Per gentile concessione di Rienergia

Si è sempre detto e scritto che quello delle rinnovabili sarebbe un progressivo percorso di avvicinamento al mercato, soprattutto inteso nella sua accezione di “mercato elettrico”.

Questa lunghissima rincorsa tra rinnovabili e mercato, durata più 20 anni (dai primi CIP6 alle ultime aste) sembra finalmente giunta al termine. Non sarà infatti sfuggito a chi legga la stampa di settore o frequenti convegni e simposi che il dibattito sulle rinnovabili è ormai pressoché monopolizzato dal tema della “piena integrazione delle rinnovabili con il mercato”, generalmente declinata in due modelli alternativi: la “market parity” e i PPA.
La market parity

Il modello market parity consiste nell’accettare, come unica forma di remunerazione di un nuovo impianto, i prezzi del mercato elettrico: in buona sostanza, l’investimento viene realizzato accettando completamente la volatilità espressa dal mercato (non altera la sostanza la circostanza che si possano cercare forme di contrattualizzazione del prezzo dell’energia di breve termine – 2 o 5 anni). Si tratterebbe quindi, secondo l’interpretazione prevalente, del coronamento del sogno dell’integrazione con il mercato elettrico.

Grazie alla riduzione del costo delle tecnologie, secondo molti operatori sarebbe in effetti sufficiente una remunerazione media (su tutta la vita utile dell’impianto – 25 anni?) appena superiore rispetto all’attuale prezzo di mercato (tra 50 e 60 €/MWh?) per consentire all’investitore di ottenere il rendimento (minimo) ricercato. Un modello quindi che potrà essere avallato solo da chi è convinto che i prezzi elettrici nei prossimi anni cresceranno (magari anche di poco) e, dunque, assegna una probabilità maggiore al verificarsi di elementi rialzisti di mercato (come l’aumento del prezzo delle commodities, crescita della domanda elettrica, tensioni geopolitiche, incremento dei prezzi della CO2) rispetto a quelli ribassisti (riduzione della domanda di energia dalla rete anche per effetto dell’aumento dell’auto-consumo, aumento della penetrazione delle rinnovabili).

A chi scrive, tale scommessa pare azzardata: da modellisti, siamo convinti che vi siano buone ragioni per credere sia che il prezzo salirà (in particolar modo grazie al valore della CO2) sia che scenderà (per la fortissima crescita delle rinnovabili che ci attende). Non essendoci elementi per sciogliere da subito questo dubbio, è evidente che l’investimento verrebbe realizzato in uno scenario di massima incertezza, senza peraltro essere controbilanciato dagli elevati rendimenti che, secondo nozioni basilari di finanza, devono caratterizzare gli investimenti ad elevato livello di rischio. Soprattutto, la scommessa potrebbe sembrare azzardata agli istituti di credito, che difficilmente ne consentiranno il finanziamento (a meno che non vengano presentate ingenti garanzie collaterali).
Qualcuno potrebbe obiettare che l’assunzione di rischio sui prezzi di mercato è elemento essenziale dell’attività di impresa in ambito energetico: gli stessi impianti termoelettrici – si dirà – hanno da sempre accettato la volatilità dei prezzi senza alcuna pretesa di stabilità di remunerazione.

Tuttavia, impianti convenzionali e rinnovabili hanno una struttura di costi completamente differente: molto sbilanciata sui costi di esercizio per gli uni (soprattutto l’acquisto del combustibile), quasi tutta concentrata sul costo di investimento per gli altri (non essendovi alcun combustibile da pagare).

L’attuale design del mercato elettrico è stato modellato sulla struttura dei costi dei primi, elemento che tuttavia non ha impedito errori di lettura dello scenario nella scelta di investimenti di nuova capacità convenzionale o non ha evitato di discutere la necessità di creare nuovi segmenti di mercato (es. capacity market).

Un investimento capital intensive come quello in rinnovabili chiama invece stabilità di remunerazione: come a dire, meglio un rendimento basso ma certo piuttosto che uno potenzialmente elevato ma estremamente incerto.
In ragione dunque di una struttura di mercato modellata su logiche diverse da quelle che guidano l’investimento in rinnovabili, il modello market parity – che pur vedrà (in qualche misura già vede) qualche esemplare – non ci pare una risposta convincente al percorso di decarbonizzazione che si è deciso di intraprendere, mancando dell’elemento centrale che è la stabilità della revenues.

I Corporate PPA

Ecco perché nel dibattito ha fatto capolino il tema dei Corporate PPA: contratti di lungo termine siglati tra un produttore di energia rinnovabile e un consumatore (o un trader per sua vece) che consentono, per l’appunto, di stabilizzare la remunerazione dell’impianto (per chi vende) e di assicurarsi contro futuri aumenti del prezzo energia (per chi compra). Purtroppo, nonostante i proclami, di veri PPA ad oggi in Italia non se ne sono ancora visti: basti dire che la durata massima dei contratti finora siglati ha raggiunto i 5 anni, quando invece per raggiungere un sufficiente grado di stabilizzazione dei rendimenti ne servirebbero almeno 15.

I passi fatti fino ad oggi sono comunque incoraggianti e un mercato dei PPA emergerà senza dubbio. Sbagliato però illudersi che basti questo per triplicare la produzione fotovoltaica e raddoppiare quella eolica entro il 2030, come chiesto dalla SEN e, indirettamente, dalla UE.

Infatti, i potenziali clienti per i PPA non abbondano, dovendo concentrare in un’unica entità un elevato livello di consumi, un certo grado di attenzione alle tematiche ambientali (magari legato all’elevata esposizione sul mercato) e una visione di lungo termine sui prezzi: rara avis.

