Il caldo e i prezzi dell’energia: le cause dei rialzi estivi – Di A.Marchisio

Per gentile concessione di Rienergia

 

A fine giugno, l’aggiornamento tariffario per il terzo trimestre deciso dall’ARERA ha visto un sensibile incremento della spesa per la materia energia, giustificato dall’aumento fino a quel momento registrato del prezzo del gas e dalle aspettative di continuità del trend rialzista anche per i mesi estivi.
I risultati più recenti del mercato elettrico hanno confermato, e anzi superato, tali aspettative. La transizione stagionale ha trascinato il PUN da un intorno di 50 €/MWh di primavera fino a quasi toccare i 70 €/MWh in pieno agosto: a partire dal mese di aprile, difatti, i prezzi all’ingrosso del mercato elettrico italiano hanno visto una crescita pressoché lineare a passi di 4-5 €/MWh su base mensile.
Un trend simile è stato già osservato anche nel corso del 2017, tuttavia nell’anno in corso l’incremento del PUN durante il secondo trimestre e fino ai mesi estivi è stata più marcato (fino a compiere un salto di quasi +40% negli ultimi cinque mesi). Inoltre, rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso, il 2018 ha visto costi variabili di produzione dei price maker più elevati (il prezzo medio del gas al PSV è stato mediamente superiore di 3 €/MWh, e anche l’ETS ha più che raddoppiato il prezzo delle emissioni di CO2), insieme ad una maggiore quantità di volumi acquistati.

PUN medio mensile (agosto: primi 15 giorni)

Osservando le variazioni congiunturali intra-annuali, emergono soprattutto gli apprezzamenti del PUN di luglio e di agosto che – a differenza dell’evoluzione tendenziale – non sono che marginalmente influenzati dalle variazioni sui prezzi del gas e della CO2.
A luglio, il PUN è risultato pari a 62,7 €/MWh, vale a dire un incremento su base mensile di +5,4 €/MWh per effetto di un più ampio mercato contendibile, generato dal combinato disposto di maggiore domanda (gli acquisti a mercato sono cresciuti quasi del 10% rispetto al mese precedente) e di minore offerta rinnovabile (le vendite medie da idroelettrico si sono ridotte quasi del 20% rispetto a giugno). A questo risultato ha tuttavia contribuito anche la Sicilia, in cui acquisti ai massimi dagli ultimi quattro anni e indisponibilità di capacità termica hanno determinato un prezzo medio zonale di luglio pari a 80 €/MWh, valore ancora mai raggiunto dal momento dell’entrata in esercizio dell’interconnessione Sorgente-Rizziconi.

Questo piccolo “record” dei prezzi siciliani è durato poco perché subito battuto nel corso della prima metà di agosto, che ha visto il prezzo zonale sfiorare una media di 100 €/MWh.
L’agosto del 2018 ha effettivamente visto un generalizzato – ed ulteriore – aumento dei prezzi, 68 €/MWh di media nei primi quindici giorni, trainati dall’impatto che hanno avuto le temperature torride tanto sul lato domanda quanto sul lato offerta.
E’ pacifico che il caldo generi maggiori consumi di energia elettrica per esigenze di raffrescamento, come è noto che alte temperature possano avere un’influenza sulla produzione idroelettrica (-15% tra seconda metà di luglio e prima metà di agosto) e sulla produzione eolica (-60% tra seconda metà di luglio e prima metà di agosto): già questi fattori – che configurano un sistema elettrico con più domanda da soddisfare attraverso impianti convenzionali – sono in grado di fornire una spiegazione dell’incremento dei prezzi.
Tuttavia la vera peculiarità che ha caratterizzato gli esiti di mercato delle ultime settimane è stata l’effetto della canicola su uno degli elementi calmieranti dei prezzi italiani: l’importazione dall’estero, e dalla Francia in particolare.
A fine luglio, EDF ha deciso la fermata di due impianti nucleari e di uno dei due reattori di un terzo impianto, per un’indisponibilità non programmata di circa 2.500 MW in totale: in tutti e tre i casi, la causa dello stop è stato l’innalzamento delle temperature del Rodano e del Reno, fiumi la cui acqua viene utilizzata per il raffreddamento dagli impianti.

Queste fermate improvvise sono andate ad aggiungersi alle manutenzioni programmate a partire dai primi giorni di agosto di un’altra decina di impianti nucleari, con il risultato di una forte riduzione della capacità produttiva francese e dell’export verso l’Italia.
Non stupisce pertanto che, nella prima metà di agosto, i volumi totali transitati dal confine transalpino si siano dimezzati in termini congiunturali (-400 GWh rispetto alla prima metà di luglio) e ridotti di un quasi terzo in termini tendenziali (-160 GWh rispetto alla prima metà di agosto 2017).

Il bollore del mercato elettrico estivo è stato dunque alimentato dalle difficoltà affrontante dai segmenti di offerta più competitivi in termini di prezzo. Sarà dunque il refrigerio delle stagioni autunnali e invernali a spegnere la vampata? In termini di prezzi, la risposta sembra essere negativa: i continui apprezzamenti nel mercato a termine del gas e della CO2 stanno spingendo ancora più in alto le aspettative di prezzo, tanto da prospettarci un PUN superiore a 70 €/MWh nel corso dell’ultimo trimestre dell’anno.

