Energie rinnovabili in Italia trainate da eolico e fotovoltaico, nel 2019 + 4%

Indice degli argomenti:

• Energie rinnovabili in Italia: la situazione alla fine del 2019, ora e in futuro
• Le azioni di policy per garantire la “ripartenza” delle energie rinnovabili
• I piccoli impianti: una baseline da preservare
• I grandi impianti: la spinta per accelerare

Il 24 giugno sarà presentata, per la prima volta in modalità on line, la 5a edizione del Renewable Energy Report, realizzato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, che fa il punto su andamento del settore delle energie rinnovabili e potenzialità future, valutando la possibilità per il nostro paese di raggiungere gli obiettivi di produzione da fonti rinnovabili fissati al 2030.

Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione del 24 giugno.
I partecipanti potranno scaricare una copia in pdf del Renewable Energy Report – 5^a edizione.

A fondo pagina il PDF con l’Executive Summary completo, a firma dell’Ing. Andrea Di Lieto 

Energie rinnovabili in Italia: la situazione alla fine del 2019, ora e in futuro

La nuova potenza installata nel corso del 2019 è stata di circa 1.210 MW, oltre 50 MW superiore a quella installata nel corso del 2018 (+4%). Una crescita, decisamente limitata, che è comunque trainata principalmente dai comparti di eolico e fotovoltaico, soprattutto nell’ultimo trimestre dell’anno.

Complessivamente la potenza installata da rinnovabili supera i 55 GW (37 GW se si esclude l’idroelettrico “storico” già installato nel nostro Paese prima degli anni ‘00), ossia circa il 45% del parco di generazione italiano (pari a circa 118 GW, che non ha visto nel corso dell’ultimo anno nessun incremento di potenza connesso a produzione da fonte tradizionale).

È il fotovoltaico nel 2019 a guidare la classifica delle installazioni con 737 MW, superando l’eolico con 413 MW. Segue l’idroelettrico con 41 MW, mentre le biomasse con 20 MW chiudono la classifica.

Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di circa 20.850 MW, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 737 MW, di cui oltre 310 MW solo nei mesi di novembre di dicembre. Il trend del nuovo installato si mantiene in costante crescita, facendo segnare nel 2019 un +69% rispetto allo scorso anno. I dati del 2019 confermano la tendenza di ritorno agli impianti di grande taglia (34% del totale in potenza) a discapito del settore residenziale, che comunque resta ancora predominante, anche per potenza installata (36% del totale), sul mercato primario. Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2019 a oltre 850 mln €.

Il volume complessivo di potenza eolica installata è giunta a oltre 10.600 MW a fine 2019, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 413 MW. Il trend del nuovo installato segna una modesta riduzione, facendo segnare nel 2019 un -19% rispetto allo scorso anno (511 MW). L’ultimo trimestre del 2019 è stato caratterizzato da una ridotta quota di nuove installazione con 1,8 MW. È opportuno ricordare come, considerata la conformazione del territorio nazionale e la relativa ventosità, la quasi totalità della potenza connessa (99%) è localizzata nelle regioni del Sud Italia. Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari a poco più di 450 mln €.

Nel 2019 le rinnovabili elettriche hanno contribuito alla copertura del 40,1% della produzione e del 35,6% della domanda elettrica nazionale, che ha raggiunto circa i 319,5 TWh. La produzione da rinnovabili ha segnato un +0,7%, rispetto al 2018 con 113,7 TWh prodotti. In particolare, si è registrata una crescita del 15% della generazione eolica e del 5% della generazione fotovoltaica, a fronte di un calo del 4,5% sia per la produzione da bioenergie che idroelettrica.

Da non sottovalutare anche il ruolo delle energie rinnovabili termiche, soprattutto le pompe di calore (qui considerante per effetto del vettore di funzionamento che è elettrico, ed anzi in diversi casi accoppiato a fonti rinnovabili) delle quali si contano oltre 19,6 milioni di unità installate, per una capacità complessiva installata pari a circa 124 GW, di poco in crescita anno su anno.

