In uno scenario senza ulteriori aiuti, ma senza scossoni normativi, si ipotizza che il fotovoltaico in Italia possa ritornare ad avere un mercato da un gigawatt l’anno entro il 2015, per superare gli 1,5 GW al 2017. Se però il rischio di regolazioni avverse che c’è nell’aria in queste ultime settimane si concretizzasse, il settore potrebbe essere quasi annichilito, non superando un paio di centinaia di megawatt all’anno.
Il solare FV, insomma, può farcela senza incentivi, ma l’incertezza regolatoria rischia di tagliare le gambe a questa fonte, impedendo nel contempo l’affermarsi di un modello basato sulla generazione distribuita, che, oltre a dare ossigeno e occupazione alle filiere interessate – accumuli, rinnovabili, tecnologie per la smart grid – alleggerirebbe i costi per il sistema elettrico, diminuendo il bisogno di nuove infrastrutture.
Come sappiamo, se la market parity non è esattamente a portata di mano, cioè l’energia prodotta con il FV non è ancora pienamente competitiva sul mercato elettrico all’ingrosso, in diverse zone del paese invece è già in grid parity: ossia, conviene già prodursi l’elettricità con il sole anziché acquistarla dalla rete, dato che l’energia acquistata dalla rete è gravata da tasse, oneri di sistema e servizi di rete e misura, che complessivamente pesano per il 46% del costo del kWh in bolletta (rispettivamente 12%, 19% e 15% del costo finale).
La strada percorribile per continuare a fare fotovoltaico dopo la fine degli incentivi – con ogni probabilità per fine giugno 2013 – è dunque quella basata sull’autoconsumo o sulla vendita diretta “dietro al contatore”, esempio tipico l’impianto installato sul tetto di un’attività produttiva o commerciale. Una strada che però, come anticipato, rischia di essere sbarrata da ostacoli normativi, leggasi le ipotesi ventilate dall’Autorità per l’Energia di riformare la disciplina dello scambio sul posto e delle reti private quali i sistemi efficienti di utenza (SEU), nel senso di far pagare oneri di sistema all’energia venduta o autoconsumata dietro al contatore (QualEnergia.it, Grid parity fotovoltaico, quando l’arbitro decide di alzare l’asticella).
Se i suggerimenti dell’Aeeg venissero accolti dal legislatore, e dunque l’autoconsumo, gravato dagli oneri di sistema e dai costi di misura, divenisse meno conveniente, per il fotovoltaico su tetto (e per il settore in generale) sarebbe un colpo letale: la previsione di Tommaso Barbetti di eLeMeNS sul mercato del FV italiano in caso di normativa avversa è sintetizzata chiaramente nel grafico qui sotto.
Ma in realtà il colpo alla generazione distribuita è già stato inferto con le ipotesi inserite nei documenti di consultazione Aeeg che, mascherate da regole tecniche, contengono decisioni che influiranno seriamente sulla politica energetica nazionale.
Negli ultimi due DCO – il 183/2013 e il 209/2013 (allegati in basso) – sui SEU (definizione che comprende l’impianto sul tetto di casa come quello da 20 MW sul capannone di un soggetto terzo) l’Autorità, oltre a proporre al Legislatore di far pagare gli oneri di sistema anche sull’energia autoconsumata, dà una serie di disposizioni tecniche che, ponendo le basi per far pagare gli oneri sull’autoconsumo, impongono già da subito costi e complicazioni alla generazione distribuita. Ad esempio, si dispone un sistema complesso di abilitazioni e autorizzazioni per far riconoscere come SEU un impianto; e si stabilisce che ci si debba dotare di un contatore per la produzione autoconsumata, con relativi oneri di misura a carico del produttore.
“Già ora, con questi documenti di consultazione Aeeg, il fotovoltaico su tetto viene fortemente scoraggiato”, commenta a QualEnergia.it l’esperto di energia Pietro Pacchione. “In questo modo l’Autorità compie di fatto scelte di politica energetica e tra l’altro in contrasto con la recentissima Strategia Energetica Nazionale. Le scelte dell’Autorità sono assai contestabili in quanto si condanna con orpelli amministrativi ed economici la generazione distribuita che sarebbe in grado di crescere senza più sussidi statali e quindi senza peso per la collettività portando molti vantaggi al Paese e al sistema elettrico: si farebbero sviluppare filiere innovative come quella degli accumuli e della domotica, si migliorerebbe l’efficienza e minimizzerebbero i costi per il sistema elettrico in termini di realizzazione di nuove infrastrutture, come tra l’altro già segnalato dall’Antitrust nel dicembre 2011, senza poi parlare di benefici ambientali, occupazionali e di ricchezza distribuita”.
Possibile che l’Autorità non abbia fatto queste considerazioni? Verrebbe da pensare a dietrologie, visto che il fotovoltaico ha dei nemici ben noti, cioè le utility che hanno investito in cicli combinati e le società di distribuzione di energia elettrica ai quali il solare sta facendo grossi danni economici, e che saranno ulteriormente danneggiate dalla riduzione aggiuntiva di domanda causata da un aumento dell’autoconsumo (QualEnergia.it, Il fotovoltaico sul tetto e la difesa dello status quo).
“Serve urgentemente un confronto aperto con l’Aeeg – si limita a rispondere Pacchione – la questione della redistribuzione degli oneri di sistema è reale e nessuno di noi vuole evitarla. Solamente sarebbe il caso di riformare la bolletta con lungimiranza: ad esempio se si ridistribuissero non solo in funzione dell’energia prelevata dalla rete ma anche in base alla potenza impegnata si stimolerebbe maggiormente l’efficienza del sistema elettrico”.
Il dco 209/2013 dell’Aeeg (pdf)
L’articolo sul precedente DCO 183/2013 con il documento in allegato
.gif)
