Lo sviluppo delle Rinnovabili in Italia nel primo trimestre 2023

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L’Osservatorio FER, realizzato da ANIE Rinnovabili (associazione all’interno di ANIE Federazione) sulla base dei dati Gaudì di Terna, ha presentato i risultati dei primi tre mesi del 2023 per il settore delle energie rinnovabili. In particolare, i dati fanno registrare un totale cumulato di 980 MW di nuova potenza installata (+116% rispetto allo stesso periodo del 2022), così suddiviso: 882 MW per il fotovoltaico (+104%), 94 MW per l’eolico (+761%) e 5 MW per l’idroelettrico (-53%).

Nel 1° trimestre 2023 si è registrata una crescita del fotovoltaico con 882 MW di potenza connessa. Il numero di installazioni di potenza inferiore ai 10 kW costituiscono il 91% del totale, quelle tra 10 kW ed 1 MW l’8,97% e infine sopra 1 MW lo 0,03%. Gli impianti di taglia > 1 MW, realizzati nel 1° trimestre sono stati 23. Tra questi sono stati connessi un impianto da circa 7 MW in Piemonte, uno da circa 9 MW in Sicilia e uno da circa 8,5 MW in Emilia-Romagna. Complessivamente sono stati connessi alla rete da gennaio a marzo 2023 poco più di 93.000 impianti.

Le regioni che hanno avuto l’incremento maggiore, per quanto riguarda la potenza installata, rispetto ai primi tre mesi del 2022, sono Umbria (+252%) e Friuli-Venezia Giulia (+227%).

Per il settore eolico, i1° trimestre 2023 ha fatto registrare un trend in crescita con circa 94 MW di nuova potenza installata costituiti per la maggioranza da impianti di potenza superiore a 5 MW. Sono 3 gli impianti connessi con potenza superiore a 5 MW: uno in Puglia con una potenza di 12,6 MW, uno in Sardegna di potenza 30 MW e l’ultimo in Puglia con una potenza di circa 40 MW.

A livello regionale, nel periodo gennaio-marzo 2023 si registra una diminuzione di potenza connessa rispetto al periodo gennaio-marzo 2022 in Basilicata, Calabria, Campania, Lazio e Sicilia, mentre un forte aumento di potenza si registra in Puglia e Sardegna. In tutto il resto del territorio, invece, non si rilevano variazioni. In aumento (complessivamente del +761%) rispetto al 1° trimestre del 2022 il contributo dei 94 MW di eolico distribuito su 24 nuove installazioni ma ancora troppo lenta la crescita di queste ultime.

Le nuove installazioni di idroelettrico nel 1° trimestre 2023, invece, sono risultate decisamente limitate, con poco meno di 5 MW di nuova potenza connessa. Tutte le installazioni consistono in impianti di mini-idroelettrico (di potenza inferiore a 3 MW) che ancora però non riesce ad esprimere il suo alto potenziale.

Per quanto riguarda l’installato, solamente un impianto superiore al MW, di 1,5 MW di potenza, è stato connesso alla rete in Toscana. Tutti gli altri impianti installati sono di potenza inferiore ad 1 MW.

Dal punto di vista regionale, in Emilia-Romagna e Toscana è stato rilevato un aumento di nuova potenza connessa rispetto al 1° trimestre 2022; viceversa si è riscontrata una diminuzione di potenza installata soprattutto in Campania, Friuli-Venezia Giulia, Lombardia, Piemonte, Trentino Alto Adige, Valle d’Aosta e Veneto.

Le analisi

Dal confronto del 1° trimestre del 2023 (Q1 2023) con il 4° trimestre del 2022 (Q4 2022) emerge che il fotovoltaico nel Q1 2023 ha conseguito un incremento del +35% rispetto al Q4 2022, l’eolico un incremento del +8%, mentre l’idroelettrico un decremento del -77%. Complessivamente nel Q1 2023 le FER raggiungono un risultato positivo del +29%.

Inoltre, analizzando la produzione FER nel Q1 2023 si sottolinea che, a causa della siccità che continua a colpire il nostro Paese con conseguente calo della produzione di energia idroelettrica, il fabbisogno elettrico nazionale dato da FER rappresenta solamente il 30% del totale (fonte: Terna), in linea con il valore del 30% registrato nel primo trimestre del 2022.

Per quanto riguarda il mercato, la corsa all’ultimazione dei lavori legata all’accesso al superbonus, ha impresso un’accelerazione nel segmento del fotovoltaico residenziale, che si potrebbe dimensionare nei prossimi mesi in ragione della proroga al 30 settembre 2023 sul fine lavori delle abitazioni unifamiliari ed indipendenti sancito dal DL 11/2023.

