L’instabilità geo-politica ha ridato centralità agli obiettivi di sicurezza energetica e di competitività dei prezzi dell’energia, accanto alla consapevolezza che sarà necessaria una ristrutturazione significativa del sistema elettrico (l’elettrificazione dei consumi e il forte incremento atteso della generazione di energia da fonti rinnovabili non programmabili richiederanno radicali modifiche nel dispacciamento e nella gestione del sistema), già in forte evoluzione in Italia e obbligato ad accelerare la trasformazione per traguardare i target sempre più stringenti indicati dalla bozza del nuovo Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC).
Stando ai dati presentati dall’Electricity Market Report 2023 redatto dall’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano, discussi insieme alle aziende partner della ricerca, la situazione a oggi rivela l’immaturità del nostro Paese rispetto agli obiettivi posti sia per il 2030 che per il 2050: entro otto anni, infatti, dovremo tagliare le emissioni per più del 24% a fronte di un consumo finale lordo di energia ridotto del 12% e prodotto per una percentuale doppia, rispetto all’attuale, da fonti rinnovabili, e tuttavia la domanda di energia elettrica è prevista in aumento del 6%.
La bozza della nuova versione del PNIEC prevede un significativo innalzamento anche rispetto alla capacità di generazione da rinnovabile (+40% circa), mentre l’unico valore che decresce riguarda la capacità installata di elettrolizzatori per la produzione di idrogeno verde, da 5 a 3 GW. Non sono stati definiti, invece, obiettivi espliciti in termini di capacità di accumulo necessaria per accompagnare la trasformazione del sistema elettrico: l’edizione del 2019 parlava di circa 10 GW (tra centralizzati e distribuiti).
“Il ritardo accumulato dal nostro Paese nella transizione verso un sistema energetico sostenibile richiede un impegno più robusto e coordinato – conferma Simone Franzò, Responsabile scientifico dell’Osservatorio – in particolare per la riduzione delle emissioni di gas serra tramite la promozione delle energie rinnovabili e il miglioramento dell’efficienza energetica. Questi sforzi sono essenziali per assicurare l’allineamento del Paese rispetto agli obiettivi definiti a livello comunitario e mitigare gli impatti sui cambiamenti climatici. In questo contesto, risulta fondamentale l’intervento normativo, a partire dal nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), con cui si vuole rendere strutturale in Italia la partecipazione di risorse distribuite – tanto dal punto di vista della generazione che della domanda, organizzate all’interno di aggregati virtuali – alla fornitura di servizi ancillari”.
La continua revisione delle politiche energetiche e ambientali europee, anche in risposta alla complessa situazione geopolitica (“Fit-for-55”, “RepowerEU e il nuovo “Green Deal Industrial Plan”), ha prodotto la proposta di revisione del market design da parte della Commissione europea, che ambisce a rendere il mercato elettrico maggiormente integrato, decarbonizzato e capace di far fronte ad eventuali emergenze energetiche future, riducendo il livello di rischio legato all’instabilità dei prezzi e definendo, per ciascuno Stato membro, obiettivi in termini di fabbisogno di flessibilità del sistema e di risorse deputate ad assicurarlo.
Fra gli strumenti identificati ci sono la riforma dei forward market, un maggiore supporto alle fonti di energia rinnovabile (attraverso PPA e Contract for Difference a due vie) e la realizzazione di meccanismi di flessibilità della rete. I forward market sono importanti strumenti di protezione dei consumatori dalla volatilità dei prezzi dell’energia: la Commissione propone la creazione di virtual hub che amplino il perimetro geografico di negoziazione dei contratti, allo scopo di aumentare la liquidità dei mercati e quindi la loro efficacia. Tuttavia, tale formulazione non è stata accolta con favore unanime dagli operatori, soprattutto perché il meccanismo proposto comporterebbe la formazione di prezzi all’interno degli hub non indicizzati ai prezzi nazionali, generando la necessità di istituire un meccanismo ad hoc per consentire di effettuare le negoziazioni.
