Osservatorio FER: installati 2GW di potenza al 30 settembre 2022

Secondo l’Osservatorio FER realizzato da ANIE Rinnovabili, associazione di ANIE Federazione, sulla base dei dati Gaudì di Terna, al termine del 3° trimestre del 2022 si registra un totale cumulato di 1.989 MW di nuova potenza installata (+146% rispetto allo stesso periodo del 2021), così suddiviso: 1.572 MW per fotovoltaico (+159%), 381 MW per eolico (+112%) e 37 MW per idroelettrico (+66%).

FOTOVOLTAICO

Prosegue la crescita del fotovoltaico con 1.572 MW di potenza connessa al 30 settembre 2022.
Le installazioni di potenza inferiore ai 10 kW costituiscono il 39% del totale, quelle tra 10 kW ed 1 MW il 35% ed infine quelle sopra 1 MW il 25%. Gli impianti di taglia > 1 MW realizzati al 3° trimestre sono 42, di cui 7 nel 3° trimestre (per una potenza complessiva di 26 MW). Tra questi ultimi, nessuno supera i 10 MW di potenza. Complessivamente sono stati connessi alla rete da gennaio a settembre 2022 oltre 126.500 impianti.
Analizzando nel dettaglio le variazioni tendenziali (2022 vs 2021), nei mesi del 3° trimestre si è registrato un incremento di potenza installata rispettivamente del +92%, +147% e +99%. La media mensile del 3° trimestre 2022 si attesta a 170 MW, in netta crescita rispetto agli 81 MW del 3° trimestre 2021.
Le regioni che, nel periodo gennaio-settembre 2022, hanno avuto l’incremento maggiore di nuova potenza installata, rispetto allo stesso periodo del 2021, sono Sardegna (+712%) e Valle d’Aosta (+1.279%). Da sottolineare che tutte le regioni fanno registrare un andamento positivo. Tuttavia, per valore assoluto si sono contraddistinte le Regioni Lombardia, Lazio, Sicilia e Veneto rispettivamente con 242, 175, 171 e 164 MW.
Il comparto ha superato la soglia dei 24 GW di potenza in esercizio.

EOLICO

Per l’eolico al 3° semestre 2022 si osserva un trend in forte crescita con 381 MW di nuova potenza installata.
Le installazioni di potenza superiore ad 1 MW rappresentano l’88% del totale. Gli impianti di taglia > 1 MW realizzati alla fine del 3° trimestre sono 14, di cui 9 installati nel solo periodo luglio-settembre: due in Campania da 50,5 MW e 15 MW, uno in Sicilia, Basilicata e Molise rispettivamente da 28,8 MW, 35 MW, 29,4 MW e, infine, quattro in Puglia da 15 MW, 8,2 MW, 8,2 MW e 43,8 MW. Complessivamente sono stati connessi alla rete 135 impianti da gennaio a settembre 2022.
Per quanto riguarda le variazioni tendenziali (2022 vs 2021) nei mesi di aprile, maggio e giugno si è registrato un incremento di potenza installata (complessivamente del +145%).
A livello regionale, si registra una tendenza crescente rispetto al periodo gennaio-settembre del 2021 dovuta principalmente alle installazioni di grande taglia descritte precedentemente. In tutto il resto del territorio, invece, si rilevano variazioni molto meno marcate.

IDROELETTRICO

In ripresa l’idroelettrico al termine del 3° trimestre 2022 con 37 MW di nuova potenza connessa.

Per quanto riguarda l’installato, sono stati connessi alla rete 7 impianti di potenza > 1 MW, di cui 2 nel 3° trimestre: uno a Torino da 1,2 MW e uno a Sondrio da 2 MW. Complessivamente, sino a settembre 2022, sono stati connessi alla rete 94 impianti.

Analizzando le variazioni tendenziali (2022 vs 2021) nei mesi di aprile, maggio e giugno si è registrato un incremento di potenza installata (complessivamente del +51%).

Dal punto di vista regionale, Calabria, Friuli-Venezia Giulia, Trentino-Alto Adige e Valle d’Aosta segnano il maggior incremento di nuova potenza installata rispetto al periodo gennaio-settembre 2021.