Il nuovo Decreto – ovvero i PPA di Stato

Se la market parity sarà una bolla di sapone e se i PPA Corporate saranno pochi, come si arriverà a 180 TWh (+75%) di produzione al 2030?
La strada dei PPA resta la più promettente, ma serve, probabilmente, allargare l’orizzonte delle possibili controparti includendo tra queste lo Stato.
Lo Stato, infatti, mediante aste competitive, potrebbe “acquistare virtualmente” a un prezzo fisso per un periodo sufficientemente lungo (20 anni) l’energia prodotta dai nuovi impianti rinnovabili (o da impianti rinnovabili “rinnovati”). La stabilità della remunerazione (pari al prezzo offerto in asta) e la solidità dell’acquirente (lo Stato) sarebbe certa, garantendo così la finanziabilità delle iniziative; l’efficienza di costo del meccanismo sarebbe stimolata dalla competizione in asta tra gli impianti (e le fonti?), che porterebbe a selezionare le iniziative che chiedono il prezzo più basso; il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione da una sapiente gestione dei contingenti delle aste da parte dello Stato.
Si tratta di fantascienza?
No: al contrario si tratta esattamente delle disposizioni contenute nella bozza del nuovo DM rinnovabili, in attesa di approvazione. Il DM, infatti, sostituisce per la prima volta in Italia il concetto di incentivazione in senso stretto (un’integrazione dei ricavi che porta certamente ad una remunerazione maggiore rispetto a quella di mercato) con quello di PPA di stato: una remunerazione fissa, ad un prezzo ottenuto in esito ad un’asta, che nel corso degli anni potrebbe essere inferiore rispetto a quella di mercato. Per il produttore, il possibile rimpianto di aver fissato il prezzo ad un valore più basso rispetto a quello che il mercato potrebbe avere in futuro, sarà lenito dall’aver avuto la possibilità di realizzare e finanziare il progetto grazie alla certezza della remunerazione ottenuta (in aggiunta, sono previsti meccanismi di switch al mercato con delle penalità). Per lo Stato, in caso di prezzi energia futuri più elevati dei valori emersi dalle aste, si sarà trattato di un buon affare – in caso contrario, di un costo di sostegno, comunque limitato (difficilmente superiore ai 200 milioni anno – incremento inferiore al 5% dei costi complessivi di incentivazione), per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

Certo, rinnovabili e mercato si sfiorerebbero soltanto: ma siamo certi che sia il mercato elettrico – almeno per come lo conosciamo – la destinazione finale delle rinnovabili?

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Attese a lungo dagli operatori, le procedure per la gestione degli impianti Fer non fotovoltaici incentivati (da qualcuno già ribattezzate procedure per ammodernamenti), pubblicate il 20 dicembre scorso dal Gse, sono probabilmente una delle produzioni regolamentari di maggiore interesse degli ultimi anni per il settore delle rinnovabili, concentrandosi su un tema – quello delle condizioni a cui possono essere realizzati interventi di manutenzione, riconfigurazione e ammodernamento su impianti incentivati – assai sentito dagli operatori. Anche per questo, oltre che per le questioni di metodo (la consultazione ha permesso di recepire numerose osservazioni e contributi dei player, raggiungendo così una sintesi equilibrata tra le esigenze del sistema e le necessità di chiarezza e semplicità manifestata dall’industria rinnovabile), il documento è stato accolto – rara avis – con ampio favore dal settore.

Le procedure dettagliano un ampissimo ventaglio di soluzioni e interventi: in parte si tratta di interventi di natura fortemente tecnica, relativa alle normali attività di operations di un impianto – operazioni che in molti casi venivano già effettuati prima delle pubblicazione del documento Gse per le quali il valore aggiunto delle nuove procedure consiste nel definire un quadro dettagliato di riferimento, infondendo maggior serenità ad un comparto già terrorizzato dall’incorrere in infrazioni e vedersi revocato l’incentivo.

Si sbaglia però se si pensa che le procedure rimarranno un oggetto esclusivo di disquisizioni tra tecnici. Infatti, accanto alle citate operazioni di natura “ordinaria”, ne vengono introdotte altre (gli ammodernamenti e i potenziamenti non incentivati) che potranno radicalmente mutare le caratteristiche degli impianti, con notevolissimi effetti in termini di incremento di produzione.

Si tratta in generale di azioni volte ad aumentare la producibilità degli impianti tramite la sostituzione dei componenti principali di generazione con apparecchi di nuova concezione caratterizzati da performance operative superiori rispetto a quelle dei componenti originari – ove, nel caso in cui vi sia un incremento di potenza rispetto a quella originaria si parla di potenziamento non incentivato, viceversa di ammodernamento.

Visti i significativi effetti sulla produzione degli impianti (e dunque, in potenza, sui costi di incentivazione), per tali interventi il Gse introduce un limite alla quantità di energia incentivabile, diverso a seconda della fonte e della dimensione dell’impianto (ad esempio, per l’eolico sopra i 10 MW è pari a 2.360 ore equivalenti anno) – come a dire che se dopo le modifiche la produzione supera un limite predeterminato, la quota di energia eccedente non riceve alcun tipo di incentivazione, ma viene valorizzata a mercato.

L’eolico pare la fonte che maggiormente sembra poter beneficiare delle nuove procedure, grazie a interventi come il reblading – sostituzione delle pale eoliche con altre con profilo alare e parametri dimensionali differenti, con un incremento della generazione a costi relativamente contenuti – o il cosidetto repowering, cioè la sostituzione degli aerogeneratori originari con nuove WTG di potenza (e performance) maggiore, sia a parità di potenza complessiva (ammodernamento) che con incremento di potenza (potenziamento n.i.).

