Il rapporto e il convegno di presentazione che si è tenuto al Politecnico di Milano si sono incentrati sul tema: “La nuova era del fotovoltaico italiano: sfide e opportunità per le imprese italiane nel mercato post-incentivazione” Il tema è di stretta attualità perché il 2014 segnerà a tutti gli effetti l’inizio della ‘Seconda era’ del fotovoltaico italiano, caratterizzata da un nuovo ‘framework’ normativo e, di conseguenza, da un nuovo contesto competitivo. Si è infatti esaurito il periodo di transizione tra il mercato incentivato e quello in ‘grid-parity’ ed è quindi quanto mai necessario che tutti gli attori della filiera sviluppino nuovi approcci e modelli di business, da un lato, per poter continuare a competere sul mercato dei nuovi impianti e, dall’altro, per poter cogliere le opportunità di business connesse alla gestione, manutenzione e valorizzazione degli ormai 18 GW di impianti esistenti.
Nel 2013, continua la riduzione del costo chiavi in mano degli impianti sul mercato italiano, con variazioni comprese tra il 12% nel segmento residenziale (<20 kW), e il 18% del segmento delle centrali (>1 MW) a causa di tre principali fattori: i) l’effetto ‘inventory’, legato a moduli e altri componenti accumulati nei magazzini della filiera di distribuzione e soggetti a fenomeni di ‘svendita’; ii) la riduzione del costo delle componenti ‘inverter’ e ‘progettazione e installazione’; iii) la sostanziale stabilità nel prezzo di acquisto della componente ‘moduli’, per quanto riguarda i nuovi prodotti immessi sul mercato nel corso del 2013.
Nel caso dei moduli si registra un diverso andamento per le differenti tecnologie: +8-9% annuo per le tecnologie al silicio mono e poli-cristallino sul mercato ‘spot’ europeo, pressoché invariato il prezzo dei moduli CdTe e -7% annuo per la tecnologia al silicio amorfo. Se i prodotti di provenienza Europea/Statunitense e Giapponese hanno mostrato una riduzione nel prezzo medio (12 -15%), a causa essenzialmente delle misure anti-dumping adottate a livello comunitario, il prezzo dei prodotti al silicio mono e poli-cristallino ‘made in China’ è addirittura salito del 10% annuo. Il trend prospettico atteso per il prezzo dei moduli sul mercato europeo fa ipotizzare valori al 2020 sotto la soglia dei 50 c€/Wp nel caso dei moduli al silicio e prossimi ai 40 c€/Wp nel caso del film sottile.
Nel 2013 si sono registrate importanti riduzioni dei costi nelle tecnologie di storage elettrochimico che rappresentano la soluzione più adatta alle applicazioni destinate al mercato residenziale e piccolo commerciale (< 20 kWp) e che presentano una capacità di storage variabile tra i 2,5 e i 15 kWh. Tali riduzioni dei costi si sono accompagnate ad un miglioramento generalizzato delle performance tecniche dei sistemi in commercio sia nel caso delle più mature tecnologie al Piombo Acido che in quello delle tecnologie al Litio.
Nel corso del 2013, oltre ad essersi esaurito il sistema incentivante del Conto Energia, si sono registrate una serie di novità relative al sistema normativo, regolatorio e fiscale. È stato emanato il DCO 613/2013/R/EEL che rappresenta il documento di riferimento per gli orientamenti dell’Aeeg in merito all’installazione di sistemi di storage ed è ragionevole attendersi che l’assetto normativo troverà una regolamentazione definitiva, con la conferma dei punti delineati nel DCO 613/2013 entro la metà del 2014 e che l’evoluzione delle tecnologie renderà i sistemi (fotovoltaico + sistema di storage) sostenibili dal punto di vista economico a partire dal 2015.
