FER è lontano il target 2030 e per il fotovoltaico i grandi impianti sono fermi: a fine 2022 si registravano 63,6 GW di capacità FER installata in Italia, di cui 3 GW installati nel corso dell’ultimo anno (+125% rispetto alla crescita dell’anno precedente). Una crescita rilevante, in termini percentuali, ma ancora decisamente troppo bassa in valore assoluto per raggiungere gli ambiziosi obiettivi al 2030 (125 – 150 GW di FER complessivamente installate al 2030 e una quota della generazione elettrica prodotta da FER del 72 – 84 %).
Lo dice il Renewable Energy Report (RER) 2023, “Ultima chiamata per il mondo delle rinnovabili in Italia”, realizzato come ogni anno dall’Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano che si pone l’obiettivo di analizzare e interpretare le principali tendenze del mercato delle energie rinnovabili in Italia. Iniziando dall’analisi degli obiettivi di installato al 2030 posti dalla normativa comunitaria e nazionale, presenta un quadro del mercato delle rinnovabili in Italia, sia attuale sia potenziale. Un quadro problematico, “con interessi fortemente contrapposti fra chi vuole frenare e chi «cavalcare» la transizione energetica e chi fra questi ultimi cerca di trarne i maggiori vantaggi” sottolinea Umberto Bertelè professore emerito di Strategia – School of Management – Politecnico di Milano, che aggiunge: “È un titolo un po’ drammatico, ma che riflette le difficoltà – in Italia più ancora che in altri paesi – nel concretizzare le misure che sono state (spesso faticosamente) varate: per le difficoltà nel portare a termine le gare ma anche per reclutare i partecipanti alle stesse, per le resistenze nelle popolazioni locali (per ragioni estetiche, conflitti uso territori …) che spesso si sommano all’inerzia di comparti della pa nel ritardare i processi autorizzativi”
A partire dal gap di capacità FER da installare per rispettare gli obiettivi al 2030, il Rapporto mira ad analizzare i differenti aspetti che stanno influenzando la diffusione di impianti FER in Italia, in modo da fornire un quadro completo rispetto alle problematiche che stanno rendendo il tasso di installazione annua troppo contenuto rispetto alle esigenze dettate dalla transizione ecologica. Il Rapporto presenta inoltre le evoluzioni del quadro normativo avvenute nel corso dell’ultimo anno, così come un’analisi sulle problematiche relative all’iter autorizzativo per impianti FER. Infine, l’edizione 2023 del Renewable Energy Report valuta le ricadute sul sistema Paese dei differenti scenari di diffusione degli impianti FER in Italia, da un punto di vista economico, occupazionale ed ambientale.
FER e obiettivi al 2030
Il ritmo al quale l’Italia sta progredendo, in termini di installazione di nuovi impianti a fonte rinnovabile, evidenzia il RER, risulta purtroppo ancora largamente inferiore a quanto necessario per raggiungere gli obiettivi al 2030 (125 – 150 GW complessivamente installati). I poco più di 3 GW installati nel corso del 2022 (contro i 10,7 della Germania, i 5,9 GW della Spagna e i 5 GW della Francia) sono, infatti, ben poca cosa rispetto agli oltre 10 GW che dovremmo installare.
L’evoluzione del fabbisogno elettrico e della penetrazione delle FER
(Fonte: rielaborazione E&S su dati Terna, PTE, Elettricità Futura e Long Term Strategy)
Il “passo” al quale dovremmo crescere, afferma il rapporto, è compreso tra 8,6 e 10,7 GW l’anno ed è un valore di installazioni che non possiamo più permetterci di “mancare” (e da qui il provocatorio titolo “ultima chiamata”), anche perché nel frattempo l’elettrificazione dei consumi corre e porterà il fabbisogno elettrico a duplicarsi entro il 2050.
“Il tempo che rimane da qui al 2030 è poco – sottolinea Davide Chiaroni, vicedirettore di Energy&Strategy, – in assenza di una “scossa” alle installazioni, da cui il termine #ultimachiamata per le rinnovabili usato per il Rapporto – ci troveremmo al 2030 con una copertura del fabbisogno elettrico di solo il 34%, contro il 65% richiesto dal Fit- for-55 e percentuali ancora superiori per raggiungere il target REPowerEU (almeno il 75% rinnovabile rispetto al fabbisogno elettrico lordo e l’84% rispetto alla generazione elettrica nazionale). Sono soprattutto i “grandi impianti” a rimanere fermi, con un coefficiente di saturazione per le aste che negli ultimi 4 bandi non ha mai superato il 30%, lasciando un inoptato di quasi 1,5 GW.”
