L'era solare? Si ma con la Market Parity

L'era solare? Si ma con la Market Parity

Lo studio è possibile scaricarlo al seguente link: [Studio Market Parity Caffarelli-Intellienergia]

L’era solare? Si ma con la Market Parity

Secondo studi di settore SPE (Solar Power Europe), a livello mondiale la potenza fotovoltaica totale nello scenario High al 2021 potrebbe raggiungere i 950 GW. Si è dunque prossimi ad 1 TW solare, limite che ancora pochi anni fa sembrava rappresentare per analogia, ciò che è stato il muro del suono lo scorso secolo per i primi aeromobili dotati della potenza necessaria ma di un’aerodinamica non adatta al raggiungimento della velocità del suono.

L’accelerazione è stata impressionante, grazie anche alla capacità progressiva delle architetture di rete di adattarsi all’implementazione della generazione distribuita, multimegawatt, e presto utility scale fotovoltaica.

Che la si chiami resilienza del sistema elettrico, o in altro modo – questo è un fatto. Nessun analista si sarebbe aspettato un 2017 con 100 GW di nuova potenza installata a livello globale. Al timone Cina e India, gli Usa nonostante l’incertezza dettata dall’attuale orientamento governativo che sembra contrastare almeno sulla carta l’inversione di paradigma, la confermatissima Germania e la new entry Francia.

Tra i drivers della crescita a livello mondiale si osservano la convenienza dell'autoconsumo, i contratti PPA, gli obiettivi europei, lo sviluppo dei sistemi di accumulo trainato dall’urgenza di fornire elettricità ad oltre 100 milioni di persone off-grid tra Africa e Asia, incentivi fiscali, lo sviluppo prepotente della mobilità elettrica, e i costi tecnologici in discesa.

Siamo entrati a pieno titolo nell’era solare. Anche questo è un fatto.

In Italia nel 2017, altri 409 MW sul mercato primario si sono aggiunti ai 19,26 GW già in esercizio, distribuiti su di un totale ormai prossimo agli 800 mila impianti.

Mediando gli studi prospettici di settore, nel triennio 2018-2021 si installeranno circa 590 MW/anno, dato che appare attualmente sovradimensionato rispetto all’installato del 2017.

Se queste fossero le tendenze annuali anche per il mercato primario nel decennio 2020-2030, non sarebbero rispettati al 2030 gli obiettivi governativi posti dalla SEN-2017 (Strategia Energetica Nazionale).

Nel mix di produzione elettrica al 2030, l’obiettivo SEN è infatti pari a 72 TWh da produzione fotovoltaica. Ragionando in termini di 1.300 ore equivalenti, (ed ipotizzando un revamping 100% sul parco fotovoltaico che ne necessiterà), significa che al 2030 dovranno trovarsi in esercizio circa 55 GW fotovoltaici. Occorrerà dunque installare 35 GW aggiuntivi al parco fotovoltaico attualmente in esercizio.

Questo surplus di potenza necessaria merita una serie di riflessioni.

E’ opportuno domandarsi come sarà possibile realizzare 2,7 GW/anno per 13 anni fino al 2030, se le stime non vanno oltre i 600 MW/anno, e per farlo occorre innanzi tutto analizzare i drivers che guideranno il mercato primario:

  1. l’implementazione dell’accumulo nei sistemi fotovoltaici a generazione distribuita con l’abbattimento dei costi tecnologici - grazie all’estensione dello storage al mercato fotovoltaico industriale, ovverosia quello dei clienti produttori energivori sempre più attenti all’ottimizzazione dei consumi.
  2. le detrazioni fiscali per persone fisiche confermate al 2018;
  3. il super-ammortamento fiscale confermato per il 2018 al 130% per le persone giuridiche;
  4. dinamiche innovative e libere nello scambio e vendita dell’energia autoprodotta.

Tra gli strumenti citati, manca purtroppo all’appello la rimozione dell’amianto. Allo stato dell’arte, si è orfani di un incentivo diretto o di un sistema defiscalizzante specifico per la rimozione dell’eternit in favore del fotovoltaico - nonostante tale dispositivo negli anni del conto energia, prevedendo un bonus tariffario aggiuntivo per la rimozione dell’amianto in favore del fotovoltaico, abbia permesso il raggiungimento di risultati straordinari.

