Autoconsumo: “Tre modelli per recepire la direttiva Red II”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

In Italia il recepimento della direttiva Red II potrebbe tradursi in circa 100 TWh di nuova energia verde da produrre, di cui un quarto (23 TWh) potrebbe essere in assetto di autoconsumo.

Traghettare il mondo prosumer dalla dimensione storica di 300-350 MW/anno ad una crescita di 1.800 MW/anno (tanto potrebbe servire per raggiungere l’obiettivo) richiederà una serie di trasformazioni che vanno dalla semplificazione delle “sigle” di autoconsumo attualmente previste, al riconoscimento degli ostacoli regolatori (dove la recente disciplina sugli energivori va a sottrarre una possibile base di clienti a chi efficienta i processi), per giungere – infine – alla ridefinizione del perimetro in cui avverrà l’autoconsumo.

Per cominciare a delineare i contorni di tale “rivoluzione”, il Tavolo Autoconsumo e Efficienza energetica promosso da Elemens e Public Affairs Advisors ha organizzato un convegno per il prossimo 20 novembre (alla presenza, tra gli altri, del sottosegretario Davide Crippa e di Gianni Girotto, presidente della X commissione del Senato che ha promosso una consultazione e un giro di audizioni sul tema, QE 7/11) nel corso del quale sarà presentato uno studio volto a individuare alcuni modelli per il recepimento della direttiva. Che “offre tantissimi stimoli” ma anche “qualche criticità interpretativa”, rimarca Giovanni Galgano di Public Affairs Advisors.

“Visto che nell’assetto futuro l’autoconsumo non sarà più solo uno a uno ma uno a molti – spiega Tommaso Barbetti di Elemens – il tema di base è: sarà un mondo fisico o meramente commerciale? Nel primo caso si dovranno realizzare nuove reti o si dovrà dare la possibilità ai prosumer di gestire o addirittura acquisire le reti esistenti. Se l’assetto sarà solo commerciale si potrà andare verso lo schema di ‘scambio sul perimetro’ ipotizzato dall’ex presidente dell’Arera, Guido Bortoni”.

Elemens ha quindi “studiato i vicini di casa”, ossia la Svizzera, la Francia e la Germania. Il modello elvetico, sottolinea Barbetti, è quello fisico, in cui la rete viene gestita dai prosumer. Quello francese è invece commerciale, simile allo scambio sul perimetro. Infine quello tedesco è una via di mezzo, dove il prosumer utilizza le reti ma gli utenti possono scegliere di starne fuori, e i distributori possono “vedere” quello che c’è all’interno del sistema.

In nessuno di questi modelli, sottolinea lo studio (come peraltro già fatto da Elemens in audizione al Senato, QE 4/10) emerge  un particolare rischio di sostenibilità finanziaria per il sistema: “anche sotto uno scenario di forte sviluppo dell’autoconsumo, il modello delle esenzioni tariffarie (la modalità, spesso oggetto di critiche, con cui in Italia si promuove l’autoconsumo) non pare produrre significativi aggravi per gli consumatori (in media, 1,5 €/MWh nei prossimi 10 anni) né deviare la traiettoria già tracciata di riduzione degli oneri di sistema”.

“Compito del Tavolo Autoconsumo e Efficienza energetica – conclude Galgano – è, da ormai 3 anni, studiare gli scenari possibili e restituire agli attori del sistema le fotografie più aggiornate sulle evoluzioni regolatorie in atto”.

Anatomia del repowering eolico Di T. Barbetti

Per gentile concessione di Rienergia

Tra pochi giorni il Governo Italiano presenterà alla Commissione Europea la prima versione del Piano Energia Clima, lo strumento con il quale ciascuno Stato Membro intende provare come raggiungere gli ambiziosissimi obiettivi in materia di decarbonizzazione che l’Unione europea ha di fatto approvato con il trilogo di giugno.

