Solar Energy Report
Il sistema industriale italiano
nel business dell’energia solare
edizione 2009
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Solar Energy Report
Il sistema industriale italiano
nel business dell’energia solare
edizione 2009
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Indice
Introduzione
11
Executive Summary
13
FOTOVOLTAICO
1.1
1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.1.4 La tecnologia di Paolo Silva
Lo stato dell’arte della tecnologia
tradizionale del silicio L’evoluzione della tecnologia
del film sottile Lo sviluppo delle tecnologie
del fotovoltaico “a concentrazione” Gli sviluppi tecnologici
degli inverter 23
1.2
1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 La normativa
Il nuovo panorama a livello europeo
Le tariffe feed-in in Italia:
un’analisi di benchmark europeo L’impatto del Nuovo Conto Energia
sulle finanze pubbliche Un quadro sugli incentivi
e la normativa a livello regionale
La revisione del Nuovo Conto
Energia
33
33
23
24
29
29
1.3 Il mercato
1.3.1 Il fotovoltaico in Europa e nel mondo
1.3.2 Il fotovoltaico in Italia
1.3.2.1 La segmentazione
del mercato fotovoltaico
1.3.2.2 La distribuzione geografica
degli impianti
1.3.3 Gli sviluppi futuri del fotovoltaico
in Italia
1.3.3.1 L’evoluzione attesa
1.3.3.2 Il potenziale “teorico” di
sviluppo del fotovoltaico in Italia
1.3.4 La grid parity nel fotovoltaico
1.3.4.1 La definizione di grid parity
e alcune ipotesi di base
1.3.4.2 Il fotovoltaico in Italia: a
quando l’indipendenza dagli incentivi?72
1.3.5 Il Building Integrated Photovoltaics
76
1.3.6 Le serre fotovoltaiche
80
1.4
1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4 1.4.5 1.4.6
1.4.7 1.4.8
1.4.9 La filiera
85
Il volume d’affari del fotovoltaico
in Italia
85
Le marginalità
86
I player della filiera fotovoltaica italiana 88
Area di Business Silicio e Wafer
89
Area di Business Celle e Moduli
92
Area di Business Distribuzione
e Installazione
102
Area di Business Componenti
e Tecnologie
105
Area di Business Finanziamento
e Assicurazione
110
Dinamiche occupazionali nella filiera
del fotovoltaico in Italia
112
37
SOLARE TERMICO
40
44
47
53
53
54
55
2.1
2.2
2.3
2.4
La tecnologia
La normativa
Il mercato
La filiera
119
125
127
133
SOLARE TERMODINAMICO
La tecnologia
Un anno di crescita degli
investimenti in sviluppo tecnologico…
nonostante la crisi
La struttura dei costi
di un impianto parabolic trough
Le potenzialità degli impianti
parabolic trough: verso la grid parity?
139
68
70
3.1
3.1.1 3.1.2 3.1.3 71
3.2
La normativa
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59
66
66
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139
141
142
3
Indici
3.3
Il mercato
147
Metodologia
163
3.4
3.4.1 3.4.2 La filiera
Il quadro internazionale:
l’affermarsi delle Società
di Ingegneria Solare
Il solare termodinamico in Italia 153
Bibliografia
165
Elenco delle organizzazioni intervistate
167
La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
169
Le imprese partner
171
Gruppo di lavoro
4
153
157
161
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Indice delle figure
Fotovoltaico
Figura 1.1
Figura 1.2
Figura 1.3
Figura 1.4
Figura 1.5
Figura 1.6
Figura 1.7
Figura 1.8
Figura 1.9
Figura 1.10
Figura 1.11
Figura 1.12
Figura 1.13
Figura 1.14
Figura 1.15
Figura 1.16
Figura 1.17
Figura 1.18
Figura 1.19
Figura 1.20
Figura 1.21
Figura 1.22
Figura 1.23
Figura 1.24
Figura 1.25
Figura 1.26
Figura 1.27
Figura 1.28
Andamento dei prezzi spot dei moduli in silicio mono-cristallino
Andamento dei prezzi spot dei moduli in silicio poli-cristallino
Andamento temporale del rendimento medio delle celle in silicio mono-cristallino
Quota di mercato al 2008 delle principali tecnologie fotovoltaiche
Quota di mercato previsionale al 2012 delle principali tecnologie fotovoltaiche
Trend di crescita dell’efficienza europea media degli inverter negli ultimi 5 anni
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei
per un impianto da 3 kW
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei
per un impianto da 100 kW
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei
per un impianto da 1 MW
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico
in funzione dei soggetti istituzionali promotori
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico
in funzione dei soggetti destinatari
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico
in funzione della Regione promotrice
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo
per un impianto da 3 kW installato nel 2011
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo
per un impianto da 200 kW installato nel 2011
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo
per un impianto da 1 MW installato nel 2011
Andamento annuale cumulato della potenza installata in Italia dal 2005 a oggi
Andamento della potenza installata annualmente in Italia
Segmentazione del mercato italiano del fotovoltaico
Segmentazione della potenza cumulata installata in Italia
Ripartizione della potenza annua installata per segmento di mercato
Potenza installata al 31/12/2009 nelle diverse Regioni italiane
Segmentazione per taglie di impianto della potenza installata
nelle diverse Regioni italiane nel corso del 2009
Confronto tra la potenza installata nel 2009 e nel 2008 nelle diverse Regioni italiane
Potenza installata per mille abitanti nelle diverse Regioni italiane
al 31/12/2008 e al 31/12/2009
Potenza installata nelle diverse Regioni italiane al 31/12/2008 e al 31/12/2009
espressa in funzione della loro estensione territoriale
Evoluzione della potenza fotovoltaica installata in Italia per scenario
Grid parity per un impianto da 3 kW
Grid parity per un impianto da 200 kW (con scambio sul posto)
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50
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56
56
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59
60
61
63
64
67
73
74
5
Indici
Figura 1.29
Figura 1.30
Figura 1.31
Figura 1.32
Figura 1.33
Figura 1.34
Figura 1.35
Figura 1.36
Figura 1.37
Figura 1.38
Figura 1.39
Figura 1.40
Figura 1.41
Grid parity per un impianto da 200 kW (senza scambio sul posto)
Grid parity per un impianto da 1 MW
Renewable grid parity per un impianto da 1 MW
Confronto strutturale tra BAPV e BIPV
L’Altra Sede della Regione Lombardia
Percentuale di impianti architettonicamente integrati rispetto
al totale di impianti installati in Italia
Costi dei diversi materiali per la realizzazione di facciate in edilizia
Caratteristiche costruttive delle serre fotovoltaiche
Principali aree di business nella filiera fotovoltaica e volume d’affari nel 2009
EBITDA margin medio delle imprese operanti nelle diverse fasi della filiera
fotovoltaica
Le imprese nella filiera fotovoltaica italiana
Andamento della capacità produttiva installata (MW) di moduli in silicio
cristallino e in film sottile a livello mondiale
Capacità installata di moduli in film sottile nei principali Paesi mondiali
74
75
75
76
77
78
79
81
86
87
89
94
95
Solare termico
Figura 2.1
Figura 2.2
Figura 2.3
Figura 2.4
Figura 2.5
Figura 2.6
Figura 2.7
Figura 2.8
Diffusione delle diverse tipologie di collettori nel mercato italiano
per tipologia di circolazione
Diffusione delle diverse tecnologie di circolazione nel mercato
italiano per classi di impianto
Schema di un impianto solare termico con sistema di accumulo
Peso dei diversi Paesi europei nel mercato del solare termico
Capacità installata (per 1.000 abitanti) nei principali Paesi europei
Scenari di previsione della capacità cumulata delle installazioni solari
termiche in Europa
Capacità cumulata delle installazioni solari termiche in Italia
Probabilità con cui il solare termico troverà applicazione nei principali
settori industriali
119
120
122
127
128
129
130
131
Solare termodinamico
Figura 3.1
Figura 3.2
Figura 3.3
Figura 3.4
Figura 3.5
Figura 3.6
Figura 3.7
6
Ripartizione per tecnologia degli impianti solari termodinamici realizzati
e in progetto
Ripartizione dei costi del campo solare per un impianto solare termodinamico
con tecnologia parabolic trough da 50 MW
Ripartizione dei costi del campo solare per un impianto solare
termodinamico con tecnologia parabolic trough da 400 MW
Localizzazione geografica degli impianti in costruzione ed in progetto
Localizzazione geografica degli impianti in fase di realizzazione
Localizzazione geografica degli impianti in fase di progetto
Le configurazioni tipiche per la realizzazione e gestione degli impianti
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150
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Indice delle tabelle
Fotovoltaico
Tabella 1.1
Tabella 1.2
Tabella 1.3
Tabella 1.4
Tabella 1.5
Tabella 1.6
Tabella 1.7
Tabella 1.8
Tabella 1.9
Tabella 1.10
Tabella 1.11
Tabella 1.12
Tabella 1.13
Tabella 1.14
Tabella 1.15
Tabella 1.16
Tabella 1.17
Tabella 1.18
Tabella 1.19
Tabella 1.20
Tabella 1.21
Tabella 1.22
Tabella 1.23
Tariffe feed-in (€/kWh) nei principali Paesi europei
Tariffe incentivanti (€/kWh) definite dal Nuovo Conto Energia
Uscite per lo Stato relative al pagamento delle tariffe feed-in per alcuni
impianti “tipo” installati nel 2009
Ipotesi di lavoro adottate per ciascun impianto “tipo” relative all’anno 2009
IRR assicurato da ciascun impianto “tipo” installato nel 2009
Livello delle nuove tariffe (€/kWh) proposto da ANIE, GIFI, ASSOSOLARE e APER
Potenza installata nei principali Paesi del mondo (MW)
Taglia media degli impianti fotovoltaici installati in Italia (kW)
Potenza e impianti installati al 31/12/2009 nelle diverse Province lombarde
Potenza e impianti installati al 31/12/2009 nelle diverse Province lombarde
per abitante e per estensione territoriale
Potenziale “teorico” di crescita delle installazioni al 2020 in Italia
per campi di applicazione
Principali voci di costo per tre impianti “tipo” (residenziale, industriale, centrale)
I principali produttori di silicio a livello mondiale
I principali produttori di moduli a film sottile a livello mondiale
I principali produttori di celle a livello mondiale
I principali produttori integrati a livello mondiale
I principali modulisti a livello mondiale
I principali produttori integrati italiani
I principali modulisti italiani
I principali player nella distribuzione ed installazione
Le principali imprese italiane attive nell’area di business Componenti e Tecnologie
I produttori di inverter attivi sul mercato italiano
Misure di sicurezza per impianti fotovoltaici installati ad altezza
inferiore a 5 metri
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72
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113
Solare termico
Tabella 2.1
Tabella 2.2
I principali operatori tradizionali
I principali distributori “evoluti”
133
134
Solare termodinamico
Tabella 3.1
Tabella 3.2
Tabella 3.3
Tariffa incentivante per il solare termodinamico
Elenco e principali caratteristiche degli impianti solari termodinamici
attualmente in fase di realizzazione nel mondo
Le principali Società di Ingegneria Solare
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7
Indici
Tabella 3.4
Tabella 3.5
Tabella 3.6
8
I principali produttori mondiali di componentistica per impianti termodinamici
Il Consorzio Solare XXI
Il progetto FREeSUN
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Indice dei box
Fotovoltaico
Box 1.1
Box 1.2
Box 1.3
Box 1.4
Box 1.5
Box 1.6
Box 1.7
Box 1.8
Box 1.9
Box 1.10
Box 1.11
Box 1.12
Box 1.13
Box 1.14
Box 1.15
Box 1.16
Box 1.17
Box 1.18
Box 1.19
Box 1.20
Box 1.21
Box 1.22
Box 1.23
Box 1.24
Le celle ribbon
La pericolosità ambientale e la tossicità del cadmio
Le smart-grid e gli inverter
Il piano francese nel 2010 per il fotovoltaico
Il Piano India
La normativa nei Paesi dell’Est europeo
Il Nuovo Conto Energia
La Cina e la rincorsa alla leadership mondiale
Le centrali di Montalto di Castro
Il caso Lombardia
EnergyGlass
Lux
First Solar
SunPower
XGroup
L’accordo tra Enel Green Power, Sharp e STMicroelectronics
Tecno Spot
Gli EPC contractor stranieri
Terni Energia
Ecoware
Baccini
I microinverter
Elettronica Santerno
Zurich
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37
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113
Solare termico
Box 2.1
Box 2.2
Box 2.3
I collettori solari a concentrazione piana ad alto rendimento
L’impianto solar cooling dell’Università degli Studi di Milano – Bicocca
Paradigma
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Solare termodinamico
Box 3.1
Box 3.2
Box 3.3
Box 3.4
Box 3.5
Box 3.6
Box 3.7
Box 3.8
Il progetto Desertec
Il Piano Obama e gli incentivi per gli impianti solari termodinamici negli USA
Andasol 1 e 2
Energia Solar de Puertollano
Alvarado I
Ausra
Archimede Solar Energy
Reflex
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Introduzione
Il Solar Energy Report, giunto alla sua seconda
edizione, rappresenta a nostro avviso una tappa
rilevante nel percorso di crescita dell’Energy &
Strategy Group della School of Management del
Politecnico di Milano, per molteplici ragioni:
• è cresciuto sensibilmente - rispetto allo scorso
anno - il numero di imprese partner della ricerca,
perché un insieme rilevante di specialisti del solare si è venuto ad affiancare a quelli che continuano
a essere i principali operatori dell’energia nel nostro Paese;
• sono stati affrontati, con quel mix di rigore metodologico e approccio manageriale che spesso
caratterizza la nostra scuola, molti dei temi chiave
che animano il dibattito pubblico sul futuro del
settore: dalle previsioni circa il raggiungimento
della grid parity agli scenari di mercato attesi in
conseguenza dei “tagli” alle tariffe incentivanti,
dalle ricadute occupazionali che la filiera del solare ha saputo generare negli ultimi anni all’analisi
delle entrate reali per lo Stato derivanti dallo sviluppo dell’industria del solare;
• è stata evidenziata con una ricerca sul campo molto accurata, svolta in partnership con le imprese
e i principali stakeholder del sistema, la dinamicità dell’industria del solare in Italia: che ha saputo
uscire dal novero dei mercati di nicchia, nonostante la crisi economica e le incertezze sul quadro
normativo, dimostrando una buona capacità di
generare valore e di contribuire alla rivitalizzazione del tessuto industriale del nostro Paese.
L’augurio è che questo rapporto possa essere un
utile strumento di approfondimento e riflessione
per tutti coloro che sono coinvolti, a diverso titolo, nello sviluppo delle energie rinnovabili - e
del solare in particolare - nel nostro Paese: per i
politici e gli amministratori pubblici, cui spetta il
difficile compito di bilanciare le spinte alla contrazione complessiva della spesa con l’opportunità di
sostenere selettivamente quei settori ove, al di là
delle pur importanti ricadute ambientali, si stanno sviluppando reali opportunità di business; per
gli imprenditori e per il mondo industriale, che
devono raccogliere la sfida dei tagli agli incentivi
e trasformarla in stimolo virtuoso all’innovazione
e all’efficientamento delle attività produttive e distributive, cogliendo anche i segnali di crescita di
mercati - solo in apparenza lontani - quali quello
cinese e indiano; ai ricercatori, che dell’innovazione debbono farsi promotori, puntando sullo
sviluppo di soluzioni tecnologiche economicamente più sostenibili.
Un’ultima nota. Il Solar Energy Report 2009 non è
più il solo prodotto dell’Energy & Strategy Group,
ma sarà affiancato a breve dal Biomass Energy
Report 2009 (ovviamente alla sua prima edizione): rapporto sullo stato del settore delle biomasse
in Italia, che ha rappresentato il secondo filone di
ricerca nell’anno appena trascorso. E ci auguriamo che a breve altre energie rinnovabili seguano
la stessa strada.
Umberto Bertelè
Presidente School of Management
Vittorio Chiesa
Direttore Energy & Strategy Group
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11
Executive Summary
Il Solar Energy Report, giunto alla sua seconda
edizione, si propone di offrire un quadro aggiornato delle dinamiche che hanno caratterizzato il
business dell’energia solare in Italia nel corso del
2009, considerando le tre famiglie di tecnologie
(fotovoltaico, termico e termodinamico) attraverso cui è possibile sfruttare il sole come fonte rinnovabile per la produzione di energia elettrica e/o
termica. Come nella precedente edizione del Solar
Energy Report, l’intento è stato quello di considerare le molteplici prospettive, tra loro fortemente
interrelate, da cui il business dell’energia solare può
essere analizzato ed interpretato, a partire dalle
tecnologie disponibili o in fase di sperimentazione, passando per il quadro normativo che regolamenta e incentiva le installazioni, le dinamiche
dei “mercati” di sbocco, per giungere infine all’articolazione delle “filiere” industriali ed alle strategie competitive dei principali operatori.
La ricerca ha richiesto anche quest’anno uno sforzo empirico molto consistente, che ha portato al
censimento di oltre 900 operatori attivi sul mercato italiano, alla realizzazione di più di 100 casi
di studio e di oltre 100 interviste a manager ed
esperti del settore. Oltre ad offrire un aggiornamento sullo stato del business dell’energia solare in
Italia, lo studio propone diverse stime ed approfondimenti su tematiche di particolare interesse
ed attualità, quali il potenziale di crescita “teorico”
delle installazioni di impianti fotovoltaici e solari
termici nel nostro Paese, l’impatto che l’incipiente revisione del Nuovo Conto Energia potrà avere
sul mercato e sulla filiera del fotovoltaico in Italia,
l’evoluzione attesa dei costi degli impianti solari
termodinamici.
Più che riassumere esaustivamente la molteplicità
degli argomenti trattati e delle analisi condotte,
questo sommario si propone di offrire al lettore
un esempio della varietà di prospettive adottate
nel Solar Energy Report, oltre che di raccogliere in
modo sintetico alcune delle principali conclusioni
cui esso è pervenuto.
Fotovoltaico
Tra le diverse tecnologie attraverso cui è possibile
sfruttare la fonte solare, il fotovoltaico continua a
rappresentare quella di gran lunga più diffusa in
Italia. Il 2009 ha segnato un primo passo verso
la maturità del mercato fotovoltaico nel nostro
Paese che, dopo il boom delle installazioni registrate nel 2007 e specialmente nel 2008, si è assestato su tassi di crescita sicuramente consistenti, soprattutto in un periodo di forte contrazione
dell’economia, anche se meno dirompenti rispetto
agli anni precedenti. A fronte di un aumento delle
installazioni superiore al 380% tra il 2007 e il 2008,
nel 2009 sono entrati in esercizio impianti fotovoltaici per circa 580 MW di potenza complessiva, con un incremento del 72% rispetto all’installato dell’anno precedente, per un volume d’affari
complessivo stimabile nell’ordine di 2,3 mld €.
La potenza fotovoltaica in esercizio in Italia a dicembre 2009 ha superato la soglia di 1 GW.
Una dinamica simile ha interessato nel 2009 il mercato fotovoltaico in Europa, in cui sono stati installati oltre 5 GW di potenza fotovoltaica (per un
volume d’affari complessivo di quasi 21 mld €),
in crescita di quasi il 9% rispetto al 2008, quando le
nuove installazioni avevano toccato i 4,6 GW. Se si
guarda al totale installato, l’Europa ha raggiunto
alla fine del 2009 circa 14 GW di potenza complessiva (pari al 65% del totale a livello mondiale)
– pari a quasi sette volte l’installato in Giappone
e dieci volte quello degli USA – confermandosi di
gran lunga l’area geografica leader per installazioni
fotovoltaiche.
Dal punto di vista tecnologico, le celle fotovoltaiche di “prima generazione”, a base di silicio
mono- o poli-cristallino, rappresentano ancora
ad oggi la soluzione largamente dominante (sono
responsabili di circa l’85% dell’installato a livello
mondiale). Si tratta di una tecnologia affidabile e
pienamente dimostrata dal punto di vista commerciale, con margini residui di incremento dell’effi-
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13
Executive Summary
cienza di trasformazione e di riduzione del costo di
produzione non particolarmente ampi (i costruttori stimano che entro il 2020 le celle in silicio
mono-cristallino raggiungeranno un’efficienza
del 20%, mentre quelle poli-cristalline del 18%).
Maggiori speranze sono riposte invece nel thin
film, che è alla base delle cosiddette celle fotovoltaiche di “seconda generazione”. Nel corso del
2009 si sono registrati ingenti investimenti sia nello sviluppo sperimentale che nell’installazione di
capacità produttiva di moduli fotovoltaici a film
sottile. Secondo l’indagine condotta, nel 2012 il
thin film potrebbe raggiungere una penetrazione
di mercato pari al 34%, su una capacità installata complessiva che raggiungerà, a livello mondiale
ed in uno scenario ottimistico, oltre 45 GW. Fra le
diverse tecnologie del film sottile, il silicio amorfo
sembra avere le prospettive di crescita più favorevoli (si stima potrà contare per circa il 15% del mercato totale entro fine 2012), seguito dal tellururo di
cadmio (12% del mercato totale al 2012).
Ugualmente consistenti nel 2009 sono stati gli investimenti in ricerca, sviluppo e installazione di
nuova capacità produttiva di moduli fotovoltaici con tecnologia CPV – Concentrating PhotoVoltaic – che si propone di ridurre sensibilmente il
costo tecnico dell’impianto grazie ad un sistema di
concentrazione della luce incidente e ad un opportuno sistema di tracking. L’interesse per i moduli
CPV sta crescendo rapidamente, con investimenti complessivi nel 2009 che si possono stimare
nell’ordine di oltre 600 mln € e con decine di produttori che si dichiarano pronti a dare vita ad una
produzione su larga scala.
Con la raggiunta maturità delle celle al silicio di
“prima generazione”, una crescente attenzione è stata dedicata da parte degli operatori di mercato e dei
titolari di impianti all’inverter, altro componente
critico della centrale fotovoltaica, che influenza in
modo sostanziale il rendimento e l’efficienza globale dell’impianto ed è essenziale nell’interfacciamento con la rete. L’efficienza di trasformazione
degli inverter è uno dei parametri critici dell’intera centrale fotovoltaica e negli ultimi anni sono
stati compiuti degli sforzi consistenti per incrementarne il valore, fino ad arrivare al livello di 9798% per inverter senza trasformatore e di 93-94%
per quelli con trasformatore. L’analisi condotta
mostra come una variazione positiva di un punto
percentuale di efficienza dell’inverter possa portare ad un incremento dell’IRR dell’impianto di ol-
14
tre lo 0,5%. La sfida che i principali produttori di
inverter stanno affrontando sempre più seriamente
è quella di dotare il prodotto di una serie di funzionalità addizionali, che rendano l’inverter un
componente capace di gestire in modo “intelligente” l’interfaccia tra l’impianto e la rete elettrica, il
che rappresenta un primo passo verso l’affermarsi del concetto di smart-grid, così importante per
abilitare un paradigma di generazione distribuita
dell’energia elettrica in cui le fonti rinnovabili possano giocare un ruolo rilevante.
La crescita fatta registrare dal mercato fotovoltaico
nel 2009 in Italia nonostante la congiuntura economica negativa è da attribuire, come già accaduto nel
2007 e nel 2008, all’efficacia del cosiddetto Nuovo
Conto Energia, il sistema di incentivazione della
produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica entrato in vigore nel 2007. Come previsto dal
Comma 3 dell’Articolo 6 del Decreto Ministeriale
del 19/02/2007, a partire dal 2009 il Ministero dello Sviluppo Economico è chiamato ad emanare dei
decreti con cui si ridefiniscono le tariffe incentivanti
l’energia prodotta da impianti fotovoltaici che entreranno in esercizio negli anni successivi al 2010.
Il dibattito in merito alla revisione del Nuovo Conto
Energia presso i Ministeri competenti è entrato nel
vivo nell’estate del 2009, e sta proseguendo nei mesi
in cui il presente rapporto viene redatto. La revisione
delle tariffe verrà realizzata, come previsto dal Nuovo
Conto Energia, tenendo conto dell’andamento dei
prezzi dei prodotti energetici e dei componenti degli
impianti fotovoltaici. Le tariffe subiranno quindi
una corretta e opportuna revisione al ribasso, che
è giustificata sostanzialmente dal progresso tecnologico e dalle economie di scala che negli anni hanno
portato ad una riduzione consistente del prezzo dei
componenti chiave di un impianto fotovoltaico. La
nostra analisi mostra come l’entità del ribasso avrà
una ripercussione molto importante non solo,
come ovvio, sul livello e sulla tipologia di installazioni che si realizzeranno in futuro nel nostro Paese,
ma anche sul nascente sistema industriale italiano
e sulla filiera intera. Considerato che la grid parity
in Italia è ancora là da venire, a meno di alcune realtà geografiche specifiche (quali ad esempio la Sicilia,
di cui spesso si parla come ormai prossima alla parità), una riduzione eccessiva delle tariffe feed-in
rischierebbe di non rendere più economicamente
conveniente l’installazione di nuovi impianti, interrompendo di fatto la crescita del mercato e mettendo in crisi le imprese italiane che hanno come
principale sbocco il mercato interno, come verificatosi in Spagna nel 2009.
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Chiaramente la scelta in merito all’entità del taglio
alle tariffe feed-in è di natura prettamente politica e dipende da quanto le istituzioni intendono
puntare sul fotovoltaico per rispettare gli impegni
sottoscritti a livello europeo in tema di produzione
di energia fa fonti rinnovabili. Quello che la nostra
analisi mostra è che il fotovoltaico potrebbe, da
un punto di vista “teorico”, contribuire in modo
sostanziale al raggiungimento degli obiettivi che
all’Italia sono stati assegnati. Basti pensare che, se
solo il 20% delle coperture delle serre ortofrutticole
esistenti a dicembre 2008 in Italia venisse sostituita
con moduli fotovoltaici da oggi al 2020, si installerebbero oltre 5,5 GW di potenza elettrica. Oltre a
ciò, sono numerosi i campi di applicazione (quali
le nuove edificazioni residenziali, le coperture delle
superfici della Grande Distribuzione Organizzata,
le superfici coperte delle aree portuali ed i terreni incolti o a scarso rendimento agricolo) che, se
sfruttati opportunamente, assicurerebbero al fotovoltaico un enorme potenziale di crescita.
Dal punto di vista delle dinamiche di mercato, nel
2009 si è rilevato innanzitutto un aumento significativo del peso delle centrali fotovoltaiche, di
taglia superiore ad 1 MW, nel nostro Paese (le installazioni di questi impianti hanno fatto segnare
una crescita in termini di potenza del 575% rispetto al 2008). Ciò è dovuto, come in parte già registrato nel corso del 2008, al fatto che molti fondi di
investimento privati, italiani e stranieri, trovandosi
di fronte alla mancanza, per effetto della crisi generalizzata cui si è già fatto cenno, di alternative
di investimento con un profilo rischio-rendimento
particolarmente favorevole, hanno indirizzato una
crescente fetta delle loro risorse verso le centrali a
terra, che presentano, con il sistema di incentivazione in vigore nel 2009 in Italia, un’opportunità
di investimento ad alto ritorno sul capitale investito (con un IRR del 13% circa, in condizioni medie
di irraggiamento) a fronte di un profilo di rischio
comunque contenuto. Il mercato delle centrali è
diventato a tutti gli effetti un segmento trainante
in Italia, contando ben 34 impianti a terra di taglia superiore ad 1 MW installati nel solo 2009.
Una seconda importante dinamica riguarda la crescita particolarmente consistente della potenza
annua installata che si è registrata nelle Regioni
del Sud Italia e nelle Isole rispetto al 2008, con
tassi di incremento in media superiori al 98%, e
con picchi del 110% e del 465% rispettivamente in
Puglia e in Basilicata (la crescita media della potenza annua installata rispetto al 2008 è stata pari al
55% nel Nord Italia e del 68% nelle Regioni centrali). In parte, ciò si spiega con il fatto che le Regioni
del Sud Italia, e in particolar modo le Isole, si
sono dimostrate più propense nel 2009, rispetto a
quelle settentionali e centrali, a stanziare incentivi complementari al Nuovo Conto Energia (quali
finanziamenti a fondo perduto, in conto capitale
e in conto interessi) per favorire l’installazione
di impianti da parte di privati cittadini, imprese
e Pubbliche Amministrazioni. In termini assoluti,
le prime Regioni per potenza fotovoltaica installata nel corso del 2009 rimangono tuttavia, ad eccezione della Puglia, quelle localizzate nel Nord e nel
Centro del Paese (Lombardia, Emilia Romagna,
Lazio, Piemonte e Veneto). Questo lascia intendere che esistono ancora consistenti potenzialità di
sviluppo del mercato fotovoltaico italiano, proprio
in quelle aree in cui l’irraggiamento è maggiore e
quindi la redditività dell’investimento più elevata.
Per quanto concerne la filiera industriale, l’analisi ha permesso di stimare in più di 700 il numero di imprese che operano nelle aree di business
del mercato fotovoltaico italiano nel 2009, a cui
si aggiungono alcune migliaia di operatori locali,
coinvolti principalmente nella fase di installazione dell’impianto. Il numero degli operatori attivi
sul mercato italiano è aumentato di circa il 12%
rispetto al 2008. Questo incremento della competizione è dovuto tanto all’ingresso di nuovi player
italiani, quanto all’accresciuta presenza di operatori stranieri, che a seguito del ridimensionamento
del mercato spagnolo, hanno cercato in Italia opportunità di crescita alternative. Questa duplice dinamica ha di fatto lasciato inalterato rispetto al
2008 il peso relativo delle imprese italiane rispetto a quelle straniere in tutte le aree di business
della filiera, con queste ultime che si appropriano
ancora di più del 70% del margine operativo lordo
generato dal mercato italiano del fotovoltaico.
Nel complesso, l’aumento di competizione sul mercato italiano ha ridotto le marginalità industriali
delle imprese della filiera italiana, con un calo
dell’EBIDTA Margin in media pari al 25% nel 2008
rispetto al 2007. Un’ulteriore riduzione dei margini
è a detta degli operatori inevitabile nel 2009, anche
se non sono ancora disponibili dati puntuali per
l’anno appena conclusosi. È probabile che questo
processo di maturazione del mercato italiano del
fotovoltaico avvierà un processo darwiniano di
“selezione” delle imprese italiane del fotovoltaico destinato (come spesso succede nei periodi di
crisi) a far sopravvivere solo le organizzazioni più
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15
Executive Summary
efficienti e profittevoli, ossia le più pronte a cogliere e sfruttare al meglio le opportunità di crescita
che la ripartenza dell’economia inevitabilmente
moltiplicherà.
Solare termico
Nel corso del 2009 il solare termico in Italia non
ha registrato evoluzioni particolarmente significative, sia per quanto riguarda gli sviluppi di natura tecnologica e di mercato, sia per quanto concerne il quadro normativo e le posizioni di forza
relative degli operatori attivi nel nostro Paese.
Nel 2009 sono stati installati in Italia oltre 350
MWth di solare termico (un valore superiore del
26% circa rispetto al 2008), cui è corrisposto un
volume d’affari complessivo stimabile nell’ordine
di 500 mln €. Questo ha portato la potenza solare
termica installata in Italia a fine 2009 a 1,4 GWth,
corrispondenti a circa 2 milioni di metri quadrati
di collettori solari. La crescita del mercato registrata nel 2009 è stata inferiore rispetto al 2008 (quando la potenza installata era aumentata di oltre il
67% rispetto al 2007), ma si tratta sicuramente di
un risultato ragguardevole, soprattutto se si considera l’impatto della congiuntura economica negativa. L’Italia si conferma il terzo Paese europeo
del solare termico, essendo responsabile, come la
Spagna, di circa il 10% di tutte le installazioni annue realizzate un Europa. Leader indiscusso rimane la Germania, con oltre il 40% delle installazioni
in Europa nel 2009.
Considerata la penetrazione relativa del solare
termico nel nostro Paese, si registra una potenza
installata di 6 kWth per mille abitanti alla fine
del 2009, valore ancora sensibilmente inferiore
rispetto alla media europea. Questo lascia intendere che esista ancora un significativo spazio per
la diffusione del solare termico in Italia, che attende ancora di essere colmato. Tale impressione è
confermata dall’analisi del potenziale “teorico” di
sviluppo del solare termico in Italia. La stima condotta mostra ad esempio che, se venissero dotate
di un impianto solare termico (in grado di soddisfare il 35% del fabbisogno di acqua calda sanitaria di una famiglia “media”) il 50% delle nuove
unità abitative che verranno realizzate dal 2010 al
2020 in Italia, potrebbero essere installati oltre
4 milioni di metri quadrati di collettori solari
(pari a circa 2,8 GWth). Considerando inoltre le
promettenti applicazioni di solar cooling, se solo
16
il 2% degli immobili ad uso residenziale esistenti in Italia a fine 2008 venisse dotato, da oggi al
2020, di un’unità di rafffrescamento solare, si installerebbero oltre 30 milioni di metri quadrati
di collettori solari, per una potenza frigorifera
complessiva di 13 GW.
Dal punto di vista tecnologico, l’analisi non rileva
sostanziali evoluzioni nel peso relativo delle tre
principali tipologie di collettori (scoperti, piani
vetrati e sottovuoto) sulle installazioni totali rispetto al 2008, con i collettori piani vetrati che
sono responsabili della parte largamente più
consistente (pari ad oltre l’80%) della potenza
installata a fine 2009. Per quanto concerne la tipologia di circolazione (naturale o forzata), si rileva rispetto al 2008 una leggera crescita delle
soluzioni a circolazione naturale (che pesano al
termine del 2009 per circa il 35% della potenza
complessiva installata). Le applicazioni dominanti nel nostro Paese rimangono quelle a bassa
temperatura, in cui la tecnologia solare termica è
utilizzata per il riscaldamento dell’acqua sanitaria o di edifici, mentre gli usi di processo, a media
temperatura, non hanno fatto registrare nel 2009
quella diffusione che gli operatori si attendevano.
Le principali traiettorie di sviluppo tecnologico
tracciate nel Solar Energy Report 2008 (ossia la
messa a punto di sistemi ibridi termico-fotovoltaici, di collettori polimerici e di sistemi di raffrescamento solare – o solar cooling) si confermano
le più importanti frontiere verso cui si indirizzano gli sforzi di ricerca e gli interessi degli operatori della filiera. Ciononostante, nel 2009 non si
rilevano in Italia applicazioni su scala commerciale di queste tecnologie, che rimangono ancora
confinate al ruolo di applicazioni di nicchia e a
carattere sperimentale. A livello europeo si registra inoltre un notevole interesse per i sistemi solari di teleriscaldamento, che permettono
di sfruttare la tecnologia solare termica su larga
scala, con l’obiettivo di soddisfare parte del fabbisogno energetico di più utenze localizzate in aree
e distretti ad alta intensità abitativa. Esistono nel
Nord Europa diverse installazioni sperimentali
e dimostrative di questa tecnologia, che si pensa
possa essere particolarmente adatta alle caratteristiche del contesto italiano.
Per quanto riguarda gli aspetti normativi, rimangono in vigore (fino alla fine del 2011, come stabilito dalla Finanziaria 2009) sia la riduzione al 10%
dell’aliquota IVA sull’acquisto dei collettori solari
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termici, sia l’efficace detrazione fiscale dall’imposta lorda (pari al 55%) delle spese di riqualificazione energetica, tra cui l’installazione di impianti
solari per la produzione di acqua calda sanitaria.
Queste forme di incentivazione all’installazione di
impianti solari termici si confermano molto efficaci nella pratica, anche se gli operatori lamentano
l’incertezza che circonda il futuro di tali agevolazioni oltre il 2011, alimentata dalla recente bocciatura al Senato di un emendamento alla Finanziaria
2010 che prevedeva la proroga dell’agevolazione al
31 Dicembre 2012. L’analisi rivela infine come esista
ancora un difetto di informazione sulla possibilità
e sulle modalità di accesso a questi sgravi fiscali,
con molti progettisti e installatori che si mostrano
impreparati in merito alle procedure che il cliente deve adempiere per poterne beneficiare. Questo
sicuramente rappresenta un freno ad un maggiore
utilizzo di queste agevolazioni, testimoniato dal
fatto che la richiesta di detrazione non viene richiesta per una percentuale non trascurabile di interventi di riqualificazione energetica (circa il 35%
nelle Regioni del Sud Italia e il 20% nel Nord, nel
2009).
Per quanto riguarda la filiera industriale, non si
rilevano delle evoluzioni particolarmente significative nelle posizioni di forza relative e nelle
strategie competitive dei principali attori, sia per
quanto riguarda gli operatori tradizionali che
i distributori “evoluti”. Questi ultimi sono stati
penalizzati dalla “falsa partenza” del mercato delle applicazioni di processo a media temperatura
in Italia, in cui sembrava potessero contare su un
differenziale competitivo rilevante rispetto ai player tradizionali del comparto idrotermosanitario.
Per quanto riguarda il peso delle importazioni sul
mercato italiano, l’analisi mostra che nel 2009 la
domanda italiana di collettori è stata coperta per
circa il 65% attraverso prodotti realizzati in Paesi
europei ed extraeuropei. Gli operatori italiani incontrano ancora delle serie difficoltà nel conquistare significative quote del mercato interno del solare
e la competizione delle imprese straniere è particolarmente sentita. Interessante è rilevare infine che
circa il 18% dei prodotti e componenti per impianti solari termici fabbricati in Italia nel 2009 è
stato esportato (prevalentemente in Paesi dell’Est
Europa e del Centro America). Questo è anche il
risultato delle scelte strategiche messe in atto da alcuni piccoli e medi distributori “evoluti” italiani,
che hanno cominciato con forza ad aggredire con
i propri prodotti i mercati europei ed extraeuropei
più promettenti.
Solare termodinamico
Il 2009 è stato indubbiamente un anno importante
per il solare termodinamico, almeno per due ragioni. Innanzitutto per la decisa ripresa delle installazioni e per l’avvio di numerosi progetti per
nuovi impianti, nonostante il peggioramento della
congiuntura economica globale che ha penalizzato
particolarmente gli investimenti capital intensive.
In secondo luogo per il peso “politico” che il piano
energetico di Barack Obama, neo-eletto presidente USA, ha voluto attribuire al settore, che ha portato molte imprese a “scommettere” con decisione
sul solare termodinamico.
Per quanto riguarda le dinamiche di mercato a livello internazionale, nel corso del 2009 la posizione della Spagna si è ulteriormente rafforzata per
effetto dell’entrata in funzione di tre nuovi impianti
da 50 MW l’uno, costruiti con tecnologia parabolic
trough. Questi tre impianti, che rappresentano gli
unici entrati in esercizio nel corso del 2009, hanno
determinato un incremento del 23% della potenza
installata totale rispetto al 2008, mentre il confronto delle installazioni annuali registra un +115%
rispetto all’anno precedente. La potenza installata
oggi a livello globale in impianti solari termodinamici è pari a 655 MW – contro i 500 MW della
fine del 2008 ed i 430 MW del 2007 – e garantisce
una produzione di energia elettrica annua pari a
circa 1.400 GWh.
Ancora più interessanti sono le stime di crescita
per i prossimi anni, secondo cui la potenza installata a livello globale potrà raggiungere i 18,6 GW
al 2020. In questo scenario, gli Stati Uniti avranno verosimilmente un ruolo di primo piano, con
oltre 10,3 GW di nuovi impianti già in progetto,
effetto in larga parte del nuovo corso della politica
energetica di Obama. Nel contempo, è da attendersi
un deciso balzo in avanti dei Paesi Asiatici (Cina
e India in testa), che con 5 GW di installazioni
attese supereranno l’Europa, dove ci si aspetta di
raggiungere un livello di potenza installata al 2020
pari a 2,5 GW (ossia il 13% del totale).
Dal punto di vista tecnologico, l’architettura parabolic trough continua ad essere quella più diffusa, essendo responsabile del 58% della potenza
in impianti in funzione ed in progetto a fine 2009.
L’analisi mostra come questi impianti siano ad oggi
oggetto dei maggiori sforzi da parte degli operatori
in termini di sviluppo tecnico finalizzato alla riduzione del costo dei principali componenti costitu-
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17
Executive Summary
tivi e delle soluzioni impiantistiche che essi adottano. La messa in esercizio di un impianto solare
termodinamico con tecnologia parabolic trough
da 50 MW richiede oggi in media un investimento pari a 200 mln di € (equivalente a 5 mln di
€ al MW). Il campo solare (ossia l’insieme degli
specchi parabolici lineari e del sistema di tubi ricevitori entro cui scorre il fluido termodinamico che
serve a trasferire in turbina il calore generato dal
sole) costituisce da solo circa il 54% del costo complessivo dell’impianto. A questo vanno aggiunti
circa 2 mln di € all’anno per attività di manutenzione e gestione. In un’area a insolazione medioalta, l’impianto assicura per almeno 30 anni una
produzione di oltre 110.000 MWh/anno di energia elettrica. Il costo di produzione dell’energia
elettrica in un impianto con queste caratteristiche
(tenendo conto degli effetti di “ammortamento”
dell’investimento iniziale attraverso il calcolo del
LEC – Levelized Energy Cost) risulta pari a poco
più di 20 c€/kWh, valore ancora decisamente superiore rispetto ai 6,5 c€/kWh che rappresentano
il benchmark per il costo di produzione di energia
elettrica da fonti fossili.
per gli impianta basati sulla tecnologia di Fresnel
si in parte è smorzato nel 2009, come risultato di
un certo ritardo nello sviluppo e nella sperimentazione di queste tecnologie e dei significativi passi in
avanti che gli impianti solar tower e parabolich trough hanno fatto invece registrare.
