La “vampata” di crescita delle fonti rinnovabili in Italia vista nel triennio 2021-2023 rischia di svanire, con un forte rallentamento delle nuove installazioni nel 2025-2026 dovuto a ritardi normativi – in particolare l’approvazione dei decreti Fer 2 e Fer X – rimanendo ben lontani dallo sviluppo del mercato necessario per raggiungere gli obiettivi del Pniec al 2030.
È l’allarme lanciato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, nella sintesi del nuovo “Renewable Energy Report 2024″ che sarà presentato domani, mercoledì 29 maggio e che analizzeremo nei prossimi giorni con maggiore dettagli.
Per i prossimi due anni, si stimano installazioni di circa 1-1,5 GW/anno di fotovoltaico e 400-500 MW di eolico, molto distanti dalla potenza annuale che bisognerebbe aggiungere per centrare il target italiano sulle rinnovabili al 2030, circa 7 GW/anno di solare e 2 GW di eolico.
Da ricordare, intanto, che nel primo trimestre 2024 il solo fotovoltaico ha visto 1,7 GW di nuovi impianti (stima di circa 2,1 GW a fine aprile), trainati dalla ripresa dei segmenti utility scale e commerciale/industriale (C&I).
Secondo gli autori del report, “qualora le criticità attualmente presenti non venissero risolte, ricadremmo in uno scenario ‘BAU’ [Business as usual] per cui, al 2030, pur con una crescita dell’installato fotovoltaico ed eolico, mancheremmo ampiamente gli obiettivi: si stima infatti di poter arrivare solo intorno a 70 GW complessivi tra fotovoltaico ed eolico.
Eppure, si spiega, fotovoltaico ed eolico hanno contribuito a generare un volume d’affari di 9-10 miliardi di euro nel 2023 per attività legate all’installazione di nuovi impianti e alla gestione del parco esistente.
Di questi, lo studio del Polimi ha stimato che oltre il 60% sia rimasto ad aziende localizzate sul territorio italiano, e un ulteriore 20% in altri Paesi europei.
In Italia, infatti, ci sono oltre 25mila imprese impegnate in attività di sviluppo, gestione o manutenzione degli impianti a fonti rinnovabili o relativamente alla componentistica (nonostante la produzione domestica di moduli e turbine sia quasi trascurabile), includendo la produzione di inverter e altra componentistica elettrica, strutture e materie prime necessarie per le installazioni.
Mercato rinnovabili in Italia: che cos’è successo nel 2023
Nel 2023, evidenzia l’Energy & Strategy Group, l’Italia ha visto “un notevole incremento nell’installazione di capacità di energia rinnovabile, raggiungendo un record di 5,7 GW”, più di quattro volte il volume installato nel 2021 (1,3 GW) e quasi il doppio del 2022 (3 GW).
Tuttavia, “è importante notare che la quantità installata non è ancora allineata con gli obiettivi di decarbonizzazione fissati per il 2030, come delineato nel Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (Pniec).
Ciò si deve alla difficoltà di sviluppare il segmento degli impianti utility scale (costantemente sotto “attacco” come confermano le vicende del dl Agricoltura).
Per quanto riguarda il fotovoltaico, gli impianti di piccola taglia rappresentano oltre il 95% delle nuove installazioni e coprono quasi la metà della potenza addizionale.
Le aste del decreto Fer 1, ricordano gli esperti del Polimi, hanno raggiunto una saturazione del contingente mediamente inferiore al 40% nei 13 bandi completati.
La ragione principale “è da ricercarsi nelle tariffe di riferimento, inizialmente fissate a 70 €/MWh, che non sono state sufficienti per adeguarsi all’aumento dei costi registrato a partire dal 2021. Questa problematica è stata, almeno in parte, risolta nel 13° bando, quanto la tariffa di riferimento è stata alzata a 77,6 €/MWh, portando alla saturazione del contingente e l’entrata in posizione utile di progetti per circa 1 GW”.
Secondo le analisi, il Levelized Cost of Electricity (LCOE, cioè il costo “tutto compreso” per produrre energia con una data fonte) per il fotovoltaico di grandi dimensioni si attesta tra 65-80 €/MWh, mentre per l’eolico siamo sui 90-100 €/MWh.
Se si considera, inoltre, “la necessità di remunerazione del capitale di chi fa un investimento in impianti di grande taglia, l’LCOE adjusted ossia il ‘valore soglia’ per accettare l’investimento, cresce di altri 5-10 €/MWh per ogni punto percentuale aggiuntivo di costo del capitale da remunerare”.
In sostanza, “se non si considera un’adeguata base d’asta, si rischia una scarsa competitività delle aste del Fer X, con ancora scarse percentuali di partecipazione”.
Il report evidenzia che i valori in gioco devono essere ancora più elevati se si vogliono sostenere applicazioni innovative come l’agrivoltaico, che ha un LCOE tra 95 e 115 €/MWh, o l’eolico offshore, che registra valori compresi tra 115-135 €/MWh nella configurazione fissa e tra 150-180 €/MWh in quella galleggiante.
Tra le tante criticità della normativa italiana, si citano anche i ritardi del decreto Aree idonee e l’incertezza sul futuro del meccanismo dello Scambio sul Posto.
Difatti, si legge nella sintesi del rapporto, “gli impianti fotovoltaici di media-piccola taglia (residenziali, commerciali e industriali) garantiscono una buona redditività alle attuali condizioni di mercato, con un ritorno dell’investimento intorno ai 10 anni per le casistiche analizzate”.
Tuttavia, se lo Scambio sul Posto “dovesse davvero terminare a fine 2024, i risultati di tutti i casi analizzati, specialmente per commerciale e industriale, sarebbero significativamente peggiori. Si stima che il tempo di ritorno dell’investimento crescerebbe dagli attuali 10-11 anni a 17-18 anni, rendendo quindi molto difficile un investimento”.
Si sottolinea, infine, che 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”.
Pertanto, rifacimenti, potenziamenti, e interventi di integrale ricostruzione “rappresentano delle leve significative verso la decarbonizzazione”, anche se i 13 bandi per i rifacimenti hanno mostrato in media una saturazione del contingente del 10% e hanno incentivato solo circa 15 MW di capacità eolica.