ANALISI CONGIUNTURALE

Dal confronto del 3° trimestre del 2022 (Q3 2022) con il 2° trimestre (Q2 2022) emerge che il fotovoltaico ha conseguito un decremento del -19%, l’idroelettrico del -41%, mentre l’eolico un incremento del +129%. Complessivamente nel Q3 2022 le FER raggiungono un risultato positivo del +3%.

Per quanto riguarda il fotovoltaico, nel 3° trimestre 2022, rispetto al 2° trimestre 2022, si registra un leggero incremento di potenza installata per tutte le taglie inferiori ad 1 MW e un forte decremento per gli impianti con taglia di potenza superiore ad 1 MW (26 MW vs 252 MW, -90%). La genesi di quest’ultimo dato è da ricondurre alle lunghe tempistiche autorizzative ed alle valutazioni paesaggistiche delle sovraintendenze sovente non favorevoli. Analoga problematica è riconducibile agli altri comparti delle fonti rinnovabili elettriche.

PRODUZIONE FER E MERCATO ELETTRICO

Analizzando i dati di produzione pubblicati da Terna, le FER nel 2022 risentono (sino al 30 settembre) dello scarso apporto da fonte idroelettrica (-38% rispetto al 2021), dovuto alla forte siccità che ha colpito il nostro Paese nei primi mesi dell’anno, compensato però, in parte, dall’incremento della produzione eolica (+8%) e fotovoltaica (+10%). Nel periodo gennaio-settembre 2022 le FER hanno prodotto 79,6 TWh contro i 90,8 TWh dello stesso periodo del 2021; questa performance ha permesso di coprire solamente il 33% del fabbisogno elettrico nazionale (a differenza del 38% del 2021).

I dati Terna evidenziano anche che nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) ex-ante e nel Mercato di Bilanciamento (MB), all’effetto dell’incremento dei prezzi dei servizi di rete si contrappone quello della riduzione dei volumi di energia movimentati da Terna, segno evidente del lavoro di ottimizzazione svolto da quest’ultimo. I dati GME indicano un incremento del PUN pari a +275% dei prezzi tra gennaio-settembre 2022 (323 €/MWh) e lo stesso periodo del 2021 (86 €/MWh).

ANALISI DI MERCATO

Sebbene sia positiva la continua crescita delle installazioni di impianti FER, ANIE Rinnovabili sottolinea che il trend incrementale non è allineato agli obiettivi del 2030.
La principale criticità sta negli iter autorizzativi e nel disegnare un quadro normativo e regolatorio di medio/lungo termine, aspetti che l’Associazione ha segnalato in tante occasioni.

Riguardo gli iter autorizzativi, benché sia un gran risultato quello recentemente comunicato dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE), vale a dire i pareri VIA favorevoli per 7,1 GW, l’Associazione evidenzia che, per il completamento del procedimento di VIA, occorre acquisire anche la valutazione del Ministero della cultura (MIC), il cui parere è sovente contrapposto a quello del MASE. Inoltre, per la costruzione e l’esercizio degli impianti dopo il parere di VIA in sede statale (a cui sono sottoposti i progetti fotovoltaici di potenza ≥ 10 MW ed i progetti eolici di potenza ≥ 30 MW) occorre conseguire il parere dell’Autorizzazione Unica, la cui valutazione, posta in campo agli enti regionali, provinciali, comunali e locali, rischia di vanificare gli sforzi del MASE, del MIC e dei proponenti dei progetti. Inoltre, ANIE Rinnovabili segnala che molti progetti protocollati al MASE (ex MITE) sono da diversi mesi nella fase di “verifica amministrativa” prima di accedere alla fase di “istruttoria” da parte di una delle due Commissioni VIA, malgrado la legge preveda per la prima fase una durata di qualche settimana; l’auspicio di ANIE Rinnovabili è che il recente provvedimento legislativo per l’incremento dei membri della Commissione VIA PNRR/PNIEC permetta di recuperare il ritardo accumulato. Infine, si evidenzia la necessità di coordinamento tra i diversi soggetti istituzionali: in assenza di una continuità nel rilascio dei pareri autorizzativi il potenziale degli stessi strumenti messi in campo per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, come ad es. i bandi GSE del DM FER 2019, risulta inespresso.

