Solar Energy Report, quale futuro dopo l'esaurimento del Conto Energia? | Periti.info

Solar Energy Report, quale futuro dopo l’esaurimento del Conto Energia?

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Nei giorni scorsi è stata presentata la quinta edizione del “Solar Energy Report”, realizzato dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano. Il documento analizza il settore del fotovoltaico in ogni suo aspetto, dal mercato alla filiera, dalla tecnologia alla normativa, fino alle recenti novità in materia di antidumping e di grid parity. Dopo aver descritto un quadro generale del mercato globale, il rapporto entra nel merito dell’evoluzione normativa nazionale, alla luce degli ultimi aggiornamenti.

Con l’esaurimento del Quinto Conto Energia (a marzo 2013 6,59 miliardi su 6,7 totali disponibili) la normativa sul fotovoltaico entra nella sua ultima fase. Il sistema incentivante del fotovoltaico ha visto, anche nel corso del 2012, una nuova revisione, attraverso l’approvazione del Decreto interministeriale del 5 Luglio 2012 e l’entrata in vigore definitiva del Quinto Conto Energia. Il livello limite del Quarto Conto energia, fissato dal Decreto stesso a 6 miliardi, è stato raggiunto il 12 Luglio 2012, ben in anticipo rispetto alla prevista scadenza del 2016. Con la delibera 292/2012/R/efr del 12 Luglio 2012 l’Aeeg ha quindi fissato al 27 Agosto 2012 la data ufficiale di entrata in vigore del Quinto Conto Energia, che ha introdotto ulteriori modifiche al sistema di incentivazione italiano per il fotovoltaico: un’ulteriore riduzione delle tariffe incentivanti, che è andata a colpire soprattutto le grandi taglie; la definizione della taglia soglia per l’iscrizione al Registro Impianti fissata a 12 kW; la definizione di un tetto massimo di spesa pari a 6,7 mld € di “costo indicativo cumulato annuo” per l’incentivazione complessiva al fotovoltaico; la suddivisione della tariffa incentivante in due parti, un premio sull’energia prodotta e auto-consumata in sito e una tariffa onnicomprensiva per la quota parte di energia che invece viene immessa in rete; l’introduzione dell’incompatibilità tra gli incentivi e i regimi di valorizzazione dedicati dello “Scambio sul Posto” e del “Ritiro Dedicato”; infine la definizione di tre contingenti “dedicati” – con un corrispettivo pari a 50 mln € ciascuno – alle tecnologie innovative (impianti integrati architettonicamente – BIPV1), agli impianti che sfruttano la tecnologia a concentrazione, e agli impianti realizzati dagli enti della Pa.

Il farraginoso processo di entrata in vigore del Quinto Conto Energia e in particolare le ulteriori deroghe concesse con il “Salva Alcoa 2” hanno permesso a nuova potenza pari a 1,1 GW di entrare in esercizio con il regime incentivante previsto dal Quarto Conto Energia, riducendo di fatto il totale delle risorse a disposizione per il Quinto Conto Energia a poco più di 250 mln € dal momento della sua entrata in vigore. Dei 578 MW di nuova potenza entrata in esercizio con il Quinto Conto Energia tra Settembre 2012 e Marzo 2013, i progetti multi-megawatt contano solo per il 14%, quelli tra i 20 e i 200 kW sono anch’essi responsabili per un ulteriore 14%, mentre la parte più rilevante è ascrivibile al segmento residenziale (<20 kW), con 217 MW e circa 45.000 impianti, e industriale (tra 200 e 1.000 kW), con 199 MW e 1.400 impianti. In particolare, gli impianti con accesso diretto all’incentivazione contano per il 28% della potenza entrata in esercizio con il nuovo schema incentivante, mentre gli impianti a Registro contano per il 61% del totale. La quota di installazioni che sfruttano le tecnologie integrate negli edifici (Building Integrated PhotoVoltaic) contano invece per solo il 5% della potenza in- stallata con 2.900 impianti e 30,3 MW.

Secondo le stime dell’Energy & Strategy Group, il limite dei 6,7 miliardi potrebbe essere raggiunto già alla fine di giugno 2013, con una conseguente chiusura del sistema incentivante entro la fine di luglio 2013, trascorsi i 30 giorni stabiliti dal Decreto 5 Luglio 2012. L’effetto del Secondo Registro potrebbe però anticipare il raggiungimento del limite di spesa a inizio Giugno o, addirittura, a Maggio 2013. Il 2012 è stato inoltre l’anno in cui le disposizioni introdotte con la Delibera dell’Aeeg 84/2012/R/eel hanno trovato applicazione concreta sia relativamente alle nuove installazioni, sia in merito alle installazioni esistenti, con impatti importanti per l’intera filiera del fotovoltaico nazionale. Tale delibera, infatti, fissa i requisiti in termini di campi di funzionamento e dispositivi di interfaccia con la rete in Bassa e Media Tensione che gli impianti avrebbero dovuto presentare a partire da Aprile 2012. L’ulteriore disposizione contenuta nell’articolo 11 del Decreto 5 Luglio 2012 ha contribuito poi a rafforzare l’importanza del tema, prevedendo la possibilità della sospensione dell’erogazione degli incentivi per quei titolari che, entro il 31 Marzo 2013, non abbiano provveduto ad adeguare il proprio impianto alle disposizioni contenute nell’Allegato A70 di Terna.

