Ultima chiamata per provare a raggiungere gli obiettivi rinnovabili indicati dal piano Fit for 55. Se, da un lato, i 3 GW in più del 2022 riflettono un ritmo di crescita deludente, gli strumenti e le motivazioni per invertire la rotta ci sono. Ma vanno condivisi e incentivati con maggiore decisione.
Lo dice il Renewable Energy Report 2023, realizzato come ogni anno dall’Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano. “Senza un’accelerazione, al 2030 avremo una copertura del fabbisogno elettrico da rinnovabili del 34%, ben al di sotto del minimo richiesto del 65%. Mancano soprattutto i grandi impianti e il ritardo ci ha impedito di sfruttare l’effetto calmierante delle FER sul prezzo dell’elettricità”, spiega il vice direttore Davide Chiaroni. Il tema è anche macro economico: il percorso verso i target rinnovabili comporta investimenti tra 43 e 68 miliardi di euro e 300-400 mila nuovi posti di lavoro.
Gli obiettivi chiedono all’Italia 125-150 GW di energia da fonti rinnovabili entro il 2030. I poco più di 3 GW installati nel 2022 – 526 GW di eolico e 2,5 GW di fotovoltaico – rappresentano comunque un aumento del 125% sul 2021. Ma hanno portato la capacità FER installata a 63,6 GW: un terzo dei circa 10 GW da aggiungere ogni anno per tenere il passo. Nel frattempo, l’elettrificazione dei consumi corre veloce e con essa il fabbisogno elettrico, stimato al +126% entro il 2050.
A fine 2022, la potenza totale installata da fotovoltaico supera i 25 GW complessivi. Dei qual 2,5 GW aggiunti nell’ultimo anno e suddivisi in 295.000 nuovi impianti. La crescita italiana si deve soprattutto a sistemi di piccola taglia (meno di 20 KW, in media 6 KW) nelle regioni del Nord Italia. Si tratta di circa la metà della nuova potenza disponibile: una performance dovuta anche alla spinta del Superbonus 110%. Mancano invece all’appello i grandi impianti: i superiori a 10 MW sono solamente 6 (11% della potenza totale). Senza il loro apporto, confermano i ricercatori, è impossibile immaginare di compiere la scalata dettata dai target rinnovabili.
Quanto all’eolico, a fine 2022 la capacità installata si avvicina a 12 GW. Solo 0,5 GW (+31% sul 2021) si riferiscono a nuove installazioni. Suddivise tra 208 impianti, con una media 2,5 MW ciascuno, realizzati prevalentemente in Sicilia e Puglia e quasi esclusivamente onshore.
Eppure, le ragioni economiche, sociali e ambientali per puntare sulle rinnovabili ci sono. Sia che consideriamo gli obiettivi “minimi” del PTE – Piano per la Transizione Energetica, pari a 63 GW di nuove installazioni (72%), sia che ci orientiamo ai target rinnovabili più ambiziosi di Elettricità Futura. Parliamo di 82 GW, in linea con il REPowerEU, ovvero del 84% di rinnovabili sulla generazione elettrica nazionale. Insieme ai risvolti occupazionali, la riduzione delle emissioni di CO2 annuali dal 2023 in poi si attesterebbe tra 39 e 51 MtCO2. Superando gli obiettivi di 30 MtCO2 del Fit for 55.
Interessante anche il potenziale impatto sulla volatilità dei prezzi. Nel 2022, infatti, le FER sono riuscite a scalzare le fonti fossili nel determinare il prezzo orario solo per l’1,7% delle ore: 63 €/MWh contro 142 €/MWh. “Il dato – aggiunge Chiaroni -, non tiene conto dei picchi dovuti alla guerra in Ucraina e si è verificato quasi esclusivamente al Sud. Al Nord e al Centro Nord i prezzi orari sono rimasti in media più alti del 20%”.
Vale la pena soffermarsi sui prezzi. A parità di condizioni di mercato, l’estremizzazione degli squilibri porta con sé due rischi. Il primo è l’aumento della volatilità del prezzo dell’elettricità, causata da:
Il secondo problema è la possibile riduzione della profittabilità degli investimenti in FER. Generata dalla maggiore competizione tra gli impianti e dalla mancata garanzia per gli stessi di guadagnare con la rendita marginale del clearing price fissato dagli impianti tradizionali. Per prevenire e risolvere, la Commissione Europea ha già proposto di ridurre l’influenza del prezzo del gas sui prezzi dell’energia elettrica. E di supportare la diffusione di contratti di Power Purchase Agreement (PPA) e di Contract for Difference a due vie (CFD). A livello nazionale è importante aumentare nel frattempo la capacità di scambio tra zone, così da ridurre la volatilità infragiornaliera e la disparità di esiti di mercato tra le diverse zone.
