gy Report Giugno 2020
La ripartenza del mercato e le sfide della crescita
energystrategy.it
Giugno 2020
In collaborazione con:
Indice
Introduzione Executive summary
1. I numeri delle rinnovabili in Italia: la fotografia al 2019 2. Gli impianti di piccola taglia: autoconsumo, registri e scambio sul posto
3. Gli impianti di grande taglia: aste, capacity market e PPA 4. FOCUS: L’iter autorizzativo per gli impianti a fonti rinnovabili 5. FOCUS: I sistemi di accumulo
6. Il potenziale di mercato delle rinnovabili in Italia nel post-Covid e le richieste ai policy maker per la ripartenza
Gruppo di lavoro
La School of Management L'Energy & Strategy Group Le imprese Partner
3 5
31 55
161 233 279 319
357
359 360
361
Introduzione
L’anno 2020 è indubbiamente un anno che sarà ricordato da tutti, per gli impat- ti che ha avuto la drammatica diffusione del COVID-19 non soltanto sul piano pro- fessionale e della vita d’impresa (in tutti i comparti e quindi anche nel mondo delle rinnovabili), ma anche sulla vita personale di ognuno di noi.
La parola chiave che più volte è stata ripe- tuta, anche nei periodi più bui, è stata “ri- partenza”, nella sua accezione di ritorno alla normalità e proprio a questa “ripar- tenza” è dedicata larga parte del Renewa- ble Energy Report 2020. Un Rapporto di ri- cerca che ha vissuto tutta la sua fase finale nel periodo più duro della pandemia, che ha costretto il team di lavoro a cambiare in corsa i propri piani e le proprie modalità di interazione, sia internamente che esterna- mente. Un Rapporto di ricerca che, per la
prima volta nella storia di Energy & Stra- tegy, avrà la sua versione principale “in di- gitale” e che verrà dibattuto, sempre con lo stesso spirito e volontà di approfondi- mento, in un convegno streaming. E’ ovvio sottolineare come la assenza di vicinanza fisica, soprattutto nei momenti più intensi di scambio informativo e di opinioni con i partner e gli stakeholder del sistema delle rinnovabili, che sono alla base del lavoro di Energy & Strategy, si sia fatta sentire, ma altrettanto va riconosciuto come il ri- sultato del lavoro – per la caparbietà dei nostri ricercatori e la grande disponibilità di chi ci è stato vicino – abbia comunque la qualità e completezza che da sempre contraddistingue il nostro lavoro.
È però più che mai doveroso quest’anno
ringraziare i partner, sempre numerosi,
che hanno sostenuto la nostra ricerca ed
hanno confermato la loro presenza nono- stante il COVID-19 e nonostante le tante difficoltà che hanno dovuto gestire all’in- terno delle loro imprese, per tacere di quelle personali. Grazie al loro supporto è stato possibile realizzare il Renewable Energy Report e dare concretezza al signi- ficato della parola “ripartenza” nel mondo delle rinnovabili.
Si perché – anche prima che scoppiasse la pandemia – i numeri legati ai nuovi in- vestimenti in impianti di produzione da rinnovabili segnalavano qualche incertez- za. La crescita, che pure nel 2019 si è fatta registrare rispetto all’anno precedente, non aveva le caratteristiche di intensità che sarebbero state necessarie per rag- giungere gli obiettivi, sfidanti ma concreti, del PNIEC. Gli strumenti di supporto (aste e registri) avevano già dimostrato qualche lacuna, così come i tanto dibattuti mecca- nismi di mercato (come i PPA) non aveva- no dato prova di sufficiente diffusione nel
nostro Paese. In buona sostanza, già alla fine del 2019, quando ancora si guardava con serenità al 2020, il comparto delle rin- novabili in Italia era in ritardo rispetto alla
“tabella di marcia”. Un ritardo che allora sembrava recuperabile, ma intanto un se- gnale debole da cogliere.
Il ritardo è divenuto “incolmabile” nel cor- so del 2020. Se “tutto andrà bene” riusci- remo forse ad installare tra fotovoltaico ed eolico nel 2020 poco più di 500 MW, una inezia rispetto ai quasi 2,5 GW necessari per tenere il passo dell’obiettivo PNIEC.
Ma allora, la “ripartenza” è possibile? A quale normalità è necessario tornare nel mondo delle rinnovabili, a quella che ha portato alla stesura del PNIEC? La rispo- sta più scontata è quella affermativa ad entrambe le domande. Ma è anche la risposta più difficile, perché richiede un cambio di passo, anche rispetto al 2019.
Un cambio di passo che chiama in causa
fortemente la Politica e la sua capacità di adeguare gli strumenti di regolazione e le- gislativi per ottenere il risultato.
Ma attenzione, non una iniezione di li- quidità tout court (che certo non guaste- rebbe, sia detto per inciso, come al resto dell’economia in difficoltà del nostro Pae- se), bensì una azione decisa di rimozione delle tante zavorre che appesantiscono il comparto: la definizione di tempi certi (e rapidi) per l’iter autorizzativo sui nuo- vi impianti, una maggiore flessibilità per i rifacimenti d’impianto (che permetta di
fare leva su uno straordinario patrimonio di installato), l’adozione di strumenti di supporto semplici e stabili (aste con ga- ranzie sul prezzo e con pianificazione al 2030). Sono diverse le proposte raccolte e discusse in questo Renewable Energy Report con due certezze: (i) solo poche di queste sono oggi nell’agenda politica del Paese, ed è evidente che dovrebbero invece entrarvi; (ii) siamo ancora in tempo, perché il 2020, che sembra avere tempi
“dilatati” nella sua dimensione quasi so- spesa di operatività, ponga davvero le basi della “ripartenza”.
Umberto Bertelè
School of Management - Politecnico di Milano
Vittorio Chiesa
Direttore Energy & Strategy Group
l Renewable Energy Report 2020 ha una storia molto particolare perché è il primo Rapporto di Energy & Strategy nell’era del COVID-19 ed è stato quin- di scritto, discusso in tutte le sue fasi finali e presentato, sfruttando le tec- nologie digitali e nel rigoroso rispetto del distanziamento sociale.
