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Il fotovoltaico ce la può fare già ora senza incentivi?

In Spagna in questi giorni si è approvato il progetto di un impianto da 51 MW che lavorerà senza incentivi. Anche in Italia ci sono studi che mostrano come alcuni tipi di installazioni sarebbero già ora competitivi senza sussidi, in barba al quinto conto energia. Qualenergia.it inizia la sua indagine sui casi in cui il FV è vicino alla grid parity.

In Spagna si inizia già a realizzare impianti fotovoltaico senza incentivi, complice anche la sovrapproduzione di moduli e i bassi costi di questi componenti. Il Comune di Posadas, nella provincia spagnola di Cordova, nei giorni scorsi ha infatti approvato il progetto di un parco fotovoltaico da 51 MW della società Gamonarejo che, visto il blocco degli incentivi imposto all’inizio dell’anno dal Governo di Madrid, funzionerà senza alcun sussidio.

Il sindaco di Posadas, Antonio Ortega, ha spiegato al portale specializzato “Energías Renovables” che il parco sarà finanziato con circa 40 milioni di euro “da un gruppo di investitori cinesi e tedeschi con un’eccedenza di celle fotovoltaiche”. Gamonarejo, con sede a Madrid, ha già presentato richiesta al distributore elettrico locale, Endesa Sevillana, per la connessione alla rete del parco, che occuperà un’area di 140 ettari e creerà 200 posti di lavoro temporanei e 15 stabili.

Anche in Italia - viste le grosse difficoltà nell'accesso agli incentivi che il quinto conto energia, così come proposto, porrebbe - si è iniziato a parlare di impianti economicamente fattibili senza incentivi. Alcune tipologie di impianti, sostiene la Aba Impianti di Milano, sarebbero già convenienti senza sussidi. Per dimostrarlo riporta lo studio di un'ipotetico impianto su tetto da 72 kW situato a L’Aquila per un edificio con un consumo annuo di 100.000 kWh e un consumo contemporaneo di energia prodotta pari a 70.000 kWh, che è quello di un’azienda attiva sia durante le ore mattutine sia nelle ore pomeridiane, in grado di assicurare una producibilità pari a 1.400 kWh/kW (un dato secondo moi un po' troppo sovrastimato).

L’impianto ha un costo di realizzazione stimato di 93.000 euro (anche qui un costo troppo basso rispetto agli attuali prezzi di mercato attuali, che pur sono in calo) e un onere annuale di manutenzione di 4.500 euro. Considerando un tasso d’interesse annuo del 5%, sostiene la società, è così possibile quantificare nel dettaglio il reale ritorno economico dell’impianto: il risparmio dei consumi contemporanei si aggirerebbe attorno agli 11.000 euro, in considerazione del prelevamento diretto dell’energia dal sistema fotovoltaico e dal sempre più elevato costo dell’energia stessa. Il contributo in conto scambio per i 30.000 kWh immessi nella rete e successivamente rivenduti sarebbe di circa 4.300 euro. Sui 20 anni, contando usura dell'impianto e aumento del costo dell'energia, il risparmio/autoconsumo supererebbe i 17.000 euro, mentre il contributo in conto scambio sarebbe ritenuto pari a poco meno di 4.000 euro.

Siamo comunuqe ancora su ipotesi da analizzare con maggiore attenzione ed è meglio non sbilanciarsi troppo su queste possibilità, piuttosto limitate. Ma quando potremmo dire che per alcuni casi molto particolari di impianti siamo già prossimi alla grid parity e quindi poterci affrancare dai travagli del conto energia? Una possibilità è stata ventilata anche da Arturo Lorenzoni nella nostra recente intervista. Per capire però quali sono le condizioni che permetterebbero a un impianto di farcela senza incentivi cercheremo di riportare nei prossimi giorni analisi più dettagliate ed esempi più circostanziati. Ma resta il fatto che per la gran parte degli impianti l'incentivo ha sempre una ragione essere, almeno per accompagnare il settore per pochissimi anni ancora.