Gli adeguamenti previsti dalla Delibera 84/12 per gli impianti in Bassa Tensione, da un lato, hanno messo sotto pressione il segmento dei produttori di inverter, che si sono visti costretti a procedere con attività di aggiornamento delle proprie macchine nel breve slot temporale di tre mesi (tra Aprile e Giugno 2012) richiamando i prodotti presenti a magazzino e presso i relativi distributori e, dall’altro, hanno sostanzialmente contribuito a generare un vero e proprio fenomeno di “shortage” sul mercato di prodotti conformi alle nuove norme. In questo modo, si è impedito di portare a termine la richiesta di incentivazione entro i limiti utili per il Quarto Conto Energia che avrebbe consentito di evitare la decurtazione nella tariffa. Tra Giugno e Agosto 2012 sono stati connessi in rete circa 2,2 GW di nuova potenza, su un totale di circa 3,4 GW complessivi entrati in esercizio nell’anno.

Per quanto riguarda gli impianti di taglia superiore ai 100 kW, la cui connessione avviene in Media Tensione, l’Autorità ha previsto un transitorio in cui sarà sufficiente un’autocertificazione di conformità dell’inverter, ma a partire da Settembre 2013 tutti i dispositivi installati dovranno essere corredati da opportuna certificazione redatta da un ente accreditato. Il tempo messo a disposizione degli operatori per adeguarsi in questo caso è stato maggiore e non si sono verificati particolari problemi. L’elemento di maggiore criticità è rappresentato dalla mancanza di enti e laboratori accreditati per il rilascio delle opportune certificazioni (obbligatorie da Settembre 2013) sul territorio nazionale. Uno dei cambiamenti normativi più importanti registratisi nel 2012 per il fotovoltaico è stato quello della revisione del meccanismo dello Scambio sul Posto, valido per gli impianti di potenza fino a200kW. Fino a Dicembre 2012 all’utente dello Scambio erano riconosciute due componenti, la “Quota Energia” e la “Quota Servizi”. La “Quota Energia” permetteva, al più, la restituzione del costo sostenuto dal cliente finale per l’acquisto dell’energia elettrica. L’eventuale maggior valore dell’energia elettrica immessa in rete, in eccedenza sul valore dell’energia prelevata riportato in bolletta, poteva essere, a discrezione dell’utente, portato a credito per gli anni successivi oppure liquidato annualmente. Il contributo in “Quota Servizi”, costituiva invece la restituzione dell’onere sostenuto dal cliente finale per l’utilizzo della rete. Dal punto di vista normativo la “Quota Servizi” rappresenta il reale incentivo garantito dallo Scambio sul Posto, assicurando il rimborso degli oneri sostenuti per l’utilizzo della rete da parte del singolo utente come se il totale dell’energia immessa in rete fosse auto consumata in modo contestuale. A partire dal Gennaio 2013 si è soprattutto modificata la valorizzazione della “Quota Energia” ora calcolata introducendo il Prezzo Unico Nazionale in luogo del “prezzo in bolletta” per la determinazione del valore dell’energia prelevata, oltre che dall’introduzione di un limite superiore nel valore della “Quota Servizi” per le taglie di impianto superiore ai 20 kW.

Attenzione particolare nel Rapporto è stata dedicata al tema dei Sistemi Efficienti di Utenza (Seu), che si configurano come uno strumento abilitante alla diffusione di sistemi in grado di autoprodurre l’energia in loco, con l’obiettivo di massimizzare la quota di autoconsumo. Uno degli elementi di maggiore interesse di questi modelli risiede nella possibilità della definizione di un contratto diretto di fornitura di energia elettrica tra produttore e cliente finale, che abbia una durata predefinita e un valore predefinito del prezzo di vendita dell’energia elettrica stessa che transita direttamente dal produttore al “cliente finale”. In un contesto come quello italiano, in cui il mercato dei “grandi impianti” appare in forte contrazione a causa dell’ormai esausto regime incentivante e del già citato impatto dei Registri, la possibilità di implementare un sistema Seu potrebbe, di fatto, costituire una nuova reale opportunità di mercato.

Nonostante le prospettive di convenienza economica di un’applicazione Seu possano apparire estremamente interessanti, è necessario considerare una serie di limitazioni connaturate alla definizione stessa fornita dal legislatore: limite della mono-utenza, limite nella localizzazione del sito di installazione dell’impianto che deve necessariamente rientrare nella “disponibilità” del cliente finale, limite nell’unicità del punto di connessione alla rete pubblica attraverso il quale sono gestiti i flussi di energia, in prelievo ed in immissione, la cui titolarità – e quindi i relativi obblighi nei confronti delle società di distribuzione relativamente ai servizi di distribuzione, dispacciamento e trasporto – deve essere in capo ad uno dei due soggetti (cliente finale o produttore) coinvolti nel Seu.

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