Per quanto concerne il quadro normativo e regolatorio, l’Associazione rimarca le nefaste conseguenze degli stop and go normativi, che evidenziano la carenza di pianificazione a lungo termine. Un esempio eclatante sono i diversi provvedimenti che nel corso del 2022 hanno modificato le regole per la cessione del credito delle detrazioni fiscali, bloccando il mercato e mettendo a rischio di sopravvivenza le imprese. Più in generale si rileva la difficoltà nell’emanare i provvedimenti attuativi nelle tempistiche stabilite per legge; tali ritardi si ripercuotono sull’andamento del settore, come ad esempio il decreto ministeriale sulle comunità energetiche, la cui pubblicazione era prevista sei mesi fa. Di fatto in attesa del provvedimento tutti hanno rallentato le iniziative, malgrado sia in vigore la normativa “sperimentale”, che però per certi aspetti è molto limitante (si pensi alla soglia massima della potenza dell’impianto FER oppure al perimetro della cabina secondaria).

Dal 1° Dicembre 2022 è entrata in vigore la delibera 540/2021 di ARERA che prevede l’obbligatorietà dell’installazione del CCI (Controllore Centrale d’Impianto) sugli impianti di generazione elettrica di nuova costruzione che vengono connessi alle reti di media tensione e con una potenza ≥ 1 MW con la finalità di consentire a Terna e ai gestori delle reti di distribuzione di osservare tali impianti. A tal proposito, poiché la normativa tecnica CEI 0-16 è tuttora in fase di finalizzazione, ANIE ha comunicato ad ARERA l’esigenza di posticipare la suddetta tempistica ad Aprile 2023.

Infine un accenno al documento di consultazione 585/2022 sul TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico) è d’obbligo, perché, facendo seguito al documento per la consultazione 322/2019, ARERA presenta i propri orientamenti sulla riforma del mercato di dispacciamento con la finalità di garantire la sicurezza del sistema elettrico, in modo efficiente e al minor costo. ANIE auspica che il TIDE non si riduca ad un mero esercizio teorico, ma miri ad una maggiore inclusività delle tecnologie abilitanti la transizione energetica caratterizzata dalla crescente diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili, dei sistemi di accumulo e della generazione distribuita. Il sistema elettrico è in una fase cruciale della transizione energetica, in quanto nei prossimi 7 anni, se l’Italia avrà svolto il proprio compito, il mercato elettrico sarà a trazione rinnovabile, coprendo tali fonti il 65%-80% del fabbisogno elettrico nazionale. In questa fase delicata assume pertanto grande valore il monitoraggio periodico dei mercati e delle sue dinamiche.

ESITI BANDI GSE – DM FER 2019

Analizzando gli esiti del 9° bando del DM FER 2019, risultano complessivamente assegnati, su 2.857 MW messi a disposizione dal GSE, 520 MW di potenza, pari al 18% del totale, così suddivisi: 418 MW per le aste e 102 MW per i registri.

Si segnala che, al termine del 9° bando, è stato assegnato complessivamente per quanto riguarda i registri il 79% del totale stabilito dal DM FER 2019, mentre per quanto concerne le aste il 67% del totale.
In particolare, per quanto riguarda i registri dei gruppi A e B, è stato assegnato più del contingente messo a disposizione inizialmente dal GSE (rispettivamente 110% e 152%), mentre per il gruppo C è stato assegnato solamente il 9% e per il gruppo A-2 il 53%.
Per quanto riguarda le aste, invece, sono stati assegnati rispettivamente il 71%, il 7% e il 42% dei MW disponibili per il gruppo A, il gruppo B e il gruppo C.

OSSERVATORIO NORMATIVO

In aggiunta a quanto riportato sopra, dall’analisi dell’Osservatorio Normativo elaborato da ANIE Rinnovabili, che ha lo scopo di monitorare l’avanzamento dei lavori relativo a 39 provvedimenti attuativi previsti dai decreti legislativi di recepimento delle direttive europee sulle fonti rinnovabili e sul mercato elettrico e impattanti sul settore delle fonti rinnovabili elettriche, emerge che sono scadute le tempistiche di attuazione di 36 provvedimenti monitorati e solo 5 di questi sono stati pubblicati.