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Prima procedura incentivi Fer 1: cosa ha funzionato e cosa no? Intervista a T.Barbetti

Per gentile concessione di  Qualenergia

Questa settimana abbiamo parlato molto delle graduatorie della prima delle sette procedure del DM 4 luglio 2019, il Fer 1.

Per chi non avesse seguito, su 730 MW messi complessivamente a bando lo scorso 30 settembre, sono arrivate 880 domande per un totale di 772 MW. Ma le cose sono andate molto diversamente tra aste e registri.

Riepilogando: mentre l’asta per idro e biogas è andata deserta (un solo progetto idro, escluso) quella per FV ed eolico (Gruppo A) ha assegnato tutto il contingente, 500 MW, ma ha visto un solo progetto FV incentivato (e un secondo escluso) ed è stata relativamente poco partecipata, con domande per 595 MW e ribassi dal 30,54% al 4,29% con una media del 18%.

Per quanto riguarda i registri dello stesso Gruppo A, invece, sono arrivate 522 domande per un totale di 92 MW su un contingente messo a bando di 45 MW, con tutti i fotovoltaici ammessi e una lunga coda di eolici rimasti fuori.

Anche il registro del Gruppo B biogas + idro ha visto una forte partecipazione, con solo gli idroelettrici con maggiore priorità per criteri ambientali rientrati in contingente e nessuna domanda da biogas.

Il Gruppo A2, destinato agli impianti fotovoltaici in sostituzione di eternit, ha impegnato invece solo 15 MW dei 100 MW disponibili, e c’è stata poca richiesta sia nell’asta che nel registro per i rifacimenti.

Abbiamo chiesto a Tommaso Barbetti, analista partner di eLeMeNS, che lezioni si possono trarre da queste prime graduatorie e che previsioni si possono fare per i prossimi bandi.

Iniziamo dall’asta per i grandi impianti eolico e fotovoltaici. Come si spiega la partecipazione relativamente scarsa?

In gran parte si spiega con la questione autorizzativa: un gran numero di progetti era autorizzato con lay out superati e dunque con la necessità di aggiornare le autorizzazioni con variazioni non sostanziali.

Parliamo infatti di progetti concepiti quasi 10 anni fa che devono essere adeguati all’evoluzione tecnologica che c’è stata, soprattutto per quel che riguarda le turbine eoliche.

Questo era accaduto anche nel 2016, ma la differenza è che, mentre allora le procedure autorizzative erano relativamente veloci, ora molte Regioni hanno reso il percorso molto più difficile.

C’è un solo progetto fotovoltaico tra gli ammessi e un altro escluso non per questioni di graduatoria. Cosa ha tenuto lontano il solare dalla gara?

Per il fotovoltaico ha pesato in primis l’esclusione dei progetti su terreni agricoli. Qualcuno poi ha snobbato l’asta pur potendovi accedere: sappiamo di un progetto su area industriale da circa 54 MW in Sardegna che ha optato per andare in market party con Ppa.

Come si spiega una scelta del genere?

È una bella domanda, dato che, senza parlare della remunerazione, l’incentivo sembra offrire una durata più estesa e una finanziabilità maggiore rispetto ai pur pochi Ppa tra privati che abbiamo visto finora.

Va detto che molti non si aspettavano un’asta così poco competitiva, che ha dato anche tariffe abbastanza alte (l’ultimo tra gli ammessi avrà circa 67 euro MWh, ndr).

Poi tra gli operatori c’è un diffuso scetticismo ad affidarsi al Gse e un timore per l’incertezza regolatoria: sentimenti, forse non giustificati, che sono nati da esperienze come lo Spalma-incentivi o dall’essersi scontrati in passato con atteggiamenti rigidi da parte del Gestore.

Nella gara c’è chi è passato strategicamente con un ribasso poco più che minimo, portandosi a casa 67 euro/MWh, ma c’è anche chi ha ribassato del 30% scendendo a 48 euro/MWh. Come si spiegano offerte così diverse?

Gli operatori con una forte cultura industriale non sempre condizionano il loro BID alle condizioni di scenario competitivo che si attendono di trovare, concentrandosi invece sugli economics dei propri impianti e sulla redditività che è necessario garantire al gruppo.

Cosa possiamo aspettarci dalle prossime aste?

Come detto ci sono molte autorizzazioni per varianti non sostanziali in sospeso, molto dipenderà dalla velocità con cui saranno concesse. Vanno esaminate le singole situazioni e solo a quel punto ci si potrà fare un’idea del numero di possibili partecipanti.

Diciamo che comunque, per il breve periodo, aste con elevatissima partecipazione mi lascerebbero sorpreso. Sul lungo termine, soprattutto, ho più di un dubbio che i 5,5 GW di contingente complessivo per le aste possano essere tutti assegnati, almeno se guardiamo al ritmo con cui sono state finora concesse le autorizzazioni per l’eolico e considerando il potenziale limitato del Fv in area industriale.

Una partecipazione relativamente alta c’è stata invece per il registro…

Ci sono stati tanti partecipanti e due terzi del contingente è andato all’eolico e un terzo al FV. Questo considerando che, per i meccanismi di priorità del bando, tutti i fotovoltaici sono rientrati in posizione utile mentre 267 eolici sono rimasti fuori.

