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Le energie rinnovabili in Italia: stato dell'arte e prospettive

Nel 2017 900MW di nuova potenza installata da rinnovabili in Italia, fotovoltaico in testa con 410MW. C'è ancora un notevole gap tra gli obiettivi attesi al 2030 di produzione da rinnovabili e le aspettative concrete di installazioni. Lo sviluppo atteso tra le diverse fonti, considerando SEN e Decreto rinnovabili. Il revamping e repowering come possibilità di valorizzazione del parco installato.

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

 

Il 10 maggio sarà presentata a Milano la 4a edizione del Renewable Energy Report, realizzato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, che si è posto l'obiettivo di valutare la possibilità per il nostro paese di raggiungere gli obiettivi di produzione da rinnovabili fissati al 2030.

 

Vi proponiamo in anteprima i principali risultati del Rapporto, invitandovi ad iscrivervi alla presentazione del 10 maggio al Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Lambruschini 4, Edificio BL28 - Aula Magna Carassa Dadda. 
Ai presenti sarà consegnata in omaggio una copia del Renewable Energy Report - 4a edizione.


A fondo pagina il PDF con l'Executive Summary completo, a firma dell'Ing. Damiano Cavallaro.

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Il Renewable Energy Report 2018 si è posto un obiettivo ambizioso, ossia quello di valutare l’effettiva possibilità per il nostro Paese di raggiungere – con gli strumenti di supporto di cui si sta dotando (da quelli indicati nella Strategia Energetica Nazionale del 2017, a quelli previsti nell’approvando Decreto Rinnovabili) – gli obiettivi di produzione da rinnovabili che ci si è dati al 2030.

La conclusione cui si è arrivati, anticipando al lettore i dettagli che troverà nel summary ed ovviamente con maggiore profondità nel testo del Rapporto, è che c’è ancora un gap – purtroppo non piccolo – tra le aspettative concrete di installazioni e gli obiettivi che ci si è posti. Un gap che può essere colmato solo dalla volontà politica, ma anche degli operatori del settore e della community dell’energia, di adeguare gli strumenti di supporto. Anche in questo senso, una proposta concreta la si trova scritta in queste pagine. 

Il mercato italiano delle Rinnovabili nel 2017

La nuova potenza installata nel corso del 2017 in Italia è stata di circa 900 MW, più di 120 MW superiore a quella installata nello stesso periodo del 2016 (+15%). Una crescita comunque sostenuta (a doppia cifra) nonostante la non facile situazione economica e politica che ha caratterizzato lo scorso anno. E’ il fotovoltaico a guidare la classifica delle installazioni con 410 MW, seguito dall’eolico con 360 MW, e idroelettrico con 95 MW, mentre sono le biomasse con soli 50 MW a chiudere la classifica.

 

Nel primo bimestre 2018 sono stati complessivamente installati 107 MW di nuova potenza, di cui 60 MW di fotovoltaico, 23MW di eolico e 23MW di idroelettrico. Rispetto al 2017, la crescita del nuovo installato del primo bimestre è cresciuta del 3%, pari a pochi MW aggiuntivi. Si mantiene comunque costante il passo di installazione anche per l’anno in corso.

 

Con il contributo delle installazioni 2017, complessivamente la potenza installata da rinnovabili in Italia raggiunge quasi i 53 GW (36 GW se si esclude l’idroelettrico “storico” già installato nel nostro Paese prima degli anni ‘00), ossia più del 40% del parco di generazione italiano (pari a circa 117 GW e che non ha visto nel corso dell’ultimo anno nessun incremento di potenza connesso a produzione da fonte tradizionale).

 

Nel 2017 le rinnovabili hanno contribuito al 36,2% della produzione e alla copertura del 32,4% della domanda elettrica nazionale che ha superato i 320 TWh (22,7% della domanda se si esclude ancora una volta l’idroelettrico “storico”).

 

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


Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di circa 19.670 MW
a fine 2017, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 410 MW, in crescita di circa il 10,8% rispetto a quanto accaduto nell’anno precedente.