L’analisi condotta mostra tuttavia che esistono dei
significativi spazi di riduzione del costo di produzione dell’energia attraverso impianti parabolic
trough. Con la crescita della taglia media della centrale (si ritiene che la dimensione ottima dal punto
di vista tecnico sia intorno ai 400 MW), l’effetto degli ingenti investimenti in ricerca e sviluppo attualmente in essere e l’aumento della potenza installata, con gli associati benefici in termini di economie
di apprendimento e di scala, non è irragionevole
ipotizzare livelli di LEC per gli impianti parabolic trough che, nel corso dei prossimi 10-12 anni,
si avvicinino ai 4-6 c€/kWh, valori del tutto confrontabili con la produzione di energia elettrica
da fonti tradizionali.
Per quanto riguarda il caso specifico dell’Italia, il
2009 ha rappresentato per l’industria del solare
termodinamico un anno importante almeno per
tre ragioni. Innanzitutto perché si sono registrati
degli importanti sviluppi a livello della “cordata”
di operatori (denominata Consorzio Solare XXI)
che sta portando avanti il progetto sperimentale Archimede, l’impianto solare termodinamico a
sali fusi da 5 MW localizzato a Priolo Gargallo in
Provincia di Siracusa. In particolare, Reflex darà
avvio nel 2010 ad un impianto completamente
robotizzato per la produzione di specchi ad elevata riflettività e con una tempra chimica, realizzata in collaborazione con la Fenzi, che ne aumenta ulteriormente la resistenza. Archimede Solar
Energy – che nel marzo del 2009 ha visto l’importante ingresso di Siemens nel capitale sociale
con una quota del 28% – ha investito oltre 30 mln
€ con l’obiettivo di avviare nel 2011 la produzione
di 75.000 tubi ricevitori all’anno. In secondo luogo,
il 2009 è stato un anno importante perché, grazie a
12,5 mln € messi a disposizione dal Ministero dello
Sviluppo Economico nell’ambito del programma
Industria 2015, si è attivata una ulteriore “cordata” per il progetto FREeSUN, che ha l’obiettivo
di mettere a punto un impianto sperimentale da 1
MW basato sulla tecnologia degli specchi Fresnel.
Infine perché, indipendentemente dalle due “cordate” appena citate, sono nati o comunque han-
Nonostante il ruolo di primo piano che riveste oggi
la tecnologia parabolic trough, il suo peso relativo si
è decisamente ridotto rispetto al 2008, quando contava per il 78% della potenza totale in funzione ed
in progetto. Questo è il risultato innanzitutto della
crescente attenzione che la tecnologia solar tower
ha ricevuto da parte degli investitori nel corso del
2009, specialmente negli Stati Uniti, ove la grande
disponibilità di territori aridi e pianeggianti (condizione necessaria per una efficace disposizione degli
eliostati delle torri solari) rende economicamente più
conveniente l’utilizzo della tecnologia solar tower.
Inoltre l’entusiasmo registrato nel corso del 2008
18
Per quanto riguarda la filiera industriale, si rafforza
nel 2009 a livello internazionale il ruolo delle Società
di Ingegneria Solare, ossia imprese di ingegneria con
forte specializzazione e competenze scientifico-tecnologiche molto avanzate nel solare termodinamico, che mediamente hanno realizzato nel corso del
2009 margini operativi lordi superiori al 30% per
le attività di progettazione e al 10% per l’ingegneria impiantistica in senso stretto. Queste imprese
si sono dimostrate pronte ad investire ingenti risorse
“a monte”, nell’accrescere la propria capacità di produzione di componentistica ad alto valore aggiunto
(soprattutto specchi e ricevitori) e, “a valle”, nell’incrementare le proprie quote di capitale negli Special
Purpose Vehicles (SPV) per gli impianti di nuova costruzione e nelle attività di gestione operativa e manutenzione degli stessi.
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no fatto il loro ingresso nel settore del solare
termodinamico nuovi operatori con il ruolo di
componentisti specializzati, dimostrando la vitalità anche in questo campo del tessuto industriale
italiano. In particolare, l’analisi ha messo in evidenza come esistano almeno due aree di eccellenza
in cui le aziende italiane potrebbero dire la loro nel
mercato internazionale del solare termodinamico.
Innanzitutto la produzione di specchi, con molte
imprese del nostro Paese che detengono competenze distintive nella lavorazione di spessori sottili di
vetro, nello sviluppo di vernici per aumentare la
riflettività dei materiali e nella lavorazione dell’alluminio. In secondo luogo le lavorazioni meccaniche ed in particolare la fabbricazione di giunti
ad alta tenuta e di pompe fluidodinamiche adatte
all’impiego con sali fusi.
Come questo breve sommario lascia intendere, il
2009 è stato un anno di profonde evoluzioni per
il business dell’energia solare in Italia, in partico-
Davide Chiaroni
Responsabile della Ricerca
lare per quanto riguarda il fotovoltaico e il solare termodinamico. Il nostro Paese si trova inoltre
di fronte a delle sfide e a dei momenti di svolta di
grande importanza. La revisione del Nuovo Conto
Energia può avere un impatto di grandi proporzioni sul futuro del mercato e della filiera del fotovoltaico in Italia negli anni a venire. Il sistema industriale italiano sta scommettendo decisamente sul
solare termodinamico, cercando di mettere a frutto delle competenze consolidate con la speranza di
cogliere le opportunità che questo mercato potrà
offrire, specialmente nel bacino del Mediterraneo.
Il mercato del solare termico è in attesa che alcune
tecnologie promettenti (quali il solar cooling) vengano sviluppate ad un livello tale che ne permetta
lo sfruttamento su larga scala. La speranza è che
le analisi e i risultati contenuti in questo rapporto
possano aiutare le imprese, gli investitori e le istituzioni a prendere decisioni ponderate che consentano di sfruttare al meglio le potenzialità della fonte
solare per il nostro Paese.
Federico Frattini
Responsabile della Ricerca
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Lorenzo Boscherini
Project Manager
19
IL fotovoltaico
1.1
La tecnologia
1.1.1 Lo stato dell’arte della tecnologia
tradizionale del silicio
Nella scorsa edizione del Solar Energy Report il
capitolo dedicato alla tecnologia aveva l’obiettivo
di fornire un quadro quanto più possibile esaustivo delle soluzioni disponibili per la produzione di
energia elettrica da fonte solare per “effetto fotovoltaico1”. Nel presente rapporto si è scelto invece,
dopo un breve quadro sullo stato delle tecnologie
tradizionali (ovvero il silicio mono- e poli-cristallino), di focalizzare l’attenzione sui trend tecnologici che paiono essere maggiormente promettenti
per il prossimo futuro e precisamente:
Le tecnologie legate all’impiego di wafer di silicio,
in forma mono- o poli-cristallina, ovvero quelle cosiddette di “Prima Generazione”, detengono
attualmente circa l’85% del mercato mondiale.
Hanno raggiunto già da alcuni anni la completa
maturità commerciale e risultano una tecnologia
affidabile e pienamente dimostrata. Occorre sottolineare a questo riguardo che godono di massima
considerazione anche da parte dei maggiori istituti di credito, e questo ha consentito loro di mantenere ancora un certo vantaggio competitivo nei
confronti delle altre tecnologie emergenti, quali ad
esempio le celle in film sottile.
Il prezzo dei moduli in silicio mono- e poli-cristallino, per effetto del rallentamento del mercato finale (si veda paragrafo 1.4.4) e della conseguente
situazione di oversupply nella fornitura, ha sperimentato un crollo vertiginoso (si vedano figure
1.1 e 1.2), con una diminuzione sul mercato delle
contrattazioni spot di oltre il 30% nel corso del 2009.
• l’evoluzione delle performance delle celle a film
sottile, ed in particolare quelle in silicio amorfo
e in tellururo di cadmio e le cosiddette celle di
“terza generazione”;
• lo sviluppo delle tecnologie del fotovoltaico “a
concentrazione”;
• la crescita dell’efficienza di trasformazione
degli inverter di ultima generazione ed i principali sviluppi tecnologici che hanno interessato questo componente chiave dell’impianto
fotovoltaico.
Figura 1.1
Andamento dei prezzi spot dei moduli in silicio mono-cristallino
3,0
2,61
$/W
2,5
2,0
1,88
1,5
1,0
0,5
1
- 09
Dic
- 09
Nov
- 09
Ott
- 09
Set
- 09
Ago
- 09
Lug
- 09
Giu
- 09
Mag
- 09
Apr
- 09
Mar
- 09
Feb
Gen
- 09
0
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 23-30.
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23
1. IL fotovoltaico
Figura 1.2
Andamento dei prezzi spot dei moduli in silicio poli-cristallino
3,0
$/W
2,5
2,95
2,0
1,97
1,5
1,0
0,5
- 09
Dic
- 09
Nov
- 09
Ott
Set
- 09
- 09
Ago
- 09
Lug
- 09
Giu
- 09
Mag
- 09
Apr
- 09
Mar
Feb
Gen
-
09
- 09
0
Figura 1.3
Andamento temporale del rendimento medio delle celle in silicio mono-cristallino
30
15
14,5
15
15,5
200
6
20
5
Rendimento(%)
25
16
16,5
17
17,5
10
5
Anche i contratti di fornitura a lungo termine sono
stati in larga parte rinegoziati nel corso dell’anno a
condizioni di prezzo nella maggior parte dei casi inferiori del 40-50% rispetto al picco dell’estate 2008.
Ulteriori diminuzioni dei prezzi sono attese in futuro, anche se vi è un limite “naturale” al calo dei
prezzi dovuto agli elevati costi e consumi energetici richiesti dai processi di ottenimento dei
wafer di silicio. I costruttori stanno perseguendo
miglioramenti nei processi tecnologici di fabbricazione delle celle che portano a ottenere efficienze sempre più elevate, unite a una riduzione degli
spessori dei wafer di silicio. La figura 1.3 riporta
l’andamento nel tempo del rendimento medio delle
celle in silicio mono-cristallino. I costruttori stimano che in media entro il 2020 le celle in silicio
24
0
201
9
200
8
200
7
200
200
200
4
0
mono-cristallino raggiungeranno un’efficienza
del 20%, mentre quelle poli-cristalline del 18%. Si
tenga presente che alcune soluzioni già oggi hanno
superato la soglia del 20%.
1.1.2. L’evoluzione della tecnologia
del film sottile
Se le celle cosiddette di “prima generazione” hanno ormai raggiunto la completa maturità commerciale, significative potenzialità di riduzione
dei costi caratterizzano invece la tecnologia delle
celle di “seconda generazione”, basate sulla tecnologia del film sottile (thin film cells).
Le tecnologie fotovoltaiche a film sottile (silicio
amorfo, microcristallino, micromorfo, celle CIS/
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1.1 La tecnologia
Box 1.1
Le celle ribbon
Nel tentativo di ridurre l’impiego di materiale per la
costruzione delle celle, in particolare per eliminare gli
scarti di lavorazione legati all’ottenimento dei wafers
di silicio mediante taglio, sono state ideate negli ultimi
anni le celle in silicio cristallino denominate “ribbon”.
Gli scarti nella produzione di wafer di silicio dovuti al
taglio mediante macchine utensili comporta infatti un
40-50% di perdita di materiale. La tecnologia di produzione delle celle ribbon consiste nell’ottenere uno
strato di silicio poli-cristallino depositando direttamente il materiale in forma liquida su di un substrato, realizzando quindi un nastro continuo, mediante
crescita capillare (edge-film growth) o laminazione. La
temperatura di fusione del silicio è di 1.412°C, pertanto la scelta del materiale del substrato risulta di fatto
limitata al metallo o alla ceramica. Le celle ottenute
con questa tecnica soffrono di alcuni problemi dovuti
agli stress termo-meccanici creati durante il raffreddamento, per gli elevati gradienti termici che si creano all’interfaccia solido-liquido (dell’ordine dei 500°C/
cm). Inoltre le velocità di avanzamento del ribbon per
produrre materiale di buona qualità sono relativamente
basse, attorno a 18-20 mm/min. Le efficienze raggiunte
in laboratorio sono pari al 14-16% e quelle di modulo al
10-13%. Lo spessore di semiconduttore è dell’ordine dei
50-100 nanometri e si riescono ad ottenere moduli di
300-400 cm2 in cui i collegamenti sono realizzati mediante l’integrazione monolitica delle celle (monolithic
series interconnection), la stessa tecnica impiegata per i
moduli in film sottile. Le celle ribbon non hanno ancora
avuto un significativo successo commerciale: se da un
lato, infatti, consentono di contenere i costi di produzione grazie al limitato impiego di silicio rispetto alle
celle cristalline ottenute a partire da wafer, dall’altro
presentano rendimenti inferiori uniti a rilevanti costi
del processo produttivo. Come già detto la produzione delle celle ribbon implica la risoluzione di alcune
problematiche di tipo tecnico che rendono costoso il
processo di fabbricazione, per cui la loro competitività si raggiunge solo con elevati volumi di produzione.
Attualmente le celle ribbon detengono circa il 2% del
mercato fotovoltaico a livello mondiale.
CIGS, celle al CdTe) presentano essenzialmente
due vantaggi principali rispetto alla tradizionale
tecnologia che impiega wafer di silicio:
scala industriale, tale tecnologia si presta quindi a un elevato grado di automazione con un
conseguente risparmio sull’intero processo di
produzione3. In molti casi si riesce a organizzare
il processo industriale nella forma di una produzione in continuo, anziché in logica batch (a lotti)
come avviene per il silicio cristallino. In caso di
substrato flessibile, poi, si può addirittura avere un
processo in nastri, denominato roll-to-roll.
Per poter effettivamente ridurre i costi unitari, è
in ogni caso necessario che tali tecnologie sfruttino significative economie di scala, con produzioni di almeno alcune decine o meglio centinaia
di MW all’anno, obiettivo che in particolare per
alcune tecnologie è già stato raggiunto.
• il primo è la possibilità di realizzare dispositivi
con spessori estremamente sottili di materiale
attivo, tipicamente 1-2 μm di materiale semiconduttore, meno di un decimo degli attuali wafer di
silicio. Ciò consente di risparmiare notevolmente sulla quantità di materiale impiegato e perciò di ridurre potenzialmente il costo finale del
dispositivo;
• il secondo vantaggio è rappresentato dal fatto che
tale tecnologia consente di realizzare ed integrare contemporaneamente tra loro più celle in
un’unica fase produttiva2 , a differenza di quanto
accade per le celle di prima generazione, e su di
un unico substrato di costo relativamente contenuto (vetro, fogli di materiale plastico o di
metallo). Ciò permette di evitare i costosi processi
di assemblaggio meccanico ed elettrico delle celle
all’interno di un modulo, tipici della tecnologia
basata sui wafer. Nell’ottica di una produzione su
Oltre ai vantaggi in termini di costo, che costituiscono un’enorme potenzialità per il futuro, si possono evidenziare altri vantaggi che sono comuni
alle varie tipologie di celle a film sottile:
• in primo luogo la possibilità di realizzare una
maggiore integrabilità architettonica, grazie
La tipica cella a film sottile è composta da un substrato di vetro, oppure metallo o materiale plastico, sul quale vengono depositati in successione:
un contatto metallico inferiore, il materiale assorbitore (semiconduttore), uno strato buffer, un contatto trasparente superiore, generalmente un ossido
trasparente e conduttivo (TCO, transparent conductive oxide). Le celle vengono “disegnate” rimuovendo meccanicamente o mediante laser parte
dei materiali precedentemente depositati e poi collegate in serie dallo strato di TCO.
3
Ad esempio per la realizzazione di celle in silicio amorfo, si rilevano interessanti analogie produttive con i processi per la fabbricazione di schermi
piatti LCD.
2
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25
1. IL fotovoltaico
alla flessibilità ottenuta con alcuni materiali
di supporto e all’aspetto estetico dei moduli;
in certi casi poi si possono sfruttare le caratteristiche di semi-trasparenza, in particolare per
alcune tecnologie realizzate su supporto in vetro.
Da questo punto di vista si pensi all’importanza dell’industria del design nel nostro Paese, in
cui le tecnologie a film sottile potrebbero avere
un ruolo rilevante nel mercato del cosiddetto
Building Integrated Photovoltaic (si veda paragrafo 1.3.5);
• altra caratteristica è la minor sensibilità alle elevate temperature, per cui i moduli in film sottile
presentano di solito un decadimento di efficienza
per effetto della temperatura che è circa la metà
di quello della tecnologia con silicio cristallino
(valori tipici di 0,25 %/°C contro 0,5 %/°C);
• infine, le celle in film sottile presentano in generale una buona efficienza di conversione della
luce diffusa. A parità di potenza installata possono avere quindi un potenziale di generazione
di energia superiore al cristallino classico, cioè
il rapporto kWh/kW (energia annua prodotta
per kW di picco installato, ovvero ore equivalenti
di funzionamento) può essere maggiore di quello
del silicio in determinate condizioni, come hanno dimostrato diversi test outdoor condotti da
laboratori certificati.
Per contro hanno rendimenti nominali sensibilmente inferiori al silicio cristallino e tendono a
manifestare un decadimento più marcato delle
prestazioni nel tempo (specialmente per le celle
in silicio amorfo). Alcune tecnologie sfruttano poi
elementi rari sulla superficie terrestre, come per
esempio il Tellurio, il Gallio o l’Indio, mentre in
altri casi impiegano materiali pericolosi per la loro
tossicità verso l’uomo o l’ambiente, come nel caso
del cadmio.
Secondo la nostra indagine, nel 2012 (si veda figura 1.5) la tecnologia a film sottile potrebbe raggiungere una percentuale di mercato del 34% su
una capacità installata complessiva che raggiungerà (in uno scenario ottimistico) oltre 45 GW. Fra
le tecnologie a film sottile emerge con chiarezza il
ruolo del silicio amorfo (che potrà contare per
circa il 15% del mercato totale entro fine 2012) e
delle celle al tellururo di cadmio (12% del mercato totale al 2012).
Le celle al silicio amorfo (a-Si) sono una delle
prime tipologie di celle a film sottile studiate4 e
impiegano silicio con piccole aggiunte di Idrogeno,
necessario per stabilizzare la struttura e facilitare il drogaggio (per queste ragioni spesso si usa
l’acronimo a-Si:H). Il processo tecnologico di produzione del film sottile in silicio amorfo5 è efficiente e poco costoso, anche in conseguenza del
ridotto spessore di silicio (circa 1 μm) necessario
per garantire l’assorbimento di energia. I moduli
in silicio amorfo hanno un rendimento effettivo
in esercizio che non supera il 6% per una cella a
singola giunzione, ma hanno il già citato vantag-
Figura 1.4
Quota di mercato al 2008 delle principali tecnologie fotovoltaiche
1%
5%
2%
8%
35%
49%
poli-si
CdTe
mono-si
CIGS/CIS
a-si
ribbon
4
Le celle in a-Si sono impiegate da tempo per alimentare dispositivi elettronici quali ad esempio calcolatrici o orologi, mentre il primo modulo fotovoltaico
in film sottile realizzato in silicio amorfo è del 1980, anno in cui è stato lanciato il primo prodotto commerciale.
5
Il processo si basa su una deposizione da fase vapore (CVD, Chemical Vapour Deposition) che avviene a temperatura relativamente bassa,
circa 300 °C, e permette di depositare strati di silicio di spessore di pochi micron.
26
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1.1 La tecnologia
Figura 1.5
Quota di mercato previsionale al 2012 delle principali tecnologie fotovoltaiche
1%
12%
6%
38%
15%
28%
gio di un migliore comportamento in luce diffusa rispetto alla tecnologia del silicio cristallino. Il
silicio amorfo è infatti una forma non cristallina
del silicio, la cui struttura disordinata promuove
l’assorbimento della radiazione solare: spessori
anche inferiori al micron sono sufficienti per avere
un discreto assorbimento. Per potenziare ulteriormente questo effetto la superficie dello strato di
silicio subisce poi un trattamento superficiale denominato di texturing, al fine di “intrappolare”
la radiazione all’interno della giunzione. Il materiale semiconduttore allo stato amorfo dà origine
d’altro canto a dispositivi instabili che degradano
significativamente la loro prestazione nel tempo. Le
moderne celle a-Si manifestano un decadimento
di prestazioni del 15-20% durante le prime 1.000
ore di funzionamento, dopodiché il rendimento
si assesta sul citato valore del 6%. Le celle a tripla
giunzione con leghe di silicio e germanio raggiungono tuttavia rendimenti sino all’11%.
Tra i maggiori produttori di celle e moduli in a-Si
si ricordano l’americana United Solar Ovonics –
Unisolar, la tedesca Schott Solar e le giapponesi
Mitsubishi e Kaneka. A livello mondiale Unisolar
è il secondo maggior produttore di celle a film sottile dopo First Solar (che produce però moduli in
tellururo di cadmio) ed è leader mondiale nella produzione di moduli in a-Si su substrato flessibile.
Le celle al tellururo di cadmio (CdTe) sono tipicamente cella a “eterogiunzione”, formate da due
diversi materiali, solfuro di cadmio (CdS) e tellu-
poli-si
CdTe
mono-si
CIGS/CIS
a-si
ribbon
ruro di cadmio (CdTe)6. In termini di prestazioni, il CdTe ha efficienze di cella (in dimensioni
tipiche da laboratorio) certificate del 16,5%. I
moduli commerciali più venduti, dell’americana
First Solar, hanno potenze di picco di 80 W ed
efficienze stabilizzate attorno all’11%. Le prestazioni e l’affidabilità sono garantite per 20 anni, ed
includono lo smaltimento e il riciclo a fine vita.
L’interesse per gli sviluppi tecnologici relativi
alle celle al CdTe è molto elevato a livello internazionale a causa soprattutto del basso costo di
produzione, cui si accompagna un discreto livello
di efficienza ed una buona stabilità nel tempo. First
Solar ha dichiarato di aver prodotto nel 2009 un
volume pari a circa 1.200 MW/anno con costi
inferiori a 0,7 €/W, circa la metà rispetto al costo
del silicio cristallino. Valutazioni effettuate da osservatori accreditati stimano i costi di produzione
attorno a 0,3 €/W entro i prossimi 5 anni.
Le aspettative di miglioramento sono legate in
primo luogo al perfezionamento dei contatti elettrici all’interno dei singoli moduli, all’introduzione
nel processo produttivo di altre fasi per aggiungere ulteriori strati assorbitori, all’ulteriore contenimento dell’impatto ambientale (si veda box 1.2).
È da tenere in conto però la scarsità del Tellurio,
che a livello mondiale potrebbe garantire una produzione limitata a qualche GW all’anno.
Nel mondo operano solo 11 produttori di celle
al CdTe, fra cui i principali sono l’americana
First Solar, le tedesche Calyxo e Antec e, anche
se non ancora completamente operativa, l’ita-
6
Lo strato tampone o “buffer” superficiale utilizzato per queste celle (spessore 0.07-0.1 nanometri è il solfuro di cadmio (CdS), un eccellente
semiconduttore che ha buone proprietà di trasparenza. Lo strato sottostante di CdTe ha uno spessore di circa 5 nanometri e viene depositato
con tecniche molto semplici di sublimazione in ambiente chiuso a 400-600°C.
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1. IL fotovoltaico
Box 1.2
La pericolosità ambientale e la tossicità del cadmio
Un recente studio condotto dai laboratori americani
NREL esamina gli aspetti legati alla pericolosità ambientale e alla tossicità del cadmio, sia nelle fasi di costruzione dei moduli, sia considerando il potenziale
rilascio all’ambiente durante l’esercizio dei moduli
stessi o durante le fasi di dismissione. I risultati mettono in luce come il problema assuma una dimensione marginale. Il CdTe non è assimilabile al cadmio
metallico, poiché è un prodotto altamente stabile, ad
alto punto di fusione e insolubile in acqua. Un modulo a base di CdTe contiene pochissimo cadmio, meno
dell’uno per mille in peso, e meno, per metro quadrato, di un’ordinaria pila al Ni-Cd. Inoltre, come detto
sopra, il cadmio nel modulo è in una forma assolutamente stabile. Nel modulo fotovoltaico il cadmio è
legato al Tellurio e incapsulato, quindi la tecnologia
fotovoltaica fornisce una soluzione efficace per il sequestro del cadmio.
Può essere relativamente facile e vantaggioso riciclare completamente i moduli alla fine della loro vita, che
comunque è di almeno 25-30 anni. Inoltre, data la loro
natura, non è facile per l’utente disperdere i moduli
nell’ambiente come succede invece spesso con le pile. Il
riciclo dei moduli risolve completamente ogni problema
di carattere ambientale. Si consideri infine il fatto che il
41,3% dell’esposizione umana al cadmio deriva dall’utilizzo di fertilizzanti, il 22% dall’utilizzo dei combustibili
fossili, oltre il 16% dalla produzione di ferro e acciaio e
così via fino ad arrivare a un 2,5% legato dall’utilizzo di
prodotti del cadmio quali le batterie Ni-Cd. I moduli fotovoltaici al CdTe porterebbero sul mercato ancora meno
cadmio di quanto non lo facciano le batterie.
liana Arendi. Di fatto in questo momento la politica commerciale dei produttori è quella di rivolgersi direttamente a clienti che installano grandi
impianti, per cui le applicazioni finora realizzate
sono destinate a coperture di grandi edifici commerciali o a sistemi a terra con potenza superiore
a 1 MW.
grandi superfici a costi molto ridotti, a partire
da una soluzione liquida in forma di inchiostri o
paste, o attraverso semplici processi di evaporazione. È possibile quindi usare metodi tipici dell’industria della stampa riducendo drasticamente
i costi energetici di fabbricazione, unitamente a
quelli per l’acquisto del materiale e di processo.
La gamma di celle solari organiche è molto ampia e
si trova attualmente a diversi livelli di maturazione
tecnologica e di ricerca: in un elenco non esaustivo,
tra le tecnologie più promettenti possiamo individuare le celle dye sensitized (o DSSC), le celle totalmente organiche (anche dette plastiche), e le celle
ibride organiche/inorganiche.
Al momento varie realtà industriali, tra cui la
Konarka Technologies, G24I, DyeSol, Aisin Seki,
Hitachi e Sharp, stanno investendo risorse nello
sviluppo di questo tipo di tecnologia. La vera sfida consiste nell’adattamento di processi produttivi
consolidati e a basso costo, quali quelli utilizzati
nell’industria della stampa, in modo da consentirne l’applicazione all’industria fotovoltaica. Occorre
tuttavia notare che al momento non sono ancora
disponibili prodotti commerciali: si tratta infatti
di tecnologie studiate in laboratorio o in qualche
caso di prototipi dimostrativi. Si stima però che i
primi modelli commerciali saranno disponibili
tra 3-5 anni con un costo di produzione atteso
inferiore a 0,5 €/W8 .
Interessanti prospettive di sviluppo sono attese
anche dalle cosiddette celle fotovoltaiche “di terza generazione”. La definizione convenzionale di
queste celle è piuttosto ambigua, tuttavia una prima tipologia di celle che si possono ricondurre a
questa categoria sono quelle basate su tecnologie
con semi-conduttori di tipo organico7 (le celle di
prima e seconda generazione invece sono tutte basate su semi-conduttori inorganici).
Nelle celle solari organiche la parte fotoattiva è
basata sui composti organici del carbonio: tipicamente si tratta di polimeri.
La struttura fondamentale di una cella organica è
semplice: viene detta a sandwich ed è composta da
un substrato, generalmente vetro ma anche plastica
flessibile, e da una o più pellicole sottilissime, che
contengono i materiali fotoattivi, interposte tra due
elettrodi conduttivi di cui almeno uno trasparente.
Un potenziale enorme vantaggio dei materiali
fotovoltaici organici risiede nel fatto che possono essere depositati sotto forma di pellicola su
Rientrano in questa categoria le celle definite di tipo ibrido, con semi-conduttore organico-inorganico.
Oltre alle celle organiche rientrano nella categoria delle celle di terza generazione, anche se il loro sviluppo è attualmente ad un livello più arretrato:
le celle quantum dot, le hot-carrier, le celle in silicio nano-strutturato e le celle termo-fotoniche.
7
8
28
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1.1 La tecnologia
1.1.3 Lo sviluppo delle tecnologie
del fotovoltaico “a concentrazione”
Il fotovoltaico a concentrazione (CPV–
Concentrating Photo-Voltaic) si propone di diminuire i costi di impianto attraverso la riduzione
delle quantità di materiali semiconduttori impiegati per le celle, che in un impianto fotovoltaico
rappresentano il costo principale. L’area coperta
dal semiconduttore impiegato nelle celle, infatti, a
pari potenza elettrica nominale del sistema viene
sostanzialmente ridotta di un fattore pari alla concentrazione ottica. Il fattore di concentrazione varia da un valore di poche unità nei sistemi a minore concentrazione fino ad un valore prossimo
a 1.000 nei sistemi a concentrazione più elevata
finora studiati. I sistemi ottici di concentrazione
possono essere basati sul meccanismo della riflessione (specchi) oppure più spesso su quello della rifrazione (lenti). In aggiunta alla drastica riduzione di materiale impiegato, con la concentrazione
si ottiene in generale un rendimento della cella
più elevato, in quanto, nonostante l’effetto negativo legato alle più alte temperature di lavoro,
in queste condizioni aumenta la corrente di illuminazione che si genera per effetto fotovoltaico,
quindi l’efficienza della cella. Da notare poi che,
grazie alla modesta superficie di celle impiegate,
risulta molto spesso interessante adottare celle di
elevato rendimento, come per esempio le celle multi-giunzione, nonostante il loro costo maggiore. Da
ultimo è possibile sottolineare che, a differenza dei
moduli fotovoltaici tradizionali, questa tecnologia
per sua natura è in grado di convertire in energia
elettrica la sola radiazione diretta proveniente
dal sole e necessita quindi di meccanismi di movimentazione (tracking) per ottenere l’inseguimento della radiazione solare. Per tale ragione
l’applicazione degli impianti CPV risulta maggiormente indicata in zone con forte insolazione
diretta, come le zone desertiche o sub-tropicali.
I costruttori di moduli a concentrazione si stanno
orientando su diverse filosofie costruttive: sistemi
ad alta concentrazione (da 400X fino a circa 1.000X)
che impiegano celle multi-giunzione basate su arseniuro di gallio (GaAs) derivate dalla tecnologia spaziale, sistemi a media concentrazione (tipicamente
10X-20X) che utilizzano celle in silicio monocristallino di elevata qualità, e infine sistemi a bassa concentrazione (2X-3X) basati su moduli convenzionali in silicio e realizzati mediante semplici specchi
applicati ai lati del modulo. E’ difficile al momento
prevedere quale tecnologia conseguirà in futuro i
migliori risultati in termini di riduzione del costo
del kWh generato, anche se si osserva come negli
ultimi anni i maggiori costruttori stiano puntando su sistemi ad alta concentrazione.
I sistemi ad alta concentrazione sono del tipo
“Point Focus”, in cui ogni cella solare ha una sua
ottica dedicata e la concentrazione è di tipo puntuale. Per questi sistemi si registra un costante aumento di efficienza, che suscita un crescente interesse
verso queste tecnologie. Il record attuale di 41,6%
è detenuto da una cella a tripla giunzione GaInP/
GaInAs/Ge e il trend di crescita del rendimento è
circa dell’1% all’anno. Si stima che nei prossimi anni
possano essere facilmente raggiunti valori di efficienza del 50%9. Le tecnologie ad alta concentrazione
dovrebbero potenzialmente rivolgersi al mercato delle centrali solari, in diretta concorrenza con la tecnologia del solare termodinamico a concentrazione. A
differenza di quest’ultima, la tecnologia CPV avrebbe il vantaggio di non richiedere la presenza di acqua
e di aver maggior flessibilità in termini di taglia di
impianto, per cui il rendimento e quindi il costo della
centrale non risulterebbero legati all’effetto di scala.
Il settore CPV sta crescendo rapidamente, con
ormai decine di aziende che sviluppano nuovi
prodotti. In questo periodo gli investimenti complessivi nel CPV sono stati nell’ordine di 1 miliardo di dollari. Nel mondo vi sono ormai decine di
produttori coinvolti nel mercato del fotovoltaico
ad alta concentrazione. Tra quelli che hanno dichiarato una capacità produttiva maggiore di 10
MW/anno citiamo: Amonix (USA), Concentracion
Solar La Mancha (Spagna), Concentrix Solar
(Germania), Emcore (USA), Green and Gold
(Australia), Guascor Foton (Spagna), Isofoton
(Spagna), SolFocus (USA). La sfida attuale è quella
di passare dai prototipi e dalla fase dimostrativa
alla industrializzazione vera e propria del prodotto e alla produzione su larga scala.
1.1.4 Gli sviluppi tecnologici
degli inverter
L’inverter è un componente chiave dell’impianto
fotovoltaico poiché influenza il rendimento e l’efficienza globale dell’impianto ed è essenziale nell’in-
9
Tra i principali produttori di celle multi-giunzione è possibile citare Azur Space (Germania), Emcore (USA) e Spectrolab (USA) che hanno nel complesso
una capacità produttiva compresa tra 100 e 300 MW.
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29
1. IL fotovoltaico
Figura 1.6
Trend di crescita dell’efficienza europea media degli inverter negli ultimi 5 anni
99
98
Max con trasformatore
Efficienza europea (%)
97
96
Max senza trasformatore
95
94
Media con trasformatore
93
Media senza trasformatore
92
91
Media totale
90
0
8
200
201
7
200
Gli inverter con trasformatore (o inverter stringa) sono tipicamente impiegati negli impianti di
medie e grandi dimensioni e sono in grado da soli
di gestire potenze da 30 kW sino da 1 MW (e in taluni casi anche 2 MW), mentre gli inverter senza
trasformatore (o transformerless) sono utilizzati
per gli impianti di piccole dimensioni (sino a 2030 kW di potenza). Dall’analisi della distribuzione dell’efficienza di conversione dei prodotti sul
mercato emerge come la maggioranza degli apparecchi per cui siano disponibili i dati si collochi
nella fascia compresa tra 93 e 94% nel caso di inverter con trasformatore, mentre per gli apparecchi “transformerless” la maggioranza si attesta
su valori di efficienza del 97-98%. I ricercatori del
Fraunhofer Institut di Friburgo (ISE), a fine 2009,
hanno annunciato di aver realizzato inverter fotovoltaici dotati di un’efficienza pari al 98,5%.
9
6
200
terfacciamento con la rete. L’efficienza di trasformazione degli inverter è uno dei parametri critici
dell’intero impianto fotovoltaico in quanto è ad
essa che si deve l’effettiva produzione di energia
elettrica immessa in rete (rispetto a quella generata in uscita dai moduli). Il trend di crescita dell’efficienza di trasformazione degli inverter – misurata secondo lo standard europeo10 – negli ultimi
5 anni è riportata in figura 1.6.
200
5
200
89
Questo record è stato ottenuto nel corso di un test
condotto su un inverter monofase con potenza nominale di 5 kW impiegando un nuovo componente, il MOSFET (Metal Oxide Semiconductor Field
Effect Transistor), basato sul carburo di silicio, un
tipo di materiale fino ad oggi applicato nei LED
bianchi che stanno rivoluzionando la tecnologia
dell’illuminazione. Il team di Friburgo è riuscito
a ridurre dal 30 al 50% la dissipazione di potenza
degli inverter convenzionali.
Inverter con un’efficienza di conversione elevata presentano normalmente anche una durata
in esercizio più lunga: maggiore efficienza significa infatti minori perdite di energia “interne” e
quindi componenti più raramente sottoposte a sovraccarico e quindi meno soggette al processo di
logoramento. Oltre a questo, un’efficienza più alta
influisce anche sui costi del sistema: un’efficienza bassa significa maggiori perdite, maggiore
dissipazione di calore e quindi necessità di sistemi di raffreddamento più efficienti e quindi
più costosi. Nel caso di inverter con efficienze
più basse c’è quindi da considerare, oltre al “costo” per il mancato rendimento, anche il costo
di componenti tecniche aggiuntive per gestire il
raffreddamento.
L’incremento dell’efficienza registrata negli ultimi
10
In effetti, esistono differenti modalità di calcolo dell’efficienza di trasformazione degli inverter con anche forti disomogeneità nei risultati ottenuti.
Ad esempio l’efficienza “californiana” è ottenuta assegnando un peso maggiore all’efficienza di trasformazione che si ottiene in concomitanza con le ore
di maggior insolazione, mentre l’efficienza “europea” effettua il calcolo in modo più omogeneo sull’intero periodo di funzionamento. Ne consegue che
particolare attenzione deve essere posta in sede di confronto fra prodotti che riportino efficienze calcolate secondo standard differenti.
30
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1.1 La tecnologia
anni è dovuto ad una serie di avanzamenti tecnologici cui le imprese produttrici di inverter hanno
dedicato gran parte dei loro investimenti in ricerca
e sviluppo:
• primo fra tutti si può citare lo sviluppo dell’architettura transformerless per i piccoli impianti, che ha consentito di guadagnare oltre
un punto percentuale di efficienza rispetto alle
“tradizionali” soluzioni a stringa per la medesima taglia di impianti;
• inoltre sono stati sviluppati sistemi ad hoc per
gestire situazioni di ombreggiamento particolarmente problematiche o con funzionalità aggiuntive quali l’emergency power supply. In particolare, sono stati messi a punto in questo ambito
dei nuovi prodotti che consentono (attraverso particolari algoritmi) la rilevazione quasi in tempo reale di un ombreggiamento parziale dei moduli e
della conseguente caduta di tensione all’interno
della relativa stringa. Sulla base di queste informazioni, il sistema aggiorna la propria configurazione per mantenere livelli di efficienza elevati attraverso l’esclusione della parte di stringa del sistema
solo parzialmente irraggiato. Negli ultimi anni
poi sono state sviluppate soluzioni adatte al funzionamento in ambienti climatici “aggressivi”,
quali per esempio le zone costiere che presentano
l’annoso problema della salsedine – per le quali
sono stati pensati sistemi di protezione ad hoc degli inverter – oppure le aree particolarmente calde,
ove è possibile impiegare tecnologie – quali l’OptiCool System sviluppato da SMA – che permettono
agli inverter di lavorare a temperature sino a 4550 °C mantenendo le medesime performance delle
condizioni nominali;11
• infine, uno sforzo significativo è stato compiuto per l’ottimizzazione del design del sistema
complessivo. Sono principalmente tre gli aspetti
di progettazione su cui si è agito: (i) la capillarità dei sottocampi, in cui si divide il “campo
fotovoltaico” – a ciascuno dei quali corrisponde
un inverter – che dovrebbero avere caratteristiche il più possibile omogenee sia in relazione alla
qualità dei moduli sia in relazione alle diverse
condizioni ambientali (quali ad esempio il mismatching12). Il guadagno in termini di efficienza di sistema che si può raggiungere con una
buona suddivisione del sistema in sottocampi
può variare dal 3 al 5%; (ii) il corretto dimensionamento dell’impianto (ovvero la definizione
della lunghezza delle stringhe) che può portare
a guadagni che vanno dallo 0,5% al 2% sull’efficienza complessiva del sistema; (iii) l’introduzione della configurazione “master-slave”13 – di
cui è stata recentemente proposta da SMA un’ulteriore evoluzione chiamata “team” – che garantisce un’efficienza di conversione mediamente
più alta perché consente al sistema, attraverso il
meccanismo delle inclusioni ed esclusioni degli
inverter, di lavorare per un tempo maggiore al
massimo della curva di rendimento.
Box 1.3
Le smart-grid e gli inverter
Le smart-grid – o reti “intelligenti” per la distribuzione
di energia elettrica – sono reti bidirezionali (ovvero in
grado di gestire indifferentemente e su scala locale l’immissione ed il prelievo di energia elettrica dalla rete) e
modulari, dove gli eventuali surplus di energia di alcune zone vengono “riallocati”, in modo dinamico ed in
tempo reale, in altre aree. Queste reti sono regolate da
software di gestione. Sono ormai molte le opinioni di
esperti che ritengono lo sviluppo della “rete intelligente” una possibile chiave di volta per un nuovo sistema
energetico distribuito, in grado di ottimizzare il contributo della produzione di energia da fonti rinnovabili.
In questo scenario, l’inverter è considerato un compo-
nente essenziale dal punto di vista della rete per la vasta
gamma di funzioni che è chiamato a svolgere. In particolare, oltre a convertire la corrente continua in corrente alternata e fungere da interfaccia tra i sistemi di
conversione di energia, i carichi locali e la rete, l’inverter avrebbe la funzione di gestire le variazioni di energia
elettrica dovute ai diversi livelli di generazione prodotta
dalle fonti rinnovabili, dei carichi variabili e delle tensioni variabili della rete. Gli inverter, infatti, potrebbero
influenzare la frequenza e il livello di tensione della rete
e sembrano quindi essere il principale mattone costruttivo delle future reti intelligenti su scala locale, ovvero
per livelli di tensione medi e bassi.
L’efficienza che viene misurata in laboratorio è in situazioni standard a una temperatura media di 25°C.
L’effetto del mismatching deriva da cause esterne quali: ombreggiamento parziale del campo fotovoltaico, tolleranze intrinseche dei pannelli,
diverse superfici di installazione.
13
E’ una configurazione che prevede che sia assegnata una priorità prestabilita ai diversi inverter, che entrano in funzione uno dopo l’altro al crescere
della corrente generata dall’impianto fotovoltaico.
