IREX 2023, l’annuale studio di Althesys sull’industria delle rinnovabili in Italia, evidenzia che, sulla spinta degli obiettivi al 2030 e del PNRR, gli investimenti hanno avuto un incremento straordinario, ma i problemi di autorizzazione permangono con 3 progetti su 4 bloccati nonostante le semplificazioni.
Il settore delle energie rinnovabili vive un momento straordinario facendo segnare un cambio di passo soprattutto in Italia, sulla scia del PNRR e dei nuovi obiettivi al 2030. Nonostante il quadro macroeconomico ed energetico complicato, gli investimenti previsti si collocano sui 41 miliardi, con un’impennata della potenza che ha toccato la quota record di 38,9 GW, quasi triplicata rispetto ai 15 GW del 2021. Le operazioni sono 958, più del doppio di quelle rilevate nell’anno precedente.
È questa la situazione delineata dall’Irex Annual Report 2023,lo studiodi Althesys, che dal 2008 monitora il settore delle rinnovabili, analizza le strategie e delinea le tendenze future, e che è stato presentato all’Auditorium del GSE il 10 maggio 2023 nel corso dell’evento in diretta streaming “Voltare pagina, le rinnovabili oltre la crisi”.
“L’Irex Annual Report 2023segna un giro di boa degli investimenti nelle rinnovabili nel 2022 in Italia, con un incremento straordinario trainato dalla crescita interna–ha sottolineato Alessandro Marangoni, Amministratore delegato di Althesys, la Società professionale indipendente specializzata nella consulenza strategica e nello sviluppo di conoscenza, con competenze di eccellenza nei settori chiave di ambiente, energia, infrastrutture e utility, nei quali assiste imprese e istituzioni, e coordinatore del gruppo di ricerca – In tutta Europa aumentano sensibilmente gli LCOE che rendono poco attraenti le aste e inducono spesso a preferire il mercato. In questo quadro, diversi scenari di adeguatezza del sistema elettrico italiano si inseriscono nel disegno di una roadmap per la transizione”.
Le tendenze strategiche
Il rapporto evidenzia anzitutto il ritorno dellacrescita sul mercato domestico: le operazionisi concentrano quasi interamente in Italia, sono il95% del totale, per 34,8 GW e 34,8 miliardi di euro con appena 17 iniziative all’estero. Tra le possibili cause lacomplessità del quadro internazionalee lestrategie di rifocalizzazione sul mercato nazionale, legate sia aitarget 2030che all’attuazione del PNRR. Nel 2022 la protagonista assoluta tra le tecnologie è stata l’agrivoltaicoche con 390 iniziative, 15,8 GW e 12 miliardi arriva a unaquota del 41%. Il solare che preserva l’uso agricolo dei terreni toglie il primato alfotovoltaico, che si ferma al 35% con 11,6 GW per 8,3 miliardi. L’eolico onshorevale 184 iniziative, 10,6 GW e 14,2 miliardi di euro. Emergono inoltre ancheeolico offshore, 63 progetti rilevati nel 2022 e oltre 50 GW di progetti totali (solo uno entrato in funzione), ma soprattuttosistemi di accumulo. Questi ultimi sono la vera new entry del 2022 la cui capacità censita è stata di circa898 MW, +91% rispetto al 2021.Complessivamente in Italia si contano circa 227 impianti di storage per 1,5 GW e 2,7 GWh, quasi tutti di taglia residenziale. La componente storica dello stoccaggio italiano è composta dai 22 impianti di pompaggio con una potenza massima di circa 7,6 GW in produzione (6,5 GW in pompaggio) e una capacità di 53 GWh, di cui l’84% dai sei impianti maggiori (quattro al Nord e due al Sud).
Tra le tendenze future c’è sicuramente anche quella che fa capo al settoredell’idrogeno verdeche ha continuato a porre le basi tecnologiche ed economiche per uno sviluppo della catena del valore. Il panorama italiano al 2022 della filiera dell’idrogeno conta nel complesso 115 iniziative, che coinvolgono oltre 150 player diversi per origine e dimensione. Progetti, studi, accordi di collaborazione, prototipi e test sono indirizzati per il 47% agli usi finali, il 32% alla produzione. Il resto si divide tra iniziative integrate sulla filiera eHydrogen Valley(9%), elettrolizzatori/altre tecnologie produttive (7%) e trasporto/stoccaggio (5%).
