LookOut 23 pubblicato

 

Elemens ha pubblicato il 23 settembre il suo nuovo LookOut, ora disponibile per lo scaricamento nella myPage dei clienti abbonati al servizio.

Quali sono i temi di questi numero?

Dopo un lunghissimo periodo in cui il settore – stremato dall’attesa – si è dovuto accontentare solo di orientamenti, è finalmente giunta la fase dei primi provvedimenti: dal capacity market, il cui impatto diretto appare limitato per ora solo al mondo del convenzionale, al documento di consultazione del TIDE fino al sospiratissimo DM FER.

Il DM FER ha finalmente visto la luce durante il break estivo, con le prime procedure che si svolgeranno già a fine mese. Complice il digiuno di 3 anni da qualsiasi meccanismo di supporto, ci si aspetta grande pressione competitive nelle prime aste, con uno scenario che potrebbe invece riservare qualche sorpresa sul medio termine. Grande attesa per il ruolo del fotovoltaico: se l’agricolo è fuori da giochi, quello industriale proverà a ritagliarsi uno spazio (comunque marginale) come testimonia la crescita dei progetti autorizzati e in pipeline su area industriale.


Nel frattempo molti operatori provano ad immaginare nei propri business plan uno spazio per altre linee di ricavi: al proposito, ARERA ha da poco pubblicato la consultazione sul TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico), un denso documento che segnerà l’evoluzione regolatoria del mercato elettrico italiano negli anni a venire.

Le proposte dell’Autorità interesseranno tutti gli attori di mercato ma, in particolare, sarà la partecipazione a mercato della produzione rinnovabile ad essere maggiormente coinvolta, direttamente o indirettamente, dalle possibili novità regolatorie.

E’ stato dunque dato il fischio d’inizio ad una partita fondamentale per decidere che ne sarà del PUN, dei prezzi negativi, degli sbilanciamenti, della abilitazione a MSD, delle forme di aggregazione della produzione – solo per citare alcuni argomenti.

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Qualenergia intervista Barbetti

L’intervista completa è disponibile su Qualenergia

 

Con l’entrata in vigore del nuovo decreto 4 luglio 2019, noto come Fer 1, il mercato delle rinnovabili in Italia ha finalmente una data certa: il prossimo 30 settembre apre il primo bando per assegnare, tramite aste e registri, i nuovi incentivi a fotovoltaico, eolico e le altre rinnovabili elettriche più competitive.

Come reagirà il mercato? Ne abbiamo parlato con Tommaso Barbetti, analista della società di consulenza eLeMeNS.

Cosa dobbiamo attenderci dalla prima asta?

Non mi sento di dare numeri, ma mi aspetto un elevato grado di partecipazione rispetto al contingente, con netta predominanza dell’eolico, come emerge dagli impianti attualmente autorizzati. Per questo sono prevedibili ribassi abbastanza sostenuti.

In questa prima asta in cui le due tecnologie competono, questa predominanza dell’eolico smentisce i timori di chi prevedeva che il fotovoltaico avrebbe schiacciato l’energia dal vento?

Il timore ha un suo fondamento, ma, appunto, guardando le autorizzazioni sono relativamente pochi i progetti fotovoltaici, che ricordiamo devono essere su aree non agricole, per cui come volumi lo schiacciamento paventato non c’è.

Anche come remunerazioni sostenibili non vedo questo distacco siderale del FV: la forchetta è di gran lunga inferiore ai 15-20 €/MWh stimati da altri analisti, specie se il confronto viene fatto con impianti eolici in siti con buona ventosità e se si considera che il solare in aree non agricole ha opexsuperiori, dovuti al maggior costo dei terreni.

Aste particolarmente competitive potrebbero portare a remunerazioni talmente basse da rendere  per il fotovoltaico meno conveniente la partecipazione alle aste rispetto alla strada della market parity?

Sono due concetti differenti: al di là della remunerazione, la market parity pura comporta un livello di rischio più alto che non sempre vale qualche euro/MWh in più di remunerazione. Parzialmente diverso è il discorso per progetti sostenuti da PPA, che garantiscono un prezzo fisso, anche se per periodi in generale molto più brevi rispetto alle aste: per ora raramente si sono superati i 10 anni.

In sintesi, al di là di altre variabili, non so quanto il merchant possa rappresentare un’alternativa preferibile al nuovo meccanismo di sostegno, in termini finanziari di attualizzazione dei flussi di cassa. C’è da dire poi che, per come è disegnato, il meccanismo di supporto è una sorta di PPA virtuale con controparte pubblica: più che un incentivo, uno strumento di mitigazione del rischio, ma anche di condivisione delle opportunità, dato che in caso di prezzi molto alti sul mercato elettrico l’operatore “regalerebbe” allo Stato l’eccedenza rispetto al valore fissato.

Il nuovo decreto però ha il grosso limite di escludere gli impianti a terra su suolo agricolo…

Certo, quanto detto ovviamente vale per i progetti che hanno le caratteristiche idonee a partecipare ai bandi, ma, a prescindere da questo aspetto, per quanto si prevedano ribassi aggressivi nelle gare, bisogna tenere conto che nei PPA tra privati, che hanno durate molto più corte rispetto ai 20 anni di remunerazione garantiti dal Fer 1, vediamo valori di circa il 25-30% inferiori alla tariffa di riferimento delle aste (cioè sui 52,5-49 euro MWh e sappiamo che, in mercati come quello iberico, si arriva anche a valori sui  38-48 euro/MWh per contratti tra 5-20 anni di durata, ndr).

Anche i costi di transazione per stipulare un PPA sembrano favorevoli alle aste pubbliche: oltre a dover coinvolgere vari professionisti, per la stipula in un accordo tra privati di norma servono garanzie finanziarie onerose da impegnare per la durata del contratto. Poi va detto che più si va avanti e più è probabile che le aste siano meno affollate e dunque che ci sia la possibilità di ottenere remunerazioni più generose.

