Italian RES Auctions are already undersubscribed. What now?

This is a translation of an article by Tommaso Barbetti, published on May 29th, 2020 on Quotidiano Energia

 

 

La seconda asta FER è già corta. E adesso? Articolo di T.Barbetti

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

29 Maggio 2020

Il Gse ha reso noti i risultati delle procedure del secondo bando del DM Fer, svoltesi lo scorso febbraio.
Solo i più distratti si saranno stupiti alla lettura di un dato che, per quanto atteso, rimane eclatante: il volume di incentivi disponibili (788 MW) è stato solo in parte assegnato (587 MW) a causa del basso livello di partecipazione degli operatori – solo i registri si sono rivelati competitivi, ad eccezione della procedura per PV con amianto che si conferma spropositata nel livello di incentivi disponibili.Naturalmente, non foss’altro per i volumi in gioco, il caso più clamoroso è quello dell’asta riservata a eolico e fotovoltaico non agricolo. La potenza iscritta si è fermata a 425 MW, contro 500 MW di incentivi disponibili, con i 75 MW “avanzati” che verranno aggiunti all’asta che si aprirà domani con un contingente quindi pari a 775 MW: inutile sottolineare quali siano le sensazioni sull’esito…

Continua su Quotidiano Energia

 

Il DL Rilancio e il nuovo super-bonus – Articolo di Elemens per Edison

Sfondo articoli Edison

L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

22 Maggio 2020

Con l’ingresso del Paese nella agognata fase 2 gli sforzi del Governo e l’attenzione di buona parte dell’opinione pubblica si sono concentrati, nel giro di poche settimane, dalla gestione dell’emergenza sanitaria alla ricerca di misure volte a sostenere il tessuto economico del paese, messo a dura prova dalle misure di lockdown e distanziamento introdotte negli ultimi due mesi.

La risposta era attesa con il “Decreto Aprile”, arrivato invero a destinazione solo a maggio inoltrato al punto di suggerirne la ridefinizione con la meno compromettente, almeno in termini temporali, denominazione di “Decreto Rilancio”: un documento, composto da 250 Articoli e – nelle parole del Premier – equivalente a due manovre finanziarie, nel quale trovano spazio misure per il sostegno economico alle famiglie, alle imprese, al sistema sanitario e molto altro (incluso misure sui Certificati Bianchi e sulle bollette).

Oltre all’entità del supporto, c’era molta curiosità anche sulla destinazione e – in particolare – sul tipo di attenzione che sarebbe prestata agli strumenti green nel nuovo e inatteso contesto di forte crisi: come a dire, la decarbonizzazione andrà avanti lo stesso e sarà anzi uno dei cardini su cui impostare la ripartenza o, vista la scarsità di risorse a disposizione, la priorità dovrà andare verso politiche “classiche” di sostegno diretto alla sanità e all’occupazione?

Se a livello europeo tutte le dichiarazioni puntano verso un “rinascimento verde”, è ancora presto per dire se l’Italia abbia già sciolto il nodo gordiano: tuttavia, a giudicare dall’attenzione che è stata posta al tema efficienza e mobilità dolce, i primi indizi rivelano che il nostro Governo intenda allinearsi alla posizione europea.

Infatti, diversamente da quanto avvenuto per il suo fratello minore (DL Cura Italia – o “Decreto Marzo”), il Decreto Rilancio contiene un’importante allocazione di risorse agli interventi di efficienza energetica, individuati come una delle leve principali – se non per spingere sulla decarbonizzazione – quantomeno per sostenere l’intero comparto edilizio.