Nell’ambito di uno studio svolto per Anie Rinnovabili, Anev e Elettricità Futura (presentato ieri presso il Gse, le slide sono in allegato sul sito di QE), Elemens ha dato una dimensione a questo nuovo mercato, stimandone dapprima il potenziale e in seguito gli impatti macro sul sistema: l’analisi è avvenuta simulando gli impatti in termini finanziari della realizzazione dei vari interventi su una ampia base di impianti tipo (differenziati per data di entrata in esercizio, livello di produzione, IRR target richiesto dall’azionista) ritenuta uno spaccato statisticamente significativo del settore.

Emerge un potenziale per la fonte eolica particolarmente ampio, con una base di impianti esistente potenzialmente interessati alla realizzazione di reblading o repowering che va da un minimo di 560 MW a oltre 2 GW (quasi tutti entrati in esercizio tra il 2008 e il 2012). L’assestamento del mercato sul limite minimo o massimo del range da noi individuato dipenderà da una serie di fattori, il più critico dei quali appare la possibilità per gli operatori di riuscire ad autorizzare in tempi ragionevoli un aumento di potenza dell’impianto originario, sfruttando al meglio le potenzialità del sito: lunghi tempi autorizzativi infatti, oltre a scoraggiare l’operatore, ridurrebbero il tempo residuo di incentivazione godibile dall’impianto ammodernato, impattando negativamente sul business plan.

Più contenute in termini industriali, ma non per questo meno interessanti, sono le opportunità generate dalla procedura per il comparto idroelettrico. In questo caso abbiamo individuato due azioni tipo: l’aumento della potenza di concessione (annoso problema che affligge buona parte dal parco mini hydro) e l’installazione di un gruppo di generazione aggiuntivo più leggero per i grandi impianti ad acqua fluente, con l’obiettivo di produrre anche nei mesi di bassa portata dei corsi d’acqua.

La realizzazione di tutti gli interventi esaminati comporterebbe, a seconda dallo scenario di mercato selezionato, da un minimo di 0,8 TWh a un massimo 4 TWh di produzione aggiuntiva – dato destinato a raddoppiarsi nel lungo periodo per l’effetto life extension (la vita utile dell’impianto ammodernato sarà infatti superiore rispetto a quella dell’impianto originario). Stimiamo al proposito nuovi investimenti nel settore tra 444 milioni e 2,2 miliardi di euro, con significative ricadute occupazionali pari a circa 4.500-22.400 tra addetti temporanei e permanenti. Inoltre, a fronte di un onere di incentivazione incrementale contenuto (0,4-1,1 mld € a seconda del potenziale su tutto il periodo considerato) si ottengono significativi benefici per il Paese, in termini di maggior gettito fiscale (0,5-2,6 mld), di riduzione dei prezzi elettrici (1-7,2 mld) e di misure compensative per il territorio (0,1-0,4 mld), con un saldo netto tra costi e benefici stimato tra 1,2-9,1 mld.

In conclusione, le procedure del Gse rappresentano un nuovo impulso, almeno per alcune categorie di impianti, agli investimenti nelle energie rinnovabili in Italia, con effetti positivi sia sul tessuto industriale che per l’intero Paese. Questo documento, insieme al decreto per l’incentivazione delle rinnovabili mature (il famoso Fer 1) ed a quello per le tecnologie innovative (Fer 2) attualmente in gestazione, costituisce il primo set di strumenti con i quali l’Italia può iniziare a costruire la strada verso gli sfidanti obiettivi indicati dalla Sen

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Gli operatori del mondo delle rinnovabili sono d’accordo: le procedure di ammodernamento degli impianti Fer pubblicate dal Gse a fine 2017 danno il via a una nuova fase per il settore, nuove opportunità soprattutto per l’eolico. A sottolinearlo Anev, Anie Rinnovabili ed Elettricità Futura al convegno organizzato oggi a Roma alla sede del gestore per parlare del documento, oggetto anche di uno studio di Elemens che ne ha stimato potenzialità di mercato e benefici.

Secondo il presidente di Anev, Simone Togni, “le procedure rappresentano una positiva novità e potrebbero introdurre benefici notevoli per l’industria e l’ambiente. Per l’eolico si apre la possibilità di aumentare la produzione grazie all’efficientamento tecnologico derivante dall’applicazione di tali procedure. Questo passo avanti, accolto con favore da tutto il comparto, dovrà tuttavia essere reso attuabile con una seria semplificazione della normativa e delle procedure autorizzative, che ne consenta l’applicabilità in tempi rapidi”. Dello stesso avviso Michelangelo Lafronza, segretario generale di Anie Rinnovabili, secondo cui “le procedure operative Gse permetteranno la massimizzazione della produzione di energia elettrica da Fer e favoriranno il prolungamento della vita utile degli impianti grazie all’impiego della tecnologia più innovativa, offrendo nuove opportunità di investimento per il settore”. Un percorso, ha aggiunto, che va supportato a livello regionale e locale. Per la vice presidente di Elettricità Futura, Lucia Bormida, “le procedure costituiscono un punto di svolta, gli operatori sono chiamati a gestire in maniera industriale i propri impianti”. È fondamentale ora, prosegue, “avviare un confronto strutturato, mediante le associazioni, in merito all’evoluzione della normativa e della relativa applicazione, anche per evidenziare e risolvere le principali criticità applicative che possono emergere in tutte le fasi del progetto. La condivisione dell’opportunità degli interventi con le comunità e gli enti locali, così come la tempistica nel rilascio delle autorizzazioni necessarie, rappresentano un fattore di successo delle procedure di rinnovamento”.

Dallo studio di Elemens, presentato da Tommaso Barbetti, emerge che con le nuove procedure si aprirà un nuovo mercato, fino ad oggi bloccato, grazie al quale si potranno produrre 4 TWh aggiuntivi nel breve periodo e fino a 7 TWh in quello medio-lungo.

