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Sviluppare oggi in Italia il FV in grid parity: utopia o realtà? Stampa E-mail












Questo il titolo del convegno promosso da ANIE Rinnovabili e ospitato dal Politecnico di Milano. Se la risposta degli stakeholder sembra propendere nettamente per la realtà, è pur vero che il profilo del mercato nel nostro Paese appare completamente cambiato nel “dopo incentivi” e in parte ancora da ridefinire. Lo scenario apre nuove opportunità e coinvolge nuovi attori, oltre a proporre nuove sfide...



“Non si può vivere di incentivazione”
C’è una SEN e ci sono degli obiettivi di sviluppo. Le vere domande a questo punto sono: possiamo già oggi ragionare in termini di grid parity? E quali nuovi strumenti di incentivazione potremmo mettere in campo (se ancora necessari). Quando si potranno avere contratti PPA anche tra soli privati?

Alberto Pinori
presidente ANIE Rinnovabili


“Oggi è il fotovoltaico la vera killer application
In Italia abbiamo assistito a uno straordinario boom del fotovoltaico, seguito da straordinarie critiche ma anche da uno straordinario sboom. Ora la SEN ha fissato un obiettivo del 48 per cento al 2030 per la generazione elettrica da fonti rinnovabili che non può fare a meno del FV. A seconda delle diverse simulazioni, servono da 15 a 25 GW di fotovoltaico aggiuntivi rispetto alla attuale dotazione, considerando il massimo sviluppo possibile delle altre FER.
In questo momento la killer application è dunque il fotovoltaico che ha beneficiato (e ancora può beneficiare) di significativi cali dei costi. Ma è anche una questione di territorio e di risorse ancora sfruttabili, visto che l’eolico ha un massimo potenziale di ulteriore sviluppo di 10 GW.
Ma può il FV svilupparsi senza incentivi, in una situazione di grid parity?

Alessandro Marangoni
CEO Althesys


“Dobbiamo scrollarci da dosso la logica degli incentivi”
Dobbiamo voltare pagina e scrollarci da dosso il ricordo degli anni degli incentivi. Dobbiamo saper cambiare approccio da investimenti puramente speculativi a investimenti con un tipico ritorno interessante da attività industriale, un ritorno intrinseco all’investimento e non a fattori esterni.

Giuseppe La Loggia
senior advisor Octopus


“Gli incentivi non sono più il catalizzatore”
Gli incentivi non possono più essere il catalizzatore in una scelta di investimento. L’Italia è ancora un Paese interessante, anche considerando i costi sotto la media europea in termini di producibilità (dollari/kWh). Occorre però capire come valutare e gestire rischi che negli anni dei Conti Energia non c’erano.
Altro problema, la rete. I costi di allacciamento saranno potenzialmente in crescita, essendo già state coperte le localizzazioni più favorevoli negli anni del boom.

Dorkofikis Diomidis
director Foresight


“Le banche non hanno ancora finanziato progetti in market parity
Le grandi banche non hanno ancora finanziato progetti in market parity in un mercato - quello energetico italiano - in forte e continuo cambiamento.
Sono per altro cambiati anche i soggetti con i quali siamo chiamati ad operare. Gli interlocutori non sono più industriali, ma spesso finanziari. E il rapporto con soggetti finanziari è totalmente diverso. Dobbiamo inoltre considerare i rischi autorizzativi, tecnologici e di politiche fiscali.

Marco Martorana
head of equipment and renewables management Unicredit


“Il prezzo dell’energia sarà una variabile determinante”
Il rischio delle politiche fiscali, soprattutto in Italia, può incidere sulla tenuta di un progetto; ma è comunque un elemento che può essere mitigato. La vera incognita riguarda l’andamento del prezzo dell’energia; ad oggi allocato sulla componente A3, ma domani no.
Chi si assumerà questo rischio? Questo è il tema dominante in uno scenario di lungo periodo, dove è previsto anche in Italia un forte aumento della domanda di energia elettrica. Due fattori rilevanti, e ad oggi difficili da definire riguardano, ad esempio, l’impatto dell’evoluzione dello storage e dei servizi di dispacciamento.
C’è poi un altro problema. La neutralità tecnologica, prevista dalla SEN per le future aste rischia di far uscire il fotovoltaico con le “ossa rotte” a seguito di una cannibalizzazione da parte del più economico eolico. Bisognerebbe quindi pensare a un sistema di aste per singola tecnologia e alla necessità di fornire un segnale di prezzo a medio/lungo termine.

Giuseppe Dasti
desk energy coordinator Mediocredito Italiano


“Oggi i business plan devono poter traguardare i 30 anni”
Le revisioni della SEN sulle prospettive di sviluppo delle rinnovabili peccano di ottimismo; ma qualcosa si farà sicuramente. Occorre però evitare il rischio di un circolo non virtuoso. Minori costi del fotovoltaico significano minori costi del PUN e quindi uno spostamento al ribasso del livello di grid parity necessario per la realizzazione di nuovi impianti...
I prezzi dei moduli sono spinti dalla domanda cinese e USA; è lecito aspettarsi una riduzione, ma non ci sono ovviamente certezze. Con gli incentivi il business plan si chiudeva il giorno dopo i 20 anni; adesso occorre traguardare un periodo più ampio (30 anni) e le autorizzazioni dovrebbero quindi adattarsi a questa durata.

Carlo Montella
partner Studio Legale Orrick


“Molte delle regole del gioco devono ancora essere scritte”
Oggi, effettivamente, il market parity può essere ritenuto la normalità in molti progetti. Si tratta, tuttavia di una normalità per cui le regole del gioco in Italia devono essere ancora in buona parte scritte.
Nella stessa SEN il Ministero riconosce la mancanza di strumenti di mercato per il lungo periodo. Il rischio prezzo non può certo restare “in pancia” al trader. Volendo dare un ordine di grandezza, si può dire che un errore di 1 euro a MWh su 50 MW di impianto, può costare un milione di euro. È anche fondamentale il lato consumo, che deve essere maggiormente stimolato.

Dario Gallanti
origination general manager Southern Europe Danske Commodities



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