Ammodernamenti impianti Fer: le dimensioni del nuovo mercato – di T. Barbetti e E. Zanardelli per Quotidiano Energia

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

Attese a lungo dagli operatori, le procedure per la gestione degli impianti Fer non fotovoltaici incentivati (da qualcuno già ribattezzate procedure per ammodernamenti), pubblicate il 20 dicembre scorso dal Gse, sono probabilmente una delle produzioni regolamentari di maggiore interesse degli ultimi anni per il settore delle rinnovabili, concentrandosi su un tema – quello delle condizioni a cui possono essere realizzati interventi di manutenzione, riconfigurazione e ammodernamento su impianti incentivati – assai sentito dagli operatori. Anche per questo, oltre che per le questioni di metodo (la consultazione ha permesso di recepire numerose osservazioni e contributi dei player, raggiungendo così una sintesi equilibrata tra le esigenze del sistema e le necessità di chiarezza e semplicità manifestata dall’industria rinnovabile), il documento è stato accolto – rara avis – con ampio favore dal settore.

Le procedure dettagliano un ampissimo ventaglio di soluzioni e interventi: in parte si tratta di interventi di natura fortemente tecnica, relativa alle normali attività di operations di un impianto – operazioni che in molti casi venivano già effettuati prima delle pubblicazione del documento Gse per le quali il valore aggiunto delle nuove procedure consiste nel deEnire un quadro dettagliato di riferimento, infondendo maggior serenità ad un comparto già terrorizzato dall’incorrere in infrazioni e vedersi revocato l’incentivo.

Si sbaglia però se si pensa che le procedure rimarranno un oggetto esclusivo di disquisizioni tra tecnici. Infatti, accanto alle citate operazioni di natura “ordinaria”, ne vengono introdotte altre (gli ammodernamenti e i potenziamenti non incentivati) che potranno radicalmente mutare le caratteristiche degli impianti, con notevolissimi effetti in termini di incremento di produzione.

Si tratta in generale di azioni volte ad aumentare la producibilità degli impianti tramite la sostituzione dei componenti principali di generazione con apparecchi di nuova concezione caratterizzati da performance operative superiori rispetto a quelle dei componenti originari – ove, nel caso in cui vi sia un incremento di potenza rispetto a quella originaria si parla di potenziamento non incentivato, viceversa di ammodernamento.

Visti i signiEcativi effetti sulla produzione degli impianti (e dunque, in potenza, sui costi di incentivazione), per tali interventi il Gse introduce un limite alla quantità di energia incentivabile, diverso a seconda della fonte e della dimensione dell’impianto (ad esempio, per l’eolico sopra i 10 MW è pari a 2.360 ore equivalenti anno) – come a dire che se dopo le modiEche la produzione supera un limite predeterminato, la quota di energia eccedente non riceve alcun tipo di incentivazione, ma viene valorizzata a mercato.

L’eolico pare la fonte che maggiormente sembra poter beneEciare delle nuove procedure, grazie a interventi come il reblading – sostituzione delle pale eoliche con altre con proElo alare e parametri dimensionali differenti, con un incremento della generazione a costi relativamente contenuti – o il cosidetto repowering, cioè la sostituzione degli aerogeneratori originari con nuove WTG di potenza (e performance) maggiore, sia a parità di potenza complessiva (ammodernamento) che con incremento di potenza (potenziamento n.i.).

Nell’ambito di uno studio svolto per Anie Rinnovabili, Anev e Elettricità Futura (presentato ieri presso il Gse, le slide sono in allegato sul sito di QE), Elemens ha dato una dimensione a questo nuovo mercato, stimandone dapprima il potenziale e in seguito gli impatti macro sul sistema: l’analisi è avvenuta simulando gli impatti in termini Enanziari della realizzazione dei vari interventi su una ampia base di impianti tipo (differenziati per data di entrata in esercizio, livello di produzione, IRR target richiesto dall’azionista) ritenuta uno spaccato statisticamente signiEcativo del settore.

Emerge un potenziale per la fonte eolica particolarmente ampio, con una base di impianti esistente potenzialmente interessati alla realizzazione di reblading o repowering che va da un minimo di 560 MW a oltre 2 GW (quasi tutti entrati in esercizio tra il 2008 e il 2012). L’assestamento del mercato sul limite minimo o massimo del range da noi individuato dipenderà da una serie di fattori, il più critico dei quali appare la possibilità per gli operatori di riuscire ad autorizzare in tempi ragionevoli un aumento di potenza dell’impianto originario, sfruttando al meglio le potenzialità del sito: lunghi tempi autorizzativi infatti, oltre a scoraggiare l’operatore, ridurrebbero il tempo residuo di incentivazione godibile dall’impianto ammodernato, impattando negativamente sul business plan.

Più contenute in termini industriali, ma non per questo meno interessanti, sono le opportunità generate dalla procedura per il comparto idroelettrico. In questo caso abbiamo individuato due azioni tipo: l’aumento della potenza di concessione (annoso problema che aeigge buona parte dal parco mini hydro) e l’installazione di un gruppo di generazione aggiuntivo più leggero per i grandi impianti ad acqua fuente, con l’obiettivo di produrre anche nei mesi di bassa portata dei corsi d’acqua.

La realizzazione di tutti gli interventi esaminati comporterebbe, a seconda dallo scenario di mercato selezionato, da un minimo di 0,8 TWh a un massimo 4 TWh di produzione aggiuntiva – dato destinato a raddoppiarsi nel lungo periodo per l’effetto life extension (la vita utile dell’impianto ammodernato sarà infatti superiore rispetto a quella dell’impianto originario). Stimiamo al proposito nuovi investimenti nel settore tra 444 milioni e 2,2 miliardi di euro, con signiEcative ricadute occupazionali pari a circa 4.500- 22.400 tra addetti temporanei e permanenti. Inoltre, a fronte di un onere di incentivazione incrementale contenuto (0,4-1,1 mld € a seconda del potenziale su tutto il periodo considerato) si ottengono signiEcativi beneEci per il Paese, in termini di maggior gettito Escale (0,5-2,6 mld), di riduzione dei prezzi elettrici (1-7,2 mld) e di misure compensative per il territorio (0,1-0,4 mld), con un saldo netto tra costi e beneEci stimato tra 1,2-9,1 mld.

In conclusione, le procedure del Gse rappresentano un nuovo impulso, almeno per alcune categorie di impianti, agli investimenti nelle energie rinnovabili in Italia, con effetti positivi sia sul tessuto industriale che per l’intero Paese. Questo documento, insieme al decreto per l’incentivazione delle rinnovabili mature (il famoso Fer 1) ed a quello per le tecnologie innovative (Fer 2) attualmente in gestazione, costituisce il primo set di strumenti con i quali l’Italia può iniziare a costruire la strada verso gli sEdanti obiettivi indicati dalla Sen.

2018-07-24T18:28:20+00:00luglio 24th, 2018|Press|