 

Lo studio Elemens presentato al ministro Di Maio da Elettricità futura e Anev: le rinnovabili italiane devono più che raddoppiare per raggiungere i nuovi obiettivi Ue al 2030

Da Green Report

 

La Commissione, il Parlamento e il Consiglio europei hanno recentemente stabilito – all’interno della direttiva Red II – la necessità di soddisfare con energie rinnovabili almeno il 32% dei consumi finali lordi di energia Ue al 2030. Le energie pulite sono dunque al centro della transizione energetica, ma cosa serve all’Italia per tagliare il traguardo tra appena 12 anni? Per rispondere Elettricità futura (la principale associazione del mondo elettrico italiano, nata dall’integrazione tra Assoelettrica e asso Rinnovabili) e Anev (l’Associazione nazionale energia del vento) hanno presentato oggi lo studio elaborato da Elemens sugli scenari relativi alle rinnovabili elettriche al 2030, evento cui hanno presenziato il ministro dello Sviluppo economico Luigi Di Maio (qui il suo intervento integrale) alcuni rappresentanti delle forze politiche parlamentari come Rossella Muroni (LeU).

«Dobbiamo decarbonizzare e defossilizzare l’economia – ha convenuto Di Maio – Intendiamo cambiare rotta e supportare al massimo gli operatori del settore rinnovabili. Gli obiettivi che ci stiamo dando vanno in questa direzione, intendiamo alzare l’asticella per portare l’Italia ad essere leader. Raggiungere il 32% da fonti rinnovabili nei consumi finali significa che dobbiamo raddoppiare, in soli 10 anni, la produzione da rinnovabili. Passando dagli attuali 130 TWh a più di 200. Questi obiettivi, insieme al programma di decarbonizzazione, guideranno la stesura del piano Clima ed Energia, una bozza che sarà inviata per le valutazioni in commissione entro dicembre. A stretto giro – ha aggiunto il ministro – verrà pubblicato il decreto Rinnovabili che prevede l’installazione di più di 6.000 MW da impianti nuovi o in oggetto di rifacimento. Il decreto mette a disposizione risorse per più di 250milioni di euro nel triennio 2018-2020».

Attualmente però l’Italia è settata su un binario di sviluppo diverso rispetto a quello indicato dall’Ue: all’interno della Strategia energetica nazionale approvata nel novembre scorso, l’Italia si era posta un obiettivo di rinnovabili del 28% (55% sul settore elettrico) a fronte di un obiettivo Ue del 27%: il nuovo obiettivo europeo del 32% potrebbe richiedere un contributo maggiore delle rinnovabili elettriche nel nostro Paese, che Elemens ipotizza al 63%. Come ha riportato anche il ministro Di Maio, questo significa che al 2030 dovrebbero essere prodotti circa 210 TWh di energia elettrica verde: un valore più che raddoppiato rispetto al livello del 2017 (103 TWh) e ancora maggiore se si tiene conto che in assenza di interventi alcuni impianti potrebbero cessare la produzione per obsolescenza. Come? «Puntando maggiormente su eolico e fotovoltaico, che sono fonti con grandi potenziali, ma senza dimenticare – argomenta Muroni – il contributo di idroelettrico, bioenergie e geotermico. Un obiettivo che richiederà grandi investimenti, ma che produrrà secondo le stime oltre 100mila occupati e un beneficio netto sul sistema Paese di 21,5 miliardi di euro».

Se ne deduce la pressante necessità di accelerare, mentre i dati dello stesso Mise e dell’Enea mostrano che l’attuale sviluppo di fonti rinnovabili e decarbonizzazione è drammaticamente lento. «Come sistema di imprese siamo pronti alla sfida e siamo certi che il Governo – auspica Simone Mori, presidente di Elettricità Futura – darà un nuovo impulso al processo di transizione in tutti i segmenti, attraverso meccanismi di pianificazione e promozione degli investimenti, regole di mercato chiare e certe, un continuo confronto con il territorio e una rinnovata attenzione al rapporto tra l’industria e la ricerca». Tutte necessità messe in evidenza tra le proposte avanzate oggi da Elettricità Futura e Anev per lo sviluppo del settore, spaziando dai meccanismi di pianificazione e promozione degli investimenti al rapporto con il territorio e le amministrazioni per assicurare processi autorizzativi trasparenti e tempestivi.

«Il nuovo obiettivo del 32% di fonti rinnovabili al 2030 impone all’Italia – ha concluso Simone Togni, presidente dell’Anev – un cambio di passo che consenta di realizzare tutto il potenziale disponibile per i prossimi anni. Il ritardo accumulato impone di iniziare da subito con quelle tecnologie, come l’eolico, che già oggi sono mature, disponibili ed economicamente efficienti e che garantiscono alle aree più disagiate del Paese, e che fortunatamente sono anche maggiormente ricche della risorsa eolica, di poter sviluppare occupazione locale e innovazione tecnologica in una fonte, l’eolico, che in Italia ha saputo sviluppare un’industria solida che è esportatrice di tecnologia in Europa e nel Mondo. Il centro-sud del nostro Paese potrebbe quindi coniugare crescita, ambiente e occupazione realizzando quella rivoluzione industriale necessaria a decarbonizzare il sistema elettrico e predisporre le basi per rendere il vettore elettrico centrale per il futuro sviluppo dell’Italia».

 

Fer 2030, “imprese pronte alla sfida”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Raggiungere i nuovi obiettivi Ue al 2030 per le rinnovabili significa, lato elettrico, raddoppiare la produzione passando dagli attuali 103 TWh a oltre 200 TWh, 210 TWh ipotizza Elemens nello studio presentato oggi a Roma in apertura del convegno Anev-Elettricità Futura. Studio che indica benefici e costi della roadmap 2030.