Uno sforzo ancora più significativo, quindi, anche perché portato avanti in un periodo di grande difficoltà per il nostro Paese e di grandi sacrifici sul piano personale da parte di ciascuno di noi. Ciò nonostante il lavoro che qui ri- assumiamo ci fa essere particolarmen- te orgogliosi, per almeno tre motivi:
(i) perché riesce (o almeno così credia-
mo, ma lasciando ai lettori il giudizio finale) ad essere, nonostante tutto, obiettivo nel riconoscere che le origi- ni delle difficoltà del comparto delle rinnovabili in Italia sono precedenti al COVID-19; (ii) perché è estremamen- te ricco di analisi e dati (ad esempio quelli sul processo autorizzativo) di assai difficile reperimento, ma che consentono di “misurare” le difficoltà di cui al punto precedente; (iii) perché vuole essere uno strumento proposi- tivo, indicando quali possono essere delle azioni concrete da parte del po- licy maker per garantire la “riparten- za” delle rinnovabili in Italia ed il rag- giungimento degli obiettivi ambiziosi del PNIEC.
Executive Summary
siamo ora e dove – in assenza di cambi di rotta – ci troveremo domani
La nuova potenza installata nel corso del 2019 è stata di circa 1.210 MW, ol- tre 50 MW superiore a quella installata nel corso del 2018 (+4%). Una crescita, decisamente limitata, che è comunque trainata principalmente dai comparti di eolico e fotovoltaico, soprattutto nell’ul- timo trimestre dell’anno. Complessiva- mente la potenza installata da rinnova- bili supera i 55 GW (37 GW se si esclude l’idroelettrico “storico” già installato nel nostro Paese prima degli anni ‘00), ossia circa il 45% del parco di generazione italiano (pari a circa 118 GW, che non ha visto nel corso dell’ultimo anno nessun incremento di potenza connesso a pro- duzione da fonte tradizionale).
È il fotovoltaico nel 2019 a guidare la
MW, superando l’eolico con 413 MW.
Segue l’idroelettrico con 41 MW, men- tre le biomasse con 20 MW chiudono la classifica.
Il volume complessivo di potenza fo-
tovoltaica installata è di circa 20.850
MW, grazie alla nuova potenza instal-
lata pari a circa 737 MW, di cui oltre
310 MW solo nei mesi di novembre di
dicembre. Il trend del nuovo installato
si mantiene in costante crescita, facen-
do segnare nel 2019 un +69% rispetto
allo scorso anno. I dati del 2019 confer-
mano la tendenza di ritorno agli im-
pianti di grande taglia (34% del tota-
le in potenza) a discapito del settore
residenziale, che comunque resta an-
cora predominante, anche per potenza
installata (36% del totale), sul mercato
primario. Il valore del mercato del-
le nuove installazioni è stato pari nel
2019 a oltre 850 mln €.
Il volume complessivo di potenza eolica installata è giunta a oltre 10.600 MW a fine 2019, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 413 MW. Il trend del nuovo installato segna una mode- sta riduzione, facendo segnare nel 2019 un -19% rispetto allo scorso anno (511 MW). L’ultimo trimestre del 2019 è stato caratterizzato da una ridotta quota di nuove installazione con 1,8 MW. È op- portuno ricordare come, considerata la conformazione del territorio nazionale e la relativa ventosità, la quasi totalità della potenza connessa (99%) è loca- lizzata nelle regioni del Sud Italia. Il valore del mercato delle nuove instal- lazioni è stato pari a poco più di 450 mln €.
Nel 2019 le rinnovabili elettriche hanno contribuito alla copertura del
40,1% della produzione e del 35,6%
della domanda elettrica nazionale, che ha raggiunto circa i 319,5 TWh. La pro- duzione da rinnovabili ha segnato un +0,7%, rispetto al 2018 con 113,7 TWh prodotti. In particolare, si è regi- strata una crescita del 15% della ge- nerazione eolica e del 5% della ge- nerazione fotovoltaica, a fronte di un calo del 4,5% sia per la produzione da bioenergie che idroelettrica.
Da non sottovalutare anche il ruolo
delle rinnovabili termiche, soprat-
tutto le pompe di calore (qui consi-
derante per effetto del vettore di fun-
zionamento che è elettrico, ed anzi in
diversi casi accoppiato a fonti rinnova-
bili) delle quali si contano oltre 19,6
milioni di unità installate, per una
capacità complessiva installata pari
a circa 124 GW, di poco in crescita
anno su anno.
alle attese?
Per la generazione da fonte solare era previsto un tasso medio annuo di cre- scita, tra il 2017 e il 2025, pari a +1,96 TWh, accompagnato da circa 1.100 MW di nuove installazioni ogni anno.
Il grafico mostra come la situazione
ficativo sia l’impatto della battuta di arresto causata dal COVID nel corso del 2020.
Ipotizzando infatti che le installazioni nel corso del 2020, per effetto del CO- VID, saranno inferiori a quelle degli anni precedenti si ottiene che tra il 2021 e
24,4 TWh
40,1 TWh
0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
MW
TWh
Scenario PNIEC vs. andamenti reali
Nuova capacità necessaria [MW] Potenza installata - reale [MW]
Generazione - obiettivo [TWh] Generazione reale [TWh]
il 2025 sarà necessario incrementare la capacità installata al ritmo di 1,48 GW/anno, in media, per raggiungere 28,55 GW al 2025.
Per la generazione da fonte eolica era previsto un tasso medio annuo di cre- scita, tra il 2017 e il 2025, pari a +1,7
TWh, accompagnato da circa 770 MW di nuove installazioni ogni anno.
Anche qui il grafico mostra una si- tuazione differente, soprattutto per quanto riguarda l’installato, con una evidente contrazione anche qui nell’anno 2020.
17,2 TWh
31 TWh
0 200 400 600 800 1.000
0 5 10 15 20 25 30 35
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
MW
TWh
Scenario PNIEC vs. andamenti reali
Nuova capacità necessaria [MW] Potenza installata - reale [MW]
Generazione - obiettivo [TWh] Generazione reale [TWh]
Ipotizzando anche qui che le installa- zioni nel corso del 2020 (per effetto del COVID) raggiungano il 50% di quelle dell’anno precedente, si ottiene che tra il 2021 e il 2025 sarà necessario incre- mentare la capacità installata al ritmo di 1 GW/anno, in media, per raggiun- gere 15,95 GW al 2025.
In uno scenario «tendenziale», costru- ito – sulla base del confronto con gli operatori – ipotizzando che, dopo il calo del 2020, dal 2021 riprendano le installazioni ma ad un tasso di cresci- ta «normale» della capacità installata, sostanzialmente pari a quello registra- to nel 2019, al 2030 si avrebbe un gap rispetto all’obiettivo pari ad oltre 23 GW per il fotovoltaico e di 3,5 GW per l’eolico.