Il fattore tempo e il ruolo di Regioni ed enti locali è tornato in tutti gli interventi e anche nella tavola rotonda. A partire da quello del direttore Divisione Sviluppo Sostenibile del Gse, Luca Barberis, che aprendo la giornata ha evidenziato come si sia chiusa l’epoca della contrapposizione: “Occorre massima collaborazione tra attori istituzionali e privati, in particolare da parte delle Regioni”. E Davide Valenzano, responsabile Affari Regolatori del gestore, ha aggiunto che la finalizzazione del lavoro sulle procedure è il risultato di “un confronto tecnico, operativo e di buon senso nel cogliere le vere opportunità di sviluppo del settore”.

Secondo Sebastiano Serra, capo della Segreteria tecnica del Minambiente, il punto nodale è appunto “il rapporto con le Regioni, il ministero”, ha detto nel corso della tavola rotonda, “farà di tutto per identificare con le regioni un percorso che individui tempi e modalità”. La valutazione ambientale discende dalle regole europee, il passaggio per semplificare, ha affermato per parte sua Luciano Barra, capo Segreteria tecnica Dipartimento energia Mise, “non è verificare ogni volta se vai a Via o non vai a Via, ma effettuare una compressione dei tempi”. Le regole ci sono, ha concluso il direttore affari istituzionali di Terna, Stefano Conti, “il problema è la mancanza di personale e competenze nelle Regioni e la consapevolezza che sta iniziando un nuovo ciclo per gli investimenti Fer”.

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Dopo il via libera arrivato dalla Commissione Europea, Terna ha avviato una nuova consultazione che disegna i contorni definitivi della disciplina del capacity market italiano. Una consultazione con tempistiche limitate affinché si possa giungere al termine di un processo iniziato ormai 7 anni fa.

Rispetto alla proposta dell’autunno 2016, nella nuova disciplina la fase di Prima attuazione appare sostanzialmente identica alla fase di Piena attuazione: entrambe si collocano nel solco delle linee guida tracciate da Arera in agosto attraverso il dco 592/2017 e abbracciano alcuni elementi innovativi di derivazione europea.

Sul fronte della curva di domanda, Terna conferma difatti lo schema metodologico già avallato dall’Autorità dove il premio non è parametrato sui costi annui di produzione ma sulla willingness to pay del sistema elettrico in funzione del numero atteso di ore nelle quali la capacità disponibile non è tale da soddisfare i consumi e i margini di riserva. Dove invece si osserva una maggiore influenza delle indicazioni di Bruxelles è sul lato dell’offerta, soprattutto per quanto riguarda la partecipazione delle risorse estere e l’introduzione di criteri ambientali.

Rispetto agli schemi precedenti, nel nuovo documento di consultazione sono state infatti nettamente semplificate le procedure di ammissione al mercato delle risorse estere abilitate ad operare su Mgp: per loro, la capacità negoziabile (Cdp) non è sottoposta ad alcuna metodologia di calcolo da parte di Terna ma viene semplicemente autodichiarata da ciascun richiedente e assume l’obbligo di offerta solo sul day ahead.

Inoltre, è stato introdotto l’indice di emissibilità del portafoglio come criterio di discriminazione tra offerte a parità di premio, che tuttavia risulterebbe veramente dirimente solo nel caso in cui, in corrispondenza del premio marginale, si concentrassero più offerte di Cdp flessibile (che rimane il primo criterio di selezione nel caso di offerte di pari valore). Rimangono quindi penalizzate le tecnologie meno flessibili e solo in seguito i portafogli molto emissivi.

La partecipazione delle rinnovabili è stata leggermente favorita attraverso nuove metodologie di calcolo della capacità qualificabile: il parametro di inutilizzabilità di eolico e fotovoltaico viene diminuito, andando così ad aumentare la capacità negoziabile a parità di altre condizioni. E’ inoltre pacificamente confermata la barriera all’ingresso per impianti incentivati e dispacciati dal Gse, benché sia possibile per il titolare rinunciare agli incentivi per il periodo di consegna negoziato nell’asta: l’abbandono del porto sicuro degli incentivi per lanciarsi nell’oceano delle aste del capacity tuttavia appare al momento una mossa azzardata.

In un’ottica di graduale approccio alla market parity delle rinnovabili, può invece essere interessante valutare la possibilità per impianti nuovi o in ripotenziamento – con una soglia minima di investimento indicata dalla disciplina ampiamente abbordabile per queste tecnologie – di poter impegnare la propria capacità per un orizzonte di 15 anni: occorre tuttavia considerare il premio sulla capacità come parziale stabilizzatore di rischio di mercato (da ponderare con il rischio di indisponibilità della capacità) e non come fattore di attivazione di nuovi investimenti.

Altri attori degni di nota sono poi le unità di consumo (Ucmc). In questo caso, si osservano significative modifiche rispetto ai precedenti documenti, tutte aderenti alle indicazioni date da Arera nel dco 592/2017.

Ciò significa che la domanda non viene più considerata un soggetto in grado di fornire capacità al sistema, bensì una porzione di carico in grado di provvedere autonomamente alla sua stessa adeguatezza, meritevole quindi di non essere assoggettata all’incremento dell’uplift necessario a finanziare il capacity market. Al fine di comprendere l’appeal di questo segmento di mercato per le unità di consumo, sarà quindi necessario aspettare le future decisioni da parte dell’Autorità riguardo alla distribuzione dei nuovi oneri derivanti dai premi per la capacità.

Requisito vincolante per la partecipazione di Ucmc al capacity market è ottenere l’abilitazione per operare su Msd, essenza stessa della possibilità di fornire adeguatezza al sistema: in questi termini è interessante notare come dopo i progetti pilota, la nuova disciplina del mercato della capacità sia sostanzialmente una prima apertura di Msd ad aggregatori di domanda. E’ però importante sottolineare che, diversamente dalle Uvac, alle Ucmc non possono sottendere unità di produzione (es. cogenerazione) e che tutte le unità dell’aggregato devono essere dotate di un dispositivo che ne permetta il distacco dalla rete su ordine di Terna.

