Quest’anno l’insieme della generazione elettrica rinnovabile potrebbe arrivare a raggiungere 100 TWh. In uno scenario caratterizzato da una domanda che si contrae (-4% fra primo quadrimestre 2013 e 2012) le rinnovabili continuano ad aumentare la loro quota di mercato. In particolare le rinnovabili non programmabili, che crescono del 23% fra 2012 e 2013: l’insieme delle rinnovabili sfiora la quota di mercato del 32%.

L’impatto sulla generazione elettrica convenzionale è impressionante: il load factor scende ulteriormente, dal 30% nel 2011 al 25% nel 2013, con riflessi sul PUN che scende del 22% nel periodo 2012-2013. Di fronte a questi dati, sotto osservazione costante da parte degli operatori convenzionali, la prospettiva aperta dalla SEN, che stima il raggiungimento del 35-38% di quota di mercato al 2020, genera non pochi problemi.

Il terzo numero di LookOut – Rinnovabili Elettriche, presentato al network di eLeMeNS lo scorso 22 maggio nel corso di un incontro dedicato, pone l’accento sulle aree critiche per gli operatori:

1) La progressiva scomparsa degli incentivi è accompagnata da una forte incertezza sul regime regolatorio sui SEU. La differenza fra una normativa più o meno favorevole su questo tema sposta la crescita dell’installato complessivo rinnovabile da valori medi compresi fra 1.000 e 1.500MW per anno a circa la metà, colpendo prevalentemente lo sviluppo del fotovoltaico in grid parity che viene quasi annullato (QualEnergia.it, Oneri sull’autoconsumo: il fotovoltaico su tetto è già in pericolo?).

2) L’effetto “peak shaving”, determinato in prevalenza dalla crescita delle quote di mercato del fotovoltaico nelle ore centrali della giornata, comporta lo spostamento continuo della curva di merito su MGP determinando un effetto di cannibalizzazione dei prezzi delle rinnovabili. Ciò significa minor remunerazione per l’elettricità prodotta dagli impianti rinnovabili. Nel caso del fotovoltaico, nel primo trimestre 2013, il differenziale di prezzo è di -10€/MWh  in zona Sud e di -13,5€/MWh in zona Sicilia.

3) Lo scossone sui mercati elettrici potrebbe determinare la necessità per il sistema di dotarsi di capacità di riserva da utilizzare in caso di mancata produzione da parte delle rinnovabili non programmabili: per alcuni, ciò significa “capacity payment”. Le opinioni di molti sono favorevoli a finanziare questo meccanismo attraverso l’introduzione di una forma di prelievo fiscale “solar tax”.

In termini gestionali, questi punti pongono molte questioni relative all’impostazione di piani d’investimento di medio termine ma pure, all’interno di questi, del tipo di impianti da autorizzare e realizzare. L’intera impostazione di strategie di sviluppo in grid o market parity, non solo fotovoltaiche, che necessita di scelte relative alla taglia degli impianti, di alternative di accesso al mercato o di cessione dell’energia, di geografia (in relazione ai mercati zonali elettrici), è fortemente impattata dalla comprensione di questi fattori, che vengono analizzati all’interno del nuovo numero di LookOut – Rinnovabili Elettriche.

Non solo. Il risultato delle procedure di Asta per l’accesso alle tariffe, come pure l’analisi dell’accesso ai Registri, evidenziano tendenze diverse per ciascuna fonte. Emerge per l’eolico una maggior probabilità di accesso all’incentivo in Asta che non attraverso i Registri (impossibile per impianti di taglia superiore a 2 MW), con una tendenza degli operatori a mantenersi su taglie più elevate. Emerge anche la necessità per gli operatori delle biomasse di analizzare l’intera filiera produttiva di progetto in modo da determinare iterativamente la soluzione dell’equazione di ottimizzazione costi / tariffa ottenuta. Per ciascuna di queste aree, la pubblicazione di eLeMeNS ha approfondito i risultati attuali, le tendenze che emergono, le scelte che si aprono per gli operatori.

L’indice del Look Out è disponibile al seguente link: www.lmns.it/mercati/