Approfondimenti

Benvenuto nell'archivio degli approfondimenti presenti su Infobuildenergia.

Nell'archivio sono presenti 15 articoli.

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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici
 	Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
 	Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
 	Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico

Il Superbonus 110% potrebbe rilanciare alla grande il fotovoltaico residenziale. Il sistema di agevolazioni previste per fare riqualificazione ed efficienza energetica in edilizia prevede, come intervento “trainato”, la possibilità di installare un impianto solare sul tetto di casa.

Ma ne vale la pena? Sì, risponde Andrea Brumgnach, vicepresidente di Italia Solare. «In generale, si sta assistendo a una transizione da carichi termici a elettrici anche nel riscaldamento e nella climatizzazione. Avere la possibilità di generare energia elettrica con una fonte rinnovabile come il fotovoltaico è un aspetto di indubbio interesse. Se poi l’intervento fosse affiancato dall’installazione di una pompa di calore elettrica al posto di una caldaia a combustibile fossile e anche dall’eventuale posa di un’infrastruttura di ricarica per la mobilità elettrica, contare sul fotovoltaico, meglio se combinato con un sistema di accumulo, diventa essenziale per ridurre i propri consumi e anche per bilanciare i carichi. Questo perché con il fotovoltaico si può contare su una quota a parte dell’energia necessaria, ma con l’energy storage tale energia può essere accumulata e utilizzata quando necessaria».
Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici 
L’opportunità del Superbonus si rivela allettante per portare fotovoltaico e accumulo non solo nelle villette, ma anche nei condomini. «La recente risoluzione dell’Agenzia delle Entrate ha chiarito il punto sulla massima spesa ammissibile combinando impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, portando il limite da 48mila a 96mila euro. Per un condominio significa realizzare sul tetto un impianto solare di quasi 20 kW contando su sistemi di accumulo integrati, capace di soddisfare una quota cospicua di consumi elettrici».

Giusto per capire: per un edificio da 8 unità abitative, dotato di giardino, box sotterranei e ascensore (ovvero le tre principali voci di consumo di energia elettrica in un condominio), un impianto di questa taglia potrebbe soddisfare interamente i fabbisogni elettrici delle parti comuni del condominio. «Premesso che è una stima approssimativa del fabbisogno di un condominio di questa taglia – ogni edificio fa storia a sé – l’impianto assolverebbe al 100% dei consumi e, nel caso di installazione di pompe di calore in sostituzione a caldaie a fonti fossili, permetterebbe di coprire buona parte dell’elettricità necessaria per il funzionamento della nuova centrale termica».

Non solo: lo stesso Brumgnach sottolinea l’importanza di contare su un impianto combinato anche in ottica di un prossimo sviluppo delle comunità energetiche. «Un domani non molto lontano, qualora si abbia un surplus di produzione, si potrebbero porre le basi per la creazione di una comunità».

In ogni caso lo stesso vicepresidente di Italia Solare ricorda che, Superbonus a parte, per installare un impianto fotovoltaico ed eventualmente anche un sistema di accumulo si può fare affidamento sulle detrazioni fiscali rispettivamente pari al 65% e al 50% anch’esse passibili di cessione del credito o sconto in fattura.
Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
La trafila necessaria per realizzare un impianto fotovoltaico con storage, abbinato a uno degli interventi trainanti per il Superbonus, è complessa. «La procedura, articolata, si compone di alcuni passi fondamentali. Il primo è la verifica della conformità urbanistica, per chiarire se l’immobile in oggetto sia in regola. Parallelamente, va eseguita l’analisi energetica preliminare per comprendere se sia possibile il salto di due classi energetiche, condizione fondamentale per l’ottenimento del Superbonus. Più precisamente, occorre effettuare l’APE (Attestato di Prestazione Energetica) pre e simulare il post intervento».

A questo punto si può partire con l’espletamento di tutte le pratiche necessarie, «tenendo però conto che chi deve effettuare l’analisi di congruità dei costi verifichi sulla carta il rispetto dei preventivi del massimale delle tabelle regionali, la correttezza degli importi unitari delle varie tecnologie e dei tetti di spesa massimali». Per esempio, nel caso del fotovoltaico, si dovrà rispettare il tetto dei 2400 euro per kilowatt, il massimale dei 48mila euro e verificare che nella tabella regionale ci siano degli importi in linea con i preventivi di spesa ipotizzata.

«Successivamente si dà avvio al cronoprogramma dei lavori, comprensivo di lavori per interventi trainanti e trainati, al termine dei quali si dovrà procedere con le dichiarazioni di conformità e i collaudi laddove necessari, l’APE post intervento, la relazione relativa alla congruità dei costi e la predisposizione dei documenti necessari per il visto di conformità».

Tutto questo deve poi considerare le posizioni dei condomini in materia di sconto in fattura o di cessione del credito. «L’importante in ogni caso è evitare una ridondanza di documenti che comporterebbe problemi e ritardi di tempistiche: giusto per capire, oggi gli istituti di credito stanno sviluppando bozze di elenco documenti che vanno da 25 a 40».
Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
Un altro elemento non trascurabile sono i tempi di realizzazione: «mi auguro davvero che le tempistiche stringenti per concludere i lavori prima della fine del 2021, oggi termine per beneficiare del Superbonus, non portino a trascurare la sicurezza sul lavoro. Installare un impianto fotovoltaico sul tetto comporta determinate attenzioni, lavorando in quota, soprattutto se si parla di condomini a più piani. Resta un presupposto fondamentale la predisposizione del cantiere in totale sicurezza».

L’auspicio di Italia Solare, testimoniato anche dalle parole del proprio vicepresidente, è che si possano protrarre di 2/3 anni i tempi del meccanismo incentivante, «evitando potenziali strumentalizzazioni e puntando alla chiarezza anche a livello burocratico».

I tempi più lunghi permetterebbero di lavorare non solo in sicurezza, ma anche garantendo parametri qualitativi significativi. «Non stiamo parlando tanto dell’installazione di un impianto fotovoltaico e di accumulo, che richiedono tempi tutto sommato rapidi, quanto della posa a regola d’arte del cappotto termico, intervento capace di cambiare sensibilmente in meglio la capacità di efficienza energetica di un edificio».
Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico
Resta da considerare l’installazione di un sistema di accumulo. Il fotovoltaico è noto e visibile, lo storage è una soluzione tecnologica spesso poco conosciuta.



Quanto ingombro prevede? «La dimensione di un impianto di storage energetico, nel caso di abitazioni unifamiliari, è poco superiore a quelle di un inverter. Quindi, è alloggiabile senza grossi problemi di spazio, di solito nei pressi dell’inverter stesso. Nel caso di installazione condominiale si può procedere in due modi: o installare un’unica soluzione oppure una composita. Nel caso di una batteria da 30 kWh da installare accanto a un impianto fotovoltaico da circa 20 kW, se composta da 6 moduli da 5 kWh cadauno, ogni modulo misura approssimativamente 40 cm x 40 cm x 9 cm. Nel caso invece si optasse per un sistema più compatto, comprensivo di 2 o 3 moduli da 10 o 15 kWh l’uno, le dimensioni approssimative sono di 100 cm x 80 cm x 15 cm di altezza», conclude Brumgnach.
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                    [post_excerpt] => L’agevolazione del 110% potrebbe davvero spingere l’installazione di impianti fotovoltaici e di accumulo su villette e su condomini.
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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico ed energy storage: che leva rappresenta l’ecobonus 110%
 	Fotovoltaico ed energy storage: il fattore Covid-19 stimola la transizione energetica

L’autosufficienza energetica con fotovoltaico ed energy storage è più vicina, anche grazie al potenziale stimolo dell’ecobonus al 110%. Persino il fattore Covid-19 può dare una spinta alla transizione energetica verso fonti rinnovabili e soluzioni per lo stoccaggio energetico. È quanto emerge dalle opinioni di alcuni rappresentati di aziende protagoniste del settore solare e accumulo.
Fotovoltaico ed energy storage: che leva rappresenta l’ecobonus 110%
Sulle potenzialità positive dell’innalzamento delle detrazioni fiscali, che comprendono anche fotovoltaico ed energy storage è positivo il commento di Enrico Marin, amministratore unico di BayWa r.e. Solar Systems: «l’ecobonus al 110% può sicuramente fornire uno stimolo molto forte verso fotovoltaico e storage e potrà fare da volano per la ripresa del settore dopo la frenata imposta da Covid-19. Sempre, però, nell’ottica di interventi più completi di riqualificazione energetica dell’edificio, essendo gli “interventi trainanti”, ovvero isolamento termico e sostituzione dei sistemi di climatizzazione invernale tramite, ad esempio, pompe di calore, quelli indispensabili per l’accesso all’aliquota maggiorata».

Una misura così netta, aggiunge, «porta sicuramente il vantaggio di far prendere in considerazione l’installazione di un impianto fotovoltaico, con o senza accumulo, anche a utenti che, per diversi motivi, non avevano mai valutato la fattibilità della cosa in maniera realmente interessata. In determinate situazioni, questo Superbonus potrebbe quindi essere decisivo: penso, per esempio, alle parti comuni dei condomìni e al patrimonio edilizio “datato”, che ora hanno la possibilità concreta di migliorare le proprie prestazioni energetiche».

Giovanna Salemi, responsabile marketing e commerciale Sun ballast, è dell’avviso che «a seguito dell’ottimo lavoro svolto dal nostro governo, con la cessione del credito al 110% ci sarà sicuramente un aumento di domanda nel settore: sia per gli impianti fotovoltaici sia per gli storage. È sicuramente una manovra giusta per diversi motivi: coinvolge banche e istituti finanziari che dovranno attivarsi il prima possibile per non bloccare la filiera; permette di aumentare la classe energetica delle abitazioni, aumentando così l’energia pulita e la consapevolezza dei cittadini».

Sullo stimolo offerto dall’ecobonus al 110%, il Chief Technology officer di FuturaSun, Nicola Baggio, afferma che «può consentire una più facile realizzazione di impianti di qualità elevata, ovvero utilizzando moduli ad alta efficienza e ad alto valore estetico, per esempio con celle back-contact come le Zebra. Allo stesso tempo, il limite a 48mila euro e il divieto di accedere allo scambio sul posto, farà si che tutti gli impianti adottino l’uso di sistemi di accumulo e che la potenza complessiva dei moduli sia almeno di 6 kW».

La possibilità di installare anche una colonnina di ricarica per veicoli elettrici, contemplata nel Decreto Rilancio, può essere un’ulteriore leva? «In realtà dovrebbe far optare a chi ha case più signorili per impianti ancora più grandi da almeno 10 kW, così da ricaricare più agevolmente l’auto elettrica».

Secondo Giovanbattista Napolitano, Technical Support Coordinator Italy di Fimer, «sia per il puro fotovoltaico, che per il fotovoltaico con storage ritengo l’ecobonus 110% sia un importante e interessante stimolo. Va analizzata bene la forma di incentivazione nelle more del decreto ma di sicuro l’Ecobonus potrà dare una spinta al mercato fotovoltaico soprattutto per quanto riguarda il segmento residenziale. Magari potrà creare delle false aspettative in merito alla possibilità di fare tanti impianti pressochè gratuiti, ma senza ombra di dubbio porterà a uno slancio del mercato PV residenziale dei prossimi mesi».
Fotovoltaico ed energy storage: il fattore Covid-19 stimola la transizione energetica
La pandemia da coronavirus ha significato gravissime perdite di vite umane e causa di una crisi economica di cui è ancora difficile valutare l’entità. Ma ha portato anche molti a ragionare sulla necessità di ripensare le proprie abitudini e di come sia necessario guardare a una transizione energetica sempre più improntata a fonti rinnovabili e sostenibili.

«Sicuramente lo shock sistemico legato al Covid-19 non fa altro che accelerare la transizione verso un nuovo modello energetico dove le rinnovabili la faranno da padrone – afferma Nicola Baggio – Specie in un paese povero di risorse fossili come l’Italia che deve pensare a come rendersi più indipendente da scenari internazionali sempre più incerti e avversi, vedasi per esempio la situazione in Libia».

L’emergenza covid-19 «accompagnata all’esigenza di rimanere a casa ha di sicuro spostato maggiormente, rispetto al passato, l’attenzione verso i consumi soprattutto residenziali», rileva Giovanbattista Napolitano, ritenendo che in tal senso «l’interesse del consumatore medio verso autosufficienza e autoconsumo sia aumentato e che il lock down abbia portato a una maggiore sensibilizzazione nei confronti di tematiche energetiche green in generale. Di sicuro nei prossimi mesi il fotovoltaico in generale, ma anche quello con storage riscontrerà un maggiore interesse e maggior vigore rispetto al passato. Da questa emergenza con tutto quello che di negativo c’è stato, potremmo ripartire con nuove opportunità che forse prima non venivano neanche considerate».

L’emergenza Covid-19 «credo abbia stimolato negli utenti finali il desiderio di autosufficienza energetica a vari livelli», afferma Enrico Marin. «Innanzitutto, nelle varie settimane di permanenza forzata in casa, moltissime persone sono diventate più attente nei confronti del proprio “sistema casa”, in termini sia di valore e prestazioni dell’abitazione sia di consumi energetici. In particolare, essendo per forza di cose cresciuti i consumi in fascia diurna, sono aumentati anche i costi, ed è per questo che l’idea di diventare autonomi a livello energetico è ora più allettante per una gran parte della popolazione».

