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.
