Prodotti sempre più performanti e tecnologicamente avanzati e un approccio multidisciplinare sono i fattori che caratterizzano il mercato fotovoltaico, ormai diventato economicamente autosufficiente e fortemente competitivo. I progressi e le prospettive.
Negli ultimi 15 anni il settore del fotovoltaicoè cresciuto in modo significativo, compiendo passi da gigante dal punto di vista di efficienza e rendimento: sul mercato vengono immessi prodotti sempre più performanti e tecnologicamente avanzati. Inoltre, dal punto di vista finanziario, il fotovoltaico è passato dall’aver bisogno di una spinta statale ad essere un settore economicamente autosufficiente e fortemente competitivo. Terzo importante aspetto riguarda l’approccio multidisplinare, che ha fatto sì che ci fosse continuo dialogo con filiere extra-produttive (agricola e zootecnica in particolare) tale da permettere di coniugare la produzione di energia con attività collaterali nel rispetto della vocazione dei territori interessati.
Grid parity
Nel mercato dell’energia rinnovabile il termine grid parity descrive tutte le condizioni e gli aspetti economici che fanno in modo che il costo dell’energia elettrica prodotta con un impianto fotovoltaico sia pari a quello dell’energia prodotta da fonti tradizionali. Una simile situazione fa sì che il prezzo dell’installazione dell’impianto, della sua gestione e manutenzione sia competitivo e conveniente sul mercato delle fonti energetiche: l’investimento, dunque, è economicamente conveniente in termini di rendimento. Per questo gli impianti costruiti in grid parity non hanno bisogno di incentivi pubblici. In Italia si è arrivati a una situazione di grid parity nel 2015: da quel momento hanno iniziato a essere costruiti impianti finanziati tramite investimenti privati, dunque senza ricaduta sul portafogli dei cittadini. È così che il mercato del private equity nel settore delle energie rinnovabili ha cominciato a crescere.
L’integrazione tra fotovoltaico e vocazione agricola
Sul fronte dell’integrazione tra fotovoltaico e vocazione agricola dei terreni molti progressi sono stati fatti negli ultimi 15 anni. Gli impianti odierni sono composti da pali interrati per una profondità di circa 30 centimetri e il resto della superficie rimane libera, mentre in altezza i pannelli sono situati a circa 2 metri/2 metri e mezzo; per legge non possono essere usati diserbanti e prodotti chimici sul terreno sottostante. Queste caratteristiche rendono il fotovoltaico adatto a essere integrato con forme di zootecnia e piccola agricoltura. Il pascolo di pecore è un’attività che benissimo si adatta ai parchi solari, dove le pecore hanno a disposizione ampi campi da brucare e possono giovare dell’ombra offerta dai pannelli sotto ai quali si mantiene una temperatura tale da diminuire la dispersione di acqua nel suolo e quindi favorire il ricambio del tappeto erboso. Si crea, in effetti, una sorta di ecosistema sotto i pannelli che favorisce la coltura di frutti, come le fragole o i frutti di bosco, verdure come i cavoli, la lattuga, ed erbe aromatiche. Un’altra possibilità è alternare file di pannelli a file di piante annuali ad alto fusto, come girasoli o mais. Anche l’apicoltura è una pratica agricola che ben si sposa: i parchi fotovoltaici offrono alle api ettari di campi i cui fiori nascono spontaneamente e non sono trattati con agenti chimici, e offrono agli apicoltori posti dove tenere le proprie arnie al sicuro da furti o manomissioni.
Lo scorso giugno il Mite ha pubblicato le Linee Guida in materia di Impianti Agrivoltaicisecondo cui, per essere definiti tali, devono rispettare tre requisiti minimi: 1) “consentire l’integrazione fra attività agricola e produzione elettrica e valorizzare il potenziale produttivo di entrambi i sottosistemi”; 2) “garantire la produzione sinergica di energia elettrica e prodotti agricoli e non compromettere la continuità dell’attività agricola e pastorale”; 3) fornire monitoraggi della continuità dell’attività agricola tramite relazioni annuali, valutazioni e rilevamenti sul posto.