Cosa ha spinto a una partecipazione così massiccia dell’eolico rispetto al FV?

Tra le domande colpisce la forte presenza di mini-eolici da 60 kW, un mercato che evidentemente è ancora vivo, spinto dal fatto che gli impianti che riescono a entrare in esercizio entro agosto 2020 hanno diritto alle più generose tariffe del DM 23 giugno 2016.

Tutte le macchine di questa taglia che hanno chiesto le tariffe più generose sono però rimaste in fondo alla lista dei progetti, non in posizione utile. Quelli che rientreranno con il prossimo registro avranno tempo dalla pubblicazione delle prossime graduatorie, fine maggio, al 9 agosto per mettere in esercizio gli impianti, dopo di che nei prossimi bandi potremmo vedere ridursi fortemente, se non sparire, questa taglia di impianti.

Cosa potrebbe succedere nei prossimi registri?

Il registro per l’idroelettrico in questa prima procedura è stato di fatto limitato agli impianti che andavano in accesso diretto con il decreto del 2016, essendo gli altri stati bloccati dalla necessità del via libera Snpa: nel prossimo bando dovrebbero partecipare anche questi, cosa che potrebbe portare a un affollamento ancora maggiore.

Per quel che riguarda il gruppo eolici-fotovoltaici, ci sarà la coda dei minieolici, di cui parlavamo sopra, da smaltire, ma per il resto è difficile fare previsioni.

Guardando a questi primi risultati del decreto, cosa ha funzionato e cosa no nel disegno del meccanismo incentivate?

Rimandando a tra qualche mese un giudizio complessivo sulla congruità dei contingenti, per ora possiamo dire che l’asta, nonostante la partecipazione relativamente scarsa, ha fatto emergere le efficienze degli operatori: l’incentivo medio è stato di circa 57 euro/MWh, il più basso mai raggiunto nella storia del sostegno alle rinnovabili in Italia. Contando anche il diverso meccanismo di remunerazione, ora a due vie, siamo di fatto oltre 10 euro/MWh sotto al livello raggiunto con le aste per l’eolico del DM 23 giugno 2016.

Non si sono rivelati utili invece norme come quella che avvantaggia gli aggregati: ha portato più avanti in graduatoria alcune iniziative senza benefici apparenti per il sistema, a prescindere dal livello di sconto che erano in grado di proporre.

Sembra poi essere stato un flop, per ora, il registro e il relativo premio per il FV in sostituzione dell’amianto, con 15 MW assegnati su un contingente di 100.

Le comunità energetiche verso la prova dei fatti

Per gentile concessione di  Qualenergia

Autoconsumo: “2020 anno decisivo”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

23 Gennaio 2020

Il 2020 si preannuncia come “anno decisivo” per la diffusione dell’autoconsumo in Italia.