A questo si aggiunge il comparto dei si- stemi di accumulo, per i quali bisogne-
rà installare 3 GW di impianti centra- lizzati nei prossimi 5 anni e 4,5 GW di installazioni distribuite entro il 2030. Le cose non vanno meglio se si guarda agli obiettivi fissati dal PNIEC relativamen- te all’energia rinnovabile prodotta da pompe di calore, che prevedono un au- mento del 60% da colmare tra il 2018 e il 2025, con la prospettiva di raggiungere i 5.699 ktep al 2030. Anche qui il “ten- denziale” ci porterebbe a raggiungere un valore di energia rinnovabile da PdC pari solo al 59% dell’obiettivo al 2030.
Non paiono quindi sufficienti gli ef-
fetti del Decreto FER1, che prevede
un meccanismo incentivante per 5,5
GW di nuove installazioni eoliche e
fotovoltaiche superiori ad 1 MW, ol-
tre a 620 MW per il rifacimento tota-
le o parziale per impianti eolici (che
tuttavia si dividono il contingente con
impianti idroelettrici o a gas residui).
Per gli impianti di taglia inferiore ad 1 MW è stato invece messo a disposizio- ne un contingente pari a 770 MW per le nuove installazioni eoliche e foto- voltaiche e 800 MW per impianti in sostituzione dell’amianto (vedi Capi- toli 2 e 3). Dai risultati delle prime due aste neutre emerge che la maggior parte del contingente è stato assegna- to ad impianti alimentati a fonte eoli- ca, complice il vincolo che impedisce agli impianti fotovoltaici installati su suolo agricolo di accedere al mecca- nismo. L’andamento delle aste future potrà inoltre essere influenzata da di- versi fattori, non ultima la disponibilità di impianti che hanno concluso l’iter autorizzativo per poter partecipare alle aste previste nel 2020 e nel 2021, il cui ottenimento risulta non sempre age- vole e richiede tempi spesso piuttosto lunghi, come evidenziato nel capitolo 4 del Rapporto.
Le azioni di policy per garantire la “ri- partenza”: tra luci e ombre dell’agen- da politica italiana
Se si vogliono raggiungere gli obietti- vi che ci si è posti è dunque necessario modificare in maniera significativa gli strumenti di policy che regolano e so- stengono il mondo delle rinnovabili.
Questo è tanto più vero a valle di quanto accaduto nel 2020, nuovo an- nus horribilis e purtroppo non solo per le rinnovabili.
È innegabile infatti l’impatto del CO-
VID sull’andamento delle installazio-
ni e non solo sul 2020, ma anche – in
termini di riduzione della fiducia degli
investitori – sugli anni successivi. Non
è un caso, infatti, che mentre alla fine
del 2019 si commentava positivamente
la crescita delle installazioni (ancorché
non sufficiente) come un segnale di «ri- accensione» del motore e si aveva una discreta fiducia sulla sua capacità di ac- celerazione, lo scenario tendenziale elaborato mostra una macchina che invece riprende senza vigore il suo an- dare nel 2021.
Sono tanti i dubbi anche relativi addi- rittura alla «tenuta» delle rinnovabili.
Se nel 2019 si celebrava il Green New Deal annunciato dalla Commissione UE come il segno di un ritorno prepo- tente delle rinnovabili al centro della scena politica, il quadro post-COVID è particolarmente più incerto. Da un lato è più che probabile che parte significa- tiva di quelle risorse sarà devoluta al sostegno dell’economia nel suo com- plesso, colpita in maniera inaudita nel 2020 e con una permanente incertezza sugli anni a venire. Dall’altro lato, il ral- lentamento della domanda di energia
da parte del settore dei servizi e di quello industriale in difficoltà mette seriamente a rischio lo sviluppo del paradigma della generazione distribu- ita, che invece aveva nel connubio con la nuova mobilità uno dei suoi punti di forza.
Vi è però anche la possibilità che gli sforzi fatti non vadano sprecati. Que- sto passa attraverso una spinta alla ri- costruzione economica e industriale che abbia le rinnovabili come cardine fondamentale. Il Green New Deal può divenire davvero un patto nuovo di svi- luppo sostenibile al quale legare gli in- vestimenti delle imprese oggi in crisi.
Certo questo aumenta il volume di ri-
sorse necessario, però parimenti lega
la ricostruzione ad un nuovo modello
economico (un po’ come avveniva in
passato nelle riconfigurazioni post-
belliche), peraltro in grado di garan- tire un futuro più sostenibile ed una maggiore qualità della vita.
Si avrà il coraggio di andare in que- sta direzione? I segnali «deboli» di oggi non sono purtroppo positivi, anche in un contesto globale dove il tema ambien- tale è decisamente uscito dalla agen- da politica, ma chissà che la Fase 3 del post-COVID non possa invece essere impostata su basi nuove e più lungimi- ranti.
È stato chiesto agli operatori quali sono le azioni di policy da introdurre nel quadro normativo nazionale, con l’o- biettivo di rimuovere le attuali «barrie- re», siano esse normative, economiche o “di sistema” e favorire gli investimenti in nuovi impianti FER.
Le risposte raccolte dagli operatori han-
no permesso di effettuare una duplice analisi. In primo luogo sono stati indi- viduati quei provvedimenti ritenuti ad
«alto impatto» che dovrebbero essere considerati prioritari in termini di im- plementazione da parte del legislato- re. In secondo luogo si è verificato se tali provvedimenti corrispondono ef- fettivamente ad una «alta probabilità di introduzione», ossia sono davvero parte dell’agenda politica del Gover- no.
Pare opportuno innanzitutto riassumere i provvedimenti “ad alto impatto”.
Nel complesso quindi sono 19 i provve-
dimenti che sono stati indicati come
ad alto impatto, ossia quelli ritenu-
ti necessari da parte degli operato-
ri per consentire un vero rilancio del
comparto delle rinnovabili e garantire
l’opportunità di raggiungere gli obiet-
tivi che il nostro Paese si è dato.
Affinché questi provvedimenti siano
però efficaci è necessario che essi si- ano adottati con rapidità ed efficacia (ossia senza rimandare poi a rivoli di
Provvedimento Problema
Tipo
Barriera Normativa
Ambito di applicazione Semplificazione e uniformazione delle
procedure autorizzative. Si intende in questo caso la definizione di un percorso ben determinato (anche in riferimento alla documentazione necessaria) e la sua imple- mentazione in modo uniforme sul territorio
nazionale.
