30.000 MW di potenza fotovoltaica installata in Italia nel 2020: non è la previsione del solito ambientalista, ma del dott. Conti, amministratore delegato di Enel. Equivarranno ad almeno 36 TWh/anno, superiori al valore minimo della produzione idroelettrica lorda da apporti naturali nell’ultimo periodo (2007: 32,815 TWh) e pur sempre il 70% del valore massimo (2010: 51,117 TWh). D’altra parte già nel 2011 la generazione elettrica da impianti fotovoltaici sta superando quella di tutte le altre fonti rinnovabili, ad esclusione dell’idroelettrica.
Chissà se fischieranno le orecchie ai tanti saccentoni, sempre pronti a rimarcare con sarcasmo che nel caso del fotovoltaico si parla sempre di potenza installata e mai di energia, perché di quest’ultima se ne produce pochina. Ne dubito, ma almeno su questo punto saranno costretti al silenzio.
Con 277.909 impianti installati per un potenza complessiva di 10.946 MW (dati al 26 settembre 2011) è eufemistico definire datato il Piano d’azione nazionale per le rinnovabili, che poco più di un anno fa (luglio 2010) indicava in 8.000 MW l’obiettivo al 2020 per il fotovoltaico. Altrettanto datato appare però anche un documento congiunto di diverse associazioni impegnate nello sviluppo delle rinnovabili, fra cui due rappresentative delle imprese operanti nel fotovoltaico, che, nel criticare la proposta contenuta nella bozza del Piano d’azione per le rinnovabili, indicava per il 2020 un obiettivo fra “15 e 18 GW, con il valore minimo basato sulla mera conservazione della capacità produttiva e di servizio oggi realizzata in Italia, mentre il valore massimo assume il massimo sviluppo della potenzialità del settore”. Un’ennesima conferma dei sistematici errori per difetto che caratterizzano le previsioni di sviluppo del fotovoltaico; e non solo in Italia.
E’ vero, tra il 2007 e il 2010 in Italia questa tecnologia è stato fortemente incentivata, ma lo stop senza preavviso al Terzo conto energia, la successiva fase di incertezza e l’approvazione di un Quarto conto energia che, oltre a forti tagli negli incentivi, in questa fase iniziale presenta complesse complicazioni burocratiche come il registro informatico per i “grandi impianti”, al momento sembrano avere marcati effetti selettivi sulla platea degli operatori a diverso titolo presenti nel settore, ma minori ricadute sulla crescita della potenza installata.
Questo, perché lo strumento dell’incentivazione, praticato con meccanismi e tempistiche differenti da paese a paese, ha creato a livello globale una crescita sostenuta del volume della domanda, sufficiente ad abbattere radicalmente i costi dei moduli fotovoltaici: nel 2007 rappresentavano il 60-70% del costo complessivo di un impianto, oggi sono sotto il 50%, e anche quelli del BOS (balance of system) se pur con velocità minori continuano a scendere.
Gli incentivi da soli però non bastano a spiegare una crescita così tumultuosa della domanda, come dimostra lo sviluppo di altre tecnologie che sfruttano le fonti rinnovabili. Il crescente volume della domanda dipende anche dalle caratteristiche intrinseche del fotovoltaico: a differenza di altre opzioni, utilizzabile in modo conveniente in taglie che vanno da pochi kW ai MW (ai centinaia di MW nelle aree desertiche o comunque a bassa densità demografica) e in una fascia climatica dove abita più dell’80% della popolazione mondiale.
A seguito dei continui cali dei costi, secondo un recente studio dell’EPIA la dynamic grid parity dovrebbe essere raggiunta per la prima volta in Italia nel corso del 2013 e riguardare la copertura di edifici della grande distribuzione. Più realistica, ad avviso dello scrivente, è la scadenza del 2014-2015 per coperture sia industriali, sia commerciali, nel centro-sud d’Italia, dopo di che gradualmente in questo decennio sarà raggiunta quasi dovunque.
La dynamic grid parity è un indicatore più interessante della grid parity, cui si fa di norma riferimento, e che rappresenta soltanto la condizione di eguaglianza in un dato momento fra il costo della produzione fotovoltaica in loco e dell’energia fornita dalla rete; eguaglianza per sua natura precaria: basta infatti una diminuzione del prezzo del barile di petrolio che, ripercuotendosi sul costo del gas, riduce quello del kWh prodotto dalla centrali elettriche a cicli combinati.
Viceversa la dynamic grid parity si verifica quando in un particolare segmento di mercato in una determinata zona il valore attualizzato dei costi a lungo termine derivanti dalla produzione di un impianto fotovoltaico sono eguali agli analoghi costi a lungo termine dell’energia ricevuta dalla rete
Quando la dynamic grid parity sarà realizzata per tutte (o quasi) le applicazioni, si sarà quindi raggiunta la competitività, situazione in cui aggiungere in un dato paese un impianto fotovoltaico al proprio mix produttivo è per un investitore attraente quanto investitore in un tradizionale impianto a combustibile fossile. In tal caso, poiché scegliendo il fotovoltaico non ho l’incognita della volatilità dei prezzi dei combustibile fossili, questo sarà preferito.
Un simile successo, certamente conseguibile per quasi tutte le applicazioni entro il decennio, in prospettiva introduce un grosso interrogativo per quelle su piccola-media scala, soprattutto domestiche. Mentre una utility o un investitore finanziario hanno consuetudine con i ritorni in tempi relativamente lunghi degli investimenti in centrali elettriche, questa prospettiva (che si verificherà a competitività raggiunta, quindi senza più incentivi) tende viceversa a produrre una reazione di rigetto da parte di piccole attività industriali e terziarie, e ancor più da privati cittadini, la stessa che rende difficile l’attuazione di interventi di efficientamento energetico, di per sé rimunerativi, in assenza di forme di incentivazione (come la detrazione fiscale del 55%).
Con il fotovoltaico competitivo, un’analoga reazione porterebbe a un calo rilevante delle installazioni fotovoltaiche: si avrebbe così paradossalmente una crisi produttiva come conseguenza del successo del prodotto.
Il problema non sussisterà per la nuova edilizia o per le grandi ristrutturazioni di quella esistente. Già il decreto legislativo 28/2011 prevede nei prossimi anni l’obbligo di installare su tali tipologie potenza di fatto fotovoltaica, seppure in quantitativi modesti, ma, a partire dal 2018 per l’edilizia pubblica e dal 2020 per quella privata, una direttiva europea impone la realizzazione di “quasi zero energy building”, dove nelle condizioni climatiche dell’Italia il fotovoltaico farà la parte del leone.
Tuttavia, per evitare di chiudere le porte della stalla dopo che i buoi ne sono fuggiti, è necessario stimare per tempo se queste normative saranno sufficienti a sostenere la domanda di impianti fotovoltaici di piccola taglia, perché in caso contrario occorre studiare per tempo eventuali misure aggiuntive.