 

Il ritorno alla crescita delle installazioni, dopo il rallentamento del 2015, resta un segno positivo circa la possibilità del mercato di esprimere ormai una domanda che – sebbene su livelli non comparabili al periodo 2010-2013 –può però essere considerata completamente indipendente dai meccanismi di incentivazione.

 

Dopo la virata verso il settore residenziale verificatasi fino al 2015, è interessante sottolineare l’inversione di tendenza che si è avuta a partire dal 2016, con il ritorno agli impianti di grande taglia. Il dato del 2017 (16% della potenza installata in impianti oltre 1 MW) è però “falsato” dall’ingresso di un unico grande impianto fotovoltaico da 64 MW a Montalto. Nonostante questo il sentiment degli operatori è tornato ad essere positivo su questo tipo di installazioni ed è quindi più che plausibile ritornare a distribuzioni per taglia più «equilibrate».

Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2017 a circa 661 mln €. Il mercato residenziale ha pesato per circa 414 mln € (poco più del 60% del totale), rappresentando il 50% della potenza installata con livelli di costo al kW nell’intorno dei 2.000 €, sostanzialmente invariato rispetto all’anno precedente. Da sottolineare invece il calo dei costi per gli impianti di taglia più grande, scesi sotto la soglia del milione di € al MW.

 

Il volume complessivo di potenza eolica installata è giunto a oltre 9.811 MW a fine 2017 con un valore di nuove installazioni pari a circa 359 MW (+23,8% rispetto al 2016). E’ opportuno ricordare come, considerata la conformazione del territorio nazionale e la relativa ventosità, la quasi totalità della potenza connessa (99%) è localizzata nelle regioni del Sud Italia.

Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari a poco più di 534 mln €. La larga maggioranza è rappresentata da impianti di taglia superiore ai 5 MW, con un controvalore di oltre 280 mln € (circa il 54% del totale). Il costo in €/kW nel corso del 2017 si è attestato nel range compreso tra i 1.840 € per gli impianti di piccola taglia e i 1.300 € per gli impianti di taglia maggiore.

 

Il volume complessivo di potenza idroelettrica installata è di18.702 MW a fine 2017 con un valore delle nuove installazioni pari a circa 95 MW, volumi lievemente superiori rispetto al 2016. Le Regioni che hanno installato di più nel 2017 sono le stesse del 2016, la Lombardia (26,35 MW), il Piemonte (21,8 MW) e il Trentino (9,08 MW).

Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2017 a circa 443mln €, in larga parte appunto attribuibile agli impianti di piccola taglia. E’ interessante notare come in questo caso la differenza di costo in €/kW tra grandi e piccoli impianti sia estremamente significativa. Con gli impianti sotto i 500 kW che costano oltre 2,5 volte quelli compresi tra 5 e 10 MW.

 

La potenza cumulata, sommando tutte le diverse tipologie di biomassa utilizzate per la produzione elettrica, ha superato, al termine del 2017, i 4,2 GW, con una crescita complessiva quindi di «soli» 50 MW nel 2017, rispetto ai 40 MW del 2016. Lo «stallo» delle nuove installazioni è quindi evidente e continua ormai dal 2014. Sarà interessante vedere quali impatti produrrà il nuovo decreto, relativo al supporto degli impianti per la produzione del biometano con destinazione d’uso trasporti entrato in vigore a inizio marzo 2018, sulle future installazioni.

 

Visto nel suo insieme, l’anno 2017 è stato quindi caratterizzato da una dinamica di nuove installazioni che ha ulteriormente rafforzato la tendenza «rialzista» del 2016


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

Nel 2017 sono stati investiti per la realizzazione di nuovi impianti da fonti rinnovabili circa 290 miliardi di € a livello globale, in crescita dell’11,5% rispetto al 2016 ma inferiori del 7,6% rispetto al 2015 che aveva invece segnato investimenti record, oltre i 300 miliardi di €.