Il nuovo target del 32% al 2030, che tradotto per l’elettrico italiano potrebbe significare 63%, “impone all’Italia un cambio di passo che consenta di realizzare tutto il potenziale disponibile per i prossimi anni”, commenta il presidente Anev, Simone Togni. Visto il ritardo accumulato, continua, occorre “iniziare da subito con quelle tecnologie, come l’eolico, che già oggi sono mature, disponibili ed economicamente efficienti e che garantiscono alle aree più disagiate del Paese di poter sviluppare occupazione locale e innovazione tecnologica in una fonte che in Italia ha saputo sviluppare un’industria solida che è esportatrice di tecnologia”.

Come sistema di imprese, ha dichiarato per parte sua il presidente di Elettricità Futura, Simone Mori, “siamo pronti alla sfida” della decarbonizzazione “e siamo certi che il Governo darà un nuovo impulso al processo di transizione in tutti i segmenti, attraverso meccanismi di pianificazione e promozione degli investimenti, regole di mercato chiare e certe, un continuo confronto con il territorio e una rinnovata attenzione al rapporto tra l’industria e la ricerca”.

Il convegno, a cui è intervenuto il ministro dello Sviluppo economico, Luigi Di Maio (vedi notizia a parte), si è concluso con una tavola rotonda a cui hanno partecipato i parlamentari Paolo Arrigoni (Lega), Gianluca Benamati (PD), il presidente della commissione Industria del Senato, Gianni Girotto (M5S), Rossella Muroni (LeU), Luca Squeri (FI) e il sottosegretario al Mise Davide Crippa.

Sul sito di QE sono disponibili le proposte Anev ed Elettricità Futura per traguardare i target Ue 2030 e la presentazione dello studio Elemens, illustrata da Tommaso Barbetti.

Presentazione al Min. Di Maio

Elemens ha presentato uno studio, commissionato da Elettricità Futura ed ANEV, sulla possibile crescita delle rinnovabili elettriche al 2030, tenuto conto dei nuovi obiettivi contenuti nella direttiva RED II. Alla presentazione dello studio ha partecipato il Ministro e Vicepremier Luigi Di Maio, alla prima apparizioni pubblica sulle tematiche connesse al mondo dell’energia. Oltre al Ministro e al partner di Elemens Tommaso Barbetti, sono inoltre intervenuti i presidenti delle associazioni committenti, Simone Mori e Simone Togni, il sottosegretario con deleghe all’energia Davide Crippa, nonché i referenti energia delle principali forze politiche [FOTO TG1]. A questo link è disponibile il video del nostro intervento.

 

Giornata mondiale del Vento 2018: le novità per l’eolico italiano

Da Greenstyle

 

Si è svolto oggi a Roma l’evento nazionale ANEV per la Giornata mondiale del Vento. Titolo del convegno istituzionale è stato “ENERGIA EOLICA: gli strumenti per lo sviluppo industriale del settore e il raggiungimento degli obiettivi al 2030”, durante il quale è stata analizzata l’attuale situazione dell’eolico in Italia e i suoi livelli di maturità tecnologica.

L’evento ANEV per la Giornata mondiale del Vento ha incluso anche un’analisi della situazione normativa e istituzionale (incluso il Decreto FER 1), del rinnovamento del parco eolico e della semplificazione delle procedure di VIA. Approfondimenti dedicati anche al rapporto tra Stato e Regioni e all’utilità dei PPA nel nostro Paese, al ruolo dell’eolico in funzione della salvaguardia ambientale, all’interno della SEN e del Piano clima energia.

I relatori che hanno preso parte al convegno sono stati: Marcello Cecchetti, capo ufficio legislativo Ministero dell’Ambiente; Fabio Bulgarelli, responsabile Affari regolatori Terna; Guido Bortoni, presidente ARERA; Livio De Santoli, responsabile Energia della Sapienza Università di Roma; Gianni Girotto, senatore della Repubblica per il Movimento 5 stelle. Il dibattito di oggi è stato moderato dal Prof. GB Zorzoli, presidente FREE, mentre ad aprire i lavori è stato Andrea Marchisio, analista economico di Elemens, che ha presentato lo studio sulle procedure per l’ammodernamento degli impianti: “Le procedure per gli ammodernamenti sulle rinnovabili pubblicate lo scorso dicembre dal GSE vanno ad aprire un nuovo mercato, finora bloccato da un quadro regolamentare incerto. L’eolico è la fonte che più di ogni altra potrà giovare dell’introduzione delle nuove regole (in potenza, fino a quasi 2 GW di iniziative per una produzione incrementale che – sul lungo periodo – potrebbe arrivare fino a quasi 7 TWh), con anche gli impianti idroelettrici che, seppur in misura minore, potranno beneficiare di interventi volti a incrementare la loro efficienza di produzione.”

Lo sviluppo di questo nuovo segmento di mercato – se accompagnato da una velocizzazione delle procedure di autorizzazione degli interventi – potrà generare fino a 2 miliardi di investimenti aggiuntivi già nel breve periodo, a fronte di un costo per il sistema del tutto marginale.

Le conclusioni della giornata sono state esposte da Simone Togni, presidente ANEV, che ha dichiarato: “L’Italia ha un’opportunità unica, il dibattito di oggi lo mostra, e la dobbiamo sfruttare. Cambiamento significa miglioramento e quindi il settore si aspetta oggi quello che nei dieci anni scorsi non si è avuto, a partire dalla stabilità regolatoria, da una visione di medio e lungo termine per gli investimenti, a una semplificazione reale per le tecnologie rinnovabili, il tutto seguendo il principio di sostenere le FER senza penalizzarle per le loro peculiarità tecnologiche.”