Il riferimento va, ovviamente, al cosiddetto “Superbonus” con il quale si incrementa – transitoriamente e per alcuni interventi – il livello delle detrazioni al 110% fino a tutto il 2021. L’incentivo, inutile sottolinearlo, è generosissimo, essendo tuttavia limitato ad alcune classi di intervento ben definite: l’isolamento termico degli edifici (fino a 60.000 euro per ogni unità immobiliare) e la sostituzione degli impianti di riscaldamento con caldaie a condensazione (solo nei condomini e rigorosamente di classe A), pompe di calore o impianti di microcogenerazione, con un limite di 30.000 euro per ciascuna unità immobiliare. L’accesso a queste misure è comunque limitato alle persone fisiche – sono escluse le seconde case – e ai condomini. Ricordiamo inoltre che tutti gli interventi di efficienza devono rispettare alcuni requisiti minimi e devono assicurare il miglioramento di almeno due classi energetiche dell’edificio a meno che non si raggiunga la classe energetica più alta, come dimostrabile mediante l’attestato di prestazione energetica. A questi interventi si aggiungono quelli volti al miglioramento della vulnerabilità sismica degli edifici (zona sismica 4 esclusa).

….prosegue sul sito di Edison

Elemens al Senato: Ddl delegazione Ue, le richieste degli operatori

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

22 Maggio 2020

Aree idonee per le Fer, Ppa, condizioni per lo sviluppo delle comunità energetiche e dell’autoconsumo, ruolo delle Esco, dei Dso, mobilità elettrica, bioenergie, geotermia.

Sono solo alcuni tra gli argomenti affrontati da AnigHP, Ansep-Unitam, Assoesco, Elettricità Futura, Energia Libera, Fise e Tavolo Autoconsumo in occasione dell’audizione alla Commissione Politiche Ue del Senato sul Ddl per la legge di delegazione europea 2019, con particolare riguardo alla direttiva Red II e alla direttiva UE 2019/944 sul mercato interno dell’energia elettrica (QE 21/5).
Elettricità Futura
Il dg Andrea Zaghi si è soffermato innanzitutto sulla definizione delle aree idonee per lo sviluppo di impianti rinnovabili, che dovrebbe avvenire “con specifiche valutazioni sulla disponibilità della risorsa energetica, di accessibilità dei siti e di disponibilità delle reti elettriche”. Inoltre, ha aggiunto, andrebbe precisato che tali aree sono “attrattive” o “ad alto potenziale Fer”, con conseguente procedimento autorizzativo semplificato. Ma senza “escludere iniziative di sviluppo anche su altre aree”.
Per EF la semplificazione dell’iter è peraltro un esigenza generale: opportuno in particolare “distinguere tra modifiche sostanziali e non”.
Sul fronte incentivi, Zaghi ha auspicato la cancellazione delle norma del 2013 che nega l’accesso agli impianti oggetto di ammodernamento e ricostruzione che non hanno aderito allo Spalma incentivi, nonché la rimozione del divieto al FV nelle aree degradate o con altre destinazioni finali che vengono riqualificate come agricole.
Sul fronte Ppa, EF chiede “un quadro legislativo e regolatorio stabile” il perfezionamento della Ppa Platform (requisiti, garanzie, responsabilità, rapporto tra Ppa e GO), per la quale potrebbero essere previsti “obblighi di acquisto di volumi annuali per la PA (Consip)”, modelli standard “più facilmente scambiabili ed accessibili a diversi tipi di consumatori e soggetti aggregatori” e piena libertà contrattuale, evitando “rigide forme di tipizzazione dei contratti”.
L’associazione si è soffermata poi sul sostegno alle bioenergie e sul nodo idroelettrico: non solo il tema regionalizzazione (QE 29/4) ma anche altre questioni quali la reintroduzione del trasferimento di ramo d’azienda.