Non è facile fare chiarezza su uno dei problemi più annosi del nostro Paese: la burocrazia. Nel caso delle energie rinnovabili, parlare di burocrazia equivale a dire tempi dilatati tra la presentazione di un progetto e la sua messa in opera, a causa delle lungaggini degli iter autorizzativi.
Ma partiamo da una certezza. Il Governo italiano, se vuole raggiungere gli obiettivi condivisi con l’UE, deve attuare in tempi rapidi un piano di decarbonizzazione del settore energetico, installando entro il 2030 almeno 70 GW di potenza da fonti rinnovabili. Solo così il nostro Paese potrà contribuire a ridurre del 55% le emissioni di gas serra. Se andiamo avanti di questo passo, però, con i suoi 0,8 GW di potenza media annua installata negli ultimi 7 anni, l’Italia rischia di raggiungere questo traguardo non prima del 2100.
Ma qual è l’ostacolo che frena sull’acceleratore in materia di energie rinnovabili? Sicuramente i troppi vincoli e i numerosi blocchi da parte di Amministrazioni Comunali, Regionali senza dimenticare il ruolo del Ministero della Cultura e delle sue Soprintendenze.
Oltre a ritardare il raggiungimento degli obiettivi europei, l’aumento dei tempi per la realizzazione degli impianti fotovoltaici rischia di portare a conclusione progetti tecnologicamente superati, che richiedono necessariamente una variante dal punto di vista autorizzativo e di conseguenza ulteriori dilatazioni dei tempi.
Fig. 1 L’iter autorizzativo di un impianto fotovoltaico
Iter autorizzativi degli impianti fotovoltaici: tipologie ed enti coinvolti
Sicuramente la mancanza di un quadro normativo unico e chiaro è tra le prime criticità che investono lo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili in Italia. Ma non solo, basti pensare che il principale riferimento in materia è il Decreto Interministeriale del 10 settembre 2010, un testo che ha ormai 12 anni e che risulta obsoleto sotto diversi punti di vista, perché emanato in un momento in cui lo sviluppo delle energie rinnovabili nel nostro Paese era solo agli inizi.
A questo si aggiunge il fatto che il Decreto Ministeriale in questione non è considerato da tutti gli enti coinvolti nell’iter autorizzativo, che di conseguenza agiscono ciascuno in modo indipendente e scollegato dagli altri.
Vediamo di seguito le tre tipologie di iter autorizzativi a cui può essere sottoposto un impianto per la sua messa in opera:
Autorizzazione Unica (AU): interessa impianti che eccedono prefissate soglie di potenza (dai 20 KW in su). L’iter autorizzativo ha una durata massima di 90 giorni escludendo i tempi per la Valutazione di Impatto Ambientale nel caso fosse necessaria. L’autorizzazione è rilasciata delle Regioni o delle Province coinvolte.
Procedura Abilitativa Semplificata (PAS): per gli impianti con potenza inferiore a quella prevista per l’Autorizzazione Unica, è di competenza del Comune. Il progetto va presentato almeno 30 giorni prima dell’inizio dei lavori per verificare la compatibilità dell’impianto con gli strumenti urbanistici e i regolamenti edilizi vigenti.
Comunicazione al Comune: è l’iter autorizzativo semplificato dedicato ai piccoli impianti di energie rinnovabili che deve essere accompagnato da una dettagliata relazione redatta da un progettista abilitato. In questo caso non è necessario attendere il decorso dei trenta giorni prima di iniziare i lavori.
Fino a qui sembrerebbe che tutta la procedura sia chiara e snella in realtà tutti i processi sopra elencati hanno il grande svantaggio di avere una frammentazione delle competenze. In tema di Autorizzazione Unica, ad esempio, sono solo 12 le Regioni che esercitano la piena funzione autorizzativa, 4 quelle che prevedono una competenza combinata tra Regione e Province e 3 quelle che prevedono la delega totale alle Province, tra queste Lazio e Liguria.