È una presa di posizione seria e fattiva nei confronti del settore eolico quella che ci aspettiamo dal neoeletto Governo, che dice di voler mutare i paradigmi del passato e di dare all’Italia un futuro a emissioni ridotte.

 

Raddoppiare le rinnovabili: se la risposta fossero i PPA di Stato? di T.Barbetti

Per gentile concessione di Rienergia

 

Si è sempre detto e scritto che quello delle rinnovabili sarebbe un progressivo percorso di avvicinamento al mercato, soprattutto inteso nella sua accezione di “mercato elettrico”.

Questa lunghissima rincorsa tra rinnovabili e mercato, durata più 20 anni (dai primi CIP6 alle ultime aste) sembra finalmente giunta al termine. Non sarà infatti sfuggito a chi legga la stampa di settore o frequenti convegni e simposi che il dibattito sulle rinnovabili è ormai pressoché monopolizzato dal tema della “piena integrazione delle rinnovabili con il mercato”, generalmente declinata in due modelli alternativi: la “market parity” e i PPA.
La market parity

Il modello market parity consiste nell’accettare, come unica forma di remunerazione di un nuovo impianto, i prezzi del mercato elettrico: in buona sostanza, l’investimento viene realizzato accettando completamente la volatilità espressa dal mercato (non altera la sostanza la circostanza che si possano cercare forme di contrattualizzazione del prezzo dell’energia di breve termine – 2 o 5 anni). Si tratterebbe quindi, secondo l’interpretazione prevalente, del coronamento del sogno dell’integrazione con il mercato elettrico.

Grazie alla riduzione del costo delle tecnologie, secondo molti operatori sarebbe in effetti sufficiente una remunerazione media (su tutta la vita utile dell’impianto – 25 anni?) appena superiore rispetto all’attuale prezzo di mercato (tra 50 e 60 €/MWh?) per consentire all’investitore di ottenere il rendimento (minimo) ricercato. Un modello quindi che potrà essere avallato solo da chi è convinto che i prezzi elettrici nei prossimi anni cresceranno (magari anche di poco) e, dunque, assegna una probabilità maggiore al verificarsi di elementi rialzisti di mercato (come l’aumento del prezzo delle commodities, crescita della domanda elettrica, tensioni geopolitiche, incremento dei prezzi della CO2) rispetto a quelli ribassisti (riduzione della domanda di energia dalla rete anche per effetto dell’aumento dell’auto-consumo, aumento della penetrazione delle rinnovabili).

A chi scrive, tale scommessa pare azzardata: da modellisti, siamo convinti che vi siano buone ragioni per credere sia che il prezzo salirà (in particolar modo grazie al valore della CO2) sia che scenderà (per la fortissima crescita delle rinnovabili che ci attende). Non essendoci elementi per sciogliere da subito questo dubbio, è evidente che l’investimento verrebbe realizzato in uno scenario di massima incertezza, senza peraltro essere controbilanciato dagli elevati rendimenti che, secondo nozioni basilari di finanza, devono caratterizzare gli investimenti ad elevato livello di rischio. Soprattutto, la scommessa potrebbe sembrare azzardata agli istituti di credito, che difficilmente ne consentiranno il finanziamento (a meno che non vengano presentate ingenti garanzie collaterali).
Qualcuno potrebbe obiettare che l’assunzione di rischio sui prezzi di mercato è elemento essenziale dell’attività di impresa in ambito energetico: gli stessi impianti termoelettrici – si dirà – hanno da sempre accettato la volatilità dei prezzi senza alcuna pretesa di stabilità di remunerazione.

Tuttavia, impianti convenzionali e rinnovabili hanno una struttura di costi completamente differente: molto sbilanciata sui costi di esercizio per gli uni (soprattutto l’acquisto del combustibile), quasi tutta concentrata sul costo di investimento per gli altri (non essendovi alcun combustibile da pagare).

L’attuale design del mercato elettrico è stato modellato sulla struttura dei costi dei primi, elemento che tuttavia non ha impedito errori di lettura dello scenario nella scelta di investimenti di nuova capacità convenzionale o non ha evitato di discutere la necessità di creare nuovi segmenti di mercato (es. capacity market).

Un investimento capital intensive come quello in rinnovabili chiama invece stabilità di remunerazione: come a dire, meglio un rendimento basso ma certo piuttosto che uno potenzialmente elevato ma estremamente incerto.
In ragione dunque di una struttura di mercato modellata su logiche diverse da quelle che guidano l’investimento in rinnovabili, il modello market parity – che pur vedrà (in qualche misura già vede) qualche esemplare – non ci pare una risposta convincente al percorso di decarbonizzazione che si è deciso di intraprendere, mancando dell’elemento centrale che è la stabilità della revenues.

I Corporate PPA

Ecco perché nel dibattito ha fatto capolino il tema dei Corporate PPA: contratti di lungo termine siglati tra un produttore di energia rinnovabile e un consumatore (o un trader per sua vece) che consentono, per l’appunto, di stabilizzare la remunerazione dell’impianto (per chi vende) e di assicurarsi contro futuri aumenti del prezzo energia (per chi compra). Purtroppo, nonostante i proclami, di veri PPA ad oggi in Italia non se ne sono ancora visti: basti dire che la durata massima dei contratti finora siglati ha raggiunto i 5 anni, quando invece per raggiungere un sufficiente grado di stabilizzazione dei rendimenti ne servirebbero almeno 15.