Ultimo, ma non per importanza, l’aspetto ambientale: «ci troviamo in un momento storico in cui l’attenzione all’ambiente è forse più forte che mai, e il Covid-19 ci ha dimostrato ancora una volta e in maniera molto netta quanto il nostro stile di vita possa impattare negativamente sull’ambiente. Abbiamo visto diversi esempi di come, finché la nostra vita iniziava a scorrere a ritmi più lenti, la natura abbia ripreso a vivere: questo ha sicuramente scosso le coscienze dei più sensibili a questo genere di tematiche».

L’interesse verso un nuovo modello di gestione energetica trova più di una conferma negli addetti ai lavori: «parlando con installatori, progettisti e distributori abbiamo notato un interesse generale di aumentare il desiderio di autosufficienza energetica e nonostante il periodo abbiamo continuato a ricevere numerose richieste», segnala Giovanna Salemi. «Ora che le attività sono riprese e con l’arrivo dei nuovi incentivi sono certa che aumenterà la domanda di cappotti, installazioni fotovoltaiche, soluzioni per l’accumulo energetico, colonnine nella propria abitazione».
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                    [post_excerpt] => L’ecobonus al 110% può stimolare lo sviluppo di fotovoltaico ed energy storage, ma anche spingere verso l’autosufficienza energetica. Ne parliamo con aziende protagoniste del settore solare e accumulo.
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                    [post_content] => Il 16 novembre Milano ospita la presentazione dell’Energy Storage Report realizzato dall’Energy & Strategy Group che approfondisce, con il consueto approccio analitico, il settore dei sistemi di accumulo e i diversi ambiti di applicazione.

Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione del 16 novembre al Politecnico di Milano (Campus Bovisa La Masa).



Lo Storage Energy Report si pone un obiettivo ambizioso: quello di fare chiarezza in un ambito, i sistemi di accumulo di energia appunto, ove spesso l’attenzione agli aspetti tecnologici o alla “moda” ha lasciato in secondo piano la valutazione economica dei ritorni e dei rendimenti. Un ambito dove estremamente differenti sono le possibilità di applicazione dei sistemi di accumulo, in ambito domestico, industriale e commerciale, nelle utilities ed al servizio delle infrastrutture di rete e dove il quadro normativo – come sempre nell’energia, ma anche qui con ridotta attenzione da parte dei “non addetti ai lavori” – gioca un ruolo fondamentale nel definire le reali potenzialità di mercato.
Le tecnologie per i sistemi di accumulo elettrico
Nel 2016 risultano installati a livello globale oltre 170 GW di capacità così suddivisi: 60 GW in Asia, 45 GW in Europa (con l’Italia nella lista delle top 10 countries a livello globale con circa 7 GW di installato totale), 21 GW negli USA e la restante quota di 44 GW distribuita nel Resto del Mondo. Tuttavia, di questi 170 GW, oltre il 95% è rappresentato da soluzioni tecnologiche di tipo meccanico, ed ancor più in particolare da pompaggi idroelettrici, con il resto delle soluzioni tecnologiche (chimiche, elettrochimiche, elettriche e termiche) a dividersi i circa 6 GW di capacità restante. Un tale squilibrio ha indubbiamente delle ragioni storiche, con i pompaggi idroelettrici che hanno rivestito soprattutto in passato un ruolo preponderante (per non dire unico, quando ancora le altre tecnologie erano ad un livello di sviluppo embrionale) nella realizzazione di sistemi di accumulo, avendo il vantaggio tra l’altro di poter raggiungere scale anche decisamente elevate.

E’ tuttavia indubbio che oggi – soprattutto in Europa e in larga parte dei Paesi occidentali – il ricorso al pompaggio idroelettrico sia molto più raro, per i costi ed i tempi di investimento e per le caratteristiche di impatto “ambientale” che a questi è associato.

Fra le soluzioni tecnologiche per i sistemi di accumulo quelle che invece sono soggette ad una dinamica di sviluppo in crescita sono gli storage elettrochimici, che sia a livello residenziale, con la diffusione a livello globale di “batterie” per usi domestici (che anche in Italia hanno visto nel corso dell’ultimo anno un numero di installazioni compreso tra le 2.000 e le 3.000 unità) e con il crescente volume di investimenti per “batterie” da impiegarsi per il controllo e la stabilizzazione delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione (non in Italia però e per le ragioni che si vedranno più avanti). I sistemi di accumulo elettrici (SMES e SuperCapacitori), da un lato, sono ancora ad un grado di sviluppo embrionale, mentre quelli chimici e termici, che pure vedono soluzioni disponibili commercialmente, hanno ambiti di applicazione più limitati, spesso connessi a determinate configurazioni produttive (come i campi solari termodinamici per i sali fusi).

Non è un caso quindi che oltre il 90% dei nuovi investimenti in sistemi di accumulo a livello globale siano dedicati alle soluzioni elettrochimiche che, per le loro caratteristiche di scalabilità, sono anche quelle maggiormente adatte al paradigma di generazione distribuita di energia, che sempre più va affermandosi nei Paesi avanzati.

Se si guarda nel dettaglio, rimandando ovviamente al Rapporto per ulteriori approfondimenti e per un quadro completo dei vantaggi e degli svantaggi delle alternative disponibili, le “batterie” elettrochimiche più performanti in termini di energia specifica (Wh/kg che è indicatore “principe” nel determinare le potenzialità di impiego di questi sistemi, giacché ne influenza decisamente la “portabilità”) sono quelle agli ioni di litio e al sodio-nichel (anche dette ad alta temperatura). 

Le batterie a ioni di litio in particolare appaiono quelle che si adattano meglio anche ad applicazioni di piccola e media taglia (sotto i 100 kW) grazie alla minore complessità di esercizio, mentre sulle taglie maggiori queste sono in competizione con le batterie sodio-nichel (considerando su queste taglie non più un problema il fatto che le batterie operino ad elevate temperature). Le batterie redox al vanadio sembrano destinate a pagare l’eccessiva complessità, mentre le batterie al piombo, nonostante siano le più diffuse, vedono decisamente appannati i loro vantaggi rispetto alle tecnologie concorrenti.

Se l’analisi condotta sino ad ora ha guardato alle prestazioni tecniche ed ai vantaggi e svantaggi di applicazione, è evidente come sia necessario analizzare anche il costo attuale e attesto delle alternative tecnologiche prese in esame.



Il quadro che ne esce – come riportato in figura – è piuttosto chiaro:

 	le batterie al piombo godono di un notevole vantaggio di costo (arrivando a livelli che sono circa ½ di quelli delle batterie agli ioni di litio), che deriva indubbiamente dalle economie di scala e di esperienza (nello sviluppo del processo produttivo) che le caratterizza;
 	le batterie redox al vanadio sono le più costose – anche per effetto della loro complessità - e quindi quelle oggi meno competitive sul mercato;
 	le batterie agli ioni di litio e al sodio-nichel hanno un posizionamento molto simile sul mercato e, pur rimanendo come visto su livelli di costo più elevati delle batterie al piombo, possono a buon ragione considerarsi le principali competitor sul mercato futuro degli accumuli.

Se si aggiunge la prospettiva di riduzione di costi nell’orizzonte dei prossimi 10 anni (sino quindi al 2025) appare con ancora maggior evidenza questo “testa a testa”. Le batterie al piombo, infatti, nonostante le attività di ottimizzazione del processo produttivo ancora in corso, sono previste riuscire a limare ulteriormente il costo di investimento sino ad un “massimo” del 5%. Le batterie redox al vanadio possono invece vantare – soprattutto per effetto della riduzione della complessità dell’architettura della batteria – riduzioni di costo attese anche nell’ordine del 20%. Le batterie sodio-nichel sono previste con una riduzione di costo che supera il 30%, ma per le batterie agli ioni di litio sono possibili modifiche del costo anche nell’ordine del 40%. La ”battaglia” quindi della generazione distribuita di energia pare doversi combattere tra le soluzioni a maggiore energia specifica.
Impieghi dei sistemi di accumulo
La tecnologia è solo una delle prospettive da cui guardare il tema dei sistemi di accumulo. Altrettanto importante è l’analisi degli impieghi di questi sistemi. Ai fini del presente Rapporto, si è deciso di introdurre una classificazione alternativa, che invece che guardare al tipo di comportamento “elettrico” richiesto al sistema di accumulo, si focalizza sull’attore principale del sistema per cui vengono impiegati i sistemi di accumulo. In particolare quindi si sono distinti:

 	gli impieghi denominati “servizi di rete”, dove i sistemi di accumulo sono utilizzati (dal gestore di rete o da altri soggetti ne perseguano i medesimi obiettivi) per garantire  il corretto  funzionamento della rete di trasmissione e distribuzione, sia in termini di qualità di erogazione del servizio che di sicurezza del sistema;
 	gli impieghi denominati «riserva di energia», dove i sistemi di accumulo sono utilizzati da produttori di energia (sia a livello residenziale, commerciale e industriale, con i cosiddetti prosumer, che a livello degli operatori “puri” sul mercato elettrico) al servizio di impianti non programmabili.

E’ guardando a questi due tipi di impieghi che si è sviluppato il testo del Rapporto.
I sistemi di accumulo come “riserva di energia”
E’ evidente come questa forma di impiego sia quella più nota e dibattuta proprio perché interessa da vicino il cossidetto prosumer, ovvero il soggetto che da utente elettrico è divenuto anche produttore di energia, sfruttando il paradigma della generazione distribuita.

Al fine di modellizzare gli impieghi in questo ambito, si è deciso nel Rapporto di considerare il caso di accoppiamento tra sistemi di accumulo e impianti di produzione di energia elettrica da fotovoltaico. In particolare si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW (che rappresenta ad oggi oltre il 60% del mercato residenziale e conta all’incirca 180.000 impianti), cui si decida di accoppiare un sistema di accumulo agli ioni di litio di 3 diverse capacità: 2, 4 e 6 kWh. Si sono infine considerate due opzioni: (i) l’impianto fotovoltaico da 3 kW sia già presente e quindi il sistema di accumulo sia aggiunto in logica di retrofit. E’ opportuno sottolineare come, in questo caso, il costo per il sistema di accumulo sia maggiore giacché è necessario sostituire anche l’inverter dell’impianto fotovoltaico per renderlo compatibile con le esigenze impiantistiche di collegamento con i sistemi di accumulo; (ii) l’impianto fotovoltaico ed il sistema di accumulo siano installati ex novoe congiuntamente.

Rimandando al testo del Rapporto per i dettagli delle analisi è qui possibile tuttavia riassumere i risultati come segue.

Nel caso delle batterie più piccole (2 kWh), con l’attuale struttura di costi (5.000 - 5.500 € per il retrofit e 3.500 – 4.000 € per gli impianti ex novo) la redditività dell’investimento sia sempre al di sotto della soglia di accettabilità. Per arrivare – in ogni caso applicativo – alla soglia del 4% sarebbe necessario raggiungere livelli di costo inferiori a 3.000 € / kWh, ossia circa il 33% in meno nel caso di impianti ex novoe oltre il 40% nel caso di retrofit.Questo secondo caso è ancora più complesso giacché richiede un investimento aggiuntivo nell’inverter, componente per il quale (a differenza di quanto avviene per i sistemi di accumulo) è assai difficile prevedere riduzioni significative di costo nei prossimi anni. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 1.500 €/kWh per scendere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni). Valore di costo che appare difficilmente raggiungibile.

La situazione per gli impianti da 4 kWh è decisamente migliore per quanto riguarda la redditività dell’investimento, che in quasi tutti i casi è almeno pari o superiore alla soglia del 4%. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 3.000 €/kWh per rimanere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni). Valore di costo che rappresenterebbe una riduzione rispetto all’attuale del 40% e 60% nei rispettivi scenari.

Rispetto al caso da 2 kWh il trade off tra il dimensionamento (e quindi l’incremento della quota di autoconsumo “contestuale”) ed il costo del sistema di accumulo pare essere qui risolto in maniera più efficace. Anzi proprio su questa taglia appare possibile costruire scenari di integrazione ancora più spinti ove sia massimizzato il consumo elettrico. Si dà infatti spazio nel Rapporto alla analisi di uno scenario denominato full electric in cui l’intero fabbisogno energetico dell’abitazione (incluso quello che ad oggi normalmente è soddisfatto col gas) è invece soddisfatto attraverso apparecchiature che utilizzano il vettore elettrico (come le cucine ad induzione e le pompe di calore). In questo caso i tempo di ritorno complessivi sono inferiori a 8 anni e con rendimenti “a due cifre” per quanto riguarda l’IRR, anche se è evidente che in questo caso ci si rivolga prettamente al mercato delle nuove abitazioni e sia necessario prevedere in fase di progettazione l’adozione di questo paradigma.

La situazione per gli impianti da 6 kWh presenta una situazione più polarizzata, con gli interventi di realizzazione ex novo che mostrano redditività sopra la soglia di accettabilità, e gli interventi in retrofit che invece sono caratterizzata da maggiori criticità. Se si guarda al PBT, però, sarebbe necessario anche qui arrivare a livelli di costo del 38% inferiori a quelli attuali (circa il 50% nel caso di retrofit) per permettere all’investimento di rientrare prima della vita utile della batteria.