Identificazione e comunicazione da parte delle Regioni delle aree non idonee all’in- stallazione di impianti e conseguente cer- tezza dell’assenza di vincoli nelle aree non
indicate.
Recepimento RED II – contenimento della lunghezza dell’iter autorizzativo per impian- ti FER in due anni per progetti green field e
un anno per Repowering.
Norme per la definizione dell’iter autoriz- zativo per i progetti di storage idroelettrico
ed elettrochimico, sia in caso di accoppia- mento ad impianto di generazione che in
configurazione stand-alone.
Impianti FER di nuova costruzione e repowering di impianti
esistenti Incertezza nell’iter autorizzativo
e disomogeneità territoriale
Incertezza sulle tempistiche dell’iter autorizzativo
Mancanza di un iter autorizzativo per i sistemi di
storage
Impianti FER di nuova costruzione e repowering di impianti
esistenti Impianti FER di nuova
costruzione
Realizzazione di sistemi di storage
provvedimenti attuativi che ne ritardi- no l’effettiva entrata in vigore). Condi- zione necessaria per questo è la loro
presenza nell’agenda politica. Come detto in precedenza abbiamo misurato questa «presenza» chiedendo agli ope-
Provvedimento Problema
Tipo
Barriera Normativa
Ambito di applicazione Rimozione vincolo di partecipazione alle
aste per il Repowering, eventualmente pre- vedendo opportuni meccanismi di compen- sazione per i soggetti oggi non esclusi.
Definizione composizione commissione VIA specifica per impianti FER con partecipazio-
ne paritetica MATTM / MIBACT.
Emissione norma su varianti non sostanziali previsto dal DLgs 28/2011 (art. 5 c. 3), uni-
forme sul territorio nazionale.
Revisione della disciplina sulle concessioni idroelettriche.
Semplificare e uniformare l'iter a livello nazionale.
Carbon Tax su riscaldamento.
Impianti FER esistenti non fotovoltaici già incentivati in passato Esclusione dalle aste per
chi ha beneficiato dello
“Spalmaincentivi volontario”
Legge 12/2019 – norme sulla disciplina delle grandi
derivazioni idroelettriche Iter autorizzativo per uso delle
risorse geotermiche (PdC) frammentato e lungo Mancata valorizzazione delle
esternalità ambientali da impianti di riscaldamento
Impianti idroelettrici
Edifici nuovi ed esistenti
Edifici nuovi ed esistenti Impianti FER di nuova costruzione e repowering di
impianti esistenti Interventi su impianti FER
esistenti Incertezza sui parametri di
valutazione della richiesta di VIA Disomogeneità normativa nella definizione di «variante non
sostanziale»
ratori di supportarci nella valutazione della probabilità di adozione di un dato provvedimento. Ad un’alta probabilità
corrisponde la presenza fattiva sul tavo- lo delle decisioni, mentre la probabilità di adozione è bassa se la percezione
Provvedimento Problema
Tipo
Barriera Economica
Ambito di applicazione Definizione di nuove aste incentivanti o
estensione delle aste previste nel decreto FER 1.
Introduzione di un piano di aste decennali (oltre a quelle ventennali) su un numero contenuto di MW dell’attuale piano aste.
Riallocazione contingente non assegnato con i bandi del Decreto FER e prolunga-
mento aste.
PPA per «acquisti verdi» della Pubblica Am- ministrazione, come indicato dal PNIEC.
Garanzia pubblica in caso di shock di mer- cato e default dell’offtaker.
Revisione disciplina Conto Termico con premialità su tecnologie che generano minore esternalità.
Revisione disciplina detrazione fiscale con pre- mialità su tecnologie con minore esternalità.
Impianti FER di nuova costruzione e repowering
di impianti esistenti Impianti FER di nuova
costruzione Incertezza sul segnale di prezzo
di lungo periodo
Difficoltà a sviluppare contratti PPA
Costi di investimento in tecnologie rinnovabili termiche non emissive
più elevato rispetto a tecnologia tradizionali a maggiori esternalità
ambientali
Impianti FER di nuova costruzione Impianti FER di nuova
costruzione Edifici della PA, aziende, scuole
Edilizia privata Impianti FER di nuova costruzione e repowering
di impianti esistenti
Revisione del MSD con ampliamento della platea di soggetti abilitati e definizione di
nuovi servizi.
Impianti FER esistenti o di nuova costruzione e
sistemi di storage Esclusione delle FER dalla
fornitura di servizi di rete
Definizione di standard tecnici e legali in
merito alle soluzione di connessione in con- Tutti gli impianti che richiedono connessione Assenza di standard per la
soluzione di connessione in
Barriera
è che questi temi non siano affatto ad oggi oggetto di valutazione concreta.
Il quadro che esce è particolarmente
preoccupante, con solo 9 provvedi- menti ad alto impatto effettivamente oggetto della discussione politica.
Piano di aste
decennali Definizione
nuove aste
Connessioni in condivisione Composizione
commissione VIA
Revisione disciplina concessioni idroelettriche
Inserimento carbon tax su riscaldamento
Semplificazione iter autorizzativo PdC
Rimozione vincolo
«Spalmaincentivi»
Emissione norma varianti non
sostanziali Rimozione
unicità contratto
dispacciamento Semplificazione
autorizzazione cantieri per PdC
Individuazione siti ad autorizzazione
agevolata
Definizione contratti standard
PPA Revisione detrazioni fiscali
per PdC
PPA con Pubblica Amministrazione Semplificazione iter autorizzativo
Apertura del MSD Revisione Conto Termico
Uniformazione iter autorizzativo
Individuazione siti non idonei Definizione tempi
certi di iter autorizzativo Recepimento RED II
Definizione autorizzativo iter
storage
Obbligo sostituzione impianti di riscalda-
mento inquinanti
Bassa Media Alta
Probabilità di introduzione del provvedimento Impatto del
provvedimento Alto
Medio
Basso
Burden sharing regionale Riallocazione
contingente Decr.FER
Garanzia pubblica per
PPA
servare
Il meccanismo dei registri, nei primi due bandi dei sette previsti, ha permes- so l’assegnazione di un contingente di potenza pari a circa 145 MW, a fronte dei 430 MW messi a disposizione (circa
In entrambi i bandi, sia il gruppo A che il gruppo B hanno saturato il contin- gente di potenza messo a disposizione, mentre invece situazione opposta si è registrata per il gruppo A-2 ed il grup- po C. Per il gruppo A, è da sottoline-
Gruppo A
Gruppo B
Gruppo A2
Gruppo C
45 MW
7,9 MW
92,1 MW
3,1 MW 6,9 MW
10 MW
Contingente assegnato Contingente non assegnato
are come in entrambi i bandi nessuna richiesta abbia rispettato il criterio di realizzazione impianti su cave e di- scariche, mentre invece gli altri criteri siano stati adottati in misure simili nel primo e secondo bando.