La somma di queste innovazioni si tradurrà in una variazione dello scenario concorrenziale per il termoelettrico italiano? Se l’impatto che rinnovabili – gelose dei loro incentivi – e unità di consumo – soggette ad una potenzialmente onerosa interrompibilità – potranno avere sul capacity market appare contenuto, il ruolo delle risorse estere invece può essere rilevante, tuttavia la loro competitività sarà strettamente vincolata alla capacità di transito transfrontaliera disponibile che sarà definita da Terna, vero deus ex machina di questo nuovo mercato ormai quasi ai nastri di partenza.

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Dagli ormai proverbiali cassetti di Calenda è spuntata anche l’attesissima bozza del futuro Decreto rinnovabili. 

Inutile sottolineare quanto incerto sia il destino del testo, data la forte discontinuità di cui dovrebbe essere oggetto il Mise nelle prossime settimane (mesi?); doveroso però ricordare che questo provvedimento si inserisce in un profondo solco, tracciato sia a livello nazionale sia a livello Ue, che rende improbabile un totale stravolgimento dei suoi contenuti, molti dei quali soggetti a verifica di compatibilità con le Linee guida europee e dunque con grado di malleabilità limitato.

Al primo colpo d’occhio colpisce subito il volume di incentivi che verrebbero resi disponibili: si parla di oltre 6,3 GW di incentivi da qui a fine 2020 – valori quasi doppi rispetto alla somma delle dotazioni dei decreti 2012 e 2016, ma del resto in linea con la Sen.

Di questi 5,5 GW verrebbero assegnati mediante 7 aste su base quadrimestrale – si introduce, come ampiamente anticipato, la logica della neutralità tecnologica (eolico compete con PV, idro compete con geotermico e biogas da discarica). Tra i duelli, quello che riveste più interesse, non foss’altro per i quasi 5 GW messi a disposizione, è certamente quello tra eolico e FV, con quest’ultimo che ricompare nel mondo incentivi a 5 anni dallo stop seppur senza il suo elemento di spicco (FV agricolo, per cui permane il divieto di accesso ai sussidi): gli incentivi (con contratti per differenze a due vie, altra novità: se il prezzo di mercato supererà l’offerta in asta, sarà il produttore a pagare) saranno i più bassi di sempre, con valori compresi tra un massimo di 68,8 €/MWh e un minimo di 21 €/MWh.

La logica competitiva di prezzo arriva anche ai registri, in cui si potrà salire in graduatoria richiedendo tariffe ridotte fino al 30% rispetto ai valori base: una sorta di asta per piccoli operatori, seppure con alcune categorie esentate. Anche qui viene introdotta la neutralità tecnologica, con il duello FV-eolico che si replicherà anche sullo small scale.

Scompare l’accesso diretto, fa capolino il tema dei Ppa, con una prima ipotesi di creazione di piattaforma pubblica gestita dal Gme (alternativa all’accesso agli incentivi).

Ci sarà tempo per scendere nei numerosi dettagli. Nel frattempo emerge chiara la visione di fondo, basata su competizione (tra operatori) e competitività (visto il livello delle tariffe), che sembra strizzare l’occhio alle grandi iniziative – questo proprio mentre il pentastellato Fioramonti (indicato al Mise da Di Maio in un ipotetico esecutivo M5S) scrive di decentramento energetico, auto-consumo e auto-produzione.

Emerge dunque un interrogativo di fondo: la visione Calendiana sarà compatibile con quella degli azionisti di maggioranza del futuro Governo, qualunque esso sia?

Su Huffingtonpost

Un’Italia capace di marciare senza le fonti fossili. Un’Italia che viaggia a trazione rinnovabile e grazie all’efficienza energetica. Non è una chimera, ma un futuro prossimo possibile e auspicabile. Basta partire con il piede giusto, mettere in campo un piano clima ed energia che porti nel 2030 a un paese Carbon-free.

La roadmap verso questo scenario, peraltro previsto dall’Unione Europea per tutti gli Stati membri, la traccia lo studio di Elemens per Legambiente presentato al X Forum Qualenergia in corso a Roma, tracciando un percorso fattibile per rientrare negli obiettivi degli Accordi di Parigi e contenere la crescita della temperatura del Pianeta entro i 2 gradi centigradi.

Un piano capace di ridurre la CO2 e di creare nuova occupazione. In linea con la Strategia energetica nazionale, ma con target più ambiziosi. Lo studio punta infatti a obiettivi al 2030 coerenti con l’Accordo di Parigi (-55% di emissioni di CO2 invece del 40% della Sen) e a uno sviluppo più spinto delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica sia nel vettore elettrico che in quello termico, raggiungendo così risultati ben più significativi in termini di risparmio di combustibili (49 Mtep/anno al 2030), con un conseguente risparmio di risorse pari a 5,5 Mld di euro all’anno, oltre a un aumento dei posti di lavoro nei settori emergenti dell’energia e dell’innovazione tecnologica pari a 2,7 milioni, tra permanenti e temporanei.

La ricerca dimostra come questi obiettivi siano raggiungibili grazie alla scelta di abbandonare il carbone, prevista dalla SEN al 2025, e di fare delle fonti rinnovabili e dell’efficienza la chiave con cui ripensare i settori dell’edilizia, dei trasporti, dell’industria e dell’agricoltura. In Italia le maggiori potenzialità di sviluppo sono rappresentate soprattutto dal solare e quindi dall’eolico, non solo in termini di nuovi siti produttivi ma anche di revamping dei siti esistenti. Il problema è che per raggiungere il target previsto dalla SEN al 2030 l’eolico dovrà almeno raddoppiare la potenza installata, mentre il solare fotovoltaico è chiamato ad aumentare la potenza di almeno 3 volte rispetto a quella attuale (passando dagli attuali 350MW di installazioni all’anno a 3.000). Numeri che per essere raggiunti necessitano di un deciso cambio di passo della politica.