Le riduzioni di costo di investimento necessarie per riportare la situazioni entro criteri di accettabilità dal punto di vista economico appaiono essere molto spesso estremamente significative anche a paragone delleprevisioni sullo sviluppo delle tecnologie. L’impiego dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” in ambito residenziale appare ancora lontano dalla piena sostenibilità economica. Soprattutto con riferimento agli interventi di retrofit, che potrebbero giovare della base installata già esistente, non pare – salvo che nel caso di dimensioni intermedie come il 4 kWh – vi possano essere rendimenti dell’investimento tali da giustificarne la diffusione di mercato

E’ dunque evidente che le strade per lo sviluppo del mercato in ambito residenziale non possono che essere due, e per certi versi quasi “antitetiche”:

 	una adozione che non si basi su criteri di economicità (peraltro cosa non rara quando il decisore è l’individuo o la famiglia) e quindi privilegi gli aspetti di innovazione tecnologica (sui quali ad esempio puntano alcuni degli operatori di punta del mercato) o di sostenibilità ambientale dell’investimento
 	una adozione che passi da un nuovo paradigma di consumo elettrico (estendendo addirittura la configurazione full electric vista qui con la necessità di ricarica di uno o più veicoli elettrici) che renda la produzione distribuita e l’utilizzo efficiente (temporalmente distribuito grazie ai sistemi di accumulo) dell’energia elettrica la “chiave” attorno alla quale vengono progettati i nuovi sistemi residenziali

Appare superfluo, eppure opportuno, sottolineare come la seconda strada – favorita anche dalla riforma tariffaria prima citata – sia quella più desiderabile, ma indubbiamente la più “stretta” , soggetta come è alla necessità di ripresa decisa degli investimenti nel mercato residenziale e di una maggiore e più diffusa consapevolezza delle potenzialità e delle caratteristiche dei sistemi di accumulo elettrici. E’ la prima strada tuttavia quella che caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta costruendo (forse correndo anche qualche rischio) la propria value proposition.

Per quanto riguarda lo sviluppo negli altri ambiti di impiego dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” e dei "sistemi di accumulo per i servizi di rete" vi rimandiamo all’intero Executive Summary dell’Energy Storage Report che trovate a fondo pagina.

Certo dal Rapporto emerge che le opportunità per l’impiego di sistemi di accumulo nel nostro Paese come fornitori di “servizi di rete” sono evidenti, non solo nel 2016 (dove le tensioni sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento hanno creato spesso condizioni di prezzo decisamente “fuori mercato”) ma anche nel 2015, che invece è il risultato di un percorso virtuoso di riduzione dei costi del MSD.

Se si aggiungono le attese riduzioni di costo di investimento per i sistemi di accumulo ed il fatto che il mercato del Dispacciamento sia in realtà molto più ampio del “solo” MSD (come anche dimostrato dai casi di altri Paesi riportati in questo Capitolo) ci si rende conto di come le possibilità siano già oggi più che concrete. Non è un caso che le zone con il potenziale maggiore siano quelle meridionali, dove maggiore è la presenza di impianti rinnovabili non programmabili e dove storicamente più critica è la condizione della domanda e della offerta di energia.

E’ possibile pensare ad un nuovo paradigma di gestione delle rete nazionale che tenga in considerazione i sistemi di accumulo come strumento chiave, soprattutto in congiunzione con il contributo delle rinnovabili non programmabili? E’ possibile vedere nei sistemi di accumulo delle alternative – da valutare economicamente e nell’impatto complessivo – ad investimenti infrastrutturali nella rete? La risposta che i dati lasciano supporre è ovviamente positiva.
Il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo
Usando la medesima distinzione tra impieghi vista sino ad ora, è stato poi possibile stimare il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo da qui al 2025.

Innanzittutto si è stimato il potenziale di mercato dei sistemi di accumulo come riserva di energia come costituito da 3 componenti chiave:

 	le nuove realizzazioni residenziali, in particolare quelle sviluppate secondo il paradigma full electric, ossia l’accoppiamento di sistemi di produzione localizzati (fotovoltaico), sistemi di accumulo ed utenze esclusivamente elettriche per soddisfare i fabbisogni energetici della famiglia (inclusa l’eventuale mobilità);
 	le realizzazioni residenziali in retrofit su impianti esistenti, dove l’impiego dei sistemi di accumulo è in accoppiamento ad impianti di produzione di energia localizzati esistenti ed è quindi richiesto l’adeguamento dell’impianto con la sostituzione dell’inverter;
 	le realizzazioni non residenziali, per prosumer commerciali o industriali o nei casi di impianti stand alone di produzione di energia da fonti rinnovabili non programmabili.

La tabella riposta le ipotesi di propensione all’adozione per ciascuna delle componenti sopra identificate.
 
Come conseguenza diretta di quanto visto sopra, il mercato potenziale dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” da qui al 2025 può essere stimato in 150 milioni di €, di cui il 50% relativo ai sistemi ex novo (con oltre 25.000 realizzazioni) ed il restante 50% al retrofit (pari a circa 21.000 realizzazioni). Il valore è dunque interessante anche se complessivamente si raggiunge solo tra il 15%-20% del totale della base installata al 2025 di impianti residenziali di produzione di energia localizzati (fotovoltaici) e non si prevede alcuna penetrazione del mercato non residenziale.

Non pare invece esserci un mercato di una qualche significatività nel caso delle utenze non residenziali. Infatti, in questi casi come discusso in precedenza, da un lato, la progettazione dell’impianto di produzione di energia è stata nella maggior parte di casi pensata per massimizzare ex ante il consumo di energia contestuale e, dall’altro lato, negli impianti stand alone è invece troppo poco rilevante economicamente il beneficio dall’effetto di time shift o di continuità della produzione che potrebbe essere garantito dai sistemi di accumulo.

Per quanto riguarda invece il potenziale dei sistemi di accumulo per i “servizi di rete” si è ritenuto opportuno considerare i valori di prezzo sul MSD registrati nel 2015 (e non considerando quindi l’effetto distorsivo rispetto al trend del 2016) e riportare due scenari:

 	uno scenario conservativo, dove l’ingresso (ed il conseguente dimensionamento) del “Batterista Puro” avvenga solo per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 275 €/MWh
 	uno senario espansivo, dove l’ingresso (ed il conseguente dimensionamento) del “Batterista Puro” avvenga per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 175 €/MWh, ossia in modo molto più organico al funzionamento del mercato

Il mercato potenziale dei sistemi di accumulo nei “servizi di rete” da qui al 2025 può essere stimato in circa 90 milioni di € nello scenario conservativo e sino a 420 milioni di € nello scenario espansivo, che ha peraltro maggiori possibilità di accadimento. Complessivamente quindi si tratta di un mercato potenziale grande sino a quasi 3 volte quello degli impieghi come “riserva di energia”.

Se si considera che questo mercato di fatto oggi non esiste, giacchè i sistemi di accumulo non sono ammessi ad operarvi, e che la stima fatta è conservativa in quando considera solo un parte del mercato del Dispacciamento (in particolare il MSD “a salire”), ci si rende conto della rilevanza delle decisioni assunte o da assumere in merito.

Se è poi vero che l’aumento della competizione (come al contrario ha dimostrato l’andamento nel mercato del 2016) porta a ridurre il costo del Dispacciamento è ragionevole assumere un effetto “a cascata” dell’ingresso dei sistemi di accumulo. Se si ipotizza che i sistemi di accumulo entrati sul MSD permettano almeno di tagliare i picchi di prezzo dell’energia transata “a salire”, i benefici per il Sistema Paese (rappresentato in questo caso da Terna che si accolla gli oneri del Dispacciamento)  potrebbero essere quantificabili in 321 milioni di €. Un valore che da solo sarebbe equivalso al 29% del MSD 2015 e che corrisponderebbe (essendo però un risparmio annuale) all’installazione di 230 MW di sistemi di accumulo.

Il mercato dei sistemi di accumulo nel nostro Paese è di fronte ad un bivio:

 	restare un mercato tutto sommato di nicchia, rivolto quasi esclusivamente ai clienti residenziali e con una spinta fondamentale che non è quella economica, ma la “moda” o l’attenzione all’ambiente da parte del cliente finale
 	divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia (come peraltro già accade in altri Paesi europei), ampliando i propri confini al mondo delle imprese e permettendo la nascita di operatori specializzati che possano sfruttare i sistemi di accumulo per partecipare attivamente al mercato. In questo secondo caso – come visto nel Capitolo 4 – anche per gli impianti rinnovabili utility scale l’adozione di sistemi di accumulo troverebbe dei razionali economici convincenti, con numeri quindi anche maggiori di quelli qui riportati nello scenario espansivo

Gli operatori specialistici dei sistemi di accumulo, il sistema imprenditoriale dell’energia e soprattutto il regolatore hanno l’arduo compito oggi di decidere quale strada intraprendere.

Scarica l'Executive Summary dell'Energy Storage Report

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                    [post_content] => Il Renewable Energy Report è il primo dei rapporti dell’Energy & Strategy Group a mettere sotto un unico “cappello” tutte le fonti rinnovabili (fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico) che vengono utilizzate nel nostro Paese per la produzione di energia elettrica.

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
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Come è possibile osservare dal grafico, la crescita della potenza installata ha raggiunto un valore di circa 45 GW in tutto il mondo e questo è stato possibile grazie al consolidamento del mercato statunitense, in linea con i valori del 2013, e la continua crescita di quello asiatico. I principali paesi installatori nel 2014 sono stati la Cina, leader di mercato con oltre 12,9 GW di potenza nel solo 2014, seguita dal Giappone con quasi 7 GW e dagli Stati Uniti con 4,5 GW.
La Top Five dei paesi installatori viene completata dalla Germania con circa 3,3 GW e dall’India con 2,7 GW installati.

Quello che emerge rispetto agli scorsi anni è il passaggio dell’Europa da continente leader, guidata dalla Germania e dall’Italia in primis, ad un ruolo di secondo piano dove, nel 2014, le installazioni sono pesate poco più del 20% del volume complessivo (significativamente inferiore rispetto al 40% registrato nel 2013).
La causa di questa contrazione è legata al raggiungimento della maturità del mercato europeo e la riduzione delle tariffe incentivanti in molti paesi, portando alla drastica riduzione delle installazioni in paesi come, ad esempio, la Francia (passata da 1 GW nel 2013 a circa 600 MW nel 2014) e la Spagna (con poche decine di MW nell’ultimo anno). Uno dei mercati europei in grado di crescere significativamente nel 2014 è stato quello della Gran Bretagna, segnando un incremento delle installazioni del 15% rispetto all’anno precedente.

Mentre nel breve periodo i paesi target saranno Stati Uniti, Cina, India e Giappone (che da soli hanno pesato per il 60% circa del mercato), secondo gli operatori a medio termine giocheranno un ruolo di prim’ordine i paesi in via di sviluppo come la Turchia, il Brasile, il Sud Africa e il Cile. Su quest’ultimo c’è una grande aspettativa perché il fotovoltaico ha già raggiunto la gridparity e ci si attende già quest’anno, il superamentodi 1 GW di potenza installata.

Per quanto riguarda l’Italia, il mercato ha vissuto una battuta d’arresto delle nuove installazioni, passando da oltre 1 GW nel 2013 a circa 385 MW nel 2014^[1], ben al di sotto delle stime di inizio 2014. Questa contrazione del mercato è dovuta principalmente a tre cause: in primo luogo, è stato il primo anno in cui non è stato possibile accedere al Conto Energia per l’incentivazione di nuovi impianti; in secondo luogo, la definizione dello Spalma Incentivi, con la conseguente revisione della tariffa e della durata dell’incentivo, ha generato una percezione di instabilità normativa che ha scoraggiato gli investimenti nel settore; infine la delibera sui SEU, arrivata solo ad agosto 2014 e di fatto ha congelato fino a quel momento la possibilità di implementare queste soluzioni.

Analizzando la ripartizione della potenza installata in Italia, è possibile osservare come la fascia fino ai 20 kW ha coperto il 59% circa del mercato (valore inferiore solo al 66% registrato nel 2006) mentre gli impianti compresi tra i 20 ed i 200 kW hanno assorbito il 25% delle installazioni complessive. La restante quota invece può essere suddivisa tra gli impianti fino a 1 MW (pari al 12%) e gli impianti superiori al MW (per il 4%). Questa forte spinta del settore residenziale è stata dovuta alla possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50%, soluzione utilizzata praticamente dalla totalità degli impianti fino ai 20 kW. Per i grandi impianti invece, a causa dell’impossibilità di accedere al C.E., si è potuto assistere ad un crollo delle installazioni complessive passando in un solo anno dai circa 200 MW del 2013 ai circa 15 nel 2014.

Per quanto riguarda il 2015, il mercato potrà contare principalmente su tre fattori:

 	La solidità del settore residenziale, dal quale è lecito attendersi un mantenimento dei circa 200 MW installati nel 2014 grazie alla conferma della detrazione IRPEF al 50% per tutto il 2015;
 	Lo sviluppo dei SEU: grazie alle delibere 426/2014/R/eel, riguardante la definizione finale degli stessi, e la 609/2014/R/eel, volta a stabilire le regole sull’applicazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sull’energia consumata, è ora possibile investire in queste soluzioni con regole definite, consentendo così alle imprese di studiare correttamente i business plan per la realizzazione degli stessi;
 	La definizione dei sistemi di storage: grazie alla delibera 574/2014/R/eel vengono chiarite le modalità di integrazione dei sistemi di accumulo dell’energia con gli impianti di generazione e viene definita la possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50% per tutto il 2015 per questi sistemi.