Potrebbe ripetersi quello che è successo su altri mercati come la Germania, dove le offerte sono state molto basse nelle prime gare per tornare a crescere in quelle più recenti?

Sì: a meno che non ci sia un’accelerazione senza precedenti nelle autorizzazioni, non è implausibile che anche in Italia si configuri una situazione simile, con aste che risultano corte (ossia con meno offerte rispetto al contingente, ndr). Magari non subito, ma dal 2021 in avanti lo vedo possibile. Potrebbe dunque essere strategicamente vincente aspettare aste con meno partecipanti, anziché competere nelle prime gare più affollate per remunerazioni più basse; anche se ovviamente l’attesa, basandosi su un’aspettativa, comporta un rischio che si pagherebbe nel caso che invece anche le aste successive vedano un’alta partecipazione.

Insomma, mentre nel settore molti hanno grandi aspettative sul FV non incentivato, al punto da considerare quasi marginale il nuovo decreto (si veda qui), dalla sua visione sembra che le aste pubbliche resteranno fondamentali per la crescita del grande fotovoltaico in Italia…

Io ho meno fiducia di altri analisti rispetto alla crescita del FV in market parity, che pure pesa per la maggior parte di progetti per oltre 1 GW che al momento sono in fase autorizzativa. Non credo affatto che il solare non incentivato possa bastare alla crescita che ci serve per raggiungere i target 2030.

Gli ostacoli infatti sono diversi: oltre al rischio prezzi e al noto effetto cannibalismo (si veda qui, ndr), c’è il collo di bottiglia delle autorizzazioni e non vedo questa grande richiesta di PPA verdi: alcune corporation hanno interesse, attirate soprattutto dalle green credentials, ma servirebbe una rivoluzione culturale per arrivare al potenziale di domanda della media industria italiana, molto prudente e ancora relativamente poco sensibile al tema della sostenibilità.

Non è un caso che i PPA per FV non incentivato in Italia siano stati siglati quasi tutti con trader, che però in futuro, man mano che il loro portfolio si saturerà di rischio di lungo termine, potrebbero frenare….prosegue su Qualenergia

DM Fer, inizia l’ora delle strategie

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 di Tommaso Barbetti – partner Elemens

Dopo una navigazione lunga 20 mesi, è finalmente approdato in Gazzetta Ufficiale il DM 4 luglio 2019 – meglio conosciuto dal mercato come DM Fer.

Si tratta, come ben noto, della misura con cui si darà sostegno a una parte del comparto rinnovabili (eolico on-shore, idroelettrico, FV non agricolo e gas residuati dei processi di depurazione – le altre fonti sono escluse) per i prossimi 2 anni abbondanti: è, nei fatti, il primo provvedimento “pesante” sul fronte decarbonizzazione che segue gli orientamenti del Piano Clima Energia (a meno che non si voglia includere in questo fronte anche il capacity market approvato a inizio luglio), nonché uno dei primi e anche ultimi colpi battuti dal Governo gialloverde nel settore energia.
La messa in porto del provvedimento è stata quanto mai difficoltosa – per certi versi in modo del tutto inatteso, dal momento che i suoi contenuti richiamano largamente quelli degli equivalenti decreti del 2012 e del 2016, se si fa eccezione per la scomparsa dell’accesso diretto agli incentivi (che segna probabilmente la fine del mini-eolico e di altre micro-tecnologie di generazione), la nuova declinazione della tariffa e una ridefinizione dei criteri di accesso agli incentivi.
E’ proprio in uno dei criteri di accesso che – anche questa è storia ben nota – il Decreto ha rischiato di incagliarsi: l’esclusione dall’accesso al sostegno degli impianti idroelettrici con sottensione di alveo, introdotta dal nuovo Governo asseritamente rispondendo alle preoccupazioni europee della DG Ambiente, ha invece acceso un alert sul provvedimento da parte di un’altra anima della Commissione, la DG Competizione, che ne riteneva discriminatoria l’esclusione. Si è usciti da quello che sembrava un vero cul-de-sac solo grazie a una soluzione di compromesso, che ha riammesso all’interno del decreto tutti gli impianti idroelettrici (soddisfacendo la DG Competizione) a patto che provino il rispetto, con modalità tutte da chiarire, di una serie di requisiti ambientali.
Lo sblocco dell’impasse sull’idroelettrico ha portato così, in tempi rapidi alle firme in calce al DM, che diventa così il più ampio piano di sostegno italiano sulle rinnovabili dal momento della fine degli incentivi “a sportello” (dal 2012, anno in cui finirono sia i Certificati Verdi sia i Conti Energia).
Sostegno – si è scritto poco sopra – e non incentivazione: i più attenti avranno infatti notato che gli stessi funzionari del ministero tendono a descrivere in questi termini le finalità del Decreto.
Il riferimento sembra andare allo strumento principe del provvedimento, il nuovo Contratto per Differenze (CfD) a cui potranno accedere fino a 7,1 GW tra eolico e fotovoltaico in area non agricola e quasi 200 MW di idroelettrico. Il meccanismo prevede infatti che gli operatori che accedano al sostegno ricevano di fatto una remunerazione fissa per un periodo tipicamente pari a 20 anni. In alcuni casi, come quelli dei grandi impianti eolici e fotovoltaici che parteciperanno in asta, non è improbabile che il livello di tale remunerazione possa scendere anche al di sotto del prezzo (anche futuro?) dell’energia, per effetto della competizione che sarà certamente aspra almeno nelle prime procedure. Si configura dunque una situazione in cui è possibile che gli operatori “incentivati” ricavino meno rispetto ai valori di mercato (in tal senso, barattando i potenziali maggiori ricavi ottenibili sui mercati con la certezza dei ricavi futuri e l’assenza di rischio) e, al tempo, lo Stato possa ottenere un risparmio dal “pagamento degli incentivi”: da qui discende il cambio di narrazione.
Una logica questa che – ci perdoneranno i puristi per l’improprio accostamento – ricalca quella dei Ppa, al netto della presenza del coinvolgimento di una controparte pubblica che comunque inizia a far capolino anche nei desiderata di chi invoca i contratti a lungo termine.
Cosa possono dunque portare a casa gli operatori dal provvedimento?
Certamente, per la prima volta da anni, un orizzonte temporale minimo su cui poter effettuare pianificazione, soprattutto per quel che riguarda l’eolico e il fotovoltaico non agricolo (in quest’ultimo caso, nonostante le difficoltà tecniche ed economiche legate rispettivamente alle poche aree disponibili e al costo dei terreni). Se molti operatori globali sono tornati a guardare all’Italia, questo dipende in parte dai contenuti del DM Fer (in altra parte dalla narrazione sulla market parity fotovoltaica nel Sud Europa).
Adesso inizia l’ora delle strategie, soprattutto per quel che riguarda la partecipazione in asta. Non ci sono dubbi che le prime saranno ben affollate, con un ipotizzabile impatto sui prezzi che emergeranno. A partire dal 2021, sarà probabilmente un’altra storia – le esperienze tedesche e francesi hanno già dato indicazioni in questo senso: le dimensioni attuali delle pipeline, unite alle ataviche lentezze nell’ottenimento dei titoli autorizzativi, in effetti lasciano pochi dubbi sul fatto che si assisterà ad un’inversione di tendenza che riporterebbe al centro del dibattito la semplificazione (o la velocizzazione) autorizzativa, il vero convitato di pietra nella festa della decarbonizzazione.

