Prestazione energetica edifici: le novità dal recepimento della Direttiva

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6 Luglio 2020

 

Quando si parla di efficienza energetica il pensiero va subito agli interventi di sostituzione degli impianti di riscaldamento – tipicamente vecchie caldaie a gas o addirittura a gasolio – con nuove soluzioni tecnologiche, una su tutte le pompe di calore (magari accoppiate a impianti fotovoltaici, utili per coprire parte del fabbisogno elettrico incrementale). Tali azioni presuppongono, nella maggior parte dei casi, l’utilizzo di vettori energetici più puliti e contribuiscono dunque alla riduzione delle emissioni di CO2 ed altri inquinanti in atmosfera, ma difficilmente da sole comportano una sostanziale diminuzione dei consumi energetici. Uno degli elementi fondanti dell’efficienza energetica – come si deduce dalla stessa denominazione – risiede nella riduzione dei consumi, che si può tradurre nell’ottimizzazione della gestione dell’energia (comparto industriale) e nel miglioramento della prestazione energetica degli edifici (ambito residenziale). Quest’ultima voce consiste in una pluralità di interventi, che comprendono l’involucro della struttura, i serramenti, i materiali di costruzione e, infine, gli impianti utilizzati per il riscaldamento/raffrescamento; è in questo settore, in particolare, che si possono ottenere buoni risultati in termini di riduzione dei consumi energetici, fondamentali nella roadmap di decarbonizzazione del nostro Paese.

Se sul lato dello sviluppo di impianti a fonti rinnovabili siamo tra i primi in Europa, dal punto di vista delle prestazioni energetiche degli edifici l’Italia è ancora molto indietro: il 74% degli edifici residenziali è stato infatti costruito prima del 1980 (quando non esistevano prescrizioni particolarmente attente all’efficienza energetica per la realizzazione di nuove costruzioni) mentre, secondo l’ISTAT, il 17% ha uno stato di conservazione mediocre o addirittura pessimo. Questi numeri parlano da soli e mostrano un parco edilizio datato e realizzato con tecniche di costruzione ormai ampiamente superate, con conseguenze negative sulle performance energetiche. Con l’introduzione delle detrazioni fiscali – principale volano degli interventi di ristrutturazione e riqualificazione energetica degli edifici si è cercato di fornire un primo impulso alla riqualificazione degli immobili, ottenendo risultati non trascurabili: nel periodo 2014-2018 si sono infatti conseguiti risparmi energetici dell’ordine dei 1,567 Mtep (casabonus + ecobonus); tuttavia, è necessario fare molto più, soprattutto se si vogliono rispettare le sfidanti traiettorie sulla riduzione dei consumi previste dal piano clima energia.

Come spesso accade quando si parla di energia, un netto impulso è arrivato a livello europeo: il 10 giugno l’esecutivo ha infatti varato il Dlgs n° 40, che recepisce la Direttiva Europea del 2018 sulla prestazione energetica degli edifici. La ratio della norma è quella di favorire il miglioramento delle performance energetiche negli edifici di nuova costruzione o in caso di ristrutturazione di quelli esistenti: rispetto a quanto già previsto dal D.lgs 192 del 2015 (che recepiva le versioni precedenti della direttiva), sono state introdotte nuove prescrizioni da rispettare nella realizzazione di nuovi edifici e nelle ristrutturazioni.

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Fer, dalle aste Gse un segnale chiaro sugli ostacoli della decarbonizzazione

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

30 Gennaio 2020

Una visione chiara su dove rischia di arenarsi il percorso di decarbonizzazione: questo è quanto emerge dai risultati delle procedure del DM – e in particolare delle aste – pubblicate nel cuore della notte dal Gse (QE 29/1).