Grazie a questi tre fattori, è possibile attendersi per il 2015 un volume di installazioni compreso tra i 400 ed i 500 MW, dove il segmento residenziale rappresenterà circa il 50% della potenza complessivamente installata, mentre la restante parte interesserà principalmente gli impianti con taglia inferiore ad 1 MW grazie al consolidamento dei SEU. Per lo storage, ci si attende una crescita del mercato a partire dalla seconda metà del 2015 grazie alla continua contrazione dei prezzi delle batterie che renderanno sempre più interessanti questi dispositivi.

Il settore dove c’è grande attesa in Italia per il 2015 è quello del revamping. Grazie al considerevole parco installato nel nostro paese, sta diventando sempre più critico poter intervenire sugli impianti fotovoltaici esistenti per mantenere elevate le performance operative e, conseguentemente, quelle economico-finanziarie. Gli interventi che possono essere implementati sono principalmente di due tipologie: correttivi, per risolvere criticità legate ad errori di progettazione, di costruzione o malfunzionamenti dei componenti dell’impianto; migliorativi, per allineare le performance effettive con quelle teoricamente ottenibili dal sistema. Gli interventi migliorativi maggiormente implementati riguardano: l’introduzione dei sistemi di raffreddamento, così da evitare l’innalzamento delle temperature d’esercizio dei moduli; l’utilizzo di sistemi di ottimizzazione per eliminare le perdite di mismatch; lo sviluppo dei sistemi di monitoraggio e controllo per il miglioramento complessivo dell’impianto. Gli interventi correttivi sono costituiti principalmente dalla sostituzione di inverter, cavi, quadri di campo e sistemi di isolamento con l’obbiettivo di aumentare l’efficienza dei componenti ausiliari dell’impianto e limitarne il deterioramento nel tempo, con miglioramenti prestazionali dal 5 al 10%. Ad oggi, i benefici ottenibili da entrambe le tipologie di interventi sono nell’ordine del 5 – 20% e gli interventi di revamping maggiormente sviluppati sono di natura correttiva e sono la sostituzione o l’aggiornamento dell’inverter, dovuto anche ad adeguamenti normativi, e la sostituzione della componentistica elettronica, così da ridurre l’incidenza sulle prestazioni dei componenti del sistema.


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[1] Valore della potenza allacciata alla rete stimata dal sistema Gaudì Terna



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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici
 	Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
 	Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
 	Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico

Il Superbonus 110% potrebbe rilanciare alla grande il fotovoltaico residenziale. Il sistema di agevolazioni previste per fare riqualificazione ed efficienza energetica in edilizia prevede, come intervento “trainato”, la possibilità di installare un impianto solare sul tetto di casa.

Ma ne vale la pena? Sì, risponde Andrea Brumgnach, vicepresidente di Italia Solare. «In generale, si sta assistendo a una transizione da carichi termici a elettrici anche nel riscaldamento e nella climatizzazione. Avere la possibilità di generare energia elettrica con una fonte rinnovabile come il fotovoltaico è un aspetto di indubbio interesse. Se poi l’intervento fosse affiancato dall’installazione di una pompa di calore elettrica al posto di una caldaia a combustibile fossile e anche dall’eventuale posa di un’infrastruttura di ricarica per la mobilità elettrica, contare sul fotovoltaico, meglio se combinato con un sistema di accumulo, diventa essenziale per ridurre i propri consumi e anche per bilanciare i carichi. Questo perché con il fotovoltaico si può contare su una quota a parte dell’energia necessaria, ma con l’energy storage tale energia può essere accumulata e utilizzata quando necessaria».
Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici 
L’opportunità del Superbonus si rivela allettante per portare fotovoltaico e accumulo non solo nelle villette, ma anche nei condomini. «La recente risoluzione dell’Agenzia delle Entrate ha chiarito il punto sulla massima spesa ammissibile combinando impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, portando il limite da 48mila a 96mila euro. Per un condominio significa realizzare sul tetto un impianto solare di quasi 20 kW contando su sistemi di accumulo integrati, capace di soddisfare una quota cospicua di consumi elettrici».

Giusto per capire: per un edificio da 8 unità abitative, dotato di giardino, box sotterranei e ascensore (ovvero le tre principali voci di consumo di energia elettrica in un condominio), un impianto di questa taglia potrebbe soddisfare interamente i fabbisogni elettrici delle parti comuni del condominio. «Premesso che è una stima approssimativa del fabbisogno di un condominio di questa taglia – ogni edificio fa storia a sé – l’impianto assolverebbe al 100% dei consumi e, nel caso di installazione di pompe di calore in sostituzione a caldaie a fonti fossili, permetterebbe di coprire buona parte dell’elettricità necessaria per il funzionamento della nuova centrale termica».

Non solo: lo stesso Brumgnach sottolinea l’importanza di contare su un impianto combinato anche in ottica di un prossimo sviluppo delle comunità energetiche. «Un domani non molto lontano, qualora si abbia un surplus di produzione, si potrebbero porre le basi per la creazione di una comunità».

In ogni caso lo stesso vicepresidente di Italia Solare ricorda che, Superbonus a parte, per installare un impianto fotovoltaico ed eventualmente anche un sistema di accumulo si può fare affidamento sulle detrazioni fiscali rispettivamente pari al 65% e al 50% anch’esse passibili di cessione del credito o sconto in fattura.
Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
La trafila necessaria per realizzare un impianto fotovoltaico con storage, abbinato a uno degli interventi trainanti per il Superbonus, è complessa. «La procedura, articolata, si compone di alcuni passi fondamentali. Il primo è la verifica della conformità urbanistica, per chiarire se l’immobile in oggetto sia in regola. Parallelamente, va eseguita l’analisi energetica preliminare per comprendere se sia possibile il salto di due classi energetiche, condizione fondamentale per l’ottenimento del Superbonus. Più precisamente, occorre effettuare l’APE (Attestato di Prestazione Energetica) pre e simulare il post intervento».

A questo punto si può partire con l’espletamento di tutte le pratiche necessarie, «tenendo però conto che chi deve effettuare l’analisi di congruità dei costi verifichi sulla carta il rispetto dei preventivi del massimale delle tabelle regionali, la correttezza degli importi unitari delle varie tecnologie e dei tetti di spesa massimali». Per esempio, nel caso del fotovoltaico, si dovrà rispettare il tetto dei 2400 euro per kilowatt, il massimale dei 48mila euro e verificare che nella tabella regionale ci siano degli importi in linea con i preventivi di spesa ipotizzata.

«Successivamente si dà avvio al cronoprogramma dei lavori, comprensivo di lavori per interventi trainanti e trainati, al termine dei quali si dovrà procedere con le dichiarazioni di conformità e i collaudi laddove necessari, l’APE post intervento, la relazione relativa alla congruità dei costi e la predisposizione dei documenti necessari per il visto di conformità».

Tutto questo deve poi considerare le posizioni dei condomini in materia di sconto in fattura o di cessione del credito. «L’importante in ogni caso è evitare una ridondanza di documenti che comporterebbe problemi e ritardi di tempistiche: giusto per capire, oggi gli istituti di credito stanno sviluppando bozze di elenco documenti che vanno da 25 a 40».
Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
Un altro elemento non trascurabile sono i tempi di realizzazione: «mi auguro davvero che le tempistiche stringenti per concludere i lavori prima della fine del 2021, oggi termine per beneficiare del Superbonus, non portino a trascurare la sicurezza sul lavoro. Installare un impianto fotovoltaico sul tetto comporta determinate attenzioni, lavorando in quota, soprattutto se si parla di condomini a più piani. Resta un presupposto fondamentale la predisposizione del cantiere in totale sicurezza».

L’auspicio di Italia Solare, testimoniato anche dalle parole del proprio vicepresidente, è che si possano protrarre di 2/3 anni i tempi del meccanismo incentivante, «evitando potenziali strumentalizzazioni e puntando alla chiarezza anche a livello burocratico».

I tempi più lunghi permetterebbero di lavorare non solo in sicurezza, ma anche garantendo parametri qualitativi significativi. «Non stiamo parlando tanto dell’installazione di un impianto fotovoltaico e di accumulo, che richiedono tempi tutto sommato rapidi, quanto della posa a regola d’arte del cappotto termico, intervento capace di cambiare sensibilmente in meglio la capacità di efficienza energetica di un edificio».
Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico
Resta da considerare l’installazione di un sistema di accumulo. Il fotovoltaico è noto e visibile, lo storage è una soluzione tecnologica spesso poco conosciuta.



Quanto ingombro prevede? «La dimensione di un impianto di storage energetico, nel caso di abitazioni unifamiliari, è poco superiore a quelle di un inverter. Quindi, è alloggiabile senza grossi problemi di spazio, di solito nei pressi dell’inverter stesso. Nel caso di installazione condominiale si può procedere in due modi: o installare un’unica soluzione oppure una composita. Nel caso di una batteria da 30 kWh da installare accanto a un impianto fotovoltaico da circa 20 kW, se composta da 6 moduli da 5 kWh cadauno, ogni modulo misura approssimativamente 40 cm x 40 cm x 9 cm. Nel caso invece si optasse per un sistema più compatto, comprensivo di 2 o 3 moduli da 10 o 15 kWh l’uno, le dimensioni approssimative sono di 100 cm x 80 cm x 15 cm di altezza», conclude Brumgnach.
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                    [post_content] => Il mercato del solare fotovoltaico ha registrato nel 2014 un aumento del volume delle installazioni globali superiori del 21% rispetto al 2013, con l’Asia ed il Nord America a trainare l’intero settore.



Come è possibile osservare dal grafico, la crescita della potenza installata ha raggiunto un valore di circa 45 GW in tutto il mondo e questo è stato possibile grazie al consolidamento del mercato statunitense, in linea con i valori del 2013, e la continua crescita di quello asiatico. I principali paesi installatori nel 2014 sono stati la Cina, leader di mercato con oltre 12,9 GW di potenza nel solo 2014, seguita dal Giappone con quasi 7 GW e dagli Stati Uniti con 4,5 GW.
La Top Five dei paesi installatori viene completata dalla Germania con circa 3,3 GW e dall’India con 2,7 GW installati.

Quello che emerge rispetto agli scorsi anni è il passaggio dell’Europa da continente leader, guidata dalla Germania e dall’Italia in primis, ad un ruolo di secondo piano dove, nel 2014, le installazioni sono pesate poco più del 20% del volume complessivo (significativamente inferiore rispetto al 40% registrato nel 2013).
La causa di questa contrazione è legata al raggiungimento della maturità del mercato europeo e la riduzione delle tariffe incentivanti in molti paesi, portando alla drastica riduzione delle installazioni in paesi come, ad esempio, la Francia (passata da 1 GW nel 2013 a circa 600 MW nel 2014) e la Spagna (con poche decine di MW nell’ultimo anno). Uno dei mercati europei in grado di crescere significativamente nel 2014 è stato quello della Gran Bretagna, segnando un incremento delle installazioni del 15% rispetto all’anno precedente.

Mentre nel breve periodo i paesi target saranno Stati Uniti, Cina, India e Giappone (che da soli hanno pesato per il 60% circa del mercato), secondo gli operatori a medio termine giocheranno un ruolo di prim’ordine i paesi in via di sviluppo come la Turchia, il Brasile, il Sud Africa e il Cile. Su quest’ultimo c’è una grande aspettativa perché il fotovoltaico ha già raggiunto la gridparity e ci si attende già quest’anno, il superamentodi 1 GW di potenza installata.

Per quanto riguarda l’Italia, il mercato ha vissuto una battuta d’arresto delle nuove installazioni, passando da oltre 1 GW nel 2013 a circa 385 MW nel 2014^[1], ben al di sotto delle stime di inizio 2014. Questa contrazione del mercato è dovuta principalmente a tre cause: in primo luogo, è stato il primo anno in cui non è stato possibile accedere al Conto Energia per l’incentivazione di nuovi impianti; in secondo luogo, la definizione dello Spalma Incentivi, con la conseguente revisione della tariffa e della durata dell’incentivo, ha generato una percezione di instabilità normativa che ha scoraggiato gli investimenti nel settore; infine la delibera sui SEU, arrivata solo ad agosto 2014 e di fatto ha congelato fino a quel momento la possibilità di implementare queste soluzioni.

Analizzando la ripartizione della potenza installata in Italia, è possibile osservare come la fascia fino ai 20 kW ha coperto il 59% circa del mercato (valore inferiore solo al 66% registrato nel 2006) mentre gli impianti compresi tra i 20 ed i 200 kW hanno assorbito il 25% delle installazioni complessive. La restante quota invece può essere suddivisa tra gli impianti fino a 1 MW (pari al 12%) e gli impianti superiori al MW (per il 4%). Questa forte spinta del settore residenziale è stata dovuta alla possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50%, soluzione utilizzata praticamente dalla totalità degli impianti fino ai 20 kW. Per i grandi impianti invece, a causa dell’impossibilità di accedere al C.E., si è potuto assistere ad un crollo delle installazioni complessive passando in un solo anno dai circa 200 MW del 2013 ai circa 15 nel 2014.