Gli investimenti nell’area EMEA sono leggermente in discesa nel 2017 (-21,5%), con un valore pari a poco più di 60 mld €, prevalentemente concentrati in Europa. Gli investimenti nell’area Americana (USA, America Centrale, America meridionale) sono rimasti pressoché stabili nel 2017, pari a circa 68 mld €. USA, Messico e Chile guidano il continente per la quantità degli investimenti destinati alle energie rinnovabili. E questo nonostante la nuova politica del Governo USA sembri essere meno accomodante verso le forme di produzione di energia tradizionali al fossile. Gli investimenti nell’area APAC (163 mld €) sono ancora fortemente cresciuti rispetto al 2016. Gli investimenti effettuati nella zona asiatica sono fortemente trainati dalla Cina, che da sola ha investito circa il 70% del totale. Ben oltre la metà degli investimenti cinesi è stata dedicata al settore fotovoltaico.

 

Non sembra quindi invertirsi la tendenza, già osservata nel recente passato, che sposta decisamente verso est il baricentro degli investimenti e relega l’Europa, dove pure la base installata pari a oltre 540 GW complessivi, è stata superata dall’installato totale cinese pari a oltre 670 GW, ad un ruolo da comprimario.
 

La produzione di energia elettrica in Europa nel 2017, è stata pari a circa 3.200 TWh, con un ruolo non ancora preponderante da parte delle fonti rinnovabili, che hanno pesato per circa il 30% della produzione elettrica totale.

Un ruolo importante, in termini di produzione di energia elettrica, a livello europeo, è ancora ricoperto dalle fonti tradizionali, ed in particolare dal gas naturale (20%), il carbone (23%) e il nucleare (25%).

Nel complesso le rinnovabili pesano quindi «solo» per il 30% a livello europeo, con l’eolico a garantirsi la lion’s share (quasi il 40% della quota di sole rinnovabili), seguito dall’idroelettrico e, con un certo distacco, dal fotovoltaico.

 

È evidente tuttavia che la «media» europea è il frutto di situazioni molto diverse tra loro.

 

Si rimanda al Summary a fondo pagina per l'analisi della produzione di energia elettrica fra fonti rinnovabili e tradizionali in Germania, Francia e Regno Unito.

Vi segnaliamo che nel 2017 le installazioni complessive di nuova potenza da fonti rinnovabili sono state 8,5GW in Germania, 2,7 GW in Francia e 5,3 GW in UK, contro i 900 MW dell'Italia.

 

Media europea delle rinnovabili rispetto alle fonti tradizionali

 

Il futuro delle Rinnovabili in Italia secondo la Strategia Energetica Nazionale

 

La Strategia Energetica Nazionale 2017 – coerentemente con quanto previsto dal Renewable Energy Directive della UE, rispetto al quale rappresenta uno dei primi esempi di implementazione tra i Paesi europei –è stata emanata dal Ministero dello Sviluppo Economico e dal Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare nel Novembre 2017 e traccia le linee guida riguardanti il comparto energetico italiano da qui al 2030 in termini di fonti rinnovabili, efficienza energetica, phase out dal carbone, sicurezza energetica e competitività dei mercati energetici.

 

Senza entrare nei dettagli, che sono comunque riportati nel testo del Rapporto, è qui rilevante sottolineare che carbone e petrolio praticamente sono previsti scomparire già dal 2025 dal mix di generazione elettrica, sostituiti da un uso maggiore di gas e soprattutto FER.

 

In particolare è previsto che le FER aumentino del 70% il loro contributo rispetto al 2015.

 

Tra le diverse fonti rinnovabili – come evidenziato nel grafico – vi è però una grande differenza in termini di sviluppo atteso: mentre eolico e fotovoltaico sono previsti in grande aumento (x2,5 il primo, x3 il secondo rispetto ai dati odierni), l’idroelettrico e il geotermico sono previsti pressoché costanti, mentre le biomasse addirittura (ma pare ovvio considerando il trend di mercato) in calo.

 

Evoluzione  rinnovabili in Italia con la nuova sen

Il fotovoltaico è previsto arrivi nel 2030 a 72 TWh (partendo da 23TWh del 2015, mentre l’eolico è previsto a 40 TWh(partendo dai15TWh del 2015).