La prima evidenza di segnali di scarsità è infatti il dato che, ai nostri occhi, colpisce maggiormente scorrendo gli esiti della procedura principale, ossia l’asta con cui sono stati assegnati 500 MW di incentivi all’eolico e al fotovoltaico in area non agricola.
Dopo il digiuno di tre anni – l’ultima, affollatissima, asta risaliva al 2016 – sembrava lecito attendersi una procedura popolata e competitiva. Invece, la capacità iscritta è stata di appena 595 MW: in altri termini solo 3 dei progetti iscritti (insieme a una quota parte di un quarto) hanno visto le loro offerte non accettate – a questi si aggiungono altri 3 esclusi per vizi di forma o di altra natura.
Come è possibile, si dirà, che in presenza di progetti autorizzati per oltre 2 GW, solo 600 MW abbiano partecipato? La ragione sembra da cercare nel grandissimo numero di progetti alle prese con ottimizzazioni sui propri siti tramite varianti non sostanziali: elemento che non stupisce, dato che i progetti hanno iniziato il loro percorso autorizzativo anche da più di 6-7 anni, prevedendo elementi tecnologici appartenenti ormai a oltre una generazione fa. Fino a qualche anno fa tali operazioni, fondamentali per rendere competitive le iniziative nel nuovo scenario di remunerazione, risultavano sufficientemente agevoli: oggi, le resistenze a livello locale paiono aumentate anche su questo fronte, rendendo i processi più lunghi e complessi e – di fatto – lasciando fuori dall’asta una grossa fetta di progetti autorizzati.
Colpisce anche il bassissimo livello di partecipazione del grande fotovoltaico, con appena 2 iniziative che si sono iscritte alle procedure: conferma questa della scarsità di progetti su area industriale (gli unici ammessi alla procedura), che in almeno un caso hanno peraltro preferito curiosamente la strada dei PPA.
Naturale dunque che il basso livello di competizione si sia riflesso sul livello delle offerte che, seppur molto vario (ballano quasi 20 €/MWh tra l’offerta più bassa e quella più alta), vede impianti che hanno offerto ribassi contenuti entrare tranquillamente nel contingente delle iniziative incentivate. Probabilmente non l’esito che auspicava il Governo, che può comunque vantare un livello di remunerazione medio della procedura di 57 €/MWh, il più basso mai raggiunto nella storia delle rinnovabili italiane.
Differente, invece, il quadro sui registri, caratterizzato da livelli di partecipazione doppi (idroelettrico) o tripli (eolico + PV) rispetto ai contingenti disponibili – quasi del tutto vuoto il registro riservato al fotovoltaico in sostituzione di amianto, una delle poche novità pentastellate rispetto alla bozza di decreto calendiana.
Dai registri traiamo almeno altri due spunti, ossia la nuova (e ultima?) fiammata del mini-eolico, con oltre 200 progetti che si sono presentati sperando nell’accesso alle tariffe del 2016 (garantito a chi entra in esercizio entro agosto) ma che nella quasi totalità hanno avuto esito negativo e l’en plein del fotovoltaico, che accede agli incentivi con tutti i progetti presentati.
Dagli esiti delle prime procedure è già possibile trarre qualche considerazione generale. Qualche mese fa scrivemmo di un possibile processo di “germanizzazione” delle aste italiane, facendo cenno alle procedure tedesche in cui, in più di un’occasione, il livello di partecipazione è stato inferiore rispetto agli incentivi disponibili. Orbene, al netto dei registri, questo processo sembra subire un’accelerazione inattesa, iniziando a rivelare i prodromi già dalla prima sessione d’asta. Ovviamente non è automatico che la bassa partecipazione si ripeta nelle prossime procedure e, ad esempio, già a partire dalla prossima (il cui avvio è previsto domani): molto dipenderà, come detto, dalla velocità con cui i progetti otterranno le loro varianti, ancor prima che dal rilascio di nuove autorizzazioni, ormai al palo in molte Regioni (meno di 150 MW autorizzati lo scorso anno).
Tuttavia, guardando all’intero programma biennale, sembra difficile non immaginare, prima o dopo, un esito “alla tedesca”: circostanza questa paradossale, tenuto conto che il programma di aste rappresenta solo un piccolo tassello verso gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 (che molti ritengono peraltro insufficienti). La mancata saturazione dei contingenti lancerebbe dunque un messaggio inequivocabile e, per una volta, perfettamente tangibile: il grande ostacolo sul percorso della decarbonizzazione è il tema autorizzativo, con il nodo gordiano della gestione del consenso sui progetti e sulle infrastrutture.

The Italian lockdown: takeaways for the electricity market & system

This is a translation of an article by Andrea Marchisio, Salvatore Alessandro Casa and Emanuele Zanardelli, published on June 9th, 2020 on RiEnergia.