Ma quanto eravamo in linea rispetto alle attese?

Per la generazione di energie rinnovabili da fonte solare era previsto un tasso medio annuo di crescita, tra il 2017 e il 2025, pari a +1,96 TWh, accompagnato da circa 1.100 MW di nuove installazioni ogni anno.
Il grafico mostra come la situazione sia purtroppo diversa e quanto significativo sia l’impatto della battuta di arresto causata dal COVID nel corso del 2020.Ipotizzando infatti che le installazioni nel corso del 2020, per effetto del COVID, saranno inferiori a quelle degli anni precedenti si ottiene che tra il 2021 e il 2025 sarà necessario incrementare la capacità installata al ritmo di 1,48 GW/anno, in media, per raggiungere 28,55 GW al 2025.

Per la generazione di energie rinnovabili da fonte eolica era previsto un tasso medio annuo di crescita, tra il 2017 e il 2025, pari a +1,7 TWh, accompagnato da circa 770 MW di nuove installazioni ogni anno.
Anche qui il grafico mostra una situazione differente, soprattutto per quanto riguarda l’installato, con una evidente contrazione anche qui nell’anno 2020.Ipotizzando anche qui che le installazioni nel corso del 2020 (per effetto del COVID) raggiungano il 50% di quelle dell’anno precedente, si ottiene che tra il 2021 e il 2025 sarà necessario incrementare la capacità installata al ritmo di 1 GW/anno, in media, per raggiungere 15,95 GW al 2025.

In uno scenario «tendenziale», costruito – sulla base del confronto con gli operatori – ipotizzando che, dopo il calo del 2020, dal 2021 riprendano le installazioni ma ad un tasso di crescita «normale» della capacità installata, sostanzialmente pari a quello registrato nel 2019, al 2030 si avrebbe un gap rispetto all’obiettivo pari ad oltre 23 GW per il fotovoltaico e di 3,5 GW per l’eolico.

A questo si aggiunge il comparto dei sistemi di accumulo, per i quali bisognerà installare 3 GW di impianti centralizzati nei prossimi 5 anni e 4,5 GW di installazioni distribuite entro il 2030. Le cose non vanno meglio se si guarda agli obiettivi fissati dal PNIEC relativamente all’energia rinnovabile prodotta da pompe di calore, che prevedono un aumento del 60% da colmare tra il 2018 e il 2025, con la prospettiva di raggiungere i 5.699 ktep al 2030. Anche qui il “tendenziale” ci porterebbe a raggiungere un valore di energia rinnovabile da PdC pari solo al 59% dell’obiettivo al 2030.

Non paiono quindi sufficienti gli effetti del Decreto FER1, che prevede un meccanismo incentivante per 5,5 GW di nuove installazioni eoliche e fotovoltaiche superiori ad 1 MW, oltre a 620 MW per il rifacimento totale o parziale per impianti eolici (che tuttavia si dividono il contingente con impianti idroelettrici o a gas residui).

Per gli impianti di taglia inferiore ad 1 MW è stato invece messo a disposizione un contingente pari a 770 MW per le nuove installazioni eoliche e fotovoltaiche e 800 MW per impianti in sostituzione dell’amianto (vedi Capitoli 2 e 3).

Dai risultati delle prime due aste neutre emerge che la maggior parte del contingente è stato assegnato ad impianti alimentati a fonte eolica, complice il vincolo che impedisce agli impianti fotovoltaici installati su suolo agricolo di accedere al meccanismo. L’andamento delle aste future potrà inoltre essere influenzata da diversi fattori, non ultima la disponibilità di impianti che hanno concluso l’iter autorizzativo per poter partecipare alle aste previste nel 2020 e nel 2021, il cui ottenimento risulta non sempre agevole e richiede tempi spesso piuttosto lunghi, come evidenziato nel capitolo 4 del Rapporto.

