Come è cambiata la distribuzione delle rinnovabili negli ultimi anni? Quali ragioni hanno determinato lo sviluppo di solare ed eolico nel nostro paese? Rispetto agli obiettivi del PNIEC per il 2030, a che punto siamo? Francesco Del Pizzo, Luca Piemonti e Francesco Marzullo (Terna) ricostruiscono l’evoluzione delle connessioni delle fonti energetiche rinnovabili in Italia dal 2008, con l’obiettivo di individuare i possibili punti di attenzione legati al raggiungimento degli obiettivi definiti nel PNIEC, identificare e monitorare le necessità e i fenomeni che potrebbero interessare il sistema energetico nazionale. Un estratto dell’articolo pubblicato su ENERGIA 3.21.
Presentiamo un estratto dell’analisi di Francesco Del Pizzo, Luca Piemonti e Francesco Marzullo (Terna), pubblicata su ENERGIA 3.21, in cui viene ricostruito e valutato il percorso delle rinnovabili intermittenti in relazione agli obiettivi di penetrazione nel mix elettrico nazionale.
“Nel 2019, con la pubblicazione del Clean Energy for all Europeans package (CEP), la Commissione europea ha delineato le principali direttive che i paesi dell’Unione devono seguire in materia di energia e clima, istituendo l’obbligo di redigere piani nazionali volti a indicare i target di decarbonizzazione e le relative misure che saranno attuate per assicurarne il pieno raggiungimento.
A tal proposito, a fine 2019, l’Italia ha trasmesso la versione definitiva del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC), che stabilisce gli obiettivi nazionali al 2030 e le relative misure per quanto concerne efficienza energetica, fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni di CO2. In questo contesto, il settore elettrico, che occupa un ruolo centrale nella transizione ecologica, si pone i seguenti sfidanti obiettivi:
– Copertura del 55% dei consumi lordi di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili (FER), rispetto al 35% del 2019;
– Phase-out dalla generazione a carbone entro il 2025.
Entro il 2030 sarà dunque necessaria l’installazione di circa 40 GW di capacità rinnovabile, costituita quasi esclusivamente da fonti non programmabili, come fotovoltaico ed eolico. Riguardo quest’ultimo, a novembre 2020, la Commissione europea ha presentato la strategia per promuovere lo sviluppo degli impianti offshore.
Attualmente la capacità eolica offshore installata in Europa si attesta intorno ai 12 GW e la Commissione stima di raggiungere l’obiettivo di almeno 60 GW entro il 2030. Per raggiungere questo target, tutti gli Stati membri costieri sono tenuti a presentare i piani nazionali di «pianificazione dello spazio marittimo», in linea con i propri per l’energia ed il clima.
I target di penetrazione delle fonti rinnovabili nei consumi elettrici definiti nel PNIEC dovranno essere riformulati in modo più ambizioso dopo il Green Deal
Nonostante gli obiettivi previsti dal CEP fossero ambiziosi, nel dicembre 2020 la Commissione ha approvato il Green Deal, stabilendo una riduzione netta delle emissioni di gas a effetto serra di almeno il 55% rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030, in luogo del 40% già fissato con il CEP.
I target di penetrazione delle fonti rinnovabili nei consumi elettrici definiti nel PNIEC dovranno, dunque, essere riformulati in modo più ambizioso. È perciò estremamente rilevante, al fine di ottenere una visione di insieme di quanto avvenuto in passato, comprendere come il contesto normativo e le dinamiche economiche abbiano influenzato lo sviluppo di progetti di generazione rinnovabile (…).
La potenza fotovoltaica ed eolica installata in Italia alla fine del 2020 è pari a circa 32,5 GW, così suddivisa: 21,6 GW di fotovoltaico e 10,9 GW di eolico.
Come si può notare dalla Fig. 1, l’installato fotovoltaico è quasi equamente distribuito, con circa il 50% della capacità nella zona di mercato Nord, mentre l’eolico è localizzato prevalentemente nelle regioni del Sud Italia e nelle Isole, caratterizzate da una maggiore disponibilità della fonte energetica primaria.