È forse questo il principale messaggio emerso dal convegno “Energy community: dall’Europa all’Italia, dalla teoria alla pratica” tenutosi nella sede del Gse per illustrare i lavori del Tavolo coordinato da Elemens e Public Affairs Advisors (le slide dello studio sono sul sito di QE).
A parlare di “2020 decisivo” è stato appunto Tommaso Barbetti di Elemens. Ma la tesi è sostanzialmente condivisa dal presidente Arera Stefano Besseghini, che ha definito quest’anno “importante” per il futuro dell’autoconsumo.
D’altronde, la riprova arriva dagli emendamenti bipartisan presentati al Milleproroghe (seppure giudicati inammissibili, come annunciato da Gianni Girotto del M5S QE 23/1).
In definitiva, la volontà di anticipare almeno in parte il recepimento della direttiva Ue Red II (ma la direttiva mercati non è meno importante, come sottolineato anche dal capo segreteria tecnica del Mise, Luciano Barra) sembra ormai consolidata. Si tratta ora di capire quali modalità adottare.
Lo studio
Lo studio del Tavolo parte dai numeri: attualmente si cresce di 300-440 MW annui, in gran parte legati al fotovoltaico. In base al Pniec, si dovrà raggiungere un trend di 3 GW/anno di FV per centrare gli obiettivi al 2030. E circa la metà dovrebbe provenire da configurazioni in autoconsumo.
L’analisi si sofferma poi sui principali e ormai noti dilemmi: meglio un modello virtuale o uno fisico? Meglio incentivi impliciti o espliciti? Configurazioni su base temporale “istantanea” (ora/quarto d’ora) o più ampia (giorno/mese/anno)? Solo Fer o anche cogenerazione? Quale ruolo per Esco e grandi aziende?
Lo studio analizza pro e contro di ciascuna opzione, fornendo infine quattro indicazioni basilari.
La prima è quella di “non perdere di vista il quadro europeo”, evitando di puntare su un solo modello (es. energy community). L’Europa indica 4 configurazioni (autoconsumo esteso all’interno di un edificio, Renewable energy community, Citizen energy community e cliente attivo) e “di tale indirizzo si dovrà tenere conto in fase di recepimento”.
Secondo, deve essere previsto “un ruolo chiaro per gli operatori professionali (Esco e grandi aziende), in assenza dei quali l’intero mercato dell’autoconsumo collettivo rischia di assumere una dimensione di nicchia e di non generare offerte competitive”. Allo stesso modo “va tenuto a mente il ruolo della Car, tecnologia complementare e non concorrente rispetto alle rinnovabili”.
Il terzo punto è quello degli incentivi: implicito o esplicito che sia, l’aspetto fondamentale è “analizzare gli economics delle iniziative, assicurando che il livello di remunerazione nel tempo dello strumento individuato assicuri un livello di redditività tale da attrarre i consumatori finali e da consentire la realizzazione delle iniziative”.
Infine occorre creare “un processo semplice e comprensibile”, auspicabilmente “a prova di assemblea condominiale”, come sottolineato da Barbetti. Una battuta, ma fino a un certo punto: perché il futuro dell’autoconsumo non sta solo nelle regole ma anche e soprattutto nella loro attuabilità.
Il dibattito
Lo studio ha ovviamente stimolato il dibattito, coordinato da Giovanni Galgano di Paa.
Partendo dalle istituzioni, Luciano Barra del Mise ha subito spezzato una lancia a favore del modello virtuale affermando che “non ha senso duplicare la rete”. Il dilemma incentivazione implicita/esplicita, invece, “non mi appassiona, anzi eviterei di soffermarmi troppo su questa parola magica ‘incentivo’: qui il tema è fare un quadro organico di ‘incoraggiamento’ e soprattutto trovare il giusto consenso”.
Barra ha inoltre esortato a “regolare i Sistemi di distribuzione chiusa, visto che ce lo chiedono anche le Regioni”.
Secondo l’a.d. del Gse, Roberto Moneta, proprio il coinvolgimento di queste ultime sarà importante. Occorre però “non farci prendere dalla fretta, anche se i tempi sono stretti”.
Il presidente Arera Besseghini ha rimarcato tra le altre cose la necessità di tutelare il consumatore: in particolare, “nelle energy community deve esserci una way-out per non lasciare mai l’utente scoperto” rispetto alla sicurezza e qualità del servizio. “Se poi devo votare tra incentivo implicito o esplicito scelgo quest’ultimo”, ha detto il numero uno dell’Autorità.
A questo proposito, il direttore affari regolatori di Terna, Fabio Bulgarelli, ha ricordato gli effetti dell’incentivazione implicita (ossia l’esenzione da oneri di sistema e di rete) sui costi per il sistema: “l’uplift potrebbe passare dagli attuali 7 €/MWh a 14 €/MWh mentre se autoconsumo triplica i corrispettivi di trasporto aumentano di un terzo”.
Barbetti ha replicato che secondo lo studio gli impatti sugli utenti non autoconsumanti “sono marginali: circa 1/MWh”. Ma per Bulgarelli ciò accade “solo perché fate riferimento a un trend degli oneri in calo, il confronto va fatto a parità di condizioni”.
Il responsabile affari regolatori del Gse Davide Valenzano si è soffermato tra le altre cose sulla necessità di “flessibilità” per non “ingessarsi su singole configurazioni” e sull’opportunità di “un’evoluzione dello scambio sul posto piuttosto che di un suo superamento”.
Sul fronte ambientalisti, Monica Tommasi di Amici della Terra ha esortato a fare “analisi costi-benefici” mentre Edoardo Zanchini di Legambiente ha ricordato come l’autoconsumo non debba essere solo sul FV “ma anche su eolico e mini-idro”.
Infine le numerose società aderenti al Tavolo (A2A, Axpo, Edison, Engie, E.ON, Falck Renewables, Iren e Sorgenia) che per la gran parte si sono schierate per il modello virtuale (pur senza preclusioni sul fisico, in alcuni casi).

Elemens, uno sguardo ai risultati del capacity market – Articolo di S.A.Casa e A.Marchisio

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

 

17 Dicembre 2019

Da qualche settimana sappiamo che le aste del Capacity Market hanno assegnato a poco più di 36 GW e 39 GW il premio annuale rispettivamente per gli anni 2022 e 2023, ma solo pochi giorni fa è stato reso disponibile il rendiconto degli esiti, documento molto atteso da parte degli osservatori.

La relazione pubblicata da Terna arricchisce le informazioni sugli esiti dell’asta, tuttavia non fornisce la lista delle unità assegnatarie di premio dal momento che il Capacity Market è un meccanismo a portafogli e la nomina delle unità che verranno utilizzate per adempiere agli obblighi avverrà solo in prossimità dell’orizzonte di consegna. Aspettando il documento relativo all’anno di consegna 2023, alcune interessanti considerazioni possono essere comunque derivate dal rendiconto dell’asta 2022 soprattutto se inquadrate con gli obiettivi del meccanismo: i soggetti istituzionali hanno infatti in più occasioni sottolineato la necessità del Capacity Market sia come strumento vitale all’adeguatezza del sistema elettrico sia come passo fondamentale per procedere alla decarbonizzazione.