Le azioni di policy per garantire la “ripartenza” delle energie rinnovabili

Se si vogliono raggiungere gli obiettivi che ci si è posti è dunque necessario modificare in maniera significativa gli strumenti di policy che regolano e sostengono il mondo delle rinnovabili.

Questo è tanto più vero a valle di quanto accaduto nel 2020, nuovo annus horribilis e purtroppo non solo per le energie rinnovabili.

È innegabile infatti l’impatto del COVID sull’andamento delle installazioni e non solo sul 2020, ma anche – in termini di riduzione della fiducia degli investitori – sugli anni successivi. Non è un caso, infatti, che mentre alla fine del 2019 si commentava positivamente la crescita delle installazioni (ancorché non sufficiente) come un segnale di «riaccensione» del motore e si aveva una discreta fiducia sulla sua capacità di accelerazione, lo scenario tendenziale elaborato mostra una macchina che invece riprende senza vigore il suo andare nel 2021.

Sono tanti i dubbi anche relativi addirittura alla «tenuta» delle energie rinnovabili. Se nel 2019 si celebrava il Green New Deal annunciato dalla Commissione UE come il segno di un ritorno prepotente delle energie rinnovabili al centro della scena politica, il quadro post-COVID è particolarmente più incerto.

Da un lato è più che probabile che parte significativa di quelle risorse sarà devoluta al sostegno dell’economia nel suo complesso, colpita in maniera inaudita nel 2020 e con una permanente incertezza sugli anni a venire. Dall’altro lato, il rallentamento della domanda di energia da parte del settore dei servizi e di quello industriale in difficoltà mette seriamente a rischio lo sviluppo del paradigma della generazione distribuita, che invece aveva nel connubio con la nuova mobilità uno dei suoi punti di forza.

Vi è però anche la possibilità che gli sforzi fatti non vadano sprecati. Questo passa attraverso una spinta alla ricostruzione economica e industriale che abbia le energie rinnovabili come cardine fondamentale. Il Green New Deal può divenire davvero un patto nuovo di sviluppo sostenibile al quale legare gli investimenti delle imprese oggi in crisi. Certo questo aumenta il volume di risorse necessario, però parimenti lega la ricostruzione ad un nuovo modello economico (un po’ come avveniva in passato nelle riconfigurazioni post-belliche), peraltro in grado di garantire un futuro più sostenibile ed una maggiore qualità della vita.

Si avrà il coraggio di andare in questa direzione? I segnali «deboli» di oggi non sono purtroppo positivi, anche in un contesto globale dove il tema ambientale è decisamente uscito dalla agenda politica, ma chissà che la Fase 3 del post-COVID non possa invece essere impostata su basi nuove e più lungimiranti.

È stato chiesto agli operatori quali sono le azioni di policy da introdurre nel quadro normativo nazionale, con l’obiettivo di rimuovere le attuali «barriere», siano esse normative, economiche o “di sistema” e favorire gli investimenti in nuovi impianti FER.

Le risposte raccolte dagli operatori hanno permesso di effettuare una duplice analisi. In primo luogo sono stati individuati quei provvedimenti ritenuti ad «alto impatto» che dovrebbero essere considerati prioritari in termini di implementazione da parte del legislatore. In secondo luogo si è verificato se tali provvedimenti corrispondono effettivamente ad una «alta probabilità di introduzione», ossia sono davvero parte dell’agenda politica del Governo.

Nel complesso sono 19 i provvedimenti che sono stati indicati come ad alto impatto, ossia quelli ritenuti necessari da parte degli operatori per consentire un vero rilancio del comparto delle energie rinnovabili e garantire l’opportunità di raggiungere gli obiettivi che il nostro Paese si è dato.

Affinché questi provvedimenti siano però efficaci è necessario che essi siano adottati con rapidità ed efficacia. Condizione necessaria per questo è la loro presenza nell’agenda politica. Abbiamo chiesto agli operatori di supportarci nella valutazione della probabilità di adozione di un dato provvedimento. Ad un’alta probabilità corrisponde la presenza fattiva sul tavolo delle decisioni, mentre la probabilità di adozione è bassa se la percezione è che questi temi non siano affatto ad oggi oggetto di valutazione concreta.