In tema di autoconsumo/generazione distribuita, bene la promozione ma “garantendone la ragionevolezza da un punto di vista economico”, con apertura alla Car e supporto alle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica.
Infine il futuro ruolo dei Dso, che dovrà essere “sempre più simile a Tso configurandosi come soggetti neutrali in grado di approvvigionarsi di risorse di servii ancillari, bilanciando carichi tra produzione e domanda di energie contribuendo anche su accumuli”. Soluzione che “dovrà essere necessariamente sperimentata con appositi progetti pilota (ipotesi già supportata dall’Arera)”.
Energia Libera
Il dg Alessandro Bianco ha innanzitutto elencato alcuni capisaldi per “un mercato concorrenziale”: il superamento della tutela, la partecipazione al mercato a tutte le risorse a parità di condizioni, l’unbundling proprietario tra attività sul libero e regolate (“con particolare riferimento alla distribuzione elettrica”), eliminazione di limiti minimi e massimi di prezzo sui mercati.
Sul fronte rinnovabili, EL auspica “procedure chiare univoche e semplificate”, un supporto al FV a terra, incentivi basati sulle specificità tecnologiche e il ricorso ai Ppa, “con prezzo fissato tra le parti e non in via amministrativa”.
Per quanto riguarda le Fer in ambito residenziale l’associazione spinge sulla cessione del credito e sul ruolo centrale delle Esco. Riguardo agli accumuli, la loro realizzazione e gestione deve essere “prerogativa degli operatori di mercato”. Necessarie  poi procedure autorizzative semplificate, così come per i punti di ricarica delle e-car (per i quali si chiede anche un rafforzamento delle agevolazioni fiscali).
Sul fronte autoconsumo, anche qui l’accento è sul ruolo da riconoscere alla Car. EL spinge poi affinché “si tenga conto anche di configurazioni fisiche con realizzazione di rete privata laddove non comporti una duplicazione” (ieri l’Arera ha invece chiesto di escludere tale possibilità) e si “assicuri un corretto livello di remunerazione tale da tutelare la redditività degli investimenti”.
Bianco si è soffermato anche sul mercato retail, chiedendo tra le altre cose di “individuare immediatamente i clienti vulnerabili e stabilire la definizione di povertà energetica, tema particolarmente importante in questo momento di crisi”.
Assoesco e Tavolo Autoconsumo
Sulla necessità di garantire un’adeguata remunerazione all’autoconsumo e di non escludere a priori le configurazioni fisiche si sono soffermati anche il vicepresidente di Assoesco Leonardo Santi e il Tavolo Autoconsumo rappresentato da Giovanni GalganoTommaso Barbetti.
Santi ha in particolare sottolineato come la sola esenzione dagli oneri non garantisca la necessaria redditività per cui ci vuole anche “un incentivo esplicito commisurato all’energia autoconsumata”.
Necessario poi includere la Car e garantire un ruolo centrale alle Esco, anche nella fornitura di servizi alla rete tramite aggregati.
Un passaggio poi sul Superbonus, che “dovrebbe avere una prospettiva oltre il 2021” con “una fase applicativa rapida semplice e sburocratizzata”.
Barbetti ha posto quattro punti per lo sviluppo dell’autoconsumo: non escludere a priori modello fisico; tenere conto del ruolo di Esco, grandi aziende e Car; assicurare un livello di remunerazione tale da attrarre i consumatori; porre in essere un processo semplice e comprensibile.
AnigHP e Fise/Ansep-Unitam
I rappresentanti di AnigHP hanno posto l’attenzione sulle prospettive di sviluppo della geotermia  a bassa entalpia (o meglio del “geoscambio termico”) a seguito delle norme sul Superbonus previste dal DL Rilancio, chiedendo però di semplificare le procedure a livello regionale, di detassare i consumi elettrici delle pompe di calore e attuare il “decreto posa-sonde” che “attendiamo da oltre 9 anni”.

