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Centrali idroelettriche e transizione energetica

Indice:

Le origini dell'energia idroelettrica
Come funzionano le centrali idroelettriche?
Quali sono i tre tipi di centrale idroelettrica?
Quali sono gli svantaggi delle centrali idroelettriche?
L'idroelettrico è una valida soluzione per la transizione ecologica?

Le centrali idroelettriche permettono di produrre energia elettrica sfruttando la forza dell'acqua; sono alimentate, quindi, da una fonte di acqua in movimento, proveniente da un fiume o da una diga, la cui forza permette di alimentare le turbine idrauliche che ruotando generano energia meccanica, convertita successivamente in energia elettrica dal generatore elettrico rotante. Il vantaggio principale di queste centrali è che non producono emissioni inquinanti, a differenza delle centrali a carbone o a gas; inoltre, il loro funzionamento è generalmente considerato affidabile e a basso costo dal momento che non richiede l'utilizzo di combustibili costosi.

Le origini dell'energia idroelettrica

Il principio del funzionamento delle centrali idroelettriche può essere ricondotto alle prime ruote idrauliche, i cui ingranaggi venivano mossi dai fiumi per azionare le macine. La ruota idraulica, quindi, già nel primo secolo Avanti Cristo, trasformavano l'energia potenziale o cinetica di piccoli corsi d'acqua in energia meccanica in forma di moto rotatorio. In materia di produzione di energia il 1832 rappresenta un anno importante, segnato dall’invenzione della turbina idraulica che permette di produrre energia elettrica. Robert Moses Niagara Power Station

Per vedere realizzata la prima vera centrale idroelettrica bisognerà attendere il 1878. E' in questo anno che a Cragside, in Inghilterra, viene realizzata una centrale che permette di fornire energia a un'abitazione accendendone le luci, mentre risale al 1879 la costruzione della centrale idroelettrica presso le cascate del Niagara, entrata a regime nel 1881 e la cui energia veniva usata per alimentare le industrie locali. In Italia, bisognerà aspettare il 1894 per vedere la costruzione di una delle prime centrali a Taccani, in Trentino-Alto Adige. Da quel momento in poi, la costruzione di centrali idroelettriche si è diffusa in tutto il mondo e l'energia idroelettrica è diventata una delle principali fonti di energia, spinta dalla crescente domanda e dalla necessità, ad oggi, di fonti pulite e rinnovabili.

Come funzionano le centrali idroelettriche?

Generalmente una centrale idroelettrica necessita della realizzazione di un’opera di sbarramento, che può essere una diga o una traversa, che intercetta il corso d'acqua formando un serbatoio o un bacino idroelettrico. Diga costruita tra le Alpi svizzere

Da qui l'acqua viene convogliata in vasche di carico e indirizzata attraverso una serie di condotte verso le turbine idroelettriche, le quali vengono azionate generando energia meccanica. La fase successiva prevede la trasformazione dell'energia meccanica in energia elettrica mediante un alternatore. Prima di raggiungere le linee di trasmissione è necessario ridurre l'intensità della corrente prodotta. A tale proposito l'energia elettrica attraversa un primo trasformatore, che ne riduce l'intensità, e un secondo trasformatore, presente sul luogo di utilizzo, che ha il compito di alzare l'intensità di corrente e abbassare la tensione, permettendo utilizzi in ambito industriale, commerciale o domestico.

Quali sono i tre tipi di centrale idroelettrica?

Centrali ad acqua fluente

E' usuale trovare centrali ad acqua fluente nei pressi di grandi masse d’acqua di fiumi che superano dislivelli modesti. In questi casi l'acqua viene convogliata in un canale di derivazione e inviata alle turbine che vengono, di conseguenza, azionate. Ogni turbina è accoppiata a un alternatore che trasforma il moto di rotazione in energia elettrica.

Centrali a bacino

Le centrali a bacino prevedono lo sfruttamento di un lago naturale o la formazione di un lago artificiale, detto bacino di carico, mediante lo sbarramento di una gola fluviale con la costruzione di una diga. Dalla diga partono una serie di condotte forzate che conducono l'acqua a valle. Qui un bacino di calma placa le acque turbolente appena uscite dalla centrale prima della re-immissione nel flusso normale del fiume.

Centrali con impianti ad accumulo

Le centrali con impianti ad accumulo sono dotate di un bacino di raccolta anche a valle che permette il riutilizzo dell'acqua che ha permesso di generare energia elettrica durante il giorno. Nello specifico questa acqua, passando nelle turbine, può essere pompata dal bacino di valle al bacino di monte durante le ore di minor richiesta di energia. Per il pompaggio viene sfruttata l'energia elettrica in eccesso prodotta dalle centrali sempre accese e non diversamente accumulabile.

Quali sono gli svantaggi delle centrali idroelettriche?

In generale si può dire che le centrali idroelettriche rappresentano una fonte importante di energia pulita e rinnovabile, ma è importante considerare gli effetti ambientali e sociali della loro costruzione e gestione. Uno svantaggio, infatti, è dato dal fatto che possono causare danni ambientali alterando gli ecosistemi fluviali e riducendo la disponibilità di acqua per usi agricoli o domestici. Va comunque detto che, come già visto sopra, l'acqua utilizzata per la produzione di energia meccanica in genere viene successivamente reimmessa nel corso. Centrale idroelettrica Edison Carlo Esterle sul fiume Adda

Centrale idroelettrica Edison Carlo Esterle sul fiume Adda

Un altro problema può essere dato dalla costruzione delle dighe, processo che richiede la rimozione di comunità locali e perdita di terreni agricoli. Le centrali a diga sono quelle di più comune utilizzo, a differenza delle centrali idroelettriche a flusso libero che utilizzano il flusso naturale dell'acqua senza costruzioni artificiali. Esistono anche le centrali idroelettriche ad acqua marina che utilizzano l'energia delle maree o delle onde per generare elettricità.

L'idroelettrico è una valida soluzione per la transizione ecologica?

Le centrali idroelettriche possono offrire un valido contributo alla transizione energetica poiché sfruttano una fonte di energia pulita e rinnovabile: l'acqua. Nel processo di produzione di energia elettrica, inoltre, non producono emissioni di gas serra. Queste centrali sono generalmente considerate affidabili e a basso costo poiché non richiedono combustibili costosi e possono essere facilmente regolate sulla domanda di energia elettrica. Tuttavia, come abbiamo già visto, la costruzione e la gestione di una centrale idroelettrica possono avere impatti ambientali significativi, come l'alterazione degli ecosistemi fluviali, la riduzione della disponibilità di acqua per usi agricoli o domestici, la rimozione di comunità locali e la perdita di terreni agricoli. Se osserviamo lo scenario locale ci rendiamo conto che la conformazione fisica del territorio italiano, caratterizzato dalla presenza della dorsale appenninica e dell’arco alpino, genera forti pendenze del terreno, fondamentali per incrementare la produttività delle centrali idroelettriche. Nonostante ciò l'Italia, come molte altre nazioni, non può contare solamente sull'idroelettrico per la transizione ecologica, ma necessita di una combinazione di diverse fonti di energie rinnovabili, come l'energia solare, eolica e geotermica, per poter raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione e riduzione delle emissioni di gas serra entro il 2030 e il 2050. Tra le difficoltà che una centrale idroelettrica si trova ad affrontare oggi non può certo passare inosservata la sempre minore disponibilità di acqua causata da una drastica riduzione delle piogge nel corso dell'anno. L'Italia ad oggi presenta sul suo territorio circa 4300 impianti idroelettrici responsabili della produzione annuale di 46 TWh, pari al 16% circa dell’elettricità di tutto il Paese. La straordinaria siccità che ha caratterizzato l'ultima estate, con corsi d’acqua in secca e bacini artificiali svuotati, ha messo a dura prova la funzionalità di queste centrali e, di conseguenza, la disponibilità di energia. La carenza di pioggia, infatti, ha ridotto drasticamente, oltre ai livelli di fiumi e laghi, il livello di riempimento dei bacini utilizzati per produrre energia elettrica. Per ovviare alla mancanza di acqua destinata all'agricoltura Enel ha dovuto rilasciare 200.000 metri cubi di acqua al giorno nel fiume Brembo e 250.000 metri cubi nel fiume Serio, mentre nel bacino del Po è stato necessario lo stop del 90% delle mini centrali idroelettriche presenti lungo i canali di irrigazione. La forte siccità che ha colpito l'estate passata è attesa anche per il 2023 e un anticipo di ciò che ci aspetta è dato dall'assenza di precipitazioni nevose in alta quota che ha segnato questo inverno. Lo scenario per il futuro è preoccupante e lascia intendere che non sarà possibile contare sulla produzione di elettricità solamente sfruttando energia idrica. [post_title] => Centrali idroelettriche: funzionamento e contributo alla transizione energetica [post_excerpt] => Le centrali idroelettriche sono responsabili in Italia della produzione di energia pulita pari a poco più del 17% circa sul totale dell'energia prodotta, contribuendo alla transizione energetica. [post_status] => publish [comment_status] => closed [ping_status] => closed [post_password] => [post_name] => centrali-idroelettriche [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2023-01-23 09:48:15 [post_modified_gmt] => 2023-01-23 08:48:15 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/?post_type=approfondimenti&p=134980 [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [1] => WP_Post Object ( [ID] => 61272 [post_author] => 6 [post_date] => 2018-04-30 00:00:00 [post_date_gmt] => 2018-04-29 22:00:00 [post_content] => Rapporto sulle energie rinnovabili in Italia dell'Energy&Strategy Group

Rapporto sulle energie rinnovabili in Italia dell'Energy&Strategy Group

Il 10 maggio sarà presentata a Milano la 4a edizione del Renewable Energy Report, realizzato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, che si è posto l'obiettivo di valutare la possibilità per il nostro paese di raggiungere gli obiettivi di produzione da rinnovabili fissati al 2030. Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione del 10 maggio al Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Lambruschini 4, Edificio BL28 - Aula Magna Carassa Dadda. Ai presenti sarà consegnata in omaggio una copia del Renewable Energy Report - 4^a edizione. A fondo pagina il PDF con l'Executive Summary completo, a firma dell'Ing. Damiano Cavallaro. ____________________________________________________________________ Il Renewable Energy Report 2018 si è posto un obiettivo ambizioso, ossia quello di valutare l’effettiva possibilità per il nostro Paese di raggiungere – con gli strumenti di supporto di cui si sta dotando (da quelli indicati nella Strategia Energetica Nazionale del 2017, a quelli previsti nell’approvando Decreto Rinnovabili) – gli obiettivi di produzione da rinnovabili che ci si è dati al 2030. La conclusione cui si è arrivati, anticipando al lettore i dettagli che troverà nel summary ed ovviamente con maggiore profondità nel testo del Rapporto, è che c’è ancora un gap – purtroppo non piccolo – tra le aspettative concrete di installazioni e gli obiettivi che ci si è posti. Un gap che può essere colmato solo dalla volontà politica, ma anche degli operatori del settore e della community dell’energia, di adeguare gli strumenti di supporto. Anche in questo senso, una proposta concreta la si trova scritta in queste pagine.

Il mercato italiano delle Rinnovabili nel 2017

La nuova potenza installata nel corso del 2017 in Italia è stata di circa 900 MW, più di 120 MW superiore a quella installata nello stesso periodo del 2016 (+15%). Una crescita comunque sostenuta (a doppia cifra) nonostante la non facile situazione economica e politica che ha caratterizzato lo scorso anno. E’ il fotovoltaico a guidare la classifica delle installazioni con 410 MW, seguito dall’eolico con 360 MW, e idroelettrico con 95 MW, mentre sono le biomasse con soli 50 MW a chiudere la classifica. Nel primo bimestre 2018 sono stati complessivamente installati 107 MW di nuova potenza, di cui 60 MW di fotovoltaico, 23MW di eolico e 23MW di idroelettrico. Rispetto al 2017, la crescita del nuovo installato del primo bimestre è cresciuta del 3%, pari a pochi MW aggiuntivi. Si mantiene comunque costante il passo di installazione anche per l’anno in corso. Con il contributo delle installazioni 2017, complessivamente la potenza installata da rinnovabili in Italia raggiunge quasi i 53 GW (36 GW se si esclude l’idroelettrico “storico” già installato nel nostro Paese prima degli anni ‘00), ossia più del 40% del parco di generazione italiano (pari a circa 117 GW e che non ha visto nel corso dell’ultimo anno nessun incremento di potenza connesso a produzione da fonte tradizionale). Nel 2017 le rinnovabili hanno contribuito al 36,2% della produzione e alla copertura del 32,4% della domanda elettrica nazionale che ha superato i 320 TWh (22,7% della domanda se si esclude ancora una volta l’idroelettrico “storico”).

Uno sguardo alle diverse fonti: fotovoltaico, eolico, idroelettrico e biomassa

Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di circa 19.670 MW a fine 2017, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 410 MW, in crescita di circa il 10,8% rispetto a quanto accaduto nell’anno precedente. Il ritorno alla crescita delle installazioni, dopo il rallentamento del 2015, resta un segno positivo circa la possibilità del mercato di esprimere ormai una domanda che – sebbene su livelli non comparabili al periodo 2010-2013 –può però essere considerata completamente indipendente dai meccanismi di incentivazione. Dopo la virata verso il settore residenziale verificatasi fino al 2015, è interessante sottolineare l’inversione di tendenza che si è avuta a partire dal 2016, con il ritorno agli impianti di grande taglia. Il dato del 2017 (16% della potenza installata in impianti oltre 1 MW) è però “falsato” dall’ingresso di un unico grande impianto fotovoltaico da 64 MW a Montalto. Nonostante questo il sentiment degli operatori è tornato ad essere positivo su questo tipo di installazioni ed è quindi più che plausibile ritornare a distribuzioni per taglia più «equilibrate». Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2017 a circa 661 mln €. Il mercato residenziale ha pesato per circa 414 mln € (poco più del 60% del totale), rappresentando il 50% della potenza installata con livelli di costo al kW nell’intorno dei 2.000 €, sostanzialmente invariato rispetto all’anno precedente. Da sottolineare invece il calo dei costi per gli impianti di taglia più grande, scesi sotto la soglia del milione di € al MW. Il volume complessivo di potenza eolica installata è giunto a oltre 9.811 MW a fine 2017 con un valore di nuove installazioni pari a circa 359 MW (+23,8% rispetto al 2016). E’ 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 534 mln €. La larga maggioranza è rappresentata da impianti di taglia superiore ai 5 MW, con un controvalore di oltre 280 mln € (circa il 54% del totale). Il costo in €/kW nel corso del 2017 si è attestato nel range compreso tra i 1.840 € per gli impianti di piccola taglia e i 1.300 € per gli impianti di taglia maggiore. Il volume complessivo di potenza idroelettrica installata è di18.702 MW a fine 2017 con un valore delle nuove installazioni pari a circa 95 MW, volumi lievemente superiori rispetto al 2016. Le Regioni che hanno installato di più nel 2017 sono le stesse del 2016, la Lombardia (26,35 MW), il Piemonte (21,8 MW) e il Trentino (9,08 MW). Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2017 a circa 443mln €, in larga parte appunto attribuibile agli impianti di piccola taglia. E’ interessante notare come in questo caso la differenza di costo in €/kW tra grandi e piccoli impianti sia estremamente significativa. Con gli impianti sotto i 500 kW che costano oltre 2,5 volte quelli compresi tra 5 e 10 MW. La potenza cumulata, sommando tutte le diverse tipologie di biomassa utilizzate per la produzione elettrica, ha superato, al termine del 2017, i 4,2 GW, con una crescita complessiva quindi di «soli» 50 MW nel 2017, rispetto ai 40 MW del 2016. Lo «stallo» delle nuove installazioni è quindi evidente e continua ormai dal 2014. Sarà interessante vedere quali impatti produrrà il nuovo decreto, relativo al supporto degli impianti per la produzione del biometano con destinazione d’uso trasporti entrato in vigore a inizio marzo 2018, sulle future installazioni. Visto nel suo insieme, l’anno 2017 è stato quindi caratterizzato da una dinamica di nuove installazioni che ha ulteriormente rafforzato la tendenza «rialzista» del 2016.