La principale conseguenza di questo ritardo nelle installazioni è che non è stato possibile sfruttare l’effetto calmierante delle rinnovabili sul prezzo dell’elettricità, rimarca il RER. Quando, infatti, le rinnovabili sono riuscite a “spiazzare” le fonti fossili nel determinare il prezzo di riferimento orario (PMZ) si è arrivati a valori nell’ordine di 63 €/MWh, contro i 142 €/MWh determinati in condizioni orarie analoghe dalle fossili (nel nostro caso soprattutto il gas). E senza contare ovviamente i picchi dovuti alla guerra in Ucraina.
Gli ostacoli alle installazioni FER in Italia
L’incertezza normativa, l’inefficienza delle aste FER e le lungaggini degli iter autorizzativi sono il principale ostacolo alle installazioni nel Paese afferma il Rapporto. Si registra inoltre un evidente disallineamento tra la «velocità» normativa Europea e la «velocità» nazionale. Ad inizio 2023 (aprile) gran parte dei provvedimenti normativi nazionali attesi per il 2022 (tra i quali i decreti attuativi di recepimento della REDII ed il Decreto FER II) non sono ancora stati promulgati. Risultano ancora in attesa di autorizzazione circa la metà dei progetti fotovoltaici ed eolici onshore presentati nel 2019 e il 60-65% di quelli presentati nel corso del 2020. Le percentuali aumentano (fino a sfiorare il 100%) se si osservano i progetti presentati nel 2021 e nel 2022, con un backlog complessivo di richieste che ad inizio 2023 superava i 300 GW.
Eppure, le ragioni per puntare sulle rinnovabili nel nostro Paese ci sarebbero. Il raggiungimento degli obiettivi 2030 porterebbe ad un giro di affari in investimenti per le nuove installazioni compreso tra 43 e 68 miliardi di € e genererebbe ricadute occupazioni nell’ordine delle 350.000 unità. Senza contare una riduzione delle emissioni di CO2 annuali da produzione di energia compresa tra 39 e 52 MtCO2 a partire dal 2030. Ci vuole ora il coraggio e la volontà del Sistema Paese di cogliere questa opportunità.
Fotovoltaico, mancano i grandi impianti
La crescita del fotovoltaico è stata trainata soprattutto da impianti di piccola taglia (inferiore a 20 kW), evidenzia il RER; che coprono circa la metà della nuova potenza installata nel 2022, anche per effetto dell’impatto del Superbonus 110%. La rimodulazione di tale misura a partire dal 2023 è destinata a causare ulteriore incertezza. Mancano quasi completamente all’appello i grandi impianti- leggi qui il nostro approfondimento – (solo 6 impianti con taglia superiore ai 10 MW, l’11% della potenza totale), senza i quali non è possibile immaginare di “scalare” l’installato.
Fonte: Energy & Strategy POLIMI
Il confronto a livello europeo mostra la distanza tra l’Italia e gli altri grandi Paesi, con i “nostri” 3 GW che sono ben poca cosa rispetto ai 10,7 GW della Germania, così come ai 5,9 GW della Spagna, ai 5 GW della Francia (che pure ha obiettivi sulle rinnovabili meno ambiziosi dei nostri, grazie al nucleare). Solo l’Inghilterra ha installazioni vicine, anche se superiori, alle nostre (3,9 GW), ma con una conformazione geografica ed un posizionamento decisamente meno favorevole.
Aste e registri: un quadro non soddisfacente
La conclusione delle ultime aste e registri previste dal D.M. 04/07/2019 (FER1) fa emergere un quadro complessivamente desolante in merito all’applicazione di questi strumenti, sottolinea il Rapporto. Soprattutto per le grandi taglie – e primariamente a causa dell’andamento delle autorizzazioni che si prenderanno in esame più in dettaglio nel proseguo del Rapporto e complice anche la risalita dei costi delle tecnologie – la saturazione del contingente non ha mai superato il 30% negli ultimi 4 bandi. Complessivamente risultano, dopo ben 10 bandi, ancora non assegnati 1.412 MW (pari al 47% dell’installato annuo, se confrontati con il 2022).
In aggiunta, la mancata pubblicazione della “riedizione” del Decreto FER, previsto dalla legge di recepimento della REDII, sta generando una notevole incertezza per gli operatori di mercato.
Anche sul fronte del revamping e del repowering si procede estremamente a rilento, con una partecipazione che negli ultimi 3 bandi è oscillata tra lo 0% e l’1% del contingente.
