Fotovoltaico in generation parity: in alcuni mercati è già realtà, ma in Italia si allontana

La nuova edizione del 'PV Grid Parity Monitor Utility Sector' conferma che in alcuni mercati il fotovoltaico è già competitivo anche senza incentivi nella vendita di elettricità all'ingrosso. In Italia invece la così detta "generation o market parity" si è allontanata: colpa dell'abbassamento del prezzo del megawatt/ora all'ingrosso, dovuto anche al contributo del fotovoltaico stesso.

In Cile e Marocco la generation parity per il fotovoltaico è ormai una realtà consolidata: in entrambi i Paesi un grande parco FV per la vendita di energia all'ingrosso è un investimento economicamente conveniente anche senza incentivi. Anche in Honduras la generation parity o market parity è molto vicina. In Italia, invece, l'abbassamento del prezzo di mercato del MWh all'ingrosso, dovuto anche al contributo del FV stesso, rende questa tecnologia ancora non competitiva sul mercato all'ingrosso, nonostante il calo registratosi nei costi degli impianti FV.

Sono queste in estrema sintesi le conclusioni dell'ultima edizione del “PV Grid Parity Monitor Utility Sector" del centro studi Creara (che ha acquisito Eclareon curatore delle edizioni precedenti, vedi allegato in basso). Lo studio va a calcolare per 8 mercati (Cile, Honduras, Italia, Messico, Marocco, Sud Africa, Turchia e Texas) la convenienza, al netto di eventuali incentivi esistenti, di un parco FV da 50 MW con inseguitore a un solo asse, finanziato in project finance.

Si mette cioè a confronto, in ciascuno dei contesti, la tariffa di vendita dell'elettricità solare che servirebbe per rendere sostenibile l'investimento (dipendente da costi, fiscalità, irraggiamento, ecc.) con il prezzo di vendita del MWh all'ingrosso che si riuscirebbe a spuntare. Se la prima è inferiore al secondo siamo in market parity. Ricordiamo che la market o generation parity è cosa diversa dalla grid parity, che invece indica la situazione, già raggiunta in Italia, in cui l'energia prodotta con il FV è più economica di quella acquistata al dettaglio dalla rete, essendo questa gravata di tasse e oneri vari.

La situazione più favorevole, come detto, si ha in Cile, grazie alla forte radiazione solare e ai prezzi dell'energia relativamente alti; tuttavia il calo dei prezzi del MWh ha reso meno ampio il margine di vantaggio del FV rispetto al 2014. Nel Paese latinoamericano sono in esercizio già oltre 70 MW di FV in generation parity ed è in costruzione un parco da 80 MW che una volta connesso, nel 2016, diventerà il più grande al mondo operante in market parity.

Anche il Marocco è in generation parity (GP) e la situazione dovrebbe migliorare con gli aumenti previsti del costo dell'elettricità. Nonostante l'ottima radiazione, il Sud Africa è lontano dalla GP perché ha costi bassi dell'elettricità sul mercato. Stesso discorso per il Texas, nonostante sia il mercato in cui una centrale fotovoltaica potrebbe ripagarsi con la tariffa di vendita più bassa. In Turchia invece sono gli alti costi dei capitali a rendere non competitivo il FV senza incentivi, nonostante prezzi del MWh relativamente alti.

Nel documento si fa notare che in molti di questi mercati il FV, al momento, è conveniente e i grandi parchi si stanno facendo: ci sono infatti in vigore incentivi vari. Inoltre, nel valutare la competitività degli ipotetici parchi, gli autori del report hanno ipotizzato che questi vengano realizzati in project finance, la forma di finanziamento più diffusa, ma anche la più onerosa. Se gli stessi impianti fossero realizzati come investimenti corporate, come potrebbe facilmente avvenire se l'investitore fosse un utility, l'investimento potrebbe rientrare anche con tariffe del 30-40% inferiori rispetto a quelle calcolate dal report.

Veniamo infine all'approfondimento sull'Italia: da noi la generation parity ancora non c'è. Anzi negli ultimi anni ci siamo allontanati da questo obiettivo. La colpa è dell'effetto “cannibalismo” dato dallo stesso FV: i prezzi elettrici all'ingrosso sono scesi considerevolmente proprio a seguito della forte penetrazione dell'elettricità prodotta dalle rinnovabili, in particolare idro e solare, minando, di fatto, proprio la possibilità del FV di competere con le fonti tradizionali.

Il rapporto considera il prezzo di vendita che renderebbe remunerativo un grande impianto (sempre 50 MW con inseguitore a un asse) installato a Pomezia (dunque non nella zona più favorevole in quanto a irraggiamento e prezzi sul mercato zonale, che sarebbe invece la Sicilia) e la confronta con il prezzo marginale ottenuto sul mercato spot day-ahead nelle ore diurne (dalle 7 alle 18, vedi grafico sotto)

Come si vede, vanno a ridursi i costi del FV, ma il prezzo dell'elettricità all'ingrosso è calato più velocemente. Negli ultimi tre anni, tale prezzo è sceso del 12,2% l'anno, mentre la remunerazione necessaria a giustificare l'investimento è diminuita dell'8,5%/anno. La differenza tra prezzo spot e remunerazione necessaria per l'investimento è di circa 40 €/MWh

Il cammino verso la GP si è dunque interrotto, tanto più che al calo del elettricità all'ingrosso, si spiega, si sono aggiunti vari balzelli fiscali che hanno colpito la tecnologia. Il rapporto individua tuttavia qualche segnale di speranza, sia per il continuo calo dei costi del FV registratosi negli ultimi semestri, che per il miglioramento del contesto economico, che “ridà appetito per il mercato italiano alle istituzioni finanziarie”, un fattore che "migliora le condizioni di mercato per questo tipo di infrastrutture e può contribuire alla riduzione del costo di investimento del FV".

Fonte: QualEnergia.it