martedì 9 aprile 2013

GRID PARITY: DOVE, COME E QUANDO

COSA E' LA GRID PARITY

La Grid Parity (GP) è un insieme di condizioni economiche caratterizzate dalla coincidenza del costo del kWh fotovoltaico con il costo del kWh prodotto da fonti convenzionali per tutte le categorie di utenti e per tutte le fasce orarie.
La Grid Parity (GP) dipende pertanto sia dal tipo di utente (che paga la bolletta) , sia dal sito dove viene collocato l’impianto fotovoltaico di produzione di energia elettrica . 

I primi a godere della GP saranno quelli che pagano bollette care e che si trovano i località ad alta radiazione solare.

GRID PARITY CON AUTOCONSUMO
La grid parity con autoconsumo in alcune situazioni c'è già, ma non è facile far incrociare domanda e offerta. Anche nella vendita diretta la competitività è a portata di mano, ma c'è l'incognita del confronto con le dinamiche del mercato elettrico. In entrambi i casi c'è poi il problema dell'accesso al credito.

Con la fine del quinto conto prevista per Maggio, si apre un mondo nuovo. 

Difficile prevedere come sarà, perché diversi elementi sono ancora non definiti. Quanto al reggersi sulle proprie gambe, noi distinguiamo tra grid parity, raggiunta a monte della rete, quando installare un impianto conviene rispetto ad acquistare tutta l'energia dalla rete, e market parity, raggiunta quando il FV sarà competitivo sul mercato elettrico confrontandosi con le altre fonti. Siamo vicini alla grid parity, mentre la market parity è un po' più lontana.

GRID PARITY: DOVE?
Ovviamente le zone dove si raggiungerà prima saranno quelle assolate, ma la chiave sarà individuare il consumatore che può trarre più vantaggio dal fotovoltaico, dunque coloro possano autoconsumare il più possibile. A questo punto bisognerebbe distinguere se parliamo di autoconsumo in loco, oppure di modelli che potrebbero allargare la platea, come i sistemi efficienti di utenza (SEU, ndr). Qui però incombe un rischio regolatorio. La risoluzione del nodo SEU e reti private è una determinante; occorrerà attendere sviluppi regolativi che però per ora non si vedono. Siamo ancora in un limbo. Oltre che essere un tema regolatorio questo è un tema di politica energetica: con queste norme si decide del tipo di sistema energetico che si vuole.

INCROCIO TRA DOMANDA E OFFERTA
Costo di generazione da fotovoltaico e sua differenza con l'energia acquistata, gravata da oneri di sistema, in teoria permetterebbero già di fare impianti in grid parity in alcune situazioni. Anche perché l'aspettativa è che gli oneri di sistema aumentino e dunque l'energia dalla rete costi sempre di più. Il problema è incrociare domanda e offerta: trovare i consumatori giusti. Bisogna far conoscere i vantaggi potenziali e creare piattaforme che mettano in contatto i potenziali clienti tra loro e con gli operatori. Ad esempio, già adesso esistono consorzi che acquisterebbero energia verde, ma sono ostacolati dalla lontananza dagli impianti. In linea generale il consumatore ideale deve essere disponibile a ragionare su quella che è una sorta di assicurazione sul costo dell'energia e deve avere in programma di consumare una quota rilevante dell'energia prodotta per un periodo ragionevolmente lungo, sui 10 anni. Almeno in questa fase, in cui il mercato degli accumuli non è ancora maturo, occorre cercare attività, commerciali o industriali, con profili di consumo il più aderenti possibile alla produzione del FV. Alla difficoltà nel trovare i consumatori ideali poi si deve aggiungere quella nell'accesso al credito, viste le circostanze economiche attuali cui si somma il fatto che le banche ancora non hanno familiarità con questi nuovi modelli di investimento.

MARKET PARITY
Si stanno già affacciando sul mercato italiano operatori interessati a realizzare impianti in market parity. Alcuni soggetti probabilmente sono già in grado di ottenere efficienze, in quanto a costi, tali da permettere di pensarci. In questo caso però bisogna confrontarsi non solo con il costo di generazione ma anche con le dinamiche del mercato elettrico: la convenienza dipende dalle aspettative sui prezzi di mercato dell'elettricità. E il fotovoltaico non può confrontarsi con i prezzi medi: si deve invece ragionare in termini di ricavi medi, ossia sulla parte di domanda che il FV riesce ad intercettare con la sua curva di produzione. Anche in market parity è dunque cruciale individuare una controparte, ossia: il mercato deve avere certe caratteristiche in termini di domanda. E' un modello ancora da esplorare. Gli istituti di credito non sanno ancora quantificare bene il rischio di un investimento del genere: da un rischio normativo che si aveva con il FV incentivato si passa ad un rischio di mercato, per gestire il quale bisogna essere bravi a leggere i segnali di domanda e offerta. Detto questo, sappiamo che c'è chi sta già pensando concretamente a fare impianti in market parity: appena i primi partiranno, indicando la strada, assisteremo ad uno sviluppo crescente di questo tipo di installazioni.

IL FUTURO 

La previsione è difficile, dato che, come abbiamo visto ci sono ancora molti elementi non definiti. Oltre all'incertezza normativa, che impedisce lo sviluppo di modelli di business come i SEU, molto dipenderà dalla domanda: ad esempio va detto che le regioni meridionali, dove la grid parity è più a portata di mano, sono anche quelle che stanno soffrendo di più economicamente. Centrale per lo sviluppo del settore è poi un cambio di mentalità degli operatori, al fine di adattarsi alla nuova realtà. Infine c'è il tema delle difficoltà di finanziamento e bancabilità delle iniziative in market o grid parity: ritengo sia un punto critico da risolvere, altrimenti l'intero sviluppo della grid parity rischia di essere compromesso. Detto questo, se in linea di massima considero verosimile quanto indicato nella Strategia Energetica Nazionale, ossia che avremo un mercato da circa 1 GW l'anno, credo che almeno per il primo anno rimarremo sotto a questo valore, per poi tornare a crescere negli anni successivi.

Fonte: QualeEnergia
Rielaborazione Testuale: S&Q Spa

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