La Delibera 578/2013/R/EEL ha colmato i principali vuoti di regolamentazione che fino ad oggi avevano impedito la diffusione dei Sistemi Efficienti di Utenza confermando il principio della ‘mono-utenza’ e il vincolo della ‘continuità territoriale ininterrotta’, ma riconoscendo anche l’esenzione dagli oneri generali di sistema (‘ogs’) per l’energia direttamente consumata dall’utenza. Il modello SEU rappresenta una grande opportunità di mercato per il fotovoltaico italiano, coniugando aspetti che risultano fondamentali per la sostenibilità degli investimenti come la possibilità di massimizzare l’auto-consumo evitando gli oneri di rete e la possibilità per il cliente finale di vedersi corrisposto un risparmio ad investimento nullo.
Sulla base dei costi di generazione specifici definiti dall’Autorità per gli impianti fotovoltaici, il DCO 488/2013/R/EFR propone una revisione nelle modalità di calcolo del limite annuale riconosciuto per la restituzione degli ‘ogs’. L’effetto più significativo degli orientamenti contenuti nel DCO488/2013 si avrebbe per gli impianti entrati in esercizio tra il 2011 e il 2012 con il Quarto Conto Energia (circa 22.650 impianti, per una potenza complessiva pari a circa 1,7 GW) per cui si avrebbe una riduzione pari ad 1 punto percentuale di IRR e uno slittamento del tempo di rientro dell’investimento di circa 1 anno. L’effetto differenziale sugli impianti che accedono allo Scambio sul Posto ed incentivati con i precedenti schemi normativi (Secondo e Terzo Conto Energia), risulterebbe invece meno significativo – inferiore allo 0,5% di variazione dell’IRR – in virtù del valore più alto della tariffa incentivante, che rende residuale l’impatto della componente ‘ogs’ sul business plan dell’investimento.
Il mercato annuo a livello globale nel 2013 è cresciuto di circa il 23% rispetto al 2012 (da poco meno di 30 GW a 37 GW). Nel 2013 la Cina ha più che raddoppiato i MW installati, portando dal 16 al 31% la propria quota sul totale e acquisendo così la leadership mondiale in termini di installazioni annue. Leadership che ha invece perso l’Europa, passata – con poco più di 10 GW – dal 59% del 2012 al 28% delle installazioni globali nel 2013. Cresce notevolmente l’importanza del mercato Giapponese (dal 7 al 19% delle installazioni globali), ma sale anche la quota di quello statunitense (dall’11 al 13%). A livello europeo la contrazione del mercato complessivo tra 2012 e 2013 è stata pari al 42%. Perdono terreno in maniera significativa la Germania (che con 3,3 GW passa dal 44 al 32% delle installazioni tra 2012 e 2013 a livello europeo) e l’Italia (dal 20 al 16%). Rimane invece stabile su una quota pari a 1,1 GW annui il Regno Unito. Importante la crescita della Romania (+360%), che raggiunge il Regno Unito al terzo posto nell’area Europea nel 2013 contando per l’11% delle installazioni.
Nel mercato italiano la capacità cumulata a fine 2013 è pari a circa 17,9 GW su un totale di oltre 550.000 impianti. Nel corso dell’ultimo anno sono stati connessi 1,45 GW di nuova potenza, dei quali circa il 21% è costituito da impianti non incentivati. È presente inoltre un ulteriore contingente di circa 577 MW di impianti già incentivati tramite Conto Energia che dovranno entrare in esercizio entro maggio 2014, per poter mantenere il diritto acquisito a percepire le specifiche tariffe incentivanti. Il mercato non incentivato in Italia conta per 305 MW (67% taglie residenziali, 13% taglie commerciali, 12% centrali solari, 8% taglie industriali).
Nel 2013 si conferma il nuovo trend di crescita delle taglie residenziali e industriali e queste due taglie insieme hanno rappresentato il 61% delle installazioni. Più difficile la situazione per il segmento industriale, ovvero di taglia al di sopra dei 200 kW, la cui quota di mercato si contrae del 47%. In aumento la quota delle centrali solari (>1 MW).
È possibile stimare per il 2014 un mercato nell’ordine di 1 GW (50% taglie residenziali; 40% impianti commerciali e industriali; il resto centrali). Per il periodo 2015-2020 è possibile stimare un mercato di poco inferiore ad 1 GW annuo (40% residenziale; più del 50% taglie commerciali e industriali; meno del 5% centrali solari).
