Le criticità messe in evidenza dal rapporto Irex possono portare a inadeguatezze del sistema nel medio termine. Da sottolineare il possibile ruolo di biogas e biometano quali “cerniera” tra gas ed elettricità
Gli investimenti italiani nelle rinnovabili tornano a correre nel 2017 con una crescita sorprendente, passando dai 6,8 GW del 2016 ai 13,4 GW dello scorso anno per un valore complessivo di 13,5 miliardi di euro e un aumento del valore dell’87,5%. Sono alcuni dei dati contenuti nella nuova edizione del Rapporto Annuale Irex “L’evoluzione del mercato elettrico tra nuovi modelli di business e policy nazionali” presentato a Roma e realizzato da Althesys. Il rapporto, oltre a tracciare gli investimenti “utility scale” realizzati in Italia da operatori italiani e stranieri e all’estero dai soli player italiani, fa anche il bilancio decennale degli investimenti italiani nelle rinnovabili, il cui ruolo è oggi divenuto centrale, segnando l’evoluzione dell’intero settore elettrico.
MARANGONI: L’INDUSTRIA ELETTRICA HA SCELTO LE RINNOVABILI COME ASSE CENTRALE DEL SISTEMA ENERGETICO FUTURO
“L’aumento degli investimenti, in larga parte all’estero – ha spiegato l’economista Alessandro Marangoni, capo del team di ricerca e ceo di Althesys – conferma in maniera inequivocabile che l’industria elettrica ha scelto le rinnovabili come asse centrale del sistema energetico futuro, tanto che le rinnovabili costituiscono l’85% della nuova capacità installata nel 2017. E lo dimostra anche lo stesso Irex Report, che compie dieci anni: da studio di nicchia è oggi divenuto un rapporto su tutta l’industria elettrica”.
I NUMERI DEGLI INVESTIMENTI
Nel 2017 sono state registrate oltre 200 operazioni con una potenza coinvolta di 13,4 GW e un valore stimato in circa 13,5 miliardi di euro. I nuovi progetti tornano ad essere la parte principale. Nonostante il 55% delle operazioni sia in Italia, l’88% della potenza è all’estero. “Segno di vitalità e competitività delle nostre imprese, ma anche della necessità di tornare ad investire in Italia” ha sottolineato Marangoni. E, in effetti, le nuove iniziative nazionali sono in sensibile ripresa rispetto al 2016, con 1,1 GW (400 MW l’anno precedente) e quasi 1,4 miliardi di euro. Ma non basta. Le acquisizioni registrano 64 operazioni e 2.165 MW, per un controvalore di 3,15 miliardi di euro. La tecnologia prevalente per numero di deal è il fotovoltaico (44%) seguito dall’eolico (20%) e dalla Smart Energy (12%). Il mercato secondario degli impianti in Italia si è dimostrato, infatti, ancora molto attivo, con oltre 1.140 MW scambiati, dei quali il 48% sono eolici e il 42% fotovoltaici. Si affacciano le prime iniziative di rinnovamento degli impianti che, pur pesando solo per l’1% delle operazioni, evidenziano una delle direttrici per il rilancio del settore.
EOLICO E FOTOVOLTAICO: COSTI IN DISCESA
Eolico e fotovoltaico in Europa mostrano costi ancora in discesa. Le aste competitive hanno però portato a un rapido calo delle tariffe, che hanno ridotto i ritorni degli investimenti. L’effetto è stato in parte mitigato dalla ripresa dei prezzi elettrici, tornati a salire dopo anni di calo. Il costo medio dell’elettricità (LCOE) dell’eolico di 44,2 euro/MWh, in lieve discesa rispetto al 2016, assicura buoni ritorni degli investimenti in quasi tutti i Paesi.
SISTEMA ELETTRICO: POSSIBILI CRITICITÀ NEL 2030
La transizione verso una maggiore penetrazione di rinnovabili pone quesiti sull’adeguatezza del sistema elettrico italiano. Mentre nel breve periodo, ovvero al 2025, non paiono esservi difficoltà, queste potrebbero emergere nel medio-lungo periodo (2030-40), quando l’invecchiamento del parco termoelettrico rischierà di rendere il sistema inadatto a soddisfare i fabbisogni. “Occorrerà fare qualche riflessione – ha ammesso Marangoni – sull’adeguatezza del sistema elettrico nazionale, che nel medio-lungo periodo si potrebbe trovare a rischio shortage a causa dell’obsolescenza dei vecchi impianti termoelettrici, rendendo necessaria l’introduzione di accumuli in grado di accompagnare le rinnovabili”. Gli scenari futuri indicano che si dovranno aumentare gli investimenti nel rinnovamento del parco termoelettrico e nei sistemi di accumulo (batterie e pompaggi).
ENERGIA (SEMPRE PIÙ) DIGITALE 
La trasformazione digitale sarà il fattore di maggiore impatto, sia sul lato della domanda sia dell’offerta. Sulla spinta dello sviluppo di soluzioni Internet of Things, la cosiddetta Digital Energy, si modificheranno inevitabilmente le modalità di scambio, trasporto e consumo dell’energia. Le utility potranno ottimizzare la gestione complessiva, implementare modelli di business diversi e offrire nuovi servizi. Anche i consumatori potranno avere un ruolo più attivo nel sistema, evolvendo verso schemi di prosumer e comunità energetiche. Reti, edifici, città e mobilità sono alcuni dei principali ambiti applicativi della rivoluzione smart. In questo quadro è quindi necessario definire come attuare in concreto la Strategia Energetica Nazionale, individuando strumenti adeguati: dall’atteso decreto per il periodo 2018-20 alle misure per il rinnovamento degli impianti esistenti, dal capacity market fino a meccanismi che favoriscano il decollo dei contratti di lungo periodo.
