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”.

 

Elemens in audizione alla Commissione UE del Senato

 
 
 

 

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%):

Fv, l’impatto del Covid su mercato elettrico e Ppa

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

18 Maggio 2020

Uffici chiusi e progetti bloccati dall’emergenza coronavirus hanno già di fatto cambiato il mercato del fotovoltaico rallentando le nuove realizzazioni e rendendo possibile l’avvio di un mercato secondario delle autorizzazioni, mentre i Ppa devono (e dovranno) fare i conti con il virus. Questo il quadro emerso venerdì dal workshop di Italia Solare “Il Fv nel mercato elettrico dopo il Covid-19: cosa succede per i Ppa e la market parity?”.

I prezzi dell’energia hanno avuto un calo improvviso dal quale non si riprenderanno tanto presto. Stefano Cavriani, Coordinatore del Gruppo di lavoro Mercato Elettrico di Italia Solare ha spiegato: “Il 2020 si potrebbe concludere con un prezzo medio 36-37 MWh: record negativo storico” e anche se le previsioni per il 2021 non sono così basse, non sono positive: “Da notare che fino a fine 2019 le quotazioni sui forward annuali 2021/2022 erano intorno a 55-60 Euro/MWh” mentre invece ad oggi si parla di 45,35 Euro/MWh nel 2021.

Allo stesso modo i consumi stenteranno a ripartire. Prendendo spunto da “analisti più bravi di noi” – il riferimento è a uno studio elaborato da Elemens – Cavriani ha espresso l’ipotesi che fino al 2022 in nessun caso l’Italia torni ai consumi pre-Covid. Il consumo atteso varierà al variare delle misure di distanziamento sociale e di lockdown, che Elemens ha catalogato in fasce: più blande (V1 e V2) e più restrittive (U ed L) (v. figura a fianco e in allegato). Per l’anno 2020 nel caso di scenario V1, il migliore dei casi, i consumi potrebbero attestarsi a 304 TWh (-5,0%), a 311 TWh (-2,8%) per il 2021, e infine a 318 TWh (-0,6%) per l’anno 2022. Dati che si aggravano fino allo scenario L, il peggiore, che ipotizza per l’anno 2020 un consumo di 277 TWh (-13,4%), di 278 TWh (-13,1%) per il 2021 e infine 281 TWh (-12,2%) per il 2022.

Parlando di prezzi, Marco Aulisa, responsabile Merger&Acquisition presso EF Solare Italia S.p.A ha spostato ulteriormente la data “non si potrà arrivare a livelli di prezzo pre-Covid prima del 2025”. Per il fotovoltaico ciò “porterà a rivedere le strategie di mercato”. Il Covid ha generato un effetto amplificativo di dinamiche esistenti, anzi “ha dato un’accelerazione con dinamiche che saranno visibili nei mesi a venire”. Tutto è collegato oltre che al prezzo, anche alla preesistente farraginosità dei procedimenti autorizzativiche continua a rendere “difficilmente raggiungibili gli obiettivi del Pniec”. Alle lungaggini già esistenti si sono aggiunte “le complicazioni per gli impiegati degli uffici pubblici” senza dimenticare “il rinnovo delle giunte regionali soprattutto al Sud”.

“Gli operatori potrebbero decidere di posporre l’avvio dei cantieri degli impianti in market parity soprattutto perché la situazione dei prezzi sarà depressa”. Questione diversa per le procedure semplificate che comportano l’avvio dei lavori entro i 12 mesi: “potrebbero essere vanificate le attività di sviluppo, in quanto si rischia la connessione in un momento di depressione dei prezzi con conseguenti difficoltà di accedere ai finanziamenti bancari e quindi la necessità di sostenere l’investimento con mezzi propri”. Di fronte a questa situazione “non è da escludere che si possa aprire in questa fase, per un tempo limitato, un mercato secondario delle autorizzazioni per progetti in avanzato stato di sviluppo”.

Superata l’emergenza, ha proseguito Aulisa, tuttavia, le possibilità per lo sviluppo delle rinnovabili sono molte “soprattutto nelle Regioni meridionali che in questo momento soffrono per la riduzione dei flussi turistici”. Per prima cosa bisognerà, oltre alle autorizzazioni, dare priorità a interventi migliorativi dei sistemi efficienti di utenza e permettere la partecipazione alle aste degli impianti sui terreni agricoli. “La fase di incertezza del breve periodo – inoltre – può essere sfruttata per concentrarsi sul miglioramento e l’espansione dei portafogli esistenti. Interventi di revamping e repowering”.