La spesa annua per incentivazione al fotovoltaico tra il 2009 e il 2013 è cresciuta di circa 22 volte in valore assoluto, ma, contemporaneamente, il totale dell’energia incentivata è aumentato tra il 2009 e il 2013 di circa 31 volte. Il costo complessivo dell’incentivazione al kWh fotovoltaico si è ridotto progressivamente per effetto delle revisioni tariffarie occorse con i diversi Conti Energia con una contrazione del 30,2% tra 2009 e 2013. L’incidenza del costo per l’incentivazione rispetto al totale dell’energia richiesta sulla rete in Italia nel 2013 è pari a circa 2 c€/kWh. Il totale dell’energia prodotta da fotovoltaico è arrivato a contare per circa il 7% della domanda nazionale di energia elettrica a fine 2013, con una crescita di 1,4 punti percentuali tra 2012 e 2013.
Ad oggi, la strada dell’internazionalizzazione appare una via obbligata per l’industria fotovoltaica italiana per poter sfruttare in maniera ottimale gli asset produttivi di cui essa dispone e, di conseguenza, poter vedere assicurata una reale competitività. Risultano di primario interesse i Paesi dell’area mediterranea (Medio Oriente e Nord Africa) che sono caratterizzati da una filiera ancora in fase di costituzione, all’interno della quale anche i produttori di tecnologia del nostro Paese potranno trovare il loro spazio facilitati in tal senso anche dalla prossimità geografica. Ulteriori Paesi molto attrattivi sono quelli del Sud America (Brasile, Cile e Messico su tutti) e del Sud-Est Asiatico (Thailandia e Taiwan), che costituiscono le nuove frontiere per il mercato internazionale. Per i Paesi asiatici tuttavia, l’infrastruttura normativa e di rete, renderà necessario per gli operatori lavorare ad uno sviluppo congiunto dei progetti, che sappia coinvolgere in maniera imprescindibile, operatori e istituzioni locali.
L’area di business ‘Inverter’ risulta attualmente la parte della filiera a maggior grado di internazionalizzazione con circa il 36% degli operatori italiani che si rivolgono al mercato estero. Più difficile il percorso di internazionalizzazione per i produttori di moduli. Circa il 15 % degli EPC/S.I. ha avviato un processo di internazionalizzazione.
In Italia sono presenti 93 operatori che offrono servizi ‘post-vendita’ per impianti fotovoltaici di cui quasi due terzi (il 64%) sono player italiani. Il 45% è costituito da EPC e System integrator, il 30% da società specializzate in O&M, il 14% da società di Asset Management e un ulteriore 11% da produttori di componentistica.
Anche per il 2013, come nel 2012, appare evidente il trend decrescente nel prezzo medio praticato dai fornitori dei servizi di O&M. La contrazione del prezzo medio degli impianti di potenza superiore al MW (-12%) dipende soprattutto da rinegoziazioni dei contratti in seguito a operazioni di compra-vendita degli impianti sul mercato secondario. La riduzione del prezzo per le attività di O&M nel caso degli impianti di taglia al di sotto del MW (-31%) è invece da ricondursi alle ri-negoziazioni dei contratti in scadenza degli impianti a terra installati in II e III CE e giunti a termine del periodo di garanzia contrattuale in capo all’EPC.
Il mercato 2013 dei servizi di O&M tenendo conto degli impianti in esercizio in Italia a fine e considerando solo gli impianti con potenza superiore ai 200 kW si attesta sui circa 368 mln€ annui. La riduzione maggiore (-12%) ha riguardato il segmento tra 500 kW ed 1 MW. Il mercato potenziale dei servizi di O&M per i prossimi anni risulterà essere più basso (724 MW nel 2014, 375 MW nel 2015 e 1,15 GW nel 2016). Il picco di potenza oggetto di ri-negoziazione previsto per il 2016 è legato alla scadenza dei contratti a 5 anni degli impianti entrati in esercizio con il II e il III CE.