A fine maggio si è aperta la nona e ultima procedura del GSE per accedere ad Aste e Registri del DM 4 luglio 2019 (cosiddetto FER1) che si chiuderà alla fine di questo mese e che, soprattutto, concluderà il percorso di un provvedimento che finora non ha dato i risultati sperati. Alla sua uscita, tanto attesa, nel 2019 venne criticato per l’esiguità dei contingenti, ritenuti da molti del tutto insufficienti. Ad oggi, invece, non si è ancora riusciti ad assegnare buona parte di quei volumi.
L’ultima asta del Decreto FER1 si è conclusa, infatti, con l’ennesima delusione e conferma il flop di un sistema. Ma non quello delle aste, che in molte altre nazioni ha dimostrato di funzionare piuttosto bene, quanto il fallimento del “sistema Italia” nello sviluppo delle rinnovabili. L’incapacità del nostro Paese di definire una strategia coerente (e di attuarla adeguatamente) si inserisce, peraltro, in un quadro macroeconomico ed energetico particolarmente complesso negli ultimi anni.
La questione è piuttosto complicata e come tale non trova spiegazioni semplici ed immediate.
I fatti recenti
I risultati dell’ottavo bando, pubblicato circa quattro mesi addietro e comunicati da poco dal GSE, vedono l’assegnazione di appena 444 MW (308 MW nelle aste e 136 per i registri) a fronte di un plafond di 3.356, pari a poco più del 13%. Prevale nettamente il fotovoltaico che sul totale è oltre il 90% della potenza aggiudicata. La taglia media dei progetti in asta nel complesso non arriva a 9 MW.
Questo laddove il nostro Paese dovrebbe realizzare entro il 2030 60-65 GW di nuova capacità rinnovabile, cioè oltre 7 GW all’anno (media lineare), che dovrebbero salire a non meno di 10 con gli obiettivi indicati dal nuovo piano RePowerEu della Commissione Europea. Peraltro, il nuovo installato nel 2021, seppur cresciuto rispetto all’anno precedente, fatica ad arrivare al 20% del vecchio obiettivo annuo.
Le ragioni specifiche …
I decreti semplificazioni dunque non hanno funzionato? L’attuale congiuntura dei mercati energetici, con i prezzi elettrici alle stelle, ha reso più conveniente realizzare progetti merchant o stipulare PPA piuttosto che partecipare alle aste? Le incertezze attuali, alimentate da provvedimenti estemporanei come quello sui cosiddetti extra profitti, hanno scoraggiato gli investitori?
Può darsi che questi fattori abbiano frenato qualche decisione, ma se così fosse non si spiegherebbero i sostanziali fallimenti delle aste precedenti. Non dimentichiamoci che il consistente ammontare di potenza nell’ultima asta è il risultato del repêchage dell’”invenduto” di quelle precedenti.
D’altra parte, i volumi complessivi dei PPA, nonostante la forte crescita recente anche nel nostro Paese, sono ancora relativamente limitati. Ci sono dunque (anche) altre ragioni di questa debacle.
Sebbene giudicati ancora insufficienti dagli operatori, i vari provvedimenti di semplificazione sono un passo avanti e tra la fine del 2021 e l’inizio di quest’anno le autorizzazioni sono aumentate. La nuova commissione VIA e VIA-PNRR, sotto la spinta della nuova presidenza, ha certamente accelerato il passo rispetto al passato. La normativa italiana, tuttavia, trascina ancora vecchi interventi (e pregiudizi) che frenano lo sviluppo, in primis degli impianti fotovoltaici a terra sulle aree agricole (o presunte tali al catasto). Da un lato, questi impianti non possono tuttora essere ammessi in asta; dall’altro quelli agrivoltaici, previsti dal decreto semplificazione, sono ancora in attesa una definizione normativa precisa che induca il GSE ad accettarli.