L’Italia messa “in prospettiva”: il benchmark con l’andamento dei principali mercati

Nel 2017 sono stati investiti per la realizzazione di nuovi impianti da fonti rinnovabili circa 290 miliardi di € a livello globale, in crescita dell’11,5% rispetto al 2016 ma inferiori del 7,6% rispetto al 2015 che aveva invece segnato investimenti record, oltre i 300 miliardi di €. Gli investimenti nell’area EMEA sono leggermente in discesa nel 2017 (-21,5%), con un valore pari a poco più di 60 mld €, prevalentemente concentrati in Europa. Gli investimenti nell’area Americana (USA, America Centrale, America meridionale) sono rimasti pressoché stabili nel 2017, pari a circa 68 mld €. USA, Messico e Chile guidano il continente per la quantità degli investimenti destinati alle energie rinnovabili. E questo nonostante la nuova politica del Governo USA sembri essere meno accomodante verso le forme di produzione di energia tradizionali al fossile. Gli investimenti nell’area APAC (163 mld €) sono ancora fortemente cresciuti rispetto al 2016. Gli investimenti effettuati nella zona asiatica sono fortemente trainati dalla Cina, che da sola ha investito circa il 70% del totale. Ben oltre la metà degli investimenti cinesi è stata dedicata al settore fotovoltaico. Non sembra quindi invertirsi la tendenza, già osservata nel recente passato, che sposta decisamente verso est il baricentro degli investimenti e relega l’Europa, dove pure la base installata pari a oltre 540 GW complessivi, è stata superata dall’installato totale cinese pari a oltre 670 GW, ad un ruolo da comprimario. La produzione di energia elettrica in Europa nel 2017, è stata pari a circa 3.200 TWh, con un ruolo non ancora preponderante da parte delle fonti rinnovabili, che hanno pesato per circa il 30% della produzione elettrica totale. Un ruolo importante, in termini di produzione di energia elettrica, a livello europeo, è ancora ricoperto dalle fonti tradizionali, ed in particolare dal gas naturale (20%), il carbone (23%) e il nucleare (25%). Nel complesso le rinnovabili pesano quindi «solo» per il 30% a livello europeo, con l’eolico a garantirsi la lion’s share (quasi il 40% della quota di sole rinnovabili), seguito dall’idroelettrico e, con un certo distacco, dal fotovoltaico. È evidente tuttavia che la «media» europea è il frutto di situazioni molto diverse tra loro. Si rimanda al Summary a fondo pagina per l'analisi della produzione di energia elettrica fra fonti rinnovabili e tradizionali in Germania, Francia e Regno Unito. Vi segnaliamo che nel 2017 le installazioni complessive di nuova potenza da fonti rinnovabili sono state 8,5GW in Germania, 2,7 GW in Francia e 5,3 GW in UK, contro i 900 MW dell'Italia. Media europea delle rinnovabili rispetto alle fonti tradizionali

Media europea delle rinnovabili rispetto alle fonti tradizionali

Il futuro delle Rinnovabili in Italia secondo la Strategia Energetica Nazionale

La Strategia Energetica Nazionale 2017 – coerentemente con quanto previsto dal Renewable Energy Directive della UE, rispetto al quale rappresenta uno dei primi esempi di implementazione tra i Paesi europei –è stata emanata dal Ministero dello Sviluppo Economico e dal Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare nel Novembre 2017 e traccia le linee guida riguardanti il comparto energetico italiano da qui al 2030 in termini di fonti rinnovabili, efficienza energetica, phase out dal carbone, sicurezza energetica e competitività dei mercati energetici. Senza entrare nei dettagli, che sono comunque riportati nel testo del Rapporto, è qui rilevante sottolineare che carbone e petrolio praticamente sono previsti scomparire già dal 2025 dal mix di generazione elettrica, sostituiti da un uso maggiore di gas e soprattutto FER. In particolare è previsto che le FER aumentino del 70% il loro contributo rispetto al 2015. Tra le diverse fonti rinnovabili – come evidenziato nel grafico – vi è però una grande differenza in termini di sviluppo atteso: mentre eolico e fotovoltaico sono previsti in grande aumento (x2,5 il primo, x3 il secondo rispetto ai dati odierni), l’idroelettrico e il geotermico sono previsti pressoché costanti, mentre le biomasse addirittura (ma pare ovvio considerando il trend di mercato) in calo. Evoluzione rinnovabili in Italia con la nuova sen

Evoluzione rinnovabili in Italia con la nuova sen

Il fotovoltaico è previsto arrivi nel 2030 a 72 TWh (partendo da 23TWh del 2015, mentre l’eolico è previsto a 40 TWh(partendo dai15TWh del 2015). Ma cosa vogliono dire questi obiettivi di produzione se tradotti in potenza installata, in numero e dimensione degli impianti? La SEN si limita infatti a parlare di generazione elettrica, senza dare ulteriori dettagli su come si pensa sia distribuita la capacità di generazione. Complessivamente la nuova potenza fotovoltaica da installare da qui al 2030 per raggiungere gli obiettivi di produzione della SEN deve essere nell’intorno di 36 GW, ossia quasi 2 volte quella già presente alla fine del 2017. Tradotto in obiettivi annuali si tratta di 2,8 GW all’anno (circa sette volte tanto le installazioni attuali), di cui 1 GW da impianti utility scale (> 1 MW) e 1,8 GW da impianti di piccola taglia (< 1 MW). Si noti come la generazione da impianti «utility scale» dovrà essere preponderante rispetto alle altre, con gli impianti residenziali (sotto 20 kW) che comunque dovranno crescere a ritmi di circa 850 MW l’anno (rispetto ai 200 MW del 2017). La nuova potenza eolica da installare da qui al 2030 per raggiungere gli obiettivi di produzione della SEN deve essere nell’intorno di 10 GW, ossia circa pari a quella presente alla fine del 2017. La generazione da impianti «utility scale» è ancor più importante che per il fotovoltaico con le ipotesi che si sono fatte, superando il 90%. Per raggiungere questi obiettivi bisognerà installare circa 770 MW all’anno (più del doppio di ora), quasi totalmente riferiti a impianti di grande taglia. In termini di investimenti – considerando la distribuzione per taglie che sia coerente con gli obiettivi e ipotizzando una ulteriore, ma limitata, riduzione dei costi di installazione – il controvalore atteso si attesta nell’ordine dei 60 miliardi di €, circa 4,5 miliardi di € l’anno, contro gli 1,6 miliardi di € investiti nel 2017. Senza contare il tema del consumo di suolo. Il fotovoltaico ha una densità di circa 30 - 40 MW/km²e l’attuale normativa non consente un accesso di quello installato su aree agricole alle tariffe di supporto. L’eolico ha una densità energetica maggiore guardando alla singola turbina, ma necessita di grande spazio tra di esse, che porta questo valore intorno ai 7 - 8 MW/km²; tuttavia questo consente l’utilizzo anche agricolo del territorio tra gli aerogeneratori, comportando un effettivo “consumo di suolo” nettamente inferiore al fotovoltaico. Per quanto riguarda il fotovoltaico nella SEN si fa riferimento allo sfruttamento in primo luogo delle aree industriali dismesse. Queste, secondo un’indagine ISTAT del 2011, hanno una superficie pari a 9.000 km². Considerando un consumo di suolo indicato in precedenza, pari a 30 – 40 MW/km²e il totale delle installazioni «utility scale» previste, pari a 15 GW, l’area totale necessaria è di circa 375 – 500 km², ovvero il 4 – 5% di questa superficie. Per quanto riguarda l’eolico invece l’area necessaria, considerando le ipotesi fatte in precedenza e i 10 GW da installare, è pari a circa 1.250 – 1.400 km². Come detto, l’eolico non è incompatibile con i terreni agricoli, quindi quest’area può essere confrontata con questa tipologia di terreni. Utilizzando i valori ISTAT dell’ultimo censimento del 2010 possiamo notare come la superficie agricola non utilizzata (SANU) sia pari a circa 6.000 km², e quindi l’area occupata da impianti eolici sarebbe il 21 - 24% di tale superficie, mentre rispetto a quella agricola totale (SAT) è pari allo 0,7% circa. Ovviamente diverso è il discorso per quanto riguarda il repowering, che non richiederebbe ulteriore consumo di suolo. In assenza di stimoli al mercato, appare quindi assai difficile arrivare a questi livelli di crescita, che peraltro sono indispensabili se si vuole centrare l’obiettivo della SEN (obiettivo che è bene ricordarlo però è solo indicativo e non vincolante per il nostro Paese). In parte l’atteso «Decreto Rinnovabili» può rappresentare una prima risposta, forse però non sufficiente e sicuramente non esaustiva per il periodo considerato.

La Strategia Energetica Nazionale “messa in pratica”: fattibilità e costi per lo Stato … ed una proposta di strumento alternativo

Nel Rapporto si è analizzata con grande dettaglio la sostenibilità economica degli investimenti in impianti rinnovabili fotovoltaici ed eolici, in diverse configurazioni di taglia e di posizionamento geografico (e di conseguenza irraggiamento e ventosità). Rimandando al testo esteso per la valutazione delle singole configurazioni, è tuttavia interessante in questa sede presentare il grafico complessivo a livello italiano. Nel complesso la situazione appare positiva, anche se più per il fotovoltaico che per l’eolico. Entrambe tuttavia hanno compiuto un miglioramento significativo rispetto a qualche anno fa, grazie al progresso delle tecnologie sia in termini di performance che di riduzione dei costi, e alla maturazione del settore. Le differenze si avvertono maggiormente per impianti di grande taglia:

Il fotovoltaico al Nord è profittevole solamente in pochi casi, con CAPEX bassi e alto PMZ; al Centro la situazione migliora lievemente, mentre al Sud lo è anche per prezzi dell’energia più bassi;
L’eolico ha una suddivisione ancora più marcata: per l’assenza di siti adeguati al Nord non è mai conveniente; al Centro lo è in certe zone e con un prezzo dell’energia favorevole, mentre al Sud lo è più frequentemente.

Bisognerà poi valutare l’immissione di una tale quantità di energia da fonti non programmabili sia in termini di stabilità del sistema che per quanto riguarda il prezzo a cui verrà transata l’elettricità. La situazione attuale – con la cartina certo non tutta colorata di verde acceso – non è tuttavia sufficiente a garantire l’ammontare di installazioni previsto nella SEN, visto che permangono diverse zone di criticità. Vi è poi il tema non affatto banale del costo per lo Stato dei nuovi strumenti di supporto previsti per favorire le installazioni. Nella SEN e nella nuova bozza del decreto relativo alle rinnovabili sono stati ipotizzati invece contratti per differenza (CFD) “a due vie”. Nel Rapporto sono stati analizzati due casi di questi contratti: uno in cui il prezzo fisso è stato posto pari a 50 €/MWh, molto competitivo, il secondo in cui è stato posto pari a 60 €/MWh, più conservativo. Si rimanda al Summary in allegato per l'analisi dei 2 casi e i risultati in termini di rendimento degli impianti e di spesa per lo Stato. Il Rapporto dell'Energy&Strategy Group evidenzia che appare necessario trovare un meccanismo più efficace o in alternativa rivedere le previsioni di sviluppo. Se si vuole perseguire la prima strada, ovvero la definizione di un meccanismo di accompagnamento più efficace, la discussione con gli operatori del settore e partner della ricerca, ha permesso di formulare una ipotesi di strumento alternativo. Questa ipotesi – che in realtà ha già degli antecedenti ad esempio nel sistema australiano – ha le caratteristiche di un CFD a due vie «con banda di oscillazione». Un CFD con banda è assimilabile a un contratto a due vie, ma vengono definiti due valori invece che fissare uno strike price: il prezzo inferiore, floor, e il prezzo superiore, cap:

PUN <floor: la controparte, ipotizziamo lo Stato, paga la differenza
Floor<PMZ <cap: il proprietario riceve il PMZ
PUN>cap:il proprietario dell’impianto restituisce la differenza

Scenari di crescita delle rinnovabili grazie alla SEN

Appare evidente che il CFD «con banda di oscillazione» ha l’effetto di mitigare il rischio tra le due parti: se fissata adeguatamente, la «banda» può portare a risultati positivi sia per lo Stato che per i proprietari di impianti e può quindi più facilmente portare il mercato verso la necessaria maturità dei PPA Corporate (dove peraltro potrebbe usarsi il medesimo sistema, volendo). Bisogna inoltre considerare che i risultati sono fortemente «ancorati» alla situazione attuale di costi: una riduzione dei CAPEX nelle due tecnologie può portare i risultati entro la soglia di accettabilità. Il CFD «con banda di oscillazione» è una possibile risposta, certo non l’unica, al tema sollevato. Di certo è però necessario che una soluzione venga trovata, attraverso il coinvolgimento di tutti gli attori e stakeholder del mercato. La posta in gioco – non solo la SEN ma evidentemente anche il rilancio dell’intero sistema economico connesso alle rinnovabili – è troppo alta perché non vi sia la volontà di raggiungere l’obiettivo.