L’attuale distribuzione geografica del fotovoltaico, con logiche apparentemente diverse rispetto all’eolico, è principalmente dovuta alle peculiarità dei diversi strumenti incentivanti susseguitisi nel tempo.
I meccanismi in vigore fino al 2013, ed in particolare i Conti Energia, erano infatti caratterizzati da valori di incentivo che consentivano la sostenibilità economica degli impianti rinnovabili anche in aree a minore disponibilità di risorsa energetica primaria.
La differenza tra il valore degli incentivi e il Levelized Cost of Energy (LCOE), soprattutto per il fotovoltaico, è stata, infatti, ampliamente positiva fino al 2013, determinando così il boom di installazioni che si può notare nella Fig. 2.
I meccanismi incentivanti si sono poi adattati all’evoluzione tecnologica, prevedendo nel tempo strumenti e logiche sempre più efficienti al fine di creare un contesto di innovazione e competitività.
Nel 2014 sono state introdotte le aste dedicate alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico (Aste FER non FV), che, come si può vedere sempre in Fig. 2, hanno causato un notevole rallentamento nella diffusione di impianti rinnovabili.
Nel corso degli ultimi sette anni, infatti, la capacità FER installata annualmente si attesta, in media, intorno a 800 MW. Questi risultano ben al di sotto dei 4 GW previsti dal PNIEC (e ancor di più del numero che verrà stabilito nel contesto del Green Deal europeo) per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030.
La capacità annua installata finora è ben al di sotto dei 4 GW previsti dal PNIEC e ancor più bassa del valore che verrà stabilito dopo il Green Deal
Questa tendenza è stata confermata dagli esiti delle aste DM FER1 del 4 luglio 2019, il nuovo meccanismo incentivante caratterizzato dallo svolgimento di aste competitive tecnologicamente neutre.
Con questo strumento, il fotovoltaico e l’eolico sono in competizione tra di loro secondo logiche puramente economiche, attraverso uno sconto rispetto alla propria tariffa di riferimento allineata ai valori della market parity.
Dai risultati pubblicati sul sito del Gestore dei Servizi Energetici, le prime cinque sessioni delle aste del Gruppo A sono caratterizzate da un forte trend di diminuzione della saturazione del contingente disponibile, che passa dal 100% del primo bando al 5% del quinto bando, allocando ai bandi successivi la quota non assegnata in quelli precedenti.
Contestualmente, al diminuire delle quantità assegnate, gli operatori hanno progressivamente offerto minori riduzioni della tariffa, portando il prezzo medio delle proposte accettate da circa 57-60 euro/MWh a 68-69 euro/MWh.
Dal 2019 le aste competitive sono tecnologicamente neutre, ma la partecipazione è bassa
Questi risultati sono da imputare a una scarsa partecipazione alle aste da parte del fotovoltaico, limitata dal vincolo previsto nel DM FER1, secondo il quale non risultano ammessi gli impianti autorizzati su terreni agricoli (…).
Un altro fattore determinante per la scarsa saturazione dei contingenti disponibili è rappresentato dalle tempistiche autorizzative previste dall’attuale contesto normativo, le quali risultano per lo più incompatibili con un meccanismo incentivante avente un orizzonte temporale di soli due anni.
La lentezza degli iter dei progetti rinnovabili, dovuta in particolare alla complessità amministrativa, determina infatti in molti casi l’ottenimento delle autorizzazioni in tempi superiori all’intera durata prevista per le sessioni d’asta dell’attuale DM FER1”.
Il post è tratto dall’articolo Francesco Del Pizzo, Luca Piemonti e Francesco Marzullo Evoluzione delle connessioni delle fonti energetiche rinnovabili in Italia (pp. 66-69) pubblicato su ENERGIA 3.21
Francesco Del Pizzo, Luca Piemonti, Francesco Marzullo, Terna
Foto: Pixabay
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