A fine 2012 ammontavano a circa 26 mila gli impianti fotovoltaici realizzati in sostituzione  di coperture eternit, il 26% del totale impianti realizzati su coperture. Questo parco off-eternit, equivaleva a 20 chilometri quadrati di amianto rimosso, con una tendenza incrementale del 58% rispetto al 2011. Le statistiche del GSE sono ferme al 2012 il tal senso, e sarebbe interessante acquisire i dati definitivi anche se è pacifico ipotizzare, osservando l’immagine a seguire, che la superficie di amianto rimossa grazie al fotovoltaico è - con l’integrazione dei dati definitivi - pari a ad un quadrante del GRA – Grande Raccordo Anulare.

Bonifica amianto

Appare evidente che per passare da 24,7 TWh del 2017 ai 72 TWh al 2030, tutto quanto riportato non sarà sufficiente, bisognerà anche realizzare ed esercire fotovoltaico in Market-Parity (MP) scalandolo su di una nuova classe di potenza impiantistica, l’utility-scale connessa alla Rete di Trasmissione Nazionale gestita da Terna.

Ed ecco dunque che entrano in scena i limiti del contesto sistemico, sintetizzabili nei limiti di rete e del permitting. La rete elettrica è vero che è sempre più “resiliente”, ma la criticità delle aree e le linee critiche sulla Rete di Trasmissione Nazionale in alta e altissima tensione, rimane elevata come è possibile osservare nell’immagine 2 che mostra l’Italia meridionale con le regioni interessabili alla MP pressoché integralmente critiche.

Il limite autorizzativo è poi ancora più evidente, in un contesto normativo con dispositivi poco snelli e spesso frastagliati. Ipotizzando che se dei 35 GW aggiuntivi la metà dovesse provenire da centrali fotovoltaiche a terra con potenze nominali nell’intorno dei 50 MW, occorrerebbero almeno 30 mila ettari di terreno da ricercare con priorità nell’insieme delle discariche e cave dismesse, nei siti industriali inutilizzati da bonificare e magari in aree militari per mitigare al massimo le esternalità negative come il consumo del suolo sempre caro all’opinione pubblica.

Oltre ai limiti di contesto è poi utile soffermarsi sull’effettivo raggiungimento della condizione di esercizio in MP.

In pratica è possibile affermare che un impianto viene esercito in MP (in assenza di incentivi), quando il costo di generazione dell’unità di energia elettrica [kWh] risulta essere inferiore al prezzo dell’energia sul mercato elettrico.

Dove e come si possono realizzare oggi parchi fotovoltaici in MP in Italia è possibile approfondirlo all’interno dello studio realizzato da Intellienergia Srl [http://www.qualenergia.it/articoli/20180130-era-solare-italiana-occorre-la-market-parity-vediamo-come-si-trova].

Lo studio è possibile scaricarlo al seguente link: [Studio Market Parity Caffarelli-Intellienergia]

Nello studio sono stati introdotti i concetti di osservabilità della MP (LCOE<prezzo energia GME), e di raggiungibilità della MP (Economics<Benchmark Economics).

La MP,fv è dipendente da una serie variabili che ne condizionano l’osservabilità e la raggiungibilità nel breve/medio periodo.

Osservando nel dettaglio la presentazione relativa allo studio sopracitato, si può rilevare che MP,fv è praticamente raggiunta in Sicilia e nelle regioni meridionali nel caso Utility scale con sistemi ad inseguimento solare. Il livello di costo ipotizzato a 900 euro/kWp per sistemi ad inseguimento biassiale che sviluppano 2.200 ore/anno (in Sicilia) è ormai praticabile nel corso del 2018. Tale coppia di parametri permette l’esistenza della MP,fv nei 3 scenari ipotizzati [Worst=prezzo energia 45 €/MWh; Average=prezzo energia 48 €/MWh; Accelerate=prezzo energia 54 €/MWh]

Sempre nel caso Utility scale (scenari Average/Accelerate), MP,fv raggiunta in Sicilia anche per sistemi ad inseguimento monoassiale e fissi, ma con spettri di osservabilità e raggiungibilità contratti.

Spostandosi verso Nord si contrae lo spettro di osservabilità della MP,fv [LEC↑] con condizioni di raggiungibilità sempre meno praticabili all’aumentare della latitudine [IRR < IRR,Benchmark],

Scalando da Utility scale al caso Zonale multimegawatt (P<10 MW), la MP,fv non esiste nel caso di utilizzo di sistemi fissi, e si raggiunge solo con l’utilizzo di sistemi ad inseguimento solare nelle regioni meridionali ed isole (scenario Accelerate).

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