I rappresentanti di Fise si sono soffermati sul ruolo del recupero energetico (rifiuti), dei biocarburanti avanzati e del biometano, quelli di Ansep-Unitam sulla questione dei servizi ecologici portuali.

Tavolo autoconsumo al Senato: bene le regole ma serve una remunerazione adeguata

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

22 Maggio 2020

Per far crescere l’autoconsumo di energia elettrica soprattutto dopo il coronavirus bisognerà attuare in modo estensivo la direttiva Red II e pensare a come remunerare i nuovi meccanismi. Questo il parere presentato al Senato dal Tavolo Autoconsumo, che ieri è stato ascoltato dalla commissione Politiche Ue nell’ambito del ciclo di audizioni sulla Legge di delegazione europea 2019. All’audizione ha presenziato anche Laura Agea, sottosegretaria di Stato alla presidenza del Consiglio con delega agli Affari europei.

Dopo una breve introduzione di Giovanni Galgano (Public Affair Advisors), Tommaso Barbetti (Elemens) ha esordito prendendo come riferimento gli obiettivi del Piano nazionale integrato energia e clima: “Se prendiamo come riferimento i valori del 2019, che sono valori purtroppo persino ottimistici rispetto a quelli 2020 per via dell’emergenza sanitaria, quello del fotovoltaico è un mercato che dovrà cresce di circa cinque-sei volte”, e per crescere così tanto “è necessario che ci siano nuovi modelli”.

La matrice comune di questi modelli, ha spiegato Barbetti, è il superamento dell’autoconsumo individuale. Le direttive, ha ricordato, andranno recepite nel giro di un anno e per quanto riguarda il modello sperimentale proposto dal decreto Milleproroghe “siamo in attesa dei decreti attuativi del ministero e della delibera dell’Autorità, dopodiché il modello sarà operativo e funzionerà fino ai sessanta giorni successivi al recepimento della direttiva Red II, ipoteticamente fino ad agosto del 2021”.

Dopo aver dato un quadro dei tempi, rispetto alle direttive Berbetti ha voluto far presente diverse considerazioni ai parlamentari. In primo luogo ha voluto “rimarcare il concetto che i modelli sono quattro, dal condominio al centro commerciale” fino “ai soggetti che si trovano in edifici diversi, alle comunità di energia” e infine “alla previsione di un modello di distribuzione”. La Red II, ha concluso, “non ci parla di un solo modello, ci parla di una pluralità di modelli, perché tante sono le situazioni in cui l’autoconsumo può essere effettuato, e innamorarsi di un solo modello, innamorarsi di una sola soluzione significa perdere una parte delle soluzioni che l’Unione Europea ci ha messo a disposizione, e questo lo diciamo soprattutto in relazione al tema dei modelli virtuali, che sono senz’altro la base su cui il modello dovrà crescere senza escludere a priori la considerazione che i modelli fisici, in alcune aree dove non c’ è duplicazione di rete ci pare una scelta che matura”.

Secondo elemento da tenere in conto è il ruolo che le grandi aziende e le Escopotranno assumere. “Non significa perdere di vista lo spirito della direttiva, uno spirito che dà un forte ruolo ai membri di queste comunità, ma bisogna sempre tener conto della capacità di investimento delle grandi aziende e delle Esco che può sostanzialmente alleviare il costo degli investimenti ritagliando comunque un ruolo centrale ai cittadini”. Inoltre bisognerà fare attenzione a non disegnare un quadro eccellente dal punto di vista delle norme ma insufficiente “dal punto di vista degli stimoli economici che vengono dati al agli impianti. È un quadro che non genera investimenti. Dunque il livello di remunerazione che dovrà essere previsto dovrà essere adeguato a garantire un’equa remunerazione delle iniziative”.

Infine andrà creato un processo semplice e comprensibile. “I primi elementi normativi che sono stati introdotti proprio nella sperimentazione prevista dal Milleproroghe sembrano proprio andare questa direzione, ed è senz’altro un grande merito che va riconosciuto sia il legislatore sia soprattutto al regolatore, speriamo che questa semplicità di processo non si perda di vista perché appunto questi modelli dovranno rivolgersi a cittadini e dai cittadini dovranno essere compresi”.

Il senatore del Movimento 5 Stelle Pietro Lorefice ha interrogato i rappresentanti del Tavolo sul ruolo che potrà avere lo storage in questo processo. Citando il passaggio di Arera, ascoltata subito prima (v. Staffetta 21/5), ha chiesto se sarà “necessaria l’individuazione e definizione di forme di remunerazione a lungo termine derivante da procedure competitive che consentano di ridurre i rischi associati allo sviluppo dei sistemi di accumulo”.

Su questo il Tavolo Autoconsumo non ha dubbi: “i sistemi di autoconsumo vanno a braccetto con il tema con il tema dell’accumulo – ha risposto Barbetti – e una volta che verrà definita un’equa remunerazione per i modelli di autoconsumo in generale, che consente di premiare l’energia condivisa, automaticamente questa premialità si potrà scaricare anche sui sistemi di accumulo. Se il premio va all’energia condivisa, i sistemi di accumulo, sono quelli che consentono di massimizzare l’energia condivisa”. Le intenzioni delle Autorità tuttavia, ha concluso Barbetti, sono probabilmente più estese: “Io credo che Besseghini andasse oltre e parlasse anche di storage legato a modelli di generazione centralizzata”.