La propensione al revamping/repowering: una possibilità concreta di valorizzazione del parco installato in Italia

Nel Rapporto si è dato ampio spazio – attraverso una estensiva indagine empirica che ha coinvolto oltre 300 operatori – anche alla tematica del revamping/repowering del parco installato, come possibilità concreta di valorizzazione del parco installato. Complessivamente il 41% degli operatori dichiara di avere già effettuato interventi di ammodernamento, ed un ulteriore 20% dichiara di averli in programma. Ne consegue che – generalizzando i risultati – più della metà del parco rinnovabile italiano (per potenza installata) è stato o sarà soggetto ad interventi di revamping/repowering. La propensione agli interventi di ammodernamento è però piuttosto variegata se si guarda alle diverse fonti, passando dal caso delle biomasse che – nonostante la citata crisi degli investimenti nel mercato primario – sembra catalizzare gli interessi di revamping/repowering soprattutto alla luce del nuovo decreto che incentiva il biometano per uso nei trasporti, sino al caso dell’idroelettrico dove l’oltre 60% dichiara di aver già fatto o ha intenzione di effettuare interventi di ammodernamento. Laddove sono stati effettuati gli interventi, gli incrementi di prestazione a valle dell’ammodernamento sono evidenti e significativi. Se appare abbastanza scontato che una grande percentuale (quasi il 75%) del campione abbia riscontrato aumenti di performance, è interessante notare che più di metà di questi abbia registrato incrementi superiori al 5%. Gli interventi effettuati sono stati anche – con una certa cautela a dire il vero, con la grande maggioranza (più del 75%) che si pone su posizioni più intermedie – supportati dalla possibilità di preparare il proprio impianto allo sfruttamento delle potenzialità del Mercato dei Servizi di Dispacciamento, ossia il mercato dove Terna si approvvigiona delle risorse necessarie per il bilanciamento dei flussi energetici sulla rete elettrica nazionale. Non è un caso, infatti, che ben il 60% degli intervistati abbia risposto positivamente alla volontà di inserire sistemi di accumulo/storage dell’energia e pompaggi all’interno di parchi di generazione di energia rinnovabile. Un segno che i sistemi di accumulo stanno iniziando ad interessare gli operatori, anche se ancora due terzi di questi pensino che l’implementazione avverrà nel medio-lungo termine. Coloro che invece non hanno effettuato e non hanno in piano interventi di ammodernamento (il 40% complessivo del campione) hanno indicato la bassa sostenibilità economica come il maggior elemento di criticità, seguito però da problematiche a livello legislativo: queste riguardano la complessità degli iter legislativi, l’elevato potere in mano alle PA locali e la mancanza di iter ad hoc per impianti già operativi. Nel fotovoltaico, l’intervento di revamping/repowering più diffuso ha riguardato la sostituzione di moduli deteriorati oltre le previsioni iniziali riguardo il loro decadimento prestazionale (il 40% del campione). La principale causa scatenante è stata, per il 24% degli interventi di ammodernamento la correzione di errori progettuali commessi durante la fase di corsa agli incentivi dei vari conti energia. I risultati degli interventi sono stati decisamente positivi, con il 61% degli intervistati che dichiara aumenti del performance ratio. Viceversa, il maggior freno agli interventi di ammodernamento è stata la bassa sostenibilità economica dell’intervento (per il 35% del campione) che non ha peraltro particolarmente beneficiato dei supporti del Piano Industria 4.0 (con solo il 17% del campione che dichiara di avervi avuto accesso). Nell’eolico vi è una netta prevalenza degli interventi di revamping «light», indicati dal 61% del campione come l’operazione maggiormente effettuata. Il principale motivo dietro gli interventi è da ricercarsi nell’evoluzione tecnologica dei componenti (39%). Ben l’83% degli intervistati ha registrato un aumento del PR, e per molti di loro superiore al 5% (63%). Diversamente dal fotovoltaico, la principale barriera è stata la mancanza di iter autorizzativi ad hoc (46%). Per quanto riguarda l’idroelettrico è l’installazione dei sistemi di monitoraggio l’intervento più «gettonato» tra gli operatori (40%), causato da un’evoluzione dei sistemi di automazione e monitoraggio (26%). Anche in questo caso circa il 64% degli intervistati ha registrato incrementi nel PR e più della metà di essi (54%) superiori al 5%. Come per l’eolico, la maggior barriera è stata normativa: il 45% vede gli iter autorizzativi troppo lunghi e complessi come la più grande difficoltà per poter implementare interventi di revamping/repowering. Le biomasse mostrano una predilezione per l’installazione di sistemi di monitoraggio avanzati (48%) che permettono una gestione oculata della produzione grazie al controllo simultaneo di numerose variabili che agiscono sul digestore. Proprio l’evoluzione di questi sistemi è stata indicata come la causa maggiore di implementazioni di azioni correttive (21%). È comunque da rilevare una buona percentuale di risposte (19%) che indicano nell’upgrade a biometano una buona opportunità per il futuro in seguito all’approvazione del decreto, che potrebbe fungere da volano per il settore. La percentuale di coloro che hanno registrato un aumento del PR è inferiore rispetto alle altre fonti, ma comunque pari al 50%. La maggiore barriera è in questo caso la bassa sostenibilità economica degli interventi (43%). Si rimanda all'Executive Summary a fondo pagina per l’analisi sui player più «rappresentativi» del mercato, ovvero sui proprietari di asset che «pesano» con i loro impianti per diverse decine o centinaia di MW l’uno sul mercato e che rimangono nella «top 10» per base installata in Italia nella loro categoria.

Il mercato atteso nel periodo 2018-2020: le previsioni di Energy &Strategy

Il mercato atteso delle installazioni da rinnovabili, così come delineato nelle slide precedenti, può essere quindi stimato nel prossimo triennio tra gli 8 ed i 10 GW complessivi, di cui circa il 25% (una quota quindi comunque non trascurabile) derivante da interventi di revamping/repowering. Il fotovoltaico rappresenterà oltre il 55% del totale del nuovo installato, seguito dall’eolico con il 35%. Rispetto a quanto osservato quindi rispetto al triennio trascorso ci si attende un ulteriore «sbilanciamento» a favore della fonte solare. Sbilanciamento che, come accennato in precedenza, sarà anche probabilmente il frutto della competizione diretta (sulla stessa quota di contingente) prevista dal nuovo Decreto Rinnovabili. Nel complesso per il fotovoltaico pare ragionevole attendersi installazioni nell’ordine dei 4,5 – 5 GW nel triennio (pari a circa a circa 1,5 GW all’anno). Di questi la grande parte è ascrivibile ad impianti di taglia medio-grande (sopra 1 MW) con oltre 3,5 GW costituiti da impianti che probabilmente non avranno nemmeno bisogno di sistemi di supporto. Nel caso dell’eolico invece pare ragionevole attendersi installazioni nell’ordine di 1,5 – 2,2 GW nel triennio (pari a circa 600 MW all’anno). Largamente minoritario il ruolo del mini-eolico, mentre saranno i parchi di medie e grandi dimensioni a catturare l’interesse degli investitori. Idroelettrico, geotermico e impianti alimentati da gas provenienti dalle discariche esaurite (secondo la classificazione del Decreto Rinnovabili) giocheranno – almeno per tutto il prossimo triennio - un ruolo da «gregario», contribuendo nel complesso per una nuova potenza installata che non andrà oltre i 400 MW (ad un passo quindi tra i 100 ed i 130 MW complessivi all’anno, in linea con quanto osservato nel recente passato). Se si confronta l’andamento atteso dal mercato con quanto previsto – per il medesimo periodo – dal Decreto Rinnovabili e dalla SEN, si ottiene il grafico seguente: Potenza installata attesa da rinnovabili

Potenza installata attesa da rinnovabili

Il bicchiere “mezzo pieno” riguarda la distanza (tra i 2 ed i 4 GW) tra la somma dei contingenti previsti dal Decreto nel periodo 2018-2020 ed il mercato atteso. Segno comunque inequivocabile del fatto che esiste – ed è comunque significativo – un mercato delle nuove installazioni da fonti rinnovabili che non dipende da sistemi di supporto ed è quindi in grado di esplicare una domanda autonoma anche nel nostro Paese. Il bicchiere “mezzo vuoto”riguarda invece la distanza, o meglio sarebbe a dire il ritardo di quasi 2 GW che si accumulerebbe nel prossimo triennio rispetto agli obiettivi SEN, considerando quindi la distanza tra il «passo» atteso delle installazioni e quello che si dovrebbe invece tenere per centrare gli obiettivi della SEN. Se è vero quindi che ci si attende un «salto» nelle installazioni annuali (3.000 MW contro i quasi 900 del 2017, + 330%), non è ancora sufficiente a garantirci il raggiungimento dell’ambizioso scenario SEN.

Quali le strade per aumentare le installazioni?

Sicuramente vi è un tema – ampiamente dibattuto nel capitolo 4 – relativo a come garantire in maniera più efficace di come si sia ipotizzato sino ad ora l’accompagnamento di fotovoltaico ed eolico verso forme pure di mercato. Vi è poi la delicata questione delle aste neutre, che pare come visto privilegiare il fotovoltaico, ma che forse non tiene in debito conto la diversità tra le diverse fonti e la loro capacità di distribuire la produzione (che impatto avremmo sul prezzo dell’energia nelle ore centrali della giornata in una condizione “teorica” in cui tutto il contingente vada appannaggio del fotovoltaico?) Vi è infine - e va ancora ricordato nonostante sia una costante ormai da quasi un decennio – l’impatto dell’incertezza politica e legislativa, che ci fanno commentare una SEN ed un Decreto Rinnovabili (peraltro ancora in bozza) elaborate da un Governo non più in carica e con una elevata probabilità di essere riviste (anche pesantemente) da chi ne prenderà il posto.

Presentazione Renewable Energy Report

10 maggio - Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Lambruschini 4, Edificio BL28 - Aula Magna Carassa Dadda.

Scarica l'Executive Summary dell'Energy Report 2018

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La ricerca, come al solito, è stata condotta utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra di loro interrelati: dall’analisi della letteratura all’analisi della normativa, dal confronto con ricercatori e professori universitari alle interviste a oltre 80 operatori del settore, dall’analisi comparativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali al censimento e alla raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche di circa 130 imprese operanti nei diversi comparti delle rinnovabili. Il Rapporto è suddiviso in nove sezioni. Le prime tre, di carattere generale, offrono dati e analisi rispettivamente sullo stato dell’arte dello sviluppo delle rinnovabili elettriche a livello globale (evidenziando quanto queste siano ormai rilevanti per il mix energetico complessivo), sugli impatti delle rinnovabili sul prezzo della componente energia e sull’intera bolletta in Italia, sugli ultimi rivolgimenti del quadro normativo, dando in particolare evidenza degli impatti della cessazione dei regimi di incentivazione delle diverse fonti (e proponendo anche un impiego per le somme che si dovessero nel prossimo futuro liberare). Le successive cinque sezioni (dalla quattro alla otto inclusa) si dedicheranno invece agli approfondimenti sulle diverse fonti (fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico e quadro di sintesi), dando particolare enfasi a valutare e analizzare le dinamiche connesse alla gestione dell’installato, anche se si è ovviamente prodotta una stima, del mercato atteso nel periodo 2015-2020. Infine, il Rapporto si chiude con una analisi dei «legami» tra le rinnovabili ed il sistema finanziario, studiando sia le dinamiche del mercato «secondario», ossia della transazione della proprietà di impianti a fonti rinnovabili già attivi, che le modalità con cui le imprese proprietarie di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili possono recuperare nuovi capitali e/o rimodulare il proprio livello di indebitamento, continuando a mantenere la proprietà degli asset. Le rinnovabili nel mondo Le fonti rinnovabili nel 2014 hanno prodotto il 23% dell’energia elettrica necessaria a soddisfare il fabbisogno di energia a livello mondiale, garantendo oltre 5.400 TWh di produzione. Il «peso» delle rinnovabili è inoltre in crescita, con la potenza complessivamente installata che è passata da meno di 1 TW a oltre 1,7 TW dal 2007 al 2014, soprattutto grazie alla crescita di fotovoltaico (da 10 GW nel 2007 a oltre 183 nel 2014) ed eolico (da 95 a oltre 377 GW). Nel 2014 sono stati investiti per la realizzazione di nuovi impianti da fonti rinnovabili oltre 235 miliardi di € a livello globale, in crescita rispetto al 2013 e con una positiva inversione di tendenza rispetto al trend negativo degli anni 2012 e 2013, riportando i livelli di investimento prossimi a quelli «record» del 2011. Una crescita che tuttavia ha visto spostare decisamente il “baricentro” dall’Europa all’Asia, inseguendo inevitabilmente lo sviluppo di sistemi incentivanti. In soli otto anni, dal 2007 ad oggi, l’Europa ha perso decisamente il suo ruolo di leadership, passando dal rappresentare oltre il 40% degli investimenti complessivi nel 2007 a poco più della metà (23%) nel 2014. Il calo è meno evidente se si guarda ai valori assoluti, con l’Europa che passa da 56 miliardi di € investiti nel 2007 a 54 nel 2014. In compenso è l’Asia – che sino al 2011 era additata come il grande «nemico» dell’Europa perché pur non avendo un mercato interno aveva sviluppato capacità produttiva in «concorrenza» con quella del Vecchio Continente – ad aggiudicarsi nel 2014 la lion’s share degli investimenti (il 49% contro il 23% del 2007 ed una crescita in valore assoluto di 85 miliardi di €). L’America sembra stare «alla finestra», passando dal 24% al 34% del peso globale dal 2007 al 2014 (ma con un aumento «reale» di 11 miliardi di €), dimostrando il fatto che – a differenza di Europa prima e Asia poi – non ha mai veramente «abbracciato» il paradigma delle rinnovabili. L’Africa, buona ultima nel panorama mondiale, è però l’area geografica ad avere la crescita più significativa, quadruplicando il suo peso a livello mondiale con una crescita di oltre 9 miliardi di € di investimenti, che potrebbero essere il preludio per lo sviluppo di mercati nazionali anche interessanti. Nel Rapporto viene poi presentato il dettaglio dell’andamento delle installazioni per ciascuna delle fonti rinnovabili considerate. Le Rinnovabili ed il prezzo dell’energia elettrica in Italia Il PUN è passato dai 72,23 €/MWh del 2011 ai 52,08 €/MWh (-27,8%) del 2014, in concomitanza con una crescita della produzione da fonti rinnovabili dal 29% del totale nel 2011 a ben il 45% del totale nel 2014. Nello stesso periodo è aumentata in maniera significativa la componente delle rinnovabili non programmabili (fotovoltaico ed eolico), passate dal 7,3% del totale alla fine del 2011 al circa 14% (quasi il doppio) alla fine del 2014. Tra le fonti maggiormente «programmabili», invece, è raddoppiato (dal 3,8% al 7,6%) il peso delle biomasse, è cresciuto del 35% il peso dell’idroelettrico (che ha superato quota 20% del totale), mentre è rimasto pressoché costante (in assenza appunto di nuove installazioni) il geotermico. E’ vero che nel medesimo periodo la domanda di energia è scesa da 335 TWh a 309 TWh (-7,8%), ma il confronto comunque evidenzia senza ombra di dubbio la crescita «assoluta» della produzione da rinnovabili: 97,15 TWh nel 2011 (di cui 53,6 da idroelettrico) contro 139 TWh nel 2014 (+43%, di cui 66,7 da idroelettrico). Non appare possibile, nonostante si siano riportate diverse analisi, “isolare” completamente l’impatto delle rinnovabili sull’andamento dei prezzi, appare però ragionevole ipotizzare e valutare due scenari: (i) quello «limite», in cui l’intero calo del PUN (-27,8%) dal 2011 al 2014 sia imputabile alle rinnovabili, anche in conseguenza dell’effetto di «stabilizzazione» oraria e stagionale dei prezzi (e non dimenticando ovviamente che il PUN 2011 incorporava comunque una quota del 29% di produzione da rinnovabili, anche se in gran parte derivante dall’idroelettrico); (ii) quello «conservativo», in cui il calo del PUN derivante dalla crescita di produzione da rinnovabili sia quello «residuale», dopo aver scontato un 6% circa di impatto del calo del prezzo del gas, l’1,7% circa di calo del prezzo del carbone, lo 0,2% di calo del prezzo del petrolio ed un altro 3% circa come effetto «aggiuntivo» del calo della domanda elettrica e del PIL. In questo caso il calo del PUN attribuibile alle rinnovabili è nell’intorno del 16,9% (ossia il 61% circa del totale). L’impatto delle rinnovabili non è ovviamente limitato al solo PUN, in quanto ad esse competono anche una serie – peraltro significativa – di «costi» associati alla bolletta elettrica. In particolare, si sono considerate nel Rapporto, altre tre componenti di costo: il costo del servizio di dispacciamento, il costo dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura, e gli oneri generali di sistema (che comprendono anche la componente A3). In maniera analoga a quanto fatto per il PUN è stato possibile costruire due scenari di impatto delle rinnovabili sulle componenti di costo della bolletta: (i) uno scenario “limite”, dove oltre alla componente A3 sono stati imputati alle rinnovabili l’80% dell’incremento dei costi di trasmissione, distribuzione e misura ed una quota consistente dell’incremento dei costi di dispacciamento (50% della componente uplift, costi di modulazione eolico e 50% dei costi di interrompibilità), per un totale di oltre 13,2 miliardi di € di costi; (ii) uno scenario “conservativo”, con una quota ridotta di attribuzione dei costi, che vale invece circa 12,4 miliardi di € di costi. Se si considerano gli effetti – comunque innegabili – delle rinnovabili sul calo del PUN e sull’aumento dei costi delle altre componenti della «bolletta» elettrica appare evidente come: – l’effetto “netto” ad oggi dell’incremento della produzione da rinnovabili avvenuto tra il 2011 ed il 2014 possa essere stimato tra i 7 e gli 8,6 miliardi di € di costi aggiuntivi, inferiori al costo degli incentivi che era appunto pari alla fine del 2014 a circa 11,9 miliardi di €. – l’effetto di lungo termine – nell’ipotesi che i maggiori costi di funzionamento della rete si mantengano anche nel futuro, così come però gli effetti di risparmio sul PUN, ma ovviamente a differenza degli incentivi (componente A3) che invece si esauriranno nel 2035 – appare invece addirittura positivo con una riduzione della «bolletta» elettrica compresa, a seconda dello scenario considerato, tra 3,2 e 4,8 miliardi di € I numeri discussi devono quindi far riflettere sulla necessità di considerare – come peraltro avviene a livello globale con il trend di cui si è dato conto nella sezione precedente di questo Rapporto – le rinnovabili come una parte integrante ed ormai irrinunciabile del mix energetico italiano. La normativa sulle Rinnovabili in Italia Al 31 Marzo 2015, momento di chiusura di questo Rapporto, il contatore delle FER (che include tutti gli incentivi erogati sotto diverse forme alle rinnovabili elettriche non fotovoltaiche) aveva totalizzato quota 5.705 mld € (considerando anche 1,3 mln € dedicati al solare termodinamico), solo 95 mln € sotto la soglia ultima prevista dal decreto DM 6/7 2012 di 5,8 miliardi di €. La quota principale di incentivi sia da attribuirsi ai Certificati Verdi (che contano per oltre 3,1 miliardi di €), ossia con riferimento agli impianti entrati in esercizio entro il 31/12/2012. Segue, con oltre 1,7 miliardi di €, la quota spettante agli impianti incentivati con tariffa onnicomprensiva (nel 76% circa dei casi imputabili ad impianti a biogas). Gli impianti più recenti, quelli per capirci che rientrano nella incentivazione con il modello dei «Registri» e delle «Aste», coprono invece una parte minoritaria (circa l’8,5% del totale).Un modo di interpretare questo dato è che l’errore, se di errore si può parlare nella scelta di incentivare le rinnovabili, è avvenuto all’inizio del loro periodo di sviluppo, ove si è forse ecceduto nella «misura» della incentivazione. Il modello dei “Registri” e delle “Aste” si è rivelato piuttosto complesso da “governare” ed ha generato non pochi “squilibri”, con la potenza messa a disposizione per i rifacimenti che è sempre risultata largamente (se non completamente) superiore alle effettive richieste. Il contrario è avvenuto nel caso dei Registri, dove la potenza richiesta è sempre stata più elevata di quella ammissibile, mentre nelle Aste si è passati dai casi (biomasse e idroelettrico) ove la potenza ammissibile sorpassa di gran lunga quella richiesta, al caso (eolico) dove avviene esattamente il contrario. L’effetto combinato di questo “squilibrio” è che i soldi degli incentivi sono comunque stati spesi (o meglio impegnati), per incentivare una potenza (2412 MW), pari a circa 1/2 di quella messa a disposizione (4685 MW) e soprattutto pari a circa la metà di quella per cui è stata fatta richiesta (4668 MW). Partendo da questi dati e con l’obiettivo di proporre una riflessione al legislatore, il Rapporto sviluppa la seguente argomentazione:

si è stimata la quota di potenza «prenotata» ma che presumibilmente non sarà mai effettivamente realizzata, il cosiddetto «inoptato»;
si è calcolata la quota di incentivi «liberati» nel periodo 2015-2018 dalla scadenza dell’accesso agli incentivi per impianti soggetti al regime dei Certificati Verdi e CIP6.

Sommando l’effetto dell’ «inoptato» e degli incentivi «liberati» da CV e CIP6 si ottiene un valore di oltre 820 milioni di € che potrebbero – a parità di costi rispetto all’attuale «contatore» delle FER – essere rimessi in gioco nel triennio 2015-2018. Si sono costruiti due scenari:(i) uno scenario «as is», dove la quota di incentivi «liberati» e «inoptati» venga rimessa in gioco con le medesime regole del 2014; (ii) uno scenario «remix» dove la quota di incentivi «liberati» e «inoptati» venga rimessa in gioco ma con una attribuzione che tenda a riequilibrare domanda e offerta per le diverse fonti, in particolare premiando l’eolico.

nello scenario “as is”, la nuova potenza incentivabile nel triennio 2016-2018, ammettendo che la rimessa in gioco degli incentivi avvenga a partire dal prossimo anno, potrebbe arrivare a 2,15 GW (per un media quindi di oltre 700 MW annui)
nello scenario “remix”, la nuova potenza incentivabile potrebbe sfiorare i 2,5 GW (oltre 830 MW all’anno), in larga parte rappresentati da impianti eolici.

Le opportunità del prossimo triennio di liberare risorse già commesse (e quindi di poter dare nuova linfa al sistema delle rinnovabili senza aumentare i costi complessivi) potrebbero essere sfruttate efficacemente per ridare slancio al comparto delle rinnovabili, e per colmare, qualora si volessero seguire le suggestioni dello scenario «remix», i problemi di mismatch tra domanda e offerta che hanno impattato così negativamente sulle nuove installazioni dell’ultimo periodo. Nella sezione del Rapporto sulla normativa si dà inoltre conto della entrata in vigore della normativa sui SEU (Delibera 578/2013/R/eel). Per tutti gli impianti che alla data del 1 gennaio 2014 hanno già ottenuto il riconoscimento del meccanismo dello scambio sul posto, il GSE procederà in automatico al riconoscimento di apposita qualifica che consente un trattamento sostanzialmente analogo a quello dei SEU. Il problema si pone invece per gli impianti entrati in esercizio dopo il 1 gennaio 2014 per i quali invece è necessario – se si vuole usufruire dei benefici derivanti dalla disciplina dei SEU – presentare apposita domanda di conformità. La scadenza è fissata per il 31 maggio 2015, anche se ad oggi non sembra esserci effettivamente una grande «corsa» da parte dei titolari di impianti (che pure dovrebbero essere un numero consistente visto che dal gennaio 2014 ad oggi sono stati realizzati oltre 50.500 impianti fotovoltaici). Le ragioni dell’atteggiamento attendista sembrano essere almeno due. La prima riguarda il fatto che la norma prevede già implicitamente la possibilità di ritardi con l’unica «sanzione» del mancato recepimento dei benefici sino alla data dell’invio «in caso di ritardo nell’invio di tale dichiarazione i benefici dei SEU non verranno riconosciuti per il periodo fra l’1 gennaio 2014 e l’ultimo giorno del mese in cui viene inviata la documentazione». La seconda, più pericolosa, riguarda l’assenza di chiarezza circa le conseguenze dell’accesso alla disciplina dei SEU. Non è infatti immediato il passaggio al pagamento del 100% degli Oneri generali di sistema e neppure chiaro se vi sia una forma di «penalizzazione». Resta il fatto che ad oggi questi impianti non pagano per la quota di autoconsumo gli Oneri generali di sistema e potrebbero quindi continuare in questo modo anche se la “alea” introdotta dal “buco” normativo non va sottovalutata soprattutto ai fini della valorizzazione degli impianti sul mercato “secondario”. La sezione riporta infine un rapido aggiornamento riguardo alle conseguenze dell’entrata in vigore di due normative, di cui si è peraltro già molto dibattuto, (i) lo «spalmaincentivi» (decreto legislativo del 23 Dicembre 2013), con gli esiti della «scelta» lasciata ai proprietari di impianti e (ii) la estensione della detrazione fiscale agli impianti fotovoltaici e ai sistemi di storage, per effetto della Legge di Stabilità 2015. Il fotovoltaico in Italia Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di 18.320 MW al termine del 2014 con la nuova potenza installata nell’ultimo anno che è stata di «solo» 385 MW, poco più del 22% rispetto al valore del 2013 ed in linea invece con i valori del 2008. In buona sostanza, è come se il fotovoltaico italiano avesse fatto un salto nel tempo, tornando ai suoi albori. Non a caso, nel 2014 il segmento di mercato più importante è tornato ad essere quello residenziale e dei piccoli impianti, che pesa per il 59% delle nuove installazioni, mentre sono sostanzialmente «spariti» gli impianti di taglia superiore al MW. Alla riduzione delle taglie dell’installato si è associata anche una sua redistribuzione «geografica», con la Lombardia a controllare nel 2014 da sola il 33% del mercato delle nuove installazioni. Più in generale, nel 2014 quasi il 42% delle nuove installazioni è stata fatto al Nord, il 35% al Centro e «solo» il 23% al Sud. In sintesi, Il valore del mercato delle nuove installazioni (mercato «primario» del fotovoltaico) è stato pari nel 2014 a circa 658 mln €. Per quanto riguarda la possibili nuove installazioni nel periodo 2015-2020, il confronto con gli operatori ha permesso di identificare due scenari possibili:

uno scenario «ottimistico», che veda l’effettiva diffusione dei SEU come stimolo alla realizzazione di impianti anche di media taglia anche attraverso l’estensione dei benefici dei SEU (da tempo invocata dal settore) alla configurazione un venditore-molti clienti allacciati alla stessa porzione di rete (il cosiddetto modello «condominio» o «centro commerciale»);
uno scenario «conservativo», che veda invece un sostanziale consolidamento del mercato residenziale ma un ulteriore calo delle installazioni negli altri segmenti di mercato.

