“Si sta andando verso una maturità e non un’agonia del settore fotovoltaico. Il fotovoltaico non sarà più un’operazione finanziaria. Ma questa nuova fase deve passare attraverso una maggiore cura e attenzione della reale produzione dell’impianto e degli aspetti qualitativi dei componenti”, afferma l’ingegner Attilio Bragheri, direttore Power Plant Solutions di SMA Italia.
Ma come si incastra questo ottimismo con la crisi economica e le dure prospettive di quelle società che sarebbero poi ‘al di sotto dell’impianto FV’, per non parlare del credit crunch? “Fuori dall’Italia – dice Bragheri – notiamo che il trend del fotovoltaico è in una fase di ripartenza, nonostante la crisi, e non solo nei paesi in cui si può avere un ritorno economico come è stato per quest’anno ad esempio in Romania, ma anche dove non esiste affatto un meccanismo incentivante. Ritengo che in una realtà industriale come l’Italia, un mercato di impianti FV con taglie da 1 o 2 MW può essere avere un senso. Se poi la politica ci darà anche una mano nella definizione dei SEU o di norme favorevoli a questo mercato, allora ci può attendere un trend molto positivo. Non ci vorrebbe molto”.
“Siamo a un punto di svolta e sarebbe veramente un peccato sprecare le competenze acquisite da quel volano che sono stati gli incentivi”, spiega Bragheri, al quale abbiamo chiesto dell’oggetto del convegno di Milano del prossimo 4 ottobre, dal titolo ‘PV Investment Grade. Si può ancora investire nel fotovoltaico?’ organizzato in collaborazione con l’Energy Strategy Group del Politecnico di Milano, che tratterà propri questo argomento.
Ingegner Bragheri, esiste oggi un futuro in Italia per gli impianti fotovoltaici commerciali e industriali, che saranno il focus del convegno di Milano?
In quell’occasione ci concentreremo sulle opportunità di realizzazioni di impianti su edifici commerciali e industriali; quegli impianti che vanno da potenze di qualche centinaio di kW fino a qualche MW. In un’ottica di due possibili evoluzioni del mercato. Una è quella che definiamo ‘market parity’ e l’altro di impianti in ‘grid parity’.
Sembra naturale quindi che oltre alle esperienze e ai punti di vista degli operatori si deve dare un certo peso alle questioni di natura finanziaria e al ruolo degli istituti di credito.
Sappiamo che il grosso volano per il settore finora sono state le tariffe incentivanti; ora sarà importante capire come dovrà cambiare il ruolo delle banche per finanziare questo nuovo tipo di investimenti nel solare FV. Personalmente credo che non ci sia da scandalizzarsi se l’approccio delle banche verso la market parity, concepito con un modello identico a quello di installazioni incentivate, sia piuttosto tiepido. Diverso però è il coinvolgimento della banca ad esempio in un caso di impianto in grid parity in cui essa non è più garantita dalle erogazioni di incentivi GSE, ma attraverso garanzie ‘corporate’ come se la costruzione di un impianto FV non differisse molto da un cambio o dall’acquisto di particolari attrezzature che quell’industria deve acquisire per migliorare il suo ciclo di produzione. Dunque un asset dell’azienda che non è differente da altri. Sarebbe in definitiva un investimento necessario per l’azienda per essere più efficiente, in questo caso, dal punto di vista energetico e pagare così meno sulla bolletta. L’altro punto è capire quanto la feed in tariff in linea di principio sia effettivamente un elemento certezza per il finanziatore.
In effetti lo è stata al tempo del conto energia?