I passi fatti fino ad oggi sono comunque incoraggianti e un mercato dei PPA emergerà senza dubbio. Sbagliato però illudersi che basti questo per triplicare la produzione fotovoltaica e raddoppiare quella eolica entro il 2030, come chiesto dalla SEN e, indirettamente, dalla UE.

Infatti, i potenziali clienti per i PPA non abbondano, dovendo concentrare in un’unica entità un elevato livello di consumi, un certo grado di attenzione alle tematiche ambientali (magari legato all’elevata esposizione sul mercato) e una visione di lungo termine sui prezzi: rara avis.

Il nuovo Decreto – ovvero i PPA di Stato

Se la market parity sarà una bolla di sapone e se i PPA Corporate saranno pochi, come si arriverà a 180 TWh (+75%) di produzione al 2030?
La strada dei PPA resta la più promettente, ma serve, probabilmente, allargare l’orizzonte delle possibili controparti includendo tra queste lo Stato.
Lo Stato, infatti, mediante aste competitive, potrebbe “acquistare virtualmente” a un prezzo fisso per un periodo sufficientemente lungo (20 anni) l’energia prodotta dai nuovi impianti rinnovabili (o da impianti rinnovabili “rinnovati”). La stabilità della remunerazione (pari al prezzo offerto in asta) e la solidità dell’acquirente (lo Stato) sarebbe certa, garantendo così la finanziabilità delle iniziative; l’efficienza di costo del meccanismo sarebbe stimolata dalla competizione in asta tra gli impianti (e le fonti?), che porterebbe a selezionare le iniziative che chiedono il prezzo più basso; il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione da una sapiente gestione dei contingenti delle aste da parte dello Stato.
Si tratta di fantascienza?
No: al contrario si tratta esattamente delle disposizioni contenute nella bozza del nuovo DM rinnovabili, in attesa di approvazione. Il DM, infatti, sostituisce per la prima volta in Italia il concetto di incentivazione in senso stretto (un’integrazione dei ricavi che porta certamente ad una remunerazione maggiore rispetto a quella di mercato) con quello di PPA di stato: una remunerazione fissa, ad un prezzo ottenuto in esito ad un’asta, che nel corso degli anni potrebbe essere inferiore rispetto a quella di mercato. Per il produttore, il possibile rimpianto di aver fissato il prezzo ad un valore più basso rispetto a quello che il mercato potrebbe avere in futuro, sarà lenito dall’aver avuto la possibilità di realizzare e finanziare il progetto grazie alla certezza della remunerazione ottenuta (in aggiunta, sono previsti meccanismi di switch al mercato con delle penalità). Per lo Stato, in caso di prezzi energia futuri più elevati dei valori emersi dalle aste, si sarà trattato di un buon affare – in caso contrario, di un costo di sostegno, comunque limitato (difficilmente superiore ai 200 milioni anno – incremento inferiore al 5% dei costi complessivi di incentivazione), per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

Certo, rinnovabili e mercato si sfiorerebbero soltanto: ma siamo certi che sia il mercato elettrico – almeno per come lo conosciamo – la destinazione finale delle rinnovabili?

 

 

Ammodernamenti impianti Fer: le dimensioni del nuovo mercato – di E. Zanardelli e T. Barbetti

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Attese a lungo dagli operatori, le procedure per la gestione degli impianti Fer non fotovoltaici incentivati (da qualcuno già ribattezzate procedure per ammodernamenti), pubblicate il 20 dicembre scorso dal Gse, sono probabilmente una delle produzioni regolamentari di maggiore interesse degli ultimi anni per il settore delle rinnovabili, concentrandosi su un tema – quello delle condizioni a cui possono essere realizzati interventi di manutenzione, riconfigurazione e ammodernamento su impianti incentivati – assai sentito dagli operatori. Anche per questo, oltre che per le questioni di metodo (la consultazione ha permesso di recepire numerose osservazioni e contributi dei player, raggiungendo così una sintesi equilibrata tra le esigenze del sistema e le necessità di chiarezza e semplicità manifestata dall’industria rinnovabile), il documento è stato accolto – rara avis – con ampio favore dal settore.

Le procedure dettagliano un ampissimo ventaglio di soluzioni e interventi: in parte si tratta di interventi di natura fortemente tecnica, relativa alle normali attività di operations di un impianto – operazioni che in molti casi venivano già effettuati prima delle pubblicazione del documento Gse per le quali il valore aggiunto delle nuove procedure consiste nel definire un quadro dettagliato di riferimento, infondendo maggior serenità ad un comparto già terrorizzato dall’incorrere in infrazioni e vedersi revocato l’incentivo.

Si sbaglia però se si pensa che le procedure rimarranno un oggetto esclusivo di disquisizioni tra tecnici. Infatti, accanto alle citate operazioni di natura “ordinaria”, ne vengono introdotte altre (gli ammodernamenti e i potenziamenti non incentivati) che potranno radicalmente mutare le caratteristiche degli impianti, con notevolissimi effetti in termini di incremento di produzione.

Si tratta in generale di azioni volte ad aumentare la producibilità degli impianti tramite la sostituzione dei componenti principali di generazione con apparecchi di nuova concezione caratterizzati da performance operative superiori rispetto a quelle dei componenti originari – ove, nel caso in cui vi sia un incremento di potenza rispetto a quella originaria si parla di potenziamento non incentivato, viceversa di ammodernamento.

