Crescono le rinnovabili in Italia sotto lo spettro del DL Agricoltura

Raddoppiano i progetti legati alle energie rinnovabili nel 2023, con 80 miliardi contro i 41 dell’anno precedente. Inoltre, con l’introduzione del nuovo disegno di mercato elettrico UE, le bollette elettriche potrebbero beneficiare della riduzione del costo della materia prima, grazie ai contratti per differenza che l’Italia adotterà per le nuove installazioni.

Infine, nel medio termine l’adeguatezza del sistema elettrico italiano offre un quadro rassicurante grazie al capacity market e allo sviluppo infrastrutturale del gestore di rete.

Lo spettro su questo quadro positivo è l’incertezza causata dal DL Agricoltura, che potrebbe potenzialmente cancellare gran parte degli investimenti previsti nel fotovoltaico.

È quanto emerge dall’Irex Annual Report 2024 realizzato da Althesys che monitora il settore dal 2008.

Marangoni: il 2023 mostra una sensibile riduzione dei prezzi elettrici in Europa. La media si attesta a 96,1 €/MWh (-54% sul 2022), in cui l’Italia ha sempre i valori più alti. Anche il costo della componente «energia» in #bolletta tenderà a scendere.#IrexReport2024

— ALTHESYS Strategic Consultants (@althesys) June 26, 2024

“Tra gli elementi caratterizzanti del comparto”, rimarca l’ad Alessandro Marangoni, a capo del team di ricerca, “la riduzione della taglia media delle operazioni, lo sviluppo dell’eolico offshore che, sulla carta, è la tecnologia emergente nel 2023 e il crescente interesse per gli accumuli, con l’affacciarsi di molti player e progetti”.

Il report è stato presentato questa mattina a Roma nel corso dell’evento “Rinnovabili, l’ora delle scelte”.

Bene le riforme, ma “l’importante è abbassare il costo dell’energia al consumatore” – Boschi

Una transizione che c’è e che ha bisogno di riforme certe e sinergiche volte a migliorare il sistema e per cui non bisogna perdere il focus sul costo dell’energia al consumatore finale come evidenzia Federico Boschi, capo dipartimento energia al ministero dell’Ambiente e della sicurezza energetica intervenuto a conclusione lavori.

“Le tre direttrici che guidano il mix sono: una decarbonizzazione efficace, efficiente e a prezzi bassi per i consumatori”. Per raggiungerli “dobbiamo lavorare su uno schema di supporto alla riforma” spiega Boschi. Per agire serve “prevedere una piena integrazione nei mercati spot delle rinnovabili. Aumentare il coordinamento tra le diverse scelte di investimento, tra sviluppo reti, accumuli e scelte di tipologia di rinnovabili per il profilo di produzione e localizzazione delle stesse. C’è poi l’esigenza di segnalare il diverso valore economico in diverse aree del Paese“.

“Serve anche un corretta allocazione dei rischi. Serve allocarli su chi è meno in grado di gestirli. Il rischio di over generation, ad esempio, deve essere assunto dal sistema. E necessaria una riforma delle procedure di accettazione per dissipare i timori con la speranza che in tempi ragionevoli certe preoccupazioni possano rientrare per avere un quadro più ordinato”.

Rispetti ai prezzi Boschi ha sottolineato che “non possiamo limitarci a strumenti che portino a efficacia ed efficienza ma dobbiamo anche cercare di ridurre la bolletta del consumatore”.

Serve quindi dorasi di un insieme di strumenti e risorse guardando non solo efficienza ed efficacia ma anche “al costo del cliente finale”. Per questo Boschi invita a “lavorare tutti per rendere questo sistema a prezzi più bassi”. Per farlo la revisione dei meccanismi autorizzativi e di connessione “diventa un passo di autodisciplina fondamentale” rimarca plaudendo alla iniziativa in merito di Elettricità futura.

Necessaria una sinergia pubblico privato per raccogliere la sfida della transizione

“Serve una commistione di capitali pubblici e provati per raggiungere gli obiettivi net zero” sottolinea nel suo intervento Milena Missori, head Italy office, European Investiment Bank (BEI). “Si tratta di investire annualmente in Europa 100 miliardi all’anno soltanto per l’efficientamento energetico. 6 per le rinnovabili, 50 per la diversificazione dei combustibili e 50 miliardi annui per lo sviluppo delle reti lo stoccaggio e la distribuzione energetica. La sfida è trovare questi capitali. Entità come la Bei sono importanti ma non sufficienti” rimarca.