Era di certo un punto fermo, ma sappiamo che anche questa tariffa non è sempre stata garanzia di certezza per i cambiamenti a cui è stata sottoposta in quest’ultimo periodo ed oggi per i possibili rischi di provvedimenti retroattivi. Una previsione fatta su modelli ad hoc su quanto sarà il costo dell’energia che produrrò con il mio impianto è più prevedibile del costo futuro dell’energia elettrica. In un caso l’incertezza derivava dalla questione ‘il governo manterrà la feed in tariff?’; dall’altra la domanda diventa ‘il mio impianto produrrà gli stessi kWh nel tempo e quale sarà il suo costo in relazione a quello che troverò sul sul mercato?’. C’è sicuramente un’incertezza maggiore rispetto all’incentivo garantito, ma non si passa da un mondo perfetto e certo ad uno dove regna il caos. Ritengo la banca più adatta al finanziamento di impianti in market parity rispetto a quelli in grid parity e credo ci sia un discreto spazio di lavoro in questo campo.
Perché la sua società, SMA, entra in questo discorso del rilancio degli impianti FV senza incentivi? Questo nuovo mercato ‘non incentivato’ come coinvolge i vostri prodotti e servizi?
SMA gioca in prima linea su due aspetti. Il primo è quello prettamente tecnologico, che poi ha una declinazione pratica nel costo dell’inverter e del suo impatto sul business plan. Quindi tutti gli aspetti innovativi finalizzati alla riduzione del costo dell’impianto nella sua totalità. Per esempio, si può perseguire sia una diminuzione del prezzo del singolo equipment, cosa che SMA sta facendo già da qualche anno, sia inserire nell’inverter altre funzionalità, come lo storage dell’energia, la gestione intelligente dell’impianto o un interfaccia con le esigenze di rete su potenza attiva e reattiva. Un secondo aspetto su cui vogliamo intervenire, e ne facciamo uno dei nostri tratti distintivi, è la qualità delle macchine. Non solo per la mera perfomance, ma per la loro affidabilità nel tempo e, unita a questo, la sua struttura di service o di assistenza.
Nella pratica parliamo di miglioramento della produzione degli impianti FV?
Certo. Recenti riscontri sugli impianti FV finora realizzati, che conoscono bene anche le banche, dimostrano quanto sia fondamentale, oltre al costo di installazione, capire quanto concretamente mi stia rendendo l’impianto. Una struttura di service importante è in grado non soltanto di fornire grandi prestazioni a inizio vita, ma mantenerle costanti per tutta la durata dell’impianto FV. Questo farà la differenza negli impianti in grid e market parity.
State intervenendo anche su impianti esistenti?
Stiamo acquisendo una certa esperienza nel revamping degli impianti FV. Abbiamo un numero crescente di investitori che si trovano tra le mani impianti con tecnologia non performante, acquistata magari di corsa nel momento di picco del fotovoltaico in Italia. Questi avrebbero una tariffa ottima, ma ogni giorno stanno perdendo molti soldi perché le macchine installate non consentono di produrre quanto promesso.
Mi può dare un ordine di grandezza del miglioramento ottenuto sulle prestazioni dopo un intervento sull’impianto?
Un caso direttamente seguito da SMA potrebbe essere indicativo. Siamo intervenuti su un impianto da 1 MW in cui l’inverter era funzionante, anche se con prestazioni inferiori a prodotti SMA, ma con una assistenza mediamente scarsa. Il cliente si è trovato a due anni e mezzo dall’installazione con un business plan che aveva una deviazione rispetto a quello originario di circa il 6% in meno. Potrebbe sembrare una cifra piccola, ma se convertita in denaro diventa significativa. In una proiezione futura questa deviazione poteva solo aggravarsi. Il nostro intervento, fatto solitamente a cavallo della notte, ha permesso di ottenere subito delle prestazioni giornaliere maggiori del 5-6%. La produzione che abbiamo stimato sui 20 anni è di un aumento, rispetto al business plan ‘degradato’, che supera il 10%. E’ passato solo un mese e per questo raccoglieremo dati per i prossimi 6 mesi e su questi forniremo un case study. Sono certo che le richieste di revamping, lato inverter, saranno nei prossimi anni in forte crescita.