11
12
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31
1. IL fotovoltaico
L’analisi condotta ha permesso di rilevare che:
(i) un incremento del livello di efficienza di 4,5
punti percentuali – che rappresenta il range tra
efficienza media e efficienza massima per inverter con trasformatore (si veda figura 1.6) – aumenta dell’1,8% l’IRR di un “impianto tipo” da
200kW; (ii) variazioni positive di un punto percentuale di efficienza dell’inverter portano ad un
incremento dell’IRR dello 0,5%.
Il ruolo dell’inverter nel garantire la profittabilità
complessiva del sistema appare essere quindi particolarmente critico e meritevole di un’attenta analisi
nella scelta della soluzione tecnologica più adatta
alle specifiche esigenze dell’impianto.
32
E’ interessante notare, da ultimo, come gli inverter di ultima generazione offrano funzionalità
aggiuntive che vanno ben oltre la mera “trasformazione” di corrente continua in corrente alternata (si veda paragrafo 1.4.7). In particolare,
quasi ogni inverter proposto sul mercato fornisce
oggi funzioni di data-logging che vengono utilizzate soprattutto per il monitoraggio del funzionamento dell’inverter e del campo fotovoltaico. In
genere i dati vengono registrati con una frequenza
predefinita (5, 30 o 60 minuti) e successivamente
trasferiti ad un sistema di monitoraggio per la valutazione di eventuali malfunzionamenti.
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1.2
La normativa
E’ indubbio che uno dei temi su cui si è più dibattuto nel corso del 2009 sia stato il sistema di
incentivazione per le installazioni fotovoltaiche in
Italia. Tuttavia, se da un lato è innegabile, come
insegna anche l’esperienza di altri Paesi in Europa
– oltre ad essere uno degli argomenti più frequentemente usati dai detrattori del fotovoltaico – che
lo sviluppo del settore sia ancora legato “a doppio
filo” alla disponibilità di sussidi che rendano economicamente vantaggiosa la produzione di energia
elettrica da fonte solare, dall’altro lato è altrettanto
importante sottolineare come i fattori da tenere
in considerazione per valutare correttamente la
bontà o meno di un sistema di incentivazione siano diversi, eterogenei fra di loro e con interrelazioni spesso non così evidenti.
L’obiettivo di questo capitolo è quello, per quanto
possibile, di fare chiarezza analizzando il problema
dei meccanismi di incentivazione del fotovoltaico
attraverso:
• il confronto con le soluzioni adottate dai diversi Paesi europei e con le esperienze più significative e/o innovative a livello internazionale;
• la valutazione delle diverse “forme di incentivazione”, sia dirette (ad esempio attraverso
contributi in conto capitale alle installazioni) sia
indirette (ad esempio in termini di riduzione dei
tempi di disbrigo delle pratiche autorizzative) che
si affiancano al meccanismo delle tariffe feed-in
e che, come si vedrà nel paragrafo 1.2.4, riescono a spiegare in parte le differenze – fra Regioni
ed anche fra Province all’interno della medesima
Regione – nella diffusione del fotovoltaico;
• la stima delle entrate di natura fiscale – sia
quelle direttamente connesse all’installazione
dell’impianto, sia quelle legate al funzionamento durante la sua vita utile (ossia legate alla produzione di energia elettrica), sia infine quelle che
attengono alla sua realizzazione (ossia corrisposte dalla “filiera” del fotovoltaico italiano) – che
rappresenta un inevitabile termine di paragone
14
rispetto al quale considerare gli esborsi connessi
all’erogazione degli incentivi;
• la stima – su diversi scenari di potenza installata e di livello di incentivazione – delle risorse
finanziarie che l’Amministrazione Pubblica
deve assicurare per supportare il meccanismo
delle tariffe feed-in in Italia.
Il quadro che ne esce è decisamente molto più articolato di quanto forse un po’ troppo spesso viene presentato e spinge ad una serie di importanti
riflessioni sulle ricadute “concrete” del fotovoltaico, che verranno poi riprese e ulteriormente affrontate nel capitolo 1.3.
1.2.1 Il nuovo panorama
a livello europeo
La tabella 1.1 mette a confronto le tariffe incentivanti per l’energia prodotta da impianti fotovoltaici
in vigore nel 2009 con quelle dell’anno precedente,
in tre Paesi europei (Germania, Grecia e Spagna),
oltre ovviamente all’Italia.
La scelta non è ovviamente casuale e riflette anzi
la volontà di investigare l’impatto che la normativa (ed il sistema di incentivazione in particolare)
può avere, in positivo o in negativo, sullo sviluppo del fotovoltaico. I tre Paesi presi a riferimento
sono infatti “rappresentativi” di altrettanti “stadi” di sviluppo del settore:
• la Germania, leader indiscussa in Europa (e per
ora, in attesa della “partenza” dell’Asia o degli
USA, anche a livello mondiale) per potenza fotovoltaica complessivamente installata con i suoi 8,3
GW, che nel corso del 2009 ha continuato a registrare – nonostante i ritocchi alle tariffe – una
crescita impressionante dell’installato (oltre 3
GW contro i poco più di 1,3 GW del 2008)14;
• la Spagna, follower di lusso, che dopo aver
drasticamente ridotto il distacco con la prima
E’ probabile che il valore salga a circa 4 GW a causa delle imprecisioni di calcolo dell’autorità tedesca di regolamentazione delle telecomunicazioni.
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33
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.1
Tariffe feed-in (€/kWh) nei principali Paesi europei
Potenza
(kW)
1-3
3-20
20-100
100-1.000
1.00010.000
Tipo di
impianto
Germania
Grecia*
Spagna
Italia
2008
2009
2008
2009
2008
2009
2008
2009
Integrato
0,4675
0,4301
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,49
0,4802
Non
integrato
0,4675
0,4301
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,4
0,392
Integrato
0,4675
0,4301
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,46
0,4508
Non
integrato
0,4675
0,4301
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,38
0,3724
Integrato
0,4562
0,4197
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,44
0,4312
Non
integrato
0,4562
0,4197
0,49051
0,4778
0,4404
0,34
0,36
0,3528
Integrato
0,4399
0,3959
0,44051
0,4278
0,4175
0,34
0,44
0,4312
Non
integrato
0,4399
0,3959
0,44051
0,4278
0,4175
0,34
0,36
0,3528
Integrato
0,4399
0,33
0,44051
0,4278
0,4175
0,32
0,44
0,4312
Non
integrato
0,4399
0,33
0,44051
0,4278
0,4175
0,32
0,36
0,3528
* per il 2008 e il 2009 è stata calcolata la media delle tariffe feed-in in vigore sulle isole e sul continente
d’Europa nel corso del 2008 – con i suoi quasi
4 GW complessivamente installati ed un balzo
di oltre 3,5 GW rispetto al 2007 (quando ancora
misurava in poche centinaia di MW il proprio
“peso” nel fotovoltaico) – ha invece vissuto nel
2009 il suo annus horribilis installando poco
più di 400 MW, registrando un calo di quasi il
90% rispetto all’anno precedente;
• la Grecia, che solo nel 2009 ha realmente mosso
i primi passi significativi nel fotovoltaico, portando il totale della potenza installata dai 18 MW
di fine 2008 a oltre 52 MW.
La scelta tedesca – non a caso frutto di un ampio
confronto fra il Governo e le associazioni industriali del fotovoltaico – appare sicuramente la più
interessante, anche in considerazione dei risultati ottenuti. I tagli più consistenti (nell’ordine del
25%) si sono concentrati sulle grandi installazioni, oltre il MW di potenza di picco, mentre impianti medi e piccoli hanno beneficiato di riduzioni delle tariffe più contenute, rispettivamente
del 10% e dell’8%.
Il percorso di evoluzione delle tariffe feed-in
tracciato dal nuovo piano tedesco per il fotovoltaico prevede poi, nel 2010 e nel 2011, ulteriori riduzioni la cui entità complessiva dipenderà
anche dalle effettive nuove installazioni realizzate
nei due anni.
Nel 2011, in ogni caso, si attendono riduzioni
medie del 15% per le tariffe incentivanti. Una
34
ulteriore revisione delle tariffe è prevista a partire
dal 2012.
La stabilità del sistema di incentivazione, che – a
parte il caso peraltro più “teorico” che reale degli
impianti sopra il MW “a tetto” – prevede un taglio
delle tariffe complessivamente inferiore al 30%
spalmato su 3 anni, ha avuto un triplice effetto
positivo: (i) spingere le imprese tedesche, già fra le
più “mature” del settore, a muoversi ulteriormente verso l’efficientamento dei sistemi produttivi,
della logistica e dell’attività di installazione e, di
conseguenza, a ridurre i prezzi per il cliente finale
mantenendo però fermi (crisi a parte) i livelli di
marginalità; (ii) “tranquillizzare” gli investitori
e chi stava valutando la possibilità di installare un
impianto fotovoltaico, fornendo loro un orizzonte
di pianificazione con regole ben definite; (iii) ridurre il “peso” degli incentivi al fotovoltaico sul
bilancio dello Stato, facendo un ulteriore passo
in avanti verso l’auto-sostenimento del settore.
Se la scelta tedesca appare essere pienamente coerente con la volontà di rafforzare la leadership a livello europeo, pur nella necessità di “salvaguardare”
i conti pubblici, di tutt’altro tenore (e però anche,
come si è visto prima, risultato) sono le modifiche
al sistema di incentivazione decise dalla Spagna. Il
calo delle tariffe è stato qui pari, in media, a circa
il 22% con valori dell’incentivazione passati a 0,34
€/kWh per i piccoli impianti e a 0,32 €/kWh per le
grandi centrali (segmento quest’ultimo sempre pri-
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1.2 La normativa
vilegiato dal governo spagnolo e che nel 2008 è stato
alla base della “esplosione” della potenza fotovoltaica
installata). Un calo così brusco ha disorientato gli
investitori e – in un anno già particolarmente negativo come il 2009 – bloccato gli investimenti in
“parchi fotovoltaici”, fermando come visto a poche
centinaia di MW le nuove installazioni. A dare però
il vero “colpo di grazia” al fotovoltaico spagnolo è
stata indubbiamente l’introduzione del meccanismo – che già aveva dato prova di scarso successo
altrove – del maximum cap per le nuove installazioni, fissato a 500 MW nel 2009 e a 502 MW nel
2010. L’introduzione del limite sulle installazioni,
infatti, ha un effetto per certi versi “perverso”: da un
lato, introducendo grande aleatorietà nella concessione dell’incentivo (per la difficoltà a priori di sapere se, visto l’ordine di presentazione delle domande, si rientrerà o meno nel contingente incentivato),
incrementa il rischio dell’investimento, dall’altro
lato spinge a comportamenti speculativi sulle nuove
installazioni.
È estremamente importante far notare che da un
punto di vista meramente tecnico le nuove tariffe
spagnole sarebbero comunque in grado (si pensi
al confronto con il caso tedesco, ma con la “correzione” della maggior insolazione15) di sostenere la
profittabilità di un investimento in fotovoltaico.
Tuttavia, l’aleatorietà cui si faceva riferimento e
il tetto alla capacità massima installabile – che
è stata interpretata come una “presa di posizione”
avversa al fotovoltaico – sono state più che sufficienti a deviare altrove l’entusiasmo (che pure abbiamo visto è rimasto intatto) degli operatori.
Il caso della Grecia, infine, è estremamente significativo perché permette di chiarire come le tariffe
feed-in , che pure sono leggermente diminuite nel
corso del 2009 (-4% per gli impianti di medie dimensioni e –15% per le centrali fotovoltaiche), rappresentino solo uno degli aspetti da prendere in
considerazione per analizzare l’impatto della normativa sullo sviluppo del settore. La crescita del
mercato greco (con l’installato totale cresciuto del
188% rispetto al 2008) può essere infatti spiegata
guardando a tre aspetti:
• un importante “snellimento” burocratico, introdotto a partire dal 15 gennaio 2009, che ha
consentito di “sbloccare” l’iter autorizzativo per
gli impianti fotovoltaici, praticamente fermo dal
marzo 2008 per problemi connessi all’interpretazione delle norme ed allo smaltimento delle
domande arretrate;
• un piano di incentivi ad hoc per i piccoli impianti residenziali (fino a 10 kW “a tetto”) che
garantisce per 25 anni, ovvero per ulteriori 5
anni rispetto al resto degli impianti, una tariffa
agevolata straordinaria di 0,55 €/kWh nel caso
in cui al fotovoltaico vengano abbinati “sistemi
di produzione di acqua calda sanitaria da fonte
rinnovabile” (ossia impianti solari termici);
• la disponibilità, da cumulare alle tariffe feedin, di finanziamenti agevolati a copertura governativa sino al 40% del valore totale dell’investimento per impianti con un costo totale
superiore a 100.000 €, corrispondenti circa a 25
kW di potenza.
Appare quindi possibile tracciare – dando per
scontato come più volte ricordato l’imprescindibile
presenza di un sistema di tariffe feed-in sufficientemente remunerativo – un percorso di sviluppo
“virtuoso” della normativa che interessa il settore fotovoltaico:
• condizione indispensabile per garantire la crescita delle installazioni è la semplificazione dell’iter
autorizzativo per la realizzazione e l’allaccio alla
rete degli impianti e di accesso ai meccanismi di
incentivazione. La predisposizione di procedure
chiare, facilmente comprensibili da parte dell’utente finale (soprattutto per quanto riguarda il segmento di mercato delle installazioni residenziali)
e soprattutto omogenee sul territorio nazionale
hanno storicamente rappresentato (in Germania e
Spagna prima e di recente, come visto, in Grecia)
un punto di snodo fondamentale per “accelerare”
il numero di installazioni. I vantaggi di un sistema autorizzativo “snello” sono infatti molteplici: (i)
per gli utenti residenziali esso rappresenta un segno inequivocabile di “trasparenza” del processo
e favorisce quindi il superamento dell’inevitabile
inerzia all’adozione di “nuove” tecnologie; (ii) per
i gruppi industriali e gli investitori che hanno
invece l’obiettivo di realizzare impianti di grandi
dimensioni, la riduzione dei tempi di autorizzazione (conseguenza diretta e naturale della semplificazione procedurale) si traduce in minori costi
di “immobilizzazione” del capitale e quindi – a
parità di altre condizioni – maggiori ritorni attesi
15
Una centrale da 1 MW in Spagna assicura una produzione media annuale di 1.350.000 kWh/kW, contro i 900.000 kWh/kW di un analogo impianto
installato in Germania.
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35
1. IL fotovoltaico
redditizie e soprattutto più “pesanti” in termini
dall’investimento16; (iii) per gli operatori del settore conta soprattutto l’omogeneità delle procedi ricadute occupazionali e sul tessuto economidure a livello nazionale, che facilita lo sviluppo di
co ed imprenditoriale (si veda capitolo 1.4) – è
competenze specifiche e l’elaborazione delle offerte
quello di adeguare “progressivamente” il meccommerciali;
canismo di tariffe feed-in , da un lato spingen• il passo successivo consiste nell’introduzione
do le imprese a massimizzare la loro efficienza e
di meccanismi di supporto – a livello locale, ma
dall’altro “scremando” le operazioni che hananche qui meglio sarebbe disporre
no come obiettivo la produzione di
“Uno
dei
maggiori
colli
di
bottiglia
di strumenti validi su tutto il terrienergia da fonte solare da quelle in
Italia per il fotovoltaico? Senza
torio nazionale – che permettano di indubbio
cui prevale invece una componente
l’iter autorizzativo e la
ridurre l’investimento necessario
speculativa.
macchina burocratica
in alcuni casi anche
soprattutto per le medie e grandi che rallentano,
pesantemente, la messa
E’ indubbio come questo sia anche il
installazioni17. Affiancandosi alle
in funzione dell’impianto”
tariffe feed-in, questo tipo di incenpasso più delicato visto che, come inAmministratore delegato
tivi favorisce un più rapido sviluppo
segna il caso della Spagna uno scarto
di un’impresa di distribuzione
del settore e, soprattutto, un magtroppo “brusco” – anche se in parte
giore bilanciamento nella presengiustificabile con i timori per i conti
za di impianti di piccole e grandi dimensioni.
pubblici – rischia di vanificare quanto fatto in preLa scelta greca, ad esempio, se confrontata con
cedenza e danneggiare l’intero settore industriale del
quella spagnola (che invece ha privilegiato con
fotovoltaico nazionale. Una pianificazione di lungo
il proprio sistema di tariffe quasi esclusivamente
termine, accompagnata dalla capacità di tenere
i grandi impianti) mette in evidenza la volontà
“salda la barra” anche nei periodi di crisi, è presupdel governo nazionale di evitare eccessi nell’uno
posto indispensabile per poter cogliere le opportunio nell’altro verso;
tà del fotovoltaico ben sapendo (si veda paragrafo
• il terzo passo – da attuarsi solo una volta che si
1.3.4) che il traguardo dell’indipendenza del settore
sia sviluppata una filiera nazionale, sia nelle fasi
dai sussidi governativi è – seppure ancora lontano –
a valle che in quelle a monte, per certi versi più
ormai in vista.
Box 1.4
Il piano francese nel 2010 per il fotovoltaico
Le nuove tariffe pianificate in Francia, a cui EDF acquisterà nel 2010 l’elettricità fotovoltaica – 0,602 €/kWh
per gli impianti integrati ad alta valenza estetica, 0,45
€/kWh per gli impianti integrati con almeno 3 kW di
potenza installata, da 0,328 a 0,394 per gli impianti
con potenza superiore ai 250 kW a seconda del valore
dell’irraggiamento e infine 0,328 €/kWh per tutti gli
altri edifici – sono meno generose di quanto annunciato nell’estate 2009 da parte del Ministro dell’Ambiente
francese. In realtà, le nuove tariffe stanno provocando
una certa confusione, poiché prediligono le soluzioni architettonicamente integrate e di maggior pregio
estetico, evidentemente minoritarie rispetto al potenziale delle installazioni e non sono definite in base alla
potenza, e questo potrebbe portare ad avvantaggiare
enormemente il settore delle centrali che hanno costi di
investimento inferiori. A fine settembre la potenza installata nella Francia europea era di circa 174 MW. Le
nuove tariffe, come detto, potrebbero attirare investitori
esteri per il settore delle centrali. In particolare a giugno
di quest’anno erano già state presentate richieste per 1,9
GW, con il rischio che possano manifestarsi investimenti speculativi come nel caso della Spagna.
Un ulteriore ostacolo allo sviluppo del mercato francese
proviene anche dalla complessità delle procedure di allacciamento, con tempi estremamente dilatati, che possono arrivare anche a 5 mesi per i piccoli impianti e a 10
per quelli di medie dimensioni (200 kW). Inoltre è stata
presa la decisione – per evitare eccessivi aggravi di spesa
da parte del Governo – di ammettere alle più generose
tariffe del 2009, fra le innumerevoli richieste che ovviamente si sono avute nei mesi finali dell’anno, solo gli
impianti che all’11 gennaio 2010 avessero già presentato
richiesta di allacciamento alla rete. Inutile sottolineare
come le previsioni di crescita del fotovoltaico in Francia
nel 2010 sono state riviste al ribasso.
Su questo punto si veda paragrafo 1.2.5, ove viene esplicitamente considerato questo “costo” di immobilizzazione del capitale.
Nel mercato residenziale, infatti, è assai diffuso il meccanismo del “chiavi in mano” con l’investimento iniziale coperto attraverso la contrazione di un
mutuo bancario, che viene ripagato con parte dei flussi di ricavo generati dalla produzione di energia elettrica dell’impianto una volta entrato in funzione,
mentre per gli impianti di medio-grandi dimensioni non è ancora entrato a regime un meccanismo di questo tipo.
16
17
36
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1.2 La normativa
Box 1.5
Il Piano India
L’annuncio ufficiale del Governo indiano – contenuto
nel “Jawaharlal Nehru National Solar Mission” di fine
2009 – punta ad arrivare al 2020 a ben 20 GW fotovoltaici installati, che diverrebbero addirittura 100 GW al
2030. L’India, d’altra parte, ha un notevole potenziale,
dovuto a: (i) una insolazione ottima; (ii) un forte bisogno di elettricità, con un deficit del 10-15% di fabbisogno elettrico e poco meno del 40% della popolazione
(pari a 450 mln di persone) ancora senza corrente.
Gli strumenti che verranno messi in campo per raggiungere l’obiettivo sono: (i) una tariffa feed-in di circa 0,28 €/kWh della durata di 25 anni per gli impianti
fotovoltaici connessi alla rete elettrica; (ii) una serie di
incentivi, non ancora definiti, per gli impianti fotovoltaici off-grid; (iii) un sistema paragonabile ai nostri
certificati verdi, associato all’obbligo per le utilities di
ottenere dal sole almeno lo 0,25% dell’elettricità prodotta e immessa in rete al 2013 e il 3% al 2022. Già ora i
progetti per la costruzione di centrali fotovoltaiche ini-
ziano ad essere numerosi e alcune grandi imprese hanno dichiarato il loro interesse a localizzare nel Paese le
proprie attività di produzione di celle e moduli.
Rimane però un ostacolo alla realizzazione di questo
piano. Vi è ancora forte incertezza infatti in merito alle
modalità per recuperare i fondi necessari alla sua attuazione, circa 19 mld $ rispetto ai 900 mln $ che sono
stati al momento reperiti. Per le risorse mancanti l’India fa affidamento al fondo internazionale per i Paesi
in via di sviluppo (UNFCCC), che rende piuttosto
incerta la prospettiva del programma sul lungo termine. Anche il finanziamento dei vari progetti potrebbe
non essere così semplice, a causa dell’inesperienza del
settore bancario in questo tipo di investimenti e per
l’enorme ostacolo che potrebbe provenire dalle procedure autorizzative.
Resta il fatto che l’Asia è certamente destinata a giocare
nel futuro un ruolo di primo piano nelle settore delle
energie rinnovabili a livello mondiale.
E l’Italia? Certamente si trova di fronte alla decisione più critica per lo sviluppo del fotovoltaico.
Intrapresa con ancora più decisione (con un potenziamento delle fasi del processo gestibili on line sul
sito del GSE) la strada della semplificazione normativa, resta da decidere se imboccare la strada virtuosa
tracciata dalla Germania, oppure seguire l’esempio
spagnolo e “farsi travolgere” dalla crisi. In un contesto dove il settore del fotovoltaico diventa sempre più
globale e con nuovi attori, non soltanto gli USA ma
anche ad esempio l’India (si veda box 1.5), pronti a
contendere all’Europa il primato industriale a livello
mondiale, sino ad ora uno dei pochi di cui ci si può
effettivamente vantare.
1.2.2. Le tariffe feed-in in Italia:
un’analisi di benchmark europeo
Il meccanismo di incentivazione del fotovoltaico
in Italia attraverso tariffe feed-in, le cui principali
caratteristiche sono riportate nel box 1.7 e, come
Box 1.6
La normativa nei Paesi dell’Est europeo
In Slovenia, da luglio 2009, è entrata in vigore la legge che
prevede una tariffa incentivante compresa tra 0,39 e 0,48
€/kWh per le piccole installazioni e i sistemi architettonicamente integrati, con una crescita rilevante rispetto alla
tariffa precedentemente in vigore (0,37 €/kWh). Per gli
impianti con una potenza superiore ad 1 MW, la tariffa
varia tra 0,29 €/kWh (se costruiti su aree edificabili) e 0,32
€/kWh (nel caso di installazioni su tetti). La tariffa è però
soggetta ad un decremento annuale ed ha una durata di 15
anni contro i 10 previsti dalla legge precedente. La potenza
cumulata totale non supera i 5 MW.
In Bulgaria le tariffe feed-in in vigore nel 2009 sono
suddivise a seconda della dimensione dell’impianto.
Per impianti di potenza inferiore ai 5 kW, gli incenti-
vi sono pari a circa 0,42 €/kWh; per impianti di taglia
maggiore, le tariffe sono di 0,385 €/kWh. La durata
dell’incentivo è di 25 anni, e la decurtazione è pari al
5% annuo. La potenza cumulata in Bulgaria a fine 2009
è di circa 20 MW. Lo Stato prevede di raggiungere i 140
MW nel corso del 2010.
In Turchia, nel corso del 2009, è entrato in vigore un
sistema di tariffe incentivanti che prevede 0,28 €/kWh
per i primi dieci anni e 0,22 €/kWh per i dieci successivi. Il 2009 è il primo anno in cui è stato definito un programma nazionale di politiche incentivanti per il settore fotovoltaico. Per questo motivo, sebbene la potenza
cumulata nel 2009 si sia attestata sui 2 MW, ci si aspetta
per il 2010 un notevole incremento del mercato.
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37
1. IL fotovoltaico
Box 1.7
Il Nuovo Conto Energia
Il Nuovo Conto Energia è in vigore dal 19 Febbraio 200718
e fissa a 1.200 MW il limite massimo di potenza finanziabile a cui si aggiunge un periodo di proroga di 14 mesi per
gli impianti di proprietà privata e di 24 mesi nel caso di
Amministrazioni Pubbliche per l’installazione degli impianti già autorizzati prima del raggiungimento dei 1.200
MW. La ridefinizione del Nuovo Conto Energia da parte
del Governo porterà ad un nuovo Decreto Ministeriale,
attualmente in discussione, i cui effetti entreranno in vigore da Gennaio 2011.
Le tariffe applicate nel 2009 e 2010 sono riportate in
tabella 1.2 e sono il risultato del taglio del 2% annuo
delle tariffe in vigore nel 2008.
Esse hanno valore costante e sono garantite per 20
anni. Il Nuovo Conto Energia distingue tra impianto
integrato (quando sostituisce alcuni elementi architettonici e coperture), parzialmente integrato (quando è
installato su tetti piani o terrazze di edifici, oppure nel
caso in cui risulti complanare a tetti e coperture) e non
integrato (in tutti gli altri casi).
Tabella 1.2
Tariffe incentivanti (€/kWh) definite dal Nuovo Conto Energia
Tipologia di impianto fotovoltaico
Non integrato
Potenza
nominale
impianto
(kW)
Parzialmente integrato
Integrato
2009
2010
2009
2010
2009
2010
1≤P≤3
0,392
0,384
0,431
0,422
0,480
0,470
3 < P ≤ 20
0,372
0,365
0,412
0,404
0,451
0,442
P > 20
0,353
0,346
0,392
0,384
0,431
0,422
già anticipato, oggetto di profonda revisione a partire dal 2011, merita di essere messo a confronto
in modo approfondito con quanto accade negli
altri Paesi europei già presi a riferimento nel paragrafo precedente.
Il confronto “puro” tra tariffe feed-in , quale quello
presentato nella precedente tabella 1.2, rende infatti solo in parte merito delle effettive differenze
nei meccanismi di incentivazione. Il sistema italiano ha infatti due peculiarità che lo rendono
unico nel panorama europeo considerato:
• è l’unico sistema a prevedere, oltre all’incentivazione assicurata dal Conto Energia ed erogata attraverso il GSE, la possibilità di vendita
dell’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici. In altre parole, mentre ad esempio in Spagna
o in Francia la tariffa incentivante riportata in
tabella 1.1 è onnicomprensiva anche della vendita dell’energia, in Italia è possibile per il produttore “negoziare” la vendita dell’energia ad
un altro operatore della rete elettrica (o all’Acquirente Unico) sia direttamente che passando
attraverso la Borsa Elettrica19. Questo significa,
da un lato, che vi è un’altra componente di ricavo di cui tener conto per il produttore italiano di energia da fotovoltaico ma, dall’altro
lato, che ricade su quest’ultimo anche il rischio
“imprenditoriale”20 della variazione negli anni
del prezzo dell’energia;
• è l’unico sistema a permettere, per impianti sino
a 200 kW di potenza (e quindi anche per clienti
industriali o commerciali di medie dimensioni) il
meccanismo dello “scambio sul posto”, che consente lo scomputo dalla bolletta elettrica “tradizionale” dei kWh prodotti dal’impianto fotovoltaico.
In questo caso, all’incentivo alla produzione erogato dal GSE, si affianca un “mancato costo” che
è tanto più significativo quanto più “energivora”
è l’attività industriale o commerciale e quanto
più concentrato è il consumo nelle ore centrali
del giorno (per intenderci, quelle che ricadono in
Fascia 1 della bollettazione)21.
DM del 19/02/2007.
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp 42-43.
20
Sebbene negli ultimi anni il prezzo dell’energia abbia mantenuto un trend di crescita abbastanza stabile e quindi relativamente prevedibile, su un
orizzonte di pianificazione ventennale è possibile si verifichino anche fenomeni di discontinuità nell’andamento dei prezzi, sia in positivo (e quindi a
vantaggio del produttore da fonte fotovoltaica) sia in negativo.
21
Per un impianto industriale di media potenza il costo del kWh può andare dagli 0,18 €/kWh della Fascia 1 (ovvero quella che va dalle 8 alle 19 dal lunedì
al venerdì) agli 0,11 della Fascia 3 (dalle 23 alle 7, dal lunedì al venerdì)
18
19
38
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1.2 La normativa
incentivazione più bassi – quegli imOltre a queste peculiarità del sistema
di incentivazione italiano, nel con- “Il Nuovo Conto Energia è senza pianti in aree maggiormente soggette
dubbio uno dei migliori meccanismi
a radiazione solare22 .
fronto con gli altri Paesi europei è
di incentivazione partoriti
dai Governi italiani”
necessario tener conto della diversa
L’analisi condotta ha preso in considurata degli incentivi, che in Spagna
Amministratore delegato
di
un’impresa
produttrice
derazione tutte le differenze soprasono di 25 anni contro i 20 degli aldi celle e moduli
citate e i suoi risultati sono riportati
tri Paesi del campione, e soprattutto
nelle figure 1.7, 1.8 e 1.9, rappresendella diversa produttività degli imtative dei tre principali segmenti di mercato (resipianti dovuta all’insolazione media delle diverse
denziale, industriale e centrali) e dove il prodotto
aree: a parità di potenza ed efficienza dell’impianto
tra incentivo, insolazione media e durata dell’in(e quindi di investimento), essendo l’incentivo lecentivo è fissato ad 1 per il caso italiano, in modo
gato alla produzione di energia, sono infatti più avda rappresentare il termine di raffronto per gli altri
vantaggiati dal punto di vista dei ritorni – e quinPaesi.
di economicamente sostenibili anche per livelli di
Figura 1.7
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei per un impianto da 3 kW
Germania
Spagna
Francia
Grecia
Italia
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
Valore normalizzato Italia=1
Figura 1.8
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei per un impianto da 100 kW
Germania
Spagna
Francia
Grecia
Italia
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
Valore normalizzato Italia=1
In Italia la producibilità media è pari a 1.200 kWh/kW e tiene conto dell’energia effettivamente prodotta e immessa in rete al netto delle perdite
del sistema, contro le 900 ore della Germania, le 1.350 ore della Spagna, le 1.050 ore della Francia e le 1.250 ore della Grecia (dati elaborati da
Photovoltaic Geographical Information System – PVGIS).
22
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39
1. IL fotovoltaico
Figura 1.9
Confronto tra le tariffe di incentivazione nei principali Paesi europei per un impianto da 1 MW
Germania
Spagna
Francia
Grecia
Italia
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
Valore normalizzato Italia=1
È d’obbligo sottolineare almeno due aspetti:
• l’Italia, quasi sempre tallonata dalla Grecia, è
il Paese europeo con il livello di incentivazione
complessivo più elevato per ciascuna taglia di
impianto;
• la Germania è invece sempre e di gran lunga la
più lontana, con livelli di incentivazione che,
tenendo conto anche della minor insolazione,
sono talora pari a poco più di metà di quelli
italiani.
Varie possono essere le interpretazioni di questa
analisi comparativa, che si vogliono lasciare però
alla riflessione autonoma del lettore, senza mancare però di suggerirne una “virtuosa”: l’esempio
tedesco insegna che gli spazi di manovra – di cui
tener conto per la già citata pianificazione di lungo termine – sono enormi e che il fotovoltaico,
laddove il tessuto industriale del settore è più
solido e maturo, già è in grado di sostenersi.
La strada per raggiungere la Germania è però
ancora lunga e riduzioni “brusche” verso quel
livello di incentivi paiono in Italia troppo
pericolose.
1.2.3 L’impatto del Nuovo Conto
Energia sulle finanze pubbliche
Nei precedenti paragrafi si è discusso come la revisione del Nuovo Conto Energia potrebbe tradursi
in uno “stallo” del mercato italiano a partire dal
2011 (anno in cui il nuovo sistema di incentivazione attraverso tariffe feed-in entrerà in vigore)
se si verificasse un insieme di condizioni analoghe
40
a quelle ad esempio riscontrate in Spagna. Come
già anticipato nel Solar Energy Report 2008, c’è
una seria preoccupazione in merito all’impatto
negativo che questa brusca frenata del mercato
avrebbe sulla filiera industriale italiana e sulle
nostre imprese, che hanno effettuato consistenti
investimenti in tecnologia e capacità innovativa
negli ultimi anni.
Al fine di supportare la revisione del Nuovo Conto
Energia, è tuttavia necessario approfondire l’analisi dell’impatto che il sistema di incentivazione
attualmente in vigore ha avuto, e avrà negli anni
futuri, sulle entrate e le uscite di denaro che interessano le finanze pubbliche dello Stato. Solo
in questo modo si avranno a disposizione tutti gli
strumenti necessari a prendere in modo oculato
una decisione di politica industriale tanto importante per la competitività del nostro Paese in un
comparto strategico, ad alta tecnologia e tasso di
innovazione, come quello delle energie rinnovabili.
L’obiettivo del paragrafo è di presentare e discutere
i risultati di questa analisi. In particolare, l’indagine cercherà di confrontare le uscite per lo Stato
(in parte coperte attraverso la componente A3 del
costo del kWh sostenuto dalle famiglie italiane)
dovute alle tariffe feed-in previste dal Nuovo Conto
Energia, con le entrate per la nostra Pubblica
Amministrazione (sia centrale che nelle sue articolazioni territoriali) derivanti dall’imposizione
fiscale sull’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici, dall’IVA sul valore aggiunto realizzato dagli
operatori industriali sul territorio italiano, dalle
imposte dirette che questi sono chiamati a corrispondere e da altre forme di ricaduta positive. Solo
in questo modo si potrà avere un quadro completo
di quanto il Nuovo Conto Energia “costi” effetti-
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1.2 La normativa
vamente alle finanze pubbliche e di quanto quindi
la revisione al ribasso delle tariffe sia “sostenibile”
negli anni a venire.
Determinare l’ammontare delle uscite per le finanze della Pubblica Amministrazione è relativamente
semplice, dato che esse dipendono dall’entità della
tariffa incentivante (valore costante e, come noto,
influenzato dalla potenza nominale e dalla tipologia di impianto fotovoltaico) che lo Stato si impegna
a riconoscere per 20 anni e dalla quantità di energia
prodotta dagli impianti che sono stati ammessi al
Nuovo Conto Energia (facilmente stimabile conoscendo i livelli di producibilità medi degli impianti
fotovoltaici localizzati a diverse latitudini). Ben più
complesso è invece stimare l’ammontare delle entrate per lo Stato, dal momento che i fattori in gioco sono molteplici e le ipotesi semplificative che è
necessario introdurre particolarmente delicate.
Nella stima che è stata effettuata, si sono considerate le seguenti voci di entrate ed ipotesi semplificative e di lavoro:
• imposte dirette (IRES e IRAP) corrisposte dalle imprese italiane (e da quelle straniere con sede
produttiva o commerciale in Italia per quanto di
competenza) operanti nelle diverse fasi della
filiera (produzione di componenti e tecnologie,
produzione di celle e moduli, distribuzione e installazione) in funzione del reddito d’esercizio
realizzato sul mercato italiano. Questa stima è
stata effettuata considerando la marginalità media delle aziende operanti nelle diverse aree di
business della filiera, rilevata attraverso l’analisi
del loro bilancio e le interviste con i principali
player, l’entità del volume d’affari realizzato sul
mercato italiano ed il peso dell’imposizione fiscale nel nostro Paese. La scelta di considerare questa specifica voce di entrata è giustificata dal fatto
che il Nuovo Conto Energia è stato, e continuerà
ad essere anche nei prossimi anni (considerata
la distanza che ancora ci separa dalla grid parity in Italia), una condizione imprescindibile per
la nascita e l’esistenza di imprese italiane e non
che operano con unità produttive o commerciali
nel nostro Paese. Senza il fondamentale contributo del Nuovo Conto Energia, non esisterebbe
un mercato e non sarebbero nate di conseguenza
imprese o siti produttivi che generano redditi e
quindi entrate per le finanze pubbliche.
• le imposte dirette (IRES e IRAP) pagate dalle
imprese che detengono la titolarità di impianti fotovoltaici sul reddito generato dall’esercizio
dell’impianto stesso. Nel determinare l’ammontare di tale reddito imponibile sono state condotte accurate simulazioni sulla redditività media degli impianti fotovoltaici di diversa taglia
ed installati in diverse aree del nostro Paese (si
tratta delle medesime simulazioni su cui si basano le analisi riportate nel paragrafo 1.2.5).
Sono poi state consultate e considerate le norme
che disciplinano come e in quali condizioni il
risparmio di costo determinato dall’auto-consumo dell’energia elettrica prodotta e i ricavi dalla vendita di energia e dalla tariffa incentivante
concorrono a determinare il reddito d’impresa.23
La stima dell’ammontare complessivo di queste
imposte ha infine richiesto un’analisi del numero
di impianti installati, per le diverse taglie di potenza e tipologie, nonché della loro distribuzione
geografica.
• oltre alle imposte dirette di cui all’ultimo punto,
è stato stimato anche il flusso di denaro in ingresso alle casse dello Stato derivante dal pagamento dell’ICI da parte delle imprese che detengono la titolarità di impianti fotovoltaici a
terra. L’assunzione di fondo è stata che la norma
che disciplina l’applicazione dell’ICI agli impianti fotovoltaici realizzati a terra24, ad oggi applicata ancora in modo non uniforme sul territorio
italiano ed oggetto di diverse interpretazioni giuridiche, sia chiarita ed entri effettivamente in vigore. Si è assunto un valore medio di imposizione
fiscale pari al 4 per mille e si è proceduto alla stima della superficie coperta dagli impianti fotovoltaici a terra in funzione della loro potenza.
• è stata anche considerata l’IVA (al 10%) che i
titolari degli impianti fotovoltaici di taglia
superiore a 20 kW sono chiamati a versare25
sull’energia venduta. Per realizzare questa stima
è stato sufficiente calcolare l’energia prodotta e
in media venduta dagli impianti in esercizio di
taglia superiore ai 20 kW e valorizzarla al prezzo
corrente di mercato.
• il calcolo ha incluso anche l’IVA (anche in questo
caso al 10%)26 sul valore aggiunto generato dalle
imprese (italiane e straniere con realtà produttive in Italia) operanti nelle diverse fasi della filiera
industriale nel servire il mercato italiano.
Circolare n. 46/E emanata dall’Agenzia delle Entrate il 19 luglio 2007.
Risoluzione n. 3/2008 emanata dall’Agenzia del Territorio.
Circolare n. 46/E emanata dall’Agenzia delle Entrate il 19 luglio 2007.
26
Circolare n. 46/E emanata dall’Agenzia delle Entrate il 19 luglio 2007.
23
24
25
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41
1. IL fotovoltaico
• infine, si è proceduto anche con il calcolo delle entrate per lo Stato o, meglio, delle mancate
uscite, dovute alle tonnellate di CO₂ che gli
impianti fotovoltaici in esercizio evitano che
siano immesse in atmosfera. Il calcolo è stato
effettuato considerando il valore medio dei titoli
di emissione di CO2, pari a 15 €/tonnellata, che
ogni Stato deve acquistare nel caso superi il limite nazionale stabilito di concerto con l’Unione
Europea27.
Ovviamente focalizzarsi esclusivamente su queste
voci porta ad una stima per difetto delle entrate per lo Stato, dato che diverse altre esternalità
positive vengono trascurate per l’impossibilità di
stimare il loro impatto con un accettabile livello
di confidenza. Oltre a ciò, esistono dei benefici che
non è possibile quantificare e valorizzare tra le “entrate”, ma che hanno ugualmente una significativa
importanza da un punto di vista sociale o di altra
natura. Un esempio emblematico è rappresentato dall’occupazione, di cui si parlerà più diffusamente nel paragrafo 1.4.9. La filiera industriale
italiana del fotovoltaico dà lavoro ad un numero
di persone, che si stima possa crescere in modo
significativo negli anni a venire, ovviamente solo
nel momento in cui non si verifichi il tanto temuto
“stallo” del mercato fotovoltaico cui si è fatto cenno
anche in questo paragrafo. Oltre a rappresentare
un fenomeno con una significativa importanza sociale, la crescita dell’occupazione porta più denaro
nelle “casse” dello Stato nella forma di maggiori
imposte da lavoro dipendente. Un altro beneficio
non quantificabile del Nuovo Conto Energia è legato alla sua capacità di favorire lo sviluppo di competenze in ambiti tecnologici all’avanguardia, di
cui potrebbero beneficiare in futuro altri comparti
industriali in Italia e la competitività del Paese nel
suo complesso sulla scena internazionale.