 

Elemens in audizione alla Commissione UE del Senato

 
 
 

 

Domanda elettrica, come sarà la ripresa?

Per gentile concessione di Qualenergia

19 Maggio 2020

Ci vorrà del tempo prima che i consumi elettrici italiani ritornino ai livelli pre-crisi, anche se tutto dovesse andare per il meglio.

È quanto emerge dai quattro scenari disegnati da eLeMeNS nel loro ultimo Outlook, basati su altrettante proiezioni del prodotto interno lordo nazionale (si vedano i grafici sotto).

Nemmeno nell’ipotesi di una ripresa economica più rapida (V1-shape), con un Pil al +3,6% nel 2021 e +2,4% nel 2022, dopo un -6% quest’anno, infatti, per i consumi elettrici  si risalirebbe ai livelli del 2019 prima di tre anni.

Lo scenario V1-shape Elemens prevede, infatti, una domanda di 304 TWh al 2020 (-5% sul 2019), 311 TWh al 2021 (-3%) e 318 TWh al 2022 (-1%), in quello V2-shape, rispettivamente, 297 TWh (-7%), 304 TWh (-5%) e 314 TWh (-2%).

Se l’economia dovesse andare peggio, come da scenari U-shape e L-Shape, il recupero dei consumi elettrici sarebbe ancora più lento: domanda di 292 e 277 TWh, rispettivamente, al 2020 (-8 e -13% sul 2019), 295 e 278 TWh al 2021 (-8 e -13%) e 303 e 281 TWh al 2022 (-5 e -12%):

Fv, l’impatto del Covid su mercato elettrico e Ppa

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

18 Maggio 2020

Uffici chiusi e progetti bloccati dall’emergenza coronavirus hanno già di fatto cambiato il mercato del fotovoltaico rallentando le nuove realizzazioni e rendendo possibile l’avvio di un mercato secondario delle autorizzazioni, mentre i Ppa devono (e dovranno) fare i conti con il virus. Questo il quadro emerso venerdì dal workshop di Italia Solare “Il Fv nel mercato elettrico dopo il Covid-19: cosa succede per i Ppa e la market parity?”.

I prezzi dell’energia hanno avuto un calo improvviso dal quale non si riprenderanno tanto presto. Stefano Cavriani, Coordinatore del Gruppo di lavoro Mercato Elettrico di Italia Solare ha spiegato: “Il 2020 si potrebbe concludere con un prezzo medio 36-37 MWh: record negativo storico” e anche se le previsioni per il 2021 non sono così basse, non sono positive: “Da notare che fino a fine 2019 le quotazioni sui forward annuali 2021/2022 erano intorno a 55-60 Euro/MWh” mentre invece ad oggi si parla di 45,35 Euro/MWh nel 2021.

Allo stesso modo i consumi stenteranno a ripartire. Prendendo spunto da “analisti più bravi di noi” – il riferimento è a uno studio elaborato da Elemens – Cavriani ha espresso l’ipotesi che fino al 2022 in nessun caso l’Italia torni ai consumi pre-Covid. Il consumo atteso varierà al variare delle misure di distanziamento sociale e di lockdown, che Elemens ha catalogato in fasce: più blande (V1 e V2) e più restrittive (U ed L) (v. figura a fianco e in allegato). Per l’anno 2020 nel caso di scenario V1, il migliore dei casi, i consumi potrebbero attestarsi a 304 TWh (-5,0%), a 311 TWh (-2,8%) per il 2021, e infine a 318 TWh (-0,6%) per l’anno 2022. Dati che si aggravano fino allo scenario L, il peggiore, che ipotizza per l’anno 2020 un consumo di 277 TWh (-13,4%), di 278 TWh (-13,1%) per il 2021 e infine 281 TWh (-12,2%) per il 2022.

