Il Green Deal europeo ha premuto l’acceleratore sullo sviluppo delle energie da fonti rinnovabili, nel contesto del quale il fotovoltaico sarà determinante e gli impianti utility scale paiono destinati a una crescita esponenziale. Ma quali sono le loro potenzialità nel contesto del rinnovamento del sistema elettrico italiano? Da dove parte il loro sviluppo e dove può arrivare? In che modo e superando quali ostacoli? Lo abbiamo chiesto a Elvira Foti, Head of Business Development Italy di Canadian Solar e portavoce dell’Alleanza per il Fotovoltaico in Italia, aggregazione promossa nel 2020 da un network di operatori energetici impegnati nello sviluppo di soluzioni per l’energia solare sul territorio italiano.
«L’Europa punta a diventare il primo continente climaticamente neutro entro il 2050, grazie a quella che è stata definita la strategia climatica più ambiziosa mai lanciata dall’UE. Agli Stati membri viene chiesto di azzerare le proprie emissioni nette di gas a effetto serra entro il 2050 e di ridurle di almeno il 55% entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990», ricorda Elvira Foti. Sottolineando come, nel caso dell’Italia, per raggiungere l’obiettivo sarà necessario installare circa 60 GW di nuova potenza rinnovabile di qui al 2030, di cui 43 GW da fotovoltaico.
Italia, leader potenziale del mercato europeo
«Si tratta di una sfida considerevole, ma le condizioni sono incoraggianti», afferma Elvira Foti. Se da un lato, infatti, i costi della tecnologia sono ormai competitivi, con una riduzione che sfiora l’80% negli ultimi 10 anni, anche le prestazioni degli impianti sono enormemente migliorate, con moduli che raggiungono una potenza di quasi 700W e alcune configurazioni bifacciali che arrivano a produrre fino al 30% in più rispetto agli impianti solari tradizionali. I dati più recenti sui valori di Levelised Cost of Electricity (LCOE), che considerano il costo complessivo necessario per generare un MWh di elettricità con una data tecnologia, confermano che produrre energia da fotovoltaico diventa sempre più conveniente, specie nei paesi in cui l’irraggiamento è più elevato. «Grazie alle ottime condizioni di irraggiamento, che incidono direttamente sul costo finale dell’energia prodotta, gli impianti fotovoltaici utility scale italiani presentano valori di LCOE tra più bassi d’Europa, intorno a 50 €/MWh: l’Italia ha le carte in regola per diventare il centro del mercato fotovoltaico europeo, con importanti ricadute sul tessuto industriale nazionale», osserva Foti.
Domanda: Dottoressa Foti, come è possibile centrare l’obiettivo di un posizionamento così ambizioso?
Risposta: Lo sviluppo degli impianti utility-scale contribuirebbe a superare uno dei limiti strutturali del mercato elettrico del nostro Paese, che soddisfa il proprio fabbisogno energetico con un ricorso massiccio alle importazioni di fonti fossili, mentre la quota di rinnovabili copre meno del 35% dei consumi elettrici ed è rimasta pressoché invariata negli ultimi anni.
Il gap di potenza installata da colmare è imponente: dagli esordi della tecnologia fotovoltaica a oggi, in Italia sono stati installati circa 21 GW, che dovranno più che raddoppiare in meno di un decennio. È evidente che per centrare l’obiettivo non basteranno gli impianti sui tetti o sulle aree contaminate, ma serviranno vere e proprie centrali fotovoltaiche multi-megawatt, installate a terra e dislocate su tutto il territorio.
D: Le premesse sono chiare. Ma quali sono i fattori abilitanti per garantire lo sviluppo delle centrali?