Nel primo caso appare possibile arrivare ad installare sino a 500 MW nel 2015 (250 MW nel residenziale, 240 MW di impianti di medie dimensioni e solo 10 MW per i grandi impianti, come coda di realizzazioni previste nel corso del 2014) e sino a 600 MW/anno al 2020 (con una spartizione pressoché uniforme tra il mercato residenziale e quello degli impianti fino ad 1 MW), portando ad un totale installato di 21,8 GW. Nel secondo caso, invece, il mercato si attesterebbe a circa 400 MW nel 2015 e solo a circa 300 MW anno al 2020 (in larghissima parte ascrivibili al mercato residenziale), portando ad un totale installato di poco superiore ai 20 GW. Se il totale delle nuove installazioni (ed anche le previsioni, rispetto ai “fasti” del passato) appare decisamente limitato, non così si può dire dell’installato complessivo che con i suoi oltre 18 GW ha anzi contribuito nel 2014 a soddisfare oltre l’8% del fabbisogno elettrico complessivo del nostro Paese. Se si guarda quindi all’installato complessivo è possibile valutare l’impatto del fotovoltaico in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – pari a quasi 1,8 miliardi di €, oltre 2,7 volte il mercato «primario». Tale valore è così costituito: (i) 358 milioni di €, per i servizi di Operation&Maintenance; (ii)215 milioni di €, per i servizi assicurativi; (iii) 1,2 miliardi di € per la componente di sola vendita dell’energia (senza considerare ovviamente gli incentivi. Appare estremamente interessante notare che la differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare il «valore aggiunto» del settore in 640 milioni di € (il 52% dei ricavi da vendita di energia). tratta ovviamente di una approssimazione sull’intero settore e con diverse ipotesi per le quali si rimanda al testo del Rapporto, e con questo «valore aggiunto» (e gli incentivi) va ripagato il debito (ed i relativi interessi) contratto per finanziare gli impianti e il costo del personale e della amministrazione della società (per i grandi impianti), ma è pure il segnale di un settore «sano» dal punto di vista della operatività e che può quindi essere considerato come una componente di lungo termine del mix energetico del nostro Paese. L'eolico in Italia Il volume complessivo di potenza eolica installata è di 8.657 MW al termine del 2014 con un valore delle nuove installazioni pari a circa 107 MW, il 26,2% rispetto al volume 2013. Nonostante la riduzione “drastica” delle installazioni, l’Italia conferma la sua presenza nella top 5 per potenza complessivamente installata in Europa, anche se significativamente distante dai 39 GW tedeschi ed i 23 spagnoli La potenza eolica in Italia è quasi totalmente rappresentata da impianti sopra i 5 MW (circa il 95% del totale). Il comparto del mini eolico, nonostante anche nel 2014 abbia segnato una crescita di circa il 14% rispetto all’anno precedente ha ancora un peso sulle installazioni complessive estremamente contenuto (lo 0,2% del totale fino ai 20 kW, circa il 2% fino ai 200 kW, per equivalenti 25 MW di nuova potenza nel 2014) e tale sembra destinato a rimanere. Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2014 a circa 152 mln €, con la lion’s share che è andata appannaggio degli impianti di taglia superiore a 5 MW, con un controvalore di oltre 105 mln € (oltre il 69% del totale).Il mercato dei piccoli impianti ha generato investimenti per 32 mln €, valore che – fatte le proporzioni con la potenza installata – mette bene in evidenza il divario «di scala» tra impianti grandi (con costi di investimento pari a 1.300 €/kW) e impianti piccoli (con costi di investimento sino a 1.600 €/kW). Per quanto riguarda il futuro, in assenza della possibile rimessa in gioco di incentivi, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario che preveda la realizzazione nel 2015 – soprattutto come frutto della chiusura di progetti già avviati o ammessi ad incentivazione – di circa 90 MW di nuova potenza in impianti di taglia superiore al MW, sostanzialmente in linea con quanto accaduto nel 2014, cui vanno sommati circa 20 MW di impianti di piccola taglia, con l’ulteriore «crollo» delle nuove installazioni a poco più di 50 MW (di cui 15 MW di minieolico) a partire dal 2016, considerando di fatto «chiuso» il mercato primario se non si rimetterà mano all’incentivazione. Anche nel caso dell’eolico, come già visto per il fotovoltaico, il mercato può però dirsi aver raggiunto un certo grado di maturità, con le nuove installazioni del 2014 (107 MW) che hanno contato «solo» per poco più dell’1% rispetto alla base installata. Se si considerano quindi le componenti di ricavi (vendita dell’energia) e costi (O&M e servizi assicurativi) connessi all’installato è possibile valutare l’impatto dell’eolico in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – pari a oltre 960 milioni di €, oltre 6 volte il mercato «primario». La differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare il «valore aggiunto» del settore in 590 milioni di € (il 75% dei ricavi da vendita di energia). Anche qui, come nel fotovoltaico, appare quindi un settore «sano» dal punto di vista della operatività e che può quindi essere considerato come una componente di lungo termine del mix energetico del nostro Paese. Le biomasse in Italia La potenza cumulata, sommando le quattro diverse tipologie di biomassa (agroforestale, biogas, oli vegetali, rifiuti soldi urbani) utilizzate per la produzione elettrica, ha superato al termine del 2014 i 4,1 GW, con una crescita di «soli» 131 MW, contro i 450 MW del 2013 ed i 764 MW del 2012. Per quanto riguarda il futuro, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario che prevede la realizzazione nel 2015 di circa 50 MW di nuova potenza, ma solo come frutto della chiusura di progetti già avviati o ammessi ad incentivazione, e l’arresto «completo» delle nuove installazioni ed anzi la «chiusura» degli impianti (soprattutto a oli vegetali e a biogas, laddove sia eccessivo il ricorso all’acquisto di materia prima) al termine del periodo di incentivazione. Le ragioni di tale “pessimismo” sono da ricercarsi nel quadro dell’installato. Gli oltre 4,1 GW di impianti a biomasse (anzi meglio i 3,2 GW escludendo gli RSU) che producono energia elettrica nel nostro Paese rappresentano indubbiamente un parco di generazione che ha generato nel 2014 un «volume d’affari» pari a 1,8 miliardi di € (di cui 783 milioni di € per la vendita di energia e ben 734 milioni per l’acquisto di materia prima). Il «valore aggiunto» complessivo del settore è tuttavia – caso unico nelle rinnovabili – negativo e pari a -301 milioni di €, segno di una condizione strutturale in cui l’assenza di incentivazione rende non sostenibile la produzione di energia. biomasse agroforestali sono le uniche a potersi «sostenere» stabilmente anche in assenza di incentivazione, mentre il biogas si trova in una condizione «limite» che rende gli investimenti sostenibili nel tempo solo se vi è localmente (e possibilmente a costo zero) la disponibilità di materia prima. Gli oli vegetali, considerando la necessità di importazione della materia prima, sono invece «strutturalmente» destinati ad avere difficoltà a sostenersi in assenza di incentivi. E’ indispensabile una razionalizzazione del comparto che faccia sopravvivere gli impianti in grado di sostenersi (eventualmente anche grazie alla creazione di portafogli di generazione in mano a soggetti professionali e alla ricerca intelligente di «filiere» di approvvigionamento a basso costo) e che invece liberi le risorse impegnate in impianti non più utilizzabili in un mercato non incentivato. L'idroelettrico in Italia L’unica parte del mercato a crescere in maniera apprezzabile – e con logiche simili a quelle che in questo Rapporto sono state oggetto di analisi per le altre fonti rinnovabili – è quella degli impianti di piccola e media taglia, che possiamo quindi a ben ragione definire come la componente «nuova» dell’idroelettrico. La componente «storica» dei grandi bacini, che evidentemente pesa ancora oggi per circa l’83,5% del totale della potenza installata, è invece frutto di investimenti e logiche differenti che per tale ragione non verranno qui analizzate. Il totale installato, infatti, (per oltre 15,3 GW in impianti “storici” di grandi dimensioni) è pari a oltre 18,3 GW alla fine del 2014. Nel 2014 sono stati installati 73,54 MW di nuova potenza idroelettrica, in crescita (ed è l’unico caso fra le rinnovabili) del 5,8% rispetto al 2013, anche se con valori ancora lontani rispetto ai 140 MW del 2012 o ai 216 MW del 2011, per un controvalore del mercato delle nuove installazioni (mercato «primario» dell’idroelettrico) pari a circa 327 mln €. Per quanto riguarda il futuro, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario in cui le nuove installazioni da qui al 2020 si attestino attorno ai 70 MW annui. La maggior parte di questi impianti, all’incirca il 90%, comunque sarà confinato in impianti di tagli inferiore al MW. Il potenziale «teorico» potrebbe anche essere superiore, ma gli operatori concordano sul fatto che la normativa vigente per le autorizzazioni – che varia anche significativamente tra le diverse Regioni e lascia eccessiva possibilità di intervento da parte degli enti locali nei processi autorizzativi, comportando tempi autorizzativi sino a 5 anni, ben oltre il tempo di realizzazione dell’impianto – non lascia spazio a ulteriori possibilità. Se si guarda invece all’installato, l’impatto dell’idroelettrico di taglia piccola e media in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – risulta pari nel 2014 a oltre 658 milioni di €, oltre 2 volte il rispettivo mercato «primario». Va sottolineato come – anche per le taglie piccole e medie – la differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare un «valore aggiunto» di 342 milioni di € (il 68% dei ricavi da vendita di energia). Le Rinnovabili in Italia: un quadro d’assieme Il «volume d’affari» che nel 2014 è stato complessivamente generato dalle fonti rinnovabili analizzate nel Rapporto (fotovoltaico, eolico, biomasse – con l’esclusione degli impianti a RSU, idroelettrico – con l’esclusione degli impianti di taglia superiore a 10 MW) è pari a quasi 7 miliardi di € (che salirebbero a oltre 19,1 miliardi di € se si considerassero anche gli incentivi). La componente principale – ed è fattore non trascurabile – sono i ricavi da vendita di energia (46,9% del totale), seguiti dal mercato «primario», ossia dalle nuove installazioni (24,4% del totale), mentre il restante 28,7% è riferito ai costi dei servizi di O&M, assicurazioni e acquisto di materie prime (ovviamente per le biomasse). Letto da un’altra prospettiva, a fronte quindi di 1,7 miliardi di € di «investimenti», il comparto delle rinnovabili ha generato ricavi (senza incentivi) per oltre 3,2 miliardi di €, ed un «valore aggiunto» complessivo di 1,2 miliardi di €. Scomposizione per fonte dei valori delle componenti analizzate

Il «volume d’affari» che – considerando gli scenari discussi nelle sezioni precedenti del Rapporto – potrebbe nel 2020 essere associato alle fonti rinnovabili è pari a oltre 7,2 miliardi di € (in crescita del 3,2% rispetto al 2014). I pesi delle diverse componenti andranno tuttavia a muoversi in maniera differente:

gli investimenti in nuovi impianti scenderanno a poco più di 1,2 miliardi di € (- 24% rispetto al 2014) come segno del più volte discusso rallentamento delle installazioni in assenza di incentivazioni;
la vendita dell’energia salirà a oltre 3,9 miliardi di € (+ 19,5% rispetto al 2014) come effetto combinato di un aumento dei prezzi (+15%) e del parco installato (+4,5%);
le componenti di costo dei servizi si attesteranno invece attorno ai 2 miliardi di €, sostanzialmente invariate rispetto al 2014 per effetto della riduzione attesa dei costi che controbilancerà l’ingresso di nuovi impianti.

Il «valore aggiunto» atteso al 2020 supererà quindi quota 1,9 miliardi di €, in crescita del 58% rispetto al 2014, ad indicare quanto globalmente (pur con le differenze viste nelle sezioni del Rapporto per le diverse fonti) sia «sostenibile» anche nel lungo termine il business della produzione di energia da fonti rinnovabili. Un business che appare – anche per il peso che ha ormai assunto nell’economia italiana – chiaramente come un «patrimonio» di generazione di energia elettrica distribuita da mantenere attivo e vitale anche per il prossimo futuro Le Rinnovabili e il sistema finanziario Viste le implicazioni rilevanti delle rinnovabili nel nostro sistema economico, pare importante riflettere sui «legami» tra queste ed il sistema finanziario. Si è discusso prima (e con maggiori dettagli disponibili nel Rapporto) della generazione di «valore aggiunto» e di come questo debba essere impiegato per onorare il servizio del debito (cui tutti gli investitori hanno fatto largamente accesso). Seguendo la medesima prospettiva che ha animato le altre parti del Rapporto, ovvero guardare all’installato più che ai nuovi investimenti, in questa sezione si sono approfondite: (i) le dinamiche del mercato «secondario», ossia della transazione della proprietà di impianti a fonti rinnovabili già attivi, con particolare riferimento alle differenze che emergono tra le diverse fonti;(ii) le modalità con cui le imprese proprietarie di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili possono recuperare nuovi capitali e/o rimodulare il proprio livello di indebitamento, continuando a mantenere la proprietà degli asset. L’accesso al mercato dei capitali – soprattutto per le imprese delle rinnovabili che hanno la proprietà degli impianti di produzione – appare essere piuttosto difficoltoso, con il refinancing sostanzialmente «frenato» dall’ottica project con cui era stato acceso nella maggior parte dei casi il debito iniziale, ed i mercati dei Mini Bond e dell’AIM ancora di là dall’esprimere il potenziale necessario a sostenere il comparto. Il mercato del secondario ha invece dato segnali di “presenza” con un controvalore delle transazioni del 2014 pari a circa 1,32 mld € e con una distribuzione piuttosto peculiare:

470 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» (dell’ordine di qualche MW ciascuna, come sarà meglio dettagliato nelle slide successive) relative al passaggio di proprietà di oltre 212 MW di impianti fotovoltaici;
200 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» relative a 100 MW di impianti eolici passati di mano nel corso del 2014;
650 milioni (stimati) di € legati alla transazione «straordinaria» di un parco da 600 MW di impianti eolici da Edison a F2I (ed i cui dettagli che verranno descritti più avanti in questa sezione).

