Solare, Althesys: AVANZA l’ok ai progetti, ora la spinta su accumuli

Non è proprio il periodo migliore per parlare positivamente di rinnovabili. Soprattutto in Italia, in generale in Europa, tra la vicenda del blackout spagnolo e la bocciatura del decreto aree idonee. Eppure, il rapporto Irex presentato ieri da Althesys mette in fila una serie di numeri importanti che devono, oltre che possono, rappresentare il volano per accelerare sulla strada della transizione verde. Secondo quanto registrato, infatti, dal gruppo di consulenza guidato da Alessandro Marangoni “l’industria italiana delle fonti rinnovabili accelera nel 2024 e registra un aumento straordinario dei progetti fotovoltaici ed eolici, che possono godere del calo dei costi e dei miglioramenti nel rilascio delle autorizzazioni”. I numeri parlano chiaro: 1.834 operazioni, +55% rispetto al 2023, per una potenza di generazione che raggiunge gli 81,6 GW per un valore di 121 miliardi di euro, contro i 50,9 GW e gli 80,1 miliardi del 2023. E il 98% di questi progetti riguarda l’Italia. “La rapida espansione delle rinnovabili, evidente dai dati sul numero di operazioni e sulla loro potenza, comporterà un nuovo equilibrio del sistema elettrico destinato a cambiare per gli effetti combinati di meccanismi di sostegno, sviluppo degli accumuli ed evoluzione regolatoria”, ha detto ieri Marangoni a commento di questo quadro. “Abbiamo mappato più di 1800 operazioni di utility scale per 80 gigawatt e oltre 120 miliardi di investimento. Dei volumi, che sarebbero da soli più che sufficienti a cogliere gli obiettivi al 2030”.

Impianti, accumuli e permitting: Italia promossa solo parzialmente

Più nel dettaglio, il fotovoltaico prevale per numero di operazioni (893) per 16,4 GW e 12,2 miliardi di euro, e l’agrivoltaico è in testa in termini di potenza con 22,7 GW e 541 iniziative per 17,3 miliardi di euro di possibili investimenti, mentre l’eolico offshore spicca per valore dei progetti con oltre 60 miliardi di euro, il più elevato tra le varie tecnologie. Due frontiere, queste ultime due, particolarmente centrali nel contesto italiano di stallo dei progetti. Nel primo caso, per l’opposizione del settore agricoli ad ospitare sui propri terreni i pannelli; nel secondo per il blocco al decreto sui porti che darebbe l’ok ai nuovi progetti per le pale in mare.

Un altro settore chiave è quello degli accumuli, da cui passa il superamento delle difficoltà di non programmazione delle fonti rinnovabili. Su questo, l’Irex report registra una quota di 5,7 miliardi nel 2024 legati ad accumuli associati sia a impianti di generazione sia stand alone. Raddoppiando, così, per numero e per capacità autorizzata. In Italia, lo storage supera i 10 GW, di cui circa il 46% è di batterie integrate con rinnovabili. L’attuale capacità totale è di circa 66,7 GWh, ancora dominata dai pompaggi. “Ci sono due modi per modulare, in potenza e per quantità di calore, e questo è fondamentale per la scelta della tecnologia. Esiste una domanda che è flat, bisogna far si che le fonti che concorreranno alla risposta alla domanda di energia si attrezzino. Fondamentali gli stoccaggi, che le batterie siano accoppiate agli storage”, ha detto Lorenzo Mottura, Executive vice presidente Strategy Edison nel corso del convegno. “I costi di accumulo hanno un limite, il mix ottimale è l’80% di capacità non programmabile e il 20% programmabile. Ma l’Italia come vuole affrontare lo sviluppo del nucleare? Al momento il dibattito non sta affrontando concretamente la questione. Il dibattito deve evolvere”, ha concluso Mottura.

E poi c’è il fronte delle autorizzazioni, quello del permitting. Una delle maggiori lacune per l’Italia. Ma anche qui, secondo Althesys, piano piano il quadro migliora: sono aumentate le autorizzazioni specie per il fotovoltaico di taglia ridotta, passato nel complesso da 3,1 GW a 5,2 GW e accompagnato da un incremento degli investimenti nell’accumulo stand alone e nelle tecnologie offshore. Diverso il quadro per l’eolico, però, dove resta un ampio divario tra potenza richiesta e autorizzata. Discorso che vale anche per il fotovoltaico agricolo: quella chiesta nell’anno 2024 supera i 20 GW rispetto a un’autorizzata di soli 1,4 GW. Per Simone Togni, presidente dell’Associazione nazionale energia del vento “dobbiamo spingere su alcuni elementi, in particolare su tutto il mondo della domanda Response, in cui l’Italia è ancora molto indietro e che potrebbe significativamente ridurre i costi in generale di una decarbonizzazione completa del sistema elettrico. Le rinnovabili sono oggi al 45%, più o meno, della produzione elettrica nazionale. Devono raddoppiare nel corso dei prossimi vent’anni”.

