La ripresa post pandemia fa ripartire gli investimenti nel 2021, mentre economics, mercati elettrici e strategie scontano i nuovi scenari energetici.
L’evoluzione del settore elettrico italiano si inserisce in una fase molto particolare per il settore energetico mondiale, colto da una crisi geopolitica senza precedenti nel mezzo del guado verso la decarbonizzazione. L’Irex Annual Report 2022 registra un boom di progetti in Italia che, però, faticano a realizzarsi a causa delle criticità del permitting. Parallelamente, il nuovo scenario di costi e prezzi in Europa rende sempre più attraenti gli investimenti nelle rinnovabili ma chiede anche di ripensare la struttura e il funzionamento dei mercati. In questo quadro, l’adeguatezza del sistema elettrico italiano resta sotto osservazione, mentre si punta sempre più sull’innovazione con accumuli e idrogeno in testa.
Gli investimenti italiani e le tendenze strategiche
Il 2021 è stato un anno di ripresa per il settore delle energie rinnovabili, che ha beneficiato del rimbalzo economico post-pandemia. Con oltre 430 operazioni, 14,9 GW di potenza e 13,5 miliardi di euro, il rialzo rispetto al 2020 è del 72% per numero di operazioni censite, del 37% per potenza totale e del 48% per valore. Con 8,4 GW di potenza e oltre 6 miliardi di euro di investimenti, il fotovoltaico resta primo tra le varie tecnologie. Scende, invece, l’eolico. Le operazioni di crescita interna sono l’81% del totale per 10,6 GW e 8,2 miliardi di euro.Solo il 30% dei progetti è, però, già autorizzato. La crescita per linee esterne copre il 28% del totale, con 4,7 miliardi contro i 3,8 del 2020. Rallenta l’internazionalizzazione, con l’Europa principale meta degli investimenti (82% MW), Spagna in testa, seguita dall’America Latina. L’evoluzione del 2021 vede un passo avanti nel consolidamento del mercato italiano nonostante calino le operazioni, grazie ad alcuni big deal. Il mercato mobiliare apprezza i titoli delle pure renewable italiane, con l’Irex Index che è salito del 110% in un anno. A fronte di un ritrovato impulso nello sviluppo di nuovi progetti, in Italia avanzano le tecnologie più innovative, con crescenti investimenti nell’eolico offshore, nei sistemi di accumulo e nell’idrogeno.
Gli economics delle rinnovabili in Europa
L’impennata dei prezzi elettrici ha reso sempre più competitivi eolico e fotovoltaico, malgrado gli aumenti dei costi delle materie prime, che hanno innalzato i Capex, e le criticità nella supply chain. Nel 2021 il valore medio del LCOE per l’eolico onshore in Europa si attesta a 48,3 €/MWh, per la prima volta in crescita (+13,4%) rispetto all’anno precedente. Anche i ricavi (LEOE), però, sono saliti (64,5 €/MWh medio, +23% sul 2020) rendendo più profittevoli gli investimenti. Analogo trend per l’eolico offshore, in cui alla crescita dei costi (LCOE +11% medio sul 2020) è corrisposto quella del LEOE (+116% sul 2020). Nel fotovoltaico gli impianti commerciali hanno un LCOE medio di 76,4 €/MWh e un LEOE di 85,5 (+11,9% il differenziale), mentre gli utility scale un LCOE di 60,3 €/MWh ed un LEOE di 61,6 (+2,1% il delta). Tra gli utility scale le installazioni con i pannelli bifacciali e i tracker hanno un LCOE inferiore del 13%-14% rispetto agli impianti fissi, per il maggior numero di ore di produzione che compensano i costi più elevati. Rispetto al 2020, la crescita del LCOE è compresa tra 14%-15%. A seguito dell’aumento dei ricavi, la marginalità passa dal 7-9% del 2020 al 13-15% del 2021. Lo sviluppo dell’agrivoltaico è la novità del 2021. Nonostante un LCOE superiore rispetto agli impianti tradizionali di circa il 16%, la redditività rimane positiva e soluzioni innovative consentono sinergie tra attività agricola ed energetica.