Nel settore dei trasporti, in particolare nelle città, occorre recuperare il gap nella dotazione di metropolitane e tram, in sistemi efficienti di Tpl, in tutti i servizi innovativi di sharing economy orientati alla mobilità elettrica. Per il trasporto delle merci occorre investire nelle soluzioni a minor impatto ambientale con promozione del bio-metano e del gas liquefatto anche per trasporto pesante e navale. L’infrastruttura dei punti di ricarica è invece l’elemento cruciale per favorire un uso diffuso della mobilità elettrica. Il settore industriale dovrà rappresentare il fulcro della domanda di decarbonizzazione con un equilibrato sviluppo di efficienza negli usi finali e di approvvigionamento soprattutto da fonti rinnovabili, sia da rete pubblica che da sistemi di autoproduzione.

Nel settore civile gli interventi devono coinvolgere in particolare gli edifici esistenti, sia privati che pubblici, con una significativa riduzione dei consumi termici e la promozione dell’autoproduzione e della distribuzione di energia da fonti rinnovabili.

L’Italia ha tutto l’interesse a essere in prima linea nella sfida della sostenibilità, con vantaggio per le imprese e per i cittadini. Grazie alle tecnologie già disponibili possiamo immaginare un futuro senza fossili. Un futuro attraente e possibile fatto di case efficienti che autoproducono l’energia e la scambiano, di una mobilità sempre più elettrica e sostenibile, di un’industria innovativa e un’agricoltura legata al territorio e avanzata nella produzione di biometano.

Legambiente è convinta che la decarbonizzazione non è solo l’unica strada possibile per combattere i cambiamenti climatici, ma è anche una grande opportunità di modernizzazione e sviluppo del paese. Per questo chiediamo al Governo di mettere subito in campo politiche coerenti, a partire dalla Legge di Bilancio, e di lavorare per rimuovere tutti gli ostacoli ancora presenti per consentire a imprese, amministrazioni locali e semplici cittadini di investire nelle rinnovabili e nell’efficienza.

Per gentile concessione di Rienergia

Il futuro è delle rinnovabili? Mai domanda fu più divisiva.

A un ipotetico sondaggio, siamo convinti che una metà degli intervistati – pensando agli incentivi che non ci sono più – risponderebbe che i giorni migliori sono alle spalle, mentre l’altra metà – con riferimento agli accordi sul clima – direbbe convinta che le rinnovabili saranno al centro del modello di sviluppo futuro.

In effetti, dal momento in cui sono finiti gli incentivi generalizzati (momento che possiamo collocare nell’anno 2013) le oscillazioni della lancetta che indica il “sentiment” sulle rinnovabili sono, fortissime anche presso gli addetti ai lavori – segno questo che il settore sta probabilmente vivendo una fase di ripensamento del proprio ruolo.

Negli ultimi mesi, la lancetta del barometro sembra essersi spostata sul sereno: merito, molto probabilmente, della crescente spinta alla decarbonizzazione che si registra nell’arena internazionale, dove il noto “smarcamento” degli USA di Trump sembra aver piuttosto prodotto l’effetto di rinserrare le fila di chi invece dell’accordo si è fatto portatore.

Una crescita senza precedenti?

Tra questi, pur con la consueta cautela, sembra esserci l’Italia: il riferimento va ai contenuti della bozza di Strategia Energetica Nazionale (SEN) che dovrebbe essere approvata a cavallo tra la fine del 2017 e l’inizio del 2018.

Essa, infatti, contiene – tra i tanti elementi – un obiettivo notevolissimo in termini di produzione di rinnovabili: si parla infatti di circa 170 TWh di produzione attesi per il 2030 – uno share sulla domanda tra il 48%e il 50%. Nella testa del Governo, lo sviluppo sarà soprattutto su fotovoltaico ed eolico, che nel 2030 rispettivamente triplicherebbero e raddoppierebbero la produzione attuale, dando vita ad una stagione di sviluppo che farebbe impallidire la passata ondata di investimenti (2000-2013).

Se questo è il “quanto”, sul “come” il Governo si limita ad indicare che almeno in una prima fase (fino al 2020?) si potrà contare ancora su qualche forma di incentivo, mentre in seguito ci penserà il mercato, evidentemente sostenuto – nella view del Governo – da segnali di prezzo sufficienti ad attivare gli investimenti; pochi, invero, anche i riferimenti alla gestione dell’adeguatezza del sistema elettrico con una simile iniezione di rinnovabili.

Elemens, nel suo ultimo rapporto trimestrale (LookOut 17), si è spinta un po’ più in là, individuando 8 modelli di business che guideranno questa impetuosa crescita. Per ovvi motivi di spazio, ci limiteremo a guardarne due macro-modelli: un primo orientato alla generazione distribuita e con una forte interazione con l’auto-consumo; un secondo sul large scale e con un crescente ricorso agli strumenti, anche nuovi, del mercato organizzato.

Il modello diffuso

Si è già detto che nella SEN la parte del leone spetta al fotovoltaico (FV), con una produzione triplicata al 2030. Il FV, pur disponendo di un potenziale di produzione teoricamente quasi illimitato (irradiazione solare), ha un suo limite nell’occupazione di suolo. Al proposito, appare difficile ipotizzare che i circa 30–35 GW che ci si aspetta di realizzare vengano tutti piazzati a terra, occupando una superficie pari a quella dell’intero Chianti. Di questo si trova conferma anche nella stessa SEN, che indica nella tutela dell’uso del suolo (in particolare agricolo) il criterio maestro che dovrà governare lo sviluppo del FV.