 

Ma cosa vogliono dire questi obiettivi di produzione se tradotti in potenza installata, in numero e dimensione degli impianti? La SEN si limita infatti a parlare di generazione elettrica, senza dare ulteriori dettagli su come si pensa sia distribuita la capacità di generazione.

 

Complessivamente la nuova potenza fotovoltaica da installare da qui al 2030 per raggiungere gli obiettivi di produzione della SEN deve essere nell’intorno di 36 GW, ossia quasi 2 volte quella già presente alla fine del 2017.

 

Tradotto in obiettivi annuali si tratta di 2,8 GW all’anno (circa sette volte tanto le installazioni attuali), di cui 1 GW da impianti utility scale (> 1 MW) e 1,8 GW da impianti di piccola taglia (< 1 MW).

 

Si noti come la generazione da impianti «utility scale» dovrà essere preponderante rispetto alle altre, con gli impianti residenziali (sotto 20 kW) che comunque dovranno crescere a ritmi di circa 850 MW l’anno (rispetto ai 200 MW del 2017).

 

La nuova potenza eolica da installare da qui al 2030 per raggiungere gli obiettivi di produzione della SEN deve essere nell’intorno di 10 GW, ossia circa pari a quella presente alla fine del 2017. La generazione da impianti «utility scale» è ancor più importante che per il fotovoltaico con le ipotesi che si sono fatte, superando il 90%. Per raggiungere questi obiettivi bisognerà installare circa 770 MW all’anno (più del doppio di ora), quasi totalmente riferiti a impianti di grande taglia.

 

In termini di investimenti – considerando la distribuzione per taglie che sia coerente con gli obiettivi e ipotizzando una ulteriore, ma limitata, riduzione dei costi di installazione – il controvalore atteso si attesta nell’ordine dei 60 miliardi di €, circa 4,5 miliardi di € l’anno, contro gli 1,6 miliardi di € investiti nel 2017.

 

Senza contare il tema del consumo di suolo. Il fotovoltaico ha una densità di circa 30 - 40 MW/kme l’attuale normativa non consente un accesso di quello installato su aree agricole alle tariffe di supporto. L’eolico ha una densità energetica maggiore guardando alla singola turbina, ma necessita di grande spazio tra di esse, che porta questo valore intorno ai 7 - 8 MW/km2; tuttavia questo consente l’utilizzo anche agricolo del territorio tra gli aerogeneratori, comportando un effettivo “consumo di suolo” nettamente inferiore al fotovoltaico.

 

Per quanto riguarda il fotovoltaico nella SEN si fa riferimento allo sfruttamento in primo luogo delle aree industriali dismesse. Queste, secondo un’indagine ISTAT del 2011, hanno una superficie pari a 9.000 km2. Considerando un consumo di suolo indicato in precedenza, pari a 30 – 40 MW/kme il totale delle installazioni «utility scale» previste, pari a 15 GW, l’area totale necessaria è di circa 375 – 500 km2, ovvero il 4 – 5% di questa superficie.

 

Per quanto riguarda l’eolico invece l’area necessaria, considerando le ipotesi fatte in precedenza e i 10 GW da installare, è pari a circa 1.250 – 1.400 km2. Come detto, l’eolico non è incompatibile con i terreni agricoli, quindi quest’area può essere confrontata con questa tipologia di terreni. Utilizzando i valori ISTAT dell’ultimo censimento del 2010 possiamo notare come la superficie agricola non utilizzata (SANU) sia pari a circa 6.000 km2, e quindi l’area occupata da impianti eolici sarebbe il 21 - 24% di tale superficie, mentre rispetto a quella agricola totale (SAT) è pari allo 0,7% circa. Ovviamente diverso è il discorso per quanto riguarda il repowering, che non richiederebbe ulteriore consumo di suolo.