Per quanto riguarda il 2015, il mercato potrà contare principalmente su tre fattori:

 	La solidità del settore residenziale, dal quale è lecito attendersi un mantenimento dei circa 200 MW installati nel 2014 grazie alla conferma della detrazione IRPEF al 50% per tutto il 2015;
 	Lo sviluppo dei SEU: grazie alle delibere 426/2014/R/eel, riguardante la definizione finale degli stessi, e la 609/2014/R/eel, volta a stabilire le regole sull’applicazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sull’energia consumata, è ora possibile investire in queste soluzioni con regole definite, consentendo così alle imprese di studiare correttamente i business plan per la realizzazione degli stessi;
 	La definizione dei sistemi di storage: grazie alla delibera 574/2014/R/eel vengono chiarite le modalità di integrazione dei sistemi di accumulo dell’energia con gli impianti di generazione e viene definita la possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50% per tutto il 2015 per questi sistemi.

Grazie a questi tre fattori, è possibile attendersi per il 2015 un volume di installazioni compreso tra i 400 ed i 500 MW, dove il segmento residenziale rappresenterà circa il 50% della potenza complessivamente installata, mentre la restante parte interesserà principalmente gli impianti con taglia inferiore ad 1 MW grazie al consolidamento dei SEU. Per lo storage, ci si attende una crescita del mercato a partire dalla seconda metà del 2015 grazie alla continua contrazione dei prezzi delle batterie che renderanno sempre più interessanti questi dispositivi.

Il settore dove c’è grande attesa in Italia per il 2015 è quello del revamping. Grazie al considerevole parco installato nel nostro paese, sta diventando sempre più critico poter intervenire sugli impianti fotovoltaici esistenti per mantenere elevate le performance operative e, conseguentemente, quelle economico-finanziarie. Gli interventi che possono essere implementati sono principalmente di due tipologie: correttivi, per risolvere criticità legate ad errori di progettazione, di costruzione o malfunzionamenti dei componenti dell’impianto; migliorativi, per allineare le performance effettive con quelle teoricamente ottenibili dal sistema. Gli interventi migliorativi maggiormente implementati riguardano: l’introduzione dei sistemi di raffreddamento, così da evitare l’innalzamento delle temperature d’esercizio dei moduli; l’utilizzo di sistemi di ottimizzazione per eliminare le perdite di mismatch; lo sviluppo dei sistemi di monitoraggio e controllo per il miglioramento complessivo dell’impianto. Gli interventi correttivi sono costituiti principalmente dalla sostituzione di inverter, cavi, quadri di campo e sistemi di isolamento con l’obbiettivo di aumentare l’efficienza dei componenti ausiliari dell’impianto e limitarne il deterioramento nel tempo, con miglioramenti prestazionali dal 5 al 10%. Ad oggi, i benefici ottenibili da entrambe le tipologie di interventi sono nell’ordine del 5 – 20% e gli interventi di revamping maggiormente sviluppati sono di natura correttiva e sono la sostituzione o l’aggiornamento dell’inverter, dovuto anche ad adeguamenti normativi, e la sostituzione della componentistica elettronica, così da ridurre l’incidenza sulle prestazioni dei componenti del sistema.


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[1] Valore della potenza allacciata alla rete stimata dal sistema Gaudì Terna



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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici
 	Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
 	Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
 	Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico

Il Superbonus 110% potrebbe rilanciare alla grande il fotovoltaico residenziale. Il sistema di agevolazioni previste per fare riqualificazione ed efficienza energetica in edilizia prevede, come intervento “trainato”, la possibilità di installare un impianto solare sul tetto di casa.

Ma ne vale la pena? Sì, risponde Andrea Brumgnach, vicepresidente di Italia Solare. «In generale, si sta assistendo a una transizione da carichi termici a elettrici anche nel riscaldamento e nella climatizzazione. Avere la possibilità di generare energia elettrica con una fonte rinnovabile come il fotovoltaico è un aspetto di indubbio interesse. Se poi l’intervento fosse affiancato dall’installazione di una pompa di calore elettrica al posto di una caldaia a combustibile fossile e anche dall’eventuale posa di un’infrastruttura di ricarica per la mobilità elettrica, contare sul fotovoltaico, meglio se combinato con un sistema di accumulo, diventa essenziale per ridurre i propri consumi e anche per bilanciare i carichi. Questo perché con il fotovoltaico si può contare su una quota a parte dell’energia necessaria, ma con l’energy storage tale energia può essere accumulata e utilizzata quando necessaria».
Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici 
L’opportunità del Superbonus si rivela allettante per portare fotovoltaico e accumulo non solo nelle villette, ma anche nei condomini. «La recente risoluzione dell’Agenzia delle Entrate ha chiarito il punto sulla massima spesa ammissibile combinando impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, portando il limite da 48mila a 96mila euro. Per un condominio significa realizzare sul tetto un impianto solare di quasi 20 kW contando su sistemi di accumulo integrati, capace di soddisfare una quota cospicua di consumi elettrici».

Giusto per capire: per un edificio da 8 unità abitative, dotato di giardino, box sotterranei e ascensore (ovvero le tre principali voci di consumo di energia elettrica in un condominio), un impianto di questa taglia potrebbe soddisfare interamente i fabbisogni elettrici delle parti comuni del condominio. «Premesso che è una stima approssimativa del fabbisogno di un condominio di questa taglia – ogni edificio fa storia a sé – l’impianto assolverebbe al 100% dei consumi e, nel caso di installazione di pompe di calore in sostituzione a caldaie a fonti fossili, permetterebbe di coprire buona parte dell’elettricità necessaria per il funzionamento della nuova centrale termica».

Non solo: lo stesso Brumgnach sottolinea l’importanza di contare su un impianto combinato anche in ottica di un prossimo sviluppo delle comunità energetiche. «Un domani non molto lontano, qualora si abbia un surplus di produzione, si potrebbero porre le basi per la creazione di una comunità».

In ogni caso lo stesso vicepresidente di Italia Solare ricorda che, Superbonus a parte, per installare un impianto fotovoltaico ed eventualmente anche un sistema di accumulo si può fare affidamento sulle detrazioni fiscali rispettivamente pari al 65% e al 50% anch’esse passibili di cessione del credito o sconto in fattura.
Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
La trafila necessaria per realizzare un impianto fotovoltaico con storage, abbinato a uno degli interventi trainanti per il Superbonus, è complessa. «La procedura, articolata, si compone di alcuni passi fondamentali. Il primo è la verifica della conformità urbanistica, per chiarire se l’immobile in oggetto sia in regola. Parallelamente, va eseguita l’analisi energetica preliminare per comprendere se sia possibile il salto di due classi energetiche, condizione fondamentale per l’ottenimento del Superbonus. Più precisamente, occorre effettuare l’APE (Attestato di Prestazione Energetica) pre e simulare il post intervento».

A questo punto si può partire con l’espletamento di tutte le pratiche necessarie, «tenendo però conto che chi deve effettuare l’analisi di congruità dei costi verifichi sulla carta il rispetto dei preventivi del massimale delle tabelle regionali, la correttezza degli importi unitari delle varie tecnologie e dei tetti di spesa massimali». Per esempio, nel caso del fotovoltaico, si dovrà rispettare il tetto dei 2400 euro per kilowatt, il massimale dei 48mila euro e verificare che nella tabella regionale ci siano degli importi in linea con i preventivi di spesa ipotizzata.

«Successivamente si dà avvio al cronoprogramma dei lavori, comprensivo di lavori per interventi trainanti e trainati, al termine dei quali si dovrà procedere con le dichiarazioni di conformità e i collaudi laddove necessari, l’APE post intervento, la relazione relativa alla congruità dei costi e la predisposizione dei documenti necessari per il visto di conformità».

Tutto questo deve poi considerare le posizioni dei condomini in materia di sconto in fattura o di cessione del credito. «L’importante in ogni caso è evitare una ridondanza di documenti che comporterebbe problemi e ritardi di tempistiche: giusto per capire, oggi gli istituti di credito stanno sviluppando bozze di elenco documenti che vanno da 25 a 40».
Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
Un altro elemento non trascurabile sono i tempi di realizzazione: «mi auguro davvero che le tempistiche stringenti per concludere i lavori prima della fine del 2021, oggi termine per beneficiare del Superbonus, non portino a trascurare la sicurezza sul lavoro. Installare un impianto fotovoltaico sul tetto comporta determinate attenzioni, lavorando in quota, soprattutto se si parla di condomini a più piani. Resta un presupposto fondamentale la predisposizione del cantiere in totale sicurezza».

L’auspicio di Italia Solare, testimoniato anche dalle parole del proprio vicepresidente, è che si possano protrarre di 2/3 anni i tempi del meccanismo incentivante, «evitando potenziali strumentalizzazioni e puntando alla chiarezza anche a livello burocratico».

I tempi più lunghi permetterebbero di lavorare non solo in sicurezza, ma anche garantendo parametri qualitativi significativi. «Non stiamo parlando tanto dell’installazione di un impianto fotovoltaico e di accumulo, che richiedono tempi tutto sommato rapidi, quanto della posa a regola d’arte del cappotto termico, intervento capace di cambiare sensibilmente in meglio la capacità di efficienza energetica di un edificio».
Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico
Resta da considerare l’installazione di un sistema di accumulo. Il fotovoltaico è noto e visibile, lo storage è una soluzione tecnologica spesso poco conosciuta.



Quanto ingombro prevede? «La dimensione di un impianto di storage energetico, nel caso di abitazioni unifamiliari, è poco superiore a quelle di un inverter. Quindi, è alloggiabile senza grossi problemi di spazio, di solito nei pressi dell’inverter stesso. Nel caso di installazione condominiale si può procedere in due modi: o installare un’unica soluzione oppure una composita. Nel caso di una batteria da 30 kWh da installare accanto a un impianto fotovoltaico da circa 20 kW, se composta da 6 moduli da 5 kWh cadauno, ogni modulo misura approssimativamente 40 cm x 40 cm x 9 cm. Nel caso invece si optasse per un sistema più compatto, comprensivo di 2 o 3 moduli da 10 o 15 kWh l’uno, le dimensioni approssimative sono di 100 cm x 80 cm x 15 cm di altezza», conclude Brumgnach.
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                    [post_excerpt] => L’agevolazione del 110% potrebbe davvero spingere l’installazione di impianti fotovoltaici e di accumulo su villette e su condomini.
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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico ed energy storage: che leva rappresenta l’ecobonus 110%
 	Fotovoltaico ed energy storage: il fattore Covid-19 stimola la transizione energetica

L’autosufficienza energetica con fotovoltaico ed energy storage è più vicina, anche grazie al potenziale stimolo dell’ecobonus al 110%. Persino il fattore Covid-19 può dare una spinta alla transizione energetica verso fonti rinnovabili e soluzioni per lo stoccaggio energetico. È quanto emerge dalle opinioni di alcuni rappresentati di aziende protagoniste del settore solare e accumulo.
Fotovoltaico ed energy storage: che leva rappresenta l’ecobonus 110%
Sulle potenzialità positive dell’innalzamento delle detrazioni fiscali, che comprendono anche fotovoltaico ed energy storage è positivo il commento di Enrico Marin, amministratore unico di BayWa r.e. Solar Systems: «l’ecobonus al 110% può sicuramente fornire uno stimolo molto forte verso fotovoltaico e storage e potrà fare da volano per la ripresa del settore dopo la frenata imposta da Covid-19. Sempre, però, nell’ottica di interventi più completi di riqualificazione energetica dell’edificio, essendo gli “interventi trainanti”, ovvero isolamento termico e sostituzione dei sistemi di climatizzazione invernale tramite, ad esempio, pompe di calore, quelli indispensabili per l’accesso all’aliquota maggiorata».

Una misura così netta, aggiunge, «porta sicuramente il vantaggio di far prendere in considerazione l’installazione di un impianto fotovoltaico, con o senza accumulo, anche a utenti che, per diversi motivi, non avevano mai valutato la fattibilità della cosa in maniera realmente interessata. In determinate situazioni, questo Superbonus potrebbe quindi essere decisivo: penso, per esempio, alle parti comuni dei condomìni e al patrimonio edilizio “datato”, che ora hanno la possibilità concreta di migliorare le proprie prestazioni energetiche».

Giovanna Salemi, responsabile marketing e commerciale Sun ballast, è dell’avviso che «a seguito dell’ottimo lavoro svolto dal nostro governo, con la cessione del credito al 110% ci sarà sicuramente un aumento di domanda nel settore: sia per gli impianti fotovoltaici sia per gli storage. È sicuramente una manovra giusta per diversi motivi: coinvolge banche e istituti finanziari che dovranno attivarsi il prima possibile per non bloccare la filiera; permette di aumentare la classe energetica delle abitazioni, aumentando così l’energia pulita e la consapevolezza dei cittadini».

Sullo stimolo offerto dall’ecobonus al 110%, il Chief Technology officer di FuturaSun, Nicola Baggio, afferma che «può consentire una più facile realizzazione di impianti di qualità elevata, ovvero utilizzando moduli ad alta efficienza e ad alto valore estetico, per esempio con celle back-contact come le Zebra. Allo stesso tempo, il limite a 48mila euro e il divieto di accedere allo scambio sul posto, farà si che tutti gli impianti adottino l’uso di sistemi di accumulo e che la potenza complessiva dei moduli sia almeno di 6 kW».