Nel primo bando gli impianti eolici
hanno prevalso in termini di potenza assegnata, assicurandosi il 51% (33,4 MW) del contingente totale assegna- to, seguiti rispettivamente da impianti fotovoltaici con il 29% (19,5 MW) ed idroelettrici con il 20% (13,1 MW).
Nel secondo bando invece, hanno prevalso gli impianti fotovoltaici che
Gruppo A
Gruppo B
Gruppo A2
Gruppo C
45 MW
22,6 MW
169,5 MW
1,6 MW
15,3 MW 10 MW
Contingente assegnato Contingente non assegnato
ta (quasi 39 MW) e si sono assicurati il 49% del contingente totale assegnato, scavalcando gli impianti eolici con il 36% (28,6 MW) e gli idroelettrici con il 15% (11,6 MW).
In entrambi i bandi la maggiore quo- ta di impianti incentivati si è registrata nelle regioni meridionali, in cui è stata assegnato quasi la metà del contingen- te in posizione utile, rispettivamente il 52% ed il 46%. Le regioni settentrio- nali hanno registrato quote del 25% e del 30%, ed infine le regioni del centro Italia sono state caratterizzate dalla più bassa quota di impianti incentivati con quote pari al 23% e al 24%, rispettiva- mente nel primo e secondo bando.
La situazione per gli impianti di pic- cola taglia sembra essere quindi so- stenuta da una buona redditività.
Redditività che si ritrova anche per gli
l’installazione di pompe di calore, sia a bassa che, soprattutto, alta temperatu- ra. Nonostante questo sono ancora pochi – rispetto a quanti sarebbero giustificati dal razionale economico – i casi di revamping.
Ulteriori stimoli – anche se come visto prima non sufficienti – alla realizzazione di impianti di piccola taglia sono de- stinati ad arrivare dalla normativa, sia quella attesa (ci si riferisce in partico- lare alla normativa su biogas e biome- tano, per la cui trattazione si rimanda al Rapporto) che quella effetto del CO- VID-19, con particolare riferimento al cosiddetto Decreto “Rilancio”.
I grandi impianti: la spinta per acce- lerare
Il meccanismo delle aste, nei primi due
round dei sette previsti ha permesso
l’assegnazione di un contingente di po- tenza pari a circa 964 MW, a fronte dei circa 1.170 MW messi a disposizione (circa l’82%).
In entrambi i bandi, il gruppo A è quel- lo che ha registrato la maggiore parte- cipazione di richieste in termini di po- tenza, nel primo bando è stato anche l’unico gruppo a saturare il contingen- te messo a disposizione (500 MW). Nel secondo bando invece è stato saturato il 73% circa del contingente disponibi- le. In entrambe le aste la tecnologia predominante è stata l’eolico, ag- giudicandosi rispettivamente il 99% e 95% delle assegnazioni. Si evidenzia inoltre come la quota maggiore degli impianti valutati in posizione utile siano localizzati nelle regioni meridionali, ri- spettivamente il 93% nel primo bando e l’83% nel secondo bando.
Il gruppo B non ha avuto richieste nel
primo bando, mentre nel secondo solo 1 impianto idroelettrico con potenza pari a 2,5 MW localizzato nel Friuli Ve- nezia Giulia.
Il gruppo C nel primo bando ha satu- rato il 36% del suo contingente rispet- tivamente suddiviso tra eolico (71%) e idroelettrico (29%), mentre nel secondo bando solamente il 15% del contingen- te è stato assegnato, interamente ad impianti idroelettrici.
La sostenibilità economica degli inve-
stimenti, soprattutto per le grandi ta-
glie, lascia davvero poco margine di
manovra. Le analisi, per il cui dettaglio
si rimanda al Rapporto, mostrano che
si riescono a raggiungere buoni ritor-
ni dell’investimento solo in alcuni dei
casi analizzati, ed in particolare per
impianti sia fotovoltaici che eolici da
decine di MW e con elevata produci-
bilità annua.
Contingente assegnato Contingente non assegnato
5 MW 38,5 MW
21,5 MW 500 MW
Gruppo A Gruppo B Gruppo C
2,5 MW
7,5 MW 83,8 MW
14,7 MW 425,3 MW
74,7 MW
Tra le ragioni, approfondite in uno dei FOCUS del Rapporto, vi è indub- biamente la complessità e lunghezza dell’iter autorizzativo.
I principali passi previsti per il processo di realizzazione di un nuovo impianto partono dalla richiesta di connessione,
proseguono con l’ottenimento dell’AU (Autorizzazione Unica, eventualmente passando per la Valutazione di Impatto Ambientale) e si concludono con l’ese- cuzione dei lavori e l’entrata in servi- zio dell’impianto. L'AU viene rilasciata al termine di un procedimento unico svolto nell'ambito della Conferenza dei
Caso studio Remunerazione IRR unlevered
Impianto fotovoltaico da 5 MW
Impianto fotovoltaico da 30 MW
Impianto eolico da 15 MW
Impianto eolico da 40 MW
1,5% - 5,5%
50 €/MWh
4% - 8%
50 €/MWh
2,5% - 6,5%
50 €/MWh
4% - 8,5%
50 €/MWh
7% - 11%
70 €/MWh
9,5% - 14%
70 €/MWh
7% - 12%
70 €/MWh
9% - 14%
70 €/MWh
Servizi, costituisce titolo a costruire ed esercire l'impianto e, ove necessario, diventa variante allo strumento urbani- stico.
Il procedimento unico ha, secondo la norma, durata massima pari a 90 giorni al netto dei tempi previsti per la proce- dura di Valutazione di Impatto Ambien- tale (VIA), laddove necessaria. L’AU non
si sostituisce alla VIA, dove richiesta dalla legislazione vigente.
A solo titolo di esempio si riportano qui i risultati emersi dall’analisi dello stori- co delle richieste di autorizzazione re- lative ad impianti eolici, per 11 Regioni italiane.