Sul fronte contratti, anche i Ppa stanno subendo la pandemia. I contratti a un anno potrebbero essere rinegoziati o addirittura terminati. Su questo punto intervenendo alla fine della mattinata Cavriani ha specificato: “La risposta è: dipende”, ciò che conta “è quello che succede con gli utenti finali, piccoli e grandi, che non consumano più o molto di meno, è ovvio che abbia ripercussioni e può causare piccole o grandi onde telluriche risalendo la catena fino al mercato all’ingrosso che riguarda i produttori da fonti rinnovabili. In uno scenario emergenziale non escluderei che in qualche caso si assista a rinegoziazioni, forse a termination anticipate”. Secondo rumor di mercato due dei Ppa stipulati negli ultimi anni sarebbero già saltati.

Sulla possibilità o meno per i Ppa a lungo termine di prendere piede bisognerà continuare a tenere conto sia dell’emergenza che dei problemi preesistenti. Nel corso del suo intervento Aulisa ha messo in guardia: “Va da sé che livelli troppo bassi di prezzo o contratti troppo brevi rischiano di non essere sostenibili per gli investitori”. Il basso numero di Ppa è inoltre “collegato anche allo scarso numero di autorizzazioni” ma “ci saranno spinte verso i corporate Ppa che hanno esigenze di sostenibilità ambientali”.

Marco Ballicu, responsabile affari regolatori di Axpo e coordinatore del gruppo di lavoro mercato elettrico di Italia Solare, intervenendo più estesamente sul tema ha ricordato che oltre al Covid nel breve futuro peseranno altri fattori: “la nostra rete non è in grado di assorbire in modo efficiente ed efficace una forte penetrazione delle rinnovabili” e qualora ci fosse un balzo di questo tipo di contratti, “in assenza di interventi, problemi di questo tipo sono destinati a presentarsi”.

Molto dipenderà non solo dallo sviluppo tecnologico ma anche dallo sviluppo regolamentare: “il nuovo testo integrato del dispacciamento elettrico sarà importante perché andrà a drenare non solo la modalità con cui saranno valorizzati gli sbilanciamenti ma anche in termini di nuove modalità di contrattazione da parte del Tso”. Questo “potrebbe modificare quello che sarà un Ppa: potrà essere una forma di allocazione dei rischi e potranno diventare più complessi a piacere”.

Un altro tema non connesso con l’emergenza sanitaria, ma che costituirà un fattore di rilievo nella definizione del prezzo futuro, ha proseguito Ballicu, saranno gli impianti a ciclo combinato “e tutte le variabili collegate al ciclo combinato sono da tenere sotto stretta osservazione”.

Italia Solare ha posto l’accento sulla delibera 96/2020 dell’Autorità che consentirà a partire da luglio 2021 ai titolari e agli utenti del dispacciamento di impianti a ciclo combinato a gas naturale di poter chiedere la restituzione della componente REt, “che serve a coprire gli oneri generati dal meccanismo dei certificati bianchi, costi che andranno ad aumentare di pari passo con gli obiettivi di efficienza energetica”. Oggi “Siamo a 1,06 euro a MWh e, come sottolineato dall’Arera nella consultazione, si arriverà a 2 euro” di riduzione dei costi di produzione di un Ccgt, “un ammontare che non è per niente trascurabile”, con impatto inevitabile su prezzi Mgp e quindi sulla market parity.

Coronavirus, shock prolungato sull’elettricità – Gli scenari di domanda di Elemens

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

15 Maggio 2020

Non sarà una degenza breve quella che attende il mercato elettrico italiano, destinato (forse) a rivedere la situazione pre-emergenza Coronavirus solo tra un paio d’anni e in ogni caso, come sottolineato ieri da Energy Advisors su QE, con una struttura della domanda che cambierà per certi versi in misura irreversibile (QE 14/5).