“L’efficacia di tutti questi provvedimenti – commenta Franzò – sarà da valutare alla luce delle misure attuative adottate nei prossimi mesi a livello italiano, anche per abilitare le risorse ‘distribuite’ di piccola taglia a fornire servizi ancillari. Ad esempio, con la Deliberazione 300/2017 è iniziata la sperimentazione per ampliare i soggetti in grado di fornire servizi di rete, aggregati virtualmente all’interno delle cosiddette UVAM. Il progetto pilota ha mostrato sia le potenzialità che, in alcuni casi, i problemi di affidabilità delle risorse coinvolte. Il TIDE si inserisce in questo percorso di innovazione, puntando a integrare le sperimentazioni nel quadro generale del dispacciamento. Ancora, la delibera 727/2022/R/eel ha completato il panorama regolatorio relativo al mondo dell’autoconsumo collettivo, ma l’Italia è, ad oggi, ancora in attesa della definizione puntuale di alcuni aspetti, in primis gli incentivi: questa incertezza ha creato una situazione di stallo, come emerge dalla mappatura delle iniziative – ben inferiori alle stime attese, nonostante le grandi potenzialità – e dalle interviste a operatori e utenti finali. Tuttavia, la partecipazione a una comunità energetica rinnovabile può rappresentare una grande opportunità per i consumatori, benché vi siano criticità legate alle attività amministrative e pareri divergenti tra gli operatori”.
Il crescente impatto delle FER sul sistema elettrico
L’integrazione crescente delle fonti di energia rinnovabile sta progressivamente trasformando il sistema elettrico, ponendo nuove sfide da superare come la non programmabilità delle FER, il posizionamento degli impianti rispetto ai punti di consumo e la diffusione della generazione distribuita. Cambiamenti che non influenzano soltanto l’infrastruttura, ma anche la già complessa gestione del sistema e il funzionamento dei mercati energetici.
In Italia, la potenza complessiva installata da FER è aumentata lentamente negli ultimi anni e a fine 2022 risultava pari a circa 64 GW (+5% rispetto al 2021). La capacità di generazione termoelettrica, invece, si è assestata sui 60 GW. L’affermarsi delle FER ha determinato l’aumento della quota di energia prodotta al Sud e di quella da generazione distribuita: a fine 2022 il 36% della potenza installata proveniva da fonte non programmabile e il Sud e le isole rappresentavano il 40% della potenza installata totale.
L’Europa cerca di chiudere un circolo virtuoso per le FER
Una delle principali barriere agli investimenti in impianti a fonte rinnovabile è rappresentata, ad oggi, dall’incertezza sui ricavi futuri. La Commissione Europea individua una possibile soluzione nei Power Purchase Agreement (PPA) e nei Contract-for-Difference (CfD) a due vie, introducendo, nel primo caso, strumenti finanziari statali per schermare i produttori dal rischio di insolvenza degli offtaker. Perché questi contratti riescano effettivamente a decollare in Italia, però, è necessario utilizzare diverse leve attraverso un approccio coordinato.
Nel contesto italiano, infatti, i CfD a due vie sono da tempo impiegati come strumento di sostegno all’investimento in impianti FER, tramite aste competitive dedicate. Tuttavia, con il susseguirsi dei bandi, si è registrato un progressivo calo nelle partecipazioni e una riduzione della saturazione del contingente disponibile. Perché i CfD riescano ad apportare i benefici attesi è fondamentale che queste aste guadagnino nuovamente efficacia attraverso una burocrazia più snella e una maggiore capacità di programmazione degli investimenti da parte degli operatori.
Il quadro normativo italiano, al contrario, si muove già nella direzione delle prescrizioni avanzate nella proposta di revisione del market design sul tema dell’adeguatezza, attraverso la presenza del capacity market e le aste definite nella delibera ARERA 247/2023. Sebbene sia ancora lunga la strada da percorrere, su aspetti quali la razionalizzazione del capacity market e la concreta realizzazione del nuovo meccanismo di aste dedicate agli stoccaggi l’Italia risulta dunque in anticipo.
I risultati del progetto pilota UVAM: potenzialità, rischi e incertezza futura
L’aumento della generazione da fonti rinnovabili e distribuite, accompagnato da una riduzione della percentuale di elettricità prodotta da fonti programmabili, ha portato alla Deliberazione 300/2017/eel e all’avvio del progetto pilota UVAM, che intende valutare l’effettiva capacità dei BSP (Balancing Service Provider) e delle risorse distribuite di piccola taglia di fornire servizi ancillari in forma aggregata. Negli ultimi due anni, però, il numero di UVAM abilitate è diminuito di circa un quarto (a settembre 2023 erano 208) a causa del mancato superamento, da parte di un numero non trascurabile di esse, dei test di affidabilità a cui sono state sottoposte. Anche la partecipazione delle UVAM alle aste di approvvigionamento ha subito una contrazione, come si può vedere in figura per il prodotto pomeridiano nell’area A nel periodo tra maggio 2021 e giugno 2023. In linea con la riduzione della capacità assegnata, aumentano i prezzi medi ponderati.
