L’eolico italiano verso la market parity

Con impianti che nelle aste hanno accettato remunerazioni di 110 euro a MWh, negli ultimi anni anche in Italia l’eolico si è di fatto avvicinato alla competitività con fonti convenzionali. Per raggiungerla ora serve un’ulteriore riduzione dei costi, alla quale potrebbe contribuire uno snellimento del processo autorizzativo, e una maggiore flessibilità in grado di evitare il pagamento di penali per lo sbilanciamento, che potrebbe essere fornita dallo storage. Ad affermarlo è l’ultima edizione del Report ‘Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche’ dell’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, rapporto che sarà presentato giovedì 22 a Milano ma che QualEnergia.it ha potuto sfogliare in anteprima.

Nel 2013, vi si legge, in Italia si sono installati solo 450 nuovi MW di eolico, che hanno portato il totale a 8.551 MW. Il vento ha prodotto quasi 14,9 TWh, l’11,6% in più rispetto al 2012, e ha contribuito così al 5,3% della produzione netta totale. Il record negativo di installazioni è dovuto principalmente ai contingenti introdotti con il DM 6 luglio 2012, che prevedono una riduzione del mercato anche per l’anno in corso.

Analizzando entrambi i turni conclusi di assegnazione degli incentivi – mostra il rapporto dell’Energy & Strategy Group – si nota un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri dei nuovi impianti di medio-piccole dimensioni e un andamento altalenante per le Aste con uno scarso interesse iniziale e un’elevata richiesta per il 2° turno e, infine, uno scarso interesse per quanto riguarda i Rifacimenti (nessuna richiesta pervenuta).

Il meccanismo dei Registri, nonostante il grande numero di richieste – segnalano gli autori del report – ha mostrato diversi limiti: nel primo turno di assegnazione degli incentivi infatti, la totalità di impianti accettati aveva potenza inferiore ai 200 kW, mentre nel secondo turno nessuno di questi impianti è stato accettato poiché gli incentivi sono stati assegnati a impianti con potenza compresa tra gli 800 e i 1.000 kW che erano stati esclusi dal primo Registro e che, di conseguenza, hanno avuto la priorità al secondo turno.

C’è inoltre una forte incognita sui progetti che si sono aggiudicati le Aste: per circa il 50% di quelli che si sono aggiudicati l’incentivo a gennaio 2013 non sono ancora cominciate le opere di costruzione. Nonostante ci siano numerosi progetti non ancora in fase di realizzazione, la terza Asta, che si terrà a giugno 2014, si preannuncia molto affollata, con circa 600 MW di progetti esclusi dalla seconda Asta, ai quali si potrebbero sommare almeno 500 MW che hanno già ottenuto l’Autorizzazione Unica.

Diverse le sfide che il settore deve affrontare. I produttori di turbine e fornitori di tecnologia dovranno far fronte a un mercato italiano in netta contrazione che non lascia prevedere, almeno nel breve periodo, segni di ripresa. I gestori degli impianti, dopo il cambio delle modalità di incentivazione, dovranno continuare a seguire con attenzione i continui cambiamenti normativi riguardanti gli oneri di dispacciamento (se ne parla anche nel decreto Taglia-bolletta in fase di definizione) e la durata degli incentivi già acquisiti, che potrebbero cambiare le regole del gioco «in corso».

Gli operatori comunque hanno già iniziato ad adottare contromosse. Un primo fattore di intervento ha riguardato l’Operation&Maintenance. Dal lato Operation, l’obiettivo è stato quello di massimizzare i ricavi attraverso l’adozione di sistemi più sofisticati di previsione della produzione accoppiati a sistemi di accumulo che possano permettere strategie più aggressive per la vendita dell’energia prodotta attraverso l’accesso a più mercati elettrici per la vendita dell’energia: non più solo MGP, ma anche MSD. Dal lato Maintenance, l’obiettivo è stato quello di contenere il più possibile i costi facendo ricorso anche a imprese specializzate che possono essere utilizzate per sostituire o per mettere in competizione i produttori di turbine che storicamente si sono occupati di questa attività.

Le riduzioni dei costi di produzione spinte dai nuovi meccanismi incentivanti sono notevoli: durante la prima Asta ben 5 progetti che hanno richiesto una remunerazione totale inferiore a 110 €/MWh, oltre il 24% in meno della base di partenza (mentre nella seconda Asta la riduzione massima si è fermata al 19%). Considerando le riduzioni medie richieste dagli investitori durante i primi due turni di assegnazione – commentano gli autori del report – è possibile capire come l’interesse sia interamente focalizzato su siti con ventosità tali da garantire almeno 2.000 ore equivalenti di producibilità annua.

Per raggiungere l’obiettivo della market parity ora bisogna abbattere ancora il costo di sviluppo degli impianti. Lo si può fare, da un lato, grazie ai produttori di aerogeneratori che, per competere in un mercato in forte contrazione, sono costretti ad abbassare i prezzi e, dall’altro, con un’eventuale snellimento del processo autorizzativo. Attualmente servono circa 3-4 anni per sviluppare un parco eolico, con i costi associati. Una maggiore flessibilità e potenzialità di azione per i gestori di impianti potrebbe essere poi fornita dalle tecnologie di storage/accumulo, che permetterebbero di ridurre il rischio di penali.

Se per l’eolico in generale il mercato, come detto, si è contratto, una parola a parte merita il minieolico che ha invece avuto una forte accelerazione (si vedano gli ultimi dati che abbiamo presentato). Complessivamente, a inizio 2014, risultavano assegnati incentivi per 49,6 MW ad impianti compresi tra 20 e 200 kW che saranno realizzati nel corso del 2014, un rallentamento della nuova potenza installata si avrà nel 2015 quando un minor numero di impianti incentivati verrà invece realizzato a causa dell’esito del 2° turno di assegnazione (nel quale come detto gli incentivi sono interamente destinati agli impianti tra gli 800 e i 1.000 kW che erano stati esclusi dal primo Registro).

Tra le iniziative che potrebbero favorire lo sviluppo del minieolico: migliore caratterizzazione anemologica dei siti, così da evitare investimenti che poi non rispettino le aspettative; certificazione delle curve di potenza delle macchine e, infine, gestione della naturale overcapacity in relazione ai limiti imposti di potenza nominale, per evitare che l’eventuale energia elettrica «extra» venga dispersa per limiti normativi.