Visti i significativi effetti sulla produzione degli impianti (e dunque, in potenza, sui costi di incentivazione), per tali interventi il Gse introduce un limite alla quantità di energia incentivabile, diverso a seconda della fonte e della dimensione dell’impianto (ad esempio, per l’eolico sopra i 10 MW è pari a 2.360 ore equivalenti anno) – come a dire che se dopo le modifiche la produzione supera un limite predeterminato, la quota di energia eccedente non riceve alcun tipo di incentivazione, ma viene valorizzata a mercato.

L’eolico pare la fonte che maggiormente sembra poter beneficiare delle nuove procedure, grazie a interventi come il reblading – sostituzione delle pale eoliche con altre con profilo alare e parametri dimensionali differenti, con un incremento della generazione a costi relativamente contenuti – o il cosidetto repowering, cioè la sostituzione degli aerogeneratori originari con nuove WTG di potenza (e performance) maggiore, sia a parità di potenza complessiva (ammodernamento) che con incremento di potenza (potenziamento n.i.).

Nell’ambito di uno studio svolto per Anie Rinnovabili, Anev e Elettricità Futura (presentato ieri presso il Gse, le slide sono in allegato sul sito di QE), Elemens ha dato una dimensione a questo nuovo mercato, stimandone dapprima il potenziale e in seguito gli impatti macro sul sistema: l’analisi è avvenuta simulando gli impatti in termini finanziari della realizzazione dei vari interventi su una ampia base di impianti tipo (differenziati per data di entrata in esercizio, livello di produzione, IRR target richiesto dall’azionista) ritenuta uno spaccato statisticamente significativo del settore.

Emerge un potenziale per la fonte eolica particolarmente ampio, con una base di impianti esistente potenzialmente interessati alla realizzazione di reblading o repowering che va da un minimo di 560 MW a oltre 2 GW (quasi tutti entrati in esercizio tra il 2008 e il 2012). L’assestamento del mercato sul limite minimo o massimo del range da noi individuato dipenderà da una serie di fattori, il più critico dei quali appare la possibilità per gli operatori di riuscire ad autorizzare in tempi ragionevoli un aumento di potenza dell’impianto originario, sfruttando al meglio le potenzialità del sito: lunghi tempi autorizzativi infatti, oltre a scoraggiare l’operatore, ridurrebbero il tempo residuo di incentivazione godibile dall’impianto ammodernato, impattando negativamente sul business plan.

Più contenute in termini industriali, ma non per questo meno interessanti, sono le opportunità generate dalla procedura per il comparto idroelettrico. In questo caso abbiamo individuato due azioni tipo: l’aumento della potenza di concessione (annoso problema che affligge buona parte dal parco mini hydro) e l’installazione di un gruppo di generazione aggiuntivo più leggero per i grandi impianti ad acqua fluente, con l’obiettivo di produrre anche nei mesi di bassa portata dei corsi d’acqua.

La realizzazione di tutti gli interventi esaminati comporterebbe, a seconda dallo scenario di mercato selezionato, da un minimo di 0,8 TWh a un massimo 4 TWh di produzione aggiuntiva – dato destinato a raddoppiarsi nel lungo periodo per l’effetto life extension (la vita utile dell’impianto ammodernato sarà infatti superiore rispetto a quella dell’impianto originario). Stimiamo al proposito nuovi investimenti nel settore tra 444 milioni e 2,2 miliardi di euro, con significative ricadute occupazionali pari a circa 4.500-22.400 tra addetti temporanei e permanenti. Inoltre, a fronte di un onere di incentivazione incrementale contenuto (0,4-1,1 mld € a seconda del potenziale su tutto il periodo considerato) si ottengono significativi benefici per il Paese, in termini di maggior gettito fiscale (0,5-2,6 mld), di riduzione dei prezzi elettrici (1-7,2 mld) e di misure compensative per il territorio (0,1-0,4 mld), con un saldo netto tra costi e benefici stimato tra 1,2-9,1 mld.

In conclusione, le procedure del Gse rappresentano un nuovo impulso, almeno per alcune categorie di impianti, agli investimenti nelle energie rinnovabili in Italia, con effetti positivi sia sul tessuto industriale che per l’intero Paese. Questo documento, insieme al decreto per l’incentivazione delle rinnovabili mature (il famoso Fer 1) ed a quello per le tecnologie innovative (Fer 2) attualmente in gestazione, costituisce il primo set di strumenti con i quali l’Italia può iniziare a costruire la strada verso gli sfidanti obiettivi indicati dalla Sen

“Con procedure ammodernamento impianti nuove prospettive per le Fer”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Gli operatori del mondo delle rinnovabili sono d’accordo: le procedure di ammodernamento degli impianti Fer pubblicate dal Gse a fine 2017 danno il via a una nuova fase per il settore, nuove opportunità soprattutto per l’eolico. A sottolinearlo Anev, Anie Rinnovabili ed Elettricità Futura al convegno organizzato oggi a Roma alla sede del gestore per parlare del documento, oggetto anche di uno studio di Elemens che ne ha stimato potenzialità di mercato e benefici.

