Il 2023 ha segnato un traguardo storico per l’Italia nel campo dell’energia rinnovabile, con l’installazione di una capacità di 5,7 GW, prevalentemente dovuta al fotovoltaico (5,2 GW). Questo incremento ha portato la capacità totale installata a 69 GW.
Nonostante questo significativo progresso rispetto agli anni precedenti – 1,3 GW nel 2021 e 3 GW nel 2022 – l‘Italia non è ancora in linea con gli obiettivi di decarbonizzazione previsti per il 2030 (9 GW all’anno secondo il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima).
Sono alcune delle evidenze che emergono dal Renewable Energy Report 2024 (RER), redatto da Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano.
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Ostacoli allo sviluppo di impianti di grande dimensione e rischi per il mercato energetico
Il principale ostacolo, sottolinea il rapporto, risiede nelle difficoltà legate allo sviluppo di impianti di grande dimensione, stretti tra le controversie sul possibile impatto (quasi trascurabile) sul consumo del suolo e un sistema di aste per le tariffe dell’energia prodotta che non riflette più i costi reali degli impianti e le tendenze del mercato energetico.
C’è il rischio concreto che l’ondata di crescita registrata nel triennio 2021-2023 possa svanire, insieme a gran parte dell’indotto: infatti, il fotovoltaico e l’eolico hanno contribuito a generare un volume d’affari di circa 9-10 miliardi di euro nel 2023.
“Gli impianti di grande taglia non crescono – conferma Davide Chiaroni, co-fondatore di E&S e responsabile dello studio – sia nel fotovoltaico (gli impianti di piccola taglia sono oltre il 95% delle nuove installazioni e coprono quasi la metà della potenza addizionale) sia nell’eolico, che infatti ha contribuito con soli 500 MW al record del 2023. Ciò accade anche perché le aste fissate dal Decreto ministeriale FER 1 del 2019 non hanno mai rappresentato un vero acceleratore del mercato, nonostante ben 13 bandi aperti da allora: la maggior parte di essi, per una combinazione di fattori quali la complessità e la lungaggine dei sistemi autorizzativi e l’inadeguatezza della base d’asta per le tariffe, sono andati deserti o quasi”.
Questo scenario porta a stimare che nel prossimo biennio non si supereranno gli 1-1,5 GW all’anno per il fotovoltaico e i 400-500 MW per l’eolico, ben al di sotto dei 7 GW e 2 GW rispettivamente necessari per raggiungere gli obiettivi del PNIEC al 2030.
“È un rischio che non possiamo correre, considerando anche l’impatto positivo delle rinnovabili sull’economia del Paese”, sottolinea Chiaroni.
Solo nel 2023 le energie rinnovabili hanno contribuito a generare un volume d’affari di 9-10 miliardi di euro, il 60% dei quali, secondo l’analisi, è rimasto a imprese localizzate in Italia, e un altro 20% comunque in Europa.
Attualmente, oltre 25.000 imprese sono impegnate in attività legate allo sviluppo, gestione e manutenzione degli impianti di rinnovabili o che producono componenti, dagli inverter agli altri componenti elettrici, a strutture e materiali necessari per le installazioni. Purtroppo, non si può dire lo stesso di elementi fondamentali come moduli e turbine.
“Senza un impegno costante e coordinato da parte dei decisori politici, delle istituzioni e degli attori del settore, non si realizzerà il pieno potenziale del comparto”, aggiunge.
Il valore congruo del Levelized Cost of Electricity per gli impianti fotovoltaici ed eolici di grande taglia
Un elemento chiave da considerare è il Levelized Cost of Electricity (LCOE) – che rappresenta il costo per megawattora (MWh) di energia prodotto – per gli impianti fotovoltaici ed eolici di grande taglia che secondo l’analisi condotta da Energy & Strategy si attesta tra i 65 e gli 80 €/MWh nel primo caso, e tra i 90 e i 100 €/MWh nel secondo.
Tuttavia, se si tiene conto della necessità di remunerare il capitale investito in tali progetti, l’LCOEadjusted – ovvero il “valore soglia” per rendere redditizio l’investimento – aumenta di altri 5-10 €/MWh per ogni punto percentuale aggiuntivo del costo del capitale da remunerare.
Come già evidenziato precedentemente, non è un caso che con una base d’asta fissata a 70 €/MWh il Decreto FER 1 del 2019 non abbia prodotto risultati significativi negli ultimi anni, e che solo nell’ultima asta, con il valore aumentato a 77,6 €/MWh, si sia registrata una partecipazione più ampia di impianti, permettendo l’avvio di progetti – probabilmente in attesa da tempo – per circa 1 GW.
Lo stesso problema potrebbe verificarsi con il nuovo Decreto FER X, la cui pubblicazione è attesa a breve. I valori in gioco devono essere ancora più alti se si vuole sostenere lo sviluppo di applicazioni innovative come l‘agrivoltaico (che ha un LCOE tra i 95 e i 115 €/MWh a causa dei maggiori costi di investimento) o l’eolico offshore (con valori compresi tra 115-135 €/MWh nella configurazione fissa e tra 150-180 €/MWh in quella galleggiante).
E non è solo la base d’asta del FER X a rappresentare una criticità: ci sono molti aspetti poco chiari della normativa italiana, come i ritardi accumulati dal decreto Aree Idonee e l’incertezza sul futuro del meccanismo dello Scambio sul posto (SSP).
È importante prestare attenzione anche agli impianti di piccole e medie dimensioni: quelli fotovoltaici (residenziali, commerciali e industriali) garantiscono una buona redditività anche alle attuali condizioni di mercato, con un ritorno sull’investimento di circa 10 anni per i casi analizzati.
Tuttavia, se uno dei principali strumenti incentivanti, lo Scambio sul posto (SSP), dovesse effettivamente terminare alla fine del 2024, i risultati di tutti i casi analizzati, soprattutto in ambito commerciale e industriale, sarebbero notevolmente peggiori: si stima che il tempo di ritorno dell’investimento aumenterebbe da 10 a 17-18 anni.
Non bisogna dimenticare l’installato: tra il 2016 e il 2020 la perdita di generazione “reale” degli impianti fotovoltaici in Italia è stata pari all’8%, circa il doppio della degradazione fisiologica.
In questo contesto, rifacimenti, potenziamenti e interventi di integrale ricostruzione degli impianti diventano elementi essenziali per la decarbonizzazione. I 13 bandi per i rifacimenti hanno incentivato solo circa 15 MW di capacità eolica, che sale a 210 MW per le aste relative alle ricostruzioni integrali e ai potenziamenti degli impianti. Questi numeri sono ancora “risibili” se si considera che l’installato totale del solo eolico supera i 10 GW.