Come e perché portare le FER in MSD

Per gentile concessione di Rienergia

 

“La discussione sulla neutralità climatica al 2050 non dovrebbe riguardare se possiamo o meno raggiungere questo obiettivo ma il modo in cui lo raggiungeremo” ha recentemente dichiarato la Cancelliera Merkel. Tra i vari “come” da affrontare per realizzare questo lungo percorso di transizione, è necessario porre attenzione sulle modalità da adottare per gestire le emergenti necessità del sistema elettrico in uno scenario che – presto o tardi – sarà dominato dalle rinnovabili. Rischi di over-generation, ripidità della rampa di carico, capacità regolante limitata, compressione dei margini di riserva, congestioni di rete, poche risorse per regolazione di tensione e frequenza: questi sono i problemi di un sistema elettrico decarbonizzato, problemi che tendono ad enfatizzarsi all’aumentare della potenza non programmabile installata, che dovrà quindi essere direttamente coinvolta nella loro gestione.

Il mercato dei servizi di dispacciamento tuttavia è nato per essere ad appannaggio degli impianti convenzionali programmabili ed è stato cucito sulle loro caratteristiche: per aprire MSD, l’Autorità ha avviato nel 2017 con la delibera 300 un processo di riforma volto a coinvolgere nuove risorse ad offrire servizi, tra cui le rinnovabili, attraverso progetti pilota utili a dare indicazioni nell’ottica di una riforma organica del dispacciamento. Alcuni dei progetti pilota riguardanti le fonti rinnovabili sono ancora in corso (UPR) altri sono terminati (UVAC e UVAP) e si sono evoluti (UVAM) mentre altri ancora sono in arrivo (UVAS), ma ad oggi hanno più o meno dato tutti la stessa indicazione: includere nuovi soggetti in questo mercato è molto complesso, e nei casi in cui è avvenuto l’effettiva partecipazione attiva al mercato è risultata ancora scarsa.

Il motivo è che MSD – proprio perché disegnato per rendere efficiente la partecipazione degli impianti convenzionali – non è uno sport per tutti e le risorse rinnovabili non trovano spazio in questo mercato soprattutto per due ragioni:

• le loro caratteristiche tecniche non si adattano ai requisiti minimi richiesti da Terna per la partecipazione in MSD (esempio chiaro è l’originario obbligo di simmetricità – a salire e a scendere – dei servizi da fornire, eliminato in alcuni casi dalla delibera 300), e la non programmabilità della fonte primaria che rende poco “affidabili” tali asset;

• la partecipazione in MSD non è strutturalmente conveniente dal punto di vista economico dell’operatore sia per i servizi a salire (per l’inaffidabilità delle previsioni di immissione), sia per i servizi a scendere (per l’assenza di costi variabili) – senza contare il ruolo degli incentivi, cui il produttore non intende rinunciare per effetto delle modulazioni.

La disciplina dei progetti pilota UVAP e UVAM ha affrontato principalmente i vincoli tecnici, adattandoli ad aggregatori che potessero unire unità in prelievo (demand response), cogeneratori e impianti rinnovabili non rilevanti, con quest’ultimi che sono rimasti sostanzialmente aggregabili solo sulla carta anche perché il segnale economico – legato ad una remunerazione a termine ma di breve periodo, almeno per le UVAM – non è stato sufficientemente attraente per convincere ad abilitarsi.

Per aumentare la partecipazione delle FER in MSD la soluzione più immediata sarebbe quella di rilassare i requisiti tecnici e rimuovere il floor ai prezzi per consentire offerte di riacquisto a valori negativi. Questo però comporterebbe un doppio rischio, in quanto sul fronte dei vincoli tecnici si andrebbe a perdere la specificità dei servizi e di conseguenza l’utilità di MSD (i servizi di dispacciamento devono rispondere a leggi fisiche: ad esempio un impianto incapace di modificare il proprio profilo in tempi brevi non sarebbe utile alla regolazione di frequenza) mentre la possibilità di offrire prezzi negativi potrebbe dare l’opportunità ad alcuni soggetti di sfruttare il proprio potere di mercato.