Venendo alle stime oggetto di questo paragrafo,
una prima interessante analisi considera le uscite
per lo Stato (anche se formalmente in capo al GSE)
derivanti dall’installazione di un impianto fotovoltaico. In tabella 1.3 sono riportati i risultati della
valutazione per impianti di diversa taglia e tipologia costruttiva, che si ipotizza installati nel corso
del 2009 in diverse zone del Paese (Nord, Centro e
Sud), ciascuna delle quali ha un caratteristico livello medio di irraggiamento. Si nota come il valore
attualizzato degli incentivi che lo Stato si impegna
a riconoscere al titolare dell’impianto per 20 anni
passi da circa 16.000 € per un impianto residenziale parzialmente integrato da 3 kW, fino ad arrivare
a più di 4 mln € per una centrale fotovoltaica da 1
MW realizzata a terra (nel caso di installazione nel
Centro Italia). L’impegno economico che, per effetto del Nuovo Conto Energia, lo Stato si assume in
occasione dell’installazione di un nuovo impianto
non è irrilevante, specie se confrontato con l’investimento medio richiesto all’investitore, che per un
impianto residenziale da 3 kW è di circa 15.000 €,
mentre per un grande impianto da 1 MW può arrivare anche a superare i 2,5 mln €. Questo dato suggerisce, unitamente alle considerazioni svolte nel
paragrafo precedente, come esistano degli spazi di
snellimento dell’attuale sistema di incentivazione
senza che esso si traduca necessariamente in una
drastica riduzione delle installazioni.
Una valutazione compiuta del bilancio per le “casse” della Pubblica Amministrazione del Nuovo
Conto Energia, come accennato in precedenza,
non può tuttavia prescindere dallo stimare le entrate che l’installazione di nuovi impianti assicura
allo Stato. Considerando il caso della centrale fotovoltaica da 1 MW (per cui è possibile effettuare
delle stime maggiormente affidabili), è possibile
calcolare un valore attualizzato complessivo delle
entrate pari a circa 1,5 mln €28. Questo suggerisce che l’impatto “netto” sulle “casse” dello Stato
non supera i 2,5 mln €, impatto che nella realtà
potrebbe essere ancora inferiore se si considerassero anche le numerose ricadute positive di difficile
quantificazione di cui si è parlato in precedenza
(in termini, ad esempio, occupazionali). Questo
indica che, a parità di impatto netto sulle risorse
pubbliche della versione rivista del Nuovo Conto
Energia che il Governo sarà disposto a tollerare per
favorire un’ulteriore crescita del mercato e della filiera fotovoltaica in Italia, è possibile innalzare in
modo anche sensibile le tariffe feed-in (rispetto al
valore che si potrebbe calcolare considerando solo
l’impatto “in uscita” del sistema di incentivazione),
potendo contare su un consistente flusso di risorse
finanziarie in entrata.
È possibile approfondire questa analisi ampliandone la prospettiva per confrontare l’ammontare
complessivo delle entrate e uscite per le “casse”
Borsa Europea di Diritti di Emissione di Diossido di Carbonio (SENDECO2).
Rispetto alle voci di entrata discusse in precedenza, in questo calcolo non sono state considerate le imposte dirette corrisposte dalle imprese
della filiera in quanto, adottando il singolo impianto come unità d’analisi, questo tipo di valutazione perde di significato.
27
28
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1.2 La normativa
Tabella 1.3
Uscite per lo Stato relative al pagamento delle tariffe feed-in per alcuni impianti “tipo” installati nel 2009
3 kW
200 kW
1 MW
Livello di
integrazione
Parzialmente Integrato
Parzialmente Integrato
Non Integrato
Tariffa
incentivante [€/kWh]
0,4312
0,392
0,3528
Area
geografica
Nord
Centro
Nord
Nord
Centro
Sud
Nord
Centro
Sud
Produzione
annua
[kWh]
3.000
3.600
4.200
200.000
240.000
280.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
Costo annuo
per lo Stato
[€]
1.294
1.552
1.811
70.560
84.672
98.784
352.800
423.360
493.920
Costo totale
attualizzato
per lo Stato
[€]
13.704
16.445
19.186
745.514
897.016
1.046.519
3.737.568
4.485.082
5.232.596
trate per lo Stato, il “costo netto” reale è però andello Stato “di competenza” dell’anno 2009 (si concora inferiore. Questo senza contare le esternalità
siderano quindi anche, nel calcolo delle imposte
di natura sociale ed intangibile di cui si è detto in
corrisposte dalle imprese che gestiscono impianti
precedenza. È fondamentale però notare che la refotovoltaici, gli impianti installati prima del 2009
visione al ribasso delle tariffe incentivanti è oltre
e, tra le uscite, gli incentivi corrisposti agli impianche inevitabile anche assolutamente necessaria.
ti entrati in esercizio prima del 2009). A fronte di
Il minore “peso” sulle finanze pubbliche dovuto
uscite complessive “di competenza” stimabili
all’applicazione di tariffe incentivanti più basse,
nell’ordine di 450 mln €, le entrate calcolate in
sarà tuttavia bilanciato dalle minori entrate dovubase alle assunzioni descritte in precedenza amte al fatto che il livello di installazioni raggiunto
montano a poco più di 300 mln €. Questo signirisulterà inevitabilmente inferiore a quanto ipofica che il “costo netto” del Nuovo Conto Energia
tizzato nello scenario utilizzato come riferimento
con riferimento all’anno 2009, che nei fatti ricade
nell’analisi.
sulla collettività, si attesta intorno ai 150 mln €.
Ipotizzando invece un trend di sviluppo del merAttraverso le analisi sviluppate in questo paragrafo
cato italiano che porti l’installato, da qui al 2015, a
si è inteso fornire un quadro di riferimento per supsalire ad un livello di potenza pari a 8 GW (l’orizportare il dibattito in merito alla revisione del Nuovo
zonte di riferimento e il tetto di potenza installata
Conto Energia attualmente in atto presso i Ministeri
sono mutuati dalla proposta di revisione del Nuovo
competenti. Le riflessioni riportate
Conto Energia fatta dalle associazioni
suggeriscono la necessità, nel valutare
di categoria e riportata nel paragrafo
“La differenza tra entrate
la convenienza di un prolungamento,
successivo), e considerando invariato
ed uscite per lo Stato
il livello di tariffe incentivanti previste non è così elevata come spesso ancorché con tariffe ridotte, dell’attuasi è portati a ritenere”
le schema di incentivazione, di adotdall’attuale Nuovo Conto Energia, il
Marketing Manager
tare un approccio omnicomprensivo
valore attualizzato complessivo delle
di un importante EPC contractor
che consideri anche le ricadute positiuscite per lo Stato nel periodo 2010ve in termini di maggiori entrate per
2015 è stimabile nell’ordine di 4 mld
la finanza pubblica che esso consente di realizzare.
€, a fronte di un ammontare complessivo di entraDetto altrimenti, anche tralasciando le ricadute pote attualizzato pari a circa 3 mld €. Questo signifisitive in termini di contributo al raggiungimento dei
ca che, anche se il Governo decidesse di prolungare
livelli di produzione di energia da fonte rinnovabili
nella sua versione attuale il Nuovo Conto Energia
stabiliti a livello europeo e di miglioramento della
e si raggiungesse una potenza installata pari al licompetitività del nostro Paese in un settore critico
vello sopracitato, il valore attuale del costo per lo
per lo sviluppo economico degli anni a venire, esiStato sarebbe di circa 1 mld €. Considerando che
stono dei benefici immediatamente quantificabili
la nostra analisi sottostima l’ammontare delle en-
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43
1. IL fotovoltaico
ed innegabili associati al prolungamento del Nuovo
Conto Energia, che rendono l’impatto di quest’ultimo sulle finanze pubbliche e, di conseguenza, sulla
collettività intera, maggiormente sostenibile.
1.2.4 Un quadro sugli incentivi
e la normativa a livello regionale
Come è stato discusso precedentemente in questo
capitolo, il sistema di incentivi attraverso tariffe
feed-in previsto dal Nuovo Conto Energia ha avuto
e tuttora ha un ruolo fondamentale nello stimolare
la crescita delle installazioni fotovoltaiche in Italia e
nel contribuire alla nascita di imprese italiane che
riescono ad essere competitive sul mercato interno e
non solo. Nel Solar Energy Report 2008 si sottolineava tuttavia l’importanza, per il sistema Paese, che
il framework di supporto al fotovoltaico comprendesse anche degli incentivi, nella forma ad esempio
di sgravi fiscali, contributi in conto capitale o in
conto interessi, destinati a:
• gli attori “a monte” della filiera del fotovoltaico, ossia i produttori di silicio, celle e moduli, e
componenti, per favorire le loro attività di ricerca industriale e sviluppo sperimentale nel campo
delle nuove tecnologie fotovoltaiche;
• gli investitori, sia famiglie che imprese private
o Pubbliche Amministrazioni, per contribuire
a superare la barriera rappresentata dall’elevato
livello di investimento iniziale necessario per installare un impianto fotovoltaico.
A questo si aggiungeva la convinzione, anch’essa
chiaramente espressa nel Solar Energy Report 2008,
dell’importanza di una maggiore uniformità territoriale, in termini di procedure autorizzative e
di allacciamento alla rete, affinché si realizzi uno
sviluppo “sano” del mercato, scevro da comportamenti di natura speculativa da parte degli operatori. Alla luce di queste considerazioni, nel presente
paragrafo si approfondisce il ruolo che l’Amministrazione Pubblica centrale e le sue emanazioni
locali (con particolare riferimento alle Regioni)
hanno rivestito e stanno tuttora rivestendo in Italia
nell’affiancare alle tariffe feed-in del Nuovo Conto
Energia strumenti efficaci che vadano incontro alle
esigenze espresse sopra.
È stata innanzitutto condotta una ricerca sui
fondi (nella forma di finanziamenti totali o parziali in conto capitale o in conto interessi e di finanziamenti di programmi di ricerca industriale
e sviluppo sperimentale) stanziati dai principali
ministeri competenti (Ministero dell’Ambiente e
della Tutela del Territorio e del Mare e Ministero
dello Sviluppo Economico), dalle Regioni, dalle
Province, dai principali Comuni (in particolare i Capoluoghi di Provincia) e dalle Camere di
Commercio per favorire l’investimento in nuove
tecnologie da parte delle imprese “a monte” della
filiera e per agevolare l’investimento in impianti
fotovoltaici da parte di privati cittadini, imprese e
Pubbliche Amministrazioni. La ricerca si è focalizzata sui bandi di finanziamento emanati nel periodo 2007-2009 e con uno stanziamento complessivo superiore a 100.000 €. L’analisi ha evidenziato
l’esistenza di più di 50 bandi di finanziamento focalizzati sul fotovoltaico, per uno stanziamento
complessivo superiore ai 320 mln €. A questi si
aggiungono tuttavia oltre 60 bandi (per un valore
Figura 1.10
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico in funzione dei soggetti istituzionali promotori
1,8%
Ministro dell’ambiente
8,8%
Regioni
53,8%
35,6%
Province
Comuni
44
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1.2 La normativa
degli stanziamenti a favore di cittadini privati
complessivo degli stanziamenti vicino ai 390 mln
(che ammontano a quasi 135 mln €), seguiti dai
€) che, avendo come focus le tecnologie energetiche
finanziamenti per le imprese (che ammontano a
alternative e rinnovabili, hanno contribuito a fipoco meno di 125 mln €, di cui quasi metà relativi
nanziare anche le imprese e gli investitori del coma stanziamenti per ricerca industriale e sviluppo di
parto fotovoltaico. Questo lascia intendere come
nuove tecnologie) e quindi da quelli alle Pubbliche
la Pubblica Amministrazione abbia, negli ultimi 2
Amministrazioni (per quasi 70 mln €). Da questa
anni, seriamente considerato l’importanza di supanalisi emerge come questi incentivi addizionali
portare la crescita dell’installato e della filiera fotorispetto al Nuovo Conto Energia siano comunque
voltaica attraverso stanziamenti complementari al
fortemente sbilanciati a favorire l’installazione di
Nuovo Conto Energia.
nuova potenza fotovoltaica, rispetto alla ricerca
Approfondendo l’analisi e concentrandosi esclue messa a punto di nuove tecnologie
sivamente sui bandi focalizzati sulla
tecnologia fotovoltaica, dall’anali- “Le Regioni e le Province hanno che possano aiutare le nostre imprese
si della figura 1.10 (che mostra il dedicato una parte consistente a ritagliarsi una posizione di leaderdelle loro risorse, nel corso del
ship sulle tecnologie di futura generapeso relativo dei principali soggetti
2008 e del 2009, a sostenere
il comparto del fotovoltaico”
zione. Va detto tuttavia che le aziende
finanziatori misurato rispetto allo
del fotovoltaico possono beneficiare, a
stanziamento complessivo di risorse
Marketing Manager di un’impresa
che opera nella distribuzione
supporto dei loro investimenti in rifinanziarie), emerge come le Regioni
cerca industriale, di stanziamenti dee, in seconda battuta, le Province,
stinati in modo più ampio alle energie alternative e
abbiano avuto un ruolo critico nel promuovere
rinnovabili, nonché di fondi che provengono dalla
questo tipo di interventi, essendo responsabili
Unione Europea.
complessivamente di quasi il 90% dei fondi messi
a disposizione.
È stato quindi approfondito il ruolo delle diverse
Regioni nel panorama di questi stanziamenti comLa figura 1.11 riporta invece una ripartizione
plementari al Nuovo Conto Energia, considerato
delle risorse finanziarie stanziate in funzione dei
il loro peso rilevante cui si è accennato in precesoggetti destinatari di queste misure, distinguendo
denza. La figura 1.12 riporta la ripartizione deltra privati cittadini (interessati a finanziamenti a
le risorse finanziarie indirizzate al fotovoltaico in
supporto dell’investimento nell’impianto), imprebase alla Regione che le ha stanziate. È interessanse private (interessate sia a finanziamenti per l’inte notare una forte disuniformità in questi dati,
vestimento in impianti che per attività di ricerca
con realtà quali la Sardegna, il Lazio, la Sicilia,
industriale e sviluppo sperimentale) e Pubbliche
il Piemonte, la Lombardia e l’Emilia-Romagna,
Amministrazioni (alle quali i bandi hanno messo a
che hanno messo a disposizione un ammontare
disposizione risorse per la realizzazione di impiandi risorse fortemente superiore rispetto ad altre
ti fotovoltaici, ad esempio, in ospedali o complessi
Regioni quali la Toscana, il Veneto o le Marche.
scolastici). Dai dati emerge una preponderanza
Figura 1.11
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico in funzione dei soggetti destinatari
21%
Privati cittadini
41%
38%
Imprese private
Enti Pubblici
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45
1. IL fotovoltaico
Figura 1.12
Ripartizione degli stanziamenti destinati al settore fotovoltaico in funzione della Regione promotrice
1,5%
2,2%
9,9%
1,1%
20,0%
Sicilia
Lombardia
Calabria
Emilia
Sardegna
Piemonte
Liguria
Trentino
Altre
10,5%
10,1%
14,1%
12,4%
16,8%
Lazio
1,4%
Più che rispecchiare una diversa distribuzione della ricchezza e del PIL pro-capite, queste difformità
si spiegano con una diversa attenzione e sensibilità da parte degli amministratori locali al tema
dell’ambiente ed alle potenzialità della tecnologia
fotovoltaica in funzione delle peculiarità territoriali. Le Regioni del Sud Italia e in particolar modo
le isole si sono rese responsabili di oltre il 45%
degli stanziamenti complessivi, mentre quelle del
Nord e del Centro di circa il 27-28%.
Un secondo aspetto che è stato approfondito riguarda le diversità esistenti in termini di procedure a livello locale per l’autorizzazione alla costruzione dell’impianto. Come descritto nel Solar
Energy Report 2008, l’autorizzazione alla costruzione dell’impianto fotovoltaico è regolata innanzitutto dal Decreto Legislativo n. 387 del 29/12/03.
Esso prevede che la costruzione e l’esercizio di impianti alimentati da fonti rinnovabili siano soggetti ad un’autorizzazione unica che deve essere
rilasciata dalla Regione o dalla Provincia, se delegata dalla prima, entro 180 giorni dalla richiesta.
Le linee guida per lo svolgimento di questa autorizzazione unica avrebbero dovuto essere fissate attraverso un apposito Decreto cha ancora
non è stato emanato. Al momento, perciò, esistono ancora delle forti disuniformità a livello
Regionale. La Legge Finanziaria 2008 ha sancito
la possibilità di realizzare impianti fino a 20 kW
di potenza di picco attraverso la sola Denuncia di
Inizio Attività (DIA), se non situati in aree o siti
protetti da vincoli ambientali o paesaggistici, nel
qual caso sono richiesti i necessari permessi integrativi a livello territoriale. Questo vale tuttavia
salvo diversa indicazione prevista dalle leggi re-
46
Puglia
gionali, che spesso introducono delle difformità
non irrilevanti.
Esistono ad esempio delle Regioni che hanno
delegato le Province a definire le linee guida per
l’autorizzazione alla costruzione dell’impianto.
È il caso ad esempio del Friuli Venezia-Giulia,
della Toscana e della Lombardia. Sebbene nella maggioranza dei casi le Province delle Regioni
in questione si adeguino alla normativa esistente
a livello nazionale, per cui sono esclusi da screening VIA (Valutazione di Impatto Ambientale)
gli impianti di potenza inferiore a 20 kW, esistono
tuttavia delle difformità che complicano notevolmente l’attività di sviluppo cui sono costretti gli
investitori che intendono operare in queste aree
del nostro Paese. Alcune Regioni hanno invece
esteso il limite di potenza entro cui è sufficiente la sola DIA a specifiche tipologie di impianti.
Ad esempio, in Calabria la DIA è sufficiente per
impianti fino a 500 kW purché integrati nei tetti
degli edifici (industriali, agricoli, commerciali e
destinati ai servizi), mentre in Lazio per impianti
fino a 200 kW installati sulle coperture di edifici
agricoli e industriali. In Sicilia la DIA è sufficiente
per impianti fino a 200 kW purché operino in regime di scambio sul posto e per impianti di potenza
inferiore ad 1 MW, ma totalmente o parzialmente integrati in edifici pubblici. La semplice DIA in
Sardegna e in Veneto si applica anche a tutti gli
impianti di taglia superiore ai 20 kW che sono totalmente o parzialmente integrati. In altri casi la
VIA è richiesta solamente per impianti di taglia
sensibilmente superiore, tipicamente 1 MW, come
accade ad esempio in Basilicata. In Puglia questo
limite è stato addirittura innalzato a 10 MW attraverso la Legge Regionale 20/2009. In altri casi
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1.2 La normativa
ancora la procedura varia in funzione dell’estensione dell’impianto. Ad esempio nelle Marche lo
screening VIA è obbligatorio esclusivamente per
gli impianti fotovoltaici con un estensione superiore ai 5.000 metri quadrati, mentre nella già citata
Basilicata sono esclusi dalla VIA anche gli impianti di taglia superiore ad 1 MW, purché totalmente
e parzialmente integrati e di superficie inferiore ai
2.000 metri quadrati. Per quanto riguarda le altre
Regioni non citate in questo paragrafo, non esistono delle disposizioni specifiche che modifichino la
procedura definita a livello nazionale, per cui l’autorizzazione alla costruzione dell’impianto prevede lo screening VIA per tutti gli impianti di taglia
superiore a 20 kW. Queste sostanziali difformità
nelle procedure di autorizzazione hanno necessariamente un impatto sullo sviluppo del fotovoltaico a livello regionale, come si avrà modo di discutere anche nel paragrafo 1.3.2, e suggeriscono
come ci sia ancora molto da fare affinché questo
importante vincolo ad una crescita più “sana” ed
uniforme del fotovoltaico nel nostro Paese possa
essere rimosso.
1.3.3), è verosimile che il limite di 1.200 MW sia
raggiunto prima del 31/12/2010 (una recente stima
del GSE ritiene che ciò potrà accadere già dal luglio
di quest’anno). Considerando il periodo di proroga
di cui si è fatto cenno in precedenza, le tariffe incentivanti riviste entreranno nella pratica in vigore
a partire dalla seconda metà del 2011.
Il dibattito in merito alla revisione del Nuovo
Conto Energia presso i Ministeri competenti è
entrato nel vivo nell’estate del 2009, e sta proseguendo nei mesi in cui il presente rapporto viene
redatto. Inizialmente, il Decreto che definisce il
nuovo schema di incentivazione era previsto entro
la fine del 2009. Gli operatori del mercato e le loro
associazioni sperano che esso venga promulgato
dal Ministero dello Sviluppo Economico in tempi
brevi, in modo da limitare l’incertezza che attualmente circonda gli investimenti nella realizzazione di nuovi impianti, ma, soprattutto, in capacità
produttiva.
La revisione delle tariffe verrà realizzata, come
previsto dal Nuovo Conto Energia, tenendo conto
dell’andamento dei prezzi dei prodotti energetici
e dei componenti per gli impianti fotovoltaici. Le
tariffe subiranno quindi un ribasso, che è giusti1.2.5 La revisione del Nuovo Conto
ficato sostanzialmente dal progresso tecnologico
Energia
e dalle economie di scala che negli anni hanno
portato ad una riduzione consistente del prezzo
Come previsto dal Comma 3 dell’Articolo 6 del
dei componenti chiave di un impianto fotovoltaiDecreto Ministeriale del 19/02/2007, noto come
co. Questo taglio si aggiunge alla riduzione delle
Nuovo Conto Energia, a partire dal 2009 il Ministero
tariffe già prevista dal Nuovo Conto Energia, che
dello Sviluppo Economico è chiamato ad emanare
aveva istituito un abbassamento del 2% annuo
dei decreti con cui si ridefiniscono le tariffe indell’ammontare dell’incentivo per gli impiancentivanti l’energia prodotta da impianti fotovolti che sarebbero entrati in esercizio a partire dal
taici che entreranno in esercizio negli anni suc2009. Questo adeguamento delle tariffe feed-in
cessivi al 2010. L’attuale sistema di incentivazione
al ribasso, che riflette quanto accaduto in altri
rimarrà in vigore quindi fino al termine del 2010,
Paesi europei quali Germania, Spagna e Francia,
a meno che non si raggiunga prima il limite di poè assolutamente necessario per limitare comportenza massima incentivabile attravertamenti fortemente speculativi ed
so il Nuovo Conto Energia fissato a
evitare che gli operatori di mercato
“E’ corretto diminuire le tariffe
1.200 MW. Il Comma 2 dell’Articolo previste dal Nuovo Conto Energia, realizzino delle marginalità superioma non ci dimentichiamo cosa
13 del suddetto Decreto Ministeriale,
ri alla media potendo far leva su un
successo in Spagna. Abbiamo
tuttavia, prevede che in aggiunta agli èfiducia
sistema incentivante eccessivamente
nel lavoro del Governo e
impianti che concorrono al raggiun- pensiamo che ci possa essere un generoso. Tuttavia, come già rilevato
gimento del limite di potenza di 1.200 ampio margine di discussione e nel Solar Energy Report 2008, l’enconfronto”
MW, hanno diritto alle tariffe incentitità del taglio avrà una ripercussiodi un fondo di investimento
vanti tutti gli impianti che entreranno Managerattivo
ne molto importante non solo, come
nel fotovoltaico
in esercizio entro 14 mesi dalla data
ovvio, sul livello e sulla tipologia di
nella quale verrà raggiunto il limite di
installazioni che si realizzeranno in
potenza. Questo termine è elevato a 24 mesi per gli
futuro nel nostro Paese, ma anche sul nascente
impianti i cui soggetti responsabili sono pubblici.
sistema industriale italiano e sulla filiera intera.
Considerando il livello di potenza incentivata al
Considerato che la grid parity in Italia è ancora
termine del 2009 e le previsioni di crescita delle indi là da venire, a meno di alcune realtà geografistallazioni nei prossimi mesi (si veda paragrafo
che specifiche (quali ad esempio la Sicilia, di cui
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47
1. IL fotovoltaico
(impianto residenziale da 3 kW architettonicamenspesso si parla come ormai prossima alla parità),
te integrato, impianto ad uso industriale da 200
una riduzione eccessiva delle tariffe feed-in rikW non integrato, e centrale fotovoltaica da 1 MW
schierebbe di non rendere più economicamente
non integrata) e si è proceduto a calcolare il Tasso
conveniente l’installazione di nuovi impianti,
Interno di Rendimento (TIR o IRR) dell’investiinterrompendo di fatto la crescita del mercato.
mento in ciascuno di questi impianti nel 2011. I
Oltre ad avere un impatto negativo sulla capacidati e le ipotesi di lavoro necessari per procedere
tà dell’Italia di raggiungere gli obiettivi che si è
con il calcolo dell’IRR dei tre impianti sono stati
prefissata in termini di produzione di energia da
raccolti attraverso la consultazione di numerosi
fonte rinnovabile rispetto al consumo totale, ciò
operatori del settore (system integrator, EPC conrischierebbe di mettere fuori mercato molti degli
tractor, istituti di credito) e sono state validate atoperatori italiani (produttori di celle e moduli,
traverso la partecipazione a diversi tavoli di lavoro
system integrator, EPC contractor, distributori)
indetti dalle principali associazioni di categoria
che negli ultimi anni hanno investito consistenti
che patrocinano il presente studio. La tabella 1.4
risorse nell’ampliare la propria capacità produtriporta le principali ipotesi di lavoro adottate per
tiva, le proprie competenze e la propria presenza
ciascun impianto “tipo”.
sul territorio. Queste imprese, salvo alcune eccezioni, non hanno ancora la capacità di competere
Adottando le ipotesi riportate in tabella 1.4, la
con successo sui mercati europei ed internazionatabella 1.5 fornisce un’indicazione della reddili: un crollo del mercato interno le metterebbe
tività assicurata dalle diverse tipologie di impianti
in seria difficoltà, con conseguenze altrettanto
installati nel corso del 2009.
negative anche sull’occupazione potenziale che
esse sarebbero in grado di assicurare negli anni
Si è proceduto quindi con il calcolo dell’IRR e con
a venire. Un brusco crollo del mercato, analogo a
la stima del valore che esso assumerebbe nel 2011
quello delineato in questo paragrafo, si è verificacon diversi livelli di tariffe incentivanti. I risultati
to in Spagna nel corso del 2008, quando a fronte
di questa simulazione sono sinteticamente riportadi una diminuzione significativa del livello di inti nelle figure 1.13, 1.14 e 1.15.
centivi (pari in media al 22% delle tariffe) e ad un
tetto massimo della potenza incentivabile fissato
Innanzitutto si nota come, nel caso
a 500 MW, si è assistito ad un vero e
venisse mantenuto inalterato il livello
proprio blocco del mercato. Nel caso
“Non ci possiamo certamente
di incentivazione previsto dal Nuovo
della Spagna, il tessuto industriale
lamentare dei rendimenti
Conto Energia (considerando quindi
del fotovoltaico, come risultato di
e dei tempi di ritorno
dell’investimento
che
si
sono
un mercato da alcuni anni in forte registrati nel 2009 nel settore la riduzione annua del 2% delle tariffe
feed-in a partire dal 2009), la redditiespansione, comprendeva imprese
residenziale”
vità
dell’investimento in un impiancon una elevata esperienza nel settoMarketing Manager di un’impresa
to fotovoltaico nel 2011, specialmente
re. Questo ha permesso agli operatori
che opera come system integrator
in quei casi in cui il titolare dell’imlocali più forti di espandere notevolpianto auto-consuma una parte conmente il proprio raggio di attività nel
sistente dell’energia elettrica prodotta (cosa che
2009 ad altri Paesi europei, tra cui anche l’Italia,
accade tipicamente negli impianti residenziali e in
in cui le installazioni registravano ancora tassi
quelli ad uso industriale), sarebbe del 26% per un
di crescita consistenti. Per i motivi sopra esposti,
impianto da 3 kW e di circa il 19% per un impianto
questo difficilmente potrà accadere per le imprese
da 200 kW. Principalmente questo si spiega da un
italiane (eccetto alcuni casi).
lato con il progresso tecnico che negli ultimi anni
Alla luce di queste considerazioni, l’obiettivo
ha significativamente ridotto il costo dei principali
dell’analisi è quello di esaminare l’impatto che dicomponenti dell’impianto (il costo totale tecnico di
versi livelli di riduzione delle tariffe incentivanti
un impianto da 200 kW nel 2008 era mediamente
potrebbero avere nel 2011 sulla redditività assopari a 4.500 €/kW, mentre oggi si possono trovare
ciata alla realizzazione di un impianto fotovoltaico.
offerte anche a livelli decisamente inferiori a 3.800
L’assunzione di fondo è che una riduzione eccessiva
€/kW). Oltre a ciò, un ruolo rilevante è rivestito
delle tariffe renderebbe non più conveniente l’indall’andamento del prezzo di acquisto dell’enervestimento in nuovi impianti fotovoltaici, detergia elettrica, tanto per l’utenza domestica quanto
minando nei fatti l’interruzione della crescita della
per quella industriale, che negli ultimi anni (come
potenza installata. Da un punto di vista metodoillustrato anche nel Solar Energy Report 2008)
logico, sono stati selezionati degli impianti “tipo”
48
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1.2 La normativa
Tabella 1.4
Ipotesi di lavoro adottate per ciascun impianto “tipo” relative all’anno 2009
3 kW
200 kW
1 MW
Costo totale dell’impianto
5.500 €/kW
3.800 €/kW
3.200 €/kW
Utilizzo dell’energia
prodotta
Autoconsumo
Autoconsumo/Vendita
Vendita
Leva finanziaria
100%
75%
75%
Costi di connessione alla
rete elettrica
305 €
40.000 €
75.250 €
Altri costi accessori
(manutenzione,
assicurazione, …)
448 €/anno
15.200 €/anno
48.000 €/anno
Costi opportunità
-
Costi opportunità del
capitale e da mancata
produzione per la durata
media del processo di
allacciamento alla rete
elettrica
Costi opportunità del
capitale e da mancata
produzione per la durata
media del processo di
allacciamento alla rete
elettrica
Prezzo di acquisto
dell’energia elettrica
0,168 €/kWh
0,143 €/kWh
-
Prezzo medio di vendita
dell’energia elettrica
-
0,1011 €/kWh
0,08 €/kWh
Tipo di imposizione fiscale
Persona fisica esente da
imposizione fiscale
Soggetto a imposizione
fiscale per la parte relativa
alla tariffa incentivante e
alla vendita di energia
Soggetto a imposizione
fiscale per la parte relativa
alla tariffa incentivante e
alla vendita di energia
Producibilità annua29
1.200 kWh/kW
Tasso annuo d’inflazione
ed incremento del prezzo
dell’energia
2%
Diminuzione annua del
costo totale dell’impianto
5%
Decadimento medio annuo
delle prestazioni dei moduli
0,8%
Tabella 1.5
IRR assicurato da ciascun impianto “tipo” installato nel 2009
3 kW
Livello di
integrazione
IRR 31
200 kW30
Integrato
Parzialmente
Integrato
16%
8%
ha è stato quasi indifferente al prezzo del greggio
e che influenza la convenienza per l’investitore di
produrre ed auto-consumare energia. Il livello di
redditività che si conseguirebbe mantenendo inalterato il Nuovo Conto Energia suggerisce quindi che
una riduzione delle tariffe, oltre che necessaria per
aspetti di equità sociale, sarebbe anche sostenibile
da parte degli investitori, che potrebbero comun-
1 MW
Integrato
Parzialmente
Integrato
Non
integrato
Non
Integrato
16,5%
14,5%
12,4%
12%
que ritenere conveniente l’investimento in nuovi
impianti fotovoltaici, anche in presenza di un livello
di incentivi più basso. Ipotizzando un livello minimo di redditività accettabile da un investitore “tipo”
quale quello indicato nelle figure 1.13, 1.14 e 1.15
(pari al 5% per gli impianti residenziali e 10% per gli
impianti industriali e per le centrali), è possibile stimare, seppur con tutte le cautele del caso, che ridu-
29
La producibilità media annua espressa in kWh/kW tiene conto dell’energia effettivamente prodotta e immessa in rete al netto delle perdite
del sistema
30
I valori dell’IRR sono calcolati come valore medio tra il caso di impianti che autoconsumano il 100% dell’energia prodotta (regime di scambio sul posto)
e impianti che vendono tutta l’energia prodotta.
31
IRR del capitale proprio investito nel progetto, o IRR equity.
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49
1. IL fotovoltaico
zioni delle tariffe incentivanti al 2011 fino al 20%
per gli impianti residenziali, al 15% per quelli
industriali (fino al 30% gli industriali che autoconsumano tutta l’energia prodotta) e al 15%
per le centrali, non avrebbero delle ripercussioni
estremamente negative sul mercato. Sicuramente
diminuirebbe il tasso di crescita delle installazioni
rispetto a quanto registrato nel nostro Paese negli
ultimi anni, dato che l’investimento nell’impianto risulterebbe molto meno conveniente rispetto a
quanto accade anche oggi. Esisterebbero tuttavia
degli investitori che potrebbero essere propensi a
valutare positivamente l’investimento in questo
tipo di tecnologie, in quanto in grado di assicurare
una redditività coerente con i livelli conseguibili
sul mercato, ma con il vantaggio di una maggiore
sicurezza, derivante dalla certezza della tariffa assicurata dallo Stato Italiano per un periodo di anni
consistente e sufficiente a raggiungere il pay-back
del progetto. L’elemento importante che emerge
dall’analisi è che un taglio degli incentivi in sede
di revisione del Nuovo Conto Energia che porti
Figura 1.13
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo per un impianto da 3 kW installato nel 2011
0,6
0,5
IRR (%)
0,4
0,3
26%
0,2
0,1
IRR 5%
0
0,46
- 0,1
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,345
0,6
Incentivo (€/kWh)
Figura 1.14
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo per un impianto da 200 kW installata nel 2011
0,6
0,5
IRR 18,9%
IRR (%)
0,4
Autoconsumo dell’energia prodotta
IRR 16%
0,3
0,2
0,1
Vendita del 50% dell’energia prodotta
18,9%
IRR 10%
0
0,34
- 0,1
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
1
Incentivo (€/kWh)
0,205
50
0,9
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1.2 La normativa
Figura 1.15
Andamento del valore dell’IRR in funzione del livello di incentivo per un impianto da 1 MW installata nel 2011
0,6
0,5
IRR (%)
0,4
IRR 11,6%
Se si considera
l’applicazione
dell’ICI
0,3
0,2
0,1
0
13,3%
IRR 10%
0,34
- 0,1
0,1
0,2
0,3
0,4
0,6
0,7
0,28
0,8
0,9
1
Incentivo (€/kWh)
successivi al 2011. Va detto tuttavia che, se l’invele tariffe feed-in a livelli inferiori rispetto a quelstimento in un impianto è conveniente nell’anno di
li indicati nelle figure 1.13, 1.14 e 1.15 porterebbe
introduzione del nuovo sistema di incentivazione
verisimilmente ad uno”stallo” del mercato, con le
con un determinato livello di tariffa, per i motivi
conseguenze cui si è fatto cenno in precedenza. Un
sopraesposti lo sarà a maggior ragione negli anni
altro aspetto critico riguarda il fatto che un taglio
a venire. Di conseguenza, osservare quello che acdelle tariffe uniforme, che prescinda dalla tipologia
cade nel 2011 è fondamentale per prevedere la pose in particolare dalla taglia dell’impianto, avrebbe
sibilità di un totale stallo del mercato
un impatto differente sulla tipologia
fotovoltaico italiano. Ovviamente
di installazioni che si realizzerebbe“Le centrali viaggiano
questo tipo di stima sarebbe invece
ro nel futuro in Italia, considerato il
su rendimenti a due cifre
già
da
un
bel
po’
di
mesi.
Speriamo
necessaria nel momento in cui la relivello di redditività eterogeneo che
questa condizione possa
visione del Nuovo Conto Energia precontraddistingue i tre impianti “tipo”.
perdurare”
vedesse, oltre ad un taglio delle tariffe
Mentre un taglio del 20% della tariffa
Amministratore delegato
una tantum a partire dal 2011, anche
per le centrali fotovoltaiche di grossa
di un EPC contractor
una consistente riduzione annua deltaglia potrebbe rendere non più conle stesse a partire dal 2012.
veniente la loro realizzazione, almeno
Chiaramente l’entità della tariffa incentivante è l’elenel Nord e nel Centro Italia, dove la producibilità
mento principale su cui verte il dibattito in merito
annua dell’impianto non è particolarmente alta, la
alla revisione del Nuovo Conto Energia. Tuttavia,
medesima riduzione continuerebbe ad assicurare
esistono molteplici altri fattori che definiscono il
una redditività soddisfacente per gli impianti utisistema di incentivazione nel suo complesso e che
lizzati per scopi industriali e di processo, in cui una
potranno avere un impatto importante sulla posparte consistente dell’energia prodotta viene autosibile evoluzione delle installazioni fotovoltaiche in
consumata. Di conseguenza, differenziando il liItalia. Tra questi, alcuni aspetti particolarmente rivello di riduzione delle tariffe in funzione della
levanti sono: la durata dello schema di incentivaziotaglia dell’impianto, il legislatore potrà influenne, il limite massimo di potenza incentivabile, gli
zare radicalmente il modello di sviluppo futuro
scaglioni di potenza degli impianti cui corrispondel sistema fotovoltaico italiano, privilegiando ad
dono diversi livelli tariffari, le tipologie installative
esempio un paradigma fortemente decentralizzato
(nel Nuovo Conto Energia attualmente in vigore, si
di generazione fotovoltaica, piuttosto che una magdistingue tra impianto integrato, parzialmente ingiore diffusione delle centrali di grande potenza.
tegrato e non integrato), l’esistenza di un transitorio
Per motivi di sintesi, non si riporta qui la stima
in cui si realizza un adeguamento progressivo della
della redditività degli impianti “tipo” negli anni
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51
1. IL fotovoltaico
Energy Report 2008 e dall’esperienza, si inserisce
tariffa feed-in al nuovo livello, gli incentivi e i bonus
la proposta comune diffusa il 12 novembre 2009
per certe tipologie di impianti, l’applicazione di ICI
da parte di ANIE-GIFI, APER e ASSOSOLARE,
ed altre imposte agli impianti in esercizio, le proi cui elementi cardine sono sintetizzacedure di autorizzazione ed allacciabile nei seguenti punti:
mento dell’impianto. In merito a que“I segmenti su cui puntare
sto aspetto, la nostra analisi rileva un
per un sano sviluppo del
impatto particolarmente consisten- fotovoltaico dovrebbero essere • durata del futuro meccanismo di
il residenziale e l’industriale,
incentivazione pari a 5 anni (2011te, sulla redditività dell’investimen- in cui
si utilizza l’energia prodotta
2015);
to, delle procedure di allacciamento
per l’autoconsumo”
• limite massimo di potenza incentie autorizzazione dell’impianto, che
Marketing Manager di un’impresa
produttrice di moduli
vabile nel periodo 2011-2015 non infedeterminano per l’imprenditore degli
riore a 8 GW;
ingenti costi vivi e costi opportunità
• introduzione di nuovi scaglioni di potenza, osdel capitale immobilizzato causati dalla lunghezza
sia: 1-6 kW, 6-20 kW, 20-200 kW, 200-1000 kW,
spesso eccessiva di queste fasi istruttorie del proces>1000 kW;
so. Per una centrale fotovoltaica da 1 MW, ad esem• semplificazione delle tipologie installative: vista
pio, la nostra analisi rivela che l’accorciamento dei
la difficoltà pratica riscontrata dagli operatori
tempi dell’attività di connessione alla rete elettrinel qualificare un impianto come “parzialmenca del 40% porta ad un miglioramento dell’IRR
te integrato”, si suggerisce la sua eliminazione,
di circa 1 punto percentuale. Questo esempio sugmantenendo così solo due tipologie: impianti su
gerisce che un investitore razionale potrebbe essere
edificio e impianti a terra;
disposto ad accettare una tariffa incentivante infe• livello delle nuove tariffe per il 2011 (dopo il tranriore nel momento in cui le procedure di autorizzasitorio di cui si fa cenno più avanti) pari ai valori
zione e allacciamento divenissero meno complesse
riportati in tabella 1.6
e di durata più facilmente prevedibile. Per il legisla• bonus per integrazione architettonica (incluse
tore, ciò suggerisce l’enorme importanza di agire
serre agricole, pensiline, tettoie) pari al 15% in più
sulla riduzione della burocratizzazione di queste
rispetto alla tariffa per gli impianti su edificio;
attività accessorie (oltre che su altre variabili del
• bonus per impianti realizzati in aree comprosistema di incentivazione nel suo complesso) per
messe pari al 10% in più rispetto alla tariffa ricopoter ridurre l’impatto negativo che un abbassanosciuta per gli impianti a terra;
mento della tariffa incentivante (e conseguente• bonus per la sostituzione di coperture in eternit o
mente delle uscite per lo Stato) avrà sulla crescita
amianto pari al 10% in più rispetto alla tariffa per
futura delle installazioni. Oltre a ciò, il caso della
gli impianti su edificio.