Secondo il presidente di Anev, Simone Togni, “le procedure rappresentano una positiva novità e potrebbero introdurre benefici notevoli per l’industria e l’ambiente. Per l’eolico si apre la possibilità di aumentare la produzione grazie all’efficientamento tecnologico derivante dall’applicazione di tali procedure. Questo passo avanti, accolto con favore da tutto il comparto, dovrà tuttavia essere reso attuabile con una seria semplificazione della normativa e delle procedure autorizzative, che ne consenta l’applicabilità in tempi rapidi”. Dello stesso avviso Michelangelo Lafronza, segretario generale di Anie Rinnovabili, secondo cui “le procedure operative Gse permetteranno la massimizzazione della produzione di energia elettrica da Fer e favoriranno il prolungamento della vita utile degli impianti grazie all’impiego della tecnologia più innovativa, offrendo nuove opportunità di investimento per il settore”. Un percorso, ha aggiunto, che va supportato a livello regionale e locale. Per la vice presidente di Elettricità Futura, Lucia Bormida, “le procedure costituiscono un punto di svolta, gli operatori sono chiamati a gestire in maniera industriale i propri impianti”. È fondamentale ora, prosegue, “avviare un confronto strutturato, mediante le associazioni, in merito all’evoluzione della normativa e della relativa applicazione, anche per evidenziare e risolvere le principali criticità applicative che possono emergere in tutte le fasi del progetto. La condivisione dell’opportunità degli interventi con le comunità e gli enti locali, così come la tempistica nel rilascio delle autorizzazioni necessarie, rappresentano un fattore di successo delle procedure di rinnovamento”.

Dallo studio di Elemens, presentato da Tommaso Barbetti, emerge che con le nuove procedure si aprirà un nuovo mercato, fino ad oggi bloccato, grazie al quale si potranno produrre 4 TWh aggiuntivi nel breve periodo e fino a 7 TWh in quello medio-lungo.

Il fattore tempo e il ruolo di Regioni ed enti locali è tornato in tutti gli interventi e anche nella tavola rotonda. A partire da quello del direttore Divisione Sviluppo Sostenibile del Gse, Luca Barberis, che aprendo la giornata ha evidenziato come si sia chiusa l’epoca della contrapposizione: “Occorre massima collaborazione tra attori istituzionali e privati, in particolare da parte delle Regioni”. E Davide Valenzano, responsabile Affari Regolatori del gestore, ha aggiunto che la finalizzazione del lavoro sulle procedure è il risultato di “un confronto tecnico, operativo e di buon senso nel cogliere le vere opportunità di sviluppo del settore”.

Secondo Sebastiano Serra, capo della Segreteria tecnica del Minambiente, il punto nodale è appunto “il rapporto con le Regioni, il ministero”, ha detto nel corso della tavola rotonda, “farà di tutto per identificare con le regioni un percorso che individui tempi e modalità”. La valutazione ambientale discende dalle regole europee, il passaggio per semplificare, ha affermato per parte sua Luciano Barra, capo Segreteria tecnica Dipartimento energia Mise, “non è verificare ogni volta se vai a Via o non vai a Via, ma effettuare una compressione dei tempi”. Le regole ci sono, ha concluso il direttore affari istituzionali di Terna, Stefano Conti, “il problema è la mancanza di personale e competenze nelle Regioni e la consapevolezza che sta iniziando un nuovo ciclo per gli investimenti Fer”.

Capacity market, la nuova disciplina “apre” ancor di più all’estero

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Dopo il via libera arrivato dalla Commissione Europea, Terna ha avviato una nuova consultazione che disegna i contorni definitivi della disciplina del capacity market italiano. Una consultazione con tempistiche limitate affinché si possa giungere al termine di un processo iniziato ormai 7 anni fa.

Rispetto alla proposta dell’autunno 2016, nella nuova disciplina la fase di Prima attuazione appare sostanzialmente identica alla fase di Piena attuazione: entrambe si collocano nel solco delle linee guida tracciate da Arera in agosto attraverso il dco 592/2017 e abbracciano alcuni elementi innovativi di derivazione europea.

Sul fronte della curva di domanda, Terna conferma difatti lo schema metodologico già avallato dall’Autorità dove il premio non è parametrato sui costi annui di produzione ma sulla willingness to pay del sistema elettrico in funzione del numero atteso di ore nelle quali la capacità disponibile non è tale da soddisfare i consumi e i margini di riserva. Dove invece si osserva una maggiore influenza delle indicazioni di Bruxelles è sul lato dell’offerta, soprattutto per quanto riguarda la partecipazione delle risorse estere e l’introduzione di criteri ambientali.

Rispetto agli schemi precedenti, nel nuovo documento di consultazione sono state infatti nettamente semplificate le procedure di ammissione al mercato delle risorse estere abilitate ad operare su Mgp: per loro, la capacità negoziabile (Cdp) non è sottoposta ad alcuna metodologia di calcolo da parte di Terna ma viene semplicemente autodichiarata da ciascun richiedente e assume l’obbligo di offerta solo sul day ahead.

Inoltre, è stato introdotto l’indice di emissibilità del portafoglio come criterio di discriminazione tra offerte a parità di premio, che tuttavia risulterebbe veramente dirimente solo nel caso in cui, in corrispondenza del premio marginale, si concentrassero più offerte di Cdp flessibile (che rimane il primo criterio di selezione nel caso di offerte di pari valore). Rimangono quindi penalizzate le tecnologie meno flessibili e solo in seguito i portafogli molto emissivi.

La partecipazione delle rinnovabili è stata leggermente favorita attraverso nuove metodologie di calcolo della capacità qualificabile: il parametro di inutilizzabilità di eolico e fotovoltaico viene diminuito, andando così ad aumentare la capacità negoziabile a parità di altre condizioni. E’ inoltre pacificamente confermata la barriera all’ingresso per impianti incentivati e dispacciati dal Gse, benché sia possibile per il titolare rinunciare agli incentivi per il periodo di consegna negoziato nell’asta: l’abbandono del porto sicuro degli incentivi per lanciarsi nell’oceano delle aste del capacity tuttavia appare al momento una mossa azzardata.

