Osservatorio FER di settembre 2021

Secondo l’Osservatorio FER realizzato da ANIE Rinnovabili, sulla base dei dati Gaudì di Terna nei primi nove mesi del 2021 si registra un totale cumulato di 809 MW, così suddiviso: 607 MW per fotovoltaico, 179 MW per eolico e 22 MW per idroelettrico.

Focalizzandosi sul 3° trimestre 2021 le nuove installazioni di fotovoltaico, eolico, idroelettrico raggiungono complessivamente 356 MW con andamenti positivi per fotovoltaico ed eolico e andamento negativo per il comparto idroelettrico.

Prosegue la crescita del fotovoltaico nel 2021 con 607 MW di potenza connessa fino a settembre.

Le regioni che hanno incrementato di almeno l’80% rispetto ai primi nove mesi del 2020 la potenza installata sono Basilicata, Calabria e Lazio, mentre quelle con una tendenza più negativa sono Molise, Sardegna e Sicilia.

Le installazioni di potenza inferiore ai 10 kW costituiscono il 37% della capacità totale, mentre quelle di potenza sino ad 1 MW l’89% del totale. Gli impianti di taglia > 1 MW sono 22, di cui 11 realizzati nel 3° trimestre: uno nella provincia di Roma da 4,5 MW, due nella provincia di Bari da 3,35 MW e 1,1 MW, uno a Trapani da 4,3 MW, tre in Lombardia per un totale di circa 4 MW, uno nella provincia di Cosenza da 6,3 MW, uno a Pordenone di 1,4 MW, uno nella provincia di Novara da 3,2 MW e uno a Treviso di 1,3 MW di potenza. Complessivamente sono stati connessi alla rete da gennaio a settembre 2021 poco oltre 53.600 impianti.

Analizzando nel dettaglio le variazioni tendenziali nei mesi di Luglio e Settembre si è registrato un incremento di potenza installata, nel mese di Agosto, invece, un decremento. La media mensile del 3° trimestre 2021 si attesta a 81 MW, in linea con i 79 MW del 3° trimestre 2020.

Per l’eolico nel 2021 si osserva un trend in crescita con 179 MW di nuova potenza installata.

A livello regionale, nel 2021 si registra una decrescita di potenza connessa rispetto al 2020 per Calabria, Campania e Liguria, al contrario di Basilicata, Puglia, Sardegna e Sicilia che hanno incrementato la potenza installata grazie all’attivazione di nuovi impianti. In particolare, nel corso del 3° trimestre, sono stati installati due impianti rispettivamente da 4,4 e 18 MW a Foggia, tre per un totale di 35,2 MW a Taranto, uno da 27,6 MW a Palermo e due a Potenza di 1 MW e di 16 MW. In tutto il resto del territorio, invece, non si rilevano variazioni.

Secondo le variazioni tendenziali, in notevole aumento rispetto al 3° trimestre del 2020 il contributo dell’eolico con 105 MW distribuiti su 21 nuove installazioni.

In calo l’andamento dell’idroelettrico nel 2021 con 22 MW di nuova potenza connessa.

Dal punto di vista regionale, in Basilicata, Calabria, Emilia Romagna e Friuli Venezia Giulia è stato rilevato un leggero aumento di nuova potenza connessa rispetto al 2020; viceversa si è riscontrata una diminuzione di potenza installata soprattutto in Campania, Lombardia, Piemonte, Sicilia, Toscana, Valle d’Aosta e Veneto.

Dei complessivi 109 nuovi impianti installati nel 2021, tutti di potenza inferiore a 1 MW, l’84% è ubicato nel nord Italia.

Dal confronto del 3° trimestre del 2021 con il 2° trimestre emerge che il fotovoltaico nel Q3 2021 ha conseguito un incremento del +16% rispetto al Q2 2021, l’eolico del +104%, mentre l’idroelettrico un decremento del -28%. Complessivamente nel Q3 2021 le FER raggiungono un risultato positivo significativo del +31% grazie al costante contributo del comparto fotovoltaico e alla ripresa del settore eolico.

Analizzando le ultime due slide dell’Osservatorio FER, sono in aumento non solo i prezzi dell’energia sui mercati spot, ma anche sul mercato di dispacciamento, in cui sia i prezzi medi a scendere che a salire hanno toccato il proprio massimo del 2021. Come nel mercato spot, anche nel mercato dei servizi di dispacciamento il rincaro del prezzo del gas sta pilotando il trend rialzista dei prezzi dell’energia elettrica. Si tratta di una dinamica presente in tutti i mercati elettrici europei. Solo l’area scandinava è quella in cui è molto più contenuto l’impatto del gas in virtù di un mix energetico caratterizzato anche da una forte penetrazione delle FER.