In preparazione alle aste, la definizione della disciplina si è rivelata un processo molto complesso, mettendo il TSO nella condizione di dover pubblicare ben tre documenti di chiarimento per rispondere alle domande poste dagli operatori. La disciplina risulta in alcuni passaggi di difficile interpretazione – basta leggere le quasi 30 pagine pubblicate da Terna per farsi un’idea della quantità di dubbi che il regolamento ha lasciato – ed in altri opinabile. A proposito di decarbonizzazione, sembra per esempio difficile trovare il razionale dietro l’indicizzazione del corrispettivo variabile anche ai prezzi di MSD per i soggetti non abilitati (come eolici e fotovoltaici): l’impossibilità di partecipare al mercato dei servizi avrebbe lasciato queste unità totalmente esposte al corrispettivo – nel caso di impossibilità di vendere tutta la capacità contrattualizzata su MGP – rendendo di fatto inutili gli accorgimenti adottati dal TSO per “tutelare” la partecipazione al Capacity delle non programmabili (come l’obbligo di offerta spalmato sulle ore di picco settimanali). D’altronde il meccanismo è stato fin da subito pensato per essere ad appannaggio dei termoelettrici, e questo esempio, insieme all’esigua capacità rinnovabile contrattualizzata, ne è solo una conferma.

Un elemento distintivo del processo di decarbonizzazione dovrebbe essere la promozione della flessibilità: nella profonda transizione energetica in atto, le risorse flessibili sono necessarie per garantire una integrazione sostenibile delle rinnovabili nel sistema elettrico, e sembrerebbe naturale siano accompagnate anche dal Capacity Market. Il meccanismo italiano non è però stato orientato a guidare la transizione verso unità flessibili e i risultati lo dimostrano: il rapporto pubblicato da Terna ci dice che solo il 13% della CDP che riceverà il premio sarà effettivamente fornita da impianti qualificati come tali e il 72% della capacità assegnataria è classificata come esistente, non flessibile, non rinnovabile. Tale informazione non è, tuttavia, rappresentativa della flessibilità del parco termoelettrico italiano. È infatti probabile che gli operatori, alla cui discrezione è stata lasciata la decisione di qualificare parte della CDP come flessibile, abbiano optato per evitare tale classificazione in quanto essa avrebbe comportato importanti oneri tecnici in cambio di un vantaggio limitato (la sola priorità in caso di parità di merito economico). Se quindi da una parte il Capacity Market ha espresso solo parziali informazioni sulle caratteristiche del parco termoelettrico, dall’altra è probabile che buona parte della capacità nuova sarà composta da peaker che garantiranno almeno in parte flessibilità al sistema e sostituiranno la rigida produzione a carbone, il cui phase out è il vero bersaglio nel mirino del meccanismo.

Il Capacity Market ha infatti come primo obiettivo il mantenimento dei margini di adeguatezza del sistema, elemento fondamentale per proseguire nell’accompagnamento al decommissioning degli impianti a carbone. Nonostante l’esito delle aste – entrambe chiuse al cap sia per la capacità esistente che per quella nuova – manifesti come i target di adeguatezza posti da Terna non saranno raggiunti, il MiSE ha recentemente ripreso i lavori del tavolo per il phase out del carbone, processo che contribuirà negativamente ai margini di adeguatezza riducendo la capacità installata. Sembra quindi che il rischio di mancata adeguatezza non sia una preoccupazione a livello istituzionale, probabilmente anche per le future aste di aggiustamento, una visione apparentemente condivisa anche dagli stakeholder che forse percepiscono le curve di domanda come molto prudenziali.

Le due aste del Capacity Market ci lasciano quindi 5,8 nuovi GW di CDP (che, considerati i fattori di derating, si traduce in un valore ancor più grande di capacità effettivamente installata), la consapevolezza che gli operatori non hanno pipeline di progetti – ancorché non autorizzati – in grado di soddisfare le necessità di Terna e un onere di 1,3 e 1,6 Mld € per 2022 e 2023 rispettivamente (che si ridurranno a circa 400 milioni di euro nei 15 anni contrattualizzati dalle unità nuove).

Ma in cosa si traduce questo onere per i consumatori? Se da una parte secondo il MiSE si ridurranno i costi dell’uplift di meno di 2 €/MWh per effetto della riduzione dei prezzi MSD (340 Milioni di Euro da sommare ai costi evitati per i capacity payment), i premi del meccanismo saranno scaricati in capo agli utenti del dispacciamento in prelievo e ripartiti in modo differente tra ore di picco – le 500 ore con minor margine di adeguatezza individuate da Terna – e non. Sulle prime verrà spalmato più del 70% del costo del Capacity Market, andando a creare corrispettivi attesi in un intorno di 50 €/MWh che si andranno a sommare a prezzi dell’energia che saranno in quelle ore presumibilmente più alti della media. Sarà interessante capire se gli operatori adotteranno strategie per scoraggiare i propri clienti a ridurre i consumi nelle ore di picco, così da ridurre i costi (che andranno comunque a spalmarsi sulle 8260 ore rimanenti). Viene quasi da pensare che nel 2022 potremmo scoprire che il Capacity Market sarà – inaspettatamente – il primo strumento a trainare lo sviluppo del demand response.

 

Decarbonizzare l’Italia entro il 2040… si può fare

Per gentile concessione di  Qualenergia

Anticipare la completa decarbonizzazione dell’economia italiana al 2040 non è una sfida impossibile.

