Fotovoltaico in Italia. Disponibile SIMULARE 13.3 (2018)

Secondo studi di settore SPE (Solar Power Europe), a livello mondiale la potenza fotovoltaica totale nello scenario High al 2021 potrebbe raggiungere i 950 GW. Si è dunque prossimi ad 1 TW solare, limite che ancora pochi anni fa sembrava irraggiungibile. E invece l’accelerazione è stata impressionante, grazie anche alla capacità progressiva delle architetture di rete di adattarsi all’implementazione della generazione distribuita, multimegawatt, e presto utility scale fotovoltaica (P>50 MW).

Che la si chiami resilienza del sistema elettrico, o in altro modo – questo è un fatto. Nessun analista si sarebbe aspettato un 2017 con 100 GW di nuova potenza installata a livello globale. Al timone Cina e India, gli Usa nonostante l’incertezza dettata dall’attuale orientamento governativo pro fossile, la confermatissima Germania e la new entry Francia.

La situazione in Italia

In Italia nel 2017, se saranno confermate le tendenze dei primi 11 mesi (382 MW installato, +12% rispetto allo stesso periodo del 2016), si registreranno oltre 400 MW sul mercato primario, che andranno ad aggiungersi ai 19,26 GW già in esercizio distribuiti su di un totale di 732 mila impianti.

Tra i drivers della crescita a livello mondiale si osservano la convenienza dell’autoconsumo, i contratti PPA, gli obiettivi europei, lo sviluppo dei sistemi di accumulo trainato dall’urgenza di fornire elettricità ad oltre 100 milioni di persone off-grid tra Africa e Asia, incentivi fiscali, lo sviluppo prepotente della mobilità elettrica, e i costi tecnologici in discesa.

Siamo entrati a pieno titolo nell’era solare. Anche questo è un fatto.

La tendenza del fotovoltaico in Italia

E in Italia quali saranno le tendenze nei prossimi tre anni?

Mediando gli studi prospettici di settore, nel triennio 2017-2020 si installeranno in media circa 590 MW/anno per un totale prossimo ad altri 2,5 GW aggiuntivi. Tale stima per l’anno 2017 è risultata leggermente sovradimensionata rispetto al totale installato, che come in precedenza riportato dovrebbe si superare i 400 MW, mantenendosi in ogni caso al di sotto dei 420 MW.

Mancano appena circa 170 MW, nulla a confronto di quanto mancherebbe al 2030 in termini di nuova potenza installata rispetto agli obiettivi posti dalla SEN (Strategia Energetica Nazionale), se queste fossero le tendenze sul mercato primario anche per il decennio 2020-2030.

Nel mix di produzione elettrica al 2030, l’obiettivo SEN è infatti pari a 72 TWh da produzione fotovoltaica. Ragionando in termini di 1.300 ore equivalenti, (ed ipotizzando un revamping 100% sul parco fotovoltaico che ne necessiterà), significa che al 2030 dovranno trovarsi in esercizio circa 55 GW fotovoltaici. Occorrerà dunque installare 35 GW aggiuntivi al parco fotovoltaico attualmente in esercizio.

E come sarà possibile realizzare quindi 2,7 GW/anno per 13 anni fino al 2030, se le stime non vanno oltre i 600 MW/anno?

I drivers che guideranno il mercato primario in Italia, saranno: i) l’implementazione storage nei sistemi fotovoltaici a generazione distribuita con l’abbattimento dei costi dei sistemi di accumulo, l’aumento dell’autoconsumo con conseguente accelerazione «Grid Parity», le detrazioni fiscali per persone fisiche confermate al 2018, il super-ammortamento fiscale confermato per il 2018 al 130% per le persone giuridiche.

Ma non basta, bisognerà anche realizzare ed esercire fotovoltaico in Market-Parity, scalato ad una nuova classe di potenza impiantistica denominabile come “Utility scale” (P>(10;50) MW).