In tema di Valutazione d’Impatto Ambientale, invece, le competenze sono prevalentemente regionali fatta eccezione per le province di Trento e Bolzano e delle regioni Piemonte, Lombardia, Marche e Puglia che prevedono competenze ripartire fra Regioni e relative Province.
Ma non finisce qua. Come dicevamo sopra, l’iter autorizzativo da seguire per gli impianti di energie rinnovabili dipende anche dalla potenza dell’impianto e dalla sua collocazione. In relazione al variare di questi due fattori, si possono avere percorsi autorizzativi complessi (competenza nazionale e/o regionale) o, almeno in teoria, semplificati (competenza regionale e/o comunale).
Il peso dell’individuazione delle aree idonee e la verifica di Assoggettabilità sui tempi di realizzazione degli impianti
Due ulteriori aspetti particolarmente importanti associati agli iter autorizzativi sono l’individuazione delle aree idonee e la Verifica di Assoggettabilità. La prima consiste nella facoltà che hanno le Regioni di individuare aree non idonee all’installazione di specifiche tipologie di impianto. Fino ad oggi, sono 13 le Regioni che si sono espresse su solare fotovoltaico (vedi Fig.3).
La Verifica di Assoggettabilità (VA), ovvero la procedura valutativa finalizzata a stabilire se un progetto, sulla base dei sui potenziali impatti negativi, deve essere sottoposto a Valutazione d’Impatto Ambientale (VIA), è un procedimento particolarmente articolato in termini di competenze.
Se la distinzione di competenze fra Stato e Regioni in tema di VIA è abbastanza chiara, la cosa si complica a livello regionale e provinciale. Le Regioni, infatti, hanno la possibilità di delegare le funzioni valutative alle province.
Come conseguenza, il panorama nazionale, allo stato attuale, è caratterizzato da due casistiche:
Esclusiva attribuzione delle funzioni all’amministrazione regionale.
Ripartizione delle funzioni fra amministrazione regionale e provinciali sulla base della tipologia d’impianto.
Per quanto riguarda questo secondo caso, sono 7 le Regioni italiane che hanno deciso di delegare alcune delle funzioni di valutazione ambientale alle proprie Province. In tutto, fra Regioni e Province, sono ben 68 le amministrazioni competenti in tema di VIA a livello nazionale. Una delle criticità dell’iter di Verifica d’Assoggettabilità e di Valutazione d’Impatto Ambientale è dato dalla discrezionalità che le Regioni possono operare nel limitare o ampliare la lista di progetti che devono essere sottoposti all’una, all’altra o ad entrambe le valutazioni.
Queste sono solo le più significative delle facoltà delegate alle Regioni, che nella maggior parte dei casi operano scelte di carattere conservativo finalizzate ad ampliare le casistiche di progetti soggetti a VIA, che hanno come effetto quello di complicare le procedure burocratiche e quindi allungare drasticamente i tempi.
Quello che è evidente è che la diversità nell’affidamento delle competenze in materia autorizzativa, e soprattutto in sede di valutazione ambientale, siano elementi di complessità burocratica che, seppure in alcuni casi siano effettivamente finalizzati ad una migliore tutela dell’ambiente, nella maggior parte dei casi costituiscono elemento di blocco indiscriminato o quantomeno di grave rallentamento nell’iter di approvazione di nuove opere rinnovabili.
Ricordando che fino al 2021 era almeno possibile autorizzare la maggior parte dei progetti accorpando VIA e AU in un unico procedimento, per l’appunto detto “procedimento autorizzativo unico regionale”, che ora è destinato solo a impianti di potenza relativamente modesta. Per gli impianti più grandi, quelli che realmente possono dare un apporto percepibile rispetto agli obiettivi di decarbonizzazione, si dovrà prima procedere con VIA nazionale, con infinite lungaggini, e solo all’esito si potrà attivare il procedimento autorizzativo vero e proprio, con mille incognite e avanti ad autorità parzialmente e sensibilmente diverse (a livello regionale o provinciale).