Ne è convinta Legambiente, che ha presentato la scorsa settimana – in occasione dell’annuale appuntamento con il Forum di QualEnergia – uno studio realizzato da eLeMeNS per l’associazione, dal titolo: “Roadmape policy per anticipare la completa decarbonizzazione al 2040”.

Quello che serve – spiega Legambiente in una nota di accompagnamento allo studio – è un drastico cambio di passo rispetto all’attuale Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC) proposto dal governo.

Un Piano poco ambizioso negli obiettivi – commenta l’associazione – che incredibilmente il nuovo Esecutivo non vuole rivedere, con una riduzione delle emissioni al 2030 di solo il 37%, al di sotto del traguardo europeo fissato al 40%, e con una proiezione al 2050 di appena il 64%.

Eppure l’Italia avrebbe tutto da guadagnare in termini di riduzione di importazioni e consumi di petrolio e gas, anticipando già entro il 2030 una riduzione delle emissioni climalteranti del 60% e arrivare al 2040 a zero emissioni, spiegano dall’associazione.

Per farlo è indispensabile definire una nuova roadmap della decarbonizzazione con obiettivi e misure coraggiose e praticabili riguardanti il settore dell’efficienza energetica, dei trasporti, dell’industria e il settore civile.

A dimostrarlo, secondo l’associazione, è proprio lo studio commissionato ad eLeMeNS che sviluppa due scenari: zero@2040 e zero@2050, nei quali si riescono ad azzerare le emissioni, anche grazie anche al contributo degli assorbimenti di CO2 del settore forestale.

Si tratta di obiettivi di decarbonizzazione coerenti con il contenimento del riscaldamento globale entro 1,5 °C (elaborazione di uno studio di Legambiente-eLeMeNS del 2017). I due scenari consentono di raggiungere emissioni nette zero nel 2040 (zero@2040 – scenario virtuoso) ed emissioni nette zero nel 2050 (zero@2050).

In particolare – leggiamo nella nota – lo scenario Zero@2040 consente di raggiungere zero emissioni nette entro il 2040, inclusi gli assorbimenti del settore agro-forestale. In questo modo sarà possibile colmare il ritardo degli anni passati e raggiungere una riduzione delle emissioni del 60% già entro il 2030, grazie proprio al fondamentale contributo degli assorbimenti per compensare le emissioni del settore industriale che presenta le maggiori difficoltà per una rapida decarbonizzazione.

Per raggiungere i livelli di decarbonizzazione prospettati in questo scenario, sottolinea Legambiente, è però indispensabile accelerare in 8 campi di azione descritti nello studio:

  1. semplificare le autorizzazioni
  2. aprire alle comunità energetiche
  3. integrazione del fotovoltaico in agricoltura
  4. spingere i sistemi di accumulo
  5. efficienza energetica
  6. elettrificazione delle città
  7. potenziare reti e interconnessioni
  8. spingere biometano e l’eolico galleggiante.

Queste nuove policy sono indispensabili per dare un massiccio impulso all’efficienza energetica, incrementare l’uso delle rinnovabili in tutti i settori, soprattutto nel mix elettrico e far decollare l’elettrico nel settore trasporti. E prevedere una cabina di regia che coordini e verifichi l’efficacia degli strumenti adottati e monitori i risultati ottenuti in termini di aderenza con la roadmap di decarbonizzazione.

Oggi, infatti – ricorda Legambiente – gli investimenti sono fermi sia nelle rinnovabili che nell’efficienza energetica. Per questo l’associazione lancia di nuovo un appello al Governo affinché il Piano energia e clima venga rivisto e migliorato prevedendo obiettivi più ambiziosi e scelte nette per ridurre le emissioni climalteranti e tener fede agli impegni presi con l’Accordo di Parigi.

“Senza contare i benefici che arriverebbero sul fronte occupazionale: con 640mila nuovi addetti tra diretti e indiretti attraverso il ciclo di investimenti, in particolare nell’efficienza energetica, ma anche nelle rinnovabili elettriche e termiche e nelle reti”, aggiunge l’associazione.

“Lo studio dimostra che non esistono ragioni tecniche o economiche per rinviare ancora le scelte per uno scenario davvero ambizioso, perché abbiamo la fortuna di godere di risorse naturali che possono permetterci di arrivare a emissioni neutrali già al 2040″, dichiara Edoardo Zanchini, vicepresidente nazionale di Legambiente.

“Il Governo deve rivedere gli obiettivi del Pniec, perché tra poco l’Europa ci chiederà di farlo visto l’impegno della nuova presidente della commissione Von der Leyen, e perché avremmo tutto da guadagnarne in termini di uscita dalla crisi e di rilancio industriale e occupazionale. Su questi campi di intervento chiediamo da subito un impegno perché l’Italia e il clima non possono più aspettare”.

“Siamo in una fase di emergenza climatica che non ammette incertezze. Non solo l’Italia deve alzare il suo obbiettivo al 2030 in coerenza con le nuove ambizioni europee, ma le politiche industriali, della mobilità, dell’edilizia, dell’agricoltura andranno riviste, in alcuni casi profondamente, per allinearle con un percorso di neutralità carbonica nell’arco di soli trent’anni. Temo che la nostra politica non abbia capito il messaggio”, spiega Gianni Silvestrini Direttore Scientifico QualEnergia e Kyoto Club.

