Il rapporto Irex 2021 monitora il settore delle rinnovabili, esaminando le strategie prevalenti e tracciando le tendenze future. L'emergenza sanitaria non ha frenato gli investimenti. Nel 2020 le operazioni hanno raggiunto i 9,1 miliardi. E’ stato l'anno di maggior aumento dello storage con più 1,8 GWh.
di Tommaso Tetro
Rinnovabili in Italia, nel 2020 in aumento del 7% a 10,9 Gigawatt
(Rinnovabili.it) – L’emergenza sanitaria non ha frenato gli investimenti nelle rinnovabili in Italia, evidenziando “una forte capacità” di tenuta del settore in un anno molto difficile. Tanto che – secondo l’Irex 2021, lo studio del think tank che dal 2008 monitora il settore delle rinnovabili, esaminando le strategie prevalenti e tracciando le tendenze future – nel 2020 le operazioni hanno raggiunto i 10,9 Gigawatt (GW) a più 7% sul 2019, pari a 9,1 miliardi di euro; cosa che conferma come la transizione verde – oltre a essere una delle chiavi di volta dei piani di rilancio europei e al centro del Piano nazionale di ripresa e resilienza italiano – spingerà sempre più gli investimenti nelle rinnovabili, nella smart energy e nell’idrogeno. Il rapporto annuale Irex 2021 analizza l’andamento del settore elettrico e degli investimenti nelle rinnovabili in Italia e valuta anche l’adeguatezza del sistema elettrico italiano, soprattutto tenendo presente la dismissione del carbone. Fondamentali sono la disponibilità di capacità flessibile, storage e infrastrutture, ma anche la rimozione dei vincoli alle autorizzazioni.
Il settore delle energie rinnovabili in Italia si è mostrato molto dinamico nonostante le difficoltà. Sono 254 le operazioni censite l’anno scorso nella mappatura Irex, che considera gli investimenti utility scale effettuati nel nostro Paese e quelli svolti all’estero dalle imprese italiane. Rispetto al 2019, le operazioni sono cresciute in numero (+20%) e in potenza (+7%), mentre sono diminuite in valore (-4,4%), grazie al continuo calo dei costi delle tecnologie. Sale la quota dei primi dieci investitori e le core renewable si confermano prime per numero di operazioni, mentre sono sempre più attive le compagnie oil&gas e le local utility, che puntano a recuperare il terreno perso negli anni scorsi.
Gran parte delle operazioni (57%) sono state concluse in Italia ed è leggermente rallentato il processo di internazionalizzazione, che rimane comunque significativo, con 4,7 GW e 4,6 miliardi di euro di investimenti. Nord America e America Latina restano la meta principale, con il 58% della potenza contro il 31% dell’Europa, che è invece in testa per numero di operazioni. La metà delle acquisizioni nel 2020 riguardano il fotovoltaico (50%), settore che prosegue nel consolidamento, con i dieci maggiori operatori che detengono il 54% della capacità di taglia industriale. Nonostante la diminuzione rispetto al 2019, l’eolico – che vale il 27% delle operazioni – continua ad essere primo in termini di potenza con 5,1 GW e di valore con 4 miliardi.
Crescono biomasse, soprattutto biometano, (dal 4% al 7%) e smart energy (dal 6% al 9%). Oltre agli investimenti, corrono anche i titoli delle rinnovabili. L’Irex index, che traccia l’andamento delle small-mid cap pure renewable quotate su Borsa Italiana, ha chiuso il 2020 con una crescita del 62,2%.
Nonostante la flessione dei prezzi nei mercati elettrici, le rinnovabili si sono dimostrate nel complesso resilienti, mantenendo pressoché inalterata la redditività degli investimenti in Europa. A fronte di un costo medio europeo (LCOE) dell’eolico onshore che si attesta a 41,3 euro a MWh (-2,2% sul 2019), il ricavo (LEOE) medio è di 47,6 euro a MWh (-9,5% rispetto al 2019). Il fotovoltaico è in media profittevole per gli impianti commerciali, con LCOE di 63,3 euro a MWh e LEOE (ricavo unitario da fotovoltaico), di 74,2 euro a MWh. Mentre gli utility scale a terra fissi in alcune nazioni paiono meno remunerativi.