Le altre fonti rinnovabili (biomasse ed idroelettrico) non hanno segnato transazioni di valore apprezzabile (se si eccettua un passaggio di proprietà di una centrale a biomasse da 20 MW per circa 20 milioni di €), anche se va sottolineato come – non esistendo un «registro» delle transazioni – il quadro qui presentato sia il risultato della ricostruzione dei dati raccolti attraverso interviste agli operatori. Se si analizza il caso del fotovoltaico (che se ci si limita alle transazioni «correnti» ha contato per il 70% del totale), è interessante notare come le prime 10 transazioni sul mercato contano per oltre l’86% del totale della potenza passata di mano nel corso del 2014 e la loro distribuzione per tipologia di investitore mette bene in evidenza il ruoloin decisa crescita degli operatori finanziari. In 9 casi su 10 l’acquirente è infatti straniero, a significare un forte interesse da parte degli investitori internazionali. La vitalitàdelle transazioni sul mercato «secondario» è destinata a proseguire visto che l’effetto atteso dello «Spalma Incentivi» (soprattutto per gli impianti che hanno scelto l’opzione B) è quello di creare ulteriori opzioni per la cessione degli impianti. Unica nota dolente (peraltro comune anche alle altre fonti), l’eccessiva parcellizzazione della proprietà degli impianti, che si scontra con l’interesse – soprattutto da parte degli operatori stranieri – di portafogli di taglia minima elevata (e comunque non inferiore a 10 MW). Uno scenario estremamente interessante, emerso dalla nostra indagine anche se ancora con contorni da definire, è quello che gli istituti di credito possano giocare un ruolo da «intermediario» tra i proprietari di impianti ed i fondi di investimento interessati al mercato delle rinnovabili. Uno scenario interessante sotto diversi punti di vista: (i) perché risponde al problema della parcellizzazione della proprietà facendo in modo che sia l’istituto di credito a «creare» il portafoglio della taglia necessaria, accorpando impianti di «debitori» diversi; (ii) perché potrebbe più agilmente permettere la costruzione di portafogli «multi-fonte», essendo la maggior parte degli istituti di credito variamente esposti sulle diverse fonti rinnovabili; (iii) perché potrebbe permettere una «transazione intermediata», lasciando al fondo di investimenti l’istituto di credito come unico interlocutore, e a quest’ultimo invece il ruolo di gestore del rapporto «uno a molti» con i diversi proprietari. Uno scenario cui guardano con interesse anche gli operatori dei servizi O&M, che potrebbero divenire lo sparring partner degli istituti di credito in questo tipo di operazioni. Agli istituti di credito – e in subordine i grandi O&M contractor – il compito di innescare a questo punto il “cambio di passo” dando nuovo slancio al mercato degli “investimenti” nel comparto delle rinnovabili. Il Rapporto Renewable Energy Report verrà presentato il 19 Maggio 2015 ore 9.30 al Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Durando 10 - Aula Carlo De Carli. Scarica il programma dei lavori [post_title] => Report Energie rinnovabili: osservatorio fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico [post_excerpt] => [post_status] => publish [comment_status] => open [ping_status] => open [post_password] => [post_name] => report-energie-rinnovabili-osservatorio-fotovoltaico-eolico-biomasse-idroelettrico [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2020-05-05 19:01:09 [post_modified_gmt] => 2020-05-05 17:01:09 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/approfondimenti/report-energie-rinnovabili-osservatorio-fotovoltaico-eolico-biomasse-idroelettrico/ [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [3] => WP_Post Object ( [ID] => 60869 [post_author] => 6 [post_date] => 2014-05-15 00:00:00 [post_date_gmt] => 2014-05-14 22:00:00 [post_content] => Il Rapporto Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche dell'Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano sarà presentato in un convegno a Milano il prossimo 22 maggio alle ore 9.30 presso il Politecnico di Milano - Aula Carlo De' Carli. Vi proponiamo in anteprima l'Executive summary. Il Report sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche per la seconda volta, coerentemente con l’approccio adottato dal legislatore, analizza congiuntamente le diverse fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche. Come nella prima edizione si dedica particolare attenzione all’eolico e alle biomasse, ma si espande anche lo spazio dedicato all’idroelettrico. La ricerca, i cui risultati sono raccolti in questa seconda edizione del Report, è stata condotta utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra di loro interrelati: dall’analisi della letteratura all’analisi della normativa, dal confronto con ricercatori e professori universitari alle interviste a oltre 85 operatori del settore, dall’analisi comparativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali al censimento e alla raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche di circa 120 imprese operanti nei diversi stadi delle filiere industriali delle rinnovabili, fino alla realizzazione di oltre 35 casi di studio su un campione rappresentativo di imprese selezionate tra quelle incluse nel censimento. Il Report è stato suddiviso in quattro sezioni. Nella prima si presenta un quadro generale delle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche nel sistema elettrico italiano. Nella seconda, nella terza e nella quarta parte si presentano invece i focus sull’eolico, sulle biomasse e sull’idroelettrico con l’obiettivo di aggiornare i numeri di mercato, di analizzare la filiera, di verificare le possibilità di investimento e le potenzialità di sviluppo futuro di questi settori. Le Rinnovabili nel sistema elettrico italiano Nel 2013 l’Italia ha raggiunto e superato la barriera dei100 TWh prodotti da fonti rinnovabili. La produzione elettrica da rinnovabili copre ormai quasi un terzo del fabbisogno energetico italiano, nel primo trimestre del 2014 si è raggiunto il 39,8% di contributo alla produzione (nel 2013 era stato 32,4%). Le installazioni degli ultimi anni hanno portato ad avere oggi un parco impianti da rinnovabili principalmente composto da solare ed idroelettrico con un importante contributo dell’eolico. L’elevata produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ha alimentato un forte dibattito sia su tematiche prettamente tecniche, che riguardano ad esempio l’integrazione delle rinnovabili con la rete elettrica esistente (non programmabilità e produzione distribuita), sia su tematiche di carattere più generale quali ad esempio i sussidi pubblici garantiti. Il forte ricorso a fonti rinnovabili non programmabili comporta indubbiamente alcune criticità sia dal punto di vista tecnico (impatto sulla sicurezza del sistema), sia dal punto di vista economico (impatto sul mercato elettrico). Le rinnovabili portano, quindi, nuove sfide per il mercato elettrico e per i gestori della rete, dato che la produzione non programmabile è concentrata in determinate ore del giorno e richiede sicuramente uno sforzo maggiore nella gestione e pianificazione della produzione. Il finanziamento delle rinnovabili avviene attraverso numerose forme: CIP6, Certificati Verdi, Tariffa Omnicomprensiva, Conto Energia, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto e altre forme indirette. Con la crescita della produzione da rinnovabili, negli anni l’entità della spesa è cresciuta, passando dai 6,3 miliardi di Euro del 2011 agli oltre 11 miliardi di Euro previsti per il 2013 che potrebbero divenire 12,5 miliardi di Euro nel 2014. Le rinnovabili sono finanziate attraverso un aggravio del costo sostenuto dagli utenti come si evidenzia nella comune bolletta elettrica che considera quattro fattori: l’approvvigionamento e la vendita dell’energia, i costi di rete e di misura, gli oneri generali di sistema e le imposte. La componente degli «oneri generali di sistema» include, tra le altre voci: (i) la messa in sicurezza del nucleare - componente Mct, (ii) la promozione dell’efficienza energetica - Uc7, (iii) il sostegno alla ricerca - A5 e altro ancora. Tuttavia, la maggior parte degli oneri è rappresentata dalla componente A3 per la «Promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate». Tre alternative sono allo studio per rimodulare gli incentivi allo scopo di contenere la spesa: (i) il cosiddetto Decreto «Spalma Incentivi» per dilazionare l’erogazione degli incentivi rimanenti su più anni; (ii) un intervento sui «Prezzi Minimi Garantiti» agendo direttamente su alcune tipologie di impianti che ricevono incentivi giudicati troppo elevati; (iii) un intervento su determinati settori, come quello agricolo-zootecnico, con il Decreto Legge «Spending Review». Il dibattito sull’entità degli incentivi ha anche stimolato la discussione su diversi temi: (i) la stima della riduzione del PUN in seguito all’aumento della quota di rinnovabili; (ii) la revisione del meccanismo degli Oneri di Sbilanciamento introdotto per «responsabilizzare» i produttori da rinnovabili; (iii) l’eventuale definizione di un Capacity Payment per gli impianti tradizionali che risentono della competizione con le fonti rinnovabili; (iv) la definizione dei Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) per permettere di sfruttare maggiormente i benefici della generazione distribuita senza congestionare la rete. Per questi temi si rimanda all’interno del Rapporto, anche se qui è possibile fare alcune considerazioni di carattere generale. Tutta la discussione sulle tematiche citate è finalizzata a delineare quello che sarà il contesto futuro per il settore delle rinnovabili in Italia. I meccanismi incentivanti attualmente in vigore richiedono, come definito nel Decreto scorso, di essere aggiornati ed eventualmente prolungati. In questi mesi, secondo quanto contenuto nel DM del 6 Luglio 2012, dovrebbe essere emanato un nuovo Decreto che stabilisca le modalità di incentivazione a partire dal 2015. Molta attenzione però è rivolta al monitoraggio del contatore della spesa per incentivi per le rinnovabili non fotovoltaiche che, sempre più, si sta avvicinando alla soglia dei 5,8 miliardi di Euro che porrebbe fine agli incentivi per questo settore. La preoccupazione per l’eventuale raggiungimento della soglia è elevata poiché, da un lato, non tutte le fonti sono così vicine alla market parity da poter fare a meno degli incentivi e, dall’altro, non è esattamente chiaro che cosa succederà al raggiungimento della soglia, vista la presenza di incentivi «prenotati» che potrebbero però essere riassegnati qualora si verificasse la non realizzazione degli impianti. Tutti gli ultimi provvedimenti legislativi sono stati introdotti per limitare l’impatto in bolletta di nuovi incentivi, tuttavia, l’attuale spesa risente ancora di scelte fatte in passato. L’incentivazione è ora stata rimodulata e focalizzata su un preciso target di impianti (taglia piccola e fortemente integrati con il contesto locale). Nonostante questo, però, lo sviluppo di impianti di taglia maggiore appare ancora possibile senza il ricorso a dosi massicce di incentivi come è stato in passato. Quello che manca è una maggiore integrazione con il mercato elettrico, ad esempio con una partecipazione più attiva, attraverso il ricorso a investimenti che mettano le nostre reti in condizione di operare in maniera più “smart”. L’Eolico I dati a consuntivo per il 2013 descrivono un andamento negativo per il comparto eolico con un mercato annuo globale in contrazione di oltre 10 GW (soli 35,4 GW complessivi di nuovi impianti). La crescita complessiva è quindi stata «solo» del 12,5%. La principale causa del rallentamento è stata il momentaneo stop alle installazioni negli USA a causa dell’incertezza normativa sul sistema di incentivi. In Europa nel 2013 le installazioni sono state numerose, pur se concentrate soprattutto in alcuni Paesi (Germania e Regno Unito in particolare). In particolare si registra un forte sviluppo in alcuni mercati europei finora minori come la Svezia, la Polonia,la Romania e la Danimarca. Anche il mercato Italiano, come quello statunitense, nel 2013 ha fatto registrare un record negativo di installazioni con soli 450 nuovi MW che hanno portato a una potenza complessiva di 8.551 MW. Nonostante il numero ridotto di installazioni, il 2013 è però stato un anno record per la produzione di energia eolica: quasi 14,9 TWh (+11,6% rispetto al 2012), pari al 5,3% della produzione netta totale. Le ragioni del calo delle installazioni erano però note, il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche ha (i) introdotto nuove procedure per incentivare le fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche e (ii) definito le quantità di potenza incentivabile per ogni singola fonte al fine di poter controllare lo sviluppo del mercato negli anni futuri. Per gli impianti di taglia medio-piccola sono stati istituiti dei Registri, mentre per gli impianti di taglia maggiore l’ottenimento dell’incentivo è stato subordinato alla partecipazione ad un’asta competitiva. Attualmente si sono già effettuati due turni di assegnazione degli incentivi, il primo a Gennaio 2013 e il secondo a Luglio 2013, e un bando per il 3° turno è già stato emanato con scadenza Giugno 2014. Analizzando entrambi i turni conclusi di assegnazione degli incentivi è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri dei nuovi impianti (impianti di medio-piccole dimensioni), un andamento altalenante per le Aste con uno scarso interesse iniziale e un’elevata richiesta per il 2° turno e, infine, uno scarso interesse per quanto riguarda i Rifacimenti (nessuna richiesta pervenuta). Il meccanismo dei Registri, nonostante il grande numero di richieste, tuttavia, ha mostrato diversi limiti: nel primo turno di assegnazione degli incentivi infatti, la totalità di impianti accettati aveva potenza inferiore ai 200 kW, mentre nel secondo turno nessuno di questi impianti è stato accettato poiché gli incentivi sono stati assegnati a impianti con potenza compresa tra gli 800 e i 1.000 kW che erano stati esclusi dal primo Registro e che, di conseguenza, hanno avuto la priorità al secondo turno. C’è inoltre una forte incognita sui progetti che si sono aggiudicati gli incentivi attraverso il meccanismo delle Aste. Analizzando infatti i risultati del primo turno, il cui esito è stato annunciato a Gennaio 2013, è possibile trovare numerosi impianti (circa il 50%) che si sono aggiudicati l’incentivo, ma per cui non sono ancora cominciate le opere di costruzione (il tempo massimo di realizzazione per beneficiare di incentivi senza decurtazione è pari a 28 mesi, trascorsi i quali è prevista una decurtazione di 0,5% per ogni mese fino a un massimo di ulteriori 24 mesi.). Nonostante ci siano numerosi progetti non ancora in fase di realizzazione, la terza Asta si preannuncia molto affollata con circa 600 MW di progetti esclusi dalla 2^ Asta ai quali si potrebbero sommare almeno 500 MW che hanno già ottenuto l’Autorizzazione Unica (Aprile 2014). Il sistema pensato per incentivare i rifacimenti non è stato al momento in grado di attrarre alcun investimento. La crescita dell’Eolico in Italia nei prossimi anni sarà strettamente legata ai contingenti di potenza incentivabile messi a disposizione. Visto il valore (356 MW) disponibile per il prossimo turno di assegnazione, si prevede che il settore subirà una notevole contrazione per quanto riguarda le nuove installazioni, come già successo nel corso del 2013. Diverse «sfide» hanno coinvolto e coinvolgeranno gli operatori della filiera eolica: (i) i produttori di turbine e fornitori di tecnologia dovranno far fronte a un mercato italiano in netta contrazione che non lascia prevedere, almeno nel breve periodo, segni di ripresa; (ii) i gestori degli impianti, dopo il cambio delle modalità di incentivazione, dovranno continuare a seguire con attenzione i continui cambiamenti normativi riguardanti gli oneri di dispacciamento e la durata degli incentivi già acquisiti, che potranno cambiare le regole del gioco «in corso». Gli operatori hanno già iniziato ad adottare contromosse per poter continuare a investire con profitto nell’Eolico. Gli operatori industriali e i grandi gruppi energetici sono stati avvantaggiati, dato che un primo fattore di intervento ha riguardato l’Operation&Maintenance. Lato Operations, l’obiettivo è stato quello di massimizzare i ricavi attraverso l’adozione di sistemi più sofisticati di previsione della produzione accoppiati a sistemi di accumulo/storage che possano permettere strategie più aggressive per la vendita dell’energia prodotta attraverso l’accesso a più mercati elettrici per la vendita dell’energia (non più solo MGP, ma anche MSD). Lato Maintenance, l’obiettivo è stato quello di contenere il più possibile i costi facendo ricorso anche a imprese specializzate che possono essere utilizzate per sostituire o per mettere in competizione i produttori di turbine che storicamente si sono occupati di questa attività. Il meccanismo delle Aste porta gli operatori a dichiarare qual è l’incentivo necessario per poter effettuare con profitto un determinato investimento: durante la prima Asta sono state presentate 18 richieste di incentivazione, con riduzioni che sono andate da un minimo del 2,5% a un massimo del 24,4%, con 5 progetti che hanno richiesto una remunerazione totale inferiore a 110 €/MWh; durante la seconda Asta sono state presentate 16 richieste di incentivazione, in questo caso le riduzioni sono andate da un minimo del 9,5% a un massimo del 19,0%. Considerando le riduzioni medie richieste dagli investitori durante i primi due turni di assegnazione è possibile capire come l’interesse sia interamente focalizzato su siti con ventosità tali da garantire almeno 2.000 ore equivalenti di producibilità annua. Negli ultimi anni la fonte eolica si è di fatto avvicinata alla market parity. Per raggiungere l’obiettivo è necessaria una ulteriore riduzione del costo di sviluppo degli impianti che, da un lato, si può ottenere grazie ai produttori di aerogeneratori che, per competere in un mercato in forte contrazione sono costretti ad abbassare i prezzi e, dall’altro, potrebbe essere reso possibile dall’eventuale snellimento del processo autorizzativo (3-4 anni per sviluppare un parco eolico) e dei costi ad esso associati. Anche se una maggiore flessibilità e potenzialità di azione per i gestori di impianti potrebbe essere fornita dalle tecnologie di storage/accumulo che permetterebbero di ridurre il rischio di penali. Nel corso del 2013 si è registrato, di contro, un ulteriore incremento delle installazioni di mini eolico con nuovi impianti (potenza < 200 kW) che hanno portato la potenza totale installata a circa 35 MW. La potenza è concentrata soprattutto nelle Regioni del Sud con Puglia e Basilicata che da sole ospitano più di metà della potenza mini eolica italiana. L’accesso agli incentivi per questi impianti può avvenire attraverso l’iscrizione al Registro (potenza compresa tra i 60 kW e i 200 kW) o direttamente (potenza inferiore ai 60 kW). In entrambi i turni di assegnazione al Registro sono stati presentati numerosi impianti che rientrano in questa fascia del mini eolico e la potenza richiesta è stata molto superiore a quella disponibile. Complessivamente, a inizio 2014, risultavano assegnati incentivi per 49,6 MW ad impianti compresi tra 20 e 200 kWche saranno realizzati nel corso del 2014, un rallentamento della nuova potenza installata si avrà nel 2015 quando un minor numero di impianti incentivati verrà invece realizzato a causa dell’esito del 2° turno di assegnazione. Il settore mini eolico rappresenta già oggi una realtà importante che si prevede crescerà ancora in futuro. Alcune iniziative che potrebbero favorire lo sviluppo del settore sono: (i) migliore caratterizzazione anemologica del sito, così da evitare investimenti che poi non rispettino le aspettative; (ii) certificazione della curva di potenza del generatore e delle macchine (anche in relazione alla classe di vento), per garantire che sul mercato operino solo gli operatori che hanno dei prodotti qualitativamente «accettabili»; (iii) gestione della naturale overcapacity in relazione ai limiti imposti di potenza nominale, per evitare che l’eventuale energia elettrica «extra» venga dispersa per limiti normativi. Le Biomasse Il mercato delle bioenergie lo scorso anno ha mostrato di muoversi a velocità diverse: crescita positiva per biogas agricolo e biomasse agroforestali; sostanziale crescita “zero” per gli impianti per la valorizzazione energetica dei rifiuti o della produzione di energia da oli vegetali. Le biomasse agroforestali hanno fatto registrare numerose nuove installazioni soprattutto grazie agli impianti di piccole dimensioni (taglia < 2 MW) e alcuni interventi di rifacimento su grandi impianti e il biogas agricolo, nonostante un rallentamento delle installazioni dopo il record raggiunto negli anni scorsi, rimane in crescita soprattutto grazie alle soluzioni di piccola taglia. Il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche che ha introdotto i cambiamenti di cui si è già detto, classifica le biomasse in più gruppi a seconda della loro tipologia, ma essenzialmente distingue tra biomasse che provengono dal mondo dei «rifiuti»e biomasse derivanti dalla produzione «agricola-forestale». Analizzando entrambi i turni delle Aste introdotte col DM 6 Luglio 2012 è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri (impianti di medio-piccole dimensioni) e uno scarso interesse sia per quanto riguarda i Rifacimenti (una sola richiesta pervenuta), che, più in generale, per gli impianti alimentati a RSU. Il DM del 6 Luglio 2012 prevede che nei prossimi mesi, prima della completa scadenza dei contingenti messi a disposizione, venga emanato un nuovo Decreto che stabilisca gli incentivi per gli anni successivi al 2015. Per il 2014–2105 lo sviluppo sarà determinato dai contingenti che restano a disposizione e dal limite di spesa totale per incentivi misurato dai contatori GSE. Per quanto riguarda lo sfruttamento delle biomasse agroforestali, per ragioni tecnologiche e di efficienze di conversione energetiche ottenibili, gli impianti che maggiormente si sono diffusi sono essenzialmente di due tipi: (i) i piccoli impianti con potenza di circa 1 MW elettrico che principalmente sfruttano la tecnologia ORC (OrganicRankineCycle) e che bene si adattano a contesti locali dove è possibile valorizzare la biomassa presente in loco; (ii) i grandi impianti con potenze maggiori di 8 MWelettrici principalmente destinati alla produzione elettrica su grande scala. I piccoli impianti a biomasse agroforestali sono di più recente diffusione e possono essere convenienti (IRR superiori al 6%) se, da un lato,grazie anche alla filiera cortasono in grado di ottenere prezzi di acquisto della biomassa tra i 45 e i 55 €/ton e, dall’altro, sono in grado di vendere tutta l’energia prodotta non solo elettrica, ma anche termica. Il mercato del biogas agricolo per la produzione elettrica è cambiato notevolmente a seguito dell’introduzione del Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012. La taglia media degli impianti di recente sviluppo si è più che dimezzata rispetto all’impianto standard da 999 kW realizzato fino al 2012. La filiera si è consolidata negli ultimi anni con gli operatori che ora stanno riorganizzando la loro offerta di prodotti per seguire i nuovi sistemi di incentivazione. Alcuni operatori stranieri sono usciti dal mercato italiano per focalizzarsi su mercati esteri più redditizi. Il rallentamento del settore del biogas potrebbe essere, almeno in parte, compensato dall’affermarsi della filiera dell’upgrading del biogas a biometano. Le fasi di upgrading del biometano riguardano essenzialmente: la rimozione delle impurità dal biogas, la rimozione dell’anidride carbonica e il post trattamento del biometano ottenuto per finalizzare l’immissione in rete. In Italia, a fine 2013, non sono ancora presenti impianti di upgrading, ma in Europa già alcuni Paesi hanno scommesso su queste tecnologie. Complessivamente nel Mondo sono in funzione oltre 340 impianti di upgradinge i Paesi di riferimento sono la Germania e la Svezia. I costi di investimento relativi alle varie tecnologie disponibili non si differenziano molto, specialmente per impianti di grande taglia: dai 500 m³/h (equivalenti a 2 MW di potenza elettrica installata) di biometano prodotto, i costi delle tecnologie tendono a convergere. L’unica eccezione è rappresentata dalla tecnologia a membrane che, per le piccole e medie taglie, risulta essere più vantaggiosa rispetto alle altre a causa della sua maggiore scalabilità. Il 17 Dicembre del 2013 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo riguardante le modalità di incentivazione del biometano che prevede tre modalità di incentivazione a seconda che il biometano sia immesso in rete, usato per la cogenerazione o venduto come carburante per i trasporti. Il Decreto approvato lascia tuttavia alcune questioni ancora da definire con decreti attuativi successivi o con decisioni a livello comunitario-europeo. In particolare è necessario che: (i) sia data la definizione di FORSU (Frazione Organica Rifiuti Solidi Urban); (ii) si faccia chiarezza sul valore dei certificati di immissione in consumo di biocarburanti; (iii) si decida chi deve sostenere eventuali costi di immissione in rete del biometano prodotto (proprietario della rete vs proprietario dell’impianto). Il mercato italiano che si delineerà avrà caratteristiche fortemente determinate dalla normativa. Infatti sono stati privilegiati, da un lato, l’utilizzo di FORSU (che finora non era stato molto sfruttato dalla filiera del biogas per la produzione elettrica) e, dall’altro, la realizzazione di nuove stazioni per la vendita diretta del biometano. Diventa quindi fondamentale la gestione delle materie prime e la capacità di riuscire a distribuire il biometano prodotto. Sembrano quindi essere favorite le utilities e le ex municipalizzate che gestiscono la raccolta e il trattamento dei rifiuti (FORSU) e che, spesso, dispongono anche di un parco veicoli offrendo servizi di trasporto pubblico. L’Idroelettrico La potenza idroelettrica cumulata installata in Italia a fine 2013 è pari a 18,3 GW e negli ultimi 5 anni è cresciuta complessivamente del 4%, contando mediamente su circa 130 MW aggiuntivi ogni anno. Nello stesso periodo la taglia media del parco impianti italiano è passata tuttavia da 8,1 a 6 MW. Tale andamento è dovuto principalmente alla maggiore crescita del numero di impianti di potenza inferiore al MW (mediamente +9,7% annuo) rispetto a quelli di media e grande taglia (rispettivamente +3,6% e +0,5% annuo). A fine 2013 circa il 64% degli impianti installati era ascrivibile al segmento ≤ 1 MW(3% della potenza complessiva), il 26% era costituito da impianti tra 1 e 10 MW (che contavano per il 13% della potenza) e il 10% da grandi impianti > 1 MW (che costituivano l’83% della potenza installata). Circa il 60% della potenza cumulata è installata in tre Regioni (Lombardia, Trentino e Piemonte) soprattutto grazie ad una forte concentrazione di impianti al di sopra dei 10 MW, ascrivibili al grande idroelettrico che sfrutta i bacini alpini e la cui piena diffusione è iniziata già a partire dagli anni 50. Ad oggi, gli impianti esistenti possono beneficiare, a seconda del periodo di entrata in esercizio, del meccanismo dei Certificati Verdi (CV), delle Tariffe Onnicomprensive (TO) o del sistema del Ritiro Dedicato (RID) e dei Prezzi Minimi Garantiti (PMG). Il costo indicativo cumulato annuo totale per l’incentivazione all’idroelettrico tramite CV e TO rilevato a fine Gennaio 2014 è pari a circa 1 miliardo di Euro. Il regime di Ritiro Dedicato si pone quale alternativa al normale regime di vendita dell’energia elettrica. L’energia elettrica immessa in rete dal singolo impianto viene infatti interamente ritirata dal GSE, che assume il ruolo di controparte del produttore in questa specifica convenzione. Il prezzo di ritiro riconosciuto dal GSE sull’energia immessa in rete è definito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), è pari al Prezzo Zonale Orario della specifica zona di immissione, è corrisposto sulla base del profilo orario di immissione del singolo produttore. Al Ritiro Dedicato non possono avere accesso gli impianti che beneficiano delle tariffe onnicomprensive (TO). Il Prezzo Minimo Garantito (PMG) è una convenzione riservata ai soggetti che hanno accesso al Ritiro Dedicato (RID) che prevede un limite inferiore al prezzo di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica immessa annualmente in rete dai produttori, riconosciuto, e aggiornato annualmente dall’AEEG sul primo e secondo milione di kWh immessi (che quindi ragionevolmente ha un impatto soprattutto sugli impianti di taglia inferiore a 1 MW). Con la Delibera 618/2013/R/EFR, l’AEEG ha introdotto alcune modifiche al meccanismo del PMG in termini di valore del Prezzo Minimo Garantito riconosciuto e di volume complessivo di energia elettrica immessa sulla quale viene riconosciuto il PMG. La modifica introdotta dal DL 145/2013 «Destinazione Italia» pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 21 Febbraio 2014 riduce inoltre la soglia di accesso ai PMG da 1 MW a 500 kW per gli impianti idroelettrici incentivati. La revisione riguarda circa 1.000 impianti per oltre 330 MW. L’effetto retroattivo sugli impianti incentivati tramite CV risulta significativo soprattutto per le taglie più grandi (superiori ai 500 kW) obbligando i gestori a intervenire per l’ottimizzazione dei costi di gestione e manutenzione e per la valorizzazione dell’energia prodotta (ad esempio attraverso sistemi di forecasting). Il DM 6 Luglio 2012 che ha introdotto i meccanismi delle Aste e dei Registri, prevede un contingente annuo complessivo incentivabile pari a 420 MW per l’idroelettrico. I risultati dei primi due turni delle procedure di accesso all’incentivazione mostrano una forte concentrazione delle richieste sulle medie taglie a cui fanno riferimento i Registri e un sostanziale disinteresse per i grandi impianti. Il 3° turno di incentivazione costituirà l’ultimo turno di assegnazione del contingente, al quale verosimilmente avranno accesso i soli impianti che avevano presentato richiesta nelle precedenti tornate e che erano stati esclusi. Il 65% dei progetti incentivati (in MW) negli ultimi due anni è riconducibile alle Regioni del Nord (Trentino, Lombardia, Piemonte e Veneto). Il 9% della potenza incentivata è ascrivibile a due Regioni del Centro-Sud, Basilicata e Abruzzo, grazie ad una importante quota di impianti di piccole dimensioni. Quasi la totalità (oltre il 90%) dei progetti incentivati è ascrivibile a impianti mini-idroelettrici (p < 1 MW). In particolare, il segmento più rilevante è costituito da taglie medio piccole (tra 100 e 500 kW) che contano per il 64% dei progetti (35% della potenza) complessivamente incentivati. In base all’analisi del mercato e alle prospettive definite dai contingenti di potenza delle procedure di Asta e Registro, nel 2014 e nel 2015 il mercato dell’idroelettrico in Italia continuerà a crescere con un ritmo prossimo ai 70 MW/annui. Il mini-idroelettrico rappresenta il comparto più dinamico dell’idroelettrico in Italia grazie a: (i) il recente sviluppo di tecnologie in grado di sfruttare piccoli salti e portate molto ridotte per la produzione di energia elettrica preservando al contempo l’efficienza complessiva del sistema; (ii) un sistema incentivante che risulta premiante per le piccole taglie, rispetto alle grandi; (iii) un notevole potenziale ancora non sfruttato, al contrario di quanto si verifica per il «grande idroelettrico». Nel caso degli impianti mini idroelettrici si registra una elevata variabilità dei costi di investimento (CAPEX).Ragionando su valori aggregati, risulta tuttavia evidente un effetto scala in funzione della taglia dell’impianto, con una variabilità dei costi medi di investimento compresa tra i circa 6.200 €/kW delle taglie più piccole (< 100 kW) e i 3.800 €/kW degli impianti sopra i 500 kW. Confrontando le diverse tipologie di installazione si riscontrano differenze di costo che possono arrivare anche al 25% tra impianti «su condotta» e impianti ad acqua fluente «tradizionali» (costituiti cioè da bassi salti e portate generalmente più elevate). Il mercato degli impianti al di sotto del MW costituisce il principale settore di crescita dell’idroelettrico in Italia. La potenza cumulata complessiva è cresciuta del 40% tra il 2008 e il 2013vcon una media di nuove installazioni pari a circa 35 MW/anno. Per gli impianti mini idroelettrici è presente, oltre al sistema del Registro, un meccanismo di accesso diretto alle tariffe onnicomprensive che è riconosciuto per tutti gli impianti con potenza inferiore ai 50 kW e fino a 250 kW per impianti che presentano specifiche configurazioni impiantistiche. Il meccanismo di accesso diretto all’incentivazione rappresenta una importante facilitazione per i micro impianti che, potendo prescindere dal meccanismo del Registro, possono richiedere direttamente la qualifica IAFR e quindi ottenere l’accesso alla tariffa incentivante. Le ore di funzionamento annue rappresentano il parametro critico per la redditività dell’investimento. Gli impianti di taglia intermedia (rappresentati dalla taglia 400 kW) si mostrano come quelli in grado di assicurare il miglior rapporto tra costo di investimento e tariffa incentivante e dunque, in ultima analisi, il miglior profilo di rendimento. Un importante potenziale di sviluppo per il futuro del mini idroelettrico in Italia, è rappresentato dalle installazioni su canali irrigui o condotte di presa/scarico di acquedotti per diversi motivi: (i) l'elevato numero di ore annue di funzionamento (generalmente pari a 8.000); (ii) i minori costi di investimento data l’entità contenuta dei costi per le opere edili e idrauliche (in parte già esistenti); (iii) tempi e costi di autorizzazione più contenuti rispetto agli impianti «tradizionali»; (iv) un potenziale ancora sfruttabile estremamente significativo, al contrario di quanto invece si riscontra nel caso dei grandi bacini tradizionali, già ampiamente sfruttati. 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Indice dei contenuti:

Come funziona il mini idroelettrico
Turbine, protagoniste assolute del micro idroelettrico
Classificazione degli impianti idroelettrici
Tecnologie per il micro idroelettrico, dalla turbina Pelton alla Francis
Installare un impianto micro idroelettrico
Gli incentivi per il micro idroelettrico

Sfruttare il dislivello dei corsi d'acqua per alimentare turbine in grado di produrre energia: è questo il principio alla base dell'idroelettrico, una tecnologia magari poco sofisticata ma di certo assai efficace e molto "green" (anche quando le rinnovabili non esistevano ancora) che fin dall'inizio del secolo scorso ha accompagnato lo sviluppo del nostro Paese. Ad affiancare l'utilizzo di grandi strutture per la produzione di energia derivante dall'azione dell'acqua troviamo il micro idroelettrico, tecnologia che si appoggia all'azione di portate d'acqua più contenute e che comprende impianti di potenza inferiore ai 100 kW dotati di microturbine idroelettriche. Nella stessa categoria si può inserire l'ancora più ridotto pico idroelettrico, che comprende impianti di potenza inferiore a 5 kW, con utilizzi di salti di pochi metri d'acqua e con un minimo di 0,5 litri d'acqua al secondo. La peculiarità di questa tipologia di generatore idroelettrico è che soddisfa il fabbisogno elettrico di edifici privi di un collegamento alla rete e quindi rappresenta una soluzione interessante per le aree più isolate, e può essere utilizzato anche come impianto idroelettrico domestico. Il micro idroelettrico soddisfa generalmente le necessità di piccole comunità, fattorie, singole famiglie, o piccole imprese.