Fer e Pniec, niente obiettivi se non si accelera sulle autorizzazioni

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

6 Dicembre 2019

Semplificare il permitting, regolare l’autoconsumo per lo sviluppo di prosumer ed energy community, promozione dello storage utility e small scale, maggiore supporto all’efficienza energetica, elettrificazione delle città (trasporti, mobilità e riscaldamento), potenziamento della rete e delle interconnessioni, sviluppo del biometano da rifiuti e scarti agricoli, spingere l’eolico galleggiante. Sono questi gli otto focus per decarbonizzare il Paese approfonditi nello studio condotto da Elemens per Legambiente. Otto focus per anticipare al 2040 la completa decarbonizzazione, rafforzando quanto previsto dal Pniec, e a cui occorre affiancare, si sottolinea, “una cabina di regia che coordini lee diverse iniziative di policy e si occupi di verificare l’efficacia degli strumenti dotati e di monitorare i risultati ottenuti”.

Tra le azioni indicate nello studio, presentato in settimana al Forum di Qualenergia, particolare enfasi è stata posta a quello che è stato definito “l’annoso tema delle autorizzazioni” degli impianti Fer.
Se si vogliono raggiungere gli obiettivi del Pniec le Regioni devono accelerare fortemente sull’attività autorizzativa. E questo ormai è un argomento noto. Lo studio Elemens prova a quantificare lo sprint necessario partendo dai MW autorizzati negli ultimi anni.
Nel caso dell’eolico, evidenzia il report, le Regioni “devono aumentare di almeno 7 volte il ritmo di rilascio delle AU rispetto alla media degli ultimi 3 anni” per arrivare agli obiettivi Pniec. Per il fotovoltaico il ritmo autorizzativo deve crescere di almeno 15 volte, sempre rispetto alla media degli ultimi 3 anni, “pur viziata dalla presenza di pochi progetti”. Nel caso del FV, osserva Elemens, “le Energy Community potranno alleggerire la pressione sugli uffici regionali” attraverso le procedure semplificate.

“Otto interventi per un’Italia climate neutral al 2040”

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

 

3 Dicembre 2019

Sono 8 gli interventi che secondo lo studio realizzato da Elemens per Legambiente che potrebbero permettere la neutralità carbonica dell’Italia già al 2040, ma tra questi non ci sono l’eliminazione dei sussidi ambientalmente dannosi né la carbon tax. “La raod map e le policy per la decarbonizzazione al 2040 in Italia”, presentata oggi a Roma in occasione del forum Qualenergia, mette in primo piano il potenziamento delle fonti rinnovabili e dell’efficienza: “quello che serve è un drastico cambio di passo rispetto all’attuale Piano energia e clima (Pniec) proposto dal governo” che è “poco ambizioso negli obiettivi”, sottolinea Legambiente in una nota.

Adottando gli obiettivi di decarbonizzazione indicati da Legambiente e coerenti con il contenimento del riscaldamento globale entro 1,5°C, Elemens ha sviluppato due scenari in grado di raggiungere emissioni nette zero nel 2040 ed emissioni nette zero nel 2050 grazie anche al contributo degli assorbimenti di CO2.

La prima e più importante misura, si legge nella presentazione, sarà la semplificazione delle autorizzazioni: per l’eolico, si legge, le Regioni devono aumentare di almeno 7 volte il ritmo di rilascio delle autorizzazioni uniche rispetto alla media degli ultimi 3 anni. Per il fotovoltaico le Regioni devono aumentare di almeno 15 volte il ritmo di rilascio delle AU rispetto alla media degli ultimi 3 anni, “pur viziata dalla presenza di pochi progetti”. Le comunità energetiche nel disegno Elemens-Legambiente potranno alleggerire la pressione sugli uffici regionali attraverso procedure semplificate. La regolazione dell’autoconsumo e lo sviluppo di prosumers ed energy community, prosegue lo studio, sono infatti la seconda fondamentale linea di intervento. Seguono la promozione degli accumuli di grande e piccola taglia, un più incisivo impulso all’efficienza energetica, l’elettrificazione delle città a partire dallo sviluppo di metro e tram, con l’elettrificazione dei trasporti e il soddisfacimento dell’intero fabbisogno di riscaldamento e raffrescamento unicamente da fonti rinnovabili (solare termico e biomasse) e, soprattutto, da pompe di calore, anche abbinate a impianti fotovoltaici di taglia residenziale. Ultimi punti indispensabili il potenziamento delle infrastrutture di rete e lo sviluppo del biometano da rifiuti e scarti agricoli.

“L’adozione delle policy individuate per realizzazione dello scenario «zero emissioni» proposto da Legambiente – conclude la presentazione – possono essere la base per innescare un significativo ciclo di investimenti nel settore energetico con conseguente impatto occupazione, soprattutto nel settore dell’efficienza energetica, maggiormente labour-intensive”.

