENEL che devono essere dismesse sono divise fra tre società (dette "GenCo": Eurogen, Elettrogen ed Interpower) che vengono messe sul mercato.

Dal punto di vista dell'approvvigionamento, l'aumento della richiesta di energia in questo decennio, nonché le sempre maggiori incertezze economiche e geopolitiche legate all'utilizzo del petrolio hanno costretto i produttori ad intensificare gli sforzi nella ricerca di diversificazione delle fonti. A seguito di valutazioni economiche dettate dal costo delle materie petrolifere, costi sociali nell'uso del carbone (il cui utilizzo pure è in leggera crescita) e dall'abbandono del nucleare, le soluzioni adottate sono state essenzialmente due:

• la sostituzione al petrolio del gas naturale come combustibile delle centrali termoelettriche, considerato un combustibile con oscillazioni di prezzo inferiori a quelle del petrolio, maggiore disponibilità e provenienza da aree meno instabili politicamente;
• è stata ulteriormente perseguita la politica di importazione di energia dall'estero, in particolare dalla Francia e dalla Svizzera, nazioni che durante la notte (periodi off-peak) hanno forti eccedenze di produzione che svendono a basso prezzo).

Si noti tuttavia che oggi, come spiegato più sopra, la potenza installata (cioè il numero e la potenza delle centrali) è di gran lunga sufficiente a coprire i consumi della nazione; le centrali sono infatti in grado di fornire una potenza massima teorica di oltre 118 GW (con una potenza media disponibile di 63,5 GW)^[11], contro una richiesta massima storica di circa 57 GW nei periodi più caldi estivi (picco del 2007).

Con la delibera n. 6 del 1992 (CIP6) il Comitato interministeriale prezzi ha stabilito una maggiorazione del 6% del prezzo finale dell'energia elettrica a carico del consumatore. I ricavi provenienti da questo sovrapprezzo vengono utilizzati in parte per promuovere la ricerca e gli investimenti nel campo delle energie rinnovabili ed assimilate; l'attenzione maggiore è andata tuttavia all'incenerimento di rifiuti, in passato assimilato alle fonti rinnovabili^[57].

Nonostante tale politica, per tutti gli anni novanta (e per i primi anni del decennio successivo) tali fonti, benché incentivate e con una sensibile riduzione dei costi (in particolare per l'energia eolica, attualmente competitiva con le altre fonti), hanno continuato a fornire quote marginali della produzione elettrica italiana, pur se con ratei di crescita molto sostenuti.

Il primo decennio del nuovo secolo è stato caratterizzato da una crescita molto sostenuta della produzione elettrica da fonte eolica, solare e da biomassa, finalmente uscite dal campo della "marginalità". Tuttavia, ridurre drasticamente la dipendenza dalle fonti fossili pare ad oggi estremamente difficile, in quanto in tutto il mondo industrializzato esse sono alla base della disponibilità di energia, anche nei paesi dotati di un vasto parco nucleare (la Francia ad esempio consuma complessivamente più petrolio dell'Italia). Va infatti ricordato che la produzione elettrica costituisce solo una frazione dei consumi totali di fonti fossili di un Paese, diffusamente e direttamente utilizzati anche nell'autotrazione, nel riscaldamento, nell'industria petrolchimica e nella propulsione navale e aeronautica.

Le fonti energetiche rinnovabili di tipo "classico" (energia idroelettrica e energia geotermica) sono state già quasi completamente sfruttate dove ritenuto conveniente e quindi sensibili miglioramenti in questo campo non sono immaginabili.

Le fonti energetiche rinnovabili "nuove" (in particolare eolico e solare), come detto hanno avuto negli ultimi una crescita molto sostenuta; permangono tuttavia alcune perplessità riguardo a problematiche quali "l'aleatorietà" (o "non programmabilità") dell'approvvigionamento elettrico realizzato, che richiederanno investimenti riguardo agli adeguamenti della rete elettrica e l'immagazzinamento dell'energia; inoltre, in particolare per il fotovoltaico, esistono riserve anche riguardo costi ancora non pienamente competitivi. Altre fonti rinnovabili molto interessanti, come il solare termodinamico (con una produzione più costante del fotovoltaico), lo sfruttamento delle onde marine o l'eolico d'alta quota, al momento in Italia non hanno raggiunto adeguata diffusione oppure sono ancora allo stato di prototipi.

