Nuovo Decreto FER: una puntuale analisi di Marco Giusti (AGSM)

Si apre la fase di consultazione sulla nuova bozza di incentivazione delle FER (Fonti Energetiche Rinnovabili), redatta e messa a disposizione dal MISE. E’ una fase preziosa perché consente di suggerire modifiche per migliorare singoli aspetti dei meccanismi di incentivo indicati nella bozza; ma soprattutto il dibattito potrà portare all’attenzione lacune e incoerenze nella strategia globale di rivoluzione del sistema elettrico e dissonanze fra la strategia complessiva ed il decreto stesso.

#decretofer #agsm #marcogiusti “Nuovo Decreto FER: una puntuale analisi di Marco Giusti”

Di seguito cercherò quindi di indicare alcuni (solo i più importanti) spazi di miglioramento della bozza di decreto e alcune lacune e incoerenze che ritengo vi siano nella strategia complessiva.

Premetto che il Gruppo Agsm, dove lavoro da 27 anni, opera nella generazione con impianti di tutte le fonti, FER e non, ed è distributore e venditore; nelle osservazioni che seguono non sono perciò spinto dalla difesa di interessi di singole tecnologie o settori.

DM incentivi FER: alcuni limiti e spazi di miglioramento

L’errore della “Neutralità tecnologica”

Il concetto stesso di neutralità tecnologica (in particolare nel settore A, con coesistenza e competizione fra grandi impianti fotovoltaici ed eolici) nelle aste  é strategicamente errato, in quanto:

• Delega a meccanismi di puro mercato uno degli aspetti più strategici della Pianificazione e Governo del Sistema elettrico: la scelta del mix di generazione che meglio può garantire la sicurezza degli approvvigionamenti (obbiettivo della SEN) e la resilienza del Sistema Elettrico (altro caposaldo della SEN). Per esemplificare sfruttando un tema di terribile attualità: sarebbe come affidare al mercato la scelta del mix di ferrovie e autostrade con il quale infrastrutturare il sistema dei trasporti del Paese!
• Persegue la massima economicità della Generazione (realizzata con capitali privati) dimenticando che il costo del Sistema nel suo complesso, e quindi il costo collettivo, è pari alla somma dei costi di generazione, trasporto e distribuzione, vendita e governo e che quindi la scelta più economica nella generazione non necessariamente è la scelta più economica per il sistema nel suo complesso. Infatti il mix di generazione, specie relativamente alle FER non programmabili (che stanno diventando la fonte prevalente) determina la curva di produzione, mentre i costi di “compenso” fra la curva di produzione e la curva di domanda, costituiti da investimenti in reti di trasporto e distribuzione, sistemi di storage, di backup e “capacity market”, rimangono a carico del sistema nel suo complesso, e quindi della collettività. Quindi: minimizzo i costi di generazione rischiando di fare esplodere gli altri, e questo nonostante oramai sia evidente che i costi di generazione rappresentano meno di 1/3 di quelli complessivi. Ciò probabilmente comporterà che nella competizione fra eolico e fotovoltaico prevarrà pesantemente il secondo (sia per i pochi €/MWh di minor costo industriale, sia per la maggior facilità e velocità nella autorizzazione dei progetti), con la conseguenza che lo sviluppo asimmetrico delle due fonti determinerà un aumento molto consistente dei costi di sistema. Infatti eolico e fotovoltaico hanno curve di generazione che in parte si compensano: il fotovoltaico produce preponderantemente in estate, mentre l’eolico tutto l’anno e maggiormente in inverno e nelle mezze stagioni, il fotovoltaico di giorno ed in particolare nelle ore piene mentre, mentre l’eolico è piuttosto “flat”,…. La conseguenza: i modestissimi risparmi nei costi di generazione conseguibili da un mix sbilanciato verso il fotovoltaico verranno di molto superati dai maggiori costi che il sistema dovrà sopportare per generazione termoelettrica (in inverno), storage fisici (compenso giornaliero) nonché capacity market.

Ovvio il suggerimento/modifica al DM: tornare a contingenti separati fra eolico e fotovoltaico. Oppure mantenere contingente unico, garantendo il 40% alla fonte minoritaria attraverso la costituzione di due graduatorie. Evitare in ogni caso ogni facile, ma sbagliata, considerazione su cosa fanno gli altri paesi della UE: la struttura dei costi delle due fonti cambiano radicalmente con la latitudine dei paesi, le caratteristiche orografiche e la ventosità media.

L’errore della “Neutralitá geografica”

Altro evidente errore, di cui si parla meno. Far competere le FER (in specie il fotovoltaico, ma non solo) su tutto il territorio nazionale, sulla base del solo prezzo offerto ha una conseguenza ovvia: spingere la realizzazione di impianti in specie molto grandi ed in specie in Sicilia e Calabria.

Anche questa scelta consentirà costi di generazione piú bassi, ma avrà come conseguenza costi in investimenti nelle reti di trasmissione e di distribuzione molto piú elevati: con lo sviluppo massiccio previsto (e personalmente: auspicato) per il fotovoltaico, e con la concentrazione del fotovoltaico nelle regioni dell’estremo Sud (personalmente: non auspicata), i costi in infrastrutture di trasporto per portare la Energia presso i centri di consumo (prevalenti al Nord) non potrà che aumentare di molto rispetto ad una distribuzione degli impianti più equilibrata sul territorio.

