Continua la crescita record delle rinnovabili mentre l’Italia si avvia (con incertezza) verso nuove policy. Riforma del mercato elettrico, sviluppo di accumuli e reti segnano la strada verso la transizione.
L’Irex Annual Report 2024 mostra un settore italiano delle rinnovabili che ha continuato a crescere malgrado le sfide economiche globali, l’alto costo del denaro, i rincari dei materiali e le complessità nei processi autorizzativi. La riforma europea del market design e l’evoluzione delle politiche italiane guideranno la transizione in un quadro di adeguatezza del sistema che indica come strategici tanto la flessibilità quanto le infrastrutture di rete. Investimenti e innovazione sono le chiavi.
Gli investimenti italiani e le tendenze strategiche
La crescita del settore delle rinnovabili è proseguita nel 2023 a dispetto del difficile quadro macroeconomico. Le operazioni mappate sono arrivate a 1.180 (+23% sul 2022), per una potenza di generazione di 50,9 GW e investimenti per 80,1 miliardi di euro, contro i 41 del 2022.
Il 96% delle operazioni riguarda la costruzione di nuovi impianti. Gli attori più coinvolti, con il 77%, sono i core rinnovabili, seguiti dagli investitori finanziari (10%), che restano un
elemento chiave del mercato. L’attenzione dei player rimane sull’Italia e le poche operazioni all’estero interessano Europa, Americhe e Asia.
Tra le tecnologie, fotovoltaico e agrivoltaico sono largamente prevalenti, incidendo insieme per il 75% delle iniziative e il 56% della potenza.
L’eolico, sia onshore che offshore, guadagna terreno, arrivando a coprire il 23% delle operazioni ma il 44% della potenza con 22,5 GW.
La taglia media degli impianti scende da 48 MW nel 2022 a 44, mentre aumentano le operazioni inferiori a 10 MW, il cui peso sale da 16% a 30% del totale. Per la crescita esterna, il numero dei casi superiori a 100 MW cala da 16 a 10.
Nel mercato mobiliare, l’Irex Index ha segnato un -21,6% nel 2023, con una capitalizzazione a fine maggio 2024 di 2,1 miliardi (-13% in un anno). A pesare sono state le incertezze delle politiche energetiche e il delisting di una società.
Gli economics delle rinnovabili in Europa
Il 2023 ha visto il boom delle rinnovabili in Europa con 18,3 GW di eolico (di cui 3,8 GW offshore) e quasi 56 GW di fotovoltaico realizzati. Il settore si è dimostrato resiliente, nonostante le molteplici difficoltà, come l’alto costo del capitale, i rincari dei materiali e il permitting. Ma non mancano segnali preoccupanti come l’abbandono di progetti
vincitori di aste, il fallimento di PPA e i timori per l’industria europea, stretta nella morsa tra concorrenza cinese e protezionismo USA.
Gli LCOE sono cresciuti rispetto al passato: 76,6 €/MWh per l’eolico onshore e 100,2 €/MWh per l’offshore, mentre per il fotovoltaico utility scale 77,0 €/MWh e 107,4 €/MWh per il commerciale. L’aggiornamento delle tariffe è pertanto diventato imprescindibile per il successo delle aste e tutti i Paesi europei stanno procedendo, più o meno velocemente, in tale direzione.
Nel fotovoltaico l’impiego di tracker o pannelli bifacciali è ormai lo standard nei grandi parchi a terra poiché consente una sensibile riduzione del LCOE: rispettivamente 75,7 e 67,0 €/MWh.
In Italia il nuovo Decreto 2024 ha definito i sostegni per l’agrivoltaico avanzato, che al Sud presenta un LCOE compreso tra 90 e 110 €/MWh a seconda della taglia e delle ore considerate.
Per il 2024, nonostante le numerose incertezze legate al contesto geopolitico, si prospetta una discesa del LCOE per tutte le tecnologie, spinta da una politica meno restrittiva da parte della BCE e da un calo dei costi delle materie prime.