Ecco dunque che viene facile ipotizzare che larga parte delle nuove iniziative si collocherà in aree industriali o soprattutto sulle coperture degli edifici, dando vita a modelli di auto-consumo. Tali modelli sono come noto già possibili oggi – tuttavia la regolazione ne limita la realizzabilità ai modelli one-to-one (un produttore, un solo consumatore), tant’è che molti osservatori ne hanno già intonato il de profundis. L’esordio dei modelli one-to-many (collettività energetica di vario tipo), di cui tacciamo le numerosissime conseguenze sul sistema e sul business, è già previsto dalla nuova proposta di direttiva rinnovabili e arriverà in Italia per il 2020: l’auto-consumo (in particolare quello da fotovoltaico) uscirà fuori dalla nicchia di mercato in cui è adesso relegato e potrà rappresentare pertanto uno dei cardini della crescita delle rinnovabili.

Il modello centralizzato

L’idea di sviluppo delle rinnovabili che sembra avere in mente questo Governo tuttavia non si limita affatto alla sola generazione distribuita: sia per il fotovoltaico, sia soprattutto per l’eolico, si prospetta anche una crescita degli impianti di grande taglia – crescita che, almeno fino al 2020, sarà sostenuta con incentivi assegnati tramite aste (in cui il fotovoltaico, dopo un digiuno che dura da 7 anni, potrebbe essere riammesso, partecipando forse alle stesse aste technology neutral in cui ci sarà anche l’eolico). Dal 2020 in poi, si diceva, dominerà il mercato: al proposito il Governo sembra aver chiara l’idea che nessuno (o pochi, come prova il recente impianto FV a Montalto di Castro) farà impianti contando solo sulla speranza che i futuri prezzi energia lo ripagheranno e che, al contrario, in una industry capital intensive come quella energetica (e come in particolare quella delle rinnovabili) sarà necessario un segnale di prezzo di lungo termine per realizzare gli investimenti. Tale segnale andrà trovato nella contrattazione long term (PPA, power purchase agreement) con aziende interessate a loro volta a fissare il prezzo: sembra facile a dirsi, ma in un paese con una scarsa cultura del lungo termine come il nostro, opportunità di questo tipo non sembrano al momento abbondare. Anche per questo il Governo sembra apprezzabilmente voler individuare degli strumenti di stimolo alla loro adozione, per quanto le prime soluzioni individuate (“l’indice PPA”, una sorta di previsione sul prezzo futuro dell’energia i cui confini con l’incentivo sembrano abbastanza sfumati) paiono ancora poco convincenti.

Del resto, se Roma non fu costruita in un giorno, nemmeno 50 GW potranno esserlo.

Per gentile concessione di Rienergia

Quanto è
L’eolico, nell’anno 2016, ha coperto, con 17,5 TWh di energia prodotta poco meno del 6% del totale dei consumi di energia elettrica italiana, posizionandosi – in una ipotetica classifica tra fonti rinnovabili – al terzo posto dopo l’idroelettrico (14%) e il fotovoltaico (7,3%).
La quasi totalità degli impianti eolici in esercizio è stata realizzata nel nuovo millennio, con una crescita divenuta molto sostenuta (circa 1 GW all’anno) dal 2007 al 2012, quando sono stati installati – grazie al sistema dei Certificati Verdi – circa i due terzi della potenza oggi in esercizio (9,5 GW). La maggior parte degli impianti è di grande taglia (media 20 MW), mentre il mini-eolico è decollato solo dopo il 2012 ma è rimasto una nicchia di mercato.

Dove è
La grande maggioranza degli impianti si trova al Sud, ossia dove si trovano la aree più ventose (tra le quali spiccano Daunia e Fortore, a cavallo tra Puglia e Campania). La Puglia è la Regione che ospita più impianti (quasi 2,5 GW – seguita da Sicilia, Campania, Calabria e Sardegna), per quanto abbia adottato nel corso degli anni politiche sempre più restrittive nell’autorizzazione di nuovi parchi. Di contro la Basilicata è la Regione in cui negli ultimi 5 anni si è concentrata la maggior parte del nuovo sviluppo, proprio grazie all’apertura dell’amministrazione alla realizzazione di nuovi progetti.
Ad oggi nessun progetto è stato realizzato off-shore, ossia al largo della costa: si tratta di un’eccezione quasi unicamente italiana, giustificata dalle Amministrazioni con la tutela dell’unicità del paesaggio costiero italiano.

Di chi è

Il primo operatore nazionale è ERG, che possiede attualmente circa 1,1 GW (poco più dell’11% del mercato), seguito da Enel, e2i (la piattaforma di eolico partecipata da Edison e F2i) e Fri-el. In generale, il settore è appannaggio di grande gruppi (la maggior parte a capitale italiano) specializzati proprio in rinnovabili (come ad esempio Fri-el, e2i, Falck, Alerion, Veronagest, Daunia Wind) o di campioni del settore energia (Enel, E.ON, BKW, EDF, Engie, Alpiq) che hanno diversificato il proprio portafoglio investendo in rinnovabili. Sebbene da tanti anni si parli di consolidamento e finanziarizzazione dell’eolico, ad oggi non se ne scorge alcuna traccia: da un lato infatti, il settore è rimasto estremamente frammentato – l’indice HH, che misura la concentrazione di un settore, è bassissimo (398 su un massimo di 10.000, stima Elemens) ed è addirittura diminuito nel corso degli anni; al contempo è rimasto estremamente ridotto – rispetto a quanto accade sul fotovoltaico – lo spazio per gli operatori finanziari, che possiedono poco più del 6% del totale della potenza italiana.