IN DIECI ANNI INVERSIONE DI TENDENZA: MENO INVESTIMENTI IN ITALIA E PIÙ ALL’ESTERO
Nell’arco di dieci anni – Irex compie infatti il decennale del suo rapporto nell’arco 2008-2017 – sono state censite 1.909 operazioni, con investimenti stimati per quasi 95 miliardi di euro e una potenza di 64,5 GW. L’anno più attivo è stato il 2011, con 223 operazioni, il meno vivace il 2016 con 122. Evidente il cambio di tendenza dal 2013, quando la crescita fuori dall’Italia ha sorpassato, per numero di operazioni, quella interna. Dopo i massicci investimenti nelle nuove installazioni, parte dunque la fase di consolidamento del settore. Le imprese italiane hanno comunque reagito rivolgendosi sempre di più ai mercati esteri. Gli investimenti internazionali sono infatti passati dai 2 GW del 2008 (36%) ai 10,9 del 2017 (82%). I primi dieci operatori per MW acquisiti sul mercato secondario italiano nel 2017 hanno raccolto il 75% della potenza complessiva passata di mano. Nel complesso, i primi venti operatori per potenza FER coprono circa il 54% della capacità rinnovabile nazionale. Nell’eolico i primi dieci gruppi possiedono il 62% della potenza, pari a 6.083 MW, anche grazie ad alcune operazioni di rilievo avvenute nel 2017.
BIOGAS E BIOMETANO “CERNIERA” TRA GAS ED ELETTRICITA’ SECONDO CIB
Nel corso della presentazione dell’IREX Annual Report 2018 – nel contesto di una tavola rotonda intitolata “Oltre la SEN, dalla teoria alla pratica: come?” con la partecipazione di Simone Togni di ANEV, Francesco Sperandini di GSE, Enrico Falck di Elettricità Futura, Fabio Bulgarelli di Terna – Piero Gattoni, Presidente CIB – Consorzio Italiano Biogas ha sottolineato che “l’elettricità avrà un ruolo centrale nell’economia del futuro ma la transizione energetica non sarà repentina. Richiederà, invece, un adeguamento tecnologico che interesserà nei prossimi decenni produttori, industrie manifatturiere, reti distributive e consumatori. In questo scenario – ha ammesso Gattoni –, il settore del biometano offre una flessibilità senza pari, poiché consente di produrre gas ed elettricità rinnovabili, operando una fondamentale funzione di cerniera tra le due reti”. In particolare, la programmabilità, riconosciuta dalla SEN come caratteristica primaria da perseguire da parte del sistema energetico italiano, “è uno dei maggiori punti di forza del gas rinnovabile, che promette di raggiungere entro il 2030 volumi pari a 10 mld di Nm3, di cui 8 da matrici agricole, pari a circa il 15% dell’attuale fabbisogno annuo di gas naturale e ai due terzi della potenzialità di stoccaggio della rete nazionale. Inoltre – ha aggiunto Gattoni –, gli impianti di biogas e biometano sono altamente complementari con le altre rinnovabili, poiché consentono di assorbire i picchi produttivi delle FER intermittenti (eolico e solare), e di trasformare l’energia elettrica in eccesso, quindi non stoccabile, in gas naturale rinnovabile, attraverso il processo di power-to-gas”.
IL BIOMETANO PUÒ FAVORIRE LA DECARBONIZZAZIONE
Il biometano può essere immesso nella rete del gas, riutilizzato per la generazione elettrica o termica, sfruttato in processi industriali o impiegato come biocarburante avanzato nei trasporti, soprattutto in quelli pesanti e di difficile elettrificazione come quelli navali. “Usato come biocarburante avanzato – chiarisce Gattoni –, il biometano potrà favorire la decarbonizzazione del parco circolante degli autoveicoli con alimentazione a metano, che si stima in 1 milione di mezzi in Italia, senza contare le potenzialità delle riconversioni dei motori diesel in dual fuel. Dunque un’opzione immediatamente disponibile e a costi contenuti”. Grazie anche all’emanazione del recente Decreto Biometano, si calcola che la filiera italiana del biometano “potrà operare una crescita notevole entro il 2030 – ha precisato Gattoni citando dati Althesys –, creando oltre 21mila nuovi posti di lavoro e producendo un totale di 85,8 mld di euro di ricadute economiche positive, di cui 17,7 mld di euro nell’uso elettrico, 15 mld di euro nel settore dei trasporti e 53,1 mld di euro grazie all’immissione nella rete. Affinché questo enorme potenziale possa essere messo a disposizione dell’intero Sistema Paese – chiarisce il Presidente Gattoni – occorre preservare il patrimonio costituito dagli oltre 1.500 impianti a biogas installati sul territorio nazionale che equivalgono a oltre 1.200 MW di potenza e a circa 7 TWh di energia, dando alle aziende un orizzonte di sicurezza anche oltre il 2023. Auspichiamo, dunque, un’accelerazione dell’iter di approvazione del decreto ‘FER 2’, che, confidiamo, fornirà alle aziende della filiera un quadro normativo certo, necessario per pianificare le attività nei prossimi anni, per preservare l’occupazione e per programmare i necessari investimenti”. “Il decreto FER2 – ha concluso Gattoni – è tanto più necessario in quanto la trasformazione del biogas in elettricità rinnovabile potrà contribuire al soddisfacimento del fabbisogno di elettricità che si determinerà con il diffondersi della mobilità elettrica privata, dai 5 ai 16 TWh di energia al 2030 secondo una recente stima di Terna”.