Riguardo al trend dei prezzi del mercato elettrico il sistema elettrico nazionale mostra la sua vulnerabilità al trend delle commodity energetiche non rinnovabili. Disponendo le FER di commodity energetiche non negoziabili sui mercati e gratuite, perché fornite da madre natura, quali sole, vento ed acqua, la maggior penetrazione delle FER con l’ausilio di sistemi di accumulo può contribuire a ridurre i prezzi dell’energia elettrica sul mercato elettrico grazie ad una maggior indipendenza dai combustibili non rinnovabili: l’Italia è una miniera inesauribile di sole e vento, diversamente dalle altre commodity energetiche. Sul fronte dei servizi di dispacciamento, oltre ai progetti pilota che Terna ha avviato, le FER basate su inverter e sistemi di accumulo possono dare un contributo all’inerzia del sistema elettrico, come suggerisce Entso-E nel recente report “Frequency stability in long-term scenarios and relevant requirements”. Inoltre l’aumento dei prezzi dell’energia elettrica mitigano l’effetto in bolletta di alcuni meccanismi di incentivazione delle FER, quale la convenzione GRIN, come riportato da ARERA nella relazione 483/2021, in cui l’Autorità stima per il 2022 la riduzione degli oneri generali di sistema di circa 1,2 miliardi di euro.

Vale la pena portare all’attenzione dell’opinione pubblica altri due aspetti che andranno a ridurre i costi della bolletta elettrica, perché non incrementano gli oneri generali di sistema. Il primo è il meccanismo di remunerazione delle tariffe incentivanti introdotto col DM FER 4.7.2019, il cd. contratto per differenze a 2 vie: esso prevede che il produttore restituisca al GSE il maggior ricavo nel caso in cui il prezzo di mercato a cui vende l’energia elettrica superi la tariffa incentivante aggiudicata ai bandi del GSE. Il secondo è quello dello sviluppo degli impianti fotovoltaici utility scale in logica di market parity, ossia senza l’ausilio di alcuna tariffa incentivante.

Dall’analisi dei dati Gaudì emerge sempre più l’importanza degli strumenti di policy che il governo metterà in campo e delle tempistiche di attuazione.

Gli effetti del superbonus 110% sono evidenti: già nei primi nove mesi del 2021 sono stati superati i dati registrati in tutto il 2020 per gli impianti di potenza inferiore a 10 kW con un incremento di nuova potenza installata di 16 MW. ANIE Rinnovabili ha proposto in legge di bilancio di estendere sconto in fattura e cessione del credito anche agli istituti finanziari per l’aliquota del 50% e di includere nella proroga del superbonus le abitazioni singole senza il tetto ISEE per diverse ragioni: il 52% degli italiani dispone di una abitazione singola, le abitazioni in città costano più che le villette in periferia, su questa tipologia di abitazioni si riscontra il maggior grado di penetrazione delle tecnologie e di integrazione tra di esse, la filiera industriale è cresciuta molto e servirebbe approntare un graduale decalage dell’aliquota 110% per stabilizzarne la crescita

Il DM FER 4.7.2019 sta producendo i primi effetti nel settore dell’eolico, che non è ancora in grado di esprimersi sul terreno della market parity, diversamente dagli impianti fotovoltaici utility scale

L’art. 42-bis del Milleproroghe 2019 non sta facendo decollare le comunità energetiche rinnovabili; la recente relazione 483/2021 di ARERA ha evidenziato la costituzione di sole 8 comunità al 2020

Fondamentale sarà, pertanto, il recepimento della direttiva in materia di fonti rinnovabili. ANIE Rinnovabili apprezza quanto contenuto nel Dlgs 199/2021. Tra le tante misure apprezzate segnala che finalmente ci sarà una programmazione quinquennale per lo sviluppo delle FER che stabilizzerà il mercato e darà prospettive di medio termine all’industria ed alla filiera che negli ultimi anni ha vissuto sostanzialmente di stop and go legislativi, mentre tra i tanti timori figura quello dell’attuazione del Dlgs. Quest’ultimo infatti prevede ben 19 provvedimenti attuativi molti dei quali da attuarsi entro 6 mesi ed a carico di una molteplicità di soggetti pubblici.