Parlando di prezzi, Marco Aulisa, responsabile Merger&Acquisition presso EF Solare Italia S.p.A ha spostato ulteriormente la data “non si potrà arrivare a livelli di prezzo pre-Covid prima del 2025”. Per il fotovoltaico ciò “porterà a rivedere le strategie di mercato”. Il Covid ha generato un effetto amplificativo di dinamiche esistenti, anzi “ha dato un’accelerazione con dinamiche che saranno visibili nei mesi a venire”. Tutto è collegato oltre che al prezzo, anche alla preesistente farraginosità dei procedimenti autorizzativiche continua a rendere “difficilmente raggiungibili gli obiettivi del Pniec”. Alle lungaggini già esistenti si sono aggiunte “le complicazioni per gli impiegati degli uffici pubblici” senza dimenticare “il rinnovo delle giunte regionali soprattutto al Sud”.

“Gli operatori potrebbero decidere di posporre l’avvio dei cantieri degli impianti in market parity soprattutto perché la situazione dei prezzi sarà depressa”. Questione diversa per le procedure semplificate che comportano l’avvio dei lavori entro i 12 mesi: “potrebbero essere vanificate le attività di sviluppo, in quanto si rischia la connessione in un momento di depressione dei prezzi con conseguenti difficoltà di accedere ai finanziamenti bancari e quindi la necessità di sostenere l’investimento con mezzi propri”. Di fronte a questa situazione “non è da escludere che si possa aprire in questa fase, per un tempo limitato, un mercato secondario delle autorizzazioni per progetti in avanzato stato di sviluppo”.

Superata l’emergenza, ha proseguito Aulisa, tuttavia, le possibilità per lo sviluppo delle rinnovabili sono molte “soprattutto nelle Regioni meridionali che in questo momento soffrono per la riduzione dei flussi turistici”. Per prima cosa bisognerà, oltre alle autorizzazioni, dare priorità a interventi migliorativi dei sistemi efficienti di utenza e permettere la partecipazione alle aste degli impianti sui terreni agricoli. “La fase di incertezza del breve periodo – inoltre – può essere sfruttata per concentrarsi sul miglioramento e l’espansione dei portafogli esistenti. Interventi di revamping e repowering”.

Sul fronte contratti, anche i Ppa stanno subendo la pandemia. I contratti a un anno potrebbero essere rinegoziati o addirittura terminati. Su questo punto intervenendo alla fine della mattinata Cavriani ha specificato: “La risposta è: dipende”, ciò che conta “è quello che succede con gli utenti finali, piccoli e grandi, che non consumano più o molto di meno, è ovvio che abbia ripercussioni e può causare piccole o grandi onde telluriche risalendo la catena fino al mercato all’ingrosso che riguarda i produttori da fonti rinnovabili. In uno scenario emergenziale non escluderei che in qualche caso si assista a rinegoziazioni, forse a termination anticipate”. Secondo rumor di mercato due dei Ppa stipulati negli ultimi anni sarebbero già saltati.

Sulla possibilità o meno per i Ppa a lungo termine di prendere piede bisognerà continuare a tenere conto sia dell’emergenza che dei problemi preesistenti. Nel corso del suo intervento Aulisa ha messo in guardia: “Va da sé che livelli troppo bassi di prezzo o contratti troppo brevi rischiano di non essere sostenibili per gli investitori”. Il basso numero di Ppa è inoltre “collegato anche allo scarso numero di autorizzazioni” ma “ci saranno spinte verso i corporate Ppa che hanno esigenze di sostenibilità ambientali”.

Marco Ballicu, responsabile affari regolatori di Axpo e coordinatore del gruppo di lavoro mercato elettrico di Italia Solare, intervenendo più estesamente sul tema ha ricordato che oltre al Covid nel breve futuro peseranno altri fattori: “la nostra rete non è in grado di assorbire in modo efficiente ed efficace una forte penetrazione delle rinnovabili” e qualora ci fosse un balzo di questo tipo di contratti, “in assenza di interventi, problemi di questo tipo sono destinati a presentarsi”.

Molto dipenderà non solo dallo sviluppo tecnologico ma anche dallo sviluppo regolamentare: “il nuovo testo integrato del dispacciamento elettrico sarà importante perché andrà a drenare non solo la modalità con cui saranno valorizzati gli sbilanciamenti ma anche in termini di nuove modalità di contrattazione da parte del Tso”. Questo “potrebbe modificare quello che sarà un Ppa: potrà essere una forma di allocazione dei rischi e potranno diventare più complessi a piacere”.