Spagna discusso nel paragrafo 1.2.1 suggerisce
• introduzione di un transitorio di 6 mesi nel 2011,
come il tetto di potenza incentivabile possa avere
all’interno del quale si realizzi un decremento
un impatto altrettanto importante nell’influenzare
costante bimestrale della tariffa fino al raggiunil comportamento degli investitori.
gimento della riduzione stabilita per l’anno 2011;
Nell’ottica di una revisione completa del comples• introduzione di un decremento annuale del 4%
sivo sistema di incentivazione, fatta salva la bontà
delle tariffe incentivanti a partire dal primo ludei principi su cui si fonda il Nuovo Conto Energia
glio 2012.
che è stata largamente documentata anche nel Solar
Tabella 1.6
Livello delle nuove tariffe (€/kWh) proposto da ANIE, GIFI, ASSOSOLARE e APER
Classe di potenza (kW)
1-6
6-20
20-200
200-1000
>1000
52
Impianto a terra
0,365
0,339
0,313
0,304
0,297
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Impianto su edificio
0,401
0,375
0,330
0,323
0,315
1.3
Il mercato
L’obiettivo di questo capitolo è quello di illustramogeneità nei percorsi di crescita degli Stati che
re le dinamiche che hanno caratterizzato lo svila compongono, con alcune realtà che si conferluppo del mercato fotovoltaico in Europa ed in
mano eccellenti mercati per il fotovoltaico, alItalia nel corso del 2009 e di interpretarne l’imtre che “segnano il passo” ed altre ancora che
patto sulla sua evoluzione futura. Nella seconda
sembrano avere le carte in regola per giocare
parte del capitolo, si propone inoltre una valutaun ruolo di rilievo nel prossimo futuro. Si tratta
zione del potenziale di sviluppo del
rispettivamente:
fotovoltaico nel nostro Paese e una
“Il cambiamento del sistema
stima della distanza che ci separa dal di incentivi in Spagna e soprattutto • della Germania, che ha installato
l’introduzione di un tetto alle
conseguimento della grid parity per installazioni così basso ha del tutto oltre 3 GW32 di nuova potenza fotodifferenti tipologie e taglie di impian- arrestato lo sviluppo del mercato, voltaica nel corso del 2009, dimocon pesanti ripercussioni, in termini
to. Infine, vengono approfonditi due di occupazione e competitività, sulle strandosi in grado – nonostante la
imprese della filiera”
crisi economica – di sostenere inveimportanti ambiti di applicazione
stimenti per circa 13,5 mld €. Il fatto
della tecnologia fotovoltaica nel noBusiness Developer di un’impresa
produttrice
di
moduli
che negli ultimi tre anni le installastro Paese, ossia il Building Integrated
zioni fotovoltaiche si siano mantenute
Photovoltaics (BIPV) e le cosiddette
sopra la soglia del GW è un ulteriore conferma
serre fotovoltaiche.
della solidità della crescita del mercato tedesco;
• della Spagna, di cui nel Solar Energy Report
1.3.1 Il fotovoltaico in Europa
2008 si commentava il percorso di avvicinamene nel mondo
to alla leadership tedesca, che invece è ritornata
nel 2009 – in conseguenza di una improvvida
Nel corso del 2009, nonostante la crisi economodifica al quadro normativo (si veda paramica non abbia certo favorito in generale i nuovi
grafo 1.2.1) – ai livelli di installazione di due
investimenti, la potenza fotovoltaica installata in
anni prima, con un crollo di quasi l’80% riEuropa è stata pari a oltre 5 GW (per un volume
spetto al 2008;
d’affari complessivo di quasi 21 mld €), in cresci• dell’Italia e, anche se in misura minore della
ta di quasi il 9% rispetto al 2008, quando le nuove
Francia, che invece – pur se su valori assoluti
installazioni avevano toccato i 4,6 GW.
ancora decisamente inferiori – hanno intrapreso un percorso di crescita che le ha
Se si guarda al totale installato, “La Cina rappresenta un mercato portate in tre anni a moltiplicare
l’Europa ha raggiunto alla fine del potenzialmente vastissimo, se gli rispettivamente per oltre 7 e 9 volte
incentivi annunciati dal Governo
2009 circa 14 GW di potenza (pari cinese
il livello di potenza fotovoltaica invenissero confermati nella
al 65% del totale a livello mondiale)
stallata annualmente.
pratica, si aprirebbero enormi
opportunità
per
i
produttori
– pari a quasi sette volte l’installato
di moduli, anche e soprattutto
in Giappone e dieci volte quello degli
La crescita delle installazioni in
per quelli occidentali”
USA – confermandosi di gran lunga
Italia, cui si dedicherà ampio spazio
Business Developer di un’impresa
l’area geografica leader nelle installanel paragrafo 1.3.2, appare ancor
produttrice di moduli
zioni fotovoltaiche.
più interessante se la si confronta
con quella del Giappone (484 MW nel 2009, poco
La tabella 1.7 mostra, tuttavia, come questa lepiù del doppio di due anni prima) e soprattutto
adership dell’Europa sia il risultato di forti disodegli USA (450 MW nel 2009, il 22% in meno
32
Secondo alcune fonti, è probabile che il valore salga a circa 4 GW a causa di alcune imprecisioni di calcolo dell’autorità tedesca delle telecomunicazioni.
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53
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.7
Potenza installata nei principali Paesi del mondo (MW)
Potenza
cumulata
installata
al 31/12/2009
Potenza
installata
nel corso
del 2009
Potenza
installata
nel corso
del 2008
Potenza
installata
nel corso
del 2007
Germania
8.351
3.139
1.350
1.103
Spagna
3.904
420
2.671
591
Giappone
2.703
484
300
210
USA
1.681
450
400
207
Italia
1.041
581
338
70
Francia
425
250
44
3
Europa
14.000
5.100
4.613
1.826
Mondo
21.400
6.500
5.500
2.400
1.3.2 Il fotovoltaico in Italia
come alla fine del 2009 in Italia fossero installati impianti per una potenza complessiva di circa
1.041 MW, di cui circa 1.000 incentivati attraverso il meccanismo del Conto Energia (sia nella sua
prima versione che in quella rivista nel febbraio
2007).
Per quanto riguarda l’Italia, il 2009 ha segnato un
primo passo verso la maturità del mercato fotovoltaico che, dopo il boom delle installazioni
registrate nel 2007 e specialmente nel 2008, si è
assestato su tassi di crescita sicuramente consistenti, soprattutto in un periodo di forte contrazione dell’economia, anche se meno dirompenti
rispetto agli anni precedenti. La figura 1.16 illustra la crescita della potenza fotovoltaica cumulata installata in Italia a partire dal 2005. Si nota
La figura 1.17 illustra invece l’andamento della potenza installata annualmente in Italia negli
ultimi tre anni, da cui si evince come nel 2009
siano stati installati impianti fotovoltaici per circa 580 MW di potenza. Si nota come, a fronte di
una crescita delle installazioni superiore al 380%
tra il 2007 e il 2008, l’ultimo anno abbia fatto registrare una crescita della potenza installata di
circa il 72%. Come accennato in precedenza, si
tratta di un incremento dell’installato (e del relati-
dell’Italia), nonostante sia ancora significativa la
distanza rispetto a questi Paesi in termini di installato totale.
Box 1.8
La Cina e la rincorsa alla leadership mondiale
La Cina vive indubbiamente un paradosso: domina il
mercato mondiale della produzione di celle e moduli
fotovoltaici, ma ha un mercato interno del tutto marginale, nonostante le indubbie potenzialità. Questa
situazione sembra tuttavia rapidamente destinata a
cambiare, tenuto conto che – con il “pragmatismo” che
contraddistingue l’azione legislativa cinese – è stato introdotto nel corso del 2009 un meccanismo di incentivazione straordinario, che riconosce un contributo una
tantum di circa 2.200 € (pari a quasi il 50% dell’investimento totale necessario) per ogni kW fotovoltaico
installato sugli edifici residenziali. Nelle ultime settimane del 2009 sono stati poi resi pubblici i progetti di
alcune grandi aziende cinesi relativi alla costruzione di
54
centrali fotovoltaiche per oltre 200 MW da realizzarsi
in alcune aree desertiche del Paese.
Gli analisti, anche se non tutti sono concordi visto che
non sono ancora chiare le modalità attraverso cui il sistema di incentivazione verrà messo in pratica, ritengono che si possa installare nel corso del 2010 più di 1 GW
di potenza fotovoltaica in Cina. D’altra parte la Cina ha
già dimostrato la rapidità con cui è in grado di recuperare posizioni sulla scena internazionale: come fece
nei primi anni ’90 divenendo il primo Paese al mondo
per le installazioni di impianti solari termici, o nella seconda metà degli anni ’00 nel settore eolico, con una
crescita rapidissima che l’ha portata a quasi 13 GW di
potenza installata totale.
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1.3 Il mercato
Figura 1.16
Andamento annuale cumulato della potenza installata in Italia dal 2005 a oggi
1200
1040,5
MW
1000
800
600
459
999,5
Potenza installata
totale
400
Potenza incentivata
con il conto energia
418
200
120,6
9
200
8
200
6
200
7
5
200
200
79,6
0
giore interesse l’investimento nel fovo giro d’affari annuo, che per il 2009
“Considerato il credit crunch
tovoltaico, rispetto ad altri impieghi
è stimabile, come si illustrerà nel pae la congiuntura economica
ragrafo 1.4.1, nell’ordine di 2,3 mld negativa, il mercato fotovoltaico a maggior rischio. Come si approfonin Italia ha fatto registrare
dirà più avanti in questo rapporto, è
€) molto consistente se si considera il
nel 2009 sviluppi molto positivi”
molto probabile che la crescita della
difficile contesto economico generale
Responsabile commerciale
potenza installata sarà tuttavia più
in cui ha avuto luogo e che ha avuto
di un’impresa che si occupa
di
progettazione
e
installazione
consistente nel 2010 rispetto all’anno
profondi contraccolpi in molti settodi impianti fotovoltaici
appena conclusosi, per effetto della
ri dell’economia del nostro Paese. La
“corsa alle installazioni” cui si ascrescita del mercato fotovoltaico in
sisterà nei prossimi mesi, prima che entri in viItalia è stata assicurata primariamente dalle tagore, verosimilmente nel gennaio 2011, la nuova
riffe incentivanti particolarmente generose pretariffa incentivante stabilita dall’attesa revisione
viste dal Nuovo Conto Energia. Come si vedrà
del Nuovo Conto Energia.
più avanti parlando di grid parity (si veda paragrafo 1.3.4), il costo di produzione da fotovoltai1.3.2.1 La segmentazione del mercato
co è infatti oggi ancora molto superiore rispetto a
fotovoltaico
quello di generazione da fonti tradizionali, nonCome già illustrato nel Solar Energy Report 2008,
ché al costo di prelievo dell’energia dalla rete, il
il mercato fotovoltaico è fortemente eterogeneo in
che rende la presenza di un meccanismo incentermini di dimensione e taglia media dell’impianto,
tivante una condizione indispensabile per l’esidi utilizzo che viene fatto dell’energia
stenza stessa di un mercato del foelettrica prodotta e per quanto riguartovoltaico. C’è tuttavia una seconda
“Nella seconda metà del 2010
aspettiamo una vera e propria
da
i soggetti coinvolti nel processo di
interessante dinamica che la nostra cicorsa
all’installazione di nuovi
acquisto e installazione della centrale.
analisi ha messo in luce. In un perioimpianti, prima dell’entrata
in vigore della revisione
Rispetto alla segmentazione introdo di crisi economica, specialmente
del Nuovo Conto Energia”
dotta nel Solar Energy Report 200833,
per impianti di grandi dimensioni,
Direttore tecnico di un’impresa
per cogliere al meglio l’evoluzione e
la “sicurezza” del ritorno assicurata responsabile
di progetti per impianti
le peculiarità del mercato fotovoltaidal meccanismo del Nuovo Conto
di grande taglia
co italiano nel corso del 2009, è stato
Energia ha spinto parecchi investinecessario prevedere una segmentazione in parte
tori (perlomeno quel ristretto gruppo con risorse
differente, che è illustrata in figura 1.18.
finanziarie disponibili) a considerare con mag33
Cfr. Solar Energy Report 2008, p. 52.
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55
1. IL fotovoltaico
Figura 1.17
Andamento della potenza installata annualmente in Italia
700
600
581,5
MW
500
400
338,4
300
200
100
70,1
0
2007
2008
2009
Figura 1.18
Segmentazione del mercato italiano del fotovoltaico
MERCATO
INDUSTRIALE
GRANDI
IMPIANTI
MERCATO
CENTRALI
Non
Integrato
MERCATO
RESIDENZIALE
FONDI
D’INVESTIMENTO
Totalmente Parzialmente
Integrato
Integrato
UTILITIES
PRIVATI
e
PICCOLE
IMPRESE
1 kW
IMPRESE INDUSTRIALI
e COMMERCIALI
20 kW
200 kW
1 MW
Dimensione degli impianti
La segmentazione distingue tra:
• il segmento residenziale, dove l’impianto fotovoltaico viene utilizzato per soddisfare parte del
fabbisogno energetico di una o più unità abitative
o di piccole realtà commerciali;
• il segmento industriale, in cui l’energia elettrica
prodotta viene utilizzata da imprese medio-piccole e da Pubbliche Amministrazioni per soddi-
56
sfare il fabbisogno energetico dei propri edifici
o dei propri processi produttivi. Nel caso di sistemi con taglia superiore ai 150 kW, una parte
dell’energia prodotta dall’impianto viene normalmente anche venduta sul mercato elettrico o
attraverso contratti bilaterali;
• il segmento dei grandi impianti, che comprende sistemi fotovoltaici realizzati prevalentemente
da imprese di medio-grandi dimensioni, le quali
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1.3 Il mercato
derante, nel range di potenza tra 20 e 200 kW (riutilizzano parte dell’energia prodotta per autospetto al segmento 20 – 100 kW). Questo in quanconsumo e vendono in rete il surplus, che in alcuto, per effetto della delibera 1/09 dell’Autorità per
ni casi può essere molto consistente. Un esempio
l’Energia Elettrica e il Gas, il limite di potenza
è quello dello storico marchio automobilistico
fino a cui è possibile accedere al meccanismo delLamborghini, che ha inaugurato un nuovo imlo scambio sul posto è stato innalzato a 200 kW,
pianto fotovoltaico da 1,4 MW (corrispondenti
rispetto alla soglia dei 20 kW in vigore per tutto
ad oltre 1,5 GWh l’anno di produzione elettrica)
il 2008. Questo ha fatto aumentare significativaper una superficie di 17.000 metri quadrati presmente il numero di impianti utilizzati per finalità
so la propria sede di Sant’Agata Bolognese. Non
di auto-consumo con taglia compresa tra 100 e 200
è infrequente poi che fondi di investimento o
kW. Il limite di potenza inferiore del segmento delEPC contractor realizzino impianti, tipicamente
le centrali fotovoltaiche è stato inoltre innalzato ad
“a terra”, di dimensioni inferiori ad 1 MW, con
1 MW. Questa modifica è stata suggel’obiettivo di vendere l’intero quanrita dal fatto che, nel corso del 2009,
titativo di energia prodotta, come
“Finalmente anche in Italia
sono stati installati e sono entrati in
accade tipicamente nel segmento
le grandi centrali fotovoltaiche
funzione diversi impianti di taglia
delle centrali;
a terra sono diventate
una
realtà”
superiore ad 1 MW, facendo diven• il segmento delle centrali, dove
tare le grandi centrali a terra una
utilities e società energetiche quaDirettore tecnico di un’impresa
di progetti per impianti
realtà importante anche nel nostro
li Sorgenia, Enel (con Enel Green responsabile
di grande taglia
Paese. Questo ha suggerito la necessiPower), Eni ed Edison, fondi di invetà di introdurre un ulteriore segmento
stimento italiani e soprattutto stradi mercato con caratteristiche “ibride”, quello degli
nieri, ed infine EPC contractor di grandi dimenimpianti con potenza compresa tra 200 e 1.000 kW,
sioni, investono nella realizzazione di impianti di
parte dei quali sono realizzati da grandi imprese
grande taglia (tipicamente sopra ad 1 MW) con
che li impiegano per soddisfare una porzione confinalità di produrre energia destinata alla vendita
sistente del loro fabbisogno elettrico, parte invece
sul mercato.
sono il risultato di scelte di investimento da parte
di fondi o EPC contractor di medie dimensioni.
Rispetto alla segmentazione introdotta nel Solar
Energy Report 2008, è stato necessario innanziLa figura 1.19 riporta la segmentazione della
tutto ri-collocare il segmento industriale, in cui la
potenza cumulata installata in Italia negli ultimi
componente di energia auto-consumata è prepon-
Figura 1.19
Segmentazione della potenza cumulata installata in Italia
100%
80%
4,1%
33,7%
31,4%
16,0%
<=20 (kW)
34,0%
28,5%
60%
20-200= (kW)
24,1%
27,9%
40%
23,6%
200-1000= (kW)
66,3%
44,5%
20%
>1000 (kW)
34,0%
31,9%
8
9
200
200
7
200
200
6
0
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57
1. IL fotovoltaico
Figura 1.20
Ripartizione della potenza annua installata per segmento di mercato
200,0
180,0
6
160,0
5
140,0
120,0
MW
4
100,0
3
80,0
60,0
2
40,0
1
20,0
0
0,0
2006 (MW)
2007 (MW)
2008 (MW)
2009 (MW)
<=20 (kW)
6,3
31,2
115,2
185,6
20-200= (kW)
3,2
16,9
94,5
137,3
22,0
114,9
165,5
13,8
93,1
200-1000= (kW)
>1000 (kW)
quattro anni per classe di impianto, mentre la figura 1.20 illustra la ripartizione della potenza annua installata per segmento di mercato.
L’analisi delle figure rivela che nel 2007 le installazioni di potenza inferiore ai 20 kW erano le più diffuse
in Italia (circa il 45%), ma anche che non esistevano
impianti in funzione di taglia superiore ad 1 MW.
Le centrali di grande taglia sono state per la prima
volta realizzate in Italia nel 2008, anno in cui anche gli impianti di dimensioni “medie” (ossia tra 20
e 200 kW e tra 200 e 1.000 kW) hanno registrato un
lieve aumento del loro peso relativo, a scapito delle
installazioni residenziali. Questo si spiega in larga
misura con il fatto che, per buona parte del 2008, il
prezzo dei moduli e degli impianti fotovoltaici si è
mantenuto su livelli particolarmente elevati a causa
di un eccesso di domanda. La redditività, in ottica relativa, degli impianti di grande dimensioni è quindi
aumentata visto che maggiori erano le possibilità di
realizzare apprezzabili economie di scala. La situazione nel corso del 2009 ha visto un’ulteriore riduzione del peso relativo degli impianti residenziali,
sebbene la potenza installata, per questo segmento,
sia aumentata del 61% tra il 2008 e il 2009 grazie alla
diminuzione vertiginosa del prezzo dei moduli fotovoltaici che, a partire dalla fine del 2008, ha determi-
58
nato un ritorno sull’investimento in questi impianti
di livelli estremamente soddisfacenti (si veda paragrafo 1.2.5). Parallelamente, gli impianti di taglia
media e medio-grande, realizzati prevalentemente da imprese commerciali o industriali, hanno visto ridurre il loro peso sull’installato complessivo,
principalmente per effetto del fenomeno del credit
crunch che, anche e soprattutto nel corso del 2009,
ha fatto sentire i suoi effetti sulle capacità di investimento di moltissime imprese italiane, specialmente
quelle di medio-piccole dimensioni. Tuttavia, anche
questo tipo di impianti (20-200 e 200-1000 kW) ha
registrato una crecita dell’installato tra il 2008 e il
2009 di circa il 45%. Viceversa, le centrali con taglia superiore ad 1 MW hanno visto il proprio peso
percentuale aumentare esponenzialmente rispetto
al 2008 (+575%). La nostra analisi suggerisce che ciò
è dovuto, come in parte già registrato nel corso del
2008, al fatto che molti fondi di investimento privati, italiani e stranieri, trovandosi di fronte alla mancanza, per effetto della crisi generalizzata cui si è già
fatto cenno, di alternative di investimento con un
profilo rischio-rendimento particolarmente favorevole, hanno indirizzato una crescente fetta delle loro
risorse verso le centrali a terra, che presentano, con
il sistema di incentivazione in vigore in Italia, un’opportunità di investimento ad alto ritorno sul capitale
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1.3 Il mercato
Tabella 1.8
Taglia media degli impianti fotovoltaici installati in Italia (kW)
Ripartizione impianti per taglia
<=20
4,7
5,3
5,2
5,3
2006
2007
2008
2009
20-200
44,4
44,3
56,1
65,1
investito (si veda paragrafo 1.2.5) a fronte di un
profilo di rischio comunque contenuto. In particolare, il mercato delle centrali è diventato a tutti gli
effetti un segmento trainante in Italia, contando
ben 34 impianti a terra di taglia superiore ad 1
MW installati nel 2009.
Tra il 2007 e il 2008, la crescita del numero di impianti installati è stata superiore al 280%, mentre
tra il 2008 e il 2009 la crescita si è attestata intorno al 55%, fino a raggiungere, alla fine del 2009,
un totale di poco più di 69.100 impianti installati. La tabella 1.8 mostra l’andamento nel tempo
della taglia media degli impianti fotovoltaici per i
diversi segmenti di mercato. Dall’analisi dei dati in
essa riportati si evince che la taglia media complessiva è variata meno dal 2008 al 2009 rispetto agli
200-1000
610
532
615,4
>1000
2.299
2.738,4
Taglia
media
6,8
11,1
14,0
15,6
anni passati, pur essendo aumentato sensibilmente
il numero delle centrali. In particolare, risulta interessante notare come per il settore industriale (20200 kW) e per quello dei grandi impianti (200-1000
kW) la taglia media sia cresciuta di circa il 16% e
per il settore centrali l’incremento è stato addirittura dell’ordine del 20%.
1.3.2.2 La distribuzione geografica
degli impianti
In questo secondo paragrafo si intende approfondire l’analisi del mercato italiano del fotovoltaico34
considerando la distribuzione geografica degli
impianti alla luce delle specificità delle diverse
Regioni e ambiti territoriali. La figura 1.22 fornisce innanzitutto un quadro della potenza installata al 31/12/2009 nelle diverse Regioni Italiane.
Figura 1.21
Potenza installata al 31/12/2009 nelle diverse Regioni italiane
160
140
120
MW
100
80
60
40
20
Lom
Pug
lia
b
ard
Emi
ia
lia R
oma
gna
Laz
io
Piem
onte
Ven
Tre
ntin
eto
o Al
to A
dige
Mar
che
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a
Sici
lia
Sar
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na
Um
bria
Cala
bria
Bas
ilica
ta
Cam
pan
ia
Friu
li
Abr
uzzo
Mol
ise
Ligu
ria
Vall
e D’
Aos
ta
0
34
I dati si riferiscono alla potenza installata attraverso il Primo ed il Nuovo Conto Energia.
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59
1. IL fotovoltaico
Figura 1.22
Segmentazione per taglie di impianto della potenza installata nelle diverse Regioni italiane nel corso del 2009
100
90
80
70
60
<=20 (kW)
MW
50
20-200= (kW)
40
30
200-1000= (kW)
20
10
>1000 (kW)
In generale si registrano alcuni cambiamenti nella “classifica” delle Regioni più “virtuose” nel fotovoltaico italiano rispetto al 200835. In particolare, c’è da rilevare il “sorpasso” della Puglia, al
31/12/2009 prima Regione Italiana per potenza
installata, a scapito della Lombardia, che si colloca ora al secondo posto di questa particolare classifica. Guadagnano terreno il Lazio e la Basilicata,
che hanno sperimentato una notevole crescita nel
corso del 2009, mentre perde terreno, per un fenomeno di naturale “saturazione” del mercato, il
Trentino Alto Adige. Di seguito si approfondisce
l’analisi per illustrare le ragioni alla base di queste
dinamiche evolutive.
La figura 1.22 fornisce innanzitutto una rappresentazione della potenza fotovoltaica installata
nelle diverse Regioni italiane nel corso del 2009
per classi di impianto, mentre la figura 1.23 confronta la potenza installata nel corso del 2009 con
il 2008.
Una prima considerazione importante riguarda
la crescita particolarmente consistente della potenza annua installata che si è registrata nelle
Regioni del Sud Italia e nelle Isole rispetto al 2008,
Friu
li
Cala
bria
Mol
ise
Ligu
ria
Vall
e D’
Aos
ta
Lom
Pug
lia
bar
dia
Laz
Emi
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Sici
lia
Sar
deg
na
Tos
can
a
Bas
ilica
ta
Um
bria
Cam
pan
ia
Abr
uzzo
0
con tassi di incremento in media superiori al 98%,
e con picchi del 110% e del 465% rispettivamente
in Puglia e in Basilicata. La potenza installata nelle Regioni del Nord Italia è cresciuta nel corso del
2009 in media del 55%, mentre nelle Regioni centrali il mercato si è espanso ad un ritmo leggermente più veloce, anche se inferiore ai picchi registrati
al Sud, assestandosi su una crescita nell’ordine del
68%36. Questa dinamica testimonia innanzitutto
come il mercato italiano del fotovoltaico si stia
muovendo verso un maggiore livello di maturità,
con gli impianti fotovoltaici che hanno cominciato a diffondersi a ritmi sostenuti anche in quelle
aree del nostro Paese caratterizzate da una minore ricchezza e da un reddito pro-capite inferiore.
Come illustrato nel Solar Energy Report 2008, le
Regioni del Sud Italia, con l’eccezione della Puglia,
si erano mostrate poco propense all’adozione della
tecnologia fotovoltaica nel primo anno che è seguito all’approvazione del Nuovo Conto Energia, soprattutto se confrontate con il Nord del Paese, ma
questo divario nel corso del 2009 ha cominciato
ad essere colmato. Va anche detto che le Regioni
del Sud Italia, e in particolar modo le Isole, come
discusso nel paragrafo 1.2.4, si sono dimostrate
più propense, rispetto a quelle settentionali e cen-
Cfr. Solar Energy Report 2008, p. 55.
Ai fini dell’analisi, l’Italia è stata suddivisa nelle seguenti tre macroaree: Nord (Lombardia, Veneto, Piemonte, Friuli, Liguria, Trentino Alto Adige
e Valle D’Aosta); Centro (Emilia Romagna, Lazio, Toscana, Umbria, Marche, Abruzzo e Molise) e Sud e Isole (Campania, Puglia, Sardegna, Sicilia,
Calabria e Basilicata).
35
36
60
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1.3 Il mercato
Figura 1.23
Confronto tra la potenza installata nel 2009 e nel 2008 nelle diverse Regioni italiane
100
90
94,9
80
70
67,7
59,5
60
50
MW
Potenza
installata
nel 2008
50,3
43,2 41,7
40
32,3
26,224,0
22,1 22,121,3
14,713,9 ,9
12 12,7 11,1
7,1
30
20
10
3,5 0,6
Friu
li
Cala
bria
Mol
ise
Ligu
ria
Vall
e D’
Aos
ta
Lom
Pug
lia
bar
dia
Laz
Emi
io
lia R
oma
gna
Piem
onte
Ven
eto
Tre
Mar
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c
he
o Al
to A
dige
Sici
lia
Sar
deg
na
Tos
can
a
Bas
ilica
ta
Um
bria
Cam
pan
ia
Abr
uzzo
0
Potenza
installata
nel 2009
impianti tra 900 e 1.000 kW. Questo è l’effetto della
trali, a stanziare finanziamenti complementari al
Deliberazione della Giunta Regionale 35/2007, in
Nuovo Conto Energia per favorire l’installazione
base a cui era sufficiente una Denuncia di Inizio
di impianti da parte di privati cittadini, imprese e
Attività (o DIA) ai fini del rilascio dell’autorizzaPubbliche Amministrazioni, il che ha avuto sicuzione a costruire impianti fotovolramente un ruolo importante nelle ditaici fino ad 1 MW, diversamente da
namiche di mercato discusse in que“Le regioni del Sud Italia
quanto previsto in molte altre Regioni
sto paragrafo. Bisogna infine rilevare
sembrano essere uscite
che i tassi di crescita particolarmente dal letargo che ha contraddistinto italiane, in cui al di sopra dei 20
lo sviluppo del loro mercato
kW è necessario ottenere la ben più
consistenti sperimentati dalle Regioni
fotovoltaico negli scorsi anni”
complessa e costosa Valutazione di
del Sud nel 2009 e illustrati in figura
commerciale di un’azienda
Impatto Ambientale (o VIA) per pro1.23, in alcuni casi, sono dovuti anche Direttore
di distribuzione fotovoltaica
cedere con la realizzazione dell’imal limitato livello di installazioni regipianto. Il 7 ottobre 2009 la Puglia ha
strato nel 2008. In termini assoluti, le
approvato inoltre la Legge Regionale 20/2009, che
prime Regioni per potenza fotovoltaica installata
ha addirittura escluso da VIA gli impianti fino a
nel corso del 2009 rimangono, ad eccezione della
10 MW. Nonostante ciò, probabilmente in Puglia
Puglia, quelle localizzate nel Nord e nel Centro
non si assisterà ad un “boom” delle centrali a
del Paese (Lombardia, Emilia Romagna, Lazio,
terra di dimensioni superiori ad 1 MW, poiché la
Piemonte e Veneto). Questo lascia intendere come
Regione, con l’approvazione della successiva Legge
esistano ancora consistenti potenzialità di sviluppo
Regionale 147/2009 del 20 ottobre 2009, ha deciso
del mercato fotovoltaico italiano (come d’altronde
di puntare su un modello di sviluppo del fotovolillustrato nel paragrafo 1.3.3 del presente rapportaico più compatibile con il territorio e le esigenze
to) proprio in quelle aree in cui l’irraggiamento è
paesaggistiche, vietando l’installazione di impianti
maggiore e quindi la redditività dell’investimento
fotovoltaici in zone agricole e privilegiando invece
più elevata.
l’integrazione dei nuovi impianti sulle coperture e
sulle facciate degli edifici e la loro collocazione in
La Puglia nel 2009 ha replicato l’incredibile
aree in disuso come le cave.
sviluppo già sperimentato nel corso del 2008:
nell’anno appena terminato ha messo in esercizio
Anche la Basilicata, come accennato in precedencirca il 44% della potenza complessiva installata
za, ha registrato una crescita della potenza instalin Italia nel 2009 in impianti compresi tra i 200 e
lata annua nel corso del 2009 senza precedenti,
1.000 kW, installando il 40% della potenza totale in
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61
1. IL fotovoltaico
essendo responsabile di circa l’11% della potenza
complessiva installata in Italia nel 2009 in impianti
compresi tra i 20 e i 200 kW. Anche in questo caso,
lo sviluppo del mercato in Basilicata si spiega con
un contesto normativo particolarmente favorevole (si veda paragrafo 1.2.4), ed in particolare
con la decisione, presa dalla Regione nel 2008, di
esentare dall’obbligo di VIA tutti quegli impianti
fotovoltaici integrati e parzialmente integrati aventi un’estensione inferiore ai 2.000 metri quadrati.
A questo si aggiunge una decisa politica energetica della Basilicata sancita nel PIEAR (Piano di
Indirizzo Energetico ed Ambientale Regionale)37
del 2009, che ha stabilito la necessità di procedere
con l’installazione di circa 300 MW di potenza fotovoltaica entro il 2020. Nell’ambito di questo piano di indirizzo, la Regione si è impegnata anche a
destinare più di un terzo dei fondi provenienti dal
POR FESR (Programma Operativo Regionale del
Fondo Europeo di Sviluppo Regionale, stanziati per metà dall’Unione Europea e per metà dallo
Stato Italiano), corrispondente a circa 56 mln €,
per interventi di risparmio energetico e di produzione di energia a partire da fonti rinnovabili.
Nonostante non siano stati recentemente promossi
dalla Regione Basilicata degli stanziamenti di taglia
consistente focalizzati sulla tecnologia fotovoltaica
(si veda paragrafo 1.2.4), a detta degli operatori
una quota rilevante dei fondi provenienti dal POR
FESR ha contribuito allo sviluppo del mercato fotovoltaico locale.
Puglia e Basilicata hanno visto crescere significativamente la potenza installata nel corso del 2009
specialmente grazie all’installazione di impianti di
medio-grandi dimensioni (la taglia media degli impianti installati è stata di 36,1 kW e di 33 kW rispettivamente in Puglia e Basilicata, contro una media a
livello nazionale di 15,6 kW). Un diverso modello di
sviluppo ha contraddistinto invece la Sardegna, che
ha incrementato la potenza installata nel 2009 di
più dell’85% rispetto al 2008, con una taglia media
degli impianti entrati in esercizio di 7,8 kW, significativamente minore rispetto alla media nazionale, testimoniando una significativa focalizzazione
sul segmento residenziale e piccolo commerciale.
Questo si spiega da un lato con la disponibilità di
un consistente ammontare di stanziamenti pubblici destinati a favorire l’installazione di impianti di
piccola taglia (si veda paragrafo 1.2.4), dall’altro
con l’approvazione della Legge Regionale 30/2008,
37
che ha introdotto delle serie limitazioni all’installazione di impianti di medio-grande taglia su terreni
agricoli e destinati alla produzione di energia precipuamente con scopo di vendita.
In conclusione, la nostra analisi mostra, come è
d’altronde evidente anche da questi brevi esempi,
che le Amministazioni Pubbliche locali nel Sud
Italia e nelle Isole hanno seriamente affrontato, a
partire dal 2008, il tema dello sviluppo della fonte
fotovoltaica in ambito territoriale, con una particolare attenzione a prevenire comportamenti
puramente speculativi da parte degli investitori,
a promuovere una crescita compatibile con le peculiarità territoriali e riconoscendo l’importanza di
stimolare, attraverso stanziamenti ulteriori rispetto
alle tariffe incentivanti previste dal Nuovo Conto
Energia, l’installazione di impianti fotovoltaici.
La crescita del mercato fotovoltaico nel Nord Italia
nel corso del 2009 è stata decisamente minore
(+55%) rispetto a quanto registrato tra il 2007 e
il 2008 (+368%). Anche nel 2009 emerge una netta prevalenza degli impianti residenziali, di piccola
taglia, che sono compatibili con il tessuto urbano
che caratterizza le aree densamente popolate delle
Regioni settentrionali del nostro Paese. In questo
quadro, la Lombardia è la Regione del Nord in cui è
stata installata la maggiore potenza fotovoltaica nel
corso del 2009 e si è resa da sola responsabile dell’installazione di oltre il 14% della potenza complessiva
entrata in esercizio in Italia nella forma di impianti
residenziali. È interessante rilevare come, nel corso
del 2009, le Regioni del Nord abbiano visto aumentare in modo non irrilevante il numero di centrali
fotovoltaiche, ossia gli impianti a terra di taglia superiore ad 1 MW (la Lombardia è stata responsabile
dell’11% della potenza installata a livello nazionale
in questo tipo di impianti, mentre il Piemonte di circa il 7%). Questo si spiega principalmente con la
diminuzione consistente del prezzo dei moduli a
partire dalla seconda metà del 2008, che ha reso
sempre più conveniente l’investimento in centrali
fotovoltaiche anche in aree con livelli di irraggiamento non particolarmente elevati. Anche se le
Regioni settentrionali del nostro Paese sono contraddistinte da un irraggiamento annuo medio che
varia tra i 950 e i 1.200 kWh/kW, esistono alcune
“sacche solari” (ad esempio il Cuneese e il Pavese),
ossia aree circoscritte in cui, per le condizioni metereologiche particolari e favorevoli alla produzione
Decreto n. 720 del 22 aprile 2009, attraverso il quale la Giunta Regionale ha adottato il PIEAR.
62
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1.3 Il mercato
Figura 1.24
Potenza installata per mille abitanti nelle diverse Regioni italiane al 31/12/2008 e al 31/12/2009
60,0
50,0
40,0
kW/1000
abitanti al
31/12/2008
30,0
20,0
kW/1000
abitanti al
31/12/2009
10,0
Friu
li
Cala
bria
Mol
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Ligu
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Vall
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Aos
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Pug
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Sici
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Sar
deg
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can
a
Bas
ilica
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Um
bria
Cam
pan
ia
Abr
uzzo
0,0
particolare attenzione è il Lazio che ha sperimentafotovoltaica, l’irraggiamento medio arriva a cirto una crescita di circa il 210% dovuta principalca 1.350 kWh/kW: esse risultano particolarmente
mente all’esplosione del segmento delle centrali,
adatte all’installazione di grandi centrali, ed è qui
con ben 6 impianti installati per una potenza che
che si concentrano le attenzioni degli investitori.
rappresenta il 43% della potenza complessiva enLa figura 1.24 riporta i livelli di potenza installata
trata in esercizio nel 2009 in impianti superiori ad
nelle varie Regioni al 31/12/2008 e al 31/12/2009 pro
1 MW in Italia (grazie anche alla messa in funzione
milia capita. Dall’analisi della figura si desume che
a dicembre 2009 del più grande impianto fotovoltaiil Trentino Alto Adige ha una potenza installata
co d’Italia a Montalto di Castro, che ha una potenper abitante (pari a 54,5 kW/mille abitanti) pari a
za di 24 MW e che si aggiunge al secondo impianto
più del doppio della media Italiana (di circa 21,4
d’Italia per potenza nominale, che è localizzato nelkW/mille abitanti). Considerando che in Trentino
la stessa Montalto di Castro ed ha una potenza di 6
le installazioni fotovoltaiche, per la naturale conMW). Va inoltre sottolineato il caso
formazione del territorio e per il livello
del Molise, in cui la potenza installata
di irraggiamento che sconsiglia invele regioni in cui il fotovoltaico
annua è cresciuta del 600%, per effetto
stimenti in grandi centrali per la pro- “Tra
non ha espresso ancora le sue
duzione e vendita di energia elettrica, potenzialità ci sono sicuramente tuttavia dell’entrata in esercizio di un
la Toscana e la Calabria”
numero molto limitato di centrali di
prendono prevalentemente la forma
di impianti residenziali o comunque Direttore commerciale di un’azienda grande taglia (una in particolare di 2,8
di piccola taglia, si comprende come il installatrice di impianti di grande taglia MW) e di un installato nel 2008 molto contenuto, di poco superiore ad 1
livello di saturazione di questo mercaMW. Quelle Regioni del Centro Italia
to sia notevolmente superiore rispetto
in cui è stata registrata una crescita dell’installato in
ad altre Regioni che hanno analoghe caratteristiche
linea con la media (ad esempio l’Emilia Romagna –
territoriali ed abitative, ma una penetrazione per abicresciuta di oltre il 55%) devono ciò anche ad una
tante del fotovoltaico decisamente più bassa (si pensi
buona dotazione di finanziamenti in conto capitaad esempio alla Lombardia – con 11,9 kW/mille abile ed in conto interessi messi a disposizione dalle
tanti - o al Piemonte – con 17 kW/mille abitanti).
Amministrazioni Locali, come illustrato nel paragrafo 1.2.4. L’unica Regione che tra il 2008 e
A metà strada tra il Sud ed il Nord si è collocato
il 2009 ha sperimentato una diminuzione nella
il mercato del fotovoltaico del Centro Italia nel
crescita della potenza installata è stata la Toscana,
corso del 2009, che è cresciuto, rispetto al 2008,
che ha registrato nel 2009 una contrazione di circa
di circa il 68%. Tra queste, una Regione che merita
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63
1. IL fotovoltaico
Box 1.9
Le centrali di Montalto di Castro
Ad agosto 2009 è stata completata a Montalto di Castro,
che gode di condizioni metereologiche e di insolazione
particolarmente favorevoli, una centrale fotovoltaica
dalla potenza di 6 MW. L’impianto ha un’estensione di
circa 9,5 ettari ed è in grado di produrre oltre 7 milioni
di kWh all’anno, pari al fabbisogno di 2.700 famiglie,
che consentono di evitare l’immissione in atmosfera di
4.500 tonnellate di CO2. L’impianto è stato progettato e
realizzato da Enel.si, società controllata di Enel Green
Power, con l’utilizzo di pannelli fabbricati dalla giapponese Sharp.
A dicembre 2009 è stato inoltre inaugurato, sempre a
Montalto di Castro, un ulteriore impianto da 24 MW
(si veda figura), che sarà ulteriormente ampliato entro la fine del 2010, fino a raggiungere una potenza di
100 MW. Esso sarà in grado di coprire il fabbisogno
di 13.000 abitazioni, rendendo di fatto autonomo il
Comune ed evitando l’emissione di 22 mila tonnellate
di CO₂ all’anno. La centrale si estende su una superficie
di 80 ettari e sfrutta inseguitori solari di ultima generazione, che consentono un incremento del 25% della
produttività rispetto ai sistemi fissi. L’impianto è stato
progettato e costruito da SunRay Renewable Energy e
la sua realizzazione ha richiesto 8 mesi di lavoro e ha
coinvolto 250 operai e 10 aziende locali.
il 4% dell’installato a causa anche delle disomogeneità conseguenti alla delega delle responsabilità autorizzative che la Regione ha demandato ai Comuni
e alle Province.
funzione della loro estensione territoriale. Dal confronto di questi dati con quelli riportati in figura
1.24 emerge chiaramente come esistano diverse realtà, tra cui la Liguria, la Valle D’Aosta, la Calabria
e la Toscana, che non hanno ancora sperimentato
un consistente sviluppo del fotovoltaico, come invece è accaduto in altre Regioni italiane, molte delle
quali maggiormente penalizzate dal punto di vista
La figura 1.25 riporta invece la potenza installata al
31/12/2009 (confrontata con il valore corrispondente alla fine del 2008) nelle diverse Regioni espressa in
Figura 1.25
Potenza installata nelle diverse Regioni italiane al 31/12/2008 e al 31/12/2009
espressa in funzione della loro estensione territoriale
8,0
7,0
6,0
5,0
kW/Km2 al
31/12/2008
4,0
3,0
kW/Km2 al
31/12/2009
2,0
1,0
64
Friu
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Cala
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0,0
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1.3 Il mercato
Box 1.10
Il caso Lombardia38
In tabella 1.9 si riporta innanzitutto la potenza e il numero di impianti installati nelle diverse Province lombarde al 31/12/2009.
