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Approfondimenti

29 Luglio 2013

E’ morto il Conto energia. Il fotovoltaico è vivo

(Tommaso Barbetti*)

Salutato quasi con indifferenza da un settore ormai privo della vitalità che sprizzava fino solo a sedici mesi fa, il 6 luglio 2013 si è spento il Conto energia.

Da allora il fotovoltaico, prima tra tutte le fonti rinnovabili a trovarsi in una simile situazione, è privo del tradizionale sostegno che ne ha accompagnato la crescita convulsa degli ultimi 5 anni. Immedesimandoci surrealmente nell’oratore che ne saluta la dipartita, ne ricorderemmo come prima cosa la grandeur, trattandosi di un’operazione di politica industriale colossale, probabilmente una delle più grandi degli ultimi 20 anni: circa 120 miliardi di euro di spesa da spalmare su circa 25 anni (con un picco di spesa annua che, come noto, sarà pari agli ormai proverbiali 6,7 miliardi), mediante i quali sono stati realizzati oltre 17.000 MW di potenza in appena 5 anni, più ulteriori 1.000 MW in fase di ultimazione, che hanno reso per un quasi un lustro l’Italia l’eldorado mondiale del solare, attirando l’attenzione di operatori (per lo più finanziari) di tutto il mondo e regalando, nell’anno 2011 (quando furono installati oltre 9.000 MW), la palma di primo mercato mondiale del fotovoltaico all’Italia.

Potremmo discutere poi, come si conviene dopo aver salutato qualcuno, dei suoi difetti e dei suoi pregi, soppesandone il carico sulle bollette da una parte e l’effetto calmierante sui mercati elettrici dall’altra, oppure degli scarsi effetti sulla filiera industriale o dei benefici ambientali, ma ci sembrerebbe, oltreché un esercizio fine a se stesso, una mancanza di rispetto postuma verso il caro Conto energia.

Meglio dunque, come si suol dire, guardare avanti, verso i nuovi modelli “incentive free” (nessuna volontà di snobbare gli impianti di piccole dimensioni, per i quali sarà ancora possibile accedere alle detrazioni fiscali o ai titoli di efficienza energetica: è tuttavia innegabile che rappresenteranno un fenomeno marginale, su cui ci pare assai difficile possa imperniarsi il futuro del fotovoltaico).

Generalmente si etichetta questo universo finora sconosciuto con il termine “grid parity”: impropriamente, per il vero, dal momento che la grid parity rappresenta solo una della modalità mediante le quali si produrrà (o per lo meno ci si proverà) energia dal fotovoltaico senza incentivi. Due infatti sono i modelli del fotovoltaico “incentive free”: la già citata grid parity e la market parity.

La market parity

Partiamo con quest’ultima: si può parlare di market parity nel momento in cui gli impianti fotovoltaici vengono costruiti ed economicamente eserciti cedendo energia elettrica in rete in assenza di incentivi diretti. Si tratta dunque di un modello di business che prevede un ruolo di “pure generator” per l’operatore fotovoltaico, sulla scorta di quanto già visto per gli innumerevoli impianti a terra di dimensione industriale costruiti negli ultimi anni: se per questi ultimi però la remunerazione derivante dalla vendita dell’energia sul mercato elettrico veniva integrata generosamente dal Conto energia (che rappresentava dal 50% all’90% del totale dei ricavi), per gli impianti in market parity si potrà fare affidamento esclusivamente sul prezzo di vendita dell’energia elettrica, complicando terribilmente la quadra dei business plan.

Sarà fondamentale, per chi si cimenterà nell’impresa, prendere confidenza con i fondamentali del mercato elettrico, capendone le basi (ossia che il prezzo di vendita è pari al prezzo zonale orario dell’ora e della zona in cui si è prodotto l’energia, e non, contrariamente alla credenza popolare, al PUN), gli attuali valori (ad esempio, notando che la Sicilia attualmente presenta prezzi del 30-40% superiori rispetto al continente) e le tendenza prospettiche (proseguendo con l’esempio, valutando che la costruzione della nuova connessione Sicilia-Calabria – prevista per il 2015 – uniformerà lentamente i prezzi siciliani a quelli continentali). Insomma, si inizierà a ragionare, al pari di una buona porzione di impianti tradizionali, in termini competitivi, facendo i conti con quel rischio di mercato fino ad oggi quasi sconosciuto alle rinnovabili.

E la grid parity

Se invece si parla di grid parity, si abbandona la prospettiva del “pure generator” per abbracciare quella dell’integrazione con gli autoconsumi: se nel caso dell’impianto in market parity la remunerazione deriva del prezzo di vendita dell’energia sul mercato, in questo caso sarà invece connessa al mancato costo di acquisto dell’energia da parte del consumatore a cui l’impianto fotovoltaico sarà connesso. Il modello è dunque semplicissimo e riavvicina il fotovoltaico alla funzione con cui nacque, ossia il risparmio energetico: l’impianto fotovoltaico (sia su copertura sia a terra) è connesso, mediante un collegamento privato (sia tramite il wiring interno sia tramite una vera e propria rete privata), ad un consumatore finale; nei momenti in cui c’è simultaneità tra produzione dell’impianto e carico del consumatore, l’energia non viene acquistata più dalla rete ma dall’impianto integrato, con un conseguente risparmio economico.

Non sfuggirà, al lettore attento, che in questo caso il valore dell’energia (il risparmio) sarà più alto che nel modello di market parity: se infatti il valore a cui il produttore fotovoltaico vende la propria energia in rete è pari al prezzo all’ingrosso (il prezzo zonale orario di cui sopra), il valore a cui il consumatore finale acquista energia elettrica dalla rete è pari al prezzo al dettaglio (più che doppio rispetto al prezzo all’ingrosso, dal momento che contiene anche gli oneri generali di sistema, i costi per l’uso della rete nazionale e le tasse).

Se è chiaro quale è il vantaggio rispetto alla market parity (il prezzo di riferimento più alto), altrettanto evidente è il limite: la necessità di massima sovrapposizione tra consumi e produzione rende il modello difficile da applicare su soluzioni di grandi dimensioni. Inoltre, se nel caso della market parity, il rischio che l’operatore si trova ad affrontare è un rischio di mercato, in questo caso si ritorna nel mondo del rischio regolatorio: un eventuale cambio di assetto sulla normativa che attualmente consente agli autoconsumi di essere esentati dal pagamento degli oneri tariffari (e di fare si che il prezzo di riferimento della grid parity sia doppio rispetto a quello della grid parity) metterebbero a repentaglio la fattibilità del modello.

Certamente dunque la strada del fotovoltaico post-incentivi non sarà un pranzo di gala. Nuovi rischi, tipici di qualsiasi settore industriale, emergeranno; l’occhio correrà continuamente all’andamento dei prezzi dell’energia; andrà ricercata al massimo l’efficienza nello sviluppo, nella realizzazione e nella gestione. Ma se il modello si affermerà, non si potrà più certo parlare di bolla. Con buona pace del caro Conto energia.


* Tommaso Barbetti, partner di eLeMeNS (www.lmns.it), società di consulenza indipendente operante nel settore energia, per la realizzazione di analisi specialistiche, osservatori, studi e scenari.

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