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Pubblicato il LookOut 24 (Q1-2020)

 

Elemens ha pubblicato il primo LookOut del 2020, presentato lunedì 27 gennaio, a Palazzo delle Stelline: il titolo dell’incontro e dei report sarà “2020: numeri e previsioni”.

Quali sono i temi del report?
Abbiamo fornito i nostri numeri aggiornati a inizio 2020 su tutte le grandezze principali che governano questo settore: installato (per modello di business), PPA siglati, investimenti in primario e secondario (con una stima del volume di M&A 2019 basata sui nostri database), quadro proprietario degli asset italiani (con il tradizionale ranking di inizio anno), volume di progetti in sviluppo con i loro principali proprietari (con alcune stime sul valore dei progetti), quote di mercato dei trader. Un esercizio questo molto faticoso in termine di raccolta dati, ma tuttavia necessario per raccontare quella che ci sembra l’effettiva evoluzione della nostra industry, non sempre in linea con i mantra ripetuti nei convegni: anche su tale base, infatti, abbiamo azzardato qualche previsione sula direzione in cui andranno mercato e regolazione nel corso del 2020.
Ovviamente abbiamo commentato gli esiti delle aste e dei registri di fine 2019 che – questa la nostra impressione – forniranno una serie di ulteriori segnali, per certi versi inattesi, che torneranno molto utili nelle prossime sessione
Sul fronte del mercato elettrico, oltre alla consueta analisi di inizio anno del market share dei trader delle rinnovabili del 2020, sono affrontati due temi che andranno a riplasmare il sistema elettrico: capacity market e accumuli. La vivisezione degli esiti delle aste di Terna fornisce importanti elementi per definire una view di medio termine del sistema elettrico di grande interesse. Sul fronte dello storage si stanno smuovendo le acque, avvicinando il momento in cui le batterie elettrochimiche inizieranno a svolgere un ruolo rilevante sul mercato. Tutto ciò grazie al futuro servizio di Fast Reserve, i cui contenuti messi in consultazione da Terna saranno approfonditi, ma anche di nuovi possibili meccanismi di sostegno per accumuli energy intensive, che potrebbero vedere la luce nel corso del 2020 – almeno in forma di cornice normativa. Stiamo entrando dunque in una fase decisiva per chi sta programmando nuovi investimenti in greenfield rinnovabile e desidera acquisire una solida prospettiva di mercato.

 

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

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

Convegno Nazionale Tavolo Autoconsumo


Si è svolto il 23 gennaio all’Auditorium del GSE il 4° convegno del Tavolo Autoconsumo e Efficienza Energetica. L’iniziativa, coordinata da Public Affairs Advisors ed Elemens, che insieme a diversi primari operatori studia gli scenari di sviluppo dell’autoconsumo in Italia, si caratterizza per l’approfondimento tecnico, regolatorio e di policy applicato allo sviluppo delle comunità energetiche e dell’autoconsumo su vasta scala A partire soprattutto dal 2019, il Tavolo si interessa delle modalità e delle prospettive di recepimento delle direttive RED II e Direttiva Mercati, che prevedono la nascita delle Renewable Energy Community e le Citizens’ Energy Community. Le due Direttive europee, da recepire nell’ordinamento italiano a partire da quest’anno, rappresentano una grande novità per il settore e disegnano il perimetro della nuova self-generation nazionale: un mercato che, per restare in linea con gli obiettivi strategici di decarbonizzazione, dovrà crescere di almeno 5 volte rispetto ai livelli attuali.
Lo studio di Elemens presentato al convegno prova a calare concretamente nella realtà italiana il tema delle Energy Communities e degli altri sistemi di autoconsumo collettivo, approfondendo diversi aspetti ancora aperti: il tipo di modello, analizzando vizi e virtù del modello virtuale e di quello fisico; le tecnologie che potranno essere ammesse, con focus su rinnovabili e Cogenerazione ad Alto Rendimento; il ruolo degli operatori professionali, anche con riferimento alle ESCo e alle grandi aziende; il livello e la modalità di remunerazione, trigger fondamentali per la rapida crescita del settore.
La presenza delle istituzioni, del Regolatore e di diversi stakeholder, nonché la notevole affluenza di pubblico, hanno certificato la forte attenzione sul tema dell’autoconsumo collettivo e sulla nascita delle Comunità energetiche. Argomenti che il Tavolo ormai da anni studia e presidia, ma che oggi paiono raccogliere una particolare attenzione e centralità da parte di un ampio pubblico, composto non solo da esperti di settore. 
Ha aperto i lavori Giovanni Galgano, Managing director di Public Affairs Advisors. Successivamente Tommaso Barbetti, Founding partner di Elemens, hapresentato lo Studio “Energy Community: dall’Europa all’Italia, dalla teoria alla pratica”, frutto delle attività del Tavolo nel 2019. Presenti i “padroni di casa”: l’Amministratore delegato del GSERoberto Moneta, che ha rivolto ai partecipanti un saluto istituzionale, e Davide Valenzano, Responsabile degli Affari Regolatori GSE,per un contributo più tecnico. Sono poi seguiti gli interventi di Fabio Bulgarelli, Direttore Affari Regolatori di TERNA, di Monica Tommasi, Presidente di Amici della Terra, di Edoardo Zanchini, Vicepresidente di Legambiente e di Luciano Barra, Capo Segreteria Tecnica Direzione Generale per l’Approvvigionamento, l’Efficienza e la Competitività Energetica del Ministero dello Sviluppo Economico. Non sono mancati i riferimenti alla cronaca parlamentare del giorno, poiché il Presidente della Commissione Industria del Senato Gianni Girotto ha esposto ai partecipanti – proprio nella mattinata del convegno – l’emendamento presentato al Disegno di Legge di conversione del Decreto Legge Milleproroghe dal Gruppo M5S alla Camera e che avvia le prime forme sperimentali di autoconsumo collettivo (emendamento prima dichiarato inammissibile e poi riammesso all’esame delle Commissioni parlamentari). Infine gli interventi delle aziende aderenti al Tavolo Autoconsumo e Efficienza Energetica(A2A, Axpo Italia, Edison, Engie Italia, E.ON Italia, Falck Renewables, Iren e Sorgenia), che hanno portato il loro contributo alla discussione intervallandosi con gli stakeholder istituzionali.
Il convegno si è concluso con l’intervento del presidente dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, Stefano Besseghini, che ha posto vari temi, fra cui la necessità di tutelare il consumatore, lasciandogli sempre un’opportunità di “uscita” dalla Comunità energetica e garantendo sempre sicurezza e qualità del servizio. Per quanto riguarda le modalità di incentivazione, Besseghini è stato chiaro: “Se devo votare tra incentivo implicito o esplicito all’autoconsumo, scelgo quest’ultimo”.
Nel corso del 2020, il Tavolo proseguirà nella sua attività di studio e di condivisione con istituzioni e stakeholder dei possibili modelli di recepimento delle Direttive europee che si apprestano a ridisegnare completamente il quadro della generazione distribuita in Italia e in Europa.

 

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.

 

Elemens interviene al seminario AEE-AIET 2019

 
 
 
 
 
 

 

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.

“Roadmap e Policy per anticipare la completa decarbonizzazione al 2040″ – Studio Elemens per Legambiente

 

Nell’ambito del forum Qualenergia, Elemens ha pubblicato uno studio commissionato da Legambiente contenente una serie di spunti di policy connessi al raggiungimento anticipato degli obiettivi di completa decarbonizzazione al 2040. 

Lo studio in versione integrale è disponibile qui