Commenti

Ho citato Alcoa perchè è un

Ho citato Alcoa perchè è un caso noto di industria che "fugge" per il costo dell'energia. Ma in effetti Alcoa è un anche caso troppo estremo, consumando 2300 GWh annui di elettricità, praticamente un 150esimo di tutta l'elettricità italiana solo lei! Comunque, Roberto, non credere che mantenere in Italia Alcoa non ci sia costato nulla, finora, se non sbaglio quell'industria ha ricevuto 1 miliardo in sovvenzioni per l'elettricità, buttati via senza risultati. L'idea di usare l'energia rinnovabile prevalentemente per l'industria, invece che per famiglie o rete, non è nulla di rivoluzionario, già accade (sono migliaia le aziende che hanno installato il FV). Quello che propongo è di cambiare il sistema degli incentivi, senza aumentarne il peso in bolletta, per privilegiare questo uso sugli altri, indirizzando le future installazioni in quella direzione. Mi pare che questo sarebbe il modo migliore per spendere gli incentivi: invece di farli incassare dai "perfidi speculatori stranieri" contro cui voi anti-rinnovabili vi scagliate continuamente, usiamoli come "aiuto sociale" per il nostro sistema produttivo, rendendolo più competitivo grazie al calo del costo dell'energia che deve sopportare.

@alsarago58: "In questo

@alsarago58: "In questo modo, visto che il costo dell'impianto era praticamente coperto dagli incentivi, l'industria avrebbe avuto elettricità gratis o quasi (direttamente o tramite lo scambio sul posto) , che l'avrebbe resa estremamente competitiva con la concorrenza cinese o di altrove. " Elettricita' gratis!!!!... Certo che frasi come questa fanno passare la finanza creativa di Tremonti in secondo piano... fantastico... ALCOA (faccio un esempio) necessita di 100 GWh, 100 milioni di kWh... li ottiene "gratis" tramite il pagamento da parte degli italiani di 100 milioni volte l'"incentivo" medio... 35 cEuro almeno... cioe' 35 milioni di Euro... "gratis" secondo il nostro aspirante Nobel per l'Economia. Fe-no-me-na-le! Roberto

Riflettendo su quanto è

Riflettendo su quanto è accaduto nella politica degli incentivi alle rinnovabili in questi anni sono arrivato a questa conclusione 1) Il processo di fabbricazione del FV è talmente semplice, così poco suscettibile (nella filiera del silicio e per il momento) di decisivi miglioramenti tecnologici, e così poco "glamour" (Qui il made in italy o Made in Germany contano poco...), che era inevitabile che questi prodotti finissero dove è possibile ottenere energia a basso costo (purtroppo bruciando carbone), manodopera a basso costo, aiuti di stato ed enormi volumi di produzione. Lottare contro la loro dellocalizzazione serve insomma a poco. 2) L'Europa, e l'Italia in particolare, avrebbe dovuto invece usare l'occasione degli incentivi al FV per un altro scopo: fornire energia gratis alle proprie industrie. In pratica, invece di favorire soprattutto i piccoli impianti famigliari e i grandi impianti per la rete, sarebbe stato meglio incentivare al massimo impianti medi per l'autoproduzione industriale di elettricità. In questo modo, visto che il costo dell'impianto era praticamente coperto dagli incentivi, l'industria avrebbe avuto elettricità gratis o quasi (direttamente o tramite lo scambio sul posto) , che l'avrebbe resa estremamente competitiva con la concorrenza cinese o di altrove. Pensate ad esempio a una Alcoa sarda, che viene alimentata da grandi centrali solari o eoliche incentivate: con un elettricità a costo zero il suo alluminio non avrebbe avuto concorrenti (e il fatto che fosse prodotto con energia "verde", sarebbe stato una asset di marketing preziosissimo. La stessa MEMC, l'unico impianto che produce silicio in Italia, che ora rischia di chiudere, avrebbe potuto funzionare con energie rinnovabili locali incentivate, e guadagnare così competitività sulle filiali estere. Insomma, gli italiani avrebbero potuto spendere tutti questi miliardi per favorire non solo le energie rinnovabili, ma anche le industrie nazionali Peccato che non ci abbiamo pensato a suo tempo, mi chiedo se sia sia ancora in tempo adesso...