Delle 346 richieste di autorizzazione og-
0 2 4 6 8 10 12 14
Basilicata Campania Puglia Sicilia
P< 6 MW Fasce di potenza
6 MW<=P<30 MW P=> 30MW
Anni
getto di analisi, circa 170 si sono con- cluse con l’ottenimento dell’autorizza- zione (per una potenza pari a 2,8 GW, il 29% della potenza totale del campione) mentre richieste per 6,9 GW risultano ancora in corso.
Analizzando le richieste conclusesi con l’ottenimento dell’autorizzazione, si analizzano i tempi necessari all’otteni- mento dell’Autorizzazione Unica. Nel grafico si riportano le tempistiche dei singoli impianti, suddivisi per regione di appartenenza e taglia dell’impianto.
Non sembrano essere una soluzione al problema della redditività nemme- no due degli strumenti a cui invece si era dato molto credito nel recente passato: i PPA innanzitutto e l’acces- so al Capacity Market.
Il Power Purchase Agreement (PPA) è
un contratto tra un produttore di energia e un acquirente per l’acquisto dell’ener- gia elettrica a un prezzo predetermi- nato per un predeterminato periodo di tempo. Il contratto contiene tutti i termini commerciali della vendita dell’energia elettrica come durata del contratto, volume di energia scambiata, luogo di consegna, tempi e date di con- segna, prezzo, prodotti e garanzie.
I contratti registrati nel 2019 confer- mano che non si è assistito ad uno sviluppo del mercato dei PPA, prose- guendo con lo stesso andamento del- lo scorso anno, in termini di numero- sità dei contratti sottoscritti.
Questo strumento di mercato continua
ad essere poco utilizzato dagli operato-
ri, i quali tendono a privilegiare i mec-
canismi delle aste e ritenere i PPA uno
meccanismo marginale rispetto agli al-
tri esistenti attualmente.
In tabella si riportano i risultati delle due Aste svolte finora per il Capaci- ty Market, con periodo di consegna 2022 e 2023. I dati si riferiscono alla CDP nazionale assegnata. Si nota il so- stanziale allineamento tra le due aste,
in particolare, in entrambe le sessioni i premi di valorizzazione non si sono discostati dalla base d’asta.
Per entrambi gli anni di consegna si os- serva come poco più del 20% sia stato assegnato a fonti rinnovabili, di cui so- lamente il 3% a fonti rinnovabili non
BAS FV Italia Renovables Utility PPA Fotovoltaica 20 MW Dic 2019 10 Basilicata
Fera DXT Corporate PPA Eolico n.d. Mag 2019 7 Nord italia
ERG ACEA Energia Utility PPA Eolico 13,2 MW Ott 2019 3 Avigliano
Renergetica EOS IM Group Utility PPA Fotovoltaica 110-250 MW n.d. n.d. n.d.
Axpo Italia European
Energy Utility PPA Fotovoltaica 300 MW Gen 2019 12 Puglia
KGAL DXT Corporate PPA Fotovoltaica 53 MW Ott 2019 5 Sardegna
programmabili (eolico, solare, idrico fluente e geotermico).
Dal punto di vista degli operatori, la li- mitata partecipazione delle FRNP al Ca-
Asta 2022 Asta 2023
Totale CDP assegnata [MW/anno]
CDP esistente [MW/anno]
CDP nuova [MW/anno]
Valorizzazione CDP esistente [€/MW/anno]
Valorizzazione CDP nuova [€/MW/anno]
39.017 36.525
4.004 1.767
35.013 34.758
33.000 33.000
75.000 75.000
Termico FRNP Altre FER Termico FRNP Altre FER
78%
3%
19%
78%
3%
19%
CDP per tecnologia 2022 CDP per tecnologia 2023
e la valorizzazione dell’energia non fornita sono i principali fattori che non favoriscono l’accesso al meccanismo.
Se non si interviene con forza su que- ste debolezze, il rischio di «cadere»
PNIEC. Lo spazio di azione, e la volon- tà di collaborazione degli operatori, c’è ancora ed è quindi quanto mai im- portante sfruttare questo periodo di
«stallo» del mercato per lavorare sui provvedimenti legati al rilancio.
Davide Chiaroni
Responsabile della Ricerca
Federico Frattini
Responsabile della Ricerca
Camilla Troglio Andrea Di Lieto
Project Manager
Alessio Nasca
Partner Con il patrocinio di
1
I numeri delle rinnovabili in Italia:
la fotografia al 2019
Obiettivi della sezione
• La prima sezione del Rapporto ha l’obiettivo di:
• analizzare l’andamento nel corso del 2019 delle installazioni di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile in Italia, preceduto da uno sguardo sull’andamento del mer- cato delle rinnovabili a livello globale;
• studiare la distribuzione per taglia della nuova potenza installata in ciascuna fonte, valutandone l’evoluzione nel tempo;
• valutare l’ammontare complessivo degli investimenti effettuati in Italia per ciascuna fonte nel corso dell’ultimo anno.
Gli investimenti globali in rinnovabili
• Nel 2019 sono stati investiti per la realizzazione di nuovi impianti da fonti rinnovabili oltre 320 miliardi di € a livello globale, in linea con quanto avvenuto nel corso del 2018.
132 155 156 207 240 216 190 235 314 260 310 293 324
132 287 443 650
890 1.106 1.296 1.531
1.845 2.105
2.395 2.688
3.012
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Mld €
Investimenti nelle fonti rinnovabili a livello mondiale
Investimenti annui Cumulata
Gli investimenti globali in rinnovabili
• La figura seguente sintetizza la variazione degli investimenti degli ultimi due anni suddivisi per area geografica.
67 mld € 23%
Investimenti nel 2018 Investimenti nel 2019
93 mld € 29%
66 mld € 23%
68 mld € 21%
14 mld € 5% 10 mld €
3%
147 mld € 50%
153 mld € 47%
L’andamento della potenza installata da rinnovabili in Italia dal 2010 al 2019
• La nuova potenza installata nel corso del 2019 è stata di circa 1.210 MW, oltre 50 MW superiore a quella installata nel corso del 2018 (+4%). Una crescita, decisamente limitata, che è comunque trainata principalmente dai comparti di eolico e fotovoltaico, soprattutto nell’ultimo trimestre dell’anno.