 

Accumuli e rinnovabili, rischi e opportunità – convegno annuale EF Solare

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

 

29 Novembre 2019

Si è svolto la mattina del 26 novembre presso l’auditorium del Gse il convegno annuale organizzato da EF Solare sul tema “Fotovoltaico e storage: guardando al 2030”. La prima parte del convegno si è concentrata sull’esposizione di relazioni sui temi fotovoltaico e storage. Sono intervenuti Luca Benedetti e Roberto Moneta del Gse, e Andrea Marchisio, partner di Elemens.

La partecipazione dei sistemi di storage al mercato elettrico italiano, si legge nelle slide illustrate da Marchisio, è ad oggi limitata dal fatto che sui mercati dell’energia i progetti di storage non trovano segnali economici tali da permetterne un significativo sviluppo, mentre i mercati dei servizi sono accessibili solo attraverso progetti pilota. Marchisio ha poi illustrato opportunità e rischi del mercato dello storage nel contesto di evoluzione prevedibile del settore, proponendo infine possibili interventi regolatori (v. presentazione in allegato).

Successivamente si è tenuta una tavola rotonda con Diego Percopo, a.d. di EF Solare, Lucia Bormida, vice presidente di Elettricità Futura, Enrico Falck, consigliere di Anie Energia e Anie Rinnovabili, Paolo Rocco Viscontini, presidente di Italia Solare, e Edoardo Zanchini, vice presidente nazionale di Legambiente.

Si è discusso molto dei limiti normativi vigenti in Italia sulle rinnovabili, anche rispetto ad altri Paesi europei, e dell’importanza di riuscire a superarli per lo sviluppo non solo del settore elettrico, ma anche di quello agricolo ed economico in generale. Tutti gli interlocutori concordano con la necessità di eliminare i vincoli che impediscono la realizzazione di impianti incentivati su terreni agricoli. Questo, secondo Percopo, “depotenzia fortemente il decreto Fer 1”. Il paradosso nasce dal fatto che, come afferma Bormida, le aziende del settore sono pronte ad investire. Le intenzioni si scontrano, inoltre, con i problemi di tempistica caratteristici del sistema Italia. Per essere in linea con gli obiettivi dichiarati nel Pniec, insiste Bormida parlando di repowering, “basterebbe applicare tempi e norme stabilite su tutto il territorio nazionale”.

Secondo Zanchini siamo in un momento di impasse politica. Il Green New Deal non “si incrocia con il Pniec, che dovrebbe essere il suo strumento”. Il ragionamento avviene attraverso tavoli separati: il Fer 1, il Fer 2, lo storage, i sussidi. A gennaio Legambiente presenterà una proposta per unificare la normativa regionale italiana, molto frammentata, per quanto riguarda la costruzione di impianti fotovoltaici in area agricola.

Tornando allo storage, secondo Falck è necessario investire nelle batterie, sia nello sviluppo tecnologico di quelle esistenti, che nella produzione di nuove, per abbassare i costi di produzione ed accelerare il processo. Altro strumento utile è quello delle comunità energetiche, un sistema “per ottimizzare l’utilizzo dell’energia”. Il consigliere di Anie aggiunge che “siamo uno dei pochi Paesi che non ha uno sviluppo dei derivati energetici”, pur avendo un mercato molto instabile. Come rimedio potrebbe servire l’utilizzo del Ppa, in un’ottica di stabilizzazione dei prezzi dell’energia.

L’incontro si è concluso con l’intervento di Gianni Girotto che ha ricordato l’emendamento alla legge di bilancio sulla cumulabilità degli incentivi ai sistemi di accumulo con quelli al fotovoltaico; il progetto di Terna e Fca sui sistemi di accumulo; ha sottolineato che il Movimento sta dialogando con un’azienda piemontese che ha intenzione di produrre 250/300 MW di batterie al litio; sul fotovoltaico in aree agricole “bisogna far cadere ogni fonte di diffidenza e di disinformazione sulle fonti rinnovabili, partendo dal dato di fatto che “a oggi il fotovoltaico a terra occupa tra gli 8.000 e i 10.000 ettari, mentre la Sau (Superficie agricola utilizzabile) è pari a milioni di ettari.

 

 

Certificati Bianchi TEE: si può uscire dall’empasse? – Articolo di Elemens per Edison

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L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

15 Novembre 2019

Nelle ultime settimane è tornato di stretta attualità il tema delle verifiche del GSE sui progetti di efficientamento, un tema legato all’elevata complessità burocratica relativa al conseguimento dei titoli?

Cerchiamo di fare chiarezza, partendo da una breve descrizione del meccanismo nel tentativo di fare luce sulle criticità che hanno portato a questa situazione.

I certificati bianchi o più propriamente titoli di efficienza energetica (TEE) dal 2005 sono il principale strumento di incentivazione e promozione dell’efficienza energetica in Italia. I TEE sono titoli negoziabili che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali di energia, ottenibili tramite interventi e progetti di incremento dell’efficienza energetica. L’attività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi ottenuti tramite i suddetti interventi e progetti fa capo al GSE che, una volta riconosciuti e quantificati i risparmi, si affida al GME per l’emissione dei relativi titoli su appositi conti.