Oggi ci si trova quindi in un limbo in cui la fornitura di servizi da parte delle FER risulta difficilmente integrabile in MSD ma contemporaneamente sarà una risorsa sempre più imprescindibile, rendendo fondamentale la ricerca di nuove modalità per permettere a questi soggetti di partecipare alla regolazione del sistema.

A seconda della fonte, della tecnologia e della taglia, ogni impianto rinnovabile presenta peculiarità tecniche che risultano più o meno efficaci nella fornitura dei diversi servizi rendendo la sua partecipazione nell’MSD così come configurato oggi non necessariamente la soluzione più conveniente, sia per il sistema che per gli operatori. Sarà dunque fondamentale rivedere lo schema di questo mercato individuando i servizi che ogni impianto può offrire in risposta alle necessità del sistema così da “spacchettare” MSD, diversificando le regole di partecipazione per la fornitura dei diversi servizi (l’annunciato progetto pilota per la regolazione di tensione da parte degli eolici rilevanti è orientato in questa direzione). Ciò non può che allontanarci da una logica di tech neutrality a favore di una diversificazione delle modalità di approvvigionamento dei servizi richiesti dal sistema, probabilmente intervenendo anche sulle modalità di remunerazione: vista la natura della fonte primaria (gratuita) e degli investimenti in impianti rinnovabili (capital intensive) sembra necessario passare da una logica di offerta focalizzata sull’energia ad una sulla capacità e sulla disponibilità, introducendo un crescente utilizzo di contratti a termine.

Chiaramente bisognerà tenere sotto controllo i costi di tali innovazioni in MSD, tenendo tuttavia sempre presente che – se si persegue la decarbonizzazione – l’abilitazione delle rinnovabili è una necessità e non un lusso.

 

Salvatore Alessandro Casa e Andrea Marchisio – Elemens

Lookout 22 pubblicato a Maggio

 

L’8 maggio Elemens ha presentato a Milano il suo LookOut 22 – il titolo dell’evento, la cui partecipazione era riservata ai nostri clienti, è stato “Nuove pipeline, nuovi economics, nuove regole di mercato”.

Di cosa si è parlato?

Il mercato sta vivendo uno stato di calma apparente. Mentre gli occhi di molti sono su Bruxelles dove la Commissione sta nuovamente esaminando il testo del DM rinnovabili, con il green lights che potrebbe arrivare nelle imminenze delle elezioni europee, è ripartito a grandissima velocità lo sviluppo: Elemens ha tracciato le pipeline di tutti gli operatori, rilevando una vivacissima attività che riguarda soprattutto le regioni del Sud e il fotovoltaico. Forti di CAPEX e OPEX radicalmente differenti rispetto a solo pochi anni fa, gli operatori non si stanno lasciando spaventare dall’assenza, anche solo momentanea, di incentivi, convinti che il mercato potrà supplire sia tramite i PPA, sia tramite modelli merchant puri. Difficile dire se il mercato, per come lo conosciamo oggi, possa essere la destinazione finale delle rinnovabili, specie nell’ipotesi del massiccio sviluppo green prefigurato dal Piano Clima Energia.

Le stesse istituzioni sembrano non scommettere sulla spontaneità del mercato per plasmare un sistema elettrico coerente con il processo di decarbonizzazione e stanno lavorando su un radicale cambiamento del suo design. Il primo passo è la riforma del dispacciamento, presto in consultazione, che – pur nel suo contenuto innovativo – rappresenta solo il primo di numerosi tasselli che andranno a rivoluzionare le modalità di sviluppo e gestione delle risorse distribuite, della domanda e – soprattutto – dei sistemi di storage. Insieme all’evoluzione dei progetti pilota, si introdurranno nuovi prodotti e si apriranno nuovi segmenti, ognuno con le proprie caratteristiche ma tutti convergenti verso un quadro organico.

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Primi segnali di un nuovo mercato elettrico

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Fosse un’opera pittorica, il sistema elettrico dipinto dal Piano Nazionale Integrato Energia Clima sarebbe – ovviamente – dominato da pennellate di verde, ma di un verde che sulla tavolozza del policy maker vira su tonalità paglierine, risultato di una miscela molto più carica di tempera gialla (74,5 TWh di fotovoltaico), rispetto a quella blu (40,1 TWh di eolico).

La particolarità è che, come i concetti spaziali di Fontana, la tela avrebbe un taglio in mezzo, corrispondente alle ore centrali della giornata in cui la produzione rinnovabile, soprattutto solare, affosserebbe tutta o quasi la domanda residua nazionale, creando frequenti eventi di overgeneration. Sul versante del mercato elettrico, il sistema dei prezzi marginali quindi non potrà che restituire valori molto bassi, quando non nulli o negativi, abbassando la media dei prezzi catturati dai profili fotovoltaici attraverso il noto effetto di “cannibalizzazione”.

Ora, in una prospettiva di sviluppo di asset senza incentivi molti ritengono che la crescita delle rinnovabili – sempre più competitive in termini di Lcoe – sarà trainata dalla pura domanda dei consumatori, grandi e piccoli: secondo Elemens, è un approccio un po’ semplicistico considerata la complessità della realtà fattuale.

Se da una parte è vero che gli investitori stanno sempre più fortemente cercando forme di stabilizzazione dei ricavi attraverso Long-term Ppa, ingaggiare una domanda sufficientemente ampia e disponibile a vincolarsi in accordi di lungo periodo – quando oggi la quasi totalità dei consumatori è ancorata ad una prospettiva annuale o biennale – è per ora difficile da immaginare. Abbiamo fondati motivi per aspettarci che singole Corporation, guidate da obiettivi di sostenibilità, daranno il buon esempio (per una porzione del proprio portafoglio), ma i costi di transazione e di cambiamento culturale per catturare piccoli-medi consumatori, pur in forma aggregata, sembrano ancora eccessivi.