L’esame dei dati riportati in tabella mostra come la
Provincia più “virtuosa” sia quella di Brescia, sia per
quanto riguarda il numero di impianti, sia considerando la potenza complessiva. Al 31/12/2009 in Provincia
di Brescia risulta installato oltre il 25% di tutti gli impianti esistenti in Lombardia. Segue poi la Provincia di
Bergamo (con oltre il 15% degli impianti lombardi) e
quella di Milano (con circa il 13%). In termini assoluti
il fotovoltaico ha sperimentato invece una diffusione
molto più limitata nelle Province di Lodi, Sondrio e
Lecco. Interessanti considerazioni emergono se si considera la taglia media degli impianti. Nelle Province di
Lecco, Como e Sondrio sono preponderanti impianti di
dimensioni relativamente piccole, a suggerire una prevalenza di sistemi residenziali o utilizzati in piccole imprese commerciali. La taglia media dell’impianto aumenta
invece nelle Province di Pavia e Lodi, in cui significativa
è la diffusione di impianti realizzati a terra o sulla copertura di serre o edifici di società agricole. La Provincia di
Pavia, in particolare, ha una dimensione media degli
impianti installati molto maggiore rispetto alla media italiana (che si attesta sui 15,6 kW), con una crescita
consistente rispetto alla fine del 2008. Questo si spiega
con l’attenzione che gli investitori hanno recentemente
riservato al territorio pavese (dove, come accennato in
precedenza, esiste una “sacca” solare in cui si raggiungono livelli di irraggiamento particolarmente elevati)
come localizzazione ideale per l’installazione di impianti fotovoltaici di grande taglia.
La tabella 1.10 riporta invece i dati relativi al numero di
impianti e alla potenza installata rapportati al numero di
abitanti ed all’estensione territoriale delle diverse Province
lombarde.
L’analisi della tabella mostra che:
• le Province di Milano e la neonata Provincia di
Monza e Brianza sono le prime per diffusione del
fotovoltaico in termini relativi rispetto all’estensione territoriale. Diversamente, il valore per abitante le
colloca all’ultimo posto di questa particolare classifica. Questo è il risultato della forte densità abitativa di
queste Province, in cui predominano unità abitative a
più piani e multifamiliari;
• le Province di Brescia e Bergamo confermano il loro
ruolo di primo piano nella diffusione del fotovoltaico
anche in termini relativi (soprattutto se si tiene conto
Tabella 1.9
Potenza e impianti installati al 31/12/2009 nelle diverse Province lombarde
Numero
impianti
38
Percentuale
rispetto
al numero
di impianti
installati in
Italia
Percentuale
rispetto
al numero
di impianti
installati in
Lombardia
Potenza
cumulata al
2009
(kW)
Potenza
installata nel
2009
(kW)
Percentuale
rispetto alla
potenza
cumulata
al 2009 in
Italia
Percentuale
rispetto alla
potenza
cumulata
al 2009 in
Lombardia
Percentuale
rispetto alla
potenza
installata
nel 2009 in
Lombardia
Dimensione
media
impianti
(kW)
Bergamo
1583
2,3%
15,1%
14843
9901
1,7%
14,6%
16,2%
9,4
Brescia
2666
3,9%
25,4%
24454
16312
2,9%
24,1%
22,5%
9,2
Como
518
0,7%
4,9%
3465
2311
0,4%
3,4%
3,1%
6,7
Cremona
740
1,1%
7,0%
6163
4111
0,7%
6,1%
4,4%
8,3
Lecco
419
0,6%
4,0%
2330
1554
0,3%
2,3%
1,8%
5,6
Lodi
270
0,4%
2,6%
3662
2443
0,4%
3,6%
2,0%
13,6
Mantova
575
0,8%
5,5%
5204
3471
0,6%
5,1%
4,4%
9,0
Milano
1416
2,1%
13,5%
16239
10832
1,9%
16,0%
19,0%
11,5
Monza e
Brianza
596
0,9%
5,7%
6182
4124
0,7%
6,1%
5,9%
10,4
Pavia
474
0,7%
4,5%
9573
6385
1,1%
9,4%
11,2%
20,2
Sondrio
383
0,6%
3,5%
2668
1780
0,3%
2,7%
2,4%
7,0
Varese
868
1,3%
8,3%
6704
4472
0,8%
6,6%
7,1%
7,7
TOTALE
10508
15,4%
100,0%
101487
67696
11,8%
100,0%
100,0%
9,8
I dati discussi in questo Box sono stati raccolti nell’ambito del progetto REN LAB – Renewable Energy Lab della CCIAA di Milano.
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65
1. IL fotovoltaico
di Lodi, Como, Sondrio e Lecco, anche in termini di
diffusione relativa del fotovoltaico. Questo le rende tuttavia un promettente ambito in cui la tecnologia fotovoltaica potrà diffondersi nel prossimo futuro.
del fatto che una parte consistente del loro territorio ha
carattere montano e quindi nei fatti è difficilmente utilizzabile per l’installazione di impianti fotovoltaici);
• si confermano lontane dal pieno sviluppo le Province
Tabella 1.10
Potenza e impianti installati al 31/12/2009 nelle diverse Province lombarde
per abitante e per estensione territoriale
Numero impianti per
100.000 abitanti
Potenza per abitante
(W)
Numero impianti per
100 km²
Potenza
per km² (kW)
Bergamo
145,9
13,7
58,1
5,5
Brescia
214,9
19,7
55,7
5,1
Como
87,9
5,9
40,2
2,7
Cremona
204,6
17,0
41,8
3,5
Lecco
124,1
6,9
51,3
2,9
Lodi
119,9
16,3
34,5
4,7
Mantova
139,6
12,6
24,6
2,2
Milano
45,4
5,2
89,7
10,3
Monza e Brianza
71,0
7,4
147,2
15,3
Pavia
87,3
17,6
16,0
3,2
Sondrio
209,6
14,6
11,9
0,8
Varese
99,2
7,7
72,4
5,6
dell’irraggiamento medio e della configurazione del
proprio territorio. Solamente un maggiore sforzo da
parte delle Amministrazioni Pubbliche locali, che si
concretizzi nello stanziamento di ulteriori fondi da
impiegare per il finanziamento dell’installazione di
potenza fotovoltaica e soprattutto nello snellimento
delle procedure di autorizzazione e di allacciamento
dell’impianto, potrà contribuire a fare uscire queste
Regioni dallo stadio ancora embrionale in cui il loro
mercato fotovoltaico a tuttoggi versa.
Nonostante esistano chiaramente diverse “velocità”
con cui il mercato fotovoltaico si è affermato nelle
Regioni italiane, bisogna ricordare come sussistano
anche delle marcate disuniformità all’interno del
territorio delle stesse Regioni. Il box 1.10 approfondisce lo studio del caso della Lombardia, illustrando le differenze esistenti tra le Province lombarde.
1.3.3 Gli sviluppi futuri
del fotovoltaico in Italia
Dopo aver approfondito le dinamiche che hanno
caratterizzato il mercato del fotovoltaico in Italia,
l’obiettivo di questo paragrafo è illustrare le prospettive di sviluppo future del fotovoltaico nel
nostro Paese. Si presenteranno innanzitutto le
66
stime sull’evoluzione attesa delle installazioni nei
prossimi anni, mentre nella seconda parte del paragrafo si presenterà un’analisi del potenziale “teorico” di crescita del fotovoltaico in Italia.
1.3.3.1 L’evoluzione attesa
Per stimare l’evoluzione attesa del fotovoltaico in
Italia, sono stati costruiti due scenari, uno ottimistico ed uno pessimistico, cui corrispondono
diversi tassi di crescita della potenza installata.
Entrambi gli scenari assumono, dato che si tratta
di un’eventualità assolutamente certa, che nel corso del 2010 si realizzi la revisione del Nuovo Conto
Energia di cui si è discusso nel paragrafo 1.2.5,
in occasione della quale le tariffe feed-in verranno
profondamente riviste al ribasso.
Lo scenario ottimistico è caratterizzato da:
• una revisione del Nuovo Conto Energia in linea con la proposta definita congiuntamente
da Aper, Assosolare e GiFi, di cui si è parlato nel
paragrafo 1.2.5. Si tratta di un’assunzione che
consideriamo comunque ottimistica in quanto il
Governo, come emerge dal confronto con gli operatori del settore, sembra essere propenso ad una
modifica del sistema incentivante più penalizzante per le installazioni fotovoltaiche, per quanto
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1.3 Il mercato
riguarda l’entità delle tariffe feed-in e soprattutto
per quanto concerne il limite massimo di potenza
incentivabile (pari, nella proposta definita congiuntamente da Aper, Assosolare e GiFi, a 8 GW
per il periodo 2011-2015);
• una riduzione del prezzo dell’impianto fotovoltaico nell’ordine dell’8% annuo, il che si traduce
in una consistente diminuzione nel tempo del costo medio di produzione dell’energia elettrica da
fotovoltaico;
• un’accelerazione del processo di semplificazione
delle procedure autorizzative e di allacciamento
dell’impianto fotovoltaico (che il GSE ha già avviato all’inizio del 2010 e di cui si è parlato nel paragrafo 1.2.2) e che diversi operatori stimano si
possa estendere anche al frammentato processo di
connessione alla rete dell’impianto;
• una conferma dell’attenzione dimostrata particolarmente nell’ultimo anno dalle Amministrazioni
Pubbliche locali nel supportare, attraverso investimenti in conto interesse e conto capitale,
l’installazione di nuovi impianti nei territori di
competenza.
riffe feed-in (nell’ordine in media del 25% ) e un
tetto molto più basso per la potenza incentivabile
(pari a 3 GW di nuova potenza installata tra il
2011 e il 2015);
• una riduzione del prezzo dell’impianto fotovoltaico nell’ordine del 5% annuo, valore inferiore
rispetto a quanto registrato negli ultimi anni a
causa di un fenomeno di saturazione dell’efficientamento ottenibile sulla tecnologia cristallina, che ancora nei prossimi anni avrà un ruolo
preponderante nelle nuove installazioni;
• nessuna sostanziale modifica e semplificazione
al processo di autorizzazione e di connessione
alla rete dell’impianto fotovoltaico;
• una profonda revisione nelle politiche di incentivazione e supporto messe in atto dalle
Amministrazioni Pubbliche, che si traduca in
un taglio delle risorse disponibili per sostenere
l’investimento iniziale.
Lo scenario pessimistico si contraddistingue invece per:
In entrambi gli scenari, nel corso del 2010 è verosimile si realizzi ancora un significativo aumento
della potenza installata, rispetto ai livelli raggiunti
nel 2009, per effetto della “corsa alle installazioni” cui si cimenteranno gli operatori prima del
• una revisione dell’attuale sistema di incentivazione che prevede tagli più significativi alle ta-
La figura 1.26 descrive l’evoluzione della potenza
fotovoltaica installata in Italia in ciascuno dei due
scenari precedentemente illustrati.
Figura 1.26
Evoluzione della potenza fotovoltaica installata in Italia per scenario
8000
7000
MW
6000
5000
Scenario
Pessimistico
4000
Scenario
Ottimistico
3000
2000
1000
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
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2015
67
1. IL fotovoltaico
raggiungimento del limite di 1.200 MW previsto
dall’attuale Nuovo Conto Energia. Con ogni probabilità, questo limite verrà superato già nella prima
metà del 2010, ma considerato il periodo di proroga
(di 14 mesi per gli impianti di proprietà privata e
di 24 mesi nel caso di Amministrazioni Pubbliche)
concesso dal legislatore per installare gli impianti
già autorizzati prima del raggiungimento dei 1.200
MW, anche nella seconda metà del 2010 il tasso di
crescita del mercato si manterrà consistente. Con
l’entrata in vigore delle nuove tariffe, a partire dal
2011 il mercato subirà però un’inevitabile contrazione, che sarà ovviamente maggiore nel caso si realizzi lo scenario pessimistico. In caso di riduzione
delle tariffe prevista dallo scenario pessimistico,
tuttavia, considerati i risultati dell’analisi della redditività degli impianti di cui si è parlato nel paragrafo 1.2.5, è possibile che in alcuni segmenti
di mercato – segnatamente quello delle centrali e
quello degli impianti industriali (soprattutto a bassa componente di autoconsumo) – si assista a una
“frenata” estremamente significativa. È in ogni
caso verosimile che a partire dalla fine del 2014
ci si avvicini al limite dei 3 GW di nuova potenza
incentivabile, il che porterà necessariamente ad un
rallentamento del mercato. Questo anche a causa
del comportamento degli investitori (ad esempio
fondi investimento e utilities), che tenderebbero a
privilegiare maggiormente mercati con un forte potenziale di crescita futura.
Nello scenario ottimistico, invece, dopo un iniziale rallentamento delle installazioni che seguirà
all’entrata delle nuove tariffe, a partire dal 2012 il
mercato ricomincerà a crescere a tassi consistenti,
considerata l’elevata redditività che gli investitori
potranno comunque conseguire (si veda paragrafo 1.2.5). Le simulazioni condotte ed il confronto con le esperienze di altri Paesi europei portano comunque a ritenere che, entro il 2015, il limite
di 8 GW di installato attraverso il nuovo sistema
di incentivazione (assunto come ipotesi nello scenario ottimistico) non verrà comunque raggiunto.
Fintanto che la riduzione delle tariffe si manterrà
nell’ordine dei valori ipotizzati nei due scenari,
sembra che l’evoluzione del mercato da qui al 2015
sarà influenzata più dall’entità del tetto di potenza massima incentivabile che dall’entità del taglio
delle tariffe, come insegna tra l’altro l’esperienza
della Spagna (si veda paragrafo 1.2.1). Questo
rappresenta un importante messaggio per il legislatore, in quanto il tetto massimo di potenza incentivabile (e quindi installabile) influenza direttamente
il contributo che la fonte solare potrà assicurare al
raggiungimento degli impegni presi dall’Italia in
sede europea39, ma ha anche delle ripercussioni sulle dinamiche evolutive del mercato.
Per completezza di analisi, sono state condotte delle
simulazioni sullo sviluppo del mercato fotovoltaico in Italia nel caso in cui non si realizzasse quella
profonda discontinuità nel sistema di incentivazione che il Governo Italiano si presta invece a varare.
Ipotizzando una riduzione delle tariffe graduale
e nell’ordine di quanto realizzato in Germania a
partire dal 200640, non sarebbe irragionevole attendersi che il mercato italiano del fotovoltaico
raggiunga i 5 GW di potenza installata già nel
2013, per avvicinare quota 10 GW nel 2015. In questo caso, il contributo della tecnologia fotovoltaica
ad una maggiore indipendenza energetica del nostro
Paese ed al raggiungimento dei sopracitati obiettivi
sarebbe tutt’altro che marginale. Questo a fronte di
un costo per lo Stato, e quindi per tutta la collettività, sicuramente consistente, ma che riteniamo dovrebbe essere oggetto di una valutazione completa e
onnicomprensiva, come è stato proposto nel paragrafo 1.2.3 del presente rapporto.
1.3.3.2 Il potenziale “teorico” di sviluppo
del fotovoltaico in Italia
Obiettivo di questo paragrafo è di fornire una stima
del potenziale di crescita “teorico” del fotovoltaico
in Italia al 2020. Non è infrequente che nel dibattito pubblico si sollevino delle voci secondo cui non
esistono in Italia le condizioni di irraggiamento e di
configurazione del territorio che possono permettere
alla fonte fotovoltaica di diffondersi in modo consistente e di contribuire così all’indipendenza energetica e ad incrementare sensibilmente il peso delle fonti
rinnovabili sui consumi di energia. La nostra analisi
dimostra invece come esistano molteplici ambiti di
applicazione che potrebbero potenzialmente assicurare una diffusione su larga scala della fonte
fotovoltaica, che è importante conoscere per realizzare una valutazione compiuta del ruolo che il fotovoltaico potrà assumere nel nostro mix energetico
futuro e per pianificare di conseguenza le politiche
più opportune.
39
In particolare, il “Pacchetto-Clima-Energia” (noto anche come “Pacchetto 20-20-20”) approvato nel 2008 dalla Commissione Europea obbliga l’Italia
a raggiungere una percentuale del 17% di energia da fonti rinnovabili sul totale di quella consumata entro il 2020.
40
Il decremento medio delle tariffe feed-in in Germania è stato dell’ordine del 5,5% tra il 2006 e il 2007 e del 7% tra il 2007 e il 2008 a fronte
di una crescita media del mercato del 42% tra il 2004 e il 2008. In seguito, la tariffa incentivante ha subito un decremento percentuale superiore
(si veda il paragrafo 1.2.1)
68
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1.3 Il mercato
e associando a ciascuna nuova unità abitativa 1
kW di installazione fotovoltaica, è possibile stimare in 5,2 GW la potenza fotovoltaica teoricamente installabile da oggi al 2020. La stima non
• le nuove edificazioni residenziali, che rapprevaria sostanzialmente se si ipotizzasse che solo una
sentano un ambito di applicazione degli impianti
porzione delle nuove edificazioni ospitino un imdi piccola taglia, ad uso prevalente di auto-conpianto da 1 kW (ad esempio a causa del fatto che
sumo. Si tratta di un segmento che potrebbe divemolte delle nuove unità abitative fanno parte di
nire in futuro molto promettente nel caso in cui
condomini in cui non è possibile installare 1 kW
nel mercato immobiliare si affermasse una ancor
di potenza fotovoltaica per ogni unità per motivi di
maggiore sensibilità alle prestazioni ambientali
spazio), ma considerare (come è d’altronde verosidegli edifici o venissero approvate e rese operatimile) che un numero consistente di impianti resive le normative già peraltro approvate (anche se
denziali verrà installata su costruzioni esistenti.
se ne attende l’entrata in vigore) che impongono
Per quanto riguarda le coperture della GDO in
l’uso delle rinnovabili nelle nuove edificazioni41;
• le coperture delle superfici commerciali della
Italia, esse hanno un estensione, a fine 2009, pari
Grande Distribuzione Organizzata, che costia circa 5,3 milioni di metri quadrati42. A questi
vanno aggiunti circa 2,6 milioni di metri quadrati
tuiscono un interessante comparto per l’instalrelativi alle coperture delle piccole sulazione di impianti fotovoltaici di
perfici commerciali. Supponendo che
taglia medio-grande dato che il loro
“Il potenziale inespresso del
nel periodo 2010 – 2020 la totalità di
fabbisogno energetico è per lo più
fotovoltaico in Italia è enorme,
concentrato in quelle ore del giorno si tratta solo di capire quanto lo queste superfici vengano utilizzate per
e in quei periodi dell’anno (princi- Stato voglia puntare su questa l’installazione di impianti fotovoltaici
fonte per rispettare gli impegni
è possibile stimare un potenziale di
palmente per esigenze di climatizzapresi a livello europeo”
crescita di circa 680 MW43. Una prozione) in cui il prezzo dell’elettricità
Amministratore Delegato di un’impresa
è maggiore e in cui l’impianto foto- italiana produttrice di celle e moduli spettiva di analisi più “ottimistica”,
che consideri la crescita delle superfivoltaico produce più energia;
ci a disposizione e l’impiego degli im• le coperture delle serre ortofruttipianti fotovoltaici anche per la copertura parziale
cole, estremamente diffuse nel nostro Paese, che
delle superfici destinate a parcheggio (nella parte
rappresentano, per motivi di natura tecnica, un
già attualmente “coperta”) porta questa stima a
interessante ambito di diffusione della tecnologia
oltre 1,3 GW al 2020.
fotovoltaica (si veda paragrafo 1.3.6);
La superficie delle serre per coltivazioni agrarie
• le superficie coperte delle aree portuali, anch’esa fine 2008 in Italia è pari a circa 300 milioni di
se destinate ad accogliere impianti di mediometri quadrati44. Se, nel periodo 2010 – 2020, anche
grande taglia e particolarmente diffuse nel nosolo una percentuale limitata di questa superficie
stro Paese;
disponibile (ad esempio il 20%) venisse destinata
• i terreni incolti o a scarso rendimento agricolo,
all’installazione di impianti fotovoltaici, la poche potrebbero essere destinati invece all’instaltenza totale installata ammonterebbe a circa 5,8
lazione di centrali fotovoltaiche di grande taglia.
GW. Anche in questo caso, si avrebbe una stima
analoga se si ipotizzasse di destinare una percenPer quanto riguarda il primo ambito di applicaziotuale ancora più limitata delle coperture di serre
ne, le nuove unità abitative realizzate in Italia nel
esistenti all’installazione di impianti fotovoltaici,
periodo 1995-2006 sono state pari nel complesso a
ma si considerassero le nuove serre che verranno
oltre 5 milioni di unità, ciascuna con un’estensione
costruite da qui al 2020.
media di 80 m2. Ipotizzando un simile trend di crescita dell’edificato anche per il periodo 2010 – 2020
Per quanto concerne le aree portuali in Italia, è
Nell’ambito dell’analisi, sono stati considerati i seguenti campi di diffusione del fotovoltaico:
41
La legge 25/2010 di conversione del Decreto Legge 194/2009 (cosiddetto decreto legge “Milleproroghe”), ha posticipato al 1° gennaio 2011
la scadenza prevista per il 1° gennaio 2010, che definisce il momento a partire dal quale nei regolamenti edilizi comunali dovrà essere prevista,
per gli edifici di nuova costruzione, l’installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in modo tale da garantire
una produzione energetica non inferiore a 1 kW per ciascuna unità abitativa, compatibilmente con la realizzabilità tecnica dell’intervento.
L’obbligo è peraltro da considerarsi già vigente nei comuni che nel frattempo hanno adeguato i propri regolamenti edilizi.
42
Elaborazione da fonti CNCC (Consiglio Nazionale dei Centri Commerciali) sulle superfici commerciali sopra i 5.000 m2. Il dato è calcolato
a partire dalla GLA tenendo conto del numero medio di piani delle strutture commerciali nelle differenti Regioni.
43
Si avrebbe una stima analoga se si ipotizzasse di destinare all’installazione di impianti fotovoltaici una percentuale inferiore delle coperture
esistenti, ma si considerassero i progetti in essere per la realizzazione di nuovi centri commerciali.
44
Elaborazione da fonti ISTAT sulle serre per coltivazioni agrarie. Non considerando le serre per floricoltura, per le quali mancano dati, si tratta
di una stima decisamente per difetto.
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69
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.11
Potenziale “teorico” di crescita delle installazioni al 2020 in Italia per campi di applicazione
Applicazioni
Edificazioni residenziali
Superfici della GDO
Serre ortofrutticole
Aree portuali
Terreni incolti
Totale
possibile stimare una superficie complessiva coperta nell’ordine di 3 milioni di metri quadrati. Se
questa superficie venisse destinata all’installazione
di impianti fotovoltaici, si realizzerebbe una crescita
della potenza nell’ordine di 250 MW. Chiaramente
questa stima non considera i numerosi progetti di
ampliamento o di nuove costruzioni in essere e che
verranno realizzati negli anni a venire.
Infine, le foraggere permanenti (prati e pascoli, di
cui il 32% classificato come “pascoli poveri”) e le foraggere non permanenti (erbai e prati avvicendati)
hanno in Italia, al termine del 2008, un’estensione di
35,3 e 19,5 miliardi di metri quadrati. Se si destinasse, da qui al 2020, solamente l’1% di questi terreni
per la realizzazione di impianti fotovoltaici “a terra”,
si registrerebbe una crescita della potenza di circa
27,4 GW.
Considerando tutte queste possibili applicazioni
della tecnologia fotovoltaica, è possibile stimare
un potenziale di crescita “teorico” del fotovoltaico in Italia da qui al 2020 nell’ordine di 39 GW (si
veda tabella 1.11). Questo senza considerare che
ovviamente esistono molteplici altri promettenti
campi di applicazione che non sono stati considerati in questa analisi, quali ad esempio le coperture
di stazioni ferroviarie, aeroporti o di centri logistici
e di smistamento merci.
Si tratta ovviamente di una crescita della potenza fotovoltaica nei fatti irrealizzabile in Italia,
dal momento che sussistono dei vincoli di natura
tecnica (legati all’impatto che un tale incremento
di potenza distribuita avrebbe sull’infrastruttura
di distribuzione) e di mercato (relativi sia alla domanda che, quand’anche rimanesse in vigore l’attuale sistema di incentivi, non sarebbe in grado di
“trainare” una crescita quale quella dipinta in questo paragrafo, sia all’offerta, dato cha la filiera e il
sistema industriale esistente non sembrano capaci
di “reggere” questi tassi di sviluppo). Questo senza
contare che il sistema di incentivazione, da qui al
70
Potenza (GW)
5,2
0,68
5,8
0,25
27,4
39,3
2020, avrà ancora un peso fondamentale (si veda
paragrafo 1.2.5) nel determinare lo sviluppo del
mercato, e l’incipiente revisione del Nuovo Conto
Energia non potrà che avere un effetto frenante.
Se è indiscutibile che in Italia non si potrà realizzare
la crescita cui si fa riferimento in questo paragrafo,
è altrettanto vero che esistono altri Paesi, uno su
tutti la Germania, che hanno espresso e ancora
esprimeranno in futuro un potenziale analogo a
quello delineato in queste pagine. Alcune stime
accreditate tra gli operatori di mercato ritengono che nel 2020 la Germania, nonostante abbia
delle caratteristiche meno favorevoli rispetto al
nostro Paese allo sfruttamento della fonte solare,
avrà oltre 45 GW di potenza fotovoltaica installata, che corrisponderanno a circa 519 kW per mille
abitanti. Se l’Italia dovesse colmare il gap, in termini di penetrazione per fotovoltaico, che la divide
da questo Paese leader a livello mondiale, dovrebbe
installare da qui al 2020 oltre 31 GW (la penetrazione attuale del fotovoltaico è in media di 21,4 kW
pro milia capita in Italia), il che porta ad una stima
in linea con quanto emerso dallo studio che è stato
descritto in precedenza. Si tratta quindi di una potenzialità “teorica”, ma che almeno in Germania si
è dimostrata molto “concreta”.
1.3.4 La grid parity nel fotovoltaico
Il raggiungimento della grid parity è indubbiamente l’obiettivo ultimo di chi sviluppa tecnologie di
produzione energetica da fonte rinnovabile. Il concetto nella sua formulazione verbale appare semplicissimo, giacché fa riferimento alla “parità” fra
il costo di produzione dell’energia da fonte rinnovabile e il costo di acquisto dell’energia dalla
rete (“grid” appunto), che invece si basa per la quasi totalità sulla produzione elettrica da fonti fossili
“tradizionali”. Al raggiungimento della grid parity
si ha – almeno teoricamente – l’indifferenza perfet-
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1.3 Il mercato
• la definizione della vita utile – convenzionalmente fissata in 25 anni, ma che rappresenta una
stima per difetto dell’effettiva potenzialità degli
impianti “moderni” – e degli oneri di gestione
e manutenzione è altro parametro che si modifica significativamente a seconda della potenza
1.3.4.1 La definizione di grid parity e alcune
dell’impianto e, per quanto riguarda gli oneri,
ipotesi di base
del “potere contrattuale” dei contraenti;
La “traduzione” del concetto di grid parity in
• il calcolo della produttività dell’impianto è ovforma analitica, ovvero il provare concretamente
viamente influenzato dalla specifica localizzaa calcolare il punto di parità fra il costo dell’enerzione, che ne determina l’insolazione media dugia prodotta dagli impianti fotovoltaici e l’energia
rante l’anno, oltre che dall’efficienza dei moduli,
acquistata dalla rete, porta con sé una serie di proma anche dalle scelte relative agli inverter e ai
blemi, alcuni dei quali di non facile soluzione.
sistemi di controllo, e ancora dal grado di efficacia dell’attività di manutenzione;
La prima obiezione, forse la più sostanziale, è ad• infine, anche il calcolo del termine di confrondirittura sul principio stesso di indifferenza ecoto, ossia del costo di acquisto dell’energia dalla
nomica. Se è vero, infatti, che questo si può applicare
“rete”, è estremamente complesso giacché ditranquillamente al caso di una impresa (ad esempio
pende, per le utenze residenziali, commerciali e
una grande utility) che dispone di cenindustriali, dal profilo di consumo e
trali di produzione elettrica e che quindal tipo di tariffa elettrica adottato, e
“Esistono decine di definizioni
di usa gestire e mantenere impianti per
ancora dalla scelta o meno di vendere
differenti di grid parity, è
la generazione di energia, non è altret- necessario fare chiarezza in questo l’energia piuttosto che di “scambiarla
campo per valutare correttamente
tanto vero che per il privato cittadino
sul posto”46 , mentre per le “centrali”
la convenienza nell’incentivare
ulteriormente la tecnologia
fotovoltaiche il paragone deve essere
(o anche la piccola e media impresa
fotovoltaica”
fatto tenendo conto esplicitamente
industriale o commerciale) si possa
Marketing Manager di un’impresa
dei costi di dispacciamento, ossia dei
considerare indifferente – anche a
produttrice di celle e moduli
costi che devono essere sostenuti per
parità di costo – l’acquistare energia
far arrivare l’energia prodotta, attradalla rete o disporre in proprio di un
verso la rete elettrica nazionale, agli utenti finali.
impianto di produzione di energia. Nel secondo
caso, solo per citare qualche esempio, il rischio leDi fronte ad un numero di possibili combinaziogato al funzionamento dell’impianto, la complesni praticamente infinito ed al problema di fondo
sità di gestirne la manutenzione e l’irreversibilità
circa la correttezza della misura dal punto di vista
dell’investimento45 vanno a “pesare” (anche se non
economicamente) sul proprietario dell’impianconcettuale, la scelta fatta per l’analisi condotta
to, mentre sono assolutamente irrilevanti quando
è quella di assumere una prospettiva “originale”
l’energia viene “prelevata” direttamente dalla rete.
e misurare la grid parity non tanto guardando
all’uguaglianza del costo di produzione dell’enerLa seconda questione riguarda l’estrema variabigia con il costo di acquisto della stessa dalla rete,
lità dei fattori chiave per la determinazione dei
bensì di verificare la sostenibilità per se dell’invevalori utilizzati per il calcolo della grid parity:
stimento in un impianto fotovoltaico.
ta, dal punto di vista economico, fra le diverse fonti
di energia. Nel caso del fotovoltaico ciò si tradurrebbe nel rendere economicamente conveniente
la produzione di energia da fonte solare anche
nella totale assenza di sistemi di incentivazione.
• innanzitutto, l’investimento necessario a parità
di potenza ed efficienza dell’impianto fotovoltaico può variare significativamente a seconda
della localizzazione geografica, per effetto della
maggiore o minore complessità dell’iter autorizzativo e/o del grado di competizione fra system
integrator e installatori;
Il cambio di prospettiva, che è certamente radicale, è però secondo l’analisi condotta estremamente
utile perché risolve molti (anche se non tutti) dei
problemi sopra evidenziati. Assumendo la prospettiva dell’investimento si considera esplicitamente il rischio per il proprietario dell’impianto
e si risolve quindi la prima e più importante obie-
Si pensi ad esempio all’impossibilità di recuperare l’investimento fatto qualora si decida di vendere casa o di dismettere l’attività produttiva
prima di aver raggiunto il tempo di pay back dell’impianto.
Come già osservato nel paragrafo 1.2.5, nel caso di scambio sul posto il paragone va fatto con il costo di acquisto dell’energia, mentre
nel caso di cessione dell’energia alla rete come riferimento bisogna assumere il prezzo medio d’acquisto (PUN) da parte dell’Acquirente Unico.
45
46
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71
1. IL fotovoltaico
zione di natura concettuale sulla correttezza della
misura di “indifferenza economica”. Assumendo
la prospettiva dell’investimento possono essere
presi in considerazione tutti gli oneri di natura
fiscale (certo non irrilevanti) e connessi all’impiego del capitale (si pensi al “costo” di immobilizzare il capitale per la realizzazione di una centrale
da qualche MW) che altrimenti vengono trascurati, ma che sono indispensabili per valutare la
concreta fattibilità dell’impianto. Assumendo la
prospettiva dell’investimento, il termine di paragone è più semplicemente identificabile nel tasso
di rendimento alternativo che rende indifferente
per l’investitore la scelta di realizzare l’impianto
fotovoltaico.
In altre parole, la grid parity si raggiungerà
quando l’investimento in un impianto fotovoltaico sarà economicamente conveniente, in termini
di rendimento dell’investimento stesso, anche in
assenza di incentivi.
Ovviamente rimangono i problemi visti sopra di valutazione delle componenti di costo e di definizione
della produttività, per i quali si è qui fatto volutamente riferimento ai valori medi rilevati durante l’analisi
condotta e le interviste con gli operatori. La tabella
1.12 riporta le assunzioni di base fatte per eseguire i
calcoli per tre impianti “tipo” rappresentativi dei tre
segmenti di mercato individuati, ossia il segmento residenziale, industriale e delle centrali.
Tenendo conto del basso grado di rischio connesso all’investimento la parità è fissata per ritorni
del 5% nel caso degli impianti residenziali e del
10% nel caso degli impianti industriali e delle
centrali.
1.3.4.2 Il fotovoltaico in Italia: a quando
l’indipendenza dagli incentivi?
Vengono presentati in questo paragrafo i risultati
dell’analisi condotta per i diversi segmenti di mercato in Italia che tiene conto, da un lato, dei parametri riportati nella tabella 1.12 e, dall’altro lato,
di una ragionevole stima dell’evoluzione del costo
di investimento associato alla realizzazione degli
impianti stessi che (si veda paragrafo 1.2.5) può
essere assunto in riduzione di circa il 5% all’anno
per almeno i prossimi 6-8 anni.
La figura 1.27 riporta, in assenza di incentivi,
la curva degli IRR (ossia dei rendimenti dell’in-
Tabella 1.12
Principali voci di costo per tre impianti “tipo” (residenziale, industriale, centrale)
Principali voci di costo (2009)
Costo di realizzazione dell’impianto
(€/kW)
Costo di connessione alla rete
elettrica (€)
Costo annuo di gestione
(manutenzione, assicurazione)
(€/anno)
Leva finanziaria
Produzione annua media
(kWh/kW)47
Regime di trattamento fiscale
Regime di produzione elettrica
3 kW
200 kW
1 MW
5.500
3.800
3.200
305
40.000
75.250
448
15.200
48.000
100%
75%
75%
1.000 per le Regioni del Nord, 1.200 per il Centro
e 1.400 per il Sud Italia.
Soggetto a
Soggetto a
imposizione fiscale
imposizione fiscale
Persona fisica
per la parte
per la parte
esente da
relativa alla tariffa
relativa alla tariffa
imposizione fiscale
incentivante e alla
incentivante e alla
vendita di energia
vendita di energia
Scambio sul
Scambio sul posto o
Vendita dell’energia
posto (valore
vendita dell’energia
prodotta al prezzo
medio dell’energia
alla rete al prezzo
medio di acquisto
(PUN) previsto
risparmiata in
medio di acquisto
dall’Acquirente
bolletta pari a circa
(PUN) previsto
Unico
750 €/anno)
dall’Acquirente Unico
I valori medi utilizzati sono cautelativi e fanno riferimento all’energia prodotta e messa in rete al netto delle perdite di sistema
(come evidenziato nel paragrafo 1.2.5).
47
72
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1.3 Il mercato
Figura 1.27
Grid parity per un impianto da 3 kW
10
IRR (%)
5
0
Sud
-5
Media
nazionale
-10
-15
-20
2012
2015
vestimento) per un impianto da 3 kW messo in
funzione nei diversi anni riportati sull’asse delle
ascisse.
Per gli impianti da 3 kW la grid parity appare
ancora relativamente lontana, ed è raggiunta nel
giro di 10 anni, ossia nel 2020, nelle aree a maggior insolazione (si veda la linea blu che rappresenta gli impianti con una producibilità media annua di 1.400 kWh/kW), mentre bisogna attendere
ulteriori 3 anni per raggiungere lo stesso risultato
se si prende in considerazione l’insolazione media
in Italia. Ovviamente questo dipende dal fatto
che il costo al kW degli impianti residenziali è il
più alto presente nel settore, a causa dell’assenza
di “effetti di scala” nell’acquisto e della parcellizzazione dell’attività di installazione. Vi sono,
tuttavia, alcuni aspetti da sottolineare:
• se è vero che l’indipendenza completa dagli incentivi per questo tipo di impianti è ancora di là
da venire, è altrettanto vero che – secondo le nostre stime – già nel 2015 (ossia fra 5 anni) la grid
parity potrebbe essere raggiunta in tutta Italia
con un livello di incentivi pari a 20 c€/kWh
(quasi il 60% in meno degli incentivi attuali) e
nel 2018 allo stesso scopo sarebbero sufficienti
10 c€/kWh;
• la diffusione degli impianti fotovoltaici residenziali contribuisce in maniera significativa
a “ridurre” i consumi elettrici delle abitazioni,
soddisfacendo potenzialmente l’intero fabbiso-
2018
2021
gno diurno di energia di una famiglia italiana
media48. In questa prospettiva, il mantenimento
di un livello minimo di incentivazione, quale
quello indicato al punto precedente, dovrebbe
essere correttamente considerato come un investimento verso l’efficientamento energetico
del Paese.
Le prospettive appaiono in ogni caso più rosee
per gli impianti industriali con una taglia media
da 200 kW.
Se si considera, infatti (come assunto nella figura 1.28) la possibilità di “scambio sul posto”, che
è qui particolarmente redditizia visto che gli impianti fotovoltaici producono di più proprio nelle
ore del giorno ove è più alto il costo del prelievo di
energia dalla rete, già nel 2016 nelle Regioni del
Sud e nel 2018 se si considera il dato medio italiano l’investimento in questo tipo di impianti è
economicamente conveniente anche in assenza
di incentivi. E’ ancor più interessante sottolineare
come già dal 2012 l’investimento abbia in realtà
un rendimento percentualmente positivo, anche
se probabilmente non sufficiente a convincere un
eventuale investitore.
La grid parity si sposta in avanti – nel 2020 per
il Sud Italia – se si prende in esame il caso in cui
l’energia venga venduta invece che auto-consumata. È chiaro come, a differenza del caso residenziale, la “scala” dell’impianto e la possibili-
48
Una famiglia in un anno consuma circa 3.300-3.500 kWh. Un impianto fotovoltaico da 3kW con una producibilità media annua
di 1200 kWh/kW produce 3.600 kwh all’anno.
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73
1. IL fotovoltaico
Figura 1.28
Grid parity per un impianto da 200 kW (con scambio sul posto)
20
18
16
IRR (%)
14
12
Sud
10
8
Media
nazionale
6
4
2
0
2012
2015
2018
2021
Figura 1.29
Grid parity per un impianto da 200 kW (senza scambio sul posto)
12
10
8
IRR (%)
6
4
Sud
2
0
Media
nazionale
-2
-4
-6
-8
2012
2015
2018
tà per l’impresa che se ne fa carico di negoziare
direttamente con i produttori di moduli e altri
componenti, oppure di rivolgersi a grandi system
integrator, abbassi significativamente i costi (e
conseguentemente incrementa il rendimento economico dell’investimento).
Le centrali fotovoltaiche, ovvero gli impianti con
una taglia di potenza in media pari a 1 MW, raccontano una storia ancora differente per almeno
due ragioni: (i) perché in questo caso si devono
sopportare, per arrivare alla grid parity, anche
i costi di dispacciamento (peraltro simili a quelli
delle tradizionali centrali a fonti fossili) dell’energia elettrica prodotta; (ii) perché sono qui signifi-
2021
cativi i costi di “immobilizzo” del capitale, anche
per i lunghi tempi necessari ad ottenere le autorizzazioni e successivamente la connessione alla
rete49. La grid parity (si veda figura 1.30) si raggiunge così nel 2023 (fra 13 anni) nelle Regioni del
Sud e 3 anni più tardi in tutta Italia. In particolare,
già nel 2018, a fronte di un incentivo di circa 12 c€/
kWh, la grid parity potrebbe essere raggiunta nel
Sud Italia. Nel 2021 la grid parity potrebbe essere
raggiunta nel Sud Italia e nel resto d’Italia con
un incentivo rispettivamente pari a 5 €/kWh e a
9 €/kWh.
In realtà, è necessario “correggere” i dati precedenti
per tener conto che, nel caso delle centrali fotovol-
49
Nel caso di una centrale da 1 MW, i costi del solo immobilizzo del capitale sono pari a circa 75.000 € (pari al 2,4% dell’investimento tecnico
complessivo), per tempi di autorizzazione e connessione che nel complesso si attestano intorno a 6 mesi.
74
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1.3 Il mercato
Figura 1.30
Grid parity per un impianto da 1 MW
8
6
IRR (%)
4
2
0
Sud
-2
Media
nazionale
-4
-6
-8
2012
2015
2018
2021
Figura 1.31
Renewable grid parity per un impianto da 1 MW
16
14
IRR (%)
12
10
8
Sud
6
Media
nazionale
4
2
0
-2
2012
2015
2018
taiche, ove l’obiettivo dell’investimento è la produzione di energia elettrica da immettere in rete, non
ci si può dimenticare che esiste un obbligo50 di immissione di energia elettrica “pulita”. Per spingere
al rispetto di quest’obbligo esiste un meccanismo,
quello dei Certificati Verdi, che nulla ha a che vedere
con le tariffe feed-in, ma che ugualmente potrebbe
remunerare i produttori di energia fotovoltaica. Se
si tiene conto del valore medio che i Certificati Verdi
hanno avuto tra il 2003 e il 2010 (ossia circa 97 €/
MWh) e lo si proietta sull’orizzonte di riferimento
dell’indagine condotta, si ottengono le curve riportate in figura 1.31. Il punto di equilibrio, simbolicamente ribattezzato renewable grid parity, è
2021
molto più vicino e nel 2018 sarà possibile avere le
prime centrali fotovoltaiche realizzate senza bisogno di incentivi nel Sud Italia, raggiungendo la
grid parity nel 2021 nel resto d’Italia.
