Il fotovoltaico in Italia trovera' presto la parity

Alla ricerca della grid parity per il fotovoltaico

Il settore fotovoltaico è preoccupato di trovare nuove opportunità economiche per la cessione di elettricità prodotta da questi impianti senza incentivi. Sulle difficoltà dei nuovi modelli di business e su tutto il sistema regolatorio che ancora manca per arrivare alla grid parity, Assosolare presenterà a breve uno studio. Qui alcune anticipazioni.

Leonardo Berlen
18 settembre 2012

Al centro dell’attuale dibattito nel settore fotovoltaico nazionale non c’è più il sistema incentivante. Il quinto conto energia avrà una durata che secondo gli analisti potrà essere compresa tra i 4 e i 12 mesi, cioè tra gennaio e luglio 2013 (Qualenergia.it, Quinto conto energia, quanto duererà?), ma ciò cambia di poco la sostanza. Un’azienda non può impostare la sua attività in un’ottica temporale inferiore ai 3 anni. I ministri al governo lo sapevano bene e la mossa è stata studiata ad arte. A parte che l’altalenante meccanismo di incentivi e regole italiane questo modello sano di sviluppo non lo ha mai veramente consentito, ora però il decreto del luglio scorso (in gestazione e annunciato da febbraio) sancisce un pesante rallentamento a un settore fino a ieri dinamico (di fatto 450mila impianti in 3 anni), e un’ulteriore mazzata alla credibilità e alla serietà di questo Paese. Il tempo ci dirà se verrà corretta questa situazione, magari utilizzando un ‘approccio tedesco’ che ha più opportunamente ritenuto di non depauperare un comparto dall’oggi al domani.

Ma questo è il passato. E guardare indietro non aiuterà certo a dare una nuova spinta al fotovoltaico. L’obiettivo è quello di realizzare impianti in grid parity, come si dice, almeno per alcuni profili di consumo, cercando di scovare progetti con tassi di ritorno degli investimenti del 6-8%. Ma come accompagnare la tecnologia verso l’indipendenza dagli incentivi? Non tutti i pezzi del puzzle sono al loro posto per poter dispiegare questa opzione. E poi non tutti gli operatori sono pronti per andarsi a cercare queste piccole miniere. Il passaggio dalla mera vendita del modulo/impianto alla vendita del chilowattora solare provocherà “morti e feriti”, come tutti i passaggi a nuovi modelli di business. In questo caso si dovrà lavorare caso per caso, business to business, mentre prima i pesci saltavano sulla barca e non dovevi mettere giù neanche l’esca.

Ma torniamo alle regole necessarie almeno a rendere viabile questa nuova fase. Quali sono oggi le opportunità economiche esistenti in Italia per la cessione di energia elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico senza incentivi? Entro un paio di settimane Assosolare, una delle associazioni di categoria del FV, uscirà con uno studio che con analisi e diversi case history, anche esteri, proverà a dare risposte a questa domanda. Si avvarrà anche della collaborazione di tre Studi legali (Orrick, Roedl & Partner, NCTM) che hanno analizzato nello specifico, oltre alle modalità di cessione dell’energia elettrica da fotovoltaico, anche la questione della priorità di dispacciamento dell’energia pulita e le barriere di natura anticoncorrenziale.

Per quanto riguarda il primo aspetto sappiamo che i regimi attualmente in vigore sono quelli del “ritiro dedicato”, dello “scambio su posto”, dei sistemi di auto-approvvigionamento energetico, i cd. SAEE (Decreto Ministero dello Sviluppo Economico del 10.12.2010) e dei Sistemi Efficienti di Utenza, i cd. SEU (Decreto legislativo n. 115/2008). A valle delle normative su SAEE e SEU vi sono le normative sulle reti private, le Reti Interne d’Utenza (RIU) definite dall’articolo 33 della legge n. 99/09 e le altri reti private.