Il TIDE intende completare il processo di innovazione innescato dalle Deliberazione 300 del 2017 e integrare nel quadro generale del dispacciamento la regolazione sperimentata nei progetti pilota, includendo l’ampliamento dei soggetti che possono offrire servizi ancillari e l’istituzionalizzazione dei ruoli di BSP e BRP (utente del dispacciamento). Inoltre, i criteri contenuti nel TIDE comporteranno un significativo sforzo di revisione dei modelli di rete e degli algoritmi applicati da Terna nell’ambito del dispacciamento. Secondo gli operatori, il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico apre numerose opportunità e rappresenta uno strumento abilitante, ma per valutarne l’effettivo impatto è necessario comprendere come sarà declinato nel Codice di Rete. Inoltre, sarebbe utile che l’Autorità fornisse ulteriori chiarimenti.
Comunità energetiche rinnovabili a rilento: il ritardo normativo è causa di disillusione sul mercato
Ad oggi in Italia sono presenti circa 85 configurazioni in autoconsumo collettivo: 61 gruppi di autoconsumatori e 24 comunità di energia. Considerando le iniziative ancora in fase progettuale, il totale raggiunge 198 iniziative, 6 volte di più rispetto alle 33 mappate nel 2021 ma notevolmente al di sotto delle stime attese, in primo luogo a causa del ritardo normativo.
Con la delibera 727/2022/R/eel, infatti, è stato completato il quadro regolatorio, ma la normativa sulle Comunità energetiche risulta incompleta, in particolare per quanto riguarda il decreto MASE, che definisce i meccanismi di incentivazione. I progetti ad oggi sono stati realizzati in larga maggioranza nel Nord Italia, fatta eccezione per la Sicilia, e promossi principalmente dai Comuni tramite fondi nazionali ed europei. La taglia degli impianti è eterogenea, in genere nell’ordine di qualche decina di kW.
Le comunità energetiche come nuova opportunità per la diffusione delle FER, e non solo
La partecipazione a una comunità energetica rappresenta una buona opportunità per i consumatori, sia per chi non ha la possibilità di installare un impianto rinnovabile per l’autoconsumo, sia per chi invece può condividere la sua energia in eccesso, massimizzando i ricavi. Nel rapporto vengono analizzati diversi business case, con le rispettive analisi di sensitivity, per valutare la sostenibilità economica degli investimenti ed effettuare un confronto tra iniziative di piccole dimensioni, dedicate a utenti residenziali, e quelle di taglia maggiore rivolte a utenti industriali. In generale, la ricerca di un bilanciamento ottimale tra produzione e consumo rappresenta una condizione necessaria per una buona riuscita.
Come emerso dalla mappatura, tra i progetti attualmente realizzati le prime iniziative osservate in Italia riguardano comunità energetiche formate da utenti residenziali, mentre le PMI ancora non sono coinvolte in maniera diffusa, soprattutto a causa delle norme transitorie definite dal Decreto Milleproproghe. Terminato l’iter per ampliare il perimetro delle comunità energetiche, ci si può attendere l’arrivo di utenti di grandi dimensioni e di impianti che potrebbero raggiungere 1 MW di taglia, portando alla nascita di due principali cluster: CER basate su utenze residenziali (con pay back time più lunghi e obiettivi sociali e comunitari) e CER basate su utenti industriali (interessati alla sostenibilità ambientale ma anche a benefici economici, rilevanti sulle grandi taglie), senza escludere per questo possibili configurazioni miste.
Mercato potenziale e prossimi obiettivi: che cosa aspettarsi?
Gli incentivi stabiliti nella nuova proposta del decreto MASE del 23 febbraio 2023, insieme ai fondi stanziati dal PNRR (2,2 miliardi di euro in conto capitale destinati ai Comuni sotto i 5.000 abitanti), permetterebbero di installare – tramite le CER – una potenza rinnovabile (a partire da quella fotovoltaica) pari a circa 7 GW in 5 anni, un obiettivo decisamente sfidante se paragonato alla situazione corrente e ai target mancati fino ad ora. Tuttavia, nonostante ad oggi le configurazioni già in fase operativa siano limitate, appare evidente la volontà di cogliere questa nuova opportunità per clienti finali e imprese.
Ma gli operatori del settore, cosa pensano della potenziale diffusione delle comunità energetiche e degli “autoconsumatori collettivi” in Italia? Incertezza e ritardi normativi, barriere culturali, difficoltà di gestione e impegno economico potrebbero porre un freno alle iniziative, mentre i risvolti sociali ed ambientali, l’affermarsi del concetto di comunità e la semplicità tecnologica continuano ad essere notevoli driver per una crescente espansione.