Sebbene non vi siano state particolari anticipazioni sui contenuti del Piano, appare chiaro che la crescita prevista per le rinnovabili elettriche sarà impetuosa e quasi tutta concentrata su fotovoltaico ed eolico. Nello specifico, Elemens, in un lavoro per Anev e Elettricità Futura presentato al Ministro Di Maio lo scorso luglio, ha stimato che, per raggiungere un ipotetico 32% finale di penetrazione delle rinnovabili sui consumi finali lordi di energia primaria (appunto, l’obiettivo definito in sede europea), potrebbero servire circa 33 TWh di produzione eolica aggiuntiva rispetto a quella che si avrebbe al 2030 in uno scenario inerziale (ossia, che tenga conto del decomissioning per naturale obsolescenza dei parchi più vecchi), portando così il settore ad una dimensione di 3 volte maggiore rispetto a quella attuale.
Al riguardo, due saranno le modalità con cui verrà sviluppato l’eolico: mediante impianti greenfield (ossia su aree in cui in precedenza non vi erano impianti) e mediante il repowering degli impianti esistenti.
Il repowering dell’eolico è un concetto che si è fatto largo, dal punto di vista lessicale, negli ultimi anni – assieme a quello, per il vero ancor più generico, di “rinnovamento eolico”.
Se con rinnovamento eolico si intende tutta quella serie di azioni volte all’ammodernamento dei parchi eolici esistenti (dalla sostituzione di parti di impianto fino alla totale ricostruzione dei parchi), con il concetto di repowering si intende invece la realizzazione ex novo di un impianto eolico presso un sito che ospita un impianto eolico pre-esistente (normalmente, quindi, da parte del proprietario del vecchio impianto, che si farà anche carico del decomissioning del precedente parco): si può quindi affermare che il repowering appartiene alla famiglia del rinnovamento, rappresentandone di fatto l’esponente più illustre.

Per quanto dal punto di vista normativo non esista una puntuale definizione di repowering, vi sono larghissimi punti di convergenza con quella di “integrale ricostruzione” presente nel DM 6 luglio 2012, con cui fa riferimento a “l’intervento che prevede la realizzazione di un impianto alimentato da fonti rinnovabili in un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori, preesisteva un altro impianto di produzione di energia elettrica, del quale può essere riutilizzato un numero limitato di infrastrutture e opere preesistenti”.
Il repowering non va quindi confuso con il reblading – la sostituzione delle “pale” – che, dal punto di vista normativo, è invece configurabile come un ammodernamento ai sensi della recente disciplina del GSE. E’ invece apparentabile al concetto di repowering la definizione di “potenziamento non incentivato” presente anch’esso nella disciplina del GSE – per quanto essa si limiti esclusivamente a interventi effettuati su impianti ancora oggetto di incentivazione e abbia dunque una valenza assai più limitata rispetto alle integrali ricostruzioni.
Il razionale del repowering risiede nella possibilità di ottenere un livello di efficienza molto più elevato da un sito, grazie all’utilizzo di macchine di ultima generazione (di maggior potenza e maggior dimensione del rotore, con livelli di produzione che possono arrivare a 3.000 ore equivalenti annue) in luogo delle vetuste, talora tralicciate, macchine di inizio millennio (di potenza ridotta e con un livello di produzione che difficilmente arrivava a 2.000 ore equivalenti annue).

Del vecchio impianto resterà dunque solo il sito (oltre a pochi elementi relativi per lo più alla parte elettrica, avvicinando così il costo di investimento del repowering a quello di un progetto greenfield): in termini visivi si assisterà alla sostituzione di molte piccole macchine con meno macchine di potenza e dimensione maggiore, con un presumibile incremento della potenza complessiva dell’impianto che aumenterà ulteriormente il livello di produzione dei parchi rispetto all’ante-operam. A detta degli operatori, gli interventi di repowering consentiranno dunque di sfruttare al meglio i primi siti su cui si è fatto eolico in Italia (i più ventosi?), con un’ottimizzazione dell’uso del suolo che deriverà dalla riduzione del numero di macchine presenti (compensata tuttavia dalla maggior dimensione delle nuove macchine).
La dimensione del mercato del repowering eolico dipenderà da una serie di fattori – alcuni di essi normativi (autorizzazione, supporto ai ricavi), altri relativi alle strategie delle aziende.