In termini di consumi, nessuno dei quattro scenari di Elemens contenuti nel “LookOut Q2 2020”, basati su altrettante proiezioni del Pil nazionale, mostrano il recupero dei livelli del 2019 nel triennio 2020-2022, neppure in quello più ottimista (“V1-shape”) in cui la ricchezza della Penisola salirà del 3,6% nel 2021 e del 2,4% nel 2020 dopo un calo del 6% quest’anno.
Gli scenari Elemens “V1-shape” e “V2-shape” sono caratterizzati da una bassa frequenza di misure di distanziamento sociale e un’alta efficacia delle politiche economiche nazionali, mentre quelli “U-shape” e “L-Shape” considerano una più alta frequenza (e durata) dei lockdown e assumono che le politiche economiche non siano abbastanza efficaci da risolvere la crisi, che avrà così impatti sia sui settori economici più in sofferenza che su altre industrie con elevati consumi energetici.
Nello scenario V1-shape Elemens indica 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%).
Ancor più marcato il calo della domanda negli scenari U-shape e L-Shape, che mostrano una 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%).
Quanto ai prezzi dell’elettricità in Italia, le proiezioni di Icis presentate oggi dall’analista Federica Di Sario al webinar di Italia Solare “Il FV nel mercato elettrico dopo il Covid-19: cosa succede per i Ppa e la market parity?” indicano un graduale aumento per tutto il decennio. Ma se nel 2020 si arriverà faticosamente a 40 €/MWh solo a fine anno, per rivedere quota 60 €/MWh bisognerà aspettare la seconda parte del 2023, per poi salire a 70 €/MWh l’anno successivo. Di qui in poi, Icis prevede un lento incremento che porterà il prezzo elettrico in zona 80 €/MWh tra il 2029 e il 2030.
Quali i motivi della crescita? Secondo Di Sario influirà un insieme di fattori “bullish”, in particolare l’aumento della domanda elettrica e dei prezzi del gas e – soprattutto – della CO2, ma anche il phase-out del carbone.

Pubblicato il LookOut 25 (Q2-2020)

 

Elemens ha pubblicato il secondo LookOut del 2020, presentato giovedì 23 Aprile, per la prima volta in forma telematica. Il titolo del report è stato: A new normal: l’energia dopo i tempi del Coronavirus.

Quali sono i temi del report?
In poche settimane l’emergenza sanitaria ha sconvolto le nostre vite e, con esse, l’intera economia. Per il nostro settore, questo si traduce in un inedito cambio di prospettiva: siamo abituati ad osservare il sistema elettrico in termini di evoluzione del lato offerta ma la pandemia COVID-19 ci costringe a fare i conti con un profondo e, molti temono, duraturo shock della domanda.Gli esiti sono quanto mai incerti: un’approfondita indagine sulla domanda elettrica italiana con granularità sotto-settoriale e geografica può probabilmente essere l’unica strada efficace per consentire di concretamente sviluppare preliminari analisi di scenario degli impatti attesi sulla struttura di consumo nazionale e di conseguenza sui prezzi elettrici, traducendo in €/MWh le possibili traiettorie delle strategie di mitigazione che saranno intraprese nel prossimo futuro, alla luce delle più recenti view che stanno emergendo.L’unico elemento certo dei prossimi mesi sarà l’incertezza – già in tali termini è possibile immaginare come la crisi potrebbe scaricarsi sul mondo della generazione. Sul fronte termoelettrico, è ragionevole attendersi istanze di soccorso da parte dei produttori, anche volte a raggiungere in sicurezza l’inizio del capacity market fissato per il 2022. Per il mondo delle rinnovabili dovranno probabilmente essere rivalutati i modelli di sviluppo dei nuovi impianti, ragionando in particolare sull’evoluzione del rapporto Stato/mercato nel percorso verso i target PNIEC, nella consapevolezza che la transizione non si fermerà. Per alcuni, infatti, la decarbonizzazione continuerà ad attrarre investimenti e potrà addirittura essere uno dei pilastri su cui riedificare il rilancio dell’economia nazionale.

 

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Cosa prevede il Decreto Cura Italia per il settore energia? Articolo di E.Zanardelli e N.Locascio

Per gentile concessione di Rienergia

24 Marzo 2020

Risposta: praticamente niente. Così, con 19 caratteri, spazio e punto inclusi, il compito di un analista chiamato a commentare le misure previste dal Decreto Cura Italia potrebbe ritenersi, senza timore di correzioni, assolto (lungi da noi ogni intento polemico o sarcastico: la drammatica situazione in cui è precipitato il paese per la diffusione del Coronavirus non consente divagazioni di questa natura).

Tuttavia, in un momento in cui aspettative e provvedimenti tendono a confondersi nell’immaginario collettivo, la puntualità assume un valore particolare. Al riguardo, l’analisi puntuale delle 64 pagine e 127 articoli che danno forma al c.d. Decreto Cura Italia (DL n°18 del 17 marzo 2020) rivela che i provvedimenti per il settore energia sono appena due e, ci venga consentito, marginali: in dettaglio, viene prorogata la validità delle abilitazioni per il personale addetto all’esecuzione dei lavori di ripristino del servizio elettrico fino al 30 aprile 2020 (articolo 45) e viene posticipato di 6 mesi il termine per l’inizio lavori di opere di efficientamento energetico e sviluppo territoriale dei piccoli comuni che hanno beneficiato dei contributi in conto capitale previsti dal Decreto Crescita.