Lo scenario cui ci si trova di fronte merita grande
attenzione e, come più volte detto, lascia presupporre che il destino del fotovoltaico sia quello di
rappresentare una delle fonti di energia rinnovabile più importanti e ad alta crescita dei prossimi
10-15 anni.
Perché queste previsioni si avverino, tuttavia, è
bene non dimenticare come sia necessario evitare
“scossoni” troppo bruschi nel breve periodo: l’ipo-
Il Decreto “Bersani” 79/99 richiede che i produttori di energia elettrica immettano ogni anno sul mercato energia “pulita” (ovvero da fonte
rinnovabile) per una percentuale non inferiore al 2% del totale dell’energia da loro immessa nell’anno precedente. L’obbligo può essere anche soddisfatto
acquistando Certificati Verdi per un quantitativo corrispondente.
50
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75
1. IL fotovoltaico
tesi di diminuzione del costo degli impianti sottende una serie di investimenti da parte degli operatori del settore in efficientamento produttivo ed
in innovazione di prodotto e di processo che avrà
luogo solo se – nel frattempo – i governi nazionali avranno la forza e la volontà di assicurare,
anche se “artificialmente”, adeguati livelli di
profittabilità.
1.3.5 Il Building Integrated
Photovoltaics
Nel corso dell’ultimo anno gli operatori e gli analisti di mercato hanno prestato sempre maggiore attenzione ad un’applicazione molto promettente della tecnologia fotovoltaica, che va sotto
il nome di Building Integrated Photovoltaics
(BIPV), ossia fotovoltaico integrato in architettura. Un’applicazione BIPV prevede l’installazione
di un sistema fotovoltaico in sostituzione di un
convenzionale materiale da costruzione. Questo
significa che il sistema fotovoltaico, oltre a produrre elettricità, deve essere in grado di assicurare
le medesime prestazioni funzionali del materiale
da costruzione che sostituisce, quali l’isolamento termico, la resistenza al vento ed alla pioggia,
la rigidità strutturale. Il concetto di BIPV non va
tuttavia confuso con quello di Building Applied
Photovoltaics (o BAPV), con il quale ci si riferisce
alla più tradizionale applicazione del sistema fotovoltaico su materiali da costruzione, frequentemente in modo complanare ad essi. La figura 1.32
illustra le differenze esistenti tra BAPV e BIPV.
Figura 1.32
Confronto strutturale tra BAPV e BIPV
BIPV- Building Integrated Photovoltaics
Sistema
fotovoltaico
BAPV- Building Applied Photovoltaics
Sistema
fotovoltaico
In commercio esistono diversi prodotti attraverso
cui è possibile realizzare delle applicazioni di BIPV.
Alcuni produttori hanno messo a punto delle tegole o coppi fotovoltaici, modificando gli elementi
tradizionali in modo che possano fungere da supporto sul quale inserire moduli fotovoltaici. Tegola
Canadese Spa, tra gli altri, ha ormai da tempo dato
vita ad una joint venture con Uni-Solar, azienda
statunitense leader nella produzione di laminati fotovoltaici flessibili in silicio amorfo specificamente
sviluppati per integrazione su materiali da costruzione, per la commercializzazione in Europa delle
tegole Tegosolar. Altro prodotto BIPV che sembra
particolarmente promettente è rappresentato dai
cosiddetti solar roofs, ossia guaine isolanti polimeriche che incorporano celle fotovoltaiche e che vengono utilizzate per l’impermeabilizzazione di tetti.
Un esempio di interesse in questo campo è rappresentato da Sika Italia Spa. La divisione italiana del
Gruppo Sika, nato in Svizzera più di cent’anni fa
e leader nella chimica applicata all’edilizia, a valle
dell’integrazione con Sarnafil, azienda italiana attiva nel campo dell’impermeabilizzazione di coperture industriali, ha dato vita ad una collaborazione
con Solar Integrated per sviluppare una nuova linea di membrane solari che sta riscontrando una
certa diffusione sul mercato.
Il prodotto più promettente e che sta attirando gli
investimenti più consistenti è rappresentato però
dalle vetrate fotovoltaiche, ossia sistemi BIPV che
utilizzano come substrato il vetro. Secondo alcune
stime, questo prodotto è stato responsabile di più
del 50% delle installazioni di BIPV a livello mondiale nel 2009. Le vetrate fotovoltaiche possono essere
utilizzate in diverse tipologie di applicazioni, ma
l’uso più comune è rappresentato dalla realizzazione di finestre e facciate di edifici di nuova costruzione. Un esempio molto noto di questo tipo
di applicazione delle vetrate fotovoltaiche è l’Altra
Sede della Regione Lombardia a Milano, in zona
Porta Garibaldi (si veda figura 1.33), che ospita un impianto da 170 kW realizzato dall’italiana
EnergyGlass utilizzando tecnologia monocristallina
SunPower. Le vetrate fotovoltaiche possono essere
impiegate anche come lucernari, come è accaduto
in una porzione del nuovo edificio dell’Ospedale Meyer di Firenze, in cui sono state installate 181
vetrate fotovoltaiche con tecnologia Solon, per una
potenza complessiva pari a 32 kW. Altro ambito di
applicazione è rappresentato dalla realizzazione di
pensiline e sistemi di ombreggiamento.
Dal punto di vista tecnologico, i prodotti BIPV possono essere realizzati utilizzando diverse soluzioni.
76
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1.3 Il mercato
fo (a-Si) assicura maggiori livelli di trasparenza rispetto, ad esempio, al film sottile in diseleniuro di
L’altra Sede della Regione Lombardia
indio, gallio e rame (CIGS) e, ovviamente, al silicio
cristallino tradizionale. È tuttavia possibile, anche
nell’applicazione di queste tecnologie, realizzare
dei moduli con celle distanziate che permettono
il passaggio ancorché parziale della luce, anche se
questo va a scapito dell’efficienza del sistema.
Per quanto concerne la diffusione sul mercato delle soluzioni BIPV, alcune fonti stimano un volume
d’affari per il 2009 superiore a 1,3 mld € a livello mondiale, che ci si aspetta possa crescere consistentemente fino a superare i 6 mld € nel 2015,
per una potenza installata maggiore di 10 GW.
Considerando che le vetrate fotovoltaiche pesano
e verosimilmente continueranno a pesare per più
del 50% delle installazioni di sistemi BIPV, non è
irragionevole pensare che il mercato mondiale per
queste soluzioni nel 2015 possa arrivare a generare un volume d’affari superiore ai 3 mld €. Questo
Ad oggi il silicio cristallino di prima generazione
a fronte di un potenziale di mercato immenso, al
rappresenta la tecnologia maggiormente diffusa: si
punto che alcuni stimano che nei principali 14
può stimare che tra l’80% e il 90% delle installazioPaesi sviluppati esistono più di 23 miliardi di metri
ni di BIPV a livello europeo impiegano tecnologia
quadrati di tetti e facciate adatte alle applicazioni
cristallina. Nonostante ciò, la tecnologia del film
51
52
e
CIGS
)
presenta
BIPV, cui corrisponderebbe una potenza nominale
sottile (in particolare a-Si, CIS
molteplici vantaggi rispetto a quella cristallina
installabile, con le attuali tecnologie commercialdi prima generazione (si veda paragrafo 1.1.2),
mente disponibili, superiore a 1.000 GW. È estreal punto che molti analisti ritengono che essa conmamente complesso fornire una stima delle inquisterà sempre più spazio nel mercato del BIPV.
stallazioni di BIPV in Italia. Quello che è certo
Analogo interesse sembra esserci per
è che gli impianti fotovoltaici archiapplicazioni BIPV che incorporano
tettonicamente integrati sono in cocelle di terza generazione. Ne è testistante crescita, rispetto a quelli par“Sarebbe auspicabile che nella
revisione
del
Nuovo
Conto
Energia
monianza il caso di Permasteelisa,
zialmente integrati e non integrati
venissero riservati degli incentivi
impresa italiana attiva nel campo del- specifici per il BIPV: si tratta di una (si veda figura 1.34), come effetto
le costruzioni e in particolare delle tecnologia in cui diverse imprese del Nuovo Conto Energia che premia
italiane potrebbero dire la loro”
facciate continue, che ha promosso e
maggiormente (fino a oltre il 20%) gli
Manager
di
un’impresa
distributrice
preso parte, insieme ad ERG Renew e
impianti integrati nelle superfici degli
di moduli e materiale fotovoltaico
ad altri partner accademici ed induedifici.
striali, ad un progetto co-finanziato
nell’ambito del programma “Industria
Concentrandosi sulle vetrate foto2015” del Ministero dello Sviluppo Economico, che
voltaiche, che rappresentano il prodotto di magha l’obiettivo di sviluppare pannelli con tecnologia
giore interesse nel mercato del BIPV, la loro diffuDSSC (Dye Sensitized Solar Cells). Bisogna infine
sione nel nostro Paese è estremamente limitata
ricordare che le diverse tecnologie sopracitate si
ad oggi. Si possono contare poco più di una dedifferenziano, nel momento in cui sono utilizzate
cina di impianti che utilizzano vetrate fotovoltaiper la realizzazione di vetrate fotovoltaiche, anche e hanno una potenza nominale significativa.
che per il livello di trasparenza che permettono di
Corrispondono a realizzazioni “pilota” (alcune
raggiungere. Chiaramente questo rappresenta un
della quali già citate in precedenza), in edifici di
fattore molto importante che influenza il livello di
grande valore e pregio, commissionate da costrutintegrabilità architettonica conseguibile nell’applitori e investitori particolarmente attenti al tema
cazione della vetrata. Il film sottile in silicio amordella sostenibilità ambientale o all’immagine di
Figura 1.33
51
52
Celle al Diselenurio di Indio e Rame (CIS).
Celle al Diselenurio di Indio e Rame arricchito con Gallio (CGIS).
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1. IL fotovoltaico
Figura 1.34
Percentuale di impianti architettonicamente integrati rispetto al totale di impianti installati in Italia
30%
20%
22,5%
10%
18%
12%
0
2007
2008
innovatività che l’utilizzo di queste tecnologie
può conferire. Si può stimare una potenza complessivamente installata inferiore ad 1 MW ed
un’estensione complessiva non superiore agli
8.000 metri quadrati. La nostra analisi suggerisce che esistono ad oggi molti ostacoli e barriere
ad una consistente diffusione, quantomeno nel
breve-medio termine, delle vetrate fotovoltaiche
in Italia. Innanzitutto si rileva una scarsa conoscenza da parte degli operatori del mercato immobiliare ed edilizio in merito alle prestazioni
tecniche e funzionali delle vetrate fotovoltaiche.
Nella valutazione della convenienza economica
della scelta di utilizzare le vetrate fotovoltaiche,
si tende poi a considerare esclusivamente l’entità dell’investimento e a trascurare altri elementi
critici come l’efficienza della tecnologia impiegata ed i ritorni economici derivanti dal risparmio
dell’energia elettrica e dalla tariffa incentivante
assicurata dal Nuovo Conto Energia. Nel momento in cui ci si concentra esclusivamente sull’entità
dell’investimento, una vetrata fotovoltaica risulta
decisamente più costosa rispetto sia alla maggior
parte dei materiali di costruzione che sostituisce
(ad esempio il vetro laminato o isolante), sia ad un
impianto fotovoltaico tradizionale, con il quale
entra spesso in competizione in fase decisionale
(si veda figura 1.35). La scelta di utilizzare vetrate fotovoltaiche introduce inoltre un elemento
di rischio ed incertezza aggiuntiva per l’investitore, il quale non ha un track record consistente di
performance per impianti di questo tipo che possa ulteriormente corroborare la sua decisione.
A questo problema si aggiunge lo stadio embriona-
78
2009
le in cui si trova il mercato del green building in
Italia, specialmente se confrontato con la realtà della maggior parte dei Paesi anglosassoni. Il mercato
immobiliare nel nostro Paese non si dimostra
ancora in grado di riconoscere un prezzo superiore ad edifici che abbiano dei requisiti energetici
particolarmente elevati, il che scoraggia spesso
gli investitori dal dotare di questi impianti le loro
costruzioni. Chiaramente la crescente e diffusa
sensibilità ambientale potrebbe però giocare un
ruolo importante nello stimolare una maggiore
diffusione delle vetrate fotovoltaiche, ma va detto
che ad oggi questo aspetto ha un qualche peso solo
nel caso di grandi investitori, di aziende che realizzano nuove sedi produttive o commerciali, e di
edifici realizzati per iniziativa delle pubbliche amministrazioni. Per gli altri investitori privati, tipicamente coinvolti nella costruzione di edifici di piccole-medie dimensioni, l’attenzione all’ambiente non
sembra sufficiente per stimolare un’accettazione di
questa tecnologia su ampia scala. Va infine rilevato
come nel nostro Paese esista in questo ambito un
quadro normativo che, nonostante potenzialmente
possa rappresentare un fattore non irrilevante nel
fare uscire il mercato delle vetrate fotovoltaiche dallo stadio fortemente embrionale in cui si trova, è
estremamente eterogeneo ed incerto. Un esempio è
il Testo Unico dell’Edilizia (Decreto del Presidente
della Repubblica 380/2001), di cui si è già parlato
nel paragrafo 1.3.3. Questa norma prevedeva che,
a decorrere dal 1° gennaio 2009, ai fini del rilascio
del permesso di costruire, si dovesse procedere in
via obbligatoria all’installazione di impianti per la
produzione di energia elettrica da fonti rinnovabi-
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1.3 Il mercato
Figura 1.35
Costi dei diversi materiali per la realizzazione di facciate in edilizia
Vetro laminato
Vetro isolante
Vetro serigrafato
Moduli fotovoltaici tradizionali
Vetrate fotovoltaiche
Marmo
100
200
300
400
500
li, in modo da garantire una potenza installata non
inferiore a 1 kW per ciascuna unità abitativa. Per
i fabbricati industriali, di estensione non inferiore
a 100 m2, la potenza minima è di 5 kW. La legge
25/2010 di conversione del Decreto Legge 194/2009
(cosiddetto decreto legge “Milleproroghe”), ha posticipato al 1° gennaio 2011 la scadenza inizialmente già posticipata al 1° gennaio 2010. Un provvedimento di questo tipo sarebbe potenzialmente in
grado di stimolare una diffusione significativa del
BIPV ed, in particolare, delle vetrate fotovoltaiche,
essendo il fotovoltaico l’unica tecnologia ad oggi
600
700
�/m2
capace di assicurare l’ottemperamento dell’obbligo
a costi economici e nel breve periodo. Tuttavia gli
operatori hanno forti perplessità in merito al fatto
che questa norma non sia ulteriormente rimandata
e specialmente che, anche in caso di entrata in vigore della stessa, vengano contestualmente varati dei
decreti attuativi capaci di renderla efficace nei fatti.
Un altro aspetto è legato ai regolamenti comunali
in merito ai rapporti aero-illuminanti. che devono essere soddisfatti nella progettazione e realizzazione di nuovi edifici. Nonostante in linea di
principio una vetrata fotovoltaica semi-trasparente
Box 1.11
EnergyGlass
EnergyGlass nasce nel 2007 a Como dall’iniziativa di
imprenditori già attivi nei settori del vetro e del fotovoltaico con l’obiettivo di progettare, produrre e commercializzare sistemi fotovoltaici a totale integrazione
architettonica, che sostituiscono naturalmente gli elementi di costruzione in vetro. Le competenze distintive
di EnergyGlass fanno leva su una profonda conoscenza
del settore del vetro per architettura di interni ed esterni e l’esperienza nella progettazione architettonica degli
edifici.
EnergyGlass è la prima azienda italiana, con impianti
produttivi in provincia di Como, che dal 2008 realizza
vetri fotovoltaici in stratificati di sicurezza che si adattano alle esigenze di integrazione architettonica in cui
è previsto il vetro come elemento di costruzione. Per la
stratificazione dei moduli fotovoltaici, l’azienda utilizza
un tipo speciale di PVB (PolyVinyl Butyral) studiato ap-
positamente per il solare. I moduli fotovoltaici in vetro
sono disponibili sia con celle in silicio mono- o policristallino, sia in film sottile.
EnergyGlass dispone di strutture e capacità produttiva
per realizzare 50.000 metri quadrati di vetri fotovoltaici
all’anno. A oggi, EnergyGlass si avvale della collaborazione di 15 dipendenti e ha fatto registrare nel 2009 un
fatturato di 2,7 mln E, quadruplicando così il risultato
dell’anno precedente.
Nel corso del 2009 EnergyGlass ha realizzato oltre 20
progetti e installazioni di vetri fotovoltaici tra cui i principali sono: Altra Sede Regione Lombardia (vetri fotovoltaici facciate sud delle 2 torri), Politecnico di Torino
(copertura edificio ex Fucine), Serre Bioclimatiche a
Milano, Vela Fotovoltaica scuola a San Lorenzo al Mare
Imperia, Diamante Enel, Campanile Fotovoltaico a
Selvatelle Pisa.
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79
1. IL fotovoltaico
possa concorrere alla determinazione dei suddetti
rapporti proporzionalmente al suo grado di trasparenza, in molti casi e specialmente nei comuni di
medie dimensioni i progettisti non sono autorizzati
ad includerla nel calcolo. Questa incertezza e disuniformità delle procedure di autorizzazione rappresenta un ulteriore freno alla diffusione delle
vetrate fotovoltaiche, soprattutto nel segmento degli investitori privati impegnati nella realizzazione
di edifici di piccole-medie dimensioni.
Nel complesso, quindi, nonostante i sistemi BIPV
e le vetrate fotovoltaiche siano in grado di abilitare
la diffusione del fotovoltaico anche in aree urbane
densamente popolate e presentino un potenziale
di diffusione estremamente rilevante, nel nostro
Paese è ragionevole attendersi un’accettazione
sul mercato di queste soluzioni più lenta e meno
pervasiva rispetto a quanto si possa immaginare per altri Paesi europei e non. Sicuramente
il segmento dello costruzioni di grande valore e
pregio, oltre a quello degli edifici delle Pubbliche
Amministrazioni, è quello che registrerà una
maggiore diffusione del BIPV e delle vetrate fotovoltaiche negli anni a venire. Complessivamente,
è ragionevole attendersi uno scenario in cui il
volume d’affari annuo generato dalle vetrate fotovoltaiche in Italia si attesti intorno ai 100-150
mln € entro il 2015, cui corrisponderà una potenza installata annua nell’ordine di 30-40 MW.
Anche come risultato della minore penetrazione
che le vetrate fotovoltaiche hanno sperimentato
nel nostro Paese negli ultimi anni, i produttori
italiani sono in numero molto limitato e si tratta
prevalentemente di imprese che, lavorando nella
produzione di vetro o delle facciate continue, hanno cercato di differenziare la propria offerta includendo prodotti a maggiore marginalità come le vetrate fotovoltaiche, sfruttando tuttavia tecnologie
già esistenti e sviluppate da grandi player stranieri
come ad esempio SunPower o Wurth Solar.
Normalmente l’inserimento dei moduli fotovoltaici
avviene in fase di costruzione della serra. Va detto
tuttavia che esistono sul mercato delle soluzioni attraverso cui è possibile incorporare il sistema fotovoltaico in serre pre-esistenti, in alcuni casi anche
in film plastico, nonostante esistano serie perplessità sulla qualità e sulla durata nel tempo di queste
realizzazioni. La taglia dell’impianto integrato in
una serra fotovoltaica è molto variabile: si passa da
sistemi con qualche kW di potenza di picco, fino
ad arrivare anche ai 10 MW, in funzione della dimensione della serra e del tipo di coltivazione che
vi si intende realizzare, il che impatta sul grado di
luce (e quindi sulla densità dei moduli fotovoltaici
installabili per metro quadrato di superficie) che è
necessario attraversi la copertura.
Esistono due tipologie di serre che si prestano ad
essere realizzate con integrazione di moduli fotovoltaici: le serre monofalda e quelle bifalda (si
veda figura 1.36). La serra bifalda può essere di
tipo “wide span”, con falde molto ampie, oppure
di tipo “venlo”, con falde di dimensioni minori. In
questo caso nella falda orientata a Sud vengono inseriti i moduli fotovoltaici (realizzando una copertura tipicamente del 100%), mentre la falda a Nord è
costruita con pannelli in vetro normale o temprato.
La serra di tipo “venlo” ha un costo normalmente
più alto rispetto alle “wide span”, ma presenta alcuni vantaggi sia dal punto di vista agronomico sia
per quanto riguarda la produzione fotovoltaica:
1.3.6 Le serre fotovoltaiche
• è contraddistinta da una maggiore pendenza delle falde, che massimizza la radiazione incidente e nello stesso tempo riduce la formazione di
condensa;
• ha un’altezza al colmo più contenuta, il che determina un alleggerimento alla spinta del vento;
• ospita tipicamente delle aperture di ventilazione
più numerose ed efficienti, garantendo una migliore areazione della serra, con impatti positivi
sia per le colture che per la produzione fotovoltaica, dato che i moduli in questo caso risultano
meno soggetti a surriscaldamento.
Un secondo ambito di applicazione particolarmente promettente della tecnologia fotovoltaica
nel nostro Paese è rappresentato dalle cosiddette
serre fotovoltaiche, ossia serre agricole sulla cui
copertura sono installati dei moduli fotovoltaici.
Le serre che si rivelano essere più adatte per questo tipo di applicazione sono quelle in ferro-vetro,
realizzate con elementi metallici prefabbricati
e in cui, sulla falda orientata a Sud, i pannelli di
vetro vengono sostituiti con i moduli fotovoltaici.
Nel caso di serra monofalda, l’unica falda esistente
ospita i moduli fotovoltaici con un livello di copertura variabile. Con una copertura del 100% si ha
un completo ombreggiamento, il che rende di fatto
impraticabile coltivare la stragrande maggioranza
delle specie vegetali. Normalmente si raggiungono
livelli di copertura compresi tra il 60 e il 90%, alternando i moduli fotovoltaici alle lastre di vetro.
Rispetto alla soluzione bifalda, questa tipologia
massimizza la produzione fotovoltaica della serra.
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1.3 Il mercato
il terreno su cui essa sorgerà, che richiede una
DIA o un Permesso a Costruire. Esistono tuttavia delle forti disuniformità da Regione a Regione:
in alcuni casi l’autorizzazione è infatti subordinata al rilascio del parere di altri enti competenti, quali l’Ispettorato all’Agricoltura o il Genio
Civile. Nella maggioranza dei casi, per concedere
l’autorizzazione alla costruzione della serra, il
Comune competente richiede un atto d’obbligo
con il quale il soggetto promotore dell’iniziativa
si impegna a mantenere inalterata la destinazione d’uso del terreno su cui la serra sorgerà per i
successivi 20-25 anni. Per quanto concerne l’impianto fotovoltaico, in molte Regioni (ad esempio la
Calabria, la Campania e il Lazio), esso è autorizzato
contestualmente alla serra quale elemento costruttivo della stessa. In altri casi, quali ad esempio la
Puglia o la Sicilia, è necessario seguire un iter autorizzativo parallelo. In alcune Regioni (ad esempio
Calabria, Campania, Lazio e Puglia), gli impianti
in serre fotovoltaiche sono esclusi dalla verifica di
assoggettabilità a VIA, mentre in altri casi questa
si rende necessaria per impianti di dimensioni oltre un certo limite (ad esempio, in Basilicata sono
escluse dalla VIA le serre fotovoltaiche con superficie inferiore a 20.000 metri quadrati, mentre in
Dal punto di vista tecnico, qualsiasi modulo fotovoltaico potrebbe essere utilizzato per la realizzazione
di una serra fotovoltaica. A detta degli operatori è
tuttavia preferibile propendere per moduli realizzati con tecnologie (quali il silicio poli-cristallino e
il film sottile, rispetto invece al silicio monocristallino) che risentono meno, in termini di perdita di
efficienza, delle elevate temperature che si raggiungono nella serra (in alcuni casi, specie se non
esiste un sistema di arieggiamento ottimale, si può
arrivare a temperature anche di 70°C). Ad oggi gli
operatori sembrano propendere per i moduli in
silicio poli-cristallino, che hanno il vantaggio di
essere realizzabili senza extracosti eccessivi con
fondo in tedlar trasparente.
L’impianto fotovoltaico ospitato da una serra fotovoltaica ha accesso al livello massimo di incentivi
previsti dal Nuovo Conto Energia, configurandosi
come un impianto architettonicamente integrato.
L’iter autorizzativo che è necessario ottemperare
per procedere alla costruzione di una serra fotovoltaica si compone di due momenti distinti, ossia l’autorizzazione alla realizzazione della serra e
quindi dell’impianto fotovoltaico. L’ente competente per l’autorizzazione alla realizzazione della serra è tipicamente il Comune in cui si trova
Figura 1.36
Caratteristiche costruttive delle serre fotovoltaiche
Moduli FV
4-5m
3-5m
Moduli FV
9 - 13 m
8 - 12 m
2-3m
6-7m
Moduli FV
7-8m
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81
1. IL fotovoltaico
fo 1.2.5, un tasso di crescita superiore rispetto a
Sicilia sono esclusi impianti con potenza nominale
quello medio di mercato.
inferiore a 1 MW). Nonostante l’iter procedurale
Bisogna evidenziare tuttavia che, nel valutare
sia più snello rispetto a quanto accada per gli iml’eventualità di realizzare una serra fotovoltaica,
pianti fotovoltaici a terra, non è infrequente che
gli aspetti agronomici non devono essere sacrifiil processo autorizzativo richieda anche 7-8 mesi
cati a quelli puramente speculativi. Alcuni operadi tempo per essere completato, giocando in quetori di mercato hanno dimostrato la loro preoccusto un peso non irrilevante la fase di autorizzapazione in merito all’eventualità che gli investitori
zione alla connessione in rete. Questa complessità
realizzino serre trascurando la coltivazione che in
burocratica rimane un aspetto critico anche per lo
esse viene realizzata, per usufruire esclusivamente
sviluppo futuro di questo tipo di applicazione della
dei vantaggi di cui si è parlato in precedenza. Se
tecnologia fotovoltaica in Italia.
è vero che l’autorizzazione alla costruzione della
Dal punto di vista della fiscalità, le serre fotovolserra rilasciata dal Comune dovrebbe decadere nel
taiche sono accatastabili come edifici agricoli, il
momento in cui essa non venisse coltivata, è alche le rende, da un anno circa a questa parte, totrettanto vero che questo è un aspetto
talmente esenti da qualsiasi imposta
comunale sugli immobili, compresa “Per alcune colture, l’integrazione di difficile verifica e monitoraggio nel
l’ICI che invece, anche se su questo del fotovoltaico nella copertura tempo. Uno dei maggiori vantaggi di
aumenta addirittura
una serra fotovoltaica è che, grazie ad
aspetto non c’è chiarezza da parte della laserra
produttività media”
essa, è possibile realizzare impianti
dell’Agenzia delle Entrate, grava sugli
Business Developer di un’impresa
distribuiti di generazione dell’enerimpianti a terra. Inoltre, nel caso in
installatrice di impianti fotovoltaici
gia elettrica senza sottrarre terreno
cui il promotore dell’iniziativa sia
all’agricoltura, soddisfacendo al conuna società o un imprenditore agritempo il significativo fabbisogno energetico delle
colo (condizione comunque in molti casi necessacoltivazioni in serra. È fondamentale che le autoria affinché il Comune competente rilasci l’autorità competenti vigilino affinché questo vantaggio
rizzazione alla costruzione della serra), l’Agenzia
dell’integrazione della tecnologia fotovoltaica neldelle Entrate ha confermato, con la Circolare nule serre agricole non vada perduto.
mero 32/E del 6 luglio 2009, il diritto ad accedere
Esistono poi delle preoccupazioni espresse da alad una fiscalità agevolata, che prevede il calcolo
cuni osservatori in merito all’eventualità che la
delle imposte dirette sulla base del reddito agrario.
copertura delle falde della serra con moduli fotoA questo si aggiunge la possibilità, da parte della
voltaici, che ostacolano il passaggio della luce, pegsocietà o imprenditore agricolo, di accedere alle
giori le condizioni in cui la coltivazione ha luogo.
agevolazioni e ai contributi che sono frequenteIn realtà, la nostra analisi e la letteratura speciamente stanziati dalle Regioni per l’irrobustimenlistica mostrano come questa preoccupazione sia
to e il sostegno delle filiere agricola e zootecnica.
in larga parte ingiustificata, dato che un adeguato
Anche grazie alle agevolazioni fiscali cui si fatto
ombreggiamento può addirittura migliorare la
cenno, l’investimento in una serra fotovoltaica
produttività di alcune colture. Esistono infatpuò risultare particolarmente vantaggioso, con
ti alcune colture (quali fiori recisi e piante ornalivelli di redditività (misurati attraverso l’IRR)
mentali, alberi da frutta o verdure bianche quali
che possono raggiungere anche il 15% in condicavolfiore e cipolla) che crescono ottimamente in
zioni di irraggiamento medio intorno a 1.400
condizioni di notevole ombreggiamento, mentre
kWh/kW e con un grado di copertura della falda
altre specie vegetali (tra cui molti ortaggi, quali
Sud pari all’80-90%. Questo spiega, insieme agli
carote, pomodori, carciofi) possono essere coltivaaltri vantaggi che sono stati discussi in questo pate solo in presenza di un ombreggiamento molto
ragrafo, l’enorme potenziale di sviluppo di questo
più limitato.
comparto di applicazione del fotovoltaico in Italia,
Dal punto di vista industriale, negli ultimi anni si
e si aggiunge alle considerazioni svolte nel parasta diffondendo la soluzione che vede l’EPC congrafo 1.3.3 in merito alla grandissima estensione
tractor come unico soggetto con cui l’investitodelle serre per coltivazioni ortofrutticole nel nore si interfaccia e che è responsabile del progetto
stro Paese. Nonostante sia impossibile effettuare
complessivo, comprensivo di serra e impianto fodelle stime con un adeguato livello di confidenza,
tovoltaico integrato. Tipicamente si tratta di sociela nostra analisi suggerisce che questo specifico
tà che hanno esperienza nel mercato fotovoltaico
segmento sperimenterà negli anni a venire, fatte
(gli EPC contractor più attivi nel segmento delle
salve le riflessioni relative all’imminente revisione
serre fotovoltaiche sono Enerqos, Juwi, Isofoton,
del Nuovo Conto Energia presentate al paragra-
82
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1.3 Il mercato
Ray Energy ed MXGroup) e che subappaltano la
realizzazione della serra ad operatori specializzati
(quali, ad esempio, Gome Agri ed Artigianfer). È
possibile poi identificare due modelli in base a cui
l’investimento e la successiva gestione della serra
fotovoltaica possono avere luogo:
• quello in cui l’agricoltore è l’unico soggetto coinvolto, in quanto proprietario sia della serra e
dell’impianto fotovoltaico in essa integrato che
del terreno su cui essa sorge;
• quello in cui sia la serra che il terreno sono di
proprietà di un soggetto diverso dalla società o
imprenditore agricolo, a cui esso affitta la serra
stessa.
Il secondo modello, oltre alle complessità insite
nella gestione delle relazioni tra i soggetti coinvolti, espone al rischio che gli aspetti agronomici,
per mancanza di competenze specifiche, vengano
trascurati in fase di progettazione della serra, con
le conseguenze negative di cui si è parlato in precedenza. Il primo modello, anche se frequentemente
porta alla realizzazione di impianti di dimensioni
inferiori rispetto al secondo (con una potenza massima tipicamente di 1 MW), è quello che ha avuto,
e che alla luce della nostra analisi verosimilmente
avrà anche in futuro, una maggiore diffusione in
Italia, consentendo peraltro una crescita più virtuosa di questo promettente comparto del mercato
fotovoltaico.
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83
1.4
La filiera
Tre aspetti hanno profondamente caratterizzato
la filiera del fotovoltaico in Italia nell’anno 2009:
(i) la piena presa di coscienza – grazie ad una crescita dell’installato che a fine 2008 ha fatto segnare un
+380% rispetto all’anno precedente – che il fotovoltaico non fosse più un “fenomeno” da relegarsi nel
novero dei mercati “di nicchia”, bensì un settore
industriale con elevate potenzialità di generazione
di valore e con ricadute importanti nel rivitalizzare
il tessuto industriale del nostro Paese; (ii) la modifica dello scenario dell’industria solare a livello
globale, con il crollo dei prezzi del silicio (si veda
capitolo 1.1) e la repentina uscita di scena di una
serie di operatori asiatici e, a livello europeo, con
l’accentuarsi del vantaggio di investire in Italia a
seguito degli interventi legislativi di “taglio” degli
incentivi in Spagna ed il conseguente incremento negli “ingressi” di operatori stranieri nel nostro
Paese; (iii) l’acuirsi della crisi finanziaria, i cui prodromi si erano già avvertiti al termine del 2008, che
ha ulteriormente ridotto le risorse a disposizione per
gli investimenti e la crescita delle imprese, rendendo
più evidenti le differenze fra quelle più “mature” ed
efficienti e quelle nate sulla scorta dell’entusiasmo,
un po’ come era accaduto ai tempi della Internet
bubble.
L’obiettivo di questa sezione è quello di evidenziare i principali cambiamenti che questi tre fattori
hanno indotto nell’articolazione della filiera, nella
distribuzione della marginalità e nei modelli di business delle imprese che operano in Italia.
1.4.1 Il volume d’affari
del fotovoltaico in Italia
Il fatturato generato dalla vendita di impianti fotovoltaici in Italia nel corso del 2009 è stato pari a
circa 2,34 mld € in crescita del 28% rispetto all’anno precedente53. Il dato sui cui riflettere in prima
battuta è la differenza fra la crescita in valore del
fatturato, il 28% appunto, e la crescita della potenza installata che è invece stata pari al +72%,
passando dai quasi 340 MW installati nel 2008 agli
oltre 580 MW installati nel corso del 2009 (si veda
capitolo 1.3). Le cause alla base di questa differenza sono sostanzialmente due:
• il differente mix di installazioni con una crescita
delle installazioni di grandi dimensioni (circa il
16% della potenza totale installata è costituita da
centrali con taglie superiori a 1 MW contro una
situazione 2008 che vedeva questo tipo di impianti attestarsi a meno del 4%) ove grazie all’effetto
“scala” i prezzi al kW di installazione sono decisamente più contenuti (poco più di 3.000 € contro
i circa 5.500 € necessari per installare impianti con
potenze totali intorno a 3 kW);
• il calo significativo, che in media si è attestato
nell’ordine del 30% (ma con picchi di oltre il 35%
per le grandi installazioni), del prezzo di vendita
dei moduli per l’effetto congiunto – già citato in
premessa a questa sezione – del crollo del prezzo
del silicio e dell’incremento della competizione sul
mercato italiano.
La distribuzione del fatturato nei diversi mercati,
nonché nelle diverse fasi che costituiscono la filiera54
è riportata in figura 1.37.
Il mercato residenziale ha generato nel 2009 un
volume d’affari di 925 mln €, in crescita del 38%
rispetto all’anno precedente anche grazie allo sviluppo di offerte commerciali “chiavi in mano” che
hanno ulteriormente rafforzato l’interesse dei consumatori. Il segmento industriale (20-200 kW) ha
fatto registrare vendite per 561 mln € così come
quello dei grandi impianti (200-1000 kW) che insieme contano per più di un miliardo di €. Inoltre,
cresce esponenzialmente – anche a seguito della
citata maggior diffusione di impianti di taglia supe-
Il fatturato 2008, calcolato tenendo conto anche degli impianti autorizzati nel dicembre 2008 ed entrati effettivamente in esercizio nei primi mesi del
2009, è stato pari a 1,69 mld €.
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp 73-79.
53
54
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85
1. IL fotovoltaico
Figura 1.37
Principali aree di business nella filiera fotovoltaica e volume d’affari nel 2009
Componenti & Tecnologie
Silicio
&
Wafer
Celle
&
Moduli
1.509 mln �
Distribuzione
&
Installazione
Residenziale
925 mln �
Industriale
561 mln �
Produzione
&
Trading
Grandi Impianti
562 mln �
1.020 mln �
1.418 mln �
2.345 mln �
Centrali
297 mln �
65 mln �
Finanziamento
& Assicurazione
1.820 mln �*
6 mln �
riore al MW – il segmento delle centrali con 297
mln € (+ 440% rispetto all’anno precedente).
Appare interessante analizzare la distribuzione del
volume d’affari nelle diverse fasi che precedono l’attività di installazione. I produttori di celle e moduli
hanno segnato, infatti, nel corso dell’anno 2009 in
Italia un fatturato pari a oltre 1,4 mld €, mentre
l’attività di produzione della materia prima per eccellenza degli impianti fotovoltaici, ovvero il silicio,
ha fruttato per il solo mercato italiano circa un miliardo di €, facendo segnare tuttavia una crescita più
contenuta rispetto alle altre fasi soprattutto a causa
del già più volte citato calo del prezzo del silicio.
Se si estende l’analisi anche all’indotto, i “numeri”
del settore divengono ancora più significativi. Nel
corso del 2009, l’attività di fornitura di impianti e
tecnologie (soprattutto per le linee di produzione
delle celle e per l’assemblaggio dei moduli) nonché
della componentistica accessoria degli impianti
fotovoltaici (ove la lion’s share spetta agli inverter,
come meglio discusso nel paragrafo 1.4.7) ha fatto registrare un volume d’affari di circa 1,5 mld
€. Anche se di un ordine di grandezza inferiore, va
tenuto in considerazione anche il totale dei premi
che le società di assicurazione hanno incassato nel
corso del 2009 per “garantire” gli impianti fotovoltaici – in particolar modo dai furti se si prendono in
esame le centrali, e dagli eventi atmosferici in tutti i
casi – che è stato di poco inferiore ai 6 mln €.
Al “peso” complessivo del settore fotovoltaico in
Italia, considerando anche l’indotto vanno aggiunte due ulteriori componenti: (i) il valore della
produzione di energia elettrica che è stata pari a
circa 65 mln €, anche se in parte configurabile (negli impianti ove vige il regime di scambio sul posto)
come “mancato costo”; (ii) il valore degli impieghi
degli istituti di credito per finanziare la realizzazione degli impianti fotovoltaici, che è stato pari a
1.820 mln €55, ed è un indicatore significativo (in un
periodo di crisi quale quello attuale) dell’interesse
che gli investitori hanno per il settore.
1.4.2 Le marginalità
Il risultato della analisi sulla marginalità, misurata
come il rapporto fra i ricavi e l’EBITDA presenti nel bilancio 2008 delle imprese che operano in
Italia, è riportato in figura 1.38.
Il valore degli impieghi degli istituti di credito è calcolato come prodotto tra la leva media utilizzata nei finanziamenti per le diverse taglie di impianto
(75% centrali, 80% industriale e 90% residenziale) e il volume di affari generato dai diversi segmenti di mercato.
55
86
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1.4 La filiera
Figura 1.38
EBITDA margin medio delle imprese operanti nelle diverse fasi della filiera fotovoltaica
70%
60%
50%
40%
40%
30%
20%
14%
16%
10%
Produzione
Silicio e Wafer
Produzione
Celle
EDITDA margin medio 2007
Produzione
Moduli
Distribuzione
EDITDA margin medio 2008
Innanzitutto, per confronto rispetto alla situazione dell’anno precedente56, è necessario evidenziare un calo significativo (in media superiore
al 25%) della marginalità, in apparente contrasto
con la crescita del volume d’affari sperimentata nel
corso del 2008. Le ragioni di un simile andamento
sono tuttavia “facilmente” spiegabili se si considera
che – come ricordato in premessa di questa sezione
– sino al 2007 il fotovoltaico ha goduto di quello
che si può definire, con una analogia forse un po’
ardita, un “regime di competizione agevolato”. Il
fatto che venisse considerato un mercato quasi per
appassionati (o per convinti ambientalisti) aveva
trovato riflesso in una distribuzione di marginalità
– da oltre il 50% dei produttori di materia prima, al
15% dei produttori di moduli e al 17% degli installatori – tipica di quei settori di “nicchia” ove esiste
un rapporto privilegiato fra cliente e fornitore e
dove il primo è più favorevolmente disposto a riconoscere un premium price per vedere soddisfatte le
proprie esigenze. A partire dal 2008, e con ancor
maggior vigore nel 2009, il grado di competizione nel mercato italiano si è fortemente incrementato per effetto della crescita del numero di imprese coinvolte, in parte italiane nate per cogliere una
opportunità che – si è capito – andava ben oltre la
56
5%
9%
0%
Progettazione
e Installazione
Deviazione rilevata
“nicchia” iniziale, ed in parte straniere provenienti
da mercati (quali quello spagnolo e tedesco) ormai
maturi ed abituate a confrontarsi aspramente per
conquistare nuovi clienti.
Il calo dei prezzi delle materie prime e la crisi
finanziaria di fine anno – fenomeni peraltro entrambe ulteriormente acuitesi nel corso del 2009 –
hanno indubbiamente anch’essi giocato un ruolo:
nel “limare” i margini dei produttori di silicio
il primo, nell’appesantire i costi dei magazzini
di modulisti e distributori (in conseguenza dello
stop o del rallentamento di una serie di investimenti che a fine estate parevano essere ai “nastri di partenza”) il secondo.
L’EBITDA margin dei produttori di silicio e wafer
che operano sul mercato italiano, infatti, si è attestato attorno al 40% nel 2008. Un valore ancora
di tutto rispetto e che tuttavia, se si tiene conto che
questa è anche la fase produttiva più capital intensive (e quindi ove il peso degli ammortamenti è più
significativo), ha colpito profondamente gli operatori, soprattutto quelli asiatici, trovatisi impreparati di fronte ad un calo di prezzo che li ha costretti a
puntare sull’efficienza dei processi produttivi.