• Complessivamente la potenza installata da rinnovabili supera i 55 GW (37 GW se si esclude l’idroe- lettrico “storico” già installato nel nostro Paese prima degli anni ‘00), ossia circa il 45% del parco di ge- nerazione italiano (pari a circa 118 GW, che non ha visto nel corso dell’ultimo anno nessun incremento di potenza connesso a produzione da fonte tradizionale).
0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
55,2 GW
MW
Potenza complessiva installata da fonti rinnovabili
Fotovoltaico Bioenergie Geotermico Eolico Idroelettrico (*) Fonte: ANIE Rinnovabili
La potenza installata da rinnovabili in Italia nel 2019: il quadro delle fonti
• I 1.212 MW di potenza installata nel 2019 sono suddivisi tra le diverse fonti come indicato nel gra- fico. È il fotovoltaico nel 2019 a guidare la classifica delle installazioni con 737 MW, superando l’eolico con 413 MW. Segue l’idroelettrico con 41 MW, mentre le biomasse con 20 MW chiudono la classifica.
Fotovoltaico Eolico
Idroelettrico Biomasse
34% 61%
3%2%
Suddivisione installazioni 2019 per fonte
(*) Fonte: ANIE Rinnovabili
L’andamento della produzione elettrica da rinnovabili in Italia dal 2009 al 2019
• Nel 2019 le rinnovabili hanno contribuito alla copertura del 40,1% della produzione e del 35,6%
della domanda elettrica nazionale, che ha raggiunto circa i 319,5 TWh. La produzione da rinnovabili ha segnato un +0,7%, rispetto al 2018 con 113,7 TWh prodotti.
• In particolare, si registra una crescita del 15% della generazione eolica e del 5% della generazione fotovoltaica, a fronte di un calo del 4,5% sia per la produzione da bioenergie che idroelettrica.
0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
GWh
Generazione elettrica da fonti rinnovabili
Fotovoltaico Bioenergie Geotermico Eolico Idroelettrico
113,7 TWh
Il Fotovoltaico in Italia: La potenza installata nel 2019
• Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di circa 20.850 MW, grazie alla nuova poten- za installata pari a circa 737 MW, di cui oltre 310 MW solo nei mesi di novembre di dicembre. Il trend del nuovo installato si mantiene in costante crescita, facendo segnare nel 2019 un +69% rispetto allo scorso anno.
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MW
Potenza fotovoltaica installata in Italia
Installato Incremento annuo
20,8 GW
(*) Fonte: ANIE Rinnovabili
Il Fotovoltaico in Italia: La segmentazione per taglia di impianto
• I dati del 2019 confermano la tendenza di ritorno agli impianti di grande taglia a discapito del setto- re residenziale, che comunque resta ancora predominante, anche per potenza installata, sul mercato primario.
45% 34% 27%
12% 11% 18%
42%
59% 60% 57% 51% 50%
36%
24%
28%
23%
21% 17%
24%
24%
25% 23% 27%
21% 25%
19%
31% 34%
32%
45% 41%
32%
20%
12% 16% 9%
12% 14%
11%
0 4%
18% 22%
31% 26% 14% 4% 1% 7% 16% 11%
34%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Segmentazione del nuovo installato per fasce di taglia
P<20kW 20kW<P<200 kW 200kW<P<1.000kW P>1.000 kW
Il Fotovoltaico in Italia: La segmentazione per taglia di impianto
• Oltre un terzo della nuova capacità installata nel 2019 è relativa ad impianti di grande taglia, che nell’anno precedente hanno pesato per l’11% sulle installazioni totali. Gli impianti residenziali rap- presentano il 36% della nuova potenza installata, in calo rispetto al 2018 pur mantenendo la quota di mercato principale.
50% 36%
25%
19%
14%
11%
11%
34%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Segmentazione del nuovo installato per taglia (2018 vs 2019)
P<20 kW 20 kW<P<200 kW 200 kW<P<1.000 kW P>1.000 kW (*) Fonte: ANIE Rinnovabili
Il Fotovoltaico in Italia: Il valore degli investimenti nel 2019
• Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2019 a oltre 850 mln €. Il mercato residenziale ha pesato per circa 400 mln € (quasi il 47% del totale), rappresentando il 36% della potenza installata con livelli di costo al kW nell’intorno dei 1.550 €, registrando una sostanziale diminu- zione rispetto all’anno precedente. Per gli impianti di grande taglia invece si registra un trend costante dei costi pari a circa 700 €/kW ed un aumento consistente degli investimenti rispetto al 2018.
394 165
79 33
0 100 200 300 400
1.800 €/kW 1.500 €/kW
1.300 €/kW 700 €/kW 500
600 700 800 900
Mercato primario del fotovoltaico nel 2018 (mln €)
P<20kW 20kW<P<200 kW 200kW<P<1.000 kW P>1.000 kW
406 186
88 180
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
Mercato primario del fotovoltaico nel 2019 (mln €)
P<20kW 20kW<P<200 kW 200kW<P<1.000 kW P>1.000 kW
1.550 €/kW
860 mln € 671 mln €
1.350 €/kW
1.100 €/kW 700 €/kW
L’Eolico in Italia: La potenza installata nel 2019
• Il volume complessivo di potenza eolica installata è giunta a oltre 10.600 MW a fine 2019, grazie alla nuova potenza installata pari a circa 413 MW. Il trend del nuovo installato segna una modesta riduzio- ne, facendo segnare nel 2019 un -19% rispetto allo scorso anno (511 MW). L’ultimo trimestre del 2019 è stato caratterizzato da una ridotta quota di nuove installazione con 1,8 MW.
• E’ opportuno ricordare come, considerata la conformazione del territorio nazionale e la relativa ventosi- tà, la quasi totalità della potenza connessa (99%) è localizzata nelle regioni del Sud Italia.
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MW
Potenza eolica installata in Italia
Installato Incremento Annuo
10,6 GW
L’Eolico in Italia: La segmentazione per taglia di impianto
• In linea con quanto avvenuto nel 2018, si osserva una preponderanza degli impianti sopra i 5 MW, con una taglia media per le nuove installazioni di 31 MW contro i 18 MW del 2018.
0% 4% 2% 0% 0%
1%
94% 99%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Segmentazione del nuovo installato per taglia (2018 vs 2019)
0<P<500 kW 500 kW<P<1.000 kW 1.000 kW<P<5.000 kW P>5.000 kW
(*) Fonte: ANIE Rinnovabili
L’Eolico in Italia: Il valore degli investimenti
• Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari a poco più di 450 mln €. La quasi totalità è rappresentata da impianti di taglia superiore ai 5 MW, con un controvalore di 448 mln € (oltre il 97%). Il costo in €/kW nel corso del 2019 si è attestato nel range compreso tra i 1.840 € per gli impianti di piccola taglia e i 1.100 € per gli impianti di taglia maggiore.