Le politiche europee per il settore elettrico e l’Italia
La riforma del market design europeo è in arrivo, mentre le nuove politiche italiane per rinnovabili e accumuli riducono l’importanza del mercato spot, privilegiando misure di supporto pubblico a lungo termine. L’Italia adotterà contratti per differenza per le nuove installazioni, cercando di governare la (problematica) distribuzione geografica degli impianti. La bolletta elettrica beneficerà della riduzione del costo della materia prima grazie ai contratti per differenza ma rimane fondamentale valutare i costi per la flessibilità e il trasporto dell’energia.
Si punta a superare il PUN e introdurre il mercato del time-shifting per gestire l’overgeneration.
L’allineamento al mercato europeo e l’evoluzione dei DSO proseguono, con un ruolo crescente nella gestione della rete. Arera ha introdotto incentivi per ridurre i costi di dispacciamento del TSO, efficaci dal 2022 e proposti fino al 2030.
La riforma del MSD continua e il nuovo TIDE muterà il ruolo dei DSO e allineerà ulteriormente il mercato italiano a quello europeo.
Scenari di adeguatezza e roadmap della transizione
L’adeguatezza del sistema elettrico italiano al 2028 dipende dalla capacità contrattualizzata nel capacity market, dallo sviluppo delle infrastrutture di rete e dall’assenza di ulteriori dismissioni del termoelettrico oltre al carbone.
Rischi derivano da eventi meteo estremi e dalla sostenibilità economica degli impianti termoelettrici.
Nel lungo termine, con la crescita delle rinnovabili, l’adeguatezza è supportata dagli accumuli e dalle nuove infrastrutture.
La roadmap della transizione energetica italiana prevede obiettivi su efficienza, rinnovabili, flessibilità e adeguatezza. Il consumo elettrico è sotto controllo. Grazie al capacity market, il target 2030 per il termoelettrico è più vicino ma le politiche per rinnovabili e accumuli vanno attuate al più presto per recuperare i ritardi maturati.
Accumuli, a che punto siamo?
Lo sviluppo di sufficienti capacità di stoccaggio in Italia dovrebbe essere garantito con il sostegno del MACSE gestito dal TSO. Mentre si sono diffusi gli accumuli di piccola taglia, il mercato non è, infatti, in grado di sostenere quelli utility scale, il cui sviluppo finora è avvenuto grazie al Capacity Market e ai progetti pilota di Fast Reserve.
Oggi solo la metà dei ricavi degli impianti di pompaggio esistenti proviene dai mercati dei servizi, mentre l’altra da quello dell’energia. Il MACSE dovrebbe consentire circa 71 dei 95 GWh del nuovo storage necessario al 2030, con prevalenza delle batterie seguite dai pompaggi e da tecnologie innovative.
Lo sviluppo degli accumuli dipende dal progresso tecnologico, concentrato oggi nella chimica e nei sistemi di conversione. Le batterie al litio potrebbero essere affiancate da quelle al sodio, che richiedono meno materiali critici.
Su questi l’UE e l’Italia hanno definito strategie di derisking basate su riciclo, R&S e nuove fonti di approvvigionamento.
I green gas tra potenzialità e barriere
Il «Pacchetto green gas» è stato recentemente approvato in via definitiva dalle istituzioni UE, che mirano a costruire un quadro di regole favorevole allo sviluppo di gas rinnovabili come biometano e idrogeno.
Entrambi hanno un potenziale rilevante ma anche ostacoli al decollo.
Mentre il biometano è tecnologicamente maturo, la sua diffusione è ancora limitata e per una sua crescita serviranno l’upgrading di buona parte degli impianti a biogas esistenti, la mobilitazione di ingenti quantità di biomasse e schemi di sostegno efficaci nel medio e lungo termine.
Per l’idrogeno verde restano molto forti l’interesse industriale e lo slancio politico ma emergono anche criticità che erano in buona parte da attendersi e che frenano l’avvio del settore: aumento dei costi già elevati, necessità di grandi quantità di elettricità rinnovabile, carenze infrastrutturali, mancanza di domanda.
Ne deriva il ritardo nelle decisioni di investimento dei principali progetti in Europa e una sensibile riduzione delle stime di crescita.