La possibilità di installare anche una colonnina di ricarica per veicoli elettrici, contemplata nel Decreto Rilancio, può essere un’ulteriore leva? «In realtà dovrebbe far optare a chi ha case più signorili per impianti ancora più grandi da almeno 10 kW, così da ricaricare più agevolmente l’auto elettrica».

Secondo Giovanbattista Napolitano, Technical Support Coordinator Italy di Fimer, «sia per il puro fotovoltaico, che per il fotovoltaico con storage ritengo l’ecobonus 110% sia un importante e interessante stimolo. Va analizzata bene la forma di incentivazione nelle more del decreto ma di sicuro l’Ecobonus potrà dare una spinta al mercato fotovoltaico soprattutto per quanto riguarda il segmento residenziale. Magari potrà creare delle false aspettative in merito alla possibilità di fare tanti impianti pressochè gratuiti, ma senza ombra di dubbio porterà a uno slancio del mercato PV residenziale dei prossimi mesi».
Fotovoltaico ed energy storage: il fattore Covid-19 stimola la transizione energetica
La pandemia da coronavirus ha significato gravissime perdite di vite umane e causa di una crisi economica di cui è ancora difficile valutare l’entità. Ma ha portato anche molti a ragionare sulla necessità di ripensare le proprie abitudini e di come sia necessario guardare a una transizione energetica sempre più improntata a fonti rinnovabili e sostenibili.

«Sicuramente lo shock sistemico legato al Covid-19 non fa altro che accelerare la transizione verso un nuovo modello energetico dove le rinnovabili la faranno da padrone – afferma Nicola Baggio – Specie in un paese povero di risorse fossili come l’Italia che deve pensare a come rendersi più indipendente da scenari internazionali sempre più incerti e avversi, vedasi per esempio la situazione in Libia».

L’emergenza covid-19 «accompagnata all’esigenza di rimanere a casa ha di sicuro spostato maggiormente, rispetto al passato, l’attenzione verso i consumi soprattutto residenziali», rileva Giovanbattista Napolitano, ritenendo che in tal senso «l’interesse del consumatore medio verso autosufficienza e autoconsumo sia aumentato e che il lock down abbia portato a una maggiore sensibilizzazione nei confronti di tematiche energetiche green in generale. Di sicuro nei prossimi mesi il fotovoltaico in generale, ma anche quello con storage riscontrerà un maggiore interesse e maggior vigore rispetto al passato. Da questa emergenza con tutto quello che di negativo c’è stato, potremmo ripartire con nuove opportunità che forse prima non venivano neanche considerate».

L’emergenza Covid-19 «credo abbia stimolato negli utenti finali il desiderio di autosufficienza energetica a vari livelli», afferma Enrico Marin. «Innanzitutto, nelle varie settimane di permanenza forzata in casa, moltissime persone sono diventate più attente nei confronti del proprio “sistema casa”, in termini sia di valore e prestazioni dell’abitazione sia di consumi energetici. In particolare, essendo per forza di cose cresciuti i consumi in fascia diurna, sono aumentati anche i costi, ed è per questo che l’idea di diventare autonomi a livello energetico è ora più allettante per una gran parte della popolazione».

Ultimo, ma non per importanza, l’aspetto ambientale: «ci troviamo in un momento storico in cui l’attenzione all’ambiente è forse più forte che mai, e il Covid-19 ci ha dimostrato ancora una volta e in maniera molto netta quanto il nostro stile di vita possa impattare negativamente sull’ambiente. Abbiamo visto diversi esempi di come, finché la nostra vita iniziava a scorrere a ritmi più lenti, la natura abbia ripreso a vivere: questo ha sicuramente scosso le coscienze dei più sensibili a questo genere di tematiche».

L’interesse verso un nuovo modello di gestione energetica trova più di una conferma negli addetti ai lavori: «parlando con installatori, progettisti e distributori abbiamo notato un interesse generale di aumentare il desiderio di autosufficienza energetica e nonostante il periodo abbiamo continuato a ricevere numerose richieste», segnala Giovanna Salemi. «Ora che le attività sono riprese e con l’arrivo dei nuovi incentivi sono certa che aumenterà la domanda di cappotti, installazioni fotovoltaiche, soluzioni per l’accumulo energetico, colonnine nella propria abitazione».
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                    [post_excerpt] => L’ecobonus al 110% può stimolare lo sviluppo di fotovoltaico ed energy storage, ma anche spingere verso l’autosufficienza energetica. Ne parliamo con aziende protagoniste del settore solare e accumulo.
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                    [post_content] => Il 16 novembre Milano ospita la presentazione dell’Energy Storage Report realizzato dall’Energy & Strategy Group che approfondisce, con il consueto approccio analitico, il settore dei sistemi di accumulo e i diversi ambiti di applicazione.

Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione del 16 novembre al Politecnico di Milano (Campus Bovisa La Masa).



Lo Storage Energy Report si pone un obiettivo ambizioso: quello di fare chiarezza in un ambito, i sistemi di accumulo di energia appunto, ove spesso l’attenzione agli aspetti tecnologici o alla “moda” ha lasciato in secondo piano la valutazione economica dei ritorni e dei rendimenti. Un ambito dove estremamente differenti sono le possibilità di applicazione dei sistemi di accumulo, in ambito domestico, industriale e commerciale, nelle utilities ed al servizio delle infrastrutture di rete e dove il quadro normativo – come sempre nell’energia, ma anche qui con ridotta attenzione da parte dei “non addetti ai lavori” – gioca un ruolo fondamentale nel definire le reali potenzialità di mercato.
Le tecnologie per i sistemi di accumulo elettrico
Nel 2016 risultano installati a livello globale oltre 170 GW di capacità così suddivisi: 60 GW in Asia, 45 GW in Europa (con l’Italia nella lista delle top 10 countries a livello globale con circa 7 GW di installato totale), 21 GW negli USA e la restante quota di 44 GW distribuita nel Resto del Mondo. Tuttavia, di questi 170 GW, oltre il 95% è rappresentato da soluzioni tecnologiche di tipo meccanico, ed ancor più in particolare da pompaggi idroelettrici, con il resto delle soluzioni tecnologiche (chimiche, elettrochimiche, elettriche e termiche) a dividersi i circa 6 GW di capacità restante. Un tale squilibrio ha indubbiamente delle ragioni storiche, con i pompaggi idroelettrici che hanno rivestito soprattutto in passato un ruolo preponderante (per non dire unico, quando ancora le altre tecnologie erano ad un livello di sviluppo embrionale) nella realizzazione di sistemi di accumulo, avendo il vantaggio tra l’altro di poter raggiungere scale anche decisamente elevate.

E’ tuttavia indubbio che oggi – soprattutto in Europa e in larga parte dei Paesi occidentali – il ricorso al pompaggio idroelettrico sia molto più raro, per i costi ed i tempi di investimento e per le caratteristiche di impatto “ambientale” che a questi è associato.

Fra le soluzioni tecnologiche per i sistemi di accumulo quelle che invece sono soggette ad una dinamica di sviluppo in crescita sono gli storage elettrochimici, che sia a livello residenziale, con la diffusione a livello globale di “batterie” per usi domestici (che anche in Italia hanno visto nel corso dell’ultimo anno un numero di installazioni compreso tra le 2.000 e le 3.000 unità) e con il crescente volume di investimenti per “batterie” da impiegarsi per il controllo e la stabilizzazione delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione (non in Italia però e per le ragioni che si vedranno più avanti). I sistemi di accumulo elettrici (SMES e SuperCapacitori), da un lato, sono ancora ad un grado di sviluppo embrionale, mentre quelli chimici e termici, che pure vedono soluzioni disponibili commercialmente, hanno ambiti di applicazione più limitati, spesso connessi a determinate configurazioni produttive (come i campi solari termodinamici per i sali fusi).

Non è un caso quindi che oltre il 90% dei nuovi investimenti in sistemi di accumulo a livello globale siano dedicati alle soluzioni elettrochimiche che, per le loro caratteristiche di scalabilità, sono anche quelle maggiormente adatte al paradigma di generazione distribuita di energia, che sempre più va affermandosi nei Paesi avanzati.

Se si guarda nel dettaglio, rimandando ovviamente al Rapporto per ulteriori approfondimenti e per un quadro completo dei vantaggi e degli svantaggi delle alternative disponibili, le “batterie” elettrochimiche più performanti in termini di energia specifica (Wh/kg che è indicatore “principe” nel determinare le potenzialità di impiego di questi sistemi, giacché ne influenza decisamente la “portabilità”) sono quelle agli ioni di litio e al sodio-nichel (anche dette ad alta temperatura). 

Le batterie a ioni di litio in particolare appaiono quelle che si adattano meglio anche ad applicazioni di piccola e media taglia (sotto i 100 kW) grazie alla minore complessità di esercizio, mentre sulle taglie maggiori queste sono in competizione con le batterie sodio-nichel (considerando su queste taglie non più un problema il fatto che le batterie operino ad elevate temperature). Le batterie redox al vanadio sembrano destinate a pagare l’eccessiva complessità, mentre le batterie al piombo, nonostante siano le più diffuse, vedono decisamente appannati i loro vantaggi rispetto alle tecnologie concorrenti.

Se l’analisi condotta sino ad ora ha guardato alle prestazioni tecniche ed ai vantaggi e svantaggi di applicazione, è evidente come sia necessario analizzare anche il costo attuale e attesto delle alternative tecnologiche prese in esame.



Il quadro che ne esce – come riportato in figura – è piuttosto chiaro:

 	le batterie al piombo godono di un notevole vantaggio di costo (arrivando a livelli che sono circa ½ di quelli delle batterie agli ioni di litio), che deriva indubbiamente dalle economie di scala e di esperienza (nello sviluppo del processo produttivo) che le caratterizza;
 	le batterie redox al vanadio sono le più costose – anche per effetto della loro complessità - e quindi quelle oggi meno competitive sul mercato;
 	le batterie agli ioni di litio e al sodio-nichel hanno un posizionamento molto simile sul mercato e, pur rimanendo come visto su livelli di costo più elevati delle batterie al piombo, possono a buon ragione considerarsi le principali competitor sul mercato futuro degli accumuli.

Se si aggiunge la prospettiva di riduzione di costi nell’orizzonte dei prossimi 10 anni (sino quindi al 2025) appare con ancora maggior evidenza questo “testa a testa”. Le batterie al piombo, infatti, nonostante le attività di ottimizzazione del processo produttivo ancora in corso, sono previste riuscire a limare ulteriormente il costo di investimento sino ad un “massimo” del 5%. Le batterie redox al vanadio possono invece vantare – soprattutto per effetto della riduzione della complessità dell’architettura della batteria – riduzioni di costo attese anche nell’ordine del 20%. Le batterie sodio-nichel sono previste con una riduzione di costo che supera il 30%, ma per le batterie agli ioni di litio sono possibili modifiche del costo anche nell’ordine del 40%. La ”battaglia” quindi della generazione distribuita di energia pare doversi combattere tra le soluzioni a maggiore energia specifica.
Impieghi dei sistemi di accumulo
La tecnologia è solo una delle prospettive da cui guardare il tema dei sistemi di accumulo. Altrettanto importante è l’analisi degli impieghi di questi sistemi. Ai fini del presente Rapporto, si è deciso di introdurre una classificazione alternativa, che invece che guardare al tipo di comportamento “elettrico” richiesto al sistema di accumulo, si focalizza sull’attore principale del sistema per cui vengono impiegati i sistemi di accumulo. In particolare quindi si sono distinti:

 	gli impieghi denominati “servizi di rete”, dove i sistemi di accumulo sono utilizzati (dal gestore di rete o da altri soggetti ne perseguano i medesimi obiettivi) per garantire  il corretto  funzionamento della rete di trasmissione e distribuzione, sia in termini di qualità di erogazione del servizio che di sicurezza del sistema;
 	gli impieghi denominati «riserva di energia», dove i sistemi di accumulo sono utilizzati da produttori di energia (sia a livello residenziale, commerciale e industriale, con i cosiddetti prosumer, che a livello degli operatori “puri” sul mercato elettrico) al servizio di impianti non programmabili.

E’ guardando a questi due tipi di impieghi che si è sviluppato il testo del Rapporto.
I sistemi di accumulo come “riserva di energia”
E’ evidente come questa forma di impiego sia quella più nota e dibattuta proprio perché interessa da vicino il cossidetto prosumer, ovvero il soggetto che da utente elettrico è divenuto anche produttore di energia, sfruttando il paradigma della generazione distribuita.

Al fine di modellizzare gli impieghi in questo ambito, si è deciso nel Rapporto di considerare il caso di accoppiamento tra sistemi di accumulo e impianti di produzione di energia elettrica da fotovoltaico. In particolare si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW (che rappresenta ad oggi oltre il 60% del mercato residenziale e conta all’incirca 180.000 impianti), cui si decida di accoppiare un sistema di accumulo agli ioni di litio di 3 diverse capacità: 2, 4 e 6 kWh. Si sono infine considerate due opzioni: (i) l’impianto fotovoltaico da 3 kW sia già presente e quindi il sistema di accumulo sia aggiunto in logica di retrofit. E’ opportuno sottolineare come, in questo caso, il costo per il sistema di accumulo sia maggiore giacché è necessario sostituire anche l’inverter dell’impianto fotovoltaico per renderlo compatibile con le esigenze impiantistiche di collegamento con i sistemi di accumulo; (ii) l’impianto fotovoltaico ed il sistema di accumulo siano installati ex novoe congiuntamente.