accumulo (continua)

aggiungo dicendo che le utility vedono diminuire i ritorni dai propri investimenti, i bacini sono poco usati e le centrali lavorano meno ore di prima (causa anche la diminuzione dei consumi industriali per la crisi) se si consuma meno energia, se le rinnovabili producono molto di più, se i bacini sono poco usati, cosa bisogna fare? SEMPLICE: BISOGNA COMINCIARE A CHIUDERE QUALCHE CENTRALE TERMOELETTRICA questo è l'obiettivo delle rinnovabili, sostituire il termoelettrico e è necessario, i dirigenti delle utility capiscano che gli investimenti sono un rischio e non si vince sempre

accumulo (continua)

aggiungo dicendo che le utility vedono diminuire i ritorni dai propri investimenti, i bacini sono poco usati e le centrali lavorano meno ore di prima (causa anche la diminuzione dei consumi industriali per la crisi) se si consuma meno energia, se le rinnovabili producono molto di più, se i bacini sono poco usati, cosa bisogna fare? SEMPLICE: BISOGNA COMINCIARE A CHIUDERE QUALCHE CENTRALE TERMOELETTRICA questo è l'obiettivo delle rinnovabili, sostituire il termoelettrico e è necessario, i dirigenti delle utility capiscano che gli investimenti sono un rischio e non si vince sempre

accumulo

i bacini di accumulo sono sottoutilizzati oggi, paradossalmente ancora meno che in passato bisognerebbe dare la possibilità a operatori indipendenti di prelevare energia e venderla liberamente il rendimento del pompaggio in bacino e successiva produzione tramite turbina della centrale idroelettrica è del 90% quindi per "andare in pari" basta che il prezzo massimo e il prezzo minimo distino solo il 10% (oggi è superiore) il resto è guadagno e farebbe in tempi brevi abbassare i prezzi nazionali le utility non vogliono ovviamente perchè vogliono vendere cara l'energia elettrica da gas e carbone

Non è l'impianto in se'

Non è l'impianto in se' che può farcela (economicamente) senza incentivi, posto che qui non parliamo di grandi impianti stand-alone che immettono integralmente l'energia che producono in rete la convenienza o meno dipende dalla situazione economico/finanziaria del soggetto che investe nell'impianto e che auto-consuma l'energia prodotta dall'impianto stesso. Le cose sono molto diverse se si accede o meno ad un prestito bancario e l'investimento può risultare non conveniente se il core-business dell'azienda permette di all'azienda stessa di far fruttare il capitale proprio in maniera considerevole. Insomma dipende molto dal costo medio ponderato del capitale (WACC) che considero e uno stesso impianto nella stessa località può convenire ad un soggetto e non ad un altro.

Aggiungerei a quanto sopra,

Aggiungerei a quanto sopra, che fra 10 anni chi produrrà parte della sua elettricità con un impianto FV, ringrazierà il cielo di averci pensato, visto quanto, probabilmente costerà cara allora il kWh, se continueremo a dipendere dal metano. A questo punto occorrerebbe anche valutare la possibilità di accumulare in qualche modo l'elettricità prodotta in eccesso, e o utilizzarla direttamente di notte, o rivenderla nelle ore in cui il suo costo è più alto, invece di accontentarsi degli spiccioli che ti danno con lo scambio sul posto. Per esempio, un impianto in Sardegna, che sfrutti la produzione FV o eolica (usata o meno in parte per consumi durante il giorno) per produrre elettricità destinata alla famigerata fascia serale (che spunta nell'isola picchi di 0,25 euro/kWh), non solo renderebbe redditizio l'accumulo, ma aiuterebbe anche a calmierare il prezzo dell'elettricità per i sardi. Credo sia tempo che si cominci a ragionare su impianti di accumulo piccoli e grandi, basati su batterie, idrogeno, aria compressa, aria liquida, osmosi inversa, e tutto quello che ci viene in mente. Secondo me questo è il campo del futuro, lasciamo i pannelli ai cinesi, e pensiamo a come stabilizzare la rete e rendere veramente competitive le rinnovabili...