… oltre il contingente, lo scenario d’insieme
Il quadro complessivo dei processi autorizzativi non è, tuttavia, incoraggiante. Nel 2021 in Italia solo il 30% dei progetti utility scale è già autorizzato. A fronte di 264 nuovi progetti eolici e fotovoltaici utility scale censiti nel 2021 dall’Irex Annual Report 2022 appena presentato, oltre il 70% risultava ancora in corso di autorizzazione. La situazione è ancora peggiore se si considerano le dimensioni delle iniziative, con solo il 18% approvate: poco più di 1,4 GW autorizzati contro gli 8,2 GW in attesa. Nel fotovoltaico, a fronte di 60 impianti autorizzati, ce n’è quasi il triplo in attesa. Le installazioni fotovoltaiche utility scale in via di autorizzazione in Italia valgono oltre 4,3 GW. Nell’eolico onshore, a fronte di circa 300 MW, autorizzati 1,2 GW sono in stand-by burocratico.
Peraltro, uno specifico studio condotto da Althesys in collaborazione con Elettricità Futura nel 2021 mostra che, a fronte di un tempo autorizzativo massimo previsto in due anni dalla RED II, i tempi reali rilevati sul campo sono di oltre sei anni.
Non vi è, dunque, dubbio che le difficoltà e le lentezze autorizzative fin qui patite sono una delle principali ragioni della carenza di progetti in asta negli anni scorsi e che si è trascinata fino all’ultima appena conclusasi. La nona e ultima è auspicabile che possa beneficiare della recente accelerazione nel permitting ma è lecito dubitare che si possa soddisfare l’intero contingente residuo.
Su queste difficoltà italiane nel permitting e nel disordinato accavallarsi di provvedimenti di fatto ostacolanti, si innestano oggi elementi congiunturali e di scenario internazionali.
Nel definire le prossime policy in generale e le aste in particolare, diverse novità dovranno essere considerate con attenzione.
Innanzitutto, il mutato contesto di mercato che, seppur esasperato oggi da fattori contingenti, difficilmente tornerà simile a quello passato. Nel disegnare le prossime aste e le relative basi di offerta, bisognerà considerare:
- dal lato dei costi, il significativo incremento dei Capex e, seppur minore, degli Opex. L’impennata dei prezzi delle materie prime e della loro disponibilità sta determinando, per la prima volta, un sensibile aumento degli LCOE rispetto ad un trend storico discendente. Per l’eolico onshore, nel 2021 gli LCOE medi sono saliti tra il 9 e il 20% rispetto al 2020 nei principali Paesi europei. Per il fotovoltaico l’amento del LCOE è tra il 12,8 % degli utility scale e il 21% di quelli di taglia commerciale (fonte Irex Annual report 2022).
- dal lato dei ricavi, la straordinaria salita dei prezzi di mercato e quindi la necessità che le tariffe offerte in asta siano competitive con quelle ottenibili con impianti merchant e PPA. Da questo punto di vista bisogna anche chiedersi se e quale senso può avere la recente ipotesi di avviare una piattaforma pubblica per negoziare i PPA. Si dovrebbe piuttosto ripensare il ruolo dei mercati forward.
In questo quadro di aumento di costi e prezzi, che sta comunque rendendo più profittevoli gli investimenti nelle rinnovabili, le criticità nella supply chain in termini di tempi e di disponibilità dei materiali, dovrebbe spingere i policy maker ad occuparsi anche dello sviluppo e sicurezza della filiera tecnologica nazionale ed europea.
Nel disegnare le prossime aste bisognerà anche tener conto della diffusione degli accumuli. La mappatura degli investimenti nel 2021 dell’Irex ha evidenziato un numero crescente di progetti di nuovi impianti eolici e fotovoltaici abbinati a sistemi di accumulo. Prevedere misure ad hoc nelle aste (al di là di quanto già avviene coni l capacity market) potrebbe essere utile per uno sviluppo equilibrato delle rinnovabili.
Last but not least, unendo aspetti autorizzativi con profili industriali, sarebbe opportuno pensare a meccanismi che tengano conto delle differenze geografiche in termini di producibilità e quindi di economics. Il burden sharing deve far leva su fattori economici e non può essere solo un esercizio di pianificazione dirigista. Ciò per consentire uno sviluppo più armonico del territorio ed evitare congestioni zonali e nelle infrastrutture di rete.
Tanti temi, complessi e interconnessi, da mettere in fila per disegnare il futuro e che potrebbero dare una ragion d’essere agli errori compiuti finora.