Rinnovabili e investitori
Nel 2022 il valore medio delLCOE(ovvero il costo medio per unità di elettricità generata) perl’eolico onshorein Europa si attesta a 67,8 euro/MWh, in salita del 40% rispetto al 2021, soprattutto per la crescita del costo del denaro e della tecnologia, saliti in media del 28% rispetto al 2021 e del 60% in confronto al periodo 2019-2020.Tutti i Paesi segnano netti rialzi, con in testa la Svezia (+50%) e in coda l’Italia (+30%). In termini assolutispicca però l’Italia con 82 euro/MWh, mentre il costo più basso è in Svezia (59,1 euro/MWh). IlLCOE medio dell’eolico offshore(taglia 400 MW) è di 78,6 euro/MWh, in crescita del 23% rispetto al 2021. La causa di gran parte dell’aumento è ilcosto del capitale, il cui peso è raddoppiato nel 2022. Icosti più elevati si hanno nel Mediterraneo, mentre quellipiù contenuti nel Mare del Nord.
Nelfotovoltaicola voce più rilevante del LCOE è latecnologia(42%), seguita dalcosto del capitale(38%) e dall’O&M(20%). Gli impianti commerciali (100 kW) registrano un LCOE di 97,3 euro/MWh medio, increscita del 34% rispetto al 2021: si va dai 75,1 euro/MWh della Spagna ai 116,6 €euro MWh del Nord Italia. I ricavi hanno unLEOE(ricavo medio per unità di elettricità generata) di 86,2 euro/MWh, vicini ai livelli del 2021 (+1,4%). Gliutility scale(1 MW) segnano un LCOE di 73,6 euro/MWh (+29% sul 2021), con la Spagna che esprime sempre il dato più basso (57,9 euro/MWh), mentre la Polonia quello più elevato (81,5 euro/MWh). Per i ricavi gli utility scale vedono un LEOE in crescita nelle aste rispetto al 2021 (+5,5%) ma non sufficiente a garantire una redditività positiva. Tenendo conto degli andamenti dei costi di materie prime e materiali nel primo trimestre e degli ultimi aumenti del costo del denaro decisi dalla BCE,è atteso per il 2023 un modesto incremento (0-5%) dei costi dell’eolico onshore, mentre gli LCOE dell’offshore dovrebbero rimanere pressoché stabili, grazie ai margini di efficientamento ancora possibili. In calo, invece, i costi di tutte le configurazioni del fotovoltaico, dove la discesa dei prezzi dei moduli dovrebbe compensare la salita delWACC(costo medio ponderato del capitale).
I numeri delle autorizzazioni
Sembra non essere migliorata, invece, la questione autorizzativa, nonostante le ultime misure di semplificazione. Resta sostanzialmente uguale il divario tra impianti autorizzati e da autorizzare: a fronte di894 nuovi impianti/progetti censiti nel 2022, ben 673 (75%)sono ancora in corso di autorizzazione. La situazione è ancorapeggiore se si considerano le dimensioni delle iniziative, con solo il 12% approvato (in peggioramento rispetto al 18% del 2021). Nel fotovoltaico, a fronte di 142 impianti autorizzati, quasi il quadruplo è in attesa, ben 527 progetti. Le installazioni fotovoltaiche utility scale in via di autorizzazione in Italia valgono oltre 20,5 GW. Nell’eolico onshore gli impianti autorizzati sono 28 contro 137 ancora in stand-by burocratico. A livello di MW, su circa 9,5 GW mappati, 7,7 (81%) risultano in attesa di autorizzazione. In sostanza,la forte crescita delle domande ha controbilanciato le norme e gli sforzi di accelerare il permitting.
La roadmap verso la transizione e la riforma del mercato elettrico
In questo quadro, i progressi da compiere per la decarbonizzazione entro il 2030 sono significativi e richiederanno una roadmap stringente che preveda obiettivi su efficienza, rinnovabili e flessibilità. Il sistema elettrico italiano sarà adeguato al 2030 nonostante le dismissioni di parte degli impianti termoelettrici, ma oltre allo sviluppo di rinnovabili, reti e accumuli,serve anche il capacity market, lastabilità delle importazionie unmiglioramento della disponibilità degli impianti termoelettrici. Rinnovabili e accumuli sono oggi ancora a metà del guado, mentreil phase-out del carbone al 2025(rallentato a causa della crisi del gas)sarebbe economicamente, oltre che ambientalmente vantaggioso.
La recenteproposta della Commissione UE diriforma del mercato elettricopunta a sviluppare imercati a termine, iPPAe iContract for Differenceper spingere la transizione energetica. In Italia la riforma dell’attività di dispacciamento elettrico (TIDE) introdurrà diverse novità, connuove modalità di aggregazione delle unità di produzione e di consumoenuove forme di condivisione dell’energia, che rimodelleranno il profilo del settore elettrico.