Insieme a tutto questo, l’incertezza normativa e la burocrazia non accennano a migliorare. “L’inefficienza delle aste e le lungaggini degli iter autorizzativi sono tra i principali ostacoli alle installazioni FER nel Paese – conferma Chiaroni -. C’è un evidente disallineamento tra la velocità normativa europea e quella italiana”. Basti pensare che, ad aprile 2023, gran parte dei provvedimenti nazionali attesi per il 2022 non erano ancora stati promulgati. Mancano all’appello: revisione del PNIEC, Decreto FER II, bandi del PNRR, Decreto di definizione delle aree idonee, completamento delle semplificazioni dell’iter autorizzativo per impianti FER e Decreto del MASE per l’autoconsumo diffuso.
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 2020. Le percentuali arrivano a sfiorare il 100% se si considerano i progetti del 2021 e del 2022, con un backlog complessivo di richieste che a inizio 2023 superava i 300 GW. Dal confronto con gli operatori del settore, emerge anche un aumento dell’entropia del sistema. I recenti aggiornamenti non sembrano infatti aver semplificato il quadro dei processi autorizzativi. Questo perché le migliorie apportate a livello nazionale non sono state seguite dal necessario adeguamento della normativa regionale.
La conclusione degli ultimi strumenti previsti dal Decreto FER1 riflette un quadro abbastanza desolante. Soprattutto per gli impianti di grande taglia, la saturazione del contingente non ha mai superato il 30% negli ultimi 4 bandi. E, dopo 10 bandi, risultano ancora non assegnati 1.412 MW, ovvero il 47% dell’installato annuo (dati 2022). Anche la mancata “riedizione” del Decreto FER, prevista in recepimento della REDII, sta generando notevole incertezza. Male anche revamping e repowering: negli ultimi 3 bandi la partecipazione è oscillata tra lo 0% e l’1% del contingente.
Per approfondire la complessità del business plan legato agli impianti FER, Energy & Strategy ha anche condotto una survey tra gli operatori del settore. I risultati, rappresentativi del 90% del relativo mercato in Italia, mostrano che le valutazioni di investimento con esito positivo si fermano al 40-45%. Oltre alle problematiche legate agli iter autorizzativi, le criticità riguardano soprattutto la stima dei ricavi. Questo a causa dell’estrema instabilità del prezzo dell’energia e della scelta tra progetti merchant e PPA. Per quanto riguarda invece la struttura dei costi, l’elemento di maggior complessità riguarda l’eventuale sistema di storage da integrare all’impianto.
Ultimo passaggio, lo strumento del Power Purchase Agreement. Dal 2019 al 2022 ben 33 GW di impianti green nei principali Paesi in Europa sono frutto di contratti PPA di lungo termine. Si possono considerare uno strumento abilitante da affiancare alle aste pubbliche? Dal punto di vista del venditore, questi contratti consentono business plan economicamente sostenibili, perché i ricavi sono prestabiliti lungo un certo orizzonte temporale. Cosa che li rende appetibili anche per l’acquirente, che può stabilizzare i propri costi energetici e pianificare sul medio-lungo periodo.
Tra le barriere alla diffusione dei PPA in Italia, tuttavia, troviamo la distanza tra offtaker e produttori nel determinare le condizioni chiave dei contratti. Ma anche l’estrema volatilità dei mercati wholesale, unita alla bassa volatilità dei mercati a termine: diventa più difficile stabilire un prezzo di lungo periodo. Resta infine il “macigno” dell’iter autorizzativo: da ciò dipendono la data di inizio della produzione di energia e le condizioni per fissare il prezzo.
Alla luce di queste considerazioni, vincere la sfida rinnovabile va oltre l’impegno per la transizione ecologica. “Richiede una coraggiosa e nuova politica – si legge nelle prime pagine del Renewable Energy Report 2023 -. Una politica industriale che purtroppo ancora si fatica a vedere. Il tempo scorre però inesorabile e chiama tutti, secondo il proprio ruolo, alla responsabilità. È davvero l’ultima chiamata per il mondo delle rinnovabili in Italia”.