Per presentare i progetti al GSE e quindi ottenere il riconoscimento dei certificati bianchi, esistono 2 procedure: una a consuntivo, relativa a progetti con caratteristiche complesse in cui è lo stesso operatore a proporre un algoritmo di calcolo del risparmio, e una standardizzata, relativa a progetti con carattere di maggior replicabilità. E’ proprio su quest’ultima categoria, con un dimensione che nel 2018 ha rappresentato ben il 40% del totale del mercato dei certificati bianchi, che si stanno concentrando le maggiori criticità.

Al riguardo, i dati sulle verifiche condotte dal GSE nel triennio 2017-2019 sulla documentazione dei progetti ricadenti nella categoria “schede standard” parlano chiaro: a fronte di 10.600 controlli conclusi, nel 95% dei casi sono state riscontrate delle irregolarità che hanno comportato la revoca degli incentivi erogati, per un controvalore di circa 600 milioni di euro. Per avere un’idea della dimensione, stiamo parlando di un numero di progetti “revocati” superiore rispetto a quelli presentati nel biennio 2016-2017: un fenomeno quindi che pare aver superato il limite del fisiologico per addentarsi oltre il confine del patologico.

Già dal 2015 erano emerse non poche criticità legate all’autocertificazione su cui si basano le schede standard, affrontate a più riprese dal GSE, di concerto con il MISE, in particolare con il superamento delle prime schede standard e soprattutto con l’intensificazione dei controlli sui progetti di efficienza beneficiari dei TEE.

….prosegue sul sito di Edison

Con gli accumuli elettrochimici un beneficio per i consumatori di 2,6 miliardi di euro

Per gentile concessione di  Qualenergia

Se la gestione degli storage venisse ben ottimizzata per raggiungere gli obiettivi di diffusione delle rinnovabili al 2030 previsti dal PNIEC, ciò porterebbe benefici potenziali ai consumatori per 2,6 miliardi di euro grazie alla riduzione del PUN medio determinata dal time-shifting della produzione rinnovabile.

Questo dato è contenuto nello studio “Storage: overview, regolazione e business plan in Italia” (al momento non disponbile), curato da Elemens e realizzato per conto di EF Solare Italia, il primo operatore di fotovoltaico del paese, con più di 300 impianti in 17 regioni e una capacità installata di oltre 850 MW.

La ricerca ha analizzato a livello tecnico, economico e regolatorio l’utilizzo degli storage elettrochimici al litio su impianti fotovoltaici utility scale per la partecipazione al mercato italiano dell’energia e dei servizi di dispacciamento.

Al crescere degli impianti di storage per una nuova capacità pari a circa 7 GW, si spiega che, in teoria, il PUN medio al 2030 potrebbe diminuire di oltre 7 €/MWh.

Pertanto, grazie agli accumuli, il time shifting della produzione da fonte rinnovabili, in particolare da fotovoltaico, verso le ore di maggiore domanda residua consentirebbe di ridurre i picchi di prezzo. Così si andrebbe a contenere la possibile sovrapproduzione e consentirebbe di sostenere i prezzi nelle ore centrali della giornata, riducendo il rischio di “cannibalizzazione” delle rinnovabili. Nel complesso andrebbero a diminuire i costi totali della domanda aggregata.

L’analisi conferma il ruolo fondamentale dei sistemi di accumulo per la realizzazione della transizione energetica, permettendo la piena integrazione al mercato elettrico delle fonti rinnovabili non programmabili, che avranno un peso rilevente sulle nuove installazioni al 2030.

Nonostante la prospettiva di una forte riduzione dei costi delle tecnologie di storage, è evidente come gli investimenti in questo settore siano frenati dall’incertezza sull’evoluzione del quadro regolatorio italiano.

Nel documento c’è una previsione di abbattimento dei costi di investimento nell’arco di sei-sette anni oltre il 40%. Si tratta in effetti di un calo dei costi che ripercorre quanto accaduto per quelli del fotovoltaico (vedi grafico da studio Elemens).

A proposito di quadro regolatorio, lo studio ha mostrato come i Paesi europei in cui si riscontra il maggior numero di progetti sono l’UK e la Germania, dove è presente una regolazione per la partecipazione degli storage al mercato elettrico dei servizi di rete.

“Lo storage è un elemento centrale per lo sviluppo del fotovoltaico”, ha detto Diego Percopo, Amministratore Delegato di EF Solare Italia. “Potrebbe infatti contribuire alla stabilizzazione dell’andamento dei prezzi nel medio lungo periodo e favorire l’integrazione nel mercato elettrico, facilitando l’accesso ai servizi ancillari alle rinnovabili non programmabili”.

EF Solare Italia ha presentato lo studio nel corso di una tavola rotonda a cui hanno partecipato diversi operatori della filiera elettrica, che si sono confrontati e hanno elaborato una proposta di linee guida utili alla definizione di un quadro regolatorio adatto alla realtà italiana.

Il dibattito ha fatto emergere la necessità di un sistema normativo chiaro e di segnali di prezzo di lungo periodo per permettere uno sviluppo urgente dello storage, sia utility scale sia residenziale, che preveda una maggiore offerta dei servizi di rete.