Il quadro che esce è particolarmente preoccupante con solo 9 provvedimenti ad alto impatto effettivamente oggetto della discussione politica.

I piccoli impianti: una baseline da preservare

Il meccanismo dei registri, nei primi due bandi dei sette previsti, ha permesso l’assegnazione di un contingente di potenza pari a circa 145 MW, a fronte dei 430 MW messi a disposizione (circa il 33%).

In entrambi i bandi, sia il gruppo A che il gruppo B hanno saturato il contingente di potenza messo a disposizione, mentre invece situazione opposta si è registrata per il gruppo A-2 ed il gruppo C. Per il gruppo A, è da sottolineare come in entrambi i bandi nessuna richiesta abbia rispettato il criterio di realizzazione impianti su cave e discariche, mentre invece gli altri criteri siano stati adottati in misure simili nel primo e secondo bando.

Nel primo bando gli impianti eolici hanno prevalso in termini di potenza assegnata, assicurandosi il 51% (33,4 MW) del contingente totale assegnato, seguiti rispettivamente da impianti fotovoltaici con il 29% (19,5 MW) ed idroelettrici con il 20% (13,1 MW). Nel secondo bando invece, hanno prevalso gli impianti fotovoltaici che hanno raddoppiato la quota assegnata (quasi 39 MW) e si sono assicurati il 49% del contingente totale assegnato, scavalcando gli impianti eolici con il 36% (28,6 MW) e gli idroelettrici con il 15% (11,6 MW).

In entrambi i bandi la maggiore quota di impianti incentivati si è registrata nelle regioni meridionali, in cui è stata assegnato quasi la metà del contingente in posizione utile, rispettivamente il 52% ed il 46%. Le regioni settentrionali hanno registrato quote del 25% e del 30%, ed infine le regioni del centro Italia sono state caratterizzate dalla più bassa quota di impianti incentivati con quote pari al 23% e al 24%, rispettivamente nel primo e secondo bando.

La situazione per gli impianti di piccola taglia sembra essere quindi sostenuta da una buona redditività.

Redditività che si ritrova anche per gli interventi che hanno a che vedere con l’installazione di pompe di calore, sia a bassa che, soprattutto, alta temperatura. Nonostante questo sono ancora pochi – rispetto a quanti sarebbero giustificati dal razionale economico – i casi di revamping.

Ulteriori stimoli anche se come visto prima non sufficienti – alla realizzazione di impianti di piccola taglia sono destinati ad arrivare dalla normativa, sia quella attesa (ci si riferisce in particolare alla normativa su biogas e biometano, per la cui trattazione si rimanda al Rapporto) che quella effetto del COVID-19, con particolare riferimento al cosiddetto Decreto “Rilancio”.

I grandi impianti: la spinta per accelerare

Il meccanismo delle aste, nei primi due round dei sette previsti ha permesso l’assegnazione di un contingente di potenza pari a circa 964 MW, a fronte dei circa 1.170 MW messi a disposizione (circa l’82%).

In entrambi i bandi, il gruppo A è quello che ha registrato la maggiore partecipazione di richieste in termini di potenza, nel primo bando è stato anche l’unico gruppo a saturare il contingente messo a disposizione (500 MW). Nel secondo bando invece è stato saturato il 73% circa del contingente disponibile. In entrambe le aste la tecnologia predominante è stata l’eolico, aggiudicandosi rispettivamente il 99% e 95% delle assegnazioni. Si evidenzia inoltre come la quota maggiore degli impianti valutati in posizione utile siano localizzati nelle regioni meridionali, rispettivamente il 93% nel primo bando e l’83% nel secondo bando.

Il gruppo B non ha avuto richieste nel primo bando, mentre nel secondo solo 1 impianto idroelettrico con potenza pari a 2,5 MW localizzato nel Friuli Venezia Giulia.