Dei 25 miliardi della manovra d’urgenza (tutta finanziata a debito con emissione di titoli di stato), nessuno è destinato specificatamente al settore energia, che potrà comunque beneficiare degli strumenti generali messi in campo per tutto il comparto industriale. Se tale circostanza non ha stupito – il settore energia ha peraltro subito minori limitazioni rispetto ad altri, data la sua essenzialità – colpisce invece l’assenza di cenni al tema delle bollette.

Il Governo, infatti, non se l’è sentita – forse anche per le incertezze sulla reale possibilità di sostenere l’azione su un orizzonte temporale indefinito – di intervenire con una sospensione del pagamento delle bollette. Una decisione che, al netto di qualsiasi valutazione sull’opportunità di una scelta in ogni caso difficilissima, ha creato un corto-circuito informativo, viste le consistenti indiscrezioni sulla sospensione dei pagamenti circolate nei giorni precedenti (e rilanciate talora da associazioni locali e media) che potrebbero indurre una larga fetta di consumatori a non pagare – anche in buona fede – le proprie bollette.

È forse proprio quello delle bollette il fronte al momento più caldo nel mondo elettrico. ARERA, pur restando all’interno del proprio limitato perimetro di azione, prima della pubblicazione del Cura Italia era intervenuta con alcune prime disposizioni: la più significativa riguarda la sospensione delle procedure di distacco fino al 3 aprile 2020 per i clienti morosi, a cui peraltro, in caso di distacco già avvenuto, dovrà essere riallacciata l’utenza (del 60/2020). Tale misura è accompagnata anche da un alleggerimento temporaneo di alcuni obblighi informativi per i fornitori, in tutti i casi in cui sia provabile che il mancato rispetto degli standard sia legato all’emergenza sanitaria (del 59/2020).

Una seconda tranche di provvedimenti a firma del Regolatore ha riguardato la sospensione di tutte le bollette – acqua, luce, gas e rifiuti – per le utenze degli 11 Comuni della “ex zona rossa” di Lombardia e Veneto (Delibera 75/2020). La Delibera 76/2020 ha invece prorogato la scadenza al 30 aprile 2020 per la presentazione delle domande di rinnovo del bonus elettrico garantendo di fatto la continuità nell’erogazione per i soggetti beneficiari. Per quanto riguarda infine i termini dei procedimenti sanzionatori, l’Autorità sospende sino al 31 maggio i termini dei procedimenti nuovi o già avviati.

L’intervento più interessante, specie in termini prospettici, è però quello contenuto ancora nella delibera 60/2020, con cui viene creato un conto di 1 miliardo di euro presso CSEA: servirà a finanziare eventuali nuovi interventi regolatori, ragionevolmente volti a coprire eventuali sospensioni dei pagamenti e/o a non lasciare eccessivamente esposti i fornitori in caso di un’impennata di morosità.

È certamente una misura con una capienza limitata rispetto alla portata potenziale dell’emergenza – del resto, mai come in questo momento le risorse, specie quelle già a disposizione del Regolatore, sono limitate – ma che almeno prepara il terreno ad un primo intervento che verosimilmente tutelerà, direttamente o indirettamente, il segmento di filiera forse più esposto, la vendita.

Per gli altri segmenti (sviluppo impianti, produzione termoelettrica, investimenti in rinnovabili, solo per citarne alcuni), al netto della plausibile concessione di qualche proroga, per il momento si naviga a vista. Le schermate che indicano per ieri lunedì 23 marzo un PUN a 17 €/MWh e una domanda ridotta del 20% rispetto al giorno equivalente del 2019 sono scioccanti: auspicabilmente però l’emergenza assoluta terminerà presto. La speranza di tutti è che il colpo non sia eccessivo e che la domanda elettrica – specchio della salute industriale del paese – possa non risentirne eccessivamente nel breve e nel medio termine: in tale malaugurata ipotesi, alcuni strumenti e modelli di mercato che davamo per acquisiti potrebbero essere rivisti e l’intervento pubblico potrebbe essere invocato da molti come deus ex-machina.

 

Prove tecniche di Energy Community per il sistema elettrico italiano – Articolo di Elemens per Edison

Sfondo articoli Edison

L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

20 Marzo 2020

Poche tematiche, tra le tante di cui si discute nel sistema elettrico, sembrano avere un potere di comunicazione pari a quello delle Energy Community , le varie forme di autoconsumo collettivo inserite all’interno della Direttiva RED 2 e della Direttiva Mercati approvate dalla UE a inizio 2019.