In un’ottica di graduale approccio alla market parity delle rinnovabili, può invece essere interessante valutare la possibilità per impianti nuovi o in ripotenziamento – con una soglia minima di investimento indicata dalla disciplina ampiamente abbordabile per queste tecnologie – di poter impegnare la propria capacità per un orizzonte di 15 anni: occorre tuttavia considerare il premio sulla capacità come parziale stabilizzatore di rischio di mercato (da ponderare con il rischio di indisponibilità della capacità) e non come fattore di attivazione di nuovi investimenti.

Altri attori degni di nota sono poi le unità di consumo (Ucmc). In questo caso, si osservano significative modifiche rispetto ai precedenti documenti, tutte aderenti alle indicazioni date da Arera nel dco 592/2017.

Ciò significa che la domanda non viene più considerata un soggetto in grado di fornire capacità al sistema, bensì una porzione di carico in grado di provvedere autonomamente alla sua stessa adeguatezza, meritevole quindi di non essere assoggettata all’incremento dell’uplift necessario a finanziare il capacity market. Al fine di comprendere l’appeal di questo segmento di mercato per le unità di consumo, sarà quindi necessario aspettare le future decisioni da parte dell’Autorità riguardo alla distribuzione dei nuovi oneri derivanti dai premi per la capacità.

Requisito vincolante per la partecipazione di Ucmc al capacity market è ottenere l’abilitazione per operare su Msd, essenza stessa della possibilità di fornire adeguatezza al sistema: in questi termini è interessante notare come dopo i progetti pilota, la nuova disciplina del mercato della capacità sia sostanzialmente una prima apertura di Msd ad aggregatori di domanda. E’ però importante sottolineare che, diversamente dalle Uvac, alle Ucmc non possono sottendere unità di produzione (es. cogenerazione) e che tutte le unità dell’aggregato devono essere dotate di un dispositivo che ne permetta il distacco dalla rete su ordine di Terna.

La somma di queste innovazioni si tradurrà in una variazione dello scenario concorrenziale per il termoelettrico italiano? Se l’impatto che rinnovabili – gelose dei loro incentivi – e unità di consumo – soggette ad una potenzialmente onerosa interrompibilità – potranno avere sul capacity market appare contenuto, il ruolo delle risorse estere invece può essere rilevante, tuttavia la loro competitività sarà strettamente vincolata alla capacità di transito transfrontaliera disponibile che sarà definita da Terna, vero deus ex machina di questo nuovo mercato ormai quasi ai nastri di partenza.

Bozza decreto Fer: prime considerazioni – di T. Barbetti per Quotidiano Energia

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Dagli ormai proverbiali cassetti di Calenda è spuntata anche l’attesissima bozza del futuro Decreto rinnovabili. 

Inutile sottolineare quanto incerto sia il destino del testo, data la forte discontinuità di cui dovrebbe essere oggetto il Mise nelle prossime settimane (mesi?); doveroso però ricordare che questo provvedimento si inserisce in un profondo solco, tracciato sia a livello nazionale sia a livello Ue, che rende improbabile un totale stravolgimento dei suoi contenuti, molti dei quali soggetti a verifica di compatibilità con le Linee guida europee e dunque con grado di malleabilità limitato.

Al primo colpo d’occhio colpisce subito il volume di incentivi che verrebbero resi disponibili: si parla di oltre 6,3 GW di incentivi da qui a fine 2020 – valori quasi doppi rispetto alla somma delle dotazioni dei decreti 2012 e 2016, ma del resto in linea con la Sen.

Di questi 5,5 GW verrebbero assegnati mediante 7 aste su base quadrimestrale – si introduce, come ampiamente anticipato, la logica della neutralità tecnologica (eolico compete con PV, idro compete con geotermico e biogas da discarica). Tra i duelli, quello che riveste più interesse, non foss’altro per i quasi 5 GW messi a disposizione, è certamente quello tra eolico e FV, con quest’ultimo che ricompare nel mondo incentivi a 5 anni dallo stop seppur senza il suo elemento di spicco (FV agricolo, per cui permane il divieto di accesso ai sussidi): gli incentivi (con contratti per differenze a due vie, altra novità: se il prezzo di mercato supererà l’offerta in asta, sarà il produttore a pagare) saranno i più bassi di sempre, con valori compresi tra un massimo di 68,8 €/MWh e un minimo di 21 €/MWh.

La logica competitiva di prezzo arriva anche ai registri, in cui si potrà salire in graduatoria richiedendo tariffe ridotte fino al 30% rispetto ai valori base: una sorta di asta per piccoli operatori, seppure con alcune categorie esentate. Anche qui viene introdotta la neutralità tecnologica, con il duello FV-eolico che si replicherà anche sullo small scale.

Scompare l’accesso diretto, fa capolino il tema dei Ppa, con una prima ipotesi di creazione di piattaforma pubblica gestita dal Gme (alternativa all’accesso agli incentivi).

Ci sarà tempo per scendere nei numerosi dettagli. Nel frattempo emerge chiara la visione di fondo, basata su competizione (tra operatori) e competitività (visto il livello delle tariffe), che sembra strizzare l’occhio alle grandi iniziative – questo proprio mentre il pentastellato Fioramonti (indicato al Mise da Di Maio in un ipotetico esecutivo M5S) scrive di decentramento energetico, auto-consumo e auto-produzione.

 

Emerge dunque un interrogativo di fondo: la visione Calendiana sarà compatibile con quella degli azionisti di maggioranza del futuro Governo, qualunque esso sia?