Rinnovabili, tariffe troppo basse per i costi che devono sostenere gli operatori

Dopo una corsa trainata dal fotovoltaico (sotto effetto bonus 110%) lo scorso anno, lo sviluppo di capacità rinnovabile installata in Italia rischia di rallentare. È il messaggio del Renewable Energy Report 2024 redatto dall’Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano e presentato ieri. Un po’ di numeri: nel 2023 il nostro Paese ha visto un balzo record di installazione di capacità di energia rinnovabile: 5,7 GW, quasi interamente fotovoltaici (5,2 GW), per un installato complessivo di 69 GW (si anche veda l’Osservatorio sulla transizione verde sul sito del Sole 24 Ore). Un salto che, secondo il report, tuttavia non ci permette di essere allineati con gli obiettivi fissati dal Pniec per il 2030 (9 GW all’anno di installazioni).

Secondo lo studio, il motivo è la difficoltà di sviluppare il segmento degli impianti di grande taglia, stretti tra decisioni non incentivanti da una parte - per esempio il recente Dl Agricoltura, che vieta il fotovoltaico tradizionale sui terreni agricoli produttivi, o la moratoria proposta dalla Regione Sardegna allo sviluppo delle rinnovabili - e da un sistema di aste per le tariffe di remunerazione dell’energia prodotta che non è più in linea con il reale costo degli impianti e con l’andamento di mercato del prezzo dell’energia. Gli impianti fotovoltaici di piccola taglia rappresentano infatti oltre il 95% delle nuove installazioni. Il rischio è che la crescita del triennio 2021-2023 svanisca e con essa molto dell’indotto: fotovoltaico ed eolico infatti hanno contribuito a generare un volume d’affari di 9-10 miliardi di euro nel 2023, il 60% dei quali rimasto ad aziende localizzate in Italia, e un altro 20% comunque in Europa.

«Gli impianti di grande taglia non crescono», conferma Davide Chiaroni, vicedirettore di Energy & Strategy e responsabile dello studio: «Ciò accade anche perché le aste fissate dal decreto ministeriale Fer 1 del 2019 non hanno mai rappresentato un vero acceleratore del mercato, nonostante ben 13 bandi aperti da allora: la maggior parte di essi, per una combinazione di fattori quali la complessità e la lungaggine dei sistemi autorizzativi e l’inadeguatezza della base d’asta per le tariffe, sono andati deserti o quasi».

«Due elementi possono cambiare lo scenario al 2030: il varo del decreto Fer X, con livelli di incentivazione sufficienti, e l’identificazione delle aree idonee con decreto dedicato. Qualora questi due strumenti vengano varati in tempi rapidi, per sfruttare gli anni da qui al 2030, potremmo raggiungere gli obiettivi di 7 GW di fotovoltaico e 2-2,5 di eolico all’anno. Se invece tardassero o ci fossero ulteriori vincoli su fronte delle autorizzazioni si potrebbe tornare a tassi di crescita bassi da 1-1,5 GW di solare e di 4-500 MW di eolico all’anno», spiega Vittorio Chiesa, direttore Energy & Strategy School of Management del Politecnico di Milano. Nel primo caso si arriverebbe a 70 GW complessivi di nuove installazioni. Numeri comunque lontani dall’impegno sottoscritto dall’Italia all’ultimo G7 di triplicare la capacità installata: se erano 69 GW alla fine del 2023 si dovrebbe arrivare a 207 GW nel 2030.

Un aspetto cruciale da considerare è il levelized cost of electricity (Lcoe) per gli impianti di grande taglia che secondo l’analisi condotta da Energy & Strategy si attesa tra i 65-80 euro al MWh per il fotovoltaico e tra i 90-100 euro al MWh per l’eolico. Valori che salgono a 95-115 euro al MWh per l’agrivoltaico e 115-135 euro al MWh per l’eolico offshore fisso e 150-180 euro al MWh in quello galleggiante. Se però si aggiunge la necessità di remunerazione del capitale di chi fa un investimento di questo tipo, l’Lcoe adjusted, il valore soglia, perché sia redditizio cresce di altri 5-10 euro al MWh per ogni punto percentuale aggiuntivo di costo del capitale da remunerare. «Le aste che si sono applicate ultimamente hanno spesso offerto valori di tariffa molto bassa rispetto alla remunerazione soglia che operatori cercano», commenta Chiesa. Come si legge nello studio, con una base d’asta fissata a 70 euro al MWh, il decreto Fer 1 del 2019 non ha prodotto risultati importanti, e solo nell’ultima asta, con il valore alzato a 77,6 euro al MWh, si è vista una partecipazione più nutrita di impianti, permettendo l’avvio di progetti per circa 1 GW. Da qui la necessità di ritoccare verso l’alto le nuove tariffe nell’atteso decreto Fer X.