Verifica preventiva di interesse archeologico: un nuovo ostacolo voluto dal Mite per frenare le rinnovabili
A settembre di quest’anno il Mite ha deciso di aggiornare la modulistica relativa alla presentazione dell’istanza di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA). La legge n. 91/2022 prevede infatti che da ora in poi, nella documentazione da presentare per avviare richiesta di VIA, dovrà essere inserito anche l’atto di verifica preventiva di interesse archeologico (VIARC). Il punto non è ottenere il documento in sé, ma il fatto che la VIARC prevede in iter articolato in tre potenziali fasi, di cui la prima è di prassi, mentre le atre derivano dai contenuti dell’espressione della Sovrintendenza competente, e possono prevedere l’esecuzione di scavi archeologici preventivi (supervisionati da rappresentanti incaricati dal Ministero della Cultura).
In contrasto con gli sbandierati interventi di semplificazione, introdurre la richiesta di VIARC significa complicare notevolmente l’iter autorizzativo. Fare scavi archeologici richiede l’apertura di un cantiere e un intervento invasivo sul terreno. Il proprietario di un pezzo di terra che lo vuole valorizzare, facendoci costruire da terzi un impianto solare, spesso non è disposto a farsi sviscerare un terreno nella speranza che dopo anni possa forse venire approvato l’impianto. Allo stesso modo, le imprese non possono permettersi di acquistare il terreno e assumersi il rischio di fare scavi, senza garanzia di un ritorno dell’investimento dovuto all’esistenza di un progetto autorizzato.
Conclusioni
GIS è pienamente consapevole che il paesaggio sia un bene comune da tutelare ma è inconcepibile pensare allo sviluppo delle energie rinnovabili senza che la loro presenza impatti minimamente sul
territorio. Siamo altresì convinti che la transizione ecologica in un paese come l’Italia possa apportare un notevole valore aggiunto, con rinnovabili ottimamente integrate, produzione di energia pulita e la creazione di nuovi posti di lavoro. Tutto questo sarà però possibile solo attraverso la semplificazione dell’iter autorizzativo.
Nel settore delle energie rinnovabili si parla sempre più spesso di contratti PPA (Power Purchase Agreement) come soluzione utilizzata a livello mondiale, ma in particolar modo negli Stati Uniti, per coniugare le esigenze di produttori e consumatori e favorire lo sviluppo dell’energia eolica e fotovoltaica. Il vantaggio principale di ricorrere agli accordi PPA sta essenzialmente nella possibilità di sviluppare impianti anche in assenza di incentivi statali.
Vediamo in dettaglio cosa sono i Power Purchase Agreement.
Un contratto PPA non è altro che un accordo a medio-lungo termine tra un produttore di energia elettrica e un’azienda consumatrice o un trader di energia elettrica: mentre il primo è in possesso di un impianto che produce energia, i secondi firmano un accordo di acquisto dell’energia prodotta a condizioni particolarmente vantaggiose. Poiché eolico e fotovoltaico hanno elevate spese iniziali di investimento, ma costi di manutenzione ed esercizio contenuti, i PPA risultano particolarmente interessanti per le energie rinnovabili in quanto è possibile sapere fin da subito quali saranno i ricavi futuri e il tempo necessario per rientrare dall’investimento.
I PPA sono quindi vantaggiosi sia per le aziende, che risparmiano sull’energia elettrica, non hanno costi iniziali, e raggiungono più velocemente i propri obiettivi di sostenibilità, che per i produttori in quanto, una volta recuperata la spesa per l’investimento, sanno con certezza quanto andranno a guadagnare dalla vendita dell’energia.