In pratica è possibile affermare che un impianto viene esercito in Market Parity in assenza di incentivi, quando il costo di generazione del kWh è inferiore a prezzo dell’energia sul mercato elettrico. Se già esiste, oppure come, dove, e quando potrà essere raggiunta la Market-Parity, è possibile approfondirlo all’interno dello studio realizzato da Intellienergia Srl in allegato.

Lo studio condotto attraverso una sensitivity analysis al variare di coppie di parametri, è stato realizzato per mezzo della nuova versione del simulatore economico fotovoltaico, Simulare 13.5, aggiornato allo schema Market-Parity + altri aggiornamenti, che è possibile scaricare in allegato.

Contenuti del software SIMULARE 13.5 (aggiornato al 21 gennaio 2018)

Simulare 13.5 è un simulatore tecnico-economico per il capital-budgeting degli investimenti nella realizzazione di impianti solari fotovoltaici.

1) Aggiornato il motore di calcolo della produzione fotovoltaica con l’implementazione del sistema di accumulo, confrontata con i consumi utenza, al fine di rendere sempre più realistiche e precise le simulazioni di esercizio;

2) Aggiornati i prezzi zonali a dicembre 2017, e lo schema di calcolo per la valorizzazione dell’energia scambiata con la rete;

3) Implementato lo schema di calcolo per la Market-Parity in regime di vendita diretta energia sul mercato GME o per mezzo di Trader. Introdotti gli oneri di sbilanciamento nel caso di vendita diretta energia GME/Trader, o nel caso di vendita indiretta energia GSE;

4) Implementato e aggiornato l’algoritmo di calcolo dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico, accumulata nel sistema di accumulo, ed autoconsumata dall’utenza. Inserito il parametro per tener conto dell’efficienza di carica/scarica del sistema di accumulo;

5) Aggiornato lo schema di calcolo del super-ammortamento fiscale al 130%;

6) Aggiornato il manuale utente;

7) Aggiornato il file che stampa la Relazione Tecnica.

Sono stati simulati casi di:

i) Esercizio impiantistico senza conto energia (Grid-Parity) in regime di SSP + Storage (P=20kWp);
ii) Esercizio impiantistico in conto energia (III CE) Feed in Premium con spalmaincentivi (P=972kWp);
iii) Esercizio impiantistico senza conto energia (Market-Parity) in regime di vendita diretta sul mercato GME, per mezzo di Trader (P=50MWp);
iv) Esercizio impiantistico senza conto energia (Market-Parity) in regime di vendita indiretta RiD-GSE (P=5MWp);
v) Esercizio impiantistico senza conto energia (Grid-Parity) in regime di SSP + detrazioni Fiscali + Storage (P=3kWp);
vi) Esercizio impiantistico senza conto energia (Grid-Parity) in regime di SSP + detrazioni Fiscali (P=3kWp);
vii) Esercizio impiantistico senza conto energia (Grid-Parity) in regime di SSP + Superammortamento fiscale (P=150kWp);
viii) Esercizio impiantistico senza conto energia (Grid-Parity) in regime di RiD + Superammortamento fiscale (P=677kWp);

La versione Simulare 13.5 del simulatore permette di simulare

a) Il secondo, terzo, quanto e quinto conto energia, dunque strutture incentivanti Feed-in-Premium & Feed-in-Tariff, CON o SENZA Spalmaincentivi;

b) L’esercizio in Grid-Parity, dunque senza conto energia, in regime di Ritiro Dedicato RiD o Scambio Sul Posto SSP, applicandolo/cumulandolo automaticamente, quando e se possibile, con quanto riportato ai punti c) e d) nel caso di presenza di sistema di accumulo o senza sistema di accumulo. L’esercizio in Market-Parity, dunque senza conto energia, in regime di Ritiro Dedicato RiD o vendita diretta sul mercato GME o per mezzo di Trader.

c) Il sistema dei Certificati Bianchi (TEE);
d) Le detrazioni fiscali per le persone fisiche;
e) Il superammortamento fiscale 130% per le persone giuridiche.


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