Rimandando al testo del Rapporto per i dettagli delle analisi è qui possibile tuttavia riassumere i risultati come segue.

Nel caso delle batterie più piccole (2 kWh), con l’attuale struttura di costi (5.000 - 5.500 € per il retrofit e 3.500 – 4.000 € per gli impianti ex novo) la redditività dell’investimento sia sempre al di sotto della soglia di accettabilità. Per arrivare – in ogni caso applicativo – alla soglia del 4% sarebbe necessario raggiungere livelli di costo inferiori a 3.000 € / kWh, ossia circa il 33% in meno nel caso di impianti ex novoe oltre il 40% nel caso di retrofit.Questo secondo caso è ancora più complesso giacché richiede un investimento aggiuntivo nell’inverter, componente per il quale (a differenza di quanto avviene per i sistemi di accumulo) è assai difficile prevedere riduzioni significative di costo nei prossimi anni. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 1.500 €/kWh per scendere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni). Valore di costo che appare difficilmente raggiungibile.

La situazione per gli impianti da 4 kWh è decisamente migliore per quanto riguarda la redditività dell’investimento, che in quasi tutti i casi è almeno pari o superiore alla soglia del 4%. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe scendere sino a 3.000 €/kWh per rimanere almeno sotto la vita utile della batteria (10 anni). Valore di costo che rappresenterebbe una riduzione rispetto all’attuale del 40% e 60% nei rispettivi scenari.

Rispetto al caso da 2 kWh il trade off tra il dimensionamento (e quindi l’incremento della quota di autoconsumo “contestuale”) ed il costo del sistema di accumulo pare essere qui risolto in maniera più efficace. Anzi proprio su questa taglia appare possibile costruire scenari di integrazione ancora più spinti ove sia massimizzato il consumo elettrico. Si dà infatti spazio nel Rapporto alla analisi di uno scenario denominato full electric in cui l’intero fabbisogno energetico dell’abitazione (incluso quello che ad oggi normalmente è soddisfatto col gas) è invece soddisfatto attraverso apparecchiature che utilizzano il vettore elettrico (come le cucine ad induzione e le pompe di calore). In questo caso i tempo di ritorno complessivi sono inferiori a 8 anni e con rendimenti “a due cifre” per quanto riguarda l’IRR, anche se è evidente che in questo caso ci si rivolga prettamente al mercato delle nuove abitazioni e sia necessario prevedere in fase di progettazione l’adozione di questo paradigma.

La situazione per gli impianti da 6 kWh presenta una situazione più polarizzata, con gli interventi di realizzazione ex novo che mostrano redditività sopra la soglia di accettabilità, e gli interventi in retrofit che invece sono caratterizzata da maggiori criticità. Se si guarda al PBT, però, sarebbe necessario anche qui arrivare a livelli di costo del 38% inferiori a quelli attuali (circa il 50% nel caso di retrofit) per permettere all’investimento di rientrare prima della vita utile della batteria.

Le riduzioni di costo di investimento necessarie per riportare la situazioni entro criteri di accettabilità dal punto di vista economico appaiono essere molto spesso estremamente significative anche a paragone delleprevisioni sullo sviluppo delle tecnologie. L’impiego dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” in ambito residenziale appare ancora lontano dalla piena sostenibilità economica. Soprattutto con riferimento agli interventi di retrofit, che potrebbero giovare della base installata già esistente, non pare – salvo che nel caso di dimensioni intermedie come il 4 kWh – vi possano essere rendimenti dell’investimento tali da giustificarne la diffusione di mercato

E’ dunque evidente che le strade per lo sviluppo del mercato in ambito residenziale non possono che essere due, e per certi versi quasi “antitetiche”:

 	una adozione che non si basi su criteri di economicità (peraltro cosa non rara quando il decisore è l’individuo o la famiglia) e quindi privilegi gli aspetti di innovazione tecnologica (sui quali ad esempio puntano alcuni degli operatori di punta del mercato) o di sostenibilità ambientale dell’investimento
 	una adozione che passi da un nuovo paradigma di consumo elettrico (estendendo addirittura la configurazione full electric vista qui con la necessità di ricarica di uno o più veicoli elettrici) che renda la produzione distribuita e l’utilizzo efficiente (temporalmente distribuito grazie ai sistemi di accumulo) dell’energia elettrica la “chiave” attorno alla quale vengono progettati i nuovi sistemi residenziali

Appare superfluo, eppure opportuno, sottolineare come la seconda strada – favorita anche dalla riforma tariffaria prima citata – sia quella più desiderabile, ma indubbiamente la più “stretta” , soggetta come è alla necessità di ripresa decisa degli investimenti nel mercato residenziale e di una maggiore e più diffusa consapevolezza delle potenzialità e delle caratteristiche dei sistemi di accumulo elettrici. E’ la prima strada tuttavia quella che caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta costruendo (forse correndo anche qualche rischio) la propria value proposition.

Per quanto riguarda lo sviluppo negli altri ambiti di impiego dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” e dei "sistemi di accumulo per i servizi di rete" vi rimandiamo all’intero Executive Summary dell’Energy Storage Report che trovate a fondo pagina.

Certo dal Rapporto emerge che le opportunità per l’impiego di sistemi di accumulo nel nostro Paese come fornitori di “servizi di rete” sono evidenti, non solo nel 2016 (dove le tensioni sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento hanno creato spesso condizioni di prezzo decisamente “fuori mercato”) ma anche nel 2015, che invece è il risultato di un percorso virtuoso di riduzione dei costi del MSD.

Se si aggiungono le attese riduzioni di costo di investimento per i sistemi di accumulo ed il fatto che il mercato del Dispacciamento sia in realtà molto più ampio del “solo” MSD (come anche dimostrato dai casi di altri Paesi riportati in questo Capitolo) ci si rende conto di come le possibilità siano già oggi più che concrete. Non è un caso che le zone con il potenziale maggiore siano quelle meridionali, dove maggiore è la presenza di impianti rinnovabili non programmabili e dove storicamente più critica è la condizione della domanda e della offerta di energia.

E’ possibile pensare ad un nuovo paradigma di gestione delle rete nazionale che tenga in considerazione i sistemi di accumulo come strumento chiave, soprattutto in congiunzione con il contributo delle rinnovabili non programmabili? E’ possibile vedere nei sistemi di accumulo delle alternative – da valutare economicamente e nell’impatto complessivo – ad investimenti infrastrutturali nella rete? La risposta che i dati lasciano supporre è ovviamente positiva.
Il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo
Usando la medesima distinzione tra impieghi vista sino ad ora, è stato poi possibile stimare il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo da qui al 2025.

Innanzittutto si è stimato il potenziale di mercato dei sistemi di accumulo come riserva di energia come costituito da 3 componenti chiave:

 	le nuove realizzazioni residenziali, in particolare quelle sviluppate secondo il paradigma full electric, ossia l’accoppiamento di sistemi di produzione localizzati (fotovoltaico), sistemi di accumulo ed utenze esclusivamente elettriche per soddisfare i fabbisogni energetici della famiglia (inclusa l’eventuale mobilità);
 	le realizzazioni residenziali in retrofit su impianti esistenti, dove l’impiego dei sistemi di accumulo è in accoppiamento ad impianti di produzione di energia localizzati esistenti ed è quindi richiesto l’adeguamento dell’impianto con la sostituzione dell’inverter;
 	le realizzazioni non residenziali, per prosumer commerciali o industriali o nei casi di impianti stand alone di produzione di energia da fonti rinnovabili non programmabili.

La tabella riposta le ipotesi di propensione all’adozione per ciascuna delle componenti sopra identificate.
 
Come conseguenza diretta di quanto visto sopra, il mercato potenziale dei sistemi di accumulo come “riserva di energia” da qui al 2025 può essere stimato in 150 milioni di €, di cui il 50% relativo ai sistemi ex novo (con oltre 25.000 realizzazioni) ed il restante 50% al retrofit (pari a circa 21.000 realizzazioni). Il valore è dunque interessante anche se complessivamente si raggiunge solo tra il 15%-20% del totale della base installata al 2025 di impianti residenziali di produzione di energia localizzati (fotovoltaici) e non si prevede alcuna penetrazione del mercato non residenziale.

Non pare invece esserci un mercato di una qualche significatività nel caso delle utenze non residenziali. Infatti, in questi casi come discusso in precedenza, da un lato, la progettazione dell’impianto di produzione di energia è stata nella maggior parte di casi pensata per massimizzare ex ante il consumo di energia contestuale e, dall’altro lato, negli impianti stand alone è invece troppo poco rilevante economicamente il beneficio dall’effetto di time shift o di continuità della produzione che potrebbe essere garantito dai sistemi di accumulo.

Per quanto riguarda invece il potenziale dei sistemi di accumulo per i “servizi di rete” si è ritenuto opportuno considerare i valori di prezzo sul MSD registrati nel 2015 (e non considerando quindi l’effetto distorsivo rispetto al trend del 2016) e riportare due scenari:

 	uno scenario conservativo, dove l’ingresso (ed il conseguente dimensionamento) del “Batterista Puro” avvenga solo per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 275 €/MWh
 	uno senario espansivo, dove l’ingresso (ed il conseguente dimensionamento) del “Batterista Puro” avvenga per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata a “salire” superiori a 175 €/MWh, ossia in modo molto più organico al funzionamento del mercato

Il mercato potenziale dei sistemi di accumulo nei “servizi di rete” da qui al 2025 può essere stimato in circa 90 milioni di € nello scenario conservativo e sino a 420 milioni di € nello scenario espansivo, che ha peraltro maggiori possibilità di accadimento. Complessivamente quindi si tratta di un mercato potenziale grande sino a quasi 3 volte quello degli impieghi come “riserva di energia”.

Se si considera che questo mercato di fatto oggi non esiste, giacchè i sistemi di accumulo non sono ammessi ad operarvi, e che la stima fatta è conservativa in quando considera solo un parte del mercato del Dispacciamento (in particolare il MSD “a salire”), ci si rende conto della rilevanza delle decisioni assunte o da assumere in merito.

Se è poi vero che l’aumento della competizione (come al contrario ha dimostrato l’andamento nel mercato del 2016) porta a ridurre il costo del Dispacciamento è ragionevole assumere un effetto “a cascata” dell’ingresso dei sistemi di accumulo. Se si ipotizza che i sistemi di accumulo entrati sul MSD permettano almeno di tagliare i picchi di prezzo dell’energia transata “a salire”, i benefici per il Sistema Paese (rappresentato in questo caso da Terna che si accolla gli oneri del Dispacciamento)  potrebbero essere quantificabili in 321 milioni di €. Un valore che da solo sarebbe equivalso al 29% del MSD 2015 e che corrisponderebbe (essendo però un risparmio annuale) all’installazione di 230 MW di sistemi di accumulo.

Il mercato dei sistemi di accumulo nel nostro Paese è di fronte ad un bivio:

 	restare un mercato tutto sommato di nicchia, rivolto quasi esclusivamente ai clienti residenziali e con una spinta fondamentale che non è quella economica, ma la “moda” o l’attenzione all’ambiente da parte del cliente finale
 	divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia (come peraltro già accade in altri Paesi europei), ampliando i propri confini al mondo delle imprese e permettendo la nascita di operatori specializzati che possano sfruttare i sistemi di accumulo per partecipare attivamente al mercato. In questo secondo caso – come visto nel Capitolo 4 – anche per gli impianti rinnovabili utility scale l’adozione di sistemi di accumulo troverebbe dei razionali economici convincenti, con numeri quindi anche maggiori di quelli qui riportati nello scenario espansivo

Gli operatori specialistici dei sistemi di accumulo, il sistema imprenditoriale dell’energia e soprattutto il regolatore hanno l’arduo compito oggi di decidere quale strada intraprendere.

Scarica l'Executive Summary dell'Energy Storage Report

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                    [post_content] => Il Renewable Energy Report è il primo dei rapporti dell’Energy & Strategy Group a mettere sotto un unico “cappello” tutte le fonti rinnovabili (fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico) che vengono utilizzate nel nostro Paese per la produzione di energia elettrica.

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
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                    [post_content] => Il mercato del solare fotovoltaico ha registrato nel 2014 un aumento del volume delle installazioni globali superiori del 21% rispetto al 2013, con l’Asia ed il Nord America a trainare l’intero settore.



Come è possibile osservare dal grafico, la crescita della potenza installata ha raggiunto un valore di circa 45 GW in tutto il mondo e questo è stato possibile grazie al consolidamento del mercato statunitense, in linea con i valori del 2013, e la continua crescita di quello asiatico. I principali paesi installatori nel 2014 sono stati la Cina, leader di mercato con oltre 12,9 GW di potenza nel solo 2014, seguita dal Giappone con quasi 7 GW e dagli Stati Uniti con 4,5 GW.
La Top Five dei paesi installatori viene completata dalla Germania con circa 3,3 GW e dall’India con 2,7 GW installati.