Tipologie di contratti PPA
I Power Purchase Agreement possono essere di due tipi:
“On-site” quando l’impianto di produzione viene installato sul sito aziendale del consumatore. L’impianto rimane comunque di proprietà del produttore, che vende l’energia elettrica in loco, all’impresa che necessita della stessa.
“Off-site”: quando l’impianto non si trova presso la sede dell’azienda ma semplicemente il consumatore acquista energia pulita dal produttore, il quale provvede a fornirgliela tramite la rete pubblica.
Vantaggi dei contratti PPA
Il vantaggio di ricorrere ai contratti PPA è che spesso, tali contratti, vengono conclusi ancora prima dell’inizio dello sviluppo del progetto rendendolo bancabile e quindi realizzabile perché i futuri ricavi sono già determinabili. Dal punto di vista del futuro produttore, il PPA è quindi la chiave per l’ottenimento dei finanziamenti bancari necessari alla costruzione di impianti di grandi dimensioni.
La presenza di una terza parte che si impegna ad acquistare, per alcuni anni prestabiliti, l’energia prodotta dall’impianto, rende infatti possibile la stesura del business plan, la possibilità di far fronte al pagamento delle rate di un finanziamento bancario ed innalza quindi indubbiamente l’indice di affidabilità dell’iniziativa.
Ma i vantaggi riguardano anche le aziende che acquistano energia tramite i PPA. Per i consumatori industriali ci sono infatti dei ritorni di immagine che possono essere valorizzati: l’azienda riesce a tracciare il proprio consumo di energia rinnovabile, collegandolo ad un impianto situato in una zona specifica del territorio italiano o estero. Può quindi dimostrare nei confronti dei propri clienti il proprio impegno e il ruolo che sta assumendo nel processo di decarbonizzazione.
PPA ed energia pulita: alcuni numeri nel 2021
I contratti PPA sono particolarmente vantaggiosi per aziende con elevati consumi di elettricità. Non a caso, negli ultimi anni, le grandi realtà mondiali che si sono poste come obiettivo quello di diventare 100% green sono in netto aumento. Questo grazie ad una crescente sensibilizzazione al tema della sostenibilità, vista come un valore importante per clienti e investitori. Per questo i contratti PPA si stanno rivelando la principale soluzione adottata per la transizione energetica di molte imprese.
Basti pensare che Amazon è stato il principale acquirente di energia pulita nel 2021, con 35 distinti PPA e 5,1 GW di potenza. Oggi, con 7,5 GW acquistati in totale, l’impresa fondata da Jeff Bezos ha scavalcato anche Google – fermo a 6,6 GW – e Facebook con 5,9 GW, piazzandosi così al primo posto mondiale.
E in Italia? Nonostante i tentativi del legislatore di agevolare la diffusione dei PPA nel nostro Paese i risultati non sono stati soddisfacenti visto che i Power Purchase Agreement si stanno diffondendo molto lentamente. Tra i problemi principali ci sono ancora una volta le procedure autorizzative, lente, e gli enti pubblici che si esprimono contro gli impianti, mancanza di strumenti di hedging di lunga durata (pratica che consiste nell’effettuare una o più operazioni di copertura per proteggersi dai rischi legati ad un altro investimento) in mancanza dei quali resta solo la conclusione di PPA virtuali.
Va ricordato infine che il PPA è uno strumento che può contribuire a sterilizzare il rischio di inflazione, perché nella determinazione del prezzo le parti operano in base ad accordi privati, senza dipendere dal meccanismo automatico del prezzo marginale, cui sono normalmente sottoposti tutti gli operatori che comprano energia dalla rete elettrica nazionale, agendo secondo le regole dell’Unione Europea. Il meccanismo del prezzo marginale è quello secondo cui il prezzo effettivo dell’energia è pari al prezzo pagato per l’energia prodotta dalla fonte più costosa immessa in rete (in questo momento il gas), qualsiasi sia effettivamente la fonte di produzione dell’energia acquistata.
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