 

In assenza di stimoli al mercato, appare quindi assai difficile arrivare a questi livelli di crescita, che peraltro sono indispensabili se si vuole centrare l’obiettivo della SEN (obiettivo che è bene ricordarlo però è solo indicativo e non vincolante per il nostro Paese). In parte l’atteso «Decreto Rinnovabili» può rappresentare una prima risposta, forse però non sufficiente e sicuramente non esaustiva per il periodo considerato. 

 

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

Nel Rapporto si è analizzata con grande dettaglio la sostenibilità economica degli investimenti in impianti rinnovabili fotovoltaici ed eolici, in diverse configurazioni di taglia e di posizionamento geografico (e di conseguenza irraggiamento e ventosità). Rimandando al testo esteso per la valutazione delle singole configurazioni, è tuttavia interessante in questa sede presentare il grafico complessivo a livello italiano.

 

Sostenibilità economica investimenti in rinnovabili in Italia

 

 

Nel complesso la situazione appare positiva, anche se più per il fotovoltaico che per l’eolico. Entrambe tuttavia hanno compiuto un miglioramento significativo rispetto a qualche anno fa, grazie al progresso delle tecnologie sia in termini di performance che di riduzione dei costi, e alla maturazione del settore.

 

Le differenze si avvertono maggiormente per impianti di grande taglia:

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

Bisognerà poi valutare l’immissione di una tale quantità di energia da fonti non programmabili sia in termini di stabilità del sistema che per quanto riguarda il prezzo a cui verrà transata l’elettricità.

 

La situazione attuale – con la cartina certo non tutta colorata di verde acceso – non è tuttavia sufficiente a garantire l’ammontare di installazioni previsto nella SEN, visto che permangono diverse zone di criticità.

 

Vi è poi il tema non affatto banale del costo per lo Stato dei nuovi strumenti di supporto previsti per favorire le installazioni. Nella SEN e nella nuova bozza del decreto relativo alle rinnovabili sono stati ipotizzati invece contratti per differenza (CFD) “a due vie”.

Nel Rapporto sono stati analizzati due casi di questi contratti: uno in cui il prezzo fisso è stato posto pari a 50 €/MWh, molto competitivo, il secondo in cui è stato posto pari a 60 €/MWh, più conservativo. 

Si rimanda al Summary in allegato per l'analisi dei 2 casi e i risultati in termini di rendimento degli impianti e di spesa per lo Stato.

 

Il Rapporto dell'Energy&Strategy Group evidenzia che appare necessario trovare un meccanismo più efficace o in alternativa rivedere le previsioni di sviluppo.

 

Se si vuole perseguire la prima strada, ovvero la definizione di un meccanismo di accompagnamento più efficace, la discussione con gli operatori del settore e partner della ricerca, ha permesso di formulare una ipotesi di strumento alternativo.

 

Questa ipotesi – che in realtà ha già degli antecedenti ad esempio nel sistema australiano – ha le caratteristiche di un CFD a due vie «con banda di oscillazione».

 

Un CFD con banda è assimilabile a un contratto a due vie, ma vengono definiti due valori invece che fissare uno strike price: il prezzo inferiore, floor, e il prezzo superiore, cap

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

 Scenari di crescita delle rinnovabili grazie alla SEN

Appare evidente che il CFD «con banda di oscillazione» ha l’effetto di mitigare il rischio tra le due parti: se fissata adeguatamente, la «banda» può portare a risultati positivi sia per lo Stato che per i proprietari di impianti e può quindi più facilmente portare il mercato verso la necessaria maturità dei PPA Corporate (dove peraltro potrebbe usarsi il medesimo sistema, volendo). Bisogna inoltre considerare che i risultati sono fortemente «ancorati» alla situazione attuale di costi: una riduzione dei CAPEX nelle due tecnologie può portare i risultati entro la soglia di accettabilità.

 

Il CFD «con banda di oscillazione» è una possibile risposta, certo non l’unica, al tema sollevato. Di certo è però necessario che una soluzione venga trovata, attraverso il coinvolgimento di tutti gli attori e stakeholder del mercato. La posta in gioco – non solo la SEN ma evidentemente anche il rilancio dell’intero sistema economico connesso alle rinnovabili – è troppo alta perché non vi sia la volontà di raggiungere l’obiettivo.