Quello che emerge rispetto agli scorsi anni è il passaggio dell’Europa da continente leader, guidata dalla Germania e dall’Italia in primis, ad un ruolo di secondo piano dove, nel 2014, le installazioni sono pesate poco più del 20% del volume complessivo (significativamente inferiore rispetto al 40% registrato nel 2013).
La causa di questa contrazione è legata al raggiungimento della maturità del mercato europeo e la riduzione delle tariffe incentivanti in molti paesi, portando alla drastica riduzione delle installazioni in paesi come, ad esempio, la Francia (passata da 1 GW nel 2013 a circa 600 MW nel 2014) e la Spagna (con poche decine di MW nell’ultimo anno). Uno dei mercati europei in grado di crescere significativamente nel 2014 è stato quello della Gran Bretagna, segnando un incremento delle installazioni del 15% rispetto all’anno precedente.

Mentre nel breve periodo i paesi target saranno Stati Uniti, Cina, India e Giappone (che da soli hanno pesato per il 60% circa del mercato), secondo gli operatori a medio termine giocheranno un ruolo di prim’ordine i paesi in via di sviluppo come la Turchia, il Brasile, il Sud Africa e il Cile. Su quest’ultimo c’è una grande aspettativa perché il fotovoltaico ha già raggiunto la gridparity e ci si attende già quest’anno, il superamentodi 1 GW di potenza installata.

Per quanto riguarda l’Italia, il mercato ha vissuto una battuta d’arresto delle nuove installazioni, passando da oltre 1 GW nel 2013 a circa 385 MW nel 2014^[1], ben al di sotto delle stime di inizio 2014. Questa contrazione del mercato è dovuta principalmente a tre cause: in primo luogo, è stato il primo anno in cui non è stato possibile accedere al Conto Energia per l’incentivazione di nuovi impianti; in secondo luogo, la definizione dello Spalma Incentivi, con la conseguente revisione della tariffa e della durata dell’incentivo, ha generato una percezione di instabilità normativa che ha scoraggiato gli investimenti nel settore; infine la delibera sui SEU, arrivata solo ad agosto 2014 e di fatto ha congelato fino a quel momento la possibilità di implementare queste soluzioni.

Analizzando la ripartizione della potenza installata in Italia, è possibile osservare come la fascia fino ai 20 kW ha coperto il 59% circa del mercato (valore inferiore solo al 66% registrato nel 2006) mentre gli impianti compresi tra i 20 ed i 200 kW hanno assorbito il 25% delle installazioni complessive. La restante quota invece può essere suddivisa tra gli impianti fino a 1 MW (pari al 12%) e gli impianti superiori al MW (per il 4%). Questa forte spinta del settore residenziale è stata dovuta alla possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50%, soluzione utilizzata praticamente dalla totalità degli impianti fino ai 20 kW. Per i grandi impianti invece, a causa dell’impossibilità di accedere al C.E., si è potuto assistere ad un crollo delle installazioni complessive passando in un solo anno dai circa 200 MW del 2013 ai circa 15 nel 2014.

Per quanto riguarda il 2015, il mercato potrà contare principalmente su tre fattori:

 	La solidità del settore residenziale, dal quale è lecito attendersi un mantenimento dei circa 200 MW installati nel 2014 grazie alla conferma della detrazione IRPEF al 50% per tutto il 2015;
 	Lo sviluppo dei SEU: grazie alle delibere 426/2014/R/eel, riguardante la definizione finale degli stessi, e la 609/2014/R/eel, volta a stabilire le regole sull’applicazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sull’energia consumata, è ora possibile investire in queste soluzioni con regole definite, consentendo così alle imprese di studiare correttamente i business plan per la realizzazione degli stessi;
 	La definizione dei sistemi di storage: grazie alla delibera 574/2014/R/eel vengono chiarite le modalità di integrazione dei sistemi di accumulo dell’energia con gli impianti di generazione e viene definita la possibilità di accesso alla detrazione fiscale al 50% per tutto il 2015 per questi sistemi.

Grazie a questi tre fattori, è possibile attendersi per il 2015 un volume di installazioni compreso tra i 400 ed i 500 MW, dove il segmento residenziale rappresenterà circa il 50% della potenza complessivamente installata, mentre la restante parte interesserà principalmente gli impianti con taglia inferiore ad 1 MW grazie al consolidamento dei SEU. Per lo storage, ci si attende una crescita del mercato a partire dalla seconda metà del 2015 grazie alla continua contrazione dei prezzi delle batterie che renderanno sempre più interessanti questi dispositivi.

Il settore dove c’è grande attesa in Italia per il 2015 è quello del revamping. Grazie al considerevole parco installato nel nostro paese, sta diventando sempre più critico poter intervenire sugli impianti fotovoltaici esistenti per mantenere elevate le performance operative e, conseguentemente, quelle economico-finanziarie. Gli interventi che possono essere implementati sono principalmente di due tipologie: correttivi, per risolvere criticità legate ad errori di progettazione, di costruzione o malfunzionamenti dei componenti dell’impianto; migliorativi, per allineare le performance effettive con quelle teoricamente ottenibili dal sistema. Gli interventi migliorativi maggiormente implementati riguardano: l’introduzione dei sistemi di raffreddamento, così da evitare l’innalzamento delle temperature d’esercizio dei moduli; l’utilizzo di sistemi di ottimizzazione per eliminare le perdite di mismatch; lo sviluppo dei sistemi di monitoraggio e controllo per il miglioramento complessivo dell’impianto. Gli interventi correttivi sono costituiti principalmente dalla sostituzione di inverter, cavi, quadri di campo e sistemi di isolamento con l’obbiettivo di aumentare l’efficienza dei componenti ausiliari dell’impianto e limitarne il deterioramento nel tempo, con miglioramenti prestazionali dal 5 al 10%. Ad oggi, i benefici ottenibili da entrambe le tipologie di interventi sono nell’ordine del 5 – 20% e gli interventi di revamping maggiormente sviluppati sono di natura correttiva e sono la sostituzione o l’aggiornamento dell’inverter, dovuto anche ad adeguamenti normativi, e la sostituzione della componentistica elettronica, così da ridurre l’incidenza sulle prestazioni dei componenti del sistema.


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[1] Valore della potenza allacciata alla rete stimata dal sistema Gaudì Terna



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Indice degli argomenti:

 	Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici
 	Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
 	Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
 	Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico

Il Superbonus 110% potrebbe rilanciare alla grande il fotovoltaico residenziale. Il sistema di agevolazioni previste per fare riqualificazione ed efficienza energetica in edilizia prevede, come intervento “trainato”, la possibilità di installare un impianto solare sul tetto di casa.

Ma ne vale la pena? Sì, risponde Andrea Brumgnach, vicepresidente di Italia Solare. «In generale, si sta assistendo a una transizione da carichi termici a elettrici anche nel riscaldamento e nella climatizzazione. Avere la possibilità di generare energia elettrica con una fonte rinnovabile come il fotovoltaico è un aspetto di indubbio interesse. Se poi l’intervento fosse affiancato dall’installazione di una pompa di calore elettrica al posto di una caldaia a combustibile fossile e anche dall’eventuale posa di un’infrastruttura di ricarica per la mobilità elettrica, contare sul fotovoltaico, meglio se combinato con un sistema di accumulo, diventa essenziale per ridurre i propri consumi e anche per bilanciare i carichi. Questo perché con il fotovoltaico si può contare su una quota a parte dell’energia necessaria, ma con l’energy storage tale energia può essere accumulata e utilizzata quando necessaria».
Fotovoltaico e accumulo per il condominio: così si possono coprire i consumi elettrici 
L’opportunità del Superbonus si rivela allettante per portare fotovoltaico e accumulo non solo nelle villette, ma anche nei condomini. «La recente risoluzione dell’Agenzia delle Entrate ha chiarito il punto sulla massima spesa ammissibile combinando impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, portando il limite da 48mila a 96mila euro. Per un condominio significa realizzare sul tetto un impianto solare di quasi 20 kW contando su sistemi di accumulo integrati, capace di soddisfare una quota cospicua di consumi elettrici».

Giusto per capire: per un edificio da 8 unità abitative, dotato di giardino, box sotterranei e ascensore (ovvero le tre principali voci di consumo di energia elettrica in un condominio), un impianto di questa taglia potrebbe soddisfare interamente i fabbisogni elettrici delle parti comuni del condominio. «Premesso che è una stima approssimativa del fabbisogno di un condominio di questa taglia – ogni edificio fa storia a sé – l’impianto assolverebbe al 100% dei consumi e, nel caso di installazione di pompe di calore in sostituzione a caldaie a fonti fossili, permetterebbe di coprire buona parte dell’elettricità necessaria per il funzionamento della nuova centrale termica».

Non solo: lo stesso Brumgnach sottolinea l’importanza di contare su un impianto combinato anche in ottica di un prossimo sviluppo delle comunità energetiche. «Un domani non molto lontano, qualora si abbia un surplus di produzione, si potrebbero porre le basi per la creazione di una comunità».

In ogni caso lo stesso vicepresidente di Italia Solare ricorda che, Superbonus a parte, per installare un impianto fotovoltaico ed eventualmente anche un sistema di accumulo si può fare affidamento sulle detrazioni fiscali rispettivamente pari al 65% e al 50% anch’esse passibili di cessione del credito o sconto in fattura.
Fotovoltaico e superbonus: i passi necessari
La trafila necessaria per realizzare un impianto fotovoltaico con storage, abbinato a uno degli interventi trainanti per il Superbonus, è complessa. «La procedura, articolata, si compone di alcuni passi fondamentali. Il primo è la verifica della conformità urbanistica, per chiarire se l’immobile in oggetto sia in regola. Parallelamente, va eseguita l’analisi energetica preliminare per comprendere se sia possibile il salto di due classi energetiche, condizione fondamentale per l’ottenimento del Superbonus. Più precisamente, occorre effettuare l’APE (Attestato di Prestazione Energetica) pre e simulare il post intervento».

A questo punto si può partire con l’espletamento di tutte le pratiche necessarie, «tenendo però conto che chi deve effettuare l’analisi di congruità dei costi verifichi sulla carta il rispetto dei preventivi del massimale delle tabelle regionali, la correttezza degli importi unitari delle varie tecnologie e dei tetti di spesa massimali». Per esempio, nel caso del fotovoltaico, si dovrà rispettare il tetto dei 2400 euro per kilowatt, il massimale dei 48mila euro e verificare che nella tabella regionale ci siano degli importi in linea con i preventivi di spesa ipotizzata.

«Successivamente si dà avvio al cronoprogramma dei lavori, comprensivo di lavori per interventi trainanti e trainati, al termine dei quali si dovrà procedere con le dichiarazioni di conformità e i collaudi laddove necessari, l’APE post intervento, la relazione relativa alla congruità dei costi e la predisposizione dei documenti necessari per il visto di conformità».

Tutto questo deve poi considerare le posizioni dei condomini in materia di sconto in fattura o di cessione del credito. «L’importante in ogni caso è evitare una ridondanza di documenti che comporterebbe problemi e ritardi di tempistiche: giusto per capire, oggi gli istituti di credito stanno sviluppando bozze di elenco documenti che vanno da 25 a 40».
Rispetto dei tempi e della sicurezza sul lavoro: due elementi fondamentali in edilizia
Un altro elemento non trascurabile sono i tempi di realizzazione: «mi auguro davvero che le tempistiche stringenti per concludere i lavori prima della fine del 2021, oggi termine per beneficiare del Superbonus, non portino a trascurare la sicurezza sul lavoro. Installare un impianto fotovoltaico sul tetto comporta determinate attenzioni, lavorando in quota, soprattutto se si parla di condomini a più piani. Resta un presupposto fondamentale la predisposizione del cantiere in totale sicurezza».

L’auspicio di Italia Solare, testimoniato anche dalle parole del proprio vicepresidente, è che si possano protrarre di 2/3 anni i tempi del meccanismo incentivante, «evitando potenziali strumentalizzazioni e puntando alla chiarezza anche a livello burocratico».

I tempi più lunghi permetterebbero di lavorare non solo in sicurezza, ma anche garantendo parametri qualitativi significativi. «Non stiamo parlando tanto dell’installazione di un impianto fotovoltaico e di accumulo, che richiedono tempi tutto sommato rapidi, quanto della posa a regola d’arte del cappotto termico, intervento capace di cambiare sensibilmente in meglio la capacità di efficienza energetica di un edificio».
Energy storage: le dimensioni di un sistema di accumulo da affiancare al fotovoltaico
Resta da considerare l’installazione di un sistema di accumulo. Il fotovoltaico è noto e visibile, lo storage è una soluzione tecnologica spesso poco conosciuta.



Quanto ingombro prevede? «La dimensione di un impianto di storage energetico, nel caso di abitazioni unifamiliari, è poco superiore a quelle di un inverter. Quindi, è alloggiabile senza grossi problemi di spazio, di solito nei pressi dell’inverter stesso. Nel caso di installazione condominiale si può procedere in due modi: o installare un’unica soluzione oppure una composita. Nel caso di una batteria da 30 kWh da installare accanto a un impianto fotovoltaico da circa 20 kW, se composta da 6 moduli da 5 kWh cadauno, ogni modulo misura approssimativamente 40 cm x 40 cm x 9 cm. Nel caso invece si optasse per un sistema più compatto, comprensivo di 2 o 3 moduli da 10 o 15 kWh l’uno, le dimensioni approssimative sono di 100 cm x 80 cm x 15 cm di altezza», conclude Brumgnach.
            [post_title] => Fotovoltaico e accumulo per il condominio: cosa cambia col Superbonus
            [post_excerpt] => L’agevolazione del 110% potrebbe davvero spingere l’installazione di impianti fotovoltaici e di accumulo su villette e su condomini.
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