3 31 18
576
0 100 200 300 400 500 600 700
Mercato primario dell’eolico nel 2018 (in mln €)
0 <P< 500 kW 500kW<P<1.000 kW 1.000 kW<P< 5.000 kW P > 5.000 kW
1 3 6
448
0 100 200 300 400 500 600 700
Mercato primario dell’eolico nel 2019 (in mln €)
0 <P< 500 kW 500kW<P<1.000 kW 1.000 kW<P< 5.000 kW P>5.000 kW 1.840 €/kW
1.700 €/kW
1.530 €/kW
1.200 €/kW
628 mln € 1.840 €/kW 458 mln €
1.700 €/kW
1.530 €/kW
1.100 €/kW
L’Idroelettrico in Italia: La potenza installata nel 2019
• Il volume complessivo di potenza idroelettrica installata è di circa 18,9 GW con un valore delle nuove installazioni pari a circa 41 MW.
• Le Regioni che hanno registrato le maggiori installazioni nel 2019 sono Valle d’Aosta (15 MW) e Pie- monte (7,5 MW), che da sole rappresentano il 55% del nuovo installato.
110 79 96 140,2 41
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MW
Potenza idroelettrica installata in Italia
Incremento annuo Installato
(*) Fonte: ANIE Rinnovabili
L’Idroelettrico in Italia: La segmentazione per taglia di impianto
• Rispetto al 2018, si nota una leggera riduzione del numero delle installazioni, 70 contro 79. Si osserva una interessante inversione di tendenza, dovuta in parte alla crescita del mini idroelettrico che conta oltre il 60% dei nuovi impianti realizzati. Inoltre, rispetto al 2018 non si registrano installazioni di impianti con taglia oltre i 10 MW, evidenziando così la crescita dei segmenti di taglia inferiore.
6% 4% 16% 15%
16%
46%
4%
23%
70%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Segmentazione del nuovo installato per taglia (2018 vs 2019)
0<P< 500 kW 500 kW <P< 1.000 kW 1.000 kW <P< 5.000 kW 5.000 kW <P< 10.000 kW P>10.000 kW (*) Fonte: ANIE Rinnovabili
L’Idroelettrico in Italia: Il valore degli investimenti
• Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2019 a circa 145 mln €. Si registra una forte diminuzione degli investimenti in impianti idroelettrici rispetto al 2018 (-62%).
47 24
67 15
225
0 100 200 300 400
Mercato primario dell’idroelettrico nel 2018 (mln €)
0 kW <P< 500 kW 500 kW <P< 1.000 kW 1.000 kW <P< 5.000 kW 5.000 kW <P< 10.000 kW P>10.000 kW
39 25
57 24
0 100 200 300 400
Mercato primario dell’idroelettrico nel 2019 (mln €)
0 kW <P< 500 kW 500 kW <P< 1.000 kW 1.000 kW <P< 5.000 kW 5.000 kW <P< 10.000 kW P>10.000 kW
6.000 €/kW 4.100 €/kW
3.000 €/kW 2.500 €/kW
2.300 €/kW
378 mln € 6.000 €/kW4.100 €/kW 145 mln €
3.000 €/kW 2.500 €/kW
Le Biomasse in Italia: La potenza installata nel 2019
• La potenza cumulata, sommando le diverse tipologie di biomassa utilizzate per la produzione elettrica, ha superato i 4,37 GW nel corso del 2019, con una crescita tuttavia inferiore rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (20 MW contro i 72 MW del 2018).
• Lo «stallo» delle nuove installazioni è evidente e continua ormai dal 2014.
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
4,3 GW
MW
Potenza installata in impianti a biomasse in Italia
Installato Incremento annuo
(*) Fonte: ANIE Rinnovabili
Le Rinnovabili Termiche: La potenza installata
• Al 2018 in Italia risultano circa 19,6 milioni di pompe di calore, per una capacità complessiva installata pari a circa 124 GW*. Le installazioni mostrano un trend di crescita nel corso degli anni, nonostante si sia registrato un esiguo aumento tra il 2017 e il 2018 (+0,2%).
• Rispetto al totale dei dispositivi installati, solamente l’11,4% (2,24 milioni) viene utilizzato sia per il condizionamento estivo che invernale (ed in taluni casi anche per l’Acqua Calda Sanitaria). La restante parte viene usata esclusivamente per il condizionamento estivo.
17,8
18,3 18,5
19,1
19,5 19,6
116 118 120 122 124 126 128
16,5 17 17,5 18 18,5 19 19,5 20
2013 2014 2015 2016 2017 2018
GW
mln unità
Andamento installazioni pompe di calore
Apparecchi installati Potenza termica installata (*) Fonte: Cresme e GSE
BOX1: L’andamento della potenza installata da rinnovabili - Francia
• La potenza installata nel corso del 2019 in Francia è stata pari a 2.400 MW, circa 300 MW in meno rispetto al 2018 (-12%). Nell’ultimo anno le tecnologie che hanno registrato la maggiore capacità instal- lata sono state l’eolico e il solare, con valori pari rispettivamente a 1.360 MW e 950 MW.
• Complessivamente la potenza installata da rinnovabili supera i 52 GW, di cui circa il 46% è rappre- sentata dall’idroelettrico, cui seguono eolico (31%), energia solare (20%) e biomasse (4%).
0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 52,7 GW
MW
Potenza complessiva installata da fonti rinnovabili
Solare Biomasse Geotermico Eolico Idroelettrico
BOX2: L’andamento della potenza installata da rinnovabili - Germania
• La potenza installata nel corso del 2019 in Germania è stata pari a 6.100 MW, circa 700 MW in meno rispetto al 2018 (-10%). Nell’ultimo anno le tecnologie che hanno registrato la maggiore capacità installata sono state solare ed eolico, con quote rispettivamente pari a 3.700 MW e 1.950 MW.
• Complessivamente la potenza installata da rinnovabili è pari a 125 GW, di questa quasi la metà (48,5%) è rappresentata dall’eolico, cui seguono solare (39%), biomasse (8%) e idroelettrico (4,5%).
0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MW
Potenza complessiva installata da fonti rinnovabili
Solare Biomasse Geotermico Eolico Idroelettrico
125,3 GW