 

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

 

Nel Rapporto si è dato ampio spazio – attraverso una estensiva indagine empirica che ha coinvolto oltre 300 operatori – anche alla tematica del revamping/repowering del parco installato, come possibilità concreta di valorizzazione del parco installato.

 

Complessivamente il 41% degli operatori dichiara di avere già effettuato interventi di ammodernamento, ed un ulteriore 20% dichiara di averli in programma. Ne consegue che – generalizzando i risultati – più della metà del parco rinnovabile italiano (per potenza installata) è stato o sarà soggetto ad interventi di revamping/repowering.

 

La propensione agli interventi di ammodernamento è però piuttosto variegata se si guarda alle diverse fonti, passando dal caso delle biomasse che – nonostante la citata crisi degli investimenti nel mercato primario – sembra catalizzare gli interessi di revamping/repowering soprattutto alla luce del nuovo decreto che incentiva il biometano per uso nei trasporti, sino al caso dell’idroelettrico dove l’oltre 60% dichiara di aver già fatto o ha intenzione di effettuare interventi di ammodernamento.

 

Laddove sono stati effettuati gli interventi, gli incrementi di prestazione a valle dell’ammodernamento sono evidenti e significativi. Se appare abbastanza scontato che una grande percentuale (quasi il 75%) del campione abbia riscontrato aumenti di performance, è interessante notare che più di metà di questi abbia registrato incrementi superiori al 5%. 

 

Gli interventi effettuati sono stati anche con una certa cautela a dire il vero, con la grande maggioranza (più del 75%) che si pone su posizioni più intermedie – supportati dalla possibilità di preparare il proprio impianto allo sfruttamento delle potenzialità del Mercato dei Servizi di Dispacciamento, ossia il mercato dove Terna si approvvigiona delle risorse necessarie per il bilanciamento dei flussi energetici sulla rete elettrica nazionale.

 

Non è un caso, infatti, che ben il 60% degli intervistati abbia risposto positivamente alla volontà di inserire sistemi di accumulo/storage dell’energia e pompaggi all’interno di parchi di generazione di energia rinnovabile.

 

Un segno che i sistemi di accumulo stanno iniziando ad interessare gli operatori, anche se ancora due terzi di questi pensino che l’implementazione avverrà nel medio-lungo termine.

 

Coloro che invece non hanno effettuato e non hanno in piano interventi di ammodernamento (il 40% complessivo del campione) hanno indicato la bassa sostenibilità economica come il maggior elemento di criticità, seguito però da problematiche a livello legislativo: queste riguardano la complessità degli iter legislativi, l’elevato potere in mano alle PA locali e la mancanza di iter ad hoc per impianti già operativi.

 

Nel fotovoltaico, l’intervento di revamping/repowering più diffuso ha riguardato la sostituzione di moduli deteriorati oltre le previsioni iniziali riguardo il loro decadimento prestazionale (il 40% del campione). La principale causa scatenante è stata, per il 24% degli interventi di ammodernamento la correzione di errori progettuali commessi durante la fase di corsa agli incentivi dei vari conti energia. I risultati degli interventi sono stati decisamente positivi, con il 61% degli intervistati che dichiara aumenti del performance ratio. Viceversa, il maggior freno agli interventi di ammodernamento è stata la bassa sostenibilità economica dell’intervento (per il 35% del campione) che non ha peraltro particolarmente beneficiato dei supporti del Piano Industria 4.0 (con solo il 17% del campione che dichiara di avervi avuto accesso).

 

Nell’eolico vi è una netta prevalenza degli interventi di revamping «light», indicati dal 61% del campione come l’operazione maggiormente effettuata. Il principale motivo dietro gli interventi è da ricercarsi nell’evoluzione tecnologica dei componenti (39%). Ben l’83% degli intervistati ha registrato un aumento del PR, e per molti di loro superiore al 5% (63%). Diversamente dal fotovoltaico, la principale barriera è stata la mancanza di iter autorizzativi ad hoc (46%).