Come funziona il micro idroelettrico

Il funzionamento di un impianto micro idroelettrico non è troppo complicato. L'energia posseduta dalla corrente di un corso d'acqua aziona infatti una turbina idraulica in grado di trasformare l'energia potenziale o cinetica in energia meccanica, la quale consente di alimentare un alternatore che la trasforma in energia elettrica. Come funziona il micro idroelettrico

Per gli impianti di dimensioni molto ridotte (2-3kW), la turbina, che è il componente principale dell'impianto, può alloggiare direttamente nel corso d'acqua, mentre per gli impianti di dimensioni più grosse si utilizzano apposite opere civili che prelevano parte dell'acqua dalla corrente del corso, che viene poi restituita in un punto più a valle, dopo aver attraversato la turbina. Questo tipo di tecnologia comporta numerosi vantaggi per chi lo realizza. Anzitutto non prevede investimenti cospicui consentendo anche un veloce ritorno dall'investimento, inoltre gode dei benefici derivanti degli incentivi previsti per la produzione da fonti rinnovabili. Non solo: anche dal punto di vista ambientale la realizzazione di un impianto micro idroelettrico è da considerarsi piuttosto utile. Consente, generalmente, un miglioramento delle condizioni idrogeologiche del territorio e soprattutto produce energia senza inquinare.

Turbine, protagoniste assolute del micro idroelettrico

La turbina idraulica è il fulcro centrale di questa tipologia di impianto in grado di favorire il passaggio da energia potenziale in energia meccanica. Essa si compone di un organo fisso che svolge due funzioni: quella di distributore della regolazione della portata in arrivo e quella idraulica di trasformazione in energia cinetica. C'è poi l'organo mobile, il girante, che viene messo in movimento dall'acqua in uscita dal distributore e che ha la funzione di comunicare energia meccanica all'albero su cui è montata.

Classificazione degli impianti idroelettrici

Classificazione in base alle turbine

Diverse sono le classificazioni esistenti per le turbine. Una prima classificazione si può fare in base alle caratteristiche dinamiche. Turbine in azione, laddove la trasformazione da potenziale a cinetica avviene nel passaggio attraverso un ugello che provoca un restringimento rispetto al diametro della condotta forzata. Lungo tutto il percorso attraverso il girante, il fluido si trova a pressione atmosferica. Turbine a reazione, con l'energia dell'acqua in uscita dal distributore che diventain partecinetica e in parte a pressione. L'acqua ne esce con una velocità minore rispetto alle turbine ad azione, ma dotata di una pressione comunque non nulla. Le turbine a reazione lavorano completamente immerse in acqua e sono dotate nella loro parte terminale di un diffusore.

Classificazione in base al funzionamento

Un altro modo di classificare gli impianti idroelettrici si basa sul loro funzionamento in rapporto alla modalità di presa e accumulo delle acque. Impianti ad acqua fluente, che non godono di una capacità di regolazione. La portata è in funzione del regime idrologico del corso d'acqua. Impianti a deflusso regolato, che possono regolare le acque tramite un serbatoio di regolazione giornaliero, settimanale o mensile. L'entità della regolazione èconnessa alla capacità di accumulo del serbatoio. E' possibile fare un'ulteriore suddivisione in base a salto e portata disponibili.

Tecnologie per il micro idroelettrico

Le turbine maggiormente utilizzate nel micro idroelettrico sono principalmente le Pelton e le Banki o Cross-Flow, ideali per portate d'acqua limitate. Attualmente le tecnologie più utilizzate nelle applicazioni relative si riferiscono ai seguenti tipi di macchine.

Turbina Pelton

La turbina Pelton è una turbina ad azione, adatta ad impianti con salto fino a qualche centinaio di metri. Molto simile alle turbine utilizzate negli impianti di taglia maggiore, può essere ad asse orizzontale o verticale, dotata di un numero di getti fino a 6, e pale a doppio cucchiaio.

Depone a suo vantaggio il fatto che lavora a pressione atmosferica (non pone problemi di tenuta o di cavitazione);è di costruzione semplice e robusta, ingombro molto ridotto, ottimo rendimento; ha un numero di giri relativamente basso (adattabile dunque a salti d'acqua anche molto elevati).

Turbina a flusso radiale o incrociato (Banki)

È adatta per installazioni a basso e medio salto, da pochi metri in su, e portate da 20 a 1000 l/s circa, è utilizzata esclusivamente in impianti di piccola potenza. Attualmente i modelli più diffusi sono quelli detti Michell Banki. Si tratta di una macchina ad ingresso radiale dell'acqua, caratterizzata da una doppia azione del fluido sulle pale, regolazione della portata da 0 a 100% garantita da un particolare tegolo e trasmissione del moto al generatore affidata ad una cinghia dentata. Vantaggi e svantaggi delle turbine a flusso incrociato sono simili a quelli delle turbine Pelton, fatta eccezione per un minor rendimento. Hanno una maggiore facilità costruttiva ed adattabilità anche a salti inferiori rispetto alle Pelton.

Turbina Francis

La Francis è una turbina a reazione realizzabile per potenze con limite inferiore intorno ai 100 kW: per questo motivo denominata miniturbina. L'applicazione di turbine a reazione in piccoli impianti appare più problematico di quelle ad azione. Nonostante ciò nelle applicazioni a piccola scala vengono utilizzate turbine tipo Francis, adatte a medi salti (da una decina aqualche centinaio di metri). Sono molto simili alle turbine per impianti di taglia maggiore.

Installare un impianto micro idroelettrico

Se dopo questa prima parte più "didattica", a qualcuno è venuta voglia di installare un impianto micro idroelettrico nella casa in campagna o sui monti, sappia che deve tenere bene a mente che ci sono un paio di condizioni necessarie: deve verificare la presenza di un salto d'acqua sufficiente (con dislivelli anche di pochi metri) e il corso d'acqua deve avere una portata qualsiasi (anche solo 0,5 litri al secondo), purché abbastanza costante e non eccessivamente condizionata da stagionalità (secche estive). Avendo questo si può anche decidere quale macchina/tecnologia scegliere. Il salto e la portata sono i criteri principali per il dimensionamento dell'impianto, cioè per la scelta della potenza della turbina, che deve tenere conto anche dell'utilizzo che si intende fare dell'elettricità prodotta (autoconsumo o vendita alla rete). Come ogni centrale idroelettrica, la realizzazione di un piccolo idroelettrico richiede naturalmente un opportuno studio di fattibilità. Uno dei dati più rilevanti è la curva di durata del flusso d'acqua. La diminuzione dell'impatto ambientale dipende fortemente dall'equilibrio fra la costanza di flusso idrico e la produzione di energia totale. Un calcolo che aiuta a valutare la convenienza edizione è la curva FDC (Flow Duration Curve). La FDC è una curva di Pareto che confronta la portata quotidiana di un fiume rispetto alla frequenza. Le riduzione della quantità di acqua deviata dal flusso naturale del torrente può aiutare l'ecosistema fluviale, ma riduce l'EROEI complessiva del sistema piccolo idro. Il progettista del sistema piccolo idro e il curatore dell'ecologia del fiume e della qualità complessiva del luogo devono elaborare un progetto che mantenga sia la salute del fiume o torrente che l'economia dell'impianto.

Autorizzazioni per l'installazione

Dal punto di vista autorizzativo, uno dei requisiti principali è il possesso della "Concessione di derivazione di acque pubbliche superficiali per uso idroelettrico". Per le "piccole derivazioni" d'acqua, che identificano impianti con potenza nominale media inferiore ai 3 MW, l'ente incaricato del rilascio della Concessione è la Provincia. Il Dm 10 settembre 2010, in cui venivano tracciate le Linee guida nazionali, prevede una serie disemplificazioni autorizzative per la realizzazione di impianti idroelettrici di piccola taglia. Al di sotto dei 100 kW è possibile optare per la cosiddetta PAS (Procedura abilitativa semplificata). In linea di massima, le Province richiedono che nella domanda di Concessione siano contenuti tutti i principali dati relativi sia al corpo idrico interessato che al progetto previsto, presentati attraverso alcuni documenti tra cui:

relazioni idrauliche, geologiche e idrogeologiche;
elaborati grafici e relazioni tecniche del progetto preliminare;
garanzie finanziarie ed economiche per l'attuazione del progetto;
Valutazione di incidenza (nel caso di realizzazioni in zone SIC o ZPS);
richiesta di esclusione dalla procedura di VIA (solo se in possesso dei requisiti richiesti).

Costi, la stima ha numerose variabili

Non è facile fare una stima dei costi per un impianto micro idroelettrico poiché ci sono numerose variabili in gioco. In linea generale valgono le economie di scala: questo significa che i costi specifici (cioè per kW installato) dei micro impianti diminuiscono all'aumentare della taglia. La principale incognita è legata alle opere civili (canali di presa, opere di sbarramento, ecc.), che nella determinazione del costo complessivo spesso incidono per il 50%, ben più della parte meccanica ed elettrica. Altri elementi importanti sono la natura e la conformazione del terreno e del corso d'acqua e l'eventuale esistenza di sistemi idraulici (come ad esempio i vecchi mulini abbandonati), che possono essere riconvertiti in micro centrali a condizioni vantaggiose. Sicuramente tra i meno costosi sono da considerare gli impianti pico idroelettrici (quelli cioè non collegati a una rete elettrica), caratterizzati da elevata semplicità impiantistica e da turbine con potenze non superiori ai 5 kW, consentono spesso di risparmiare sulle opere civili necessarie negli impianti di taglia superiore e di avere così costi specifici molto convenienti. I tempi di ammortamento di un investimento economico nel micro idroelettrico sono nell'ordine dei 15-20 anni per impianti di potenza compresa tra i 10 e i 100 kW. Per impianti di taglia inferiore ai 10 kW, i tempi di ammortamento possono scendere anche sotto i 10 anni. Ma queste stime dipendono comunque da una lunga vita utile e da un elevato fattore di utilizzo.

Gli incentivi per il micro idroelettrico

Il micro idroelettrico, come tutti gli altri impianti da fonte rinnovabile di piccola taglia, è soggetto ad una distinzione in base alla soglia di potenza dei 20 kW. La legge 133/99 (art. 10, comma 7-8) infatti ha decretato l'assenza di imposizione fiscale per i microimpianti al di sotto dei 20 kW. Nell'individuazione delle forme di incentivazione di un impianto micro idroelettrico occorre quindi fare riferimento a due diversi regimi, cui tra l'altro corrispondono differenti finalità e benefici. Gli impianti di potenza nominale inferiore a 20 kW, essendo destinati al solo autoconsumo, non hanno diritto alla vendita dell'energia prodotta. Per gli impianti micro idroelettrico di potenza nominale superiore a 20 kW fino a 100 kW si presuppone che siano invece in grado di auto-consumare l'energia prodotta, tutta o in parte, ma anche di venderne le eccedenze. Secondo quanto previsto dal Dm 6 luglio 2012, l'elettricità prodotta da impianti idroelettrici fino a 1 MW, entrati in esercizio in data successiva al 1° gennaio 2013, ha diritto a beneficiare del meccanismo incentivante della Tariffa onnicomprensiva o in alternativa al servizio di Scambio sul posto (fino a una potenza massima di 200 kW). Hanno diritto alla Tariffa onnicomprensiva i micro e mini impianti idroelettrici di potenza non superiore a 1 MW. La Tariffa onnicomprensiva consiste nel riconoscimento di 0,257 € per ogni KWh di elettricità netta prodotto e immesso nella rete elettrica da impianti inferiori a 20 kW e 0,219 € da impianti tra 20 e 500 kW. L'incentivo viene corrisposto per un periodo di 20 anni. I micro impianti idroelettrici fino a 200 kW di potenza possono, in alternativa alla Tariffa onnicomprensiva, richiedere il servizio di Scambio sul posto. Si tratta di un meccanismo previsto per legge, regolato dall'Autorità per l'energia e attuato dal GSE, che consente di compensare la partita di energia elettrica immessa in rete in una certa ora con quella prelevata dalla rete in un'ora diversa. [post_title] => Micro idroelettrico: sfruttare il dislivello dell'acqua per alimentare turbine [post_excerpt] => [post_status] => publish [comment_status] => open [ping_status] => open [post_password] => [post_name] => microidroelettrico-istruzioni-per-luso [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2020-10-20 17:33:49 [post_modified_gmt] => 2020-10-20 15:33:49 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/approfondimenti/microidroelettrico-istruzioni-per-luso/ [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [5] => WP_Post Object ( [ID] => 60659 [post_author] => 6 [post_date] => 2009-06-23 00:00:00 [post_date_gmt] => 2009-06-22 22:00:00 [post_content] => Mentre il nostro panorama si sta arricchendo di parchi eolici, di installazioni fotovoltaiche, di sistemi per l'utilizzo delle biomasse, di edifici sempre più ecosostenibili, nei laboratori e nelle strutture preposte all'innovazione stanno prendendo forma nuove soluzioni tecnologiche, destinate a migliorare l'efficienza nell'uso delle fonti primarie e le prestazioni degli impianti, due conquiste che si tradurranno in significative riduzioni dei costi. Con questo convegno ISES ITALIA ha voluto offrire una panoramica non esaustiva, ma sufficiente a delineare uno scenario credibile del mondo delle rinnovabili, di qui a non moltissimi anni. [post_title] => Il futuro è già cominciato: la panoramica di ISES Italia [post_excerpt] => [post_status] => publish [comment_status] => open [ping_status] => open [post_password] => [post_name] => il-futuro-e-gia-cominciato [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2022-01-11 17:36:59 [post_modified_gmt] => 2022-01-11 16:36:59 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/approfondimenti/il-futuro-e-gia-cominciato/ [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) ) [post_count] => 6 [current_post] => -1 [in_the_loop] => [post] => WP_Post Object ( [ID] => 134980 [post_author] => 7 [post_date] => 2023-01-24 03:00:46 [post_date_gmt] => 2023-01-24 02:00:46 [post_content] => Centrali idroelettriche e transizione energetica

Indice:

Le origini dell'energia idroelettrica
Come funzionano le centrali idroelettriche?
Quali sono i tre tipi di centrale idroelettrica?
Quali sono gli svantaggi delle centrali idroelettriche?
L'idroelettrico è una valida soluzione per la transizione ecologica?

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