R: Per attuare la transizione verde serve una rivoluzione culturale, burocratica, infrastrutturale e tecnologica. Occorre una presa di coscienza collettiva sull’urgenza del processo di decarbonizzazione ed è d’obbligo snellire i processi burocratici, semplificando procedure autorizzative finora incerte e penalizzanti. È essenziale anche l’ammodernamento dell’infrastruttura di rete, chiamata a gestire una quota crescente di energia da fonti non programmabili: già al 31 dicembre 2020, le richieste di allaccio di nuovi impianti fotovoltaici ed eolici superavano i 100 GW. Terna, già impegnata in progetti di adeguamento della rete in vista della progressiva dismissione delle centrali a carbone (circa 8 GW di capacità entro il 2025), dovrà compiere uno sforzo ulteriore investendo nel potenziamento della capacità di rete, nell’eliminazione delle congestioni e nel miglioramento del transito dell’energia dalle regioni del Sud, dotate di maggiore capacità produttiva da fonti rinnovabili, al Nord del Paese, che detiene i maggiori consumi di energia. L’adeguamento tecnologico dovrà riguardare anche gli impianti: quasi l’80% della potenza installata in Italia è precedente al 2013 e impiega tecnologie molto meno efficienti di quelle disponibili oggi. In un sistema elettrico sempre più digitalizzato e moderno dovranno inoltre integrarsi i sistemi di accumulo.
D: Veniamo al tema del finanziamento degli impianti: in un regime di mercato, caratterizzato dall’assenza di incentivi pubblici, qual è il ruolo dei Power Purchase Agreement e quale il loro margine di sviluppo?
R: I Power Purchase Agreement, comunemente noti come PPA, costituiscono lo strumento fondamentale per il finanziamento degli impianti utility scale. Si tratta di contratti di fornitura di energia a lungo termine (circa 10 anni) tra un produttore di energia elettrica (seller) e un consumatore o distributore di energia elettrica (buyer). Soluzioni basate su condizioni di vendita dell’energia prestabilite, che garantiscono flussi di cassa certi e prevedibili, assicurando un ritorno economico agli investitori e ai finanziatori degli impianti e rendendo possibile quindi la bancabilità dei progetti stessi.
Il numero di PPA siglati in Italia sta continuando a crescere ma non ai ritmi osservati in altri mercati europei. Le ragioni di una più lenta diffusione dei PPA sul mercato italiano sono strettamente legate all’andamento con il quale vengono rilasciati i permessi, è facile pensare quindi che all’atteso sblocco autorizzativo corrisponderà anche una crescita proporzionale di contratti PPA che concorreranno allo sviluppo competitivo e sostenibile dei nuovi impianti FER contrapponendoli definitivamente alla vecchia logica delle rinnovabili dipendenti dagli incentivi.
D: La congiuntura della ripresa post-Covid si annuncia come un’occasione da non perdere, dal momento che l’Italia è lo stato membro che beneficerà maggiormente dei fondi messi a disposizione dal programma Next Generation EU. Quali sono le opportunità concrete, contenute nel PNRR?
R: Tramite il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza, il Paese avrà accesso a quasi 200 miliardi di euro tra sovvenzioni a fondo perduto e prestiti da destinare a investimenti e riforme per la ripresa post-pandemica. Il PNRR, che nel prossimo quinquennio sarà il volano per la ripresa economica del tessuto imprenditoriale italiano, riconosce la centralità delle rinnovabili come fattori di innovazione e sviluppo economico-occupazione, nel segno di una ripresa in ottica green.
D: Come sono ripartite le risorse?
R: Il 37% dei fondi, pari a circa 70 miliardi di euro, sarà destinato alla transizione ecologica: la Missione 2, “Rivoluzione verde e transizione ecologica”, prevede misure programmatiche in tema di energie da fonti rinnovabili e agrivoltaico, comparto per il quale il PNRR mette a disposizione circa 2,6 miliardi di euro destinato alla realizzazione di circa 2 GW di impianti fotovoltaici a terra, integrati con attività agricole e sulle coperture di fattorie, stalle e capannoni.
D: Le risorse economiche stanziate sono ingenti, ma da sole non bastano a garantire la ripresa: quali riforme occorre portare a termine?