 

Le Energy Community (EC) riescono infatti nella mirabile impresa di coagulare il consenso di categorie normalmente su posizioni opposte: piacciono ad ambientalisti, per il fatto che gli impianti di generazione saranno tipicamente alimentati a fonti rinnovabili; agli appassionati di tematiche sociali, per la forte connotazione di condivisione ed equità sociale data alle EC dall’Europa; agli anti-sistema, che vi vedono un modo per prendere le distanze da un sistema elettrico ritenuto iniquo e oligopolistico; ai sovranisti energetici, che potranno così “prodursi energia in casa loro”. Non stupisce dunque se sul tema si stia creando coesione anche a livello politico, con le tutte le principali forze politiche che hanno strizzato l’occhio, in varie dichiarazioni e momenti pubblici, a questa nuova forma di produzione/consumo dell’energia.

 

Questa coesione, almeno per ora, ha retto anche alla prova dei fatti: un emendamento alla Legge di Conversione del Decreto Milleproroghe 2019 ispirato dal senatore M5S Girotto (presidente della Commissione Industria del Senato), volto a introdurre un primo quadro sperimentale di Energy Community in Italia in attesa del pieno recepimento delle direttive, è stato approvato con il voto congiunto di tutte le principali forze politiche, dopo che in una prima fase era stato dichiarato inammissibile. Pertanto, da qualche giorno, le Energy Community hanno trovato una loro prima collocazione ufficiale all’interno del corpus normativo italiano.

 

….prosegue sul sito di Edison

Energia ed efficienza nella Legge di Bilancio 2020: cosa cambia? – Articolo di Elemens per Edison

Sfondo articoli Edison

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10 Febbraio 2020

Puntuale come ogni anno, alla fine di dicembre 2019 è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale la Legge di Bilancio 2020, atto conclusivo di un lungo e travagliato percorso di approvazione che è ormai divenuto un tratto distintivo della ex Legge finanziaria. Dopo quasi un mese in cui si sono susseguite varie bozze, accese discussioni, modifiche e innumerevoli emendamenti (molti dei quali poi ritirati) possiamo condurre una prima rassegna delle principali disposizioni contenute nella norma che interessano il settore dell’energia e dell’efficienza energetica.

 

Degli 884 commi che compongono l’Articolo 1 (misure specifiche della Legge di Bilancio), circa una trentina impattano, in maniera più o meno significativa, sul comparto energetico. Tra queste, degna di nota pur nella sua vaghezza è l’istituzione di un fondo volto a rilanciare gli investimenti nell’economia circolare, nella decarbonizzazione, nella riduzione dei consumi energetici e nello sviluppo sostenibile – in linea con il Green New Deal proposto dalla nuova Commissione europea: la dotazione del fondo parte da 435 milioni di euro per il 2020 fino ad arrivare ai 1.700 milioni per il 2034, anche se ancora mancano le disposizioni sulle modalità con le quali queste risorse verranno sbloccate. Altre misure riguardano l’assegnazione ai comuni di contributi per gli investimenti in efficienza energetica e lo sviluppo sostenibile (500 milioni di € fino al 2024) e l’allocazione di 100 milioni di € per i prossimi due anni destinanti all’efficientamento energetico delle scuole (250 milioni per il periodo 2022-2034). Viene istituita, inoltre, una commissione permanente al Ministero dell’Ambiente con l’obiettivo di ridurre progressivamente i sussidi ambientalmente dannosi.

 

Nel testo definitivo della Legge spicca anche l’introduzione di una norma ad hoc per gli impianti a biogas, destinata alle centrali entrate in esercizio prima del 2007– che rispettano determinati requisiti – realizzate da imprenditori agricoli e che non godano di altri supporti: queste potranno usufruire di un incentivo sull’energia elettrica prodotta che verrà definito entro il prossimo trimestre dal MISE. La misura, anche se interessa una piccolissima parte del parco biogas italiano (circa 17 MW), segnala la volontà di mantenere operativi gli impianti a bioenergie una volta esaurito il periodo di incentivazione: come a dire che tutto può tornare utile a fini del raggiungimento dei target al 2030. È stata eliminata, invece, l’applicazione della Robin Tax (maggiorazione IRES del 3,5%) per i titolari di concessioni nel comparto energetico (prevista invece per le concessioni autostradali, ferroviarie ed aereoportuali), mentre è stata confermata la lieve rimodulazione delle accise per i prodotti energetici utilizzati come materia prima per la produzione di energia elettrica.

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