 

The fall of electricity demand following the Italian lockdown set the path for a domino effect that affected all the electricity system: rise of renewables penetration, drop on prices, increase of Ancillary services’ demand (not just from conventional systems). As a matter of fact, it is an insight on many elements that would shape a decarbonized system.

Focusing on some indexes allows to understand the extent of the stress generated to the system, and -despite the uncertainties – starting to develop expectations on short term evolutions, driven by national economics’ possible responses to this unprecedented crisis.

 

The hammer on demand and the raise of renewables

Let’s go back to March 4th, 2020 – when the first measures followed by permanent lockdown a week later were started. Since that moment, the load’s trajectory has been deviated, marking an englarging furrow with respect to how things would have been in absence of the Coronavirus pandemic: Elemens estimates slightly more than 10 TWh of non-withdrawn energy due to the lockdown for the entire March-April-May trimester, almost a 15% reduction (whilst for the same semester of 2019 we see -12% yoy variation). [Chart 1]

As the denominator decreases, the renewables at the numerator were able to reach a penetration slightly above 45%, mainly thanks to the PV and hydroelectric contribution (respectively +13% and +16% compared to 2019).

Chart 1 – Actual and “what if” estimated demand of electricity [Elaborations by Elemens]

 

Prices fall, gas amid ballasts

The larger role of renewables, however, is not linked to dispatching priority, but to the RES ability to bid at zero marginal price, which shrinks the residual demand, decreasing the available market space for conventional price makers by 20% compared to 2019.

In the first three months of the pandemic in Italy, the average PUN was halved compared to the average price of the same timeline the year before, also due to repeated lows (131 hours of price lower than 10 €/MWh vs 4 hours in 2019), hitting for five times the 0 €/MWh floor at national level.

 

However, the smaller market space was not the only ballast to prices which suffered the simultaneous fall of gas costs: according to Elemens estimates, the reduction of average prices has been caused by 48% due to the residual demand effect and by 33% due to the price at PSV [Chart 2].

Chart 2 – Drivers of PUN, March/April/May PUN (2020 vs 2019) [Elaborations by Elemens]

 

 

Chasing system security (with a special guest)

 

The Day-Ahead Market (MGP) and the Ancillary Services Market (MSD) are two communicating vessels: the more the space that renewables gain on the first, the more the TSO’s need of exploiting the latter.

This correlation has been confirmed during the lockdown: the required volumes for TSO on MSD increased by 36%, especially on ex-ante MSD – the market session in which Terna restores non-available reserve margins after the MGP sessions – which increased by 62%.

The system absorbed the blow, proving itself adequate – especially in terms of flexibility. However, we should mention the key help from renewables, and wind power in particular, whose production looks like it was limited by dispatching orders in critical circumstances for the system (Chart 3 shows such an effect in some significant days).

A year ago we ended one of our columns with the words “the implementation of renewables is a necessity, not luxury”, thinking about the 2030 decarbonized electric system, something that looks more current than what we expected due to these events (https://rienergia.staffettaonline.com/articolo/33304/Come+e+perché+portare+le+FER+in+MSD/Salvatore+Alessandro+Casa+e+Andrea+Marchisio).

 

Chart 3 – Forecasted vs actual aggregated national wind production [Elaborations by Elemens]

 

 

What is going to happen?

 

The peculiarity of this crisis was the asymmetric effect on different sectors: some economic branches were as a matter of fact more harshly hit by the lockdown (like restaurants, bars and hotels), whilst others (IT and communications) actually experienced an increase in business.

Elemens performed a quantitative assessment of the COVID-19 effects on electric consumptions for single sectors, studying the historic evolution of the Added Value and evaluating the elasticity of the electric demand for each economic branch, aimed at finding out which sectors were more responsible for the decrease of consumptions (Chart 4).

 

Chart 4 – Lockdown impact, share on consumptions and electric demand elasticity per economic sector [Elaborations by Elemens]

 

Starting from this fine-tuning, we quantified the evolution of the electric demand starting from the economic outlook of the European Commission, which forecasts a decrease on Italian GDP of 9,5% in 2020 and a rebound of 6,5% in 2021.