In primis, occorre ipotizzare in quale momento della vita utile del parco pre-esistente gli operatori decideranno di intervenire: se lo faranno, come appare ragionevole, al termine della sua vita tecnica (ad esempio, tra il 20° e il 25 °anno successivo alla messa in esercizio) gli impianti oggetto di repowering nei prossimi 10 anni potrebbero arrivare a 3,4 GW – ipotizzando, come descritto, che a seguito degli interventi la potenza degli impianti aumenti in media del 50%, la potenza complessiva degli impianti oggetto di repowering arriverebbe a 5,1 GW.
Tali valutazioni non tengono tuttavia conto delle difficoltà lamentate dagli operatori, in particolare in relazione ai procedimenti autorizzativi (del tutto comparabili, sia in tempistiche sia in procedure, a quelli previsti per impianti nuovi) e soprattutto all’impossibilità di accesso agli strumenti di sostegno invece previsti per gli altri nuovi impianti. Infatti, per effetto del cosiddetto Spalma-incentivi volontario (DM 18 novembre 2014, in attuazione del DL Destinazione Italia promosso dal Governo Letta), a tutti gli impianti in esercizio che nel 2015 non abbiano accettato una riduzione del valore degli incentivi a fronte di un’estensione della loro durata, è fatto divieto di accedere, a seguito della fine della fruizione degli incentivi (e dunque, anche in caso di interventi di repowering), a qualsiasi forma di incentivazione per 10 anni.
Dal momento che la formula dello Spalma-incentivi procurava una perdita di valore netto, assai pochi sono stati gli aderenti – di conseguenza, la quasi totalità del settore eolico è di fatto soggetta al divieto sopra richiamato (sono fatti salvi solo gli impianti entrati in esercizio prima del 2003, per i quali la prescrizione non si applicava: si tratta tuttavia di una manciata di impianti che non arrivano a rappresentare il 5% del potenziale del repowering). Salvo dunque una revisione della norma, gli strumenti in rampa di lancio per il sostegno alle rinnovabili – e in particolare le 8 aste previste dal nuovo DM FER per l’eolico e il PV – non saranno in alcun modo accessibili al repowering, a cui resta come unica alternativa il mercato: la razione di PPA sarà sufficiente?

Elemens in vari convegni a Ecomondo – Key Energy 2018

Elemens è stata protagonista a EcoMondo – Key Energy, il principale evento fieristico italiano del mondo delle rinnovabili.

In particolare Tommaso Barbetti si è soffermato sulle prospettive del fotovoltaico in Market Parity, mentre Emanuele Zanardelli è intervenuto delineando le possibili ipotesi di sviluppo del fotovoltaico diffuso, soffermandosi – in un convegno organizzato da Anie Rinnovabili –  sulle Energy Communities.

Elemens speaker al convegno di I-COM

Elemens è intervenuta alla Tavola Rotonda di I-COM “FER(ENT) in Italia: Quali scenari per le rinnovabili verso il 2030” con un intervento di Andrea Marchisio focalizzato soprattutto sull’integrazione a mercato delle fonti rinnovabili.

Retail, Energia Libera: “Ecco le leve per far decollare il mercato”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

“Il mercato retail si trova in una situazione di zugzwang”. Il presidente di Energia Libera, Fabio Bocchiola, ricorre alla metafora del giocatore di scacchi per descrivere il momento che sta vivendo il settore: come lo scacchista “è obbligato a muovere, non può stare fermo” verso la traiettoria del luglio 2020, la data prevista per la fine della tutela. “Molto è stato fatto” per raggiungere il traguardo, ma restano passaggi importanti da compiere “per far decollare il mercato”, ha sottolineato Bocchiola aprendo martedì 23 a Roma il primo convegno dell’associazione – già Energia Concorrente – con il nuovo nome e la nuova compagine (alla luce dei recenti ingressi di Sorgenia, E.ON Italia ed Eviva) a completamento della progressiva ridefinizione della mission: dall’iniziale concentrazione sul termoelettrico all’allargamento all’intero settore energetico (QE 19/9).
Per accendere il dibattito in attesa dell’annunciato tavolo Mise e del decreto con le modalità di uscita dalla tutela, Energia Libera ha commissionato ad Elemens uno studio “sugli scenari post-tutela”, presentato nel corso del convegno da Andrea Marchisio, partner della società di consulenza (le slide illustrate sono disponibili in allegato).

Partendo dall’osservazione di alcune esperienze estere, secondo Elemens le tre leve da attivare in maniera combinata per accelerare la deconcentrazione del mercato italiano e il passaggio al libero sono: un’efficace campagna di comunicazione, segnali di prezzo e sistemi disruptive, tipo “collective switching”. Solo con i primi due elementi, evidenzia lo studio, “la strutturale concentrazione del mercato italiano tenderà a mantenersi anche nel lungo periodo”. Attraverso l’organizzazione di procedure competitive per l’assegnazione di un servizio di continuità della fornitura post-tutela per quei clienti ancora inerti al momento dell’eliminazione della maggior tutela, ha sottolineato Marchisio, “è invece possibile creare una rapida e forte discontinuità nell’assetto di mercato, riducendone immediatamente la concentrazione: l’effetto è tale da consentire di passare da una situazione di oligopolio ad un mercato effettivamente competitivo attraverso l’adozione di una regolamentazione asimmetrica”.