Suggerimento/proposta di modifica al DM, due alternative:

• contingente unico ma con ripartizione rigida dei MW incentivabili per ciascuna Regione e quindi graduatorie separate per Regione;
• graduatoria non sul prezzo offerto, ma sul rapporto fra prezzo ed una funzione della latitudine (banalmente: coefficiente_latitudine = (1+gradi latitudine/100)^4; in questo modo il prezzo offerto per un impianto in Veneto pari a 56 €/MWh si porrebbe in graduatori in posizione simile a quella di un impianto in Sicilia con un prezzo offerto pari a 45, bilanciando così quasi totalmente il rapporto fra le producibilità dei due siti).

Ovviamente sarebbe opportuno uno studio (da affidarsi a Terna e/o alla RSE) per valutare se i maggior costi, lato generazione, della proposta di cui sopra, siano compensati ed in quale misura, dai minori costi di investimenti in rete, dai minori costi di dispacciamento e dal mancato dispacciamento.

Una “dimenticanza”: i tetti

La SEN2017 prevede al 2030: 51 GW di fotovoltaico previsti al 2030, di cui il 50% in bassa tensione…

Molto condivisibile. Ritengo altrettanto auspicabile una penetrazione importante anche di impianti FV in MT. Ma nel decreto manca qualsiasi forma di indicazione/indirizzo sul fotovoltaico realizzabile sul tetto in autoconsumo, che é la misura principe per aumentare la accettabilità sociale degli impianti (farli sui tetti!) e per diminuire i costi sulle reti di distribuzione (avvicinare la generazione ai centri di consumo). E non mi riferisco agli impianti fotovoltaici per l’autoconsumo delle famiglie, che sono di fatto incentivati dalla detrazione fiscale e dallo scambio sul posto, ma agli impianti che sono realizzabili sui grandi tetti industriali (nota: presenti prevalentemente al Nord), finalizzati in parte all’autoconsumo con proprio investimento o in modalità SEU.

Anche questa dimenticanza, considerato sia il minor costo degli impianti a terra che la maggior producibilità alle basse latitudini, determinerà una grande concentrazione di impianti nelle regioni più meridionali, con le ovvie conseguenze sia di aumento dei costi di sistema che di comprensibile “rigetto sociale”.

Suggerimento/proposta di modifica al DM: prevedere un contingente in cui concorrano per prezzo impianti autorizzati su tetti, finalizzati all’autoconsumo; il prezzo offerto verrebbe riconosciuto dal Sistema solo su una percentuale della produzione pari al 40%. Questa limitazione spingerebbe a sviluppare impianti prevalentemente orientati all’autoconsumo, ma con la possibilità di una migliore remunerazione della parte eccedente, destinata molto probabilmente ad alimentare utenze vicine, rendendo più competitivi (o meno svantaggiati) gli impianti su tetto rispetto a quelli a terra, con un indubbio beneficio (anche qui: si può quantificare) in minori investimenti in reti di distribuzione, costi di dispacciamento, minori costi di mancato dispacciamento.

Il Governo del Sistema Elettrico: punti deboli ed incoerenze

Anche gli esempi di cui sopra aiutano a intuire come si commetta, da molti anni oramai, un errore di fondo in molti dei tentativi di “Governo del Sistema” nel suo complesso:

Il sistema è spesso pensato (e quindi indirizzato, incentivato, normato) separatamente nei 3 tronconi: generazione, trasporto distribuzione e dispacciamento, mercato.

In particolare:

• Il mondo Generazione da fossili è concentrato sulla competizione sui prezzi spot (oltretutto molto condizionati da meccanismi distorti di formazione del prezzo) ed è oramai remunerato più sul mercato secondario che sul primario; lo sviluppo della generazione da FER è condizionato ed insegue disordinatamente i diversi sistemi incentivanti, che si susseguono l’un l’altro, spesso ulteriormente distorti da interventi correttivi che tentano di inseguire la discesa dei prezzi determinati dalla innovazione tecnologica.
• Il mondo Trasporto e Distribuzione, concepito come una “conseguenza” di quello che accade lato Generazione (deve inseguire lo Sviluppo della Generazione, costi quel che costi…), con un riconoscimento totale degli investimenti in Tariffa, a “piè di lista”, riconoscimento che ha fatto esplodere questa parte di costi.
• Il mondo Mercato, dove gli interventi sulle tariffe talvolta indicano direzioni diverse o addirittura contrapposte a quelle indicate negli obbiettivi del Paese e della UE: si pensi a titolo di esempio alla rimodulazione dei costi di sistema dalla parte variabile alla parte fissa e/o quota potenza, con le ovvie conseguenze in termini di disincentivo della Generazione Distribuita e del risparmio energetico,…..

Il sistema è invece UNO, e la sua transizione (meglio: Rivoluzione): da centralizzato a distribuito, da basato su fossili a basato su FER, da pianificazione centrale a intelligenza distribuita,…. va pensato, pianificato e governato in maniera unitaria, e in forza di una visione unitaria.

Ecco, spero che la fase di consultazione che si apre a giorni permetta da un lato di migliorare per quanto possibile la bozza di DM, ma ancor più spero che sia occasione perché si faccia strada la consapevolezza della necessità di un confronto e di un ridisegno veramente ampio del Sistema nella sua unitarietà.

Marco Giusti

Direttore Tecnico AGSM