I ritardi autorizzativi per i nuovi impianti termoelettrici a cui si sommano quelli nel mercato della capacità e il rallentato sviluppo di rinnovabili e storage rischiano di incidere sull’adeguatezza del sistema elettrico, nonostante la pandemia abbia frenato i consumi. Per il 2020 il margine di riserva ha toccato il record negativo di soli 2 GW, nonostante il basso livello della domanda. Nel periodo estivo si evidenziano rischi di inadeguatezza già nel 2022. Con la disponibilità di impianti alla punta e i limiti di transito transfrontalieri attesi, non si riuscirebbe a coprire il picco previsto di domanda di 63,5 GW. Per la stagione invernale, con un picco atteso più basso e pari a 58,7 GW, i risultati paiono adeguati, con margini che superano il 20%. Nel medio-lungo termine, la realizzazione degli investimenti necessari per attuare il phase-out del carbone dovrebbe, invece, garantire l’adeguatezza e la sicurezza del sistema elettrico italiano.
Se gli accumuli sono al centro delle grandi strategie tecnologiche future, così come biometano e mobilità elettrica, si affacciano sulla scena anche i primi progetti per l’idrogeno e le installazioni in mare; per l’eolico 3,5 GW di progetti al largo delle coste italiane e il fotovoltaico galleggiante in corso di sperimentazione. Le imprese puntano, oltre che sull’installazione di batterie associate a impianti, sulla creazione di piattaforme digitali per la gestione della generazione distribuita e delle comunità energetiche.
In Europa gli accumuli elettrochimici sono in crescita significativa, passando da 0,6 Gigawattora nel 2015 a circa 5,4 nel 2020, di cui il 55% di grande taglia. Riguardo agli impianti di larga scala, la potenza in esercizio è di circa 1,9 GW, di cui ben il 62% nel Regno Unito, ma solo il 3% in Italia. Nonostante la congiuntura, il 2020 è stato l’anno di maggior aumento dello storage (+1,8 GWh). La dinamica è favorita dal calo dei costi più rapido del previsto: tra il 2013 e il 2020 i costi della tecnologia al litio sono scesi dell’80% circa, passando, in media, da 668 a 137 dollari a kWh.
La strategia UE per l’idrogeno ha fissato obiettivi ambiziosi: si punta a creare la domanda, che dovrebbe aggirarsi al 2050 intorno al 13-14% dell’energy mix, obiettivo che sarà possibile producendo idrogeno anche con gas e con la cattura-stoccaggio della CO2 (idrogeno blu). Nel lungo termine, l’UE punta all’idrogeno verde, oggi ancora in quantità limitate, mentre sono prodotti 10 milioni di tonnellate con il gas. Gli investimenti stimati entro il 2030 sono tra i 320 e i 460 miliardi di euro, di cui 24-42 per gli elettrolizzatori e 220-340 miliardi per l’espansione delle rinnovabili associate (80-120 GW eolico e solare). Entro il 2030 sono previsti i primi 40 GW di elettrolizzatori (oggi 1 GW) e una produzione verde fino a 10 milioni di tonnellate, grazie ad un’accresciuta competitività e alla diffusione nei comparti acciaio, trasporto, marittimo e ferroviario. Il rapporto mette in evidenza che l’idrogeno verde è la nuova frontiera per la decarbonizzazione, ricca di potenzialità, ma anche di molte incognite. Sono molteplici le condizioni necessarie per il suo sviluppo: come la discesa dei costi della tecnologia, l’ampia disponibilità di rinnovabili a bassi prezzi, la domanda adeguata, gli alti prezzi della CO2.
“L’approvazione dei nuovi obiettivi climatici UE apre le porte a una nuova trasformazione del sistema energetico – osserva Alessandro Marangoni, l’economista a capo di Althesys, che ha guidato la ricerca – per coglierne le opportunità serve una visione di lungo termine, che metta al centro la sicurezza degli approvvigionamenti e l’adeguatezza del sistema elettrico in un quadro in cui lo snellimento dell’iter di autorizzazione, la riduzione dei costi e la revisione del market design appaiono come imperativi strategici per l’Italia”.