“Adesso stiamo lavorando al terzo obiettivo: fare leva alle proprie risorse per generare investimenti per mille miliardi di investimenti verdi al 2030. Nel 2023 abbiamo lanciato il Repower Eu con obiettivo di finanziare 45 miliardi per incrementare la capacità di investire nelle reti, nello stoccaggio, nelle tecnologie nuove e nei nuovi materiali. Usare anche investimento da 5 miliardi per generare investimenti da 80 miliardi nella economia generale per l’eolico”.

Rinnovabili, mercati e competitività.

“Il mercato è attrattivo. I volumi in gioco sono importanti. Ma il dato importante è andare a vedere dietro a questi volumi” analizza Eleonora Petrarca, head business development Italia Enel Green Power. “Il mercato si sta arricchendo anche con player che hanno una natura industriale di altro tipo. C’è un offerta e un volume molto attivo che è la contropartita di quel valore di domanda. Il Pniec verrà emesso a giorni e parla di circa 74-75 GW ulteriori; il che conferma lo scenario di breve, medio e anche di lungo periodo e ambizioni maggiormente green rispetto ai precedenti Pniec. Sarà fondamentale che con questi ingredienti siano assicurati interventi che convergano da tutti gli stakeholder in maniera sincrona” conclude.

“Dobbiamo scegliere quali delle strade intraprendere” sottolinea Simone Togli, presidente Anev. “La lentezza delle autorizzazioni crea un aumento di numeri di domande. Dietro un impianto realizzato cadono un gran numero di domande che insistono per un impianto nella stessa area. Molti problemi che riscontriamo verrebbero meno, se ci fossero risposte adeguate nei tempi”. Attendere transizioni come il nucleare non ci farebbe cogliere secondo Togni il percorso di abbassamento dei prezzi dell’energia che possiamo avere con una maggiore integrazione di rinnovabili lungo il percorso, conclude.

Le tendenze strategiche

Le iniziative rilevate dal rapporto sono 1.180 (+23% sul 2022 e +170% sul 2021), per una potenza di 50,9 GW e un valore aggregato di 80,1 miliardi di euro, contro i 41 miliardi del 2022.

In tema di accumuli, l’Italia si caratterizza in Europa per l’introduzione del meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE) volto ad assicurare la costruzione di accumuli che non sarebbero realizzabili a condizioni di mercato. Il meccanismo dovrebbe consentire l’approvvigionamento di circa 71 dei 95 GWh di nuova capacità di accumulo necessaria al 2030, con una prevedibile presenza preponderante delle batterie, seguite dagli accumuli idroelettrici.

Regioni e permitting

Cresce sopratutto nelle regioni del Sud la potenza dei progetti. In prima linea: Sicilia, Puglia e Sardegna.

Resta il nodo critico dei tempi autorizzativi per quanto crescono del 73% rispetto al 2022 mentre il 18% sono in via di autorizzazione.

Cresce sopratutto il fotovoltaico, mentre l’agrivoltaico resta stabile. Mentre per l’eolico a terra i progetti in via di autorizzazione sono cresciuti più degli autorizzati (56,5% contro 22,7%), aumentando il divario tra i due. Tutti gli impianti offshore censiti sono in corso di autorizzazione.

I costi delle rinnovabili

Nel 2023 si abbassano sensibilmente i prezzi elettrici in Europa. La media si attesta a 96,1 €/MWh (-54% sul 2022), in cui l’Italia ha sempre i valori più alti (127,2 €/MWh), mentre i Paesi scandinavi quelli più bassi. Il costo medio per unità di elettricità generata (LCOE) cresce per cui si legge nel report “l’aggiornamento delle tariffe è diventato imprescindibile per il successo delle aste in tutta Europa”.

• Il LCOE dell’eolico offshore varia tra 82,1 €/MWh del Mare del Nord e 121,1 €/MWh del Mediterraneo;
• nel fotovoltaico il valore medio del LCOE degli impianti commerciali si attesta a 107,4 €/MWh (+9,8% sul 2022). Gli impianti di taglia industriale presentano un costo medio di 77 €/MWh (+10,6% sul 2022).

Contratti per differenza e costi in bolletta

L’analisi modellistica di NET di Althesys evidenzia come i contratti per differenza previsti dai futuri decreti potrebbero “limitare fortemente gli spazi per le iniziative di mercato”. Inclusi anche i PPA, per cui la capacità che sarà oggetto delle aste dovrà coprire quanto serve per raggiungere gli obiettivi del 2030.

Secondo lo studio i contratti per differenza potrebbero fare bene anche alle bollette per cui si evidenzia un potenziale calo dei costi in bolletta.