Inoltre, uno sviluppo della produzione coerente con i target di decarbonizzazione, comprimendo sempre più il prezzo catturato e il segnale spot di mercato, potrebbe allargare il differenziale negativo rispetto ai prezzi dei Long-term Ppa già sottoscritti, rendendo sempre maggiore l’esposizione al rischio degli off-taker che si sono vincolati all’acquisto sul lungo periodo di energia prodotta da fonti rinnovabili a condizioni di prezzo prestabilite e tendenzialmente fisse.

Paradossalmente, più è credibile lo scenario del Pniec maggiore è la perdita di solidità di un modello di sviluppo di asset di generazione fotovoltaica e eolica basato sui soli segnali di mercato: una profezia che si auto-smentisce.

Come uscirne? Le strade possono essere molte. Sta avanzando, ad esempio, l’ipotesi di “garanzie pubbliche” a copertura dell’esposizione sui Ppa, un sistema incentivante in incognito che – socializzando le perdite e rendendo vano il segnale di mercato – può però provocare indesiderati fenomeni di moral hazard. Se l’Autorità, nel suo parere al DM rinnovabili, pare invece propendere per dei programmi d’asta, nelle sue dichiarazioni pubbliche il Governo sembra suggerire una visione più “fondamentale”, basata sulla centralità dello sviluppo di sistemi di storage e allineata sulle future esigenze di sistema che Terna ha spesso rappresentato, non da ultimo attraverso il Piano di Sviluppo 2019.

Il sottosegretario Crippa ha infatti recentemente fatto riferimento a procedure competitive per nuovi sistemi di accumulo, e soprattutto di pompaggio – seguendo una strada già proposta dal nostro Tso – lasciando intendere che, anche in questo caso, il solo segnale di prezzo offerto dal mercato potrebbe non essere sufficiente. Nuovi pompaggi, da svilupparsi – come da Pniec – soprattutto nelle zone meridionali e nelle isole, possono essere certamente utili al gestore di rete per affrontare rampe ripide ed overgeneration ma anche fungere da mitigazione della “cannibalizzazione”.

Quello che appare essere allo studio è un sistema frutto – a nostro avviso – di un’evoluzione della proposta di legge sui pompaggi di aprile 2018 formulata dall’attuale sottosegretario con delega all’energia. La proposta si rivolgeva ai pompaggi idroelettrici esistenti, obbligandoli a rendere il 70% della potenza disponibile agli impianti rinnovabili non programmabili non incentivati attraverso un apposito “mercato dei servizi di accumulo”.

La nostra ipotesi è che il nuovo progetto potrebbe invece coinvolgere solo i nuovi pompaggi (realizzati, appunto, attraverso aste) che, attraverso una piattaforma dedicata e con un meccanismo che possiamo definire di “profile swap”, possono offrire alla produzione fotovoltaica ed eolica dei profili di prelievo utili a strutturare un hedging sul rischio dei prezzi catturati.

Da una logica di garanzia puramente “finanziaria” si potrebbe dunque passare ad una sorta di garanzia asset based, secondo la quale sarà uno sviluppo armonico delle varie risorse a sistema a scandire i tempi della decarbonizzazione, attraverso un coordinamento tra azione “centralizzata” e spontaneità delle dinamiche di mercato. Un disegno che necessariamente dovrà confrontarsi con i costi dei sistemi di accumulo, nonché con le implicazioni di un maggior grado di pianificazione, ma che ha il pregio di proporre, finalmente, un’idea potenzialmente concreta di “nuovo market design”.

Fotovoltaico 2030, dai condomini italiani un potenziale da 9 GW

Per gentile concessione di Qualenergia

 

Da 6 a 9 GW di nuovo fotovoltaico, con volumi che dopo il 2025 andrebbero oltre il GW annuo.

Questo è quanto si potrebbe installare solo sui tetti dei condomini italiani dal 2019 al 2030 con lo sblocco dell’autoconsumo collettivo che il recepimento delle nuove direttive europee ci impone.

Un potenziale calcolato tenendo conto solo delle situazioni in cui gli economics sono in grado di fare incontrare domanda e offerta e al netto dell’inerzia strutturale dei consumatori, per smuovere i quali spesso la sola convenienza economica non basta.

È la stima della società di consulenza Elemens contenuta nel nuovo studio “I prosumer condominiali”, firmato da Energy@Home con il contributo scientifico della citata Elemens, di RSE e Kantar (un documento presentato e non ancora pubblicato ma che QualEnergia.it ha potuto sfogliare in anteprima).

Come noto, oggi gli impianti di autoproduzione condominiali possono essere sfruttati per risparmiare esclusivamentee peri i consumi delle parti comuni dell’edificio, principalmente ascensori e illuminazione, senza che ci sia la possibilità per i singoli condomini di utilizzare l’energia autoprodotta per i propri consumi privati. Un limite che dovrà essere rimosso con il recepimento della Direttiva europea RED II che consentirà la configurazione “uno a molti”, aprendo un bacino di domanda molto interessante per il fotovoltaico.

L’analisi

La stima di Elemens parte dalla valutazione del potenziale tecnico, inteso come il numero massimo di installazioni fisicamente realizzabili nei condomini. Una volta individuato il potenziale tecnico, si è passati a valutare i casi in cui gli impianti siano effettivamente convenienti dal punto di vista economico, sia per il cliente finale (condomini) che per l’installatore/gestore.

Analizzando il parco edifici italiano (dati Istat), al netto di quelli già dotati di FV, in uno scenario in cui sul 40% dei condomini censiti si possa poi effettivamente installare un impianto solare, emerge che ci sarebbe posto per circa 29 GW di fotovoltaico. Ecco illustrato il potenziale in questo grafico.