La combustione di biomassa è un altro settore in cui si notano buoni progressi, tuttavia diversi studi ipotizzano che tale fonte, qualora venisse sfruttata su larga scala con vasta diffusione di colture energetiche, comunque non potrebbe essere considerata come pienamente sostitutiva dei combustibili fossili, a causa dei relativamente bassi rendimenti globali e delle grandi superfici coltivabili richieste, non proponibili data la particolare conformazione del territorio italiano^[58]. Anche la termovalorizzazione di rifiuti, sebbene (come per le biomasse) non dia problemi di "non programmabilità" o di costi, non si prevede che possa in futuro fornire più che contributi comunque marginali.^[59]

Nel 2008 il governo Berlusconi ha manifestato l'intento di ritornare alla produzione di energia da fonte nucleare con la definizione della "Strategia energetica nazionale"^[60], ipotizzando la costruzione di dieci nuovi reattori, al fine di coprire fino al 25% del fabbisogno nazionale. Tuttavia nel 2011, a seguito dell'impressione provocata dall'incidente di Fukushima Daiichi, il Consiglio del ministri, con un decreto legge ha sospeso gli effetti del D.Lgs. n. 31/2010 sulla localizzazione dei siti nucleari, stabilendo inoltre una moratoria di 12 mesi del programma nucleare italiano. Solo pochi mesi dopo infine un referendum, con il 54% di votanti e una maggioranza di oltre il 94%, ha abrogato le norme inerenti al nucleare del cosiddetto decreto Omnibus, determinando quindi la chiusura definitiva del nuovo programma nucleare^[61].

Non è d'altra parte ipotizzabile una grande diffusione delle centrali termoelettriche a carbone (politica che si scontrerebbe con gli obiettivi posti all'Italia dal protocollo di Kyōto); è quindi da ritenere che, per l'immediato futuro, si proseguirà nella politica di acquisto di energia elettrica dall'estero, associata ai conseguenti adeguamenti delle rete elettrica nazionale anche al fine di mitigare le problematiche poste dall'aleatorietà delle "nuove" fonti rinnovabili. In tale ambito è previsto il potenziamento dei collegamenti esistenti con l'estero (in particolare con la Francia e la Slovenia), ma soprattutto la costruzione di nuovi collegamenti sottomarini, in particolare con l'area balcanica allo scopo di diversificare l'approvvigionamento^[62][63] e nordafricana^[64], al fine di differenziare i mercati d'acquisto dell'energia e ridurre i costi^[65].

In aggiunta a ciò si prevedono investimenti nella costruzione di nuovi metanodotti (come ad esempio il Galsi tra Algeria e Sardegna) o potenziamento di quelli già esistenti, nonché progettazione o costruzione di rigassificatori al fine di differenziare ulteriormente le fonti di approvvigionamento di tale combustibile^[66].

Ulteriori benefici potrebbero giungere da eventuali politiche mirate all'incentivazione dell'efficienza energetica e del risparmio energetico. In particolare sussistono ancora margini di miglioramento riguardo l'efficienza delle centrali termoelettriche, con politiche di dismissione o ristrutturazione delle centrali con i rendimenti più bassi e maggiore diffusione delle centrali a ciclo combinato o con teleriscaldamento.

• Ugo Spezia, Energia: Quale futuro, "Le scienze", giugno 2005.
• Ugo Bardi, La fine del petrolio, Editori Riuniti, 2003.
• Piero Angela, La sfida del secolo, Mondadori, 2006.
• Alessandro Ammetto, Il Mercato dell’energia elettrica, McGraw-Hill, Milano 2014. ISBN 9788838674501
• (EN) Peter E. Glaser, Frank P. Davidson and Katinka Csigi, Solar Power Satellites, John Wiley & Sons, 1998. ISBN 0-471-96817-X

• Centrale elettrica
• Produzione di energia elettrica
• Distribuzione di energia elettrica
• ENEL
• Black-out in Italia del 2003* Lista delle centrali elettriche presenti in Italia
• Energia nucleare in Italia

Mercato elettrico in Italia

• Gestore dei servizi energetici s.p.a (Gestore del mercato elettrico spa; Acquirente unico spa)
• Borsa elettrica

• Sito ufficiale di TERNA, su terna.it.
• Dati statistici prodotti da TERNA, su terna.it.
• Sito ufficiale del Gestore dei Servizi Elettrici, su gse.it.
• Sito ufficiale di Assoelettrica, su unapace.it.
• Previsioni dal 2007 al 2020 dell'Unione Petrolifera Italiana (PDF), su unionepetrolifera.it.

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