È difficile stimare l’impatto del blocco della cessione del credito previsto dal DL 11/2023 sulle nuove iniziative, che sicuramente sarà negativo non solo per il superbonus ma anche per la detrazione al 50%.

Le aspettative sono quindi al ribasso. Il DM Comunità Energetiche potrebbe fungere da contrappeso e riequilibrare le sorti del segmento residenziale, ma tarda ad entrare in vigore, bloccando tutte le nuove installazioni. Iniziare i lavori di cantiere significherebbe pregiudicare l’accesso ai meccanismi di incentivazione e ciò non aiuta ad alimentare il mercato. Le attese sul segmento commerciale ed industriale (dai 20 ai 1.000 kW) erano superiori rispetto ai circa 80 MW realizzati alla luce dell’incremento dei prezzi dell’energia elettrica. Negli ultimi mesi quest’ultimi trainati dalla discesa dei prezzi del gas si sono ridimensionati: il PUN è passato dai circa 245 €/MWh dell’ultimo trimestre del 2022 ai 174 €/MWh di gennaio per arrivare ai 105 €/MWh di giugno. Le ragioni potrebbero essere molteplici. Da un lato il calo dei prezzi dell’elettricità, le misure contro il caro energia istituite dal governo a supporto delle imprese, l’adeguamento dei prezzi di vendita dei prodotti delle imprese manifatturiere consentono a quest’ultime di mantenere un equilibrio accettabile che non stimola ad investire in impianti fotovoltaici per diversificare l’approvvigionamento dei propri fabbisogni attraverso l’autoconsumo. Nel 2022 questo segmento di mercato aveva contribuito con una media trimestrale di circa 160 MW di nuove installazioni. Dall’altro lato l’aumento dei tassi per finanziare gli investimenti, l’incremento dei costi delle tecnologie e la saturazione della capacità installativa rendono più onerosi tali investimenti rallentandoli. Per quanto concerne il segmento fotovoltaico utility scale occorre risolvere a monte le criticità degli iter autorizzatici per dare continuità e fluidità alla filiera. A metà maggio risultavano circa 40 GW in iter di VIA presso il MASE, di cui dei 29 GW di fotovoltaico solo 0,8 GW hanno ottenuto il parere di VIA. Anche il comparto dell’eolico soffre di tale criticità con 12 GW in iter autorizzativo presso il MASE.

Tra gli operatori di mercato c’è attesa per alcuni provvedimenti attuativi quali i decreti dei criteri delle aree idonee, delle comunità energetiche rinnovabili, dei meccanismi di supporto delle tecnologie innovative (il cd. DM FER 2). In attesa del NUOVO DM FER 1 relativo ai meccanismi di supporto delle tecnologie mature, il GSE ha pubblicato il 12° bando delle aste e dei registri, ma con gli attuali livelli di costo delle tecnologie e di tariffa base difficilmente gli 1,6 GW saranno assegnati, come già successo nei precedenti bandi, a maggior ragione per le aste del gruppo A che detiene ha un contingente di 0,85 GW. Un approccio dinamico nell’individuazione delle tariffe base che tenga conto delle dinamiche dei costi tecnologici è auspicabile che venga introdotto nel DM FER 1 e nei successivi DM che definiranno le tariffe di incentivazione.

Sotto il profilo normativo, un commento a sé stante meritano sia l’agrivoltaico che il fotovoltaico flottante. Sul primo occorre completare ulteriormente il quadro normativo non solo con le linee guida per il monitoraggio necessario ai fini del PNRR, ma anche per la stragrande maggioranza degli impianti in iter di VIA presso il MASE che non accederanno al PNRR. Sul secondo alcuni elementi di chiarimento sono d’uopo per le iniziative in corso alla luce delle disposizioni del comma 4-bis, art. 4 del DL 39/2023 (cd. DL Siccità) che hanno modificato integralmente, abrogandolo, l’art. 9-ter del DL 17/2022.

Sotto il profilo regolatorio si sottolinea l’importanza che si intervenga con una certa urgenza per mitigare l’effetto del fenomeno della saturazione virtuale della rete, al fine di accelerare le installazioni degli impianti FER ed ACCUMULI autorizzati per traguardare gli obiettivi al 2030.

Dall’Osservatorio Normativo di ANIE Rinnovabili, che monitora i più importanti provvedimenti attuativi dei decreti legislativi di recepimento delle direttive europee sulle fonti rinnovabili (Dlgs 199/2021) e sul mercato elettrico (Dlgs 210/2021), su 39 provvedimenti attuativi solo 15 sono stati finalizzati. Molti provvedimenti dei restanti 25 hanno già accumulato un ritardo notevole.

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