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Il fotovoltaico italiano all’alba dell’era post incentivo
Ha accennato agli accumuli. Manca ancora molto tempo prima che il loro impiego diventi economicamente vantaggioso abbinato al fotovoltaico?
Il mondo degli accumuli è ancora in fase di sviluppo. Non la vedo come un'opzione concretizzabile nel brevissimo periodo, anche se l'evoluzione di queste tecnologie in altri settori ha mostrato curve d'apprendimento molto ripide. Nel sistema elettrico il ruolo di frontrunner lo svolgeranno i gestori di rete e i loro progetti saranno una cartina di tornasole anche per i produttori. Sicuramente la penetrazione delle rinnovabili, spingendo il prezzo in basso in certe fasce orarie, crea sempre di più uno stimolo ad effettuare time-shifting, per immettere l'energia in rete nei momenti in cui rende di più. Come pure una spinta a dotarsi di sistemi di accumulo è la necessità di inseguire profili di consumo che temporalmente non coincidono con la campana della produzione fotovoltaica. Altro incentivo implicito all'adozione degli accumuli potrebbe essere uno sviluppo regolatorio che permetta agli impianti a rinnovabili di offrire servizi di rete. Gli incentivi impliciti dunque ci sono, tutto dipenderà dall'andamento della curva di prezzo di questa tecnologia, ma non si parla di breve periodo. Per quel che riguarda eventuali incentivi espliciti, che accelerebbero il tutto, ovviamente dipende dalla volontà politica. La Germania lo sta facendo, ma la situazione da noi è diversa.
Abbiamo parlato di grid parity, scoprendo che il problema più grosso è trovare il cliente giusto. Come è invece la situazione nell'ambito della market parity, ossia per operatori che vogliano realizzare grandi parchi per vendere tutta l'energia sul mercato?
Si stanno già affacciando sul mercato italiano operatori interessati a realizzare impianti in market parity. Alcuni soggetti probabilmente sono già in grado di ottenere efficienze, in quanto a costi, tali da permettere di pensarci. In questo caso però bisogna confrontarsi non solo con il costo di generazione ma anche con le dinamiche del mercato elettrico: la convenienza dipende dalle aspettative sui prezzi di mercato dell'elettricità. E il fotovoltaico non può confrontarsi con i prezzi medi: si deve invece ragionare in termini di ricavi medi, ossia sulla parte di domanda che il FV riesce ad intercettare con la sua curva di produzione. Anche in market parity è dunque cruciale individuare una controparte, ossia: il mercato deve avere certe caratteristiche in termini di domanda. E' un modello ancora da esplorare. Gli istituti di credito non sanno ancora quantificare bene il rischio di un investimento del genere: da un rischio normativo che si aveva con il FV incentivato si passa ad un rischio di mercato, per gestire il quale bisogna essere bravi a leggere i segnali di domanda e offerta. Detto questo, sappiamo che c'è chi sta già pensando concretamente a fare impianti in market parity: appena i primi partiranno, indicando la strada, assisteremo ad uno sviluppo crescente di questo tipo di installazioni.
Non abbiamo parlato del mercato del residenziale. Finito il conto energia ed esaurita anche la spinta delle detrazioni fiscali del 50%, confermate solo fino a giugno, assisteremo a un crollo in questo segmento?
No, dobbiamo comunque considerare che il mercato residenziale è guidato anche da driver diversi, ad esempio la percezione della qualità ambientale dell'energia. Soprattutto dopo questi anni che hanno visto il FV diventare un elemento comune, tra i consumatori si è diffusa una certa sensibilità: questo secondo me permetterà al mercato del residenziale di vivere anche senza incentivi e con minore convenienza economica. Ovviamente, anche vista la fase economica recessiva che impatta sui bilanci delle famiglie, bisognerà verificare se ci saranno le opportunità economiche per garantire uno sviluppo senza investimenti eccessivamente elevati.
Alla luce di quanto detto, possiamo azzardare una stima sul volume del mercato italiano del FV nell'era post incentivi?
La previsione è difficile, dato che, come abbiamo visto ci sono ancora molti elementi non definiti. Oltre all'incertezza normativa, che impedisce lo sviluppo di modelli di business come i SEU, molto dipenderà dalla domanda: ad esempio va detto che le regioni meridionali, dove la grid parity è più a portata di mano, sono anche quelle che stanno soffrendo di più economicamente. Centrale per lo sviluppo del settore è poi un cambio di mentalità degli operatori, al fine di adattarsi alla nuova realtà. Infine c'è il tema delle difficoltà di finanziamento e bancabilità delle iniziative in market o grid parity: ritengo sia un punto critico da risolvere, altrimenti l'intero sviluppo della grid parity rischia di essere compromesso. Detto questo, se in linea di massima considero verosimile quanto indicato nella Strategia Energetica Nazionale, ossia che avremo un mercato da circa 1 GW l'anno, credo che almeno per il primo anno rimarremo sotto a questo valore, per poi tornare a crescere negli anni successivi.