Per valutare la convenienza economica, lato condòmini, del FV in autoconsumo, si è stimato sia l’andamento dei prezzi dell’energia all’ingrosso futuro – 75 €/MWh al 2030 in uno scenario “growth” e 67 in uno più conservativo “decrease” – che delle componenti variabili della bolletta elettrica (in primis oneri generali di sistema, oneri di rete e accise) esentate sull’energia autoconsumata: la somma di queste componenti rappresenta, anno per anno, la soglia limite di riferimento che rende conveniente o meno l’intervento per il consumatore.

Viceversa, per stimare la convenienza lato ESCo si guarda al LCOE dell’impianto, cioè il costo dell’energia elettrica prodotta dall’impianto, comprensiva della remunerazione del capitale investito:

 

La convenienza economica 

Nel calcolo degli analisti, domanda e offerta si incontrano, ossia si installa l’impianto, se, a seconda del tipo di consumatore (piccolo edificio o condominio), è possibile effettuare uno sconto sul totale della bolletta del 9%, 13%, 17%, 21% e 26% (o superiore).

Emerge allora quanto sintetizzato nei grafici qui sotto, in cui se il prezzo che può offrire la ESCo (proxy dell’LCOE fotovoltaico aggiustato per la quantità di energia non autoconsumata e ceduta in rete a prezzo wholesale, pari al 25% della produzione FV) incrocia la disponibilità ad acquistare del cliente, si accende un semaforo verde:

In tutti gli scenari elaborati, va precisato, si è assunto di mantenere la detrazione fiscale per i micro impianti solo fino al 2020. Pertanto, per quanto riguarda gli edifici mono e bifamiliari (impianto da 6 kWp), nello scenario growth è evidente l’effetto del venir meno dell’agevolazione fiscale a partire dal 2021.

Ciononostante, già da quell’anno si apre una finestra di opportunità (limitatamente allo sconto del 9%); col passare degli anni, l’abbassamento del LCOE rende conveniente via via tutti i livelli di sconto: a partire dal 2029, infatti, tutte le proposte commerciali sono economicamente realizzabili e lo scenario di prezzi più sfavorevole peggiora di poco la situazione, ritardando il pieno sviluppo del mercato all’anno 2030.

La situazione per i condomini, sotto le ipotesi dei prezzi growth, vede già conveniente nel 2019 la soluzione con sconto al 9%. Con il passare degli anni aumenta l’incrocio positivo tra LCOE e prezzo atteso: a partire dal 2027, tutti i livelli di sconto per i condomini sono infatti convenienti per entrambe le parti. Come per il caso degli edifici mono e bifamiliari, anche in quello condominiale un’eventuale scenario di contrazione dei prezzi elettrici all’ingrosso ritarda di qualche anno il pieno sviluppo del mercato (in questo caso atteso a partire dal 2029).

Il potenziale

Per giungere al dimensionamento definitivo si sono considerati due ulteriori elementi: l’elasticità della domanda agli sconti in bolletta proposti dalle ESCo e il limite massimo (fisico) di installazioni realizzabili ogni anno. Ed eccoci alla stima finale:

Nel dettaglio, lo scenario di prezzi all’ingrosso growth vede un potenziale economico complessivo pari a 9.143 MW, suddiviso tra 2.601 MW relativo alla categoria mono/bifamiliari e 6.542 MW inerenti i condomini veri e propri.

Viceversa, se si considera uno scenario di prezzo più sfavorevole, la dimensione del mercato scende a quota 8.333 MW, dei quali 2.440 MW mono/bifamiliari e 5.892 MW relativi ai condomini.

La battuta d’arresto del 2021 è data dalla previsione che cessino le detrazioni fiscali (un’ipotesi prudenziale, dato che la misura potrebbe essere confermata).

Se si dimezza l’esenzione dagli oneri

Quanto sopra assume che sull’energia autoconsumata permanga l’esenzione totale dagli onerisull’energia autoconsumata. Ma cosa accadrebbe in uno scenario regolatorio meno favorevole?

La direttiva RED II prevede (art. 21) che il quadro delle esenzioni possa essere modificato, prevedendo la possibilità diapplicare specifiche tariffe sull’energia autoconsumata per impianti di potenza superiore a 30 kW o comunque incentivati e, a partire dal 2026, qualora la quota di impianti di autoconsumo superi l’8% del totale dell’installato nazionale (quota ad oggi già ampiamente superata in Italia) e, anche a seguito di un’analisi costi-benefici, si ravvisi l’esistenza di un trattamento sproporzionato tra autoconsumatori e consumatori tradizionali.

Pertanto, lo studio contiene anche una stima (le due colonne a destra nel grafico qui sotto) di quel che accadrebbe ipotizzando che a partire dal 2026 venga ridotta del 50% la quota di onerigenerali di sistema allocata alla componente variabile (per esempio spostando parte del gettito in quota potenza), in entrambi gli scenari di prezzo (growth e decrease).

In questa ipotesi (cioè con solo il 50% degli oneri generali di sistema variabili) nello scenario growth, il potenziale economico complessivo 2019-2030 scenderebbe a 7.950 MW, dei quali 2.392 MW relativi agli edifici mono/bifamiliari e i restanti 5.561 MW imputabili a quelli condominiali.

Con un andamento prezzi all’ingrosso più depresso rispetto alle previsioni, il potenziale economico del fotovoltaico in autoconsumo scenderebbe, invece, a 5.979 MW: di questi, 1.895 MW sarebbero relativi agli edifici mono e bifamiliari, mentre i restanti 4.084 MW rappresenterebbero la quota destinata ai condomini.