 

Per quanto riguarda l’idroelettrico è l’installazione dei sistemi di monitoraggio l’intervento più «gettonato» tra gli operatori (40%), causato da un’evoluzione dei sistemi di automazione e monitoraggio (26%). Anche in questo caso circa il 64% degli intervistati ha registrato incrementi nel PR e più della metà di essi (54%) superiori al 5%. Come per l’eolico, la maggior barriera è stata normativa: il 45% vede gli iter autorizzativi troppo lunghi e complessi come la più grande difficoltà per poter implementare interventi di revamping/repowering.

 

Le biomasse mostrano una predilezione per l’installazione di sistemi di monitoraggio avanzati (48%) che permettono una gestione oculata della produzione grazie al controllo simultaneo di numerose variabili che agiscono sul digestore. Proprio l’evoluzione di questi sistemi è stata indicata come la causa maggiore di implementazioni di azioni correttive (21%). È comunque da rilevare una buona percentuale di risposte (19%) che indicano nell’upgrade a biometano una buona opportunità per il futuro in seguito all’approvazione del decreto, che potrebbe fungere da volano per il settore. La percentuale di coloro che hanno registrato un aumento del PR è inferiore rispetto alle altre fonti, ma comunque pari al 50%. La maggiore barriera è in questo caso la bassa sostenibilità economica degli interventi (43%).

 

Si rimanda all'Executive Summary a fondo pagina per l’analisi sui player più «rappresentativi» del mercato, ovvero sui proprietari di asset che «pesano» con i loro impianti per diverse decine o centinaia di MW l’uno sul mercato e che rimangono nella «top 10» per base installata in Italia nella loro categoria.

 

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

Il mercato atteso delle installazioni da rinnovabili, così come delineato nelle slide precedenti, può essere quindi stimato nel prossimo triennio tra gli 8 ed i 10 GW complessivi, di cui circa il 25% (una quota quindi comunque non trascurabile) derivante da interventi di revamping/repowering.

Il fotovoltaico rappresenterà oltre il 55% del totale del nuovo installato, seguito dall’eolico con il 35%. Rispetto a quanto osservato quindi rispetto al triennio trascorso ci si attende un ulteriore «sbilanciamento» a favore della fonte solare. Sbilanciamento che, come accennato in precedenza, sarà anche probabilmente il frutto della competizione diretta (sulla stessa quota di contingente) prevista dal nuovo Decreto Rinnovabili.

 

Nel complesso per il fotovoltaico pare ragionevole attendersi installazioni nell’ordine dei 4,5 – 5 GW nel triennio (pari a circa a circa 1,5 GW all’anno). Di questi la grande parte è ascrivibile ad impianti di taglia medio-grande (sopra 1 MW) con oltre 3,5 GW costituiti da impianti che probabilmente non avranno nemmeno bisogno di sistemi di supporto.

 

 

Nel caso dell’eolico invece pare ragionevole attendersi installazioni nell’ordine di 1,5 – 2,2 GW nel triennio (pari a circa 600 MW all’anno). Largamente minoritario il ruolo del mini-eolico, mentre saranno i parchi di medie e grandi dimensioni a catturare l’interesse degli investitori.

 

Idroelettrico, geotermico e impianti alimentati da gas provenienti dalle discariche esaurite (secondo la classificazione del Decreto Rinnovabili) giocheranno – almeno per tutto il prossimo triennio - un ruolo da «gregario», contribuendo nel complesso per una nuova potenza installata che non andrà oltre i 400 MW (ad un passo quindi tra i 100 ed i 130 MW complessivi all’anno, in linea con quanto osservato nel recente passato).