L’ipotesi di asta disegnata nello studio (differenziata per domestici e non domestici) contempla l’assegnazione su base nazionale all’operatore con migliore offerta in termini di €/Pod/anno, tetto Antitrust con riferimento all’intero perimetro del mercato (libero+regolato), criterio dimensionale dei retailer che privilegia l’assegnazione del servizio ai primi 20 operatori.

Per evitare eventuali sovra-margini per i retailer vincitori delle procedure, Elemens prevede che la “rendita d’asta” (stimata in circa 1 miliardo di euro una tantum) sia restituita al sistema a beneficio indiretto della generalità dei consumatori.

Già in passato, anche con emendamenti prima approvati e poi rimossi in Parlamento alla Legge concorrenza, si era presa in considerazione la carta aste per il post-tutela, seppure con formulazioni diverse o meno dettagliate. Oggi come allora sono riemerse le possibili criticità. Ad evidenziarle al convegno di Energia Libera il presidente e a.d. di Acquirente Unico, Andrea Péruzy. Anzitutto sottolineando che le aste per il trasferimento coercitivo dei clienti inerti al mercato libero sono “la negazione della libertà di scelta dei consumatori e quindi del mercato stesso”. Sul punto Marchisio ha precisato che il “diritto di opt out del consumatore deve essere garantito prima e dopo l’asta”. Critico poi il numero uno di AU anche sulla definizione regolatoria di un prezzo a base d’asta perché, ha osservato, rischia di divenire un prezzo di riferimento ostacolando possibili risparmi per i consumatori. Da ultimo Péruzy si è soffermato sulla definizione nella proposta di criteri dimensionali per l’assegnazione dei clienti, una misura discrezionale che rischierebbe di cristallizzare il mercato.

Al di là della strada che verrà scelta dal Governo per gestire la transizione, dal convegno di Energia Libera è emersa comunque una generale convinzione dei relatori che sia arrivato il momento di “passare dalle parole ai fatti”, per usare l’espressione del segretario generale dell’Antitrust, Filippo Arena.

Il presidente dell’Autorità per l’energia, Stefano Besseghini, concludendo i lavori ha parlato di “momento storico” per il retail, che va gestito in modo che sia un’opportunità per il consumatore nella convinzione che “la scelta del cliente è fondamentale”. “L’architettura regolatoria c’è, forse qualcosa va aggiustato, quello che manca è la qualifica dei fornitori”, ha rilevato il presidente. A questo proposito, Arena dell’Antitrust ha affermato che la presenza di pratiche commerciali scorrette, oggetto del recente vademecum del Garante, non deve mettere in discussione la liberalizzazione. Piuttosto, ha aggiunto, significa che ci vuole una “maggiore attenzione e tempestività nel reprimere i comportamenti pericolosi per i consumatori per far sì che la competizione prosegua e sul mercato restino coloro che giocano secondo le regole”. Con una sottolineatura: la concorrenza, ha chiuso Arena, non va perseguita “perché bella, ma perché si traduce in abbassamento dei prezzi e stimolo all’innovazione”.

Alla tavola rotonda, a cui hanno preso parte anche Luigi Gabriele dell’Adiconsum e Renato Pesa di Confcommercio, mancavano, pur previsti, gli esponenti della maggioranza parlamentare che ad oggi non hanno espresso una linea chiara sul percorso. Il Governo, ha ricordato al convegno il responsabile energia del PD, Gianluca Benamati, ha detto alla Camera che vuole andare avanti sul fine tutela e che con il rinvio al 2020 deciso col Milleproroghe punta a creare condizioni di piena consapevolezza ed effettivo vantaggio per i consumatori. L’attesa ora è tutta per il tavolo Crippa.

Autoconsumo, come attuare la rivoluzione

Per gentile concessione di Staffetta Quotidiana

 