R: Per avviare i progetti in tempi rapidi, il PNRR cita innanzitutto la semplificazione burocratica. Il governo ha dato seguito a questa importante linea programmatica con la pubblicazione del cosiddetto “Decreto Semplificazioni”, ma per un vero cambio occorre l’affermazione di un nuovo paradigma di procedure amministrative e assetti regolatori più favorevoli: solo con interventi decisi in questo senso l’Italia potrà colmare il gap con gli altri Paesi europei in tema di investimenti in impianti utility scale
D: Alcune criticità di lungo corso affliggono lo sviluppo del settore: come è possibile superarle?
R: Negli ultimi anni, il fotovoltaico, come le altre fonti rinnovabili, è stato pesantemente penalizzato da procedure autorizzative lente e farraginose. I progetti in sviluppo rimangono incagliati in procedimenti complessi e disomogenei che durano anche più 3 anni. Troppo spesso i termini perentori previsti dalla normativa di riferimento non vengono rispettati e questo rende quasi impossibile alle imprese programmare gli investimenti. Le associazioni di settore stimano che con l’andamento attuale, gli obiettivi 2030 saranno raggiunti nel 2090. Cioè con 60 anni di ritardo! Tempistiche inammissibili per uno dei Paesi più avanzati d’Europa sul fronte delle rinnovabili, che ha vissuto da protagonista la sfida dei target al 2020 e che ora rischia di diventare il fanalino di coda.
D: Quali sono i passi più urgenti da compiere?
R: Il DL Semplificazioni ha segnato un buon punto di partenza nell’armonizzazione del sistema procedurale. Ora è indispensabile il rispetto dei tempi per la conclusione degli iter: per processare nei tempi stabiliti le numerosissime istanze di autorizzazione, sarebbe auspicabile un rafforzamento dell’organico dei vari enti coinvolti nei procedimenti autorizzativi.
Analoghe considerazioni valgono anche per le procedure di connessione: andrebbero accorciate le tempistiche con le quali Terna ed Enel distribuzione mettono a disposizione le soluzioni di connessione, che richiedono fino a 3 mesi a seconda della taglia di impianto, con altrettanti mesi di attesa sin caso di modifiche alla soluzione proposta dall’operatore di rete. Andrebbe riformata anche la prassi secondo la quale gli impianti in alta tensione per collegarsi alla rete devono sottoscrivere accordi privati con altri operatori per la condivisione e la gestione degli stalli comuni. La negoziazione di questi accordi è spesso lunga e complessa e conferisce un eccessivo potere contrattuale ai soggetti che hanno già ottenuto da Terna la validazione del progetto di connessione o che sono già connessi alla sottostazione. Si dovrebbe definire una normativa ad hoc per limitare comportamenti anticoncorrenziali e Terna non dovrebbe limitarsi a svolgere il ruolo di “arbitro incompleto” chiamando gli operatori alla condivisione delle opere ma poi delegando completamente la trattativa per la condivisione stessa.
D: Anche il tema dell’accettabilità sociale degli impianti non è marginale.
R: Andrebbero abbattuti alcuni preconcetti secondo cui le rinnovabili deturpano il paesaggio e sottraggono suolo alle attività agricole. Va sfatato il falso mito dell’eccessivo consumo di suolo: ipotizzando di raggiugere i target di potenza rinnovabile dettati dal PNIEC solo tramite installazioni fotovoltaiche a terra, servirebbero circa 460 chilometri quadri: meno dello 0,5% delle aree agricole utilizzate e meno del 4% delle aree agricole non utilizzate; molti progetti insistono inoltre su terreni industriali, cave dismesse o altre superfici non agricole.
In generale, serve uno sforzo corale da parte di istituzioni, imprese e cittadini. Nella consapevolezza che mancare gli obiettivi del Green Deal non significherà soltanto perdere la lotta contro il cambiamento climatico, ma anche perdere una grande occasione di crescita economica e sociale.
Questo articolo è stato pubblicato sul numero di settembre 2021 di Energia&Mercato