Fonte: Energy & Strategy POLIMI
Nel 2022 in Italia la generazione di energia elettrica da FER si è attestata a 98 TWh, una diminuzione rispetto all’anno precedente (-15% 2022 vs. 2021) riconducibile soprattutto alla mancata produzione da idroelettrico (-40% 2022 vs. 2021). Al contempo, il fabbisogno elettrico, ad oggi pari a 317 TWh, è destinato ad aumentare significativamente al 2030 (+15% vs 2022) e ancora di più al 2050 (+126% vs 2022) a causa del trend di elettrificazione dei consumi. Senza quindi l’auspicato cambio di passo, agli attuali tassi di crescita delle installazioni FER, il fabbisogno coperto da rinnovabili arriverebbe solo a circa il 34% al 2030.
La situazione delle autorizzazioni in italia
Fonte: Energy & Strategy POLIMI
L’incertezza normativa rappresenta indubbiamente una delle principali barriere per la diffusione delle FER racconta il Rapporto del PoliMi. In Italia, in particolare, e certo non solo da ora, si registra su questo fronte un evidente disallineamento tra la «velocità» normativa europea e la «velocità» (o meglio la “lentezza”) nazionale.
Ad aprile 2023, infatti, la gran parte dei provvedimenti normativi nazionali attesi per il 2022 non è ancora completata. Mancano all’appello la revisione del PNIEC, il Decreto FER II (ovvero la “riedizione” del Decreto FER I), gran parte dei bandi del PNRR, il Decreto di definizione delle aree idonee, il completamento delle semplificazioni dell’iter autorizzativo per impianti FER, il Decreto del MASE per abilitare l’autoconsumo diffuso.
Seppur vada tenuto conto dell’effetto “carta” (ossia delle richieste ridondanti rispetto all’effettiva rea- lizzabilità) si registra un andamento crescente delle richieste di connessione che sono passate, secondo dati Terna, da 168 GW al 31 dicembre 2021 ad oltre 303 GW al 31 gennaio 2023. A fronte di tale aumento, tuttavia, le installazioni faticano a decollare.
Il gap – riporta il RER – è evidente se si analizza lo stato delle richieste di connessione alla rete presentate che rivela come, a fronte dei 303 GW di richieste sopracitati, solo 4,58 GW siano arrivati alla formulazione della Soluzione Tecnica Minima di Dettaglio (STMD) ed eventualmente alla definizione del contratto fra Terna e produttore di energia.
Guardando alla fase di permitting, si riscontra come la lentezza delle procedure abbia portato ad accu- mulare un ritardo rispecchiato dalla percentuale di progetti autorizzati sul totale delle istanze presen- tate. Infatti, risultano ancora in attesa circa la metà dei progetti fotovoltaici ed eolici onshore presentati nel 2019 e il 60-65% di quelli presentati nel corso del 2020. Le percentuali aumentano (fino a sfiorare il 100%) se si osservano i progetti presentati nel 2021 e nel 2022.
La lunga lista dei provvedimenti attesi per le rinnovabili in Italia
Per quanto riguarda la revisione del PNIEC, è stata inviata a Bruxelles ad inizio luglio 2023. In relazione all’autoconsumo diffuso, l’aggiornamento dei meccanismi di incentivazione previsto dal recepimento della REDII è in ritardo di circa 12 mesi rispetto alla deadline stabilita dal DL 199/2021. Riguardo la “riedizione” del Decreto FER, il ritardo per l’aggiornamento delle aste è pari a circa 10 mesi rispetto alle scadenze contenute nel medesimo Decreto-legge. Rispetto alle semplificazioni inerenti all’iter autorizzativo FER e alle aree idonee, vi è lo stesso ritardo di circa 10 mesi sulla deadline fissata al 12 giugno 2022 per l’individuazione delle aree idonee e non idonee agli impianti FER, mentre l’individuazione delle stesse da parte delle regioni era fissata per il 14 dicembre 2022 e non è, di conseguenza, ancora avvenuta. In ultimo, lato PNRR si riscontra un ritardo ad oggi di circa 3 mesi rispetto alla definizione di criteri specifici di coordinamento fra misure del PNRR e strumenti di incentivazione, la cui deadline era fissata per il 14 marzo 2022 dal DL 199/2021.
Le autorizzazioni per gli impianti fotovoltaici
Fonte: Energy & Strategy POLIMI
Per quanto concerne gli impianti fotovoltaici, tra il 2019 e il 2022 sono stati presentati progetti per 59,1 GW di potenza complessiva rileva il RER. Tuttavia, si riscontra come il 47% dei progetti presentati nel 2019 sia ancora in attesa di VIA, mentre solo il 45% abbia concluso la fase di permitting con esito positivo (41%) o negativo (4%). La lentezza con la quale si attraversa la fase di VIA ha quindi portato ad un accumulo di istanze in attesa di valutazione che sale a 65%, 82% e 98% sul totale presentato rispettivamente nel 2020, 2021 e 2022. Di conseguenza, risulta molto bassa la percentuale di progetti che attraversano l’iter procedurale e vengono eventualmente autorizzati: essi rappresentano rispettivamente il 19%, il 9% e l’1% del totale per gli anni 2020, 2021 e 2022.