Un altro tema non connesso con l’emergenza sanitaria, ma che costituirà un fattore di rilievo nella definizione del prezzo futuro, ha proseguito Ballicu, saranno gli impianti a ciclo combinato “e tutte le variabili collegate al ciclo combinato sono da tenere sotto stretta osservazione”.

Italia Solare ha posto l’accento sulla delibera 96/2020 dell’Autorità che consentirà a partire da luglio 2021 ai titolari e agli utenti del dispacciamento di impianti a ciclo combinato a gas naturale di poter chiedere la restituzione della componente REt, “che serve a coprire gli oneri generati dal meccanismo dei certificati bianchi, costi che andranno ad aumentare di pari passo con gli obiettivi di efficienza energetica”. Oggi “Siamo a 1,06 euro a MWh e, come sottolineato dall’Arera nella consultazione, si arriverà a 2 euro” di riduzione dei costi di produzione di un Ccgt, “un ammontare che non è per niente trascurabile”, con impatto inevitabile su prezzi Mgp e quindi sulla market parity.

Coronavirus, shock prolungato sull’elettricità – Gli scenari di domanda di Elemens

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

15 Maggio 2020

Non sarà una degenza breve quella che attende il mercato elettrico italiano, destinato (forse) a rivedere la situazione pre-emergenza Coronavirus solo tra un paio d’anni e in ogni caso, come sottolineato ieri da Energy Advisors su QE, con una struttura della domanda che cambierà per certi versi in misura irreversibile (QE 14/5).

In termini di consumi, nessuno dei quattro scenari di Elemens contenuti nel “LookOut Q2 2020”, basati su altrettante proiezioni del Pil nazionale, mostrano il recupero dei livelli del 2019 nel triennio 2020-2022, neppure in quello più ottimista (“V1-shape”) in cui la ricchezza della Penisola salirà del 3,6% nel 2021 e del 2,4% nel 2020 dopo un calo del 6% quest’anno.
Gli scenari Elemens “V1-shape” e “V2-shape” sono caratterizzati da una bassa frequenza di misure di distanziamento sociale e un’alta efficacia delle politiche economiche nazionali, mentre quelli “U-shape” e “L-Shape” considerano una più alta frequenza (e durata) dei lockdown e assumono che le politiche economiche non siano abbastanza efficaci da risolvere la crisi, che avrà così impatti sia sui settori economici più in sofferenza che su altre industrie con elevati consumi energetici.
Nello scenario V1-shape Elemens indica una domanda di 304 TWh al 2020 (-5% sul 2019), 311 TWh al 2021 (-3%) e 318 TWh al 2022 (-1%), in quello V2-shape rispettivamente 297 TWh (-7%), 304 TWh (-5%) e 314 TWh (-2%).
Ancor più marcato il calo della domanda negli scenari U-shape e L-Shape, che mostrano una domanda di 292 e 277 TWh rispettivamente al 2020 (-8 e -13% sul 2019), 295 e 278 TWh al 2021 (-8 e -13%) e 303 e 281 TWh al 2022 (-5 e 12%).
Quanto ai prezzi dell’elettricità in Italia, le proiezioni di Icis presentate oggi dall’analista Federica Di Sario al webinar di Italia Solare “Il FV nel mercato elettrico dopo il Covid-19: cosa succede per i Ppa e la market parity?” indicano un graduale aumento per tutto il decennio. Ma se nel 2020 si arriverà faticosamente a 40 €/MWh solo a fine anno, per rivedere quota 60 €/MWh bisognerà aspettare la seconda parte del 2023, per poi salire a 70 €/MWh l’anno successivo. Di qui in poi, Icis prevede un lento incremento che porterà il prezzo elettrico in zona 80 €/MWh tra il 2029 e il 2030.
Quali i motivi della crescita? Secondo Di Sario influirà un insieme di fattori “bullish”, in particolare l’aumento della domanda elettrica e dei prezzi del gas e – soprattutto – della CO2, ma anche il phase-out del carbone.