Il fatto che il nodo del fine tutela sia a metà tra regolazione e politica non dev’essere un pretesto “per non giocare la partita”, avvertiva nei giorni scorsi il presidente dell’Autorità per l’energia, Stefano Besseghini, che ieri al convegno di Energia Libera ha parlato addirittura di un “momento storico” per questo settore. Per l’Antitrust se il rinvio al 2020 non è drammatico, “sarebbe il caso di non rinviare ancora perché il tempo c’è per arrivare alla scadenza con un assetto concorrenziale che funziona”, parole stavolta del segretario generale Filippo Arena. E per il presidente di Energia Libera, Fabio Bocchiola, il settore si trova in una situazione di “zugzwang”, termine che negli scacchi indica l’obbligo di muovere – in questo caso di procedere sul percorso avviato – che lo si voglia o no.
Certo per procedere davvero è necessario chiarirsi le idee su alcuni punti chiave e soprattutto agire di conseguenza. Uno è certamente la campagna informativa di cui si sono perse le tracce – “dalle istituzioni può venire una comunicazione su alcune condizioni minime” valide in qualunque scenario e in grado “di far apprezzare i vantaggi” del mercato, osservava martedì Besseghini. AU, si ricorda, deve ora bandire la gara per l’affidamento.
Soprattutto però bisogna definire le modalità della transizione, un compito del Mise, che deve emanare il decreto. Ma prima ancora un compito delle aziende, che devono chiarire a sé stesse cosa vogliono e spiegarlo all’esterno, cosa meno banale di quanto sembri vista la grande varietà di posizioni emerse in questi anni. Ieri un passo avanti in questo senso è venuto da Energia Libera, che, pur per il tramite di uno studio commissionato all’esterno, ha indicato la sua predilezione per le aste per l’assegnazione di clienti, provando ad articolare il concetto nei dettagli.
Del cosiddetto collective switching con procedure competitive si è parlato spesso su queste pagine, evidenziando come miri a risolvere un nodo di fatto di tipo antitrust, legato più all’assetto dell’offerta che alla domanda: la sproporzione di forze e vantaggi di mercato tra operatori i nuovi entranti e gli incumbent, Enel in particolare, i quali sono in condizione di conquistare la gran parte dei clienti alla scadenza della tutela in assenza di contromisure “asimmetriche”. L’analisi di Energia Libera/Elemens, come visto (v. articolo odierno), prospetta una soluzione di aste più tetti antitrust – analoga in questo a quella proposta un anno fa da Stagnaro et al., altro caso raro di analisi e proposta articolata, ndr (v. Staffetta 16/10/17) – argomentando nel dettaglio perché limitare lo spazio di mercato degli operatori storici sia opportuno.
Le aste presentano una serie di problemi e controindicazioni (v. Staffetta 20/10/17), alcune delle quali sono state discusse nel dibattito. Prima fra tutte il non essere basate su una scelta esplicita del cliente, come evidenziato ieri dal presidente di AU Andrea Peruzy– e pur senza entrare nel merito anche Besseghini ha rimarcato che “la scelta del cliente resta fondamentale”. Un limite temperato nella proposta di EL dalla possibilità di opt outanche dopo l’asta (una facoltà, si potrebbe alò tempo stesso notare, che se esercitata da molti clienti, potrebbe creare un’eccessiva incertezza e non far tornare i conti di chi ha investito nella partecipazione alle gare).
C’è anche la definizione del prezzo base d’asta, processo per forza di cose e almeno in certa misura “amministrato” (altro punto evidenziato da Peruzy). La proposta resta poi generica se la base d’asta debba essere o no più alta dell’attuale prezzo tutelato, spingendo i clienti a cercarsi di meglio sul mercato ma anche rischiando di creare rendite per i vincitori dell’asta. Questione politicamente abbastanza esplosiva, come già emerso ai tempi del dibattito parlamentare sulla legge concorrenza.
Ci sono poi le difficoltà tecniche di gestire milioni di switch in un colpo solo e le conseguenze occupazionali di uno svuotamento di clienti per le società di fornitura in tutela degli incumbent. C’è chi suggerisce di impiegare proprio in quest’ambito, come ammortizzatore, la rendita d’asta: un importo stimato tra 200 mln e 2,6 miliardi di euro 1, che Renato Pesa di Confcommercio, ha invece proposto per parte sua di destinare a favore delle Pmi.
Aste o no, un altro dato interessante emerso dal dibattito di martedì è stato, come visto, la fiducia di Arera e Antitrust nelle prospettive dell’apertura del mercato retail.
Riprendendo temi espressi il 16 ottobre a Milano sul potenziale della tecnologia di accelerare il decollo del mercato (v. Staffetta 17/10), Besseghini ha notato che oggi c’è la “sensazione di vivere un momento storico”, con un contesto che spinge verso un’evoluzione dell’offerta verso nuovi territori. “Il digitale permette sempre più al cliente di indicare gli obiettivi lasciando alle macchine di perseguirli”, ha osservato ad esempio sul confronto tra offerte. “Si può usare quest’anno per sviluppare rapidamente la strumentazione”, ha proseguito. Lato regolazione, ha concluso, “l’architettura c’è già, forse serve qualche aggiustamento”, ad esempio “la qualifica dei fornitori (l’albo dei venditori, ndr) è qualcosa che manca”. Inoltre “le garanzie che si chiedono agli operatori sono spesso garanzie verso il sistema, l’approccio di attenzione al consumatore potrebbe essere quello di estendere anche delle garanzie verso il consumatore”, ha aggiunto riprendendo quanto detto la mattina in Parlamento (v. Staffetta 23/10).
Anche Arena dell’Antitrust sulle aste non si è sbilanciato. Da un lato ha evidenziato la necessità di evitare un effetto trascinamento verso gli incumbent nel dopo tutela, tanto più considerata l’integrazione verticale con la distribuzione degli operatori storici. Dall’altro ha rilevato che “in sede di dibattito parlamentare le proposte sulle aste ci erano parse generiche. Bene che la Legge Concorrenza abbia rimesso la questione al decreto Mise, su cui siamo pronti a collaborare”.
Sull’apertura del mercato, comunque, il segretario generale ha ribadito come la concorrenza nell’energia porti risparmi tangibili e che la presenza di pratiche commerciali scorrette, da cui l’Agcm ha cercato di mettere in guardia i clienti col recente vademecum (v. Staffetta 26/09), “non significa che dobbiamo rimangiarci la liberalizzazione. Ma solo che ci vuole efficienza e tempestività nella repressione, perché alla fine restino in campo quelli che giocano secondo le regole”.