Il Piano Energia Clima, una minestra senza sapore

Da La Stampa

 

Una rapida lettura del Piano Energia Clima consente di evidenziare alcune indicazioni interessanti, diverse lacune e gravi assenze. Ma soprattutto, alla fine delle 237 pagine la sensazione è quella di avere assaggiato una minestra insipida. Della SEN di Calenda si potevano criticare molti aspetti, ma c’erano due elementi che colpivano, l’obbiettivo delle rinnovabili 2030 dopo molti anni di immobilismo e l’uscita dal carbone entro il 2025.

Per questo nuovo Piano le aspettative erano alte, considerato lo storico interesse per le tematiche energetiche dei 5 Stelle e il deciso innalzamento avvenuto lo scorso anno degli obbiettivi europei delle rinnovabili e dell’efficienza. Una maggiore ambizione cui avevano contribuito anche le posizioni più avanzate dei nuovi governi spagnolo e italiano. Inoltre, i prezzi delle rinnovabili erano scesi ulteriormente, con un taglio del 27% per i moduli fotovoltaici nel solo 2018.

Ma queste attese sono rimaste deluse.

Partiamo dalle fonti rinnovabili, pronte a galoppare nel prossimo decennio senza bisogno di incentivi, ma che nel nuovo Piano è come se venissero imbrigliate.

La produzione verde prevista al 2030 coincide sostanzialmente con i valori indicati nella SEN (187 contro 184 TWh), mentre, ad esempio, il Coordinamento Free ed Elemens avevano stimato una produzione di 210 TWh.

Stupisce in particolare la dinamica prevista per il fotovoltaico, con una partenza molto lenta fino al 2024 e un valore finale che si ferma a 73 TWh, un valore del 18% inferiore rispetto alle indicazioni di Free. E anche il contributo delle altre fonti pare sottostimato.

Passiamo alla mobilità elettrica. Dopo la decisione di Francia e Regno Unito di fissare una data limite per la vendita di auto a benzina o diesel, ci si sarebbe aspettato un analogo segnale da parte del nostro paese. Nel Piano italiano non vi è invece nessuna traccia del phase-out e vengono indicati obbiettivi modesti al 2030 per la mobilità elettrica, con 6 milioni di auto di cui solo 1,6 milioni elettriche pure.

Si consideri che con l’adozione del recente obbiettivo europeo volto a tagliare del 37,5% le emissioni delle auto, Volkswagen ha deciso di alzare da 1,2 a 1,8 milioni la produzione elettrica alla fine del prossimo decennio. Secondo lo studio “Electrify 2030” di Ambrosetti, nel 2030 potrebbero circolare in Italia fino a 9 milioni di auto elettriche, mentre Free ipotizza 2,7 milioni di veicoli elettrici puri.

Non si parla poi di guida autonoma, una soluzione dirompente che inizierà a diffondersi nel prossimo decennio sia nel trasporto merci che in quello delle persone, con importanti implicazioni anche per le imprese europee. Lo ha ben compreso la Commissione che ha pubblicato un rapporto sulle strategie necessarie per fare dell’Europa un’area leader del trasporto con veicoli senza guidatore.

E passando dalle soluzioni ipertecnologiche alla semplice bicicletta, è sconfortante che non ci sia un obbiettivo né sulla quota di mobilità su due ruote, né sui km di piste ciclabili da raggiungere entro il 2030.

Un tema che diventerà sempre più importante nelle politiche climatiche riguarda l’assorbimento di carbonio dall’atmosfera, passaggio indispensabile per centrare l’obbiettivo di Parigi.

Nel Piano si parla delle foreste, ma non viene evidenziato il ruolo che può svolgere l’agricoltura, come testimonia l’approccio del “biogas fatto bene ” con l’impiego del digestato per la fertilizzazione che aumenta la concentrazione di carbonio nel suolo. In Francia questa azione è stata valorizzata con una campagna, “4 per 1000”, volta a incrementi annui dello 0,4% del contenuto di carbonio del primo strato di 40 cm dei terreni agricoli.

E per quanto riguarda il biometano da utilizzare nei trasporti, il Piano parla di soli 1,1 miliardi di metri cubi da raggiungere al 2030 (contro i 5,9 miliardi ipotizzati da Free), un valore largamente sottostimato rispetto al potenziale di 8-10 miliardi che le associazioni di categoria reputano utilizzabile per tutti gli usi.

Veniamo quindi ad un aspetto centrale del Piano Energia Clima, la riduzione delle emissioni climalteranti.

L’obbiettivo della Ue è quello di tagliare le emissioni del 40% rispetto ai valori del 1990 entro il 2030, ma, dopo l’Accordo di Parigi, il Parlamento europeo ha chiesto di arrivare ad una riduzione del 55% ed è probabile che il target verrà alla fine portato attorno al 50%-

È difficile trovare questo dato in modo esplicito nel rapporto, ma da una tabellina si evince che con le politiche del Piano la riduzione sarebbe pari al 37% . Dunque, se gli interventi proposti soddisfano, anzi superano, gli obbiettivi di riduzione rispetto al 2005, il Piano risulta carente rispetto al taglio che più conta nel percorso di decarbonizzazione.

Proprio l’opacità con cui vengono dati o sottaciuti elementi di valutazione importanti rappresenta un elemento che va evidenziato. Come lo sbandieramento della riduzione dei consumi del 43% alla fine del prossimo decennio, calcolato rispetto ad uno scenario elaborato nel 2007, mentre con le attuali dinamiche di crescita il calo dei consumi si ridurrebbe al 7% (e poco importa che anche la Ue faccia riferimento al modello del 2007).

Manca poi una riflessione sul lungo periodo, dimenticanza grave considerando che lo scorso novembre l’Unione Europea aveva adottato una strategia volta a raggiungere un’Europa “carbon neutral” al 2050.