 

Se si confronta l’andamento atteso dal mercato con quanto previsto – per il medesimo periodo – dal Decreto Rinnovabili e dalla SEN, si ottiene il grafico seguente:

Potenza installata attesa da rinnovabili

 

Il bicchiere “mezzo pieno” riguarda la distanza (tra i 2 ed i 4 GW) tra la somma dei contingenti previsti dal Decreto nel periodo 2018-2020 ed il mercato atteso. Segno comunque inequivocabile del fatto che esiste – ed è comunque significativo – un mercato delle nuove installazioni da fonti rinnovabili che non dipende da sistemi di supporto ed è quindi in grado di esplicare una domanda autonoma anche nel nostro Paese.

 

Il bicchiere “mezzo vuoto”riguarda invece la distanza, o meglio sarebbe a dire il ritardo di quasi 2 GW che si accumulerebbe nel prossimo triennio rispetto agli obiettivi SEN, considerando quindi la distanza tra il «passo» atteso delle installazioni e quello che si dovrebbe invece tenere per centrare gli obiettivi della SEN.

 

Se è vero quindi che ci si attende un «salto» nelle installazioni annuali (3.000 MW contro i quasi 900 del 2017, + 330%), non è ancora sufficiente a garantirci il raggiungimento dell’ambizioso scenario SEN.

 

Quali le strade per aumentare le installazioni?

 

Sicuramente vi è un tema – ampiamente dibattuto nel capitolo 4 – relativo a come garantire in maniera più efficace di come si sia ipotizzato sino ad ora l’accompagnamento di fotovoltaico ed eolico verso forme pure di mercato.

 

Vi è poi la delicata questione delle aste neutre, che pare come visto privilegiare il fotovoltaico, ma che forse non tiene in debito conto la diversità tra le diverse fonti e la loro capacità di distribuire la produzione (che impatto avremmo sul prezzo dell’energia nelle ore centrali della giornata in una condizione “teorica” in cui tutto il contingente vada appannaggio del fotovoltaico?)

 

Vi è infine - e va ancora ricordato nonostante sia una costante ormai da quasi un decennio – l’impatto dell’incertezza politica e legislativa, che ci fanno commentare una SEN ed un Decreto Rinnovabili (peraltro ancora in bozza) elaborate da un Governo non più in carica e con una elevata probabilità di essere riviste (anche pesantemente) da chi ne prenderà il posto.

 

Presentazione Renewable Energy Report

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

 

Scarica l'Executive Summary dell'Energy Report 2018

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28/09/2018

Le osservazioni di Anie Rinnovabili sullo schema di Decreto FER

ANIE Rinnovabili, che ha analizzato la bozza di Decreto ministeriale di incentivazione alle FER, esprime molta soddisfazione per la programmazione su base triennale e la possibilità di installazione di moduli fotovoltaici a seguito della bonifica da ...

24/09/2018

Detrazione del 50% per sistemi di accumulo collegati al fotovoltaico

L'Agenzia delle Entrate rispondendo all'interpello di un contribuente ha chiarito che l'acquisto di un sistema di accumulo collegato al fotovoltaico, sia contestuale che successivo all'installazione dell'impianto solare, dà diritto alla detrazione del ...

21/09/2018

Monitoraggio GSE delle fonti rinnovabili nelle regioni italiane

Il GSE ha pubblicato i dati statistici sui consumi di energia rinnovabile nelle Regioni italiane, con monitoraggio degli obiettivi burden sharing.        Ai sensi del Decreto Legislativo 28 del 3/3/11 e del Decreto 11/5/2015 del ...

11/09/2018

Bozza nuovo decreto rinnovabili con incentivi al fotovoltaico

Sta girando in questi giorni la bozza del nuovo Decreto Rinnovabili, già approvata da Ministro dello Sviluppo Economico, che prevede incentivi per gli impianti alimentati da rinnovabili, tra cui il fotovoltaico per il periodo 2018/2020 e introduce il ...

10/09/2018

A luglio le rinnovabili coprono il 36,6% della domanda di energia. In calo il fotovoltaico

A luglio 2018 la domanda di energia è aumentata dell’1,3% rispetto allo stesso mese del 2017. Tengono le rinnovabili grazie alla buona performance dell'idroelettrico (+13,9%); calano fotovoltaico, eolico e ...