Under these assumptions, electricity consumptions would decrease to 302 TWh in 2020, then reaching 309 TWh in 2021. This figure goes amid the demand scenarios estimated by Elemens, that – in absence of new strict social distancing measures – foresees a 2021 demand between 311 and 304 TWh, depending on the depth of the economic crisis. Assuming otherwise that new lockdowns are coming, the electricicy demand in 2021 could even fall to 278 TWh.

In this framework, the magnitude of economic support policies brought at both national and – especially – European level, together with the capability in translating them into effective interventions on the Italian economic and industrial tissue, will play a key role in containing the crisis and re-boosting Italy’s economy.

 

Towards antifragility

 

Despite the dramatic uncertainty of the Italian economic situation, the resilience showed by the electric system in the last months doesn’t suggest a simple feeling of “narrow escape”. Indeed the current crisis could push the system towards an anti-fragile evolution – capable of enhancing itself by the stressors that may occur down the long way to decarbonization – which could find a key ally in storages, assets able to increase the systems’ flexibility and at the same time decrease overgeneration risks.

 

 

Italia: più rinnovabili nel settore elettrico post-Covid – Articolo di A.Marchisio, S.A.Casa e E.Zanardelli

Per gentile concessione di Rienergia

9 Giugno 2020

Il crollo della domanda elettrica connesso al lockdown italiano ha innescato un effetto domino che si è trasferito lungo il sistema: aumento della penetrazione delle rinnovabili, depressione dei prezzi, incremento dell’approvvigionamento di servizi di dispacciamento (non solo dagli impianti convenzionali). Di fatto, un’anticipazione di molti degli elementi che caratterizzano un sistema decarbonizzato. Osservare nel dettaglio alcuni indici consente di cogliere la portata dello stress indotto al sistema e, pur nell’incertezza, di iniziare a formulare aspettative sull’evoluzione di breve periodo – guidate dalle possibili risposte dell’economia nazionale di fronte a questa straordinaria crisi.

Domanda e rinnovabili

Riavvolgiamo il nastro al 4 marzo 2020 – data dei primi provvedimenti restrittivi che hanno anticipato di una settimana il completo lockdown. Da quel momento la traiettoria del carico è stata deviata, tracciando un solco sempre più ampio rispetto a quanto sarebbe accaduto in assenza di Coronavirus: Elemens stima che, nell’intero trimestre marzo-aprile-maggio, poco più di 10 TWh di energia non siano stati prelevati a causa del lockdown, pari a circa una riduzione del 15% (mentre, rispetto allo stesso periodo del 2019, la variazione risulta pari a -12% yoy). Rimpicciolendosi il denominatore, le rinnovabili al numeratore sono state in grado di raggiungere una penetrazione poco superiore al 45%, grazie soprattutto al contributo di fotovoltaico (+13% vs 2019) e idroelettrico (+16% vs 2019).

Domanda di energia elettrica effettiva e prevista

Fonte: Elaborazioni Elemens

 Effetti di mercato

L’accresciuto ruolo delle rinnovabili non è tuttavia da attribuire alla priorità di dispacciamento: è la loro peculiarità di poter offrire a prezzo marginale nullo a restringere la domanda residua, riducendo del 20% rispetto al 2019 lo spazio di mercato disponibile per i price maker convenzionali. Nei primi tre mesi dell’emergenza sanitaria il PUN medio si è dimezzato rispetto al prezzo medio dello stesso calendario dell’anno precedente, anche per effetto di ripetuti minimi (131 ore di prezzo inferiore a 10 €/MWh vs 4 ore nel 2019), raggiungendo 5 volte il floor di 0 €/MWh a livello nazionale. Il minor spazio di mercato non è stato tuttavia la sola zavorra ai prezzi che hanno subìto la contemporanea caduta verticale delle quotazioni del gas: Elemens quantifica un contributo alla riduzione dei prezzi medi pari al 48% per effetto della domanda residua e pari al 33% a causa del prezzo al PSV.

Le cause della variazione del PUN marzo-aprile-maggio (2020 vs 2019)

Fonte: Elaborazioni Elemens

Effetti di sistema

I Mercati del Giorno Prima e dei Servizi di Dispacciamento sono due vasi comunicanti: maggiore è lo spazio che le rinnovabili si guadagnano sul primo, maggiore è per Terna la necessità di ricorrere al secondo. Questa correlazione è stata confermata nel periodo di lockdown: i volumi richiesti dal TSO su MSD sono aumentati del 36%, soprattutto su MSD ex-ante – la sessione di mercato dove Terna ricostruisce i margini di riserva non disponibili dopo le sessioni di MGP – che ha registrato una crescita del 62%.