Una valutazione sui tempi lunghi è importante per capire l’evoluzione nell’uso dei diversi combustibili fossili.

Se i consumi di gas si ridurranno notevolmente, sarà infatti possibile basarsi principalmente sulla sola produzione interna di biometano. E, a quel punto, risulta opinabile la necessità di realizzare nuovi gasdotti, considerando che già oggi la capacità di importazione è largamente sovradimensionata.

Ma nel Piano invece, oltre al TAP, si parla anche di altre iniziative come il progetto Eastmed per connettere il gas prodotto nel bacino israeliano-cipriota e nuovi impianti di rigassificazione (giustificati solo in Sardegna). Insomma anche nel PNEC, come nella SEN, ritroviamo una bulimia di infrastrutture, poco coerenti col percorso di decarbonizzazione dei prossimi 30 anni.

Per finire questo rapido excursus, va sottolineata un’assenza, quella della carbon tax , destinata ad avere nei prossimi decenni un ruolo significativo. Sarebbe stato importante leggere che l’Italia è favorevole a sollecitare una decisione europea su questo fronte.

Insomma, se con Calenda si era visto qualche segnale inaspettato, questo invece è un Piano di burocratica gestione della normalità.

Naturalmente queste sono solo prime impressioni generali e non devono far dimenticare le molte indicazioni specifiche interessanti contenute nel documento.

Come positivo è lo sforzo per fare interagire tre ministeri, Sviluppo, Ambiente e Infrastrutture, anche se sarebbe stato utile un coinvolgimento di altri dicasteri perché la conversione ecologica dell’economia attraverserà tutte le attività del paese.

Ma la partita in realtà si apre proprio adesso con l’avvio di un confronto con i vari portatori di interessi e categorie, un processo che in Italia come nel resto d’Europa potrà rappresentare un importante passaggio di rivisitazione.

Significativamente, sono già diversi i centri studi e le realtà associative che stanno analizzando il testo, riflettendo per identificare i limiti e per avanzare proposte.

Siamo dunque certi che la versione del Piano che uscirà alla fine dell’anno sarà migliore di quella mandata a Bruxelles a gennaio. E comunque confidiamo che la consultazione possa diventare un’occasione per accelerare processi virtuosi e per bloccare scelte negative.

I vantaggi della crescita dei “prosumer condominiali”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Un’analisi delle barriere allo sviluppo dell’autoconsumo condominiale accompagnate da una serie di soluzioni normative e tecniche per superare le criticità che ancora esistono. E’ questo, in estrema sintesi, il contenuto dello studio “I prosumer condominiali” realizzato dall’associazione Energy@Home con il contributo scientifico di Elemens, Rse e Kantar che è stato presentato a Milano.

“Abbiamo affrontato il tema delle Energy community partendo dalla sua applicazione pratica ai condomini, evidenziando un potenziale interessante”, ha spiegato Marco Signa, direttore dell’associazione che raccoglie aziende dei settori energia, telecomunicazioni, elettrodomestici, elettronica, assicurazioni, Ict.

L’Italia “ha un potenziale di 6,5 GW di nuovo fotovoltaico da realizzare entro il 2030 e ulteriore spazio per lo sviluppo di altre tecnologie”, si legge in una nota. In questo contesto, i condomini potranno assumere “un ruolo centrale” nel raggiungimento dei target Ue. Sono, infatti, “oltre 200.000 i nuovi impianti che potrebbero essere installati sui tetti condominiali” con risparmi economici “tra i 1,4 e 2 miliardi di euro”.

Lo studio prevede che per adeguarsi alla direttiva Red II sarà necessario “quintuplicare il numero attuale di installazioni annuali di impianti fotovoltaici”, quindi, “bisognerà sfruttare al meglio tutti gli spazi disponibili e uno degli spazi a maggior potenziale, ad oggi poco sfruttato, è il condominio, dove per ragioni prima di tutto normative ma anche di accettabilità dell’investimento da parte dei singoli condòmini, si sono installati pochi impianti e senza percezione di risparmio sulla bolletta”.

Secondo Tommaso Barbetti di Elemens, tra gli autori dello studio, la direttiva Ue si candida “a rivoluzionare il mondo dell’autoconsumo, aprendo ai sistemi con una pluralità di clienti ad oggi non ammessi dalla regolazione italiana”. Tra i vari modelli “che si stagliano all’orizzonte, quello di più immediata applicazione pare quello dei prosumer condominiali”. I risparmi sulle bollette – ha concluso Barbetti – potranno essere “sostanziosi (intorno del 20%), con un potenziale di mercato che potrebbe arrivare fino a 250.000 condomini”.

Kantar ha, invece, raccolto la prospettiva degli amministratori. Per loro – ha spiegato Andrea Corti, Client partner tech, comms, utilities – una nuova normativa “che permetta di utilizzare l’energia prodotta da un impianto di autoproduzione anche per i bisogni dei singoli condòmini viene accolta in modo positivo, principalmente perché permetterebbe di ridurre i tempi di ritorno sull’investimento”.

“I prosumer condominiali”

Nella bellissima sala azionisti di Edison, davanti a circa 200 ospiti, Elemens ha presentato i contenuti del libro “I prosumer condominiali”, realizzato con la collaborazione di RSE e Kantar per l’associazione Energy@home. Nel programma della giornata, sono intervenuti per Elemens Tommaso Barbetti, parlando di come si sono create le condizioni per parlare di prosumer condominiali, Salvatore Alessandro Casa, analizzando i possibili impatti regolatori regolatori e Emanuele Zanardelli, definendo il tipo di mercato che ci si troverà davanti. Nel corso della giornata è intervenuto, tra gli altri, il Senatore Girotto. Su questo tema Elemens è stata convocato in audizione dalla X Commissione del Senato. (Clicca a guarda l’audizione al senato.)