E in Europa il quadro è ancora più incerto

Anche in Europa, dice il rapporto, il fotovoltaico è la fonte più in salute coprendo l’80% dei circa 82 GW installati in Ue nel 2024, grazie anche ai costi competitivi. Dopo l’aumento di un anno prima, sono tornati a diminuire i costi di produzione: nel 2024 sono in calo i Lcoe (ovvero il costo medio per unità di elettricità generata) del fotovoltaico per tutti i tipi di impianto. Per gli impianti commerciali – spiega il report – la media è di 96,8 €/MWh (-9,3% sul 2023). In Italia i costi di produzione sono tra i 95,1 €/MWh del Sud e i 106 €/MWh del Nord. Per gli impianti utility scale, invece, la media è 63,6 €/MWh (-17% sul 2023). Tra i Paesi analizzati, la Spagna mostra, anche in questo caso, i costi più contenuti (50,9 €/MWh), mentre il Sud Italia quelli più alti (68,2 €/MWh). La ragione principale sono le quotazioni dei moduli scese ai minimi, con un calo medio del 35% nel 2024, dopo essere già scesi di circa il 50% l’anno prima. Quanto all’eolico onshore, infine, segna un Lcoe medio di 72,9 €/MWh, in calo del 4,8% sul 2023, mentre quello offshore nel 2024 è di 108,5 €/MWh (+8,2% sul 2023). I dati mostrano un’ampia variabilità, andando dai 79,6 €/MWh del Mare del Nord ai 149,1 €/MWh del Mediterraneo.

Gli scenari

Dati questi numeri, quali scenari? Secono Althesys, i dazi statunitensi rappresentano una forte incertezza, influendo sulle filiere produttive di eolico e fotovoltaico. La previsione, allora, è quella di “un lieve calo del Lcoe per l’eolico (più consistente per l’offshore), grazie alla riduzione del costo del capitale e in parte della tecnologia. Per il fotovoltaico è possibile una risalita dei prezzi dei moduli a seguito dell’aumento della domanda interna cinese, mentre per gli inverter non sono attese significative variazioni di prezzo. Nel 2025, quindi, è prevedibile un Lcoe stabile o in leggera crescita. Tuttavia, i grandi impianti potranno beneficiare di un minor costo del capitale, che compenserà eventuali rincari dei moduli”.

Sul fronte della messa in sicurezza del sistema energetico, visti anche i recenti casi di interruzioni prolungate di elettricità nella penisola iberica, secondo Althesys la crescita delle rinnovabili sta modificando il funzionamento dei mercati dell’energia: aumentano i prezzi nulli e negativi, con le tecnologie meno flessibili spesso responsabili di questi segnali estremi. “Le rinnovabili non programmabili offrono al di sotto del prezzo marginale e catturano prezzi inferiori alla media. In Europa, le ore a prezzi negativi sono salite dall’1,9 al 2,8%, mentre i prezzi medi dell’energia elettrica e del gas TTF sono scesi tra il 2023 e il 2024 rispettivamente da 96 a 81 €/MWh e da 41 a 34 €/MWh”, dice il rapporto. Ieri, Fabio Genoese – Responsabile Strategy Terna, ha ricordato che “sul piano sicurezza Terna prevede 1mld e 300mila di interventi.  Altro aspetto è il quadro normativo e regolatorio: in Italia è previsto che le rinnovabili contribuiscano alla stabilità e all’equilibrio della rete. Tutto questo non garantisce al 100% la sicurezza, ma contribuisce a mitigare gli eventi critici”.

Ecco perché i decisori dovranno sempre più fare affidamento su meccanismi di mercato a lungo termine, puntare poi al potenziamento delle reti e alle nuove soluzioni di flessibilità. “Proprio la flessibilità è la chiave per integrare le rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico europeo. Diventa, quindi, centrale il costo della flessibilità fornita dagli accumuli”. Con il Macse, il provvedimento varato dal ministero dell’ambiente, secondo Althesys al 2028 “si attende un ulteriore calo significativo dei costi. In funzione della misura, gli scenari prevedono un aumento degli accumuli: al 2030 si stimano tra 76 e 96 GWh di nuova capacità, mentre al 2035 il range si allargherebbe a 121-338 GWh”. 

Le rinnovabili, in ogni caso, restano la via da percorrere perché – chiosa Althesys – una fonte alternativa come il nucleare su cui anche l’Italia vuole tornare a puntare porta con sé altrettanti interrogativi sull’integrazione con le rinnovabili, sull’accettabilità sociale e sulle modalità di finanziamento pubblico-privato. Ieri, intanto, è stata ufficializzata la nuova partnership tra Leonardo, Ansaldo Energia ed Enel: si chiamerà Nuclitalia e avrà il compito di valutare i design più innovativi e maturi del nuovo nucleare sostenibile, con un focus iniziale sugli Small Modular Reactor raffreddati ad acqua. A riguardo, rispondendo all’interrogazione di Azione sui rimedi “ai gravi problemi di competitività del sistema produttivo nazionale”, la premier Meloni ha detto che “confermiamo il nostro impegno per garantire all’Italia una forma di energia sicura, pulita e a basso costo. L’iter del ddl delega va avanti. È stata trasmessa la richiesta per l’acquisizione del parere della Conferenza Unificata, il testo sarà presto esaminato dal Parlamento e lì conto trasversalmente sul contributo di tutte le forze che comprendono quanto sarebbe importante sviluppare anche questa fonte di approvvigionamento”. Evidentemente, però, non tutti gli danno la stessa importanza.