Il sistema ha quindi retto l’urto, dimostrandosi adeguato – soprattutto in termini di flessibilità. Tuttavia, occorre menzionare il contributo decisivo fornito dalle stesse rinnovabili, e dall’eolico in particolare, la cui produzione sembra essere stata limitata da ordini di dispacciamento nelle circostanze più critiche per il sistema (il grafico seguente evidenzia tale effetto nei giorni più significativi). Un anno fa chiudevamo un nostro articolo con la frase “l’abilitazione delle rinnovabili è una necessità e non un lusso” pensando al sistema elettrico decarbonizzato del 2030, concetto che, alla luce di questi eventi, sembra più attuale di quanto credessimo.

Previsione vs produzione eolica aggregata nazionale

Fonte: Elaborazioni Elemens

Cosa accadrà?

La peculiarità di questa crisi è stato l’effetto asimmetrico sui diversi settori: alcune branche economiche infatti – si pensi alla ristorazione, ai bar ed alle strutture ricettive – sono state colpite più duramente dalle misure di contenimento della pandemia, mentre altre – IT e comunicazioni – hanno visto addirittura un incremento del loro giro d’affari.

Elemens ha condotto una valutazione quantitativa degli effetti del COVID-19 sui consumi elettrici dei singoli settori, studiando l’evoluzione storica del Valore Aggiunto e valutando il grado di elasticità della domanda elettrica per ciascuna branca economica, al fine di individuare i settori maggiormente responsabili del calo dei consumi.

Impatto lockdown, prevalenza su consumi e elasticità domanda elettrica per settore economico

Fonte: Elaborazioni Elemens

A partire da questa calibrazione, è stata quantificata l’evoluzione della domanda elettrica sulla base delle previsioni economiche della Commissione Europea sull’evoluzione del PIL italiano, che indicano per l’Italia una contrazione nel 2020 del 9,5% ed un rimbalzo del 6,5% nel 2021.

Sotto tali ipotesi, i consumi elettrici calerebbero a 302 TWh nel 2020, per poi raggiungere 309 TWh nel 2021. Questo dato si inserisce all’interno degli scenari di domanda elaborati da Elemens che, in assenza di ulteriori misure severe di distanziamento, prevedono un fabbisogno al 2021 compreso tra 311 e 304 TWh, in funzione della gravità della crisi economica. Ipotizzando, invece, altri lockdown la domanda elettrica nel 2021 potrebbe addirittura scendere fino a 278 TWh.

In questo quadro, l’efficacia delle politiche di sostegno economico messe in campo sia a livello nazione che, soprattutto, a livello europeo avranno un ruolo chiave: la possibilità di usufruire di parte delle risorse stanziate dalla Commissione Europea a condizioni di accesso agevolate (Next Generation EU e MES in primis) e la capacità di tradurli in interventi reali sul tessuto economico ed industriale del nostro Paese, rappresenta la conditio sine qua non per contenere la crisi e rilanciare la nostra economia.

Pur nella grave incertezza sulla situazione economica in cui l’Italia è immersa, la resilienza dimostrata dal sistema elettrico negli ultimi mesi non suggerisce semplicemente una sensazione di “pericolo scampato”. L’attuale crisi può anzi spingere verso un’evoluzione antifragile del sistema – in grado, cioè, di trarre miglioramento anche dagli eventi di stress che lo possono accompagnare nel lungo percorso verso la decarbonizzazione – che potrebbe trovare un alleato fondamentale negli accumuli, asset in grado di aumentare la flessibilità del sistema e contemporaneamente ridurre rischi di overgeneration.

 

Italian RES Auctions are already undersubscribed. What now?

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

 

 

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

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

29 Maggio 2020

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

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

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22 Maggio 2020

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

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

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

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

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

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

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

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

22 Maggio 2020

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

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

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

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

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

22 Maggio 2020

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Domanda elettrica, come sarà la ripresa?

Per gentile concessione di Qualenergia

19 Maggio 2020

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

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

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

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

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