Il gruppo C nel primo bando ha saturato il 36% del suo contingente rispettivamente suddiviso tra eolico (71%) e idroelettrico (29%), mentre nel secondo bando solamente il 15% del contingente è stato assegnato, interamente ad impianti idroelettrici.

La sostenibilità economica degli investimenti, soprattutto per le grandi taglie, lascia davvero poco margine di manovra. Le analisi, per il cui dettaglio si rimanda al Rapporto, mostrano che si riescono a raggiungere buoni ritorni dell’investimento solo in alcuni dei casi analizzati, ed in particolare per impianti sia fotovoltaici che eolici da decine di MW e con elevata producibilità annua.

Tra le ragioni, approfondite in uno dei FOCUS del Rapporto, vi è indubbiamente la complessità e lunghezza dell’iter autorizzativo.

I principali passi previsti per il processo di realizzazione di un nuovo impianto partono dalla richiesta di connessione, proseguono con l’ottenimento dell’AU (Autorizzazione Unica, eventualmente passando per la Valutazione di Impatto Ambientale) e si concludono con l’esecuzione dei lavori e l’entrata in servizio dell’impianto. L’AU viene rilasciata al termine di un procedimento unico svolto nell’ambito della Conferenza dei Servizi, costituisce titolo a costruire ed esercire l’impianto e, ove necessario, diventa variante allo strumento urbanistico.

Il procedimento unico ha, secondo la norma, durata massima pari a 90 giorni al netto dei tempi previsti per la procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA), laddove necessaria. L’AU non si sostituisce alla VIA, dove richiesta dalla legislazione vigente.

Non sembrano essere una soluzione al problema della redditività nemmeno due degli strumenti a cui invece si era dato molto credito nel recente passato: i PPA innanzitutto e l’accesso al Capacity Market.

Il Power Purchase Agreement (PPA) è un contratto tra un produttore di energia e un acquirente per l’acquisto dell’energia elettrica a un prezzo predeterminato per un predeterminato periodo di tempo. Il contratto contiene tutti i termini commerciali della vendita dell’energia elettrica come durata del contratto, volume di energia scambiata, luogo di consegna, tempi e date di consegna, prezzo, prodotti e garanzie.

I contratti registrati nel 2019 confermano che non si è assistito ad uno sviluppo del mercato dei PPA, proseguendo con lo stesso andamento dello scorso anno, in termini di numerosità dei contratti sottoscritti.

Questo strumento di mercato continua ad essere poco utilizzato dagli operatori, i quali tendono a privilegiare i meccanismi delle aste e ritenere i PPA uno meccanismo marginale rispetto agli altri esistenti attualmente.

I risultati delle due Aste svolte finora per il Capacity Market, con periodo di consegna 2022 e 2023 mostrano il sostanziale allineamento tra le due aste, in particolare, in entrambe le sessioni i premi di valorizzazione non si sono discostati dalla base d’asta. Per entrambi gli anni di consegna si osserva come poco più del 20% sia stato assegnato a fonti rinnovabili, di cui solamente il 3% a fonti rinnovabili non programmabili (eolico, solare, idrico fluente e geotermico).  Dal punto di vista degli operatori, la limitata partecipazione delle FRNP al Capacity market è dovuta al fatto che tale meccanismo risulti poco attrattivo per questo tipo di fonti.

I tassi di derating e la valorizzazione dell’energia non fornita sono i principali fattori che non favoriscono l’accesso al meccanismo.

Se non si interviene con forza su queste debolezze, il rischio di «cadere» nello scenario tendenziale è molto forte. Se così fosse, il COVID avrebbe effettivamente dato il colpo di grazia al PNIEC. Lo spazio di azione, e la volontà di collaborazione degli operatori, c’è ancora ed è quindi quanto mai importante sfruttare questo periodo di «stallo» del mercato per lavorare sui provvedimenti legati al rilancio.

Renewable Energy Report

24 giugno – h. 9.30

Scarica l’Executive Summary della 5a edizione del Renewable Energy Report

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