Un po’ di storia
Dal 2013, il ritmo di crescita storico (circa 1 GW di nuove installazioni all’anno) si è più che dimezzato, principalmente per via dell’adozione di un nuovo sistema di incentivi ad asta, in cui gli operatori competono per aggiudicarsi un quantitativo limitato di incentivi che viene rilasciato esclusivamente a chi richiede le tariffe più basse. Duplice dunque è stato l’effetto: da un lato si è ridotto, proprio per l’introduzione della competizione tra operatori, il valore economico del sostegno (in alcuni casi, di quasi due terzi); dall’altro si è posto un limite agli impianti realizzabili, pari appunto al valore della potenza incentivabile messa ad asta.
Fino ad oggi si sono svolte 4 aste (l’ultima nel dicembre 2016) con cui sono stati assegnati complessivamente poco più di 2 GW (di cui 1 GW già costruito) di incentivi: ad eccezione della prima (dicembre 2012), tutte le gare hanno mostrato un forte sovraffollamento di partecipanti – come si conviene ad un’asta – spingendo le tariffe richieste sempre più giù e portando, nell’asta del 2016, quasi tutti gli operatori iscritti a richiedere la tariffa più bassa ammessa dal sistema (66 euro/MWh, appena 15-20 euro/MWh in più rispetto al prezzo di mercato).
Tenuto conto che appena quattro anni prima un impianto eolico accedeva ad una remunerazione di circa 155 euro/MWh (quasi 2,5 volte la tariffa ottenuta con l’asta 2016) si può dunque affermare che il settore ha sperimentato una spettacolare e velocissima riduzione del costo di produzione dell’energia. Tale fenomeno non è nuovo nel campo delle fonti rinnovabili: il fotovoltaico, ad esempio, ha visto una riduzione delle tariffe (e dunque, almeno in teoria, del proprio costo di produzione) di circa otto volte tra il 2010 ed oggi, dovuta però a circostanze straordinarie (il generosissimo livello di incentivazione passato, l’ingresso sul mercato dei moduli delle aziende cinesi, le velocissime economie di apprendimento, lo straordinario appetito che suscita oggi in operatori finanziari disposti ad investire in impianti FV ad elevatissimo rischio); nel caso dell’eolico si può invece parlare di un concorso di fattori:

– gli impianti costano meno, circa il 20% in meno di 5 anni fa

– le nuove turbine – ancora in larghissima parte occidentali perché i produttori cinesi non hanno sfondato dalle nostre parti – sono enormemente più efficienti rispetto al passato, anche grazie all’adozione di modelli con rotori (ossia pale) dai diametri più ampi (fino a 130 metri, solo 5 anni fa lo standard erano 90 o 100 metri) che hanno incrementato il livello medio di produzione di almeno il 30%. Si consideri che nel 2010 per un parco molto ventoso si assumeva un livello di produzione di 2.000 ore equivalenti all’anno, oggi di 3.000.

– l’accresciuta maturità manageriale del settore: la maggioranza dei progetti è stata oggetto di un fine tuning volto a valorizzare ogni potenzialità di produzione – si pensi che quasi il 70% dei progetti iscritti all’ultima asta è stato oggetto almeno di una variante non sostanziale, ossia di una modifica del layout del progetto volto a renderlo più competitivo);

– la riduzione del costo di gestione e manutenzione, nell’ordine del 30%, anche grazie all’ingresso di nuovi fornitori con formule innovative come lo sharing di alcune componenti tra più operatori;

– la finanza a bassa costo.

Il tutto innescato dall’azione del Governo, abile ad “affamare la bestia” mettendo in competizione tra di loro i produttori, ormai dunque vicini a poter sopravvivere al mercato (ossia all’assenza di incentivi).

Perché l’eolico ha un futuro?

Forse anche per questo la futura e ambiziosissima Strategia Energetica Nazionale, che verrà pubblicata entro l’estate, attribuirebbe un ruolo molto importante all’eolico, che dovrebbe più che raddoppiare il proprio livello di produzione entro il 2030. Stime eLeMeNS indicano che per raggiungere il target generale sulle rinnovabili della SEN potrebbe essere necessario portare la potenza eolica a quasi 19 GW, dai 9 attuali.
Tale incremento avverrà su due linee: la realizzazione di progetti ex novo e il rinnovamento dei parchi eolici esistenti, ossia la sostituzione delle turbine (generalmente molte e di piccola taglia) giunte vicino alla fine della loro vita utile con macchine di nuova generazione (generalmente poche e di grande taglia) che consentiranno un miglior sfruttamento dei siti – trattandosi dei propri siti in cui si è fatto eolico, è plausibile che siano anche i più ventosi.
Il Governo sembra volersi impegnare a sostenere questa crescita, sia con strumenti di incentivazione simili a quelli esistenti (ossia le aste, che si sono rivelate un sistema molto efficace anche dal punto di vista della spesa per il sistema) sia con procedure di autorizzazione semplificate (specie per quel che riguarda il rinnovamento dei parchi). È tuttavia probabile che qualche operatore possa presto sganciarsi dal supporto dello Stato, cercando di vendere la propria energia direttamente ad alcuni consumatori mediante contratti di lungo termine (PPA). In questo caso il consumatore avrebbe sia un interesse industriale (il prezzo che viene negoziato è generalmente fisso e quindi insensibile ad ogni variazione geo-politica o di mercato) che di comunicazione (la comunicazione della propria Corporate Social Responsability è un aspetto sempre più centrale nella politiche della grandi aziende). Un simile modello, piuttosto comune nel Nord Europa dove aziende come Amazon, Apple e Google acquistano così l’energia, non è mai stato sperimentato in Italia fino ad oggi: ma se c’è qualcosa che la storia dell’eolico ci ha già dimostrato, è quanto le cose possano cambiare in fretta.