Come emerge da alcune anticipazioni dello studio, presentate nel corso del convegno di ZeroEmission di Roma, “Fotovoltaico senza incentivi: troppo presto?”, i SAEE e i SEU sono sistemi chiusi e al momento limitativi nel rendere economicamente convenienti investimenti in impianti fotovoltaici in assenza di incentivi o a tariffe ridotte, cosa che allontana la grid parity. Le ragioni sono da ricercarsi nelle limitazioni regolamentari di potenza massima, nella restrizione di questi schemi alle sole reti private (massimo 2 km), per le restrizioni territoriali esistenti (impianti da realizzare su terreni del cliente finale oppure RIU ammissibili solo per la connessione di unità di consumo industriali ricomprese in aree insistenti sul territorio di non più di tre Comuni o province), per la limitazione di cessione diretta a un solo utente finale (si veda anche Qualenergia.it, SEU, la grid parity è dietro al contatore?).

Anche la normativa sullo scambio sul posto attualmente in vigore non è idonea a favorire investimenti nella realizzazione di impianti in assenza di incentivi: per il basso limite massimo fissato a 200 kW di potenza e l’impossibilità di cedere in scambio l’energia a distanza a un soggetto diverso dal produttore.

La normativa esistente risulta quindi abbastanza disomogenea e frastagliata, e disciplina solo una piccola parte del settore della cessione diretta di energia elettrica da fonti rinnovabili, cioè del principale sbocco per la realizzazione di impianti fotovoltaici senza tariffe incentivanti (senza parlare delle possibili modifiche che svuoterebbero di conseguenza questa agevolazione: Qualenergia.it, Un nuovo scambio sul posto allontanerà la grid parity?).

Il documento Assosolare toccherà anche uno dei nodi essenziali per lo sviluppo delle rinnovabili e del FV in particolare: l’obbligo del dispacciamento prioritario dell’energia pulita. I legali coinvolti nello studio hanno ricordato che questa disciplina è stata introdotta nel nostro ordinamento in attuazione e recepimento di direttive comunitarie e che le esigenze di sicurezza del sistema elettrico nazionale non possono giustificare limitazioni del diritto alla priorità di dispacciamento delle energie rinnovabili. La priorità di dispacciamento nasce in fondo dalla diversa valenza e qualità ambientale delle energie pulite rispetto a quelle fossili. Un punto fermo che non andrebbe mai trascurato.

È stato, inoltre, evidenziato nell’anticipazione dello studio anche un altro elemento a favore della permanenza del principio della priorità di dispacciamento per le rinnovabili: eliminare tale vantaggio e rendere le rinnovabili soggette a un dispacciamento di merito economico ridurrebbe i volumi di energia elettrica offerta sul mercato spot (IPEX), inibendo di fatto alle energie pulite un ruolo nella riduzione dei prezzi di Borsa.

C’è infine anche un’analisi ‘antitrust’ della situazione relativa alle Reti Interne d’Utenza o reti private (RIU). L'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, in un parere reso a giugno, ha ritenuto che non vi sia un'asimmetria concorrenziale tale da giustificare la definizione di un mercato della produzione da fonti rinnovabili distinto da quello della produzione da fonti convenzionali. Un punto su cui si deve concordare per far entrare a pieno titolo le rinnovabili sul mercato e anche perché un’offerta più ampia nel settore elettrico riduce in teoria la possibilità di abusi di posizione dominante, peraltro in passato accertati e sanzionati dall’Antitrust. Sarebbe quindi coerente eliminare tutte quelle barriere di natura legislativa/regolamentare che vanno a limitare lo sviluppo di reti private e gli impianti alimentati da rinnovabili, così come l’adozione di misure di regolazione aventi natura asimmetrica, senza costi per la collettività, idonee a favorire la loro integrazione nel sistema elettrico nazionale.

Informeremo i nostri lettori sull’uscita dello studio Assosolare e continueremo su questo portale le analisi riguardanti lo sviluppo nel nostro Paese del fotovoltaico senza incentivi.

Leonardo Berlen
Fonte www.qualenergia.it