Il fotovoltaico in Italia
La capacità fotovoltaica installata in Italia è pari a circa 25,1 GW, grazie alla nuova potenza installata nel 2022 pari a 2,5 GW (tasso di crescita che segna un incremento del 177% rispetto al tasso di crescita segnato nel 2021) riporta il RER. Degli oltre 205 mila impianti installati nel 2022, il 93% è di potenza inferiore a 12 kW, con una potenza media per impianto pari a 6 kW. Si registrano 6 installazioni di potenza superiore a 10 MW.
La potenza installata è suddivisa tra 1.221.045 impianti. La potenza coperta da impianti di taglia inferiore a 20 kW copre il 25% del totale e risulta concentrata per il 55% al Nord Italia. La potenza coperta da impianti di taglia superiore a 1 MW copre il 22% della potenza totale e risulta concentrata per il 50% al Sud e nelle Isole. La potenza coperta da impianti di taglia intermedia risulta pari al 52% del totale e si concentra per il 49% nel Nord Italia.
Fonte: Energy & Strategy POLIMI
I PPA come strumento di mercato a supporto della diffusione delle rinnovabili
Secondo il Rapporto, i rischi di aumento della volatilità e di riduzione del livello di remunerazione degli investimenti in impianti FER in corrispondenza del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione saranno auspicabilmente ridotti nel prossimo futuro. A livello comunitario, infatti, è in corso il processo di approvazione della revisione dell’assetto del mercato elettrico: la proposta della Commissione Europea punta a ridurre l’influenza del prezzo del gas sui prezzi dell’energia elettrica e a supportare la diffusione di investimenti in impianti FER, impegnandosi a supportare una maggiore diffusione di contratti di tipo Power Purchase Agreement (PPA) e di Contract for Difference a due vie (CfD). Al contempo, a livello nazionale sono pianificati ingenti sforzi del TSO a supporto di un incremento della capacità di scambio tra zone, in modo tale da ridurre la volatilità infragiornaliera e la disparità di esiti di mercato tra diverse zone di mercato.
Dal 2019 al 2022 ben 33 GW di impianti da FER nei principali Paesi in Europa sono stati sviluppati grazie alla stipula di contratti PPA di lungo termine (Power Purchase Agreement), che si stanno ormai affermando come uno strumento abilitante fondamentale per il mercato, andando ad affiancarsi a (e in alcuni casi addirittura a superare) le aste pubbliche, afferma il RER.
Dal punto di vista del venditore, i PPA sono utili a costruire un Business Plan economicamente sostenibile, in quanto i ricavi generati dal contratto sono prestabiliti lungo un certo orizzonte temporale. Per lo stesso motivo, dal punto di vista dell’acquirente, i PPA sono utili a stabilizzare i propri costi energetici, rendendo più agevole una pianificazione di medio-lungo termine. Inoltre, poiché l’oggetto contrattuale è rappresentato da energia elettrica da fonti rinnovabili, i PPA costituiscono uno strumento utile gli attori coinvolti nel contratto per contribuire alla transizione energetica, senza essere influenzati dall’andamento dei prezzi della CO2.
Una delle barriere allo sviluppo dei PPA in Italia, soprattutto per i casi relativi agli acquirenti e produttori di piccole dimensioni, è l’esistenza dei prezzi zonali, spiega il Rapporto: quando venditore e acquirente si trovano in zone diverse del sistema elettrico, vi è un fattore di rischio aggiuntivo da considerare, legato appunto alla possibile differenza di prezzo tra le due zone. Due le soluzioni proposte dal Rapporto del POLIMI: un meccanismo per annullare l’effetto sui PPA delle differenze di prezzi tra le diverse zone del sistema elettrico aiuterebbe a ridurre le problematiche relative al prezzo di vendita dell’energia. Inoltre, tra le barriere allo sviluppo dei PPA vi è la difficoltà, sempre da parte di offtaker di “piccole” dimensioni, a fornire le garanzie finanziarie necessarie per la stipula del contratto. L’esistenza di una controparte pubblica, come potrebbe essere il GSE, potrebbe aiutare nella costituzione di una sorta di “mercato tutelato” per “piccoli” offtaker, che potrebbe fungere da accompagnamento verso un mercato “libero” nel medio periodo.
FONTE: RENEWABLE Energy Efficiency Report 2023 – Energy Strategy Group del Politecnico di Milano.
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