Studio EL sul Fine Tutela

Nel prestigioso Palazzo Wedekind, Elemens ha presentato uno studio commissionato da Energia Libera relativo alle possibile modalità di superamento del meccanismo di Maggior Tutela per i clienti domestici e alcune PMI. La presentazione dello studio è stata fatta al partner di Elemens Andrea Marchisio – sono inoltre intervenuti il presidente di Energia Libera Fabio Bocchiola, il presidente di ARERA Stefano Besseghini (a una delle prime apparizioni nella nuova veste) e i referenti energia delle principali forze parlamentari. A questo link è disponibile il video del convegno.

Elemens speaker al convegno di Glennmont Partners

 

Elemens è intervenuta nel corso di un evento organizzato da Glennmont Partners con un intervento di Tommaso Barbetti relativo alle modalità di integrazioni delle nuove rinnovabili con il mercato elettrico e il futuro dimensionamento di questo mercato.

Autoconsumo, Elemens: “Esenzione oneri è sostenibile”

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 

Elemens non condivide i “ripetuti allarmi” sull’insostenibilità dell’esenzione dagli oneri a favore dell’autoconsumo.

In occasione del giro di audizioni alla X commissione del Senato (QE 4/10), gli analisti hanno sottolineato che, seppure “migliorabile”, tale incentivo implicito avrà “un lieve effetto (circa 1 €/MWh) relativo agli oneri spalmati sui ‘non autoconsumatori’ al 2030 pur in caso di forte sviluppo del segmento, certamente non tale da inficiare la traiettoria fortemente decrescente degli oneri dovuta alla fine dei più generosi incentivi sulle rinnovabili”.

L’auspicio è comunque che vengano fornite “prospettive di remunerazione chiare”.

Elemens ha peraltro dato una dimensione del possibile sviluppo che attende il mondo dell’autoconsumo, partendo dagli obiettivi di penetrazione delle rinnovabili contenuti all’interno della direttiva Red II. Come già affermato nello studio fatto per Elettricità Futura e Anev e presentato al Governo a luglio (QE 25/7), si stima che dovranno essere realizzati circa 20 GW di impianti FV in assetto di autoconsumo, una media di circa 1.800 MW all’anno (circa 5 volte il valore del mercato attuale, pari a 350 MW all’anno).

Secondo gli analisti tale sforzo richiede una razionalizzazione della regolazione attuale (le varie “sigle” potrebbero essere uniformate in un unico modello) e particolare attenzione al recepimento degli articoli 21 e 22 della Red II, che aprono al mondo dell’autoconsumo uno a molti (condomini, centri commerciali e anche mondo industriale, con l’attesa apertura degli Sdc).

In chiusura, Elemens si è soffermata sul tema energivori, precisando che la nuova disciplina di agevolazioni più “generosa” ridurrà il mercato dell’autoconsumo. In quale dimensione dipenderà dalle scelte del Mise (su proposta Enea) in materia di parametri di consumo efficienti.