L’adeguatezza e la flessibilità del sistema nel nuovo contesto energetico
In un quadro europeo in evoluzione, le aree centrali e occidentali vedono margini di riserva sempre più ridotti, con crescenti rischi di inadeguatezza dei sistemi elettrici. In Italia, la punta di domanda nel 2021 è in calo, malgrado la ripresa economica robusta post Covid. Ciononostante, l’ingresso degli impianti termoelettrici selezionati per il Capacity market è fondamentale per l’adeguatezza nel breve termine, mentre nel medio-lungo termine un contributo significativo dovrà arrivare dallo storage e dai sistemi di demand response. Le risorse flessibili sono, d’altra parte, cruciali per assicurare l’adeguatezza a scendere del sistema a fronte di una sensibile crescita delle fonti rinnovabili non programmabili. La tempistica del phase-out del carbone potrebbe risentire delle esigenze di supply security indotte dalle criticità geopolitiche. Rimangono strategiche, in ogni caso, le infrastrutture di rete e le interconnessioni per le quali l’accelerazione e semplificazione dei processi autorizzativi è un elemento chiave.
Verso un nuovo mercato elettrico
Il funzionamento del sistema elettrico deve mutare profondamente alla luce della Strategia di lungo termine italiana. Volatilità dell’offerta ed efficientamento della domanda saranno i caratteri distintivi di un settore dominato dalle fonti rinnovabili intermittenti. Le regole del mercato di energia, servizi e capacità dovranno promuovere gli scambi su orizzonti temporali in grado di favorire le tecnologie a costi marginali quasi nulli e la flessibilità, che sarà garantita da accumuli, domanda e sistemi P2X. In un ipotetico scenario al 2050, per orientare gli investimenti e stabilizzare i prezzi si prevede l’espansione di autoconsumi, PPA e scambi a termine centralizzati, che dovrebbero gradualmente sostituire il mercato spot.
Gli accumuli: progressi e prospettive
Il 2021 ha registrato un nuovo aumento degli accumuli elettrochimici distribuiti in Germania e Italia, mentre per i large scale la crescita in Europa è stata molto modesta, tranne in UK e in misura minore in Francia. È aumentata, però, la potenza in progetto in vari Paesi, soprattutto in UK. Scende ancora il costo medio delle batterie (-6%), nonostante l’aumento dei prezzi delle materie prime, ma nel 2022 si prevede un rialzo. Lo storage è il comparto della filiera elettrica dove maggiori sono R&S, con un alto numero di brevetti richiesti ogni anno. Il quadro continentale delle batterie è ancora in fase di primo sviluppo, con diverse incertezze su regole, modalità di partecipazione ai mercati e remunerazioni. Se restano lontani gli obiettivi 2030, nuovi stimoli vengono da Capacity market, PNRR e regolazione. In questo quadro, i pompaggi idroelettrici, che in Italia sono oggi usati per solo un quarto della loro capacità, potrebbero dare un contributo rilevante all’equilibrio del sistema in uno scenario di forte crescita delle rinnovabili.
Idrogeno verde: evoluzione e iniziative
Il 2021 ha visto una nuova crescita di progetti, in un quadro di regole in evoluzione (Fit for 55, Pacchetto Green Gas, nuove strategie nazionali, PNRR) e in uno scenario energetico mutato profondamente. Sono 211 le iniziative mappate in Europa con oltre 200 imprese coinvolte. A oggi, solo il 12% dei progetti ha, però, concrete possibilità di entrare in esercizio. Su 80 GW di capacità progettata appena 1,2 (1,5%) sono certi. Molte iniziative hanno numerosi elementi indefiniti, riflettendo le incertezze del contesto economico e regolatorio di un settore in gran parte ancora da costruire. Le politiche pubbliche sono chiave per lo sviluppo: i prossimi tre anni saranno decisivi per proseguire sia la costruzione del quadro di regole, che per vedere i primi progetti importanti in esercizio. Il drammatico riorientamento dei sistemi energetici potrebbe fornire nuovi impulsi al settore (RepowerEU).