Anche i produttori di celle hanno subito un calo di
marginalità importante passando dal 2007 al 2008,
Cfr. Solar Energy Report 2008, p. 76.
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87
1. IL fotovoltaico
con il dato dell’ultimo anno fermo al 16%. In questo
caso, a pagare maggiormente il prezzo dell’incremento della competizione sono state le italiane
– con una marginalità media di poco inferiore al
10% contro il quasi 23% delle straniere che raggiungono il mercato del nostro Paese – penalizzate dal
fatto di operare con “scale” produttive di almeno un
ordine di grandezza inferiore rispetto ai grandi player internazionali (si veda paragrafo 1.4.5).
Ancor meno rosea la situazione per i produttori di moduli che nel corso del 2008 hanno visto i
loro margini scendere di poco al di sotto del 9%
(dal 15% circa del 2007), schiacciati da un lato dal
potere contrattuale dei produttori di celle e dall’altro lato da un mercato finale più competitivo. Una
nota positiva sta però nel minor divario fra imprese italiane e straniere (con margini medi rispettivamente del 7% e dell’11%), anche come effetto di una lungimirante politica di investimenti
in automazione ed efficientamento dell’attività
produttiva iniziato già nel 2008 (e proseguito anche nel 2009 nonostante le difficoltà economiche)
intrapreso dai principali modulisti italiani.
Anche i distributori, con una marginalità media
del 5%, lasciano sul campo della maggior competizione dovuta all’ingresso di operatori stranieri due
punti percentuali rispetto all’anno precedente.
L’attività di progettazione e installazione è forse
quella che – nonostante il cliente finale, soprattutto per le grandi installazioni, abbia incrementato
la sua consapevolezza in merito al “giusto” prezzo degli impianti fotovoltaici ed abbia beneficiato
dell’incrementata possibilità di scelta fra gli operatori – ha “perso” meno, passando dal 17% circa
del 2007 al 14 % del 2008. In realtà rispetto all’anno 2007 si è allargato significativamente il divario fra i system integrator, solitamente coinvolti
nelle installazioni di taglia inferiore e che hanno
fatto registrare margini medi del 7,5%, e gli EPC
contractor, cui compete la progettazione e la realizzazione degli impianti di grande taglia e che
invece hanno fatto registrare marginalità medie
del 18,5% (estremamente lusinghiere se si considera che questo tipo di attività richiede bassi investimenti in immobilizzazioni e quindi generalmente
non vi è forte differenza fra EBITDA e EBIT). Anche
quest’ultimo fenomeno è conseguenza tipica della
“maturazione” del settore cui si associa una maggior ricerca da parte del cliente del valore aggiunto apportato dall’installatore e che evidentemente
premia i più sofisticati EPC contractor.
Anche se non sono ancora disponibili al momento
della stesura del presente rapporto i dati di mar-
88
ginalità relativi al 2009 è possibile inferire dalle interviste svolte qualche ipotesi. Gli operatori
sono tutti concordi sul fatto che una ulteriore
riduzione dei margini è inevitabile, sia perché nel
2009 è proseguito l’ingresso di agguerriti operatori
stranieri, sia perché la fase negoziale con il cliente
finale è divenuta sempre più “difficile” ed ha ulteriormente eroso una quota di valore. L’effetto più
interessante che ci si attende, tuttavia, è l’ulteriore aumento della varianza dei valori, ovvero della
differenza che è possibile osservare in ciascuna fase
fra i margini delle imprese più “virtuose” rispetto
e quelli delle imprese più inefficienti. L’auspicio è
che l’anno 2009 segni l’avvio di un processo darwiniano di “selezione” delle imprese italiane del
fotovoltaico destinato (come spesso succede nei
periodi di crisi) a far sopravvivere solo le imprese più efficienti e profittevoli, ovvero le più pronte
a cogliere e sfruttare al meglio le opportunità di
crescita che la ripartenza dell’economia inevitabilmente moltiplicherà.
1.4.3 I player della filiera
fotovoltaica italiana
L’analisi condotta permette di stimare in più di 700
il numero di imprese che operano nelle aree di
business del mercato fotovoltaico italiano, a cui
si aggiungono alcune migliaia di operatori locali,
coinvolti principalmente nella fase di installazione dell’impianto e 430 banche e istituti di credito che operano nelle attività di finanziamento e
investimento.
Il numero degli operatori attivi sul mercato italiano è aumentato di circa il 12% rispetto al 2008.
Questo incremento della competizione è dovuto sia
all’ingresso di nuovi player italiani - start up ma anche imprese già attive in altri settori industriali, che
sono state attratte dal tasso di crescita fatto registrare dal fotovoltaico italiano nonostante il periodo di
crisi economica - sia all’accresciuta presenza di operatori stranieri che a seguito del ridimensionamento
del mercato spagnolo hanno cercato in Italia opportunità di crescita alternative. Questa duplice dinamica, particolarmente evidente nell’area di business
“Celle e Moduli” (in cui il numero di operatori è aumentato di oltre il 23% rispetto al 2008), ha di fatto
lasciato inalterato il peso relativo delle imprese
italiane rispetto a quelle straniere in tutte le aree
di business della filiera, come illustrato in figura
1.39. Nel corso dell’ultimo anno, quindi, le imprese italiane non sembrano essere state in grado di
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1.4 La filiera
Figura 1.39
Le imprese nella filiera fotovoltaica italiana
26%
Componenti & Tecnologie
46%
125 imprese
se
e
28%
Silicio
&
Wafer
Celle
&
Moduli
Distribuzione
&
Installazione
51 imprese
73 imprese
345 imprese
+ piccoli
installatori
10%
16%
39%
90%
Impresa
estera
45%
Impresa
estera con
filiale italiana
Residenziale
925 mln �
Industriale
561 mln �
Produzione
&
Trading
Grandi Impianti
562 mln �
25%
75%
Centrali
297 mln �
Impresa
Italiana
Finanziamento
to
ne
e
& Assicurazione
e
430 banche
appropriarsi di porzioni più consistenti del valore del mercato italiano del fotovoltaico rispetto a
quanto non accadesse nel 2008 (quando si era stimato che le imprese italiane generassero circa il 28%
del margine operativo lordo della filiera italiana),
specialmente in quelle aree in cui i livelli di marginalità sono particolarmente consistenti. Tre erano
le strade identificate nel Solar Energy Report 2008
come necessarie per rafforzare il ruolo del made in
Italy nel fotovoltaico:
• la prima, che interessa le istituzioni, riguarda
l’introduzione a fianco del Nuovo Conto Energia
di meccanismi di politica industriale che incentivino la ricerca e gli investimenti produttivi nelle
fasi più a monte della filiera;
• la seconda, che interessa direttamente le imprese
italiane, richiede invece significativi investimenti
nell’incrementare la capacità produttiva così da
cogliere le opportunità di crescita del mercato
italiano ed europeo;
• l’ultima suggerisce invece alle imprese italiane
attive nella produzione di celle e moduli di puntare sulle tecnologie fotovoltaiche di seconda generazione per costruirsi una posizione di rilievo
nel mercato del fotovoltaico del futuro.
Chiaramente, in un contesto caratterizzato dal
perdurare della crisi economica e dalle incertezze,
8%
7%
85%
che dovrebbero essere cancellate con la revisione
del Nuovo Conto Energia, sul futuro del fotovoltaico in Italia, percorrere con forza queste strade nel
2009 sarebbe stato estremamente rischioso per le
imprese italiane. In questo senso, l’anno appena
trascorso ha rappresentato un periodo di transizione per gli operatori italiani, nella speranza che
essi si dimostrino pronti a compiere un salto verso
la maturità, nel caso in cui il futuro del fotovoltaico
in Italia si riveli roseo.
1.4.4 Area di Business Silicio e Wafer
È possibile stimare in circa 80 il numero di imprese operanti a livello mondiale in questa area di
business nel 2009, a fronte dei circa 50 operatori
censiti nel 2008. I principali player sono riportati
in tabella 1.13.
Le principali dinamiche che hanno interessato le
imprese che competono in questa area di business
possono essere così riassunte:
• nel corso dell’ultimo anno, i produttori di polysilicon e wafer si sono dovuti confrontare con
una crescita della domanda mondiale di celle e
moduli decisamente inferiore rispetto a quella
registrata nel 2008, a causa della congiuntura
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89
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.13
I principali produttori di silicio a livello mondiale
Capacità
installata
2008
(MW)
Obiettivi
futuri di
crescita della
capacità
installata
(MW)
Ricavi 2009
area
polysilicon
(mln €)
Produzione
di wafer
Impresa
Nazione
Capacità
installata
2009
(MW)
Hemlock
Semiconductor
Corporation
USA
19.000
19.000
35.000
(al 2010)
3.670
No
OCI Company
(ex DC
Chemical)
Corea
17.000
6.500
27.000
(al 2010)
n.d.
No
Wacker
Chemie
Germania
14.500
14.500
25.000
(al 2010)
2.660
No
MEMC
USA
10.500
8.000
15.000
(al 2010)
834
Si
REC
Norvegia
10.000
6.500
28.000
(al 2010)
1.050
Si
Tokuyama
Speciality
Products
Giappone
6.500
5.200
11.200
(al 2012)
756
No
Nitol
Russia
3.800
-
n.d.
n.d.
Si
Mitsubishi
Materials
Giappone
3.300
3.000
4.300
(al 2010)
522
No
M.Setek
Giappone
3.000
2.000
32.000
(al 2012)
n.d.
Si
Osaka
Technologies
Giappone
1.400
1.400
3.600
(al 2011)
125
No
anticipato nel Solar Energy 2008. Tra le più imeconomica negativa generalizzata e della decisa
portanti si possono citare la russa Nitol e la giapcontrazione di alcuni importanti mercati, quale
ponese Tokuyama. La maggior parte di queste
quello spagnolo, per effetto della revisione dei
imprese operava da anni nel settore chimico e
sistemi incentivanti. Ciò si è immediatamente
ha messo a frutto competenze tecnologiche contradotto in una crescita della domanda di posolidate per adattare i propri processi produttivi
lysilicon e wafer ampiamente al di sotto delle
alla fabbricazione di silicio fotovoltaico;
aspettative, il che, insieme agli ingenti investi• oltre agli ingressi da parte di imprese operanti
menti in nuova capacità produttiva realizzati
in settori affini ed alla nascita di nuodagli operatori nel 2008 e nel 2009
ve iniziative imprenditoriali (come
ed al contemporaneo rallentamen“I produttori di silicio a livello
to della domanda di polysilicon per mondiale continuano a dormire ad esempio la cinese Yaan Yongwang
sonni tranquilli”
Silicon Industry che ha avviato la proapplicazioni elettroniche, ha ridotduzione di 300 tonnellate di silicio a
to sensibilmente le loro marginalità
Business Developer di un’impresa
produttrice di moduli
fine marzo 2009 ed ha avviato la coe ha causato il fallimento di molti di
struzione di un impianto da 3.000
essi, specialmente di quelle imprese
tonnellate con lo scopo di arrivare ad una capacinate di recente nel Far East. Basti pensare a quetà produttiva di 10.000), a partire dalla fine del
sto proposito che nel 2009 l’offerta complessiva
2008 e nel corso del 2009 diversi dei principadi polysilicon a livello mondiale è cresciuta del
li player del silicio hanno significativamente
doppio rispetto all’anno precedente, mentre
aumentato la loro capacità installata (si veda
la domanda è aumentata solo nell’ordine del
tabella 1.13). La MEMC e la REC hanno incre30%;
mentato la loro capacità produttiva tra il 2008 e
• tra il 2008 e il 2009 molte nuove imprese hanno
il 2009 rispettivamente del 31% e del 53%. I profatto il loro ingresso nel mercato del polysilicon
getti di investimento intrapresi dalla Hemlock
e dei wafer provenendo da settori “affini”, come
90
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1.4 La filiera
polysilicon nel 2010 di circa il 25% rispetto al
porteranno a disporre nel 2010 di una capacità
valore registrato nel 2009;
produttiva di 35.000 tonnellate all’anno (con un
• l’analisi ha inoltre messo in luce una tendenza,
aumento dell’84% rispetto al 2008). La Wacker
da parte delle imprese di medio-grandi dimenstima invece di raggiungere nel 2010 una capasioni attive da anni in questa area di business,
cità annua di 25.000 tonnellate (con una crescita
all’acquisizione o alla fusione con operatori più
del 72% rispetto al 2008), mentre la giapponese
piccoli, di recente entrati nel mercato. Luoyang
M.Setek prevede di disporre, nell’arco di 2 anni,
è ad esempio una joint venture tra l’americana
di una capacità installata di 32.000 tonnellate
MEMC e la cinese Sijia, nata nel 2008 per la proall’anno, con una crescita rispetto al livello atduzione di silicio poli-cristallino e silicio orgatuale di oltre il 900%;
nico e con una capacità produttiva annua di 500
• l’aumento vertiginoso dell’offerta rispetto alla
tonnellate, che dovrebbe salire a 2.000 tonnellate
domanda ha avuto come ovvia ripercussione un
nei prossimi due anni. Si rilevano inoltre procesabbassamento significativo dei prezzi del polysisi di fusione e acquisizione che hanno interessato
licon. La produzione effettiva di polysilicon nel
imprese attive nella produzione di polysilicon e
2008 è stata pari a 5,7 GW e a 8,2 GW al 2009.
aziende operanti nelle fasi più a valle della filiera.
Nel 2008 i prezzi medi del silicio di grado solaOCI Company ha ad esempio assunto una posire sul mercato spot si attestavano sui 320-380 $/
zione rilevante nel capitale di EverGreen Solar,
kg, mentre il prezzo per contratti di fornitura di
impresa americana attiva nella produzione di
lungo termine era nell’ordine dei 90 $/kg. Nella
wafer, celle e moduli. Queste dinamiche sono
seconda metà del 2009 il prezzo spot del polysid’altronde frequenti in quei comparti industriali
licon per applicazioni solari è sceso a 120-140 $/
caratterizzati da marginalità in contrazione e aukg e la maggior parte dei contrati di fornitura
mento della competizione;
di lunga durata sono stati rinegoziati su valori
• dal punto di vista tecnologico, si conferma la
nell’ordine di 60-70 $/kg;
tendenza già registrata nel corso del 2008, per
• il mercato mondiale del polysilicon e dei wafer
cui le imprese produttrici di wafer
risulta ancora fortemente concene di celle stanno investendo ingenti
trato, anche se si rilevano delle inGli investimenti in polysilicon sono risorse in attività di ricerca e sviteressanti evoluzioni rispetto agli “troppo
consistenti per la mentalità
anni passati. Nel 2007 i primi 7 del nostro Paese e anche la buona luppo sperimentale finalizzate alla
produttori di polysilicon e wafer a volontà si scontra con un costo riduzione degli spessori dei wafer
dell’energia troppo alto. Un caso
stessi e nella ricerca di una maggiore
livello globale realizzavano circa il
a parte sono le imprese cinesi
90% della produzione mondiale, e che pur sperimentando un costo efficienza di trasformazione, così da
dell’energia piuttosto alto ricevono
ancora nel 2008 la produzione dei una serie di incentivi o facilitazioni diminuire sensibilmente il fabbisoprimi 7 player ammontava all’85% dallo Stato. Abbiamo incontrato un gno di silicio.
cinese di polysilicon che
del totale. Nel 2009 questo valore è produttore
ha ricevuto dal governo i soldi per
sceso al 75%, segno di una riduzio- triplicare la sua produzione e 500 Per quanto riguarda il contesto italiainvestire in parchi solari in no, le principali iniziative imprendine non irrilevante della concentra- mln $ dagiro
per il mondo”
toriali nella produzione di silicio dezione del settore. Questa dinamica
Business Developer di un’impresa
scritte nel Solar Energy Report 2008
si spiega con una crescita della capaproduttrice di moduli
(Silfab, Italsylicon ed Estelux) hanno
cità installata da parte di nuovi ensubito una battuta d’arresto. Di fattranti proporzionalmente superiore
to nessuna di esse ha attivato la propria attività, né
a quella messa in atto dagli incumbent. Basti pentantomeno ha completato l’installazione della casare in questo senso alla coreana OCI Company,
pacità produttiva prevista:
che è entrata nel 2007 nell’area di business del silicio ed ha già raggiunto la seconda posizione a
• i progetti in questione hanno un carattere fortelivello mondiale per capacità installata, la russa
mente capital intensive (per realizzare un impianNitol, che già vanta una capacità produttiva di
to di produzione di polysilicon da circa 5.000 ton3.800 tonnellate all’anno, o la giapponese Japan
nellate/anno sono necessari dai 350 ai 400 mln
Solar Silicon, anch’essa protagonista di una rapi€). La stretta creditizia seguita alla crisi econoda crescita della sua capacità. L’effetto della promica generalizzata, i cui effetti si palesavano già
gressiva entrata in produzione di questi nuovi
nel 2008 ma che si sono accentuati e prolungati
stabilimenti produttivi nel corso del 2009 sta in
nel 2009, ha impedito ad alcune delle iniziative
questi mesi mostrando i suoi effetti, con una ulimprenditoriali sopracitate di accedere ai capiteriore diminuzione media del prezzo spot del
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91
1. IL fotovoltaico
tali necessari a portare avanti i loro progetti di
crescita;
• i processi per l’autorizzazione alla realizzazione
di questi impianti si sono rivelati, in alcuni casi,
estremamente complessi e di notevole durata. A
causa del fatto che questi stabilimenti produttivi
fanno uso di sostanze inquinanti e pericolose (tra
cui il cloro), si rende necessaria una Valutazione
di Impatto Ambientale (VIA) e l’ottenimento di
autorizzazioni aggiuntive che spesso variano da
Regione a Regione. Silfab ha ad esempio impiegato più di 9 mesi per ottenere tutte le autorizzazioni
necessarie per avviare l’impianto di produzione a
Borgofranco d’Ivrea in Provincia di Torino, mentre
in altri casi (come quello di Italsylicon) le complicazioni burocratiche sono state persino maggiori;
• infine, la significativa riduzione del prezzo del
polysilicon descritta nel paragrafo precedente e
il conseguente contrarsi delle marginalità industriali degli operatori attivi in questa area di business, hanno ridotto l’attrattività dell’iniziativa
agli occhi degli imprenditori e, soprattutto, dei
potenziali finanziatori.
è quello della Lux, impresa di Bozzolo Formigaro
(AL) che intende operare nel campo della produzione di wafer di silicio (si veda box 1.12). Altro
esempio è quello della Depasol Silycon, con sede
in Provincia di Foggia, che dovrebbe avviare la
produzione di lingotti e wafer in silicio mono-cristallino ad alta efficienza attraverso un impianto di
3.000 metri quadrati di superficie coperta, con una
capacità produttiva annua che supererà, a regime,
i 15 MW.
1.4.5 Area di Business Celle e Moduli
L’area di business che comprende i produttori di
celle e moduli fotovoltaici è stata caratterizzata nel
2009, a livello internazionale, da alcuni profondi
cambiamenti che possono essere sintetizzati come
segue:
• a partire dai primi mesi del 2009, come illustrato nel paragrafo 1.1.1, si è assistito ad una
significativa riduzione del prezzo dei moduli
fotovoltaici, dovuta ad una crescita del mercato mondiale inferiore rispetto alle attese e ad un
Il nostro Paese rimane quindi ancora completacontemporaneo e vertiginoso aumento della camente dipendente dalla produzione estera di sipacità produttiva installata, per effetto
licio di grado solare. Le uniche unità
produttive ad oggi in funzione sono “Noi siamo passati da un prezzo degli investimenti pianificati nel 2008.
quelle dell’americana MEMC, che è medio dei moduli di circa 3 € nel Nonostante le continue riduzioni dei
2008 a 2,15 € nel 2009 e si
costi di produzione di celle e moduli
presente in Italia con gli stabilimenti
prevede un’ulteriore diminuzione
di Merano, in cui è attiva una produ- per il 2010. Questa è la situazione fotovoltaici conseguite attraverso miattuale…”
glioramenti tecnologici dei processi
zione di polysislicon e lingotti con una
capacità produttiva di circa 1.500 ton- Amminsitratore delegato di un’impresa produttivi, questa dinamica al ribasso
produttrice di celle e moduli
dei prezzi ha messo in crisi i margini
nellate/anno, e di Novara, che ospita
industriali delle imprese produttrici.
anche una produzione di wafer.
Questo fenomeno avrebbe potuto essere estremaNonostante il quadro competitivo non particolarmente problematico per quelle imprese che si
mente favorevole, non è infrequente imbattersi in
erano vincolate, nel corso del 2007 e del 2008, a
nuove iniziative promosse da imprenditori italiacontratti pluriennali di fornitura del silicio (in alni in questa area di business. Un caso interessante
Box 1.12
Lux
Lux è una nuova iniziativa imprenditoriale italiana attiva nella produzione di wafer realizzati utilizzando esclusivamente silicio poli-cristallino vergine, di grado 9N o
superiore. Fondata nel 2007, la società ha sede a Pozzolo
Formigaro, in Provincia di Alessandria. Dopo un primo
periodo dedicato allo studio del mercato e della tecnologia, nel corso del 2009 la Lux ha raggiunto un accordo
con la tedesca ALD Vacuum Technologies per la fornitura
della prima fornace a solidificazione direzionale utilizzata
per la fusione del silicio, che può garantire una capacità
92
produttiva annua di circa 8 MW. Ciò ha reso possibile la
realizzazione del primo lingotto nel dicembre del 2009.
Con una produzione potenziale di 200.000 pezzi al mese,
Lux intende affermarsi sul mercato europeo della produzione di wafer. Nel corso del 2010 la società piemontese ha
dichiarato l’intenzione di raddoppiare la propria capacità
produttiva. Lux ha anche reso noto che sta siglando accordi per inserirsi nel business della produzione di celle fotovoltaiche, in modo da aggredire il mercato italiano come
fornitore integrato verticalmente lungo la filiera.
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1.4 La filiera
hanno visto la luce in Cina (alcuni esempi sono
cuni casi anche decennali) i quali prevedevano un
Nantong Qiangsheng Photovoltaic Technology,
prezzo al chilogrammo che rapidamente, nel giro
Shangai Solar Energy Science & Technology) con
di pochi mesi, si è trovato ad essere quasi doppio
capacità produttive iniziali comprese tra i 30 e
rispetto a quello spot del 2009. La nostra anali150 MW. Queste realtà, non potendo contare su
si mostra come i principali produttori di celle e
un mercato interno con una domanda robusta,
moduli, internazionali e non, siano in realtà stati
si sono rivolte sin da subito ai mercati europei,
in grado di rinegoziare i contratti di fornitura
incrementandone il livello di comcon i produttori di polysilicon, otpetizione, come è accaduto anche in
tenendo una diminuzione di prezzo
“Negli Stati Uniti lo sviluppo della
nell’ordine del 40-50% ed evitando tecnologia
a film sottile sta facendo Italia;
così di finire fuori mercato. Insieme passi da gigante, principalmente • la capacità produttiva di film sotgrazie ai contributi in conto
tile a livello globale è aumentata nel
ad un ulteriore efficientamento dei capitale
che vengono assicurati
processi produttivi, ciò ha permesso al titolare dell’impianto. È chiaro 2009, salendo dai 2,5 GW del 2008
di limitare l’impatto delle dinami- che, in questa situazione, conviene ad oltre 7 GW. Basti pensare a questo
costruire un impianto che costi il
che di mercato sopra descritte sulle meno possibile, il che mette il film proposito che, nell’arco di un anno, la
marginalità industriali dei produt- sottile in una posizione di vantaggio capacità installata di First Solar, una
rispetto al silicio tradizionale. Le
tori di celle e moduli riportati in fi- tariffe feed-in, invece, focalizzano delle imprese leader nella produziol’attenzione sull’efficienza
ne di film sottile in CdTe, è salita da
gura 1.38;
dell’impianto”
735 a 1.200 MW, per un investimento
• la competizione nell’area di business
Amministratore delegato
complessivo stimabile in 200 mln $ e
si è ulteriormente accentuata. È indi un system integrator
la Best Solar High-Tech, costituita
dicativo in questo senso che la quota
dal fondatore della LDK Solar, che
di mercato dei primi 10 produttori
ha iniziato le attività nel febbraio 2008 ed ha
di celle e moduli fotovoltaici è passata dal 65% nel
all’attivo una capacità produttiva di moduli in
2007 al 45% nel 2008, fino ad arrivare ad un vasilicio amorfo di circa 1 GW con piani di espanlore che è possibile stimare nell’intorno del 35%
sione piuttosto consistenti (si veda tabella
nel 2009. Tra la seconda metà del 2008 e i pri1.14). Oltre a ciò, nel 2009 si registra l’ingresso
mi mesi del 2009, si stima siano nate circa 300
nell’attività di produzione di film sottile di diversi
nuove imprese a livello mondiale, che hanno
nuovi player (a Taiwan per esempio tra fine 2008
cominciato a competere con i produttori di cele il 2009 sono nate rispettivamente BeyondPV e
le e moduli consolidati. Molte di queste aziende
Tabella 1.14
I principali produttori di moduli a film sottile a livello mondiale
Impresa
Nazione
Capacità installata
2009 (MW)
Obiettivi al 2010
di capacità
installata (MW)
Tecnologia
utilizzata
First Solar
U.S.A
1200
1272
Tellururo di Cadmio
Best Solar Hi-tech
Cina
1000
1500
Silicio amorfo
Sunwell Solar
Taiwan
180
n.d.
Silicio amorfo
UNI Solar - United
Solar Ovonic
U.S.A
180
420
Silicio amorfo
Sharp
Giappone
160
1000
Silicio amorfo
Sunfilm-Sontor
Germania
145
205
Silicio amorfo
Solibro
Germania
135
n.d.
CIS/CIGS
Schott Solar
Germania
130
450
Silicio amorfo
Mitsubishi Heavy
Industries
Giappone
128
600
Silicio amorfo
Solyndra
U.S.A
100
610
CIS/CIGS
Calyxo
Germania
85
n.d.
Tellururo di Cadmio
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93
1. IL fotovoltaico
Box 1.13
First Solar
Fondata nel 1999 a Tempe (Arizona), First Solar è uno
dei leader mondiali nella produzione di moduli fotovoltaici, attiva in particolare nel segmento delle centrali di
grandi dimensioni. La società statunitense è il principale produttore al mondo di pannelli fotovoltaici a pellicola sottile in Tellururo di Cadmio (CdTe). Grazie a
questa tecnologia, First Solar è stato il primo operatore
nel settore fotovoltaico capace di ridurre i costi di produzione a meno di 1 dollaro al Watt: nel terzo trimestre
del 2009, il costo dichiarato si attestava sugli 85 centesimi di dollaro. Nel giugno dello stesso anno la società ha
annunciato un piano per abbattere ulteriormente i costi
di produzione, ponendosi come obiettivo al 2014 un valore compreso tra i 52 e i 63 centesimi di dollaro.
First Solar ha stabilimenti produttivi in Malesia,
Germania e negli Stati Uniti e a fine 2009 ha raggiunto
e superato 1 GW di capacità produttiva. La società può
contare su un organico di oltre 4.000 dipendenti a livello globale e ha fatto registrare nel 2009 un fatturato di
poco superiore ai 2 mld $, quasi raddoppiando il valore
raggiunto nell’anno precedente.
Chi Mei Energy) e la conclusione di processi di
aggregazione che hanno portato all’affermazione di nuovi grandi operatori. Tra questi ultimi,
da ricordare sono le fusioni tra Sunfilm e Sontor,
una controllata di Q-Cells, che ha dato vita ad
In Italia First Solar non ha uffici commerciali, che a livello europeo sono localizzati in Germania e in Spagna,
ma ha stipulato diversi contratti di collaborazione con
sviluppatori di impianti, il più importante dei quali è
stato siglato a fine 2008 con Sorgenia Solar per la fornitura a lungo termine di moduli fotovoltaici.
Tra le sue più importanti iniziative a livello globale, nel
settembre 2009 First Solar ha siglato una dichiarazione
di intenti con il governo cinese per creare a Ordos City
in Mongolia una centrale solare da 2 GW di capacità
installata; l’inizio dei lavori è previsto per il giugno del
2010.
First Solar è stata la prima società del settore a lanciare un programma pre-finanziato di ritiro e recupero
dei propri pannelli. Chiunque acquisti un pannello
dell’impresa, ne può chiedere il ritiro al termine del ciclo di vita, con First Solar che sosterrà i costi di ritiro e
riciclaggio. Secondo la società statunitense, il 95% dei
materiali semiconduttori può essere rigenerato con uno
specifico processo di recupero chiuso per poi essere utilizzato nella costruzione di nuovi pannelli fotovoltaici.
una delle più grandi imprese, a livello internazionale, produttrice di moduli a film sottile a silicio
amorfo, e tra Sanyo e Nippon, che ha dato alla
luce Sanyo-Eneos Solar Company, che inizierà
la produzione e la vendita di 80 MW di moduli
Figura 1.40
Andamento della capacità produttiva installata (MW) di moduli in silicio cristallino e in film sottile a livello mondiale
70000
60000
50000
40000
30000
Silicio
cristallino
20000
Film
sottile
10000
0
2008
94
2009
2010 E
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2012 E
1.4 La filiera
Figura 1.41
Capacità installata di moduli in film sottile nei principali Paesi mondiali
3000
2500
CIS
2000
1500
CdTe
1000
silicio amorfo
500
2009
Res
to
Cina
an
Taiw
USA
e
opa
pon
Giap
Eur
Res
to
Cina
an
Taiw
USA
one
Giap
p
Eur
opa
0
2010 E
nel corso del 2010, aumentando gradualmente la
capacità produttiva con l’obiettivo di arrivare a
1 GW di produzione entro il 2015. Da un’analisi
dei progetti di espansione delle principali imprese attive nella produzione di film sottile, è possibile stimare si possa raggiungere una capacità
installata a fine 2010 di oltre 10 GW. Questo
si spiega con la crescente attenzione che gli investitori stanno indirizzando alle tecnologie fotovoltaiche di seconda generazione e con le prospettive sempre più rosee in merito alla quota di
mercato che esse saranno in grado di conquistare
nei prossimi anni (si veda paragrafo 1.1.2). La
figura 1.40 riporta l’andamento atteso della capacità produttiva a livello mondiale di moduli realizzati con le due principali tecnologie, il silicio
mono- e poli-cristallino ed il film sottile.
Interessante è anche analizzare la distribuzione della
capacità installata per le tecnologie a film sottile nei
principali Paesi mondiali. Dalla figura 1.41 si evince che le imprese cinesi e giapponesi hanno fatto
dei considerevoli passi avanti in termini di capacità
installata nel 2009 e, almeno in ottica prospettica, nel
2010, puntando esclusivamente sulla tecnologia che
si basa sul silicio amorfo. È in Europa e negli Stati
Uniti, oltre che in altri Paesi quali India, Malesia e
Sud Corea, che si registra la maggiore capacità installata di moduli di film sottile, il che pone questi Paesi
in una posizione di sicuro vantaggio nel momento in
cui le tecnologie di seconda generazione dovessero
conquistare, nel medio periodo, significative quote
di mercato a scapito del silicio tradizionale.
L’attrattività dell’area di business si è ridotta nel
2009 anche per effetto dell’entrata in produzione
di quei nuovi stabilimenti i cui progetti sono stati
approvati nel corso degli anni passati, che hanno
portato ad un aumento della capacità installata di
celle e moduli decisamente superiore rispetto alla
crescita della domanda (come d’altronde si è già
rilevato nel caso del polysilicon). Si stima che la
capacità produttiva a livello globale sia salita a 23
GW nel 2009, dai 15 GW di fine 2008 (con previsioni di crescita per il 2010 a 35 GW). La produzione totale nel 2009 a livello mondiale è stata pari
a circa 10 GW, a fronte di una domanda complessiva di circa 7 GW. Si è quindi passati da una
situazione di shortage di celle e moduli nel corso
del 2008, almeno in molti dei principali mercati
europei, ad un contesto di oversupply, con un livello di invenduto. Ciò ha innanzitutto “spinto”
fuori mercato molte imprese, specialmente quelle di minore dimensione e di recente nascita (alcuni stimano che quasi il 50% delle 300 nuove start
up di cui si è parlato in precedenza siano fallite
entro la fine del 2009). Queste imprese non sono
state in grado infatti, anche per effetto dell’acuirsi
del credit crunch, di recuperare nuove risorse per
finanziare il loro crescente capitale circolante. In
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95
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.15
I principali produttori di celle a livello mondiale
Nazione
Capacità
produttiva
celle 2009
(MW)
Capacità
produttiva
celle 2008
(MW)
Ricavi 2009
(mln €)
Ricavi 2008
(mln €)
Impresa
estera
U.S.A
1.100
735
1.600
880
Q-Cells
Impresa
estera
Germania
800
760
85058
1.230
Kyocera
Impresa
estera con
filiale italiana
Giappone
650
300
n.d.
n.d.
JA Solar
Impresa
estera
Cina
600
500
405
585
Motech
Industries
Impresa
estera
Taiwan
580
450
27359
450
Impresa
Presenza
sul mercato
italiano
First Solar
secondo luogo, l’oversupply ha stimolato un rilevante processo di fusioni ed acquisizioni, per
effetto del quale le imprese più in difficoltà sono
divenute preda dei grandi player del settore (nel
giro di poco più di 2 anni, Suntech ha ad esempio
acquisito Nitol, MSK, Shunda e Asia Silicon).
Per quanto riguarda gli operatori attivi sul mercato italiano, il censimento ha permesso di identificare 73 imprese in questa area di business, con
un incremento di oltre il 20% rispetto alla nume-
rosità degli operatori registrata nel 2008. Le tabelle 1.15, 1.16 e 1.17 forniscono alcune informazioni sui principali produttori a livello mondiale
di celle e moduli, suddivisi in base al modello di
business adottato (ossia produttori di celle, produttori integrati e modulisti57) e ordinati in base
alla capacità produttiva del 2009.
Per quanto riguarda i produttori di celle, si nota
una tendenza all’espansione della capacità produttiva nel corso del 2009, nonostante una cresci-
Box 1.14
SunPower
SunPower è una società statunitense fondata nel 1985 e
con sede a San Josè, in California. L’azienda è attiva nella
produzione di celle e moduli fotovoltaici a elevata efficienza. A seguito dell’acquisizione di Power Light nel corso del
2007, l’attività di SunPower si è estesa alle fasi a valle della
produzione, il che le ha permesso di proporsi sul mercato
anche in qualità di system integrator ed EPC contractor.
Nel 2008 SunPower ha fatto il proprio ingresso nel mercato italiano con l’acquisizione di Solar Solutions, società
che distribuiva e installava sistemi solari fotovoltaici con
sede a Faenza. È stata quindi costituita una nuova entità
giuridica denominata SunPower Italia, che ha una forza
lavoro superiore ai 40 addetti. SunPower Italia si rivolge sia
al mercato residenziale, dei distributori locali, come fornitore di moduli, sia al mercato industriale, dove opera come
EPC contractor. Nel 2009 ha fatto registrare vendite per un
fatturato superiore ai 200 mln €. La società ha concluso
diversi importanti accordi nel corso del 2009. È possibile
57
58
59
citare la collaborazione con Sunshire, controllata di Api
Nova Energia, per la progettazione e la costruzione di un
impianto fotovoltaico da 7,2 MW a Tolentino nelle Marche
di cui 5 MW già connessi, e il contratto per la progettazione, costruzione e gestione del parco più grande d’Italia
da 24 MW a Montalto di Castro, in Provincia di Viterbo,
siglato con SunRay Renewable Energy. Inoltre, SunPower
ha recentemente annunciato un accordo con SunRay che
verrà perfezionato entro Giungo 2010. SunRay è un EPC
contractor che opera anche come produttore indipendente
di energia, con sedi in Europa e Medio Oriente e con una
delle principali sedi operative a Roma.
Nel 2009 la capacità produttiva di moduli di SunPower,
che non ha però alcuna unità produttiva in Italia, è stata
pari a circa 500 MW. È tuttavia in corso di realizzazione
un nuovo impianto produttivo a Kuala Lumpur (Malesia),
che porterà la produzione a regime ad un valore stimato
di circa 1.5 GW.
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp 82-91
Stima fatta prendendo come riferimento il dato di settembre 2009
Stima fatta prendendo come riferimento il dato di settembre 2009
96
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1.4 La filiera
Tabella 1.16
I principali produttori integrati a livello mondiale
Nazione
Capacità
produttiva celle
2009
(MW)
Capacità
produttiva moduli
2009
(MW)
Capacità
produttiva celle
2008
(MW)
Capacita
produttiva moduli
2008
(MW)
Ricavi
2009
(mld €)
Ricavi
2008
(mld €)
Impresa
estera
con filiale
italiana
Cina
1000
1000
1000
1000
1,1
1,4
Sharp
Electronics
Impresa
estera
con filiale
italiana
Giappone
855
800
710
710
n.d.
n.d.
Yingli Green
Energy
Impresa
estera
con filiale
italiana
Cina
600
600
400
400
0,78
0,81
SunPower
Impresa
estera
con filiale
italiana
USA
500
500
400
400
1,160
1,05
Sanyo
Impresa
estera
Giappone
500
145
340
145
n.d.
n.d.
Impresa
Presenza
sul mercato
italiano
Suntech
Power
Tabella 1.17
I principali modulisti a livello mondiale
Imprese
Capacità produttiva
2008 (MW)
Capacità produttiva
2009 (MW)
Ricavi 2009 (mln €)
Ricavi 2008 (mln €)
Solon
500
500
30061
815,1
62
180
250
295
360,5
Centrosolar
150
150
309
333
Aleo Solar
ta del mercato che è stata decisamente al di sotto
delle aspettative. Questi dati confermano quindi
quanto già anticipato in questo paragrafo. Si rileva in particolare la crescita della capacità della
giapponese Kyocera, che è più che raddoppiata in
meno di un anno. Tuttavia, si regista in media una
contrazione del fatturato rispetto al 2008, dovuta
alle dinamiche di mercato illustrate in precedenza
in questo rapporto, con la sola eccezione di First
Solar63, produttore di moduli in CdTe.
Anche per quanto riguarda i produttori integrati,
si nota innanzitutto una contrazione generale, con l’unica eccezione di SunPower, dei ricavi
2009 rispetto a quelli registrati nel 2008, cui corrisponde un aumento della capacità produttiva
installata. È da rilevare il passo in avanti rispetto
al 2008 di Sanyo, che ha incrementato la propria
capacità di celle del 47% nel corso del 2009 e il significativo aumento di capacità produttiva di celle e moduli (+50%) rispetto al 2008 sperimentato
dalla cinese Yingli Green Energy.
Considerazioni del tutto analoghe a quelle svolte
per i produttori integrati e i produttori di celle valgono infine anche per i modulisti.
Le tabelle 1.18 e 1.19 forniscono invece un elenco
delle principali imprese italiane che operano come
produttori integrati e modulisti - anche nel 2009
non si registrano infatti aziende italiane produttri-
Stima fatta prendendo come riferimento il dato di settembre 2009
Stima fatta prendendo come riferimento il dato di settembre 2009
Nel corso del 2009, l’impresa è stata acquisita con una quota di maggioranza (75%) da Bosch.
63
First Solar non compariva tra i principali produttori di celle a livello mondiale nel Solar Energy Report 2008 in quanto nel precedente rapporto l’analisi
era focalizzata sui produttori di celle a base di silicio cristallino.
60
61
62
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97
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.18
I principali produttori integrati italiani
Imprese
Capacità
produttiva
celle 2009
(MW)
Capacità
produttiva
moduli 2009
(MW)
Produzione
celle 2009
(MW)
Produzione
moduli
2009
(MW)
Obiettivi
capacità
produttiva
2010
(MW)
Ricavi
2009
(mln €)
Ricavi
2008
(mln €)
XGroup
90
30
22
19
Celle 90
Moduli 100
40
27
Helios
Technology
60
55
35
1264
Celle 60
Moduli 58
75
92
Solsonica
30
60
n.d.
19
Celle 35
Moduli 80
n.d.
19
EniPower
10
20
1,7
14
Celle 30
Moduli 30
7,8
11,2
Box 1.15
XGroup
XGroup nasce nei pressi di Padova nel 2006 come produttore di celle fotovoltaiche multicristalline. XGroup si è fin
da subito dimostrata un’azienda molto dinamica, caratterizzata da una strategia di forte crescita ed espansione:
nel 2008 ha esteso la propria attività a valle, entrando nel
settore della produzione di moduli, grazie all’acquisizione di Cemi, formalizzata poi nel maggio del 2009. Ciò ha
portato l’organico complessivo a circa 150 addetti, con una
capacità produttiva di celle al 2009 pari a 90 MW, oltre a
30 MW di capacità produttiva di moduli. Oltre a sfruttare
il canale di vendita tradizionale rappresentato dai distributori, XGroup si è recentemente aperta al mercato dei contratti EPC, avviando alcune relazioni con importanti operatori italiani, quale Terni Energia, e stranieri. Grazie alla
sola commercializzazione di celle e moduli, la società ha
raggiunto nel 2009 un fatturato di 40 mln €. Da novembre
ci di sole celle con l’eccezione di Omniasolar (con
una capacità produttiva di celle a fine 2009 di circa
10 MW e una produzione di 5 MW) - ordinate per
capacità produttiva 2009.
Dall’analisi condotta sui produttori integrati italiani emerge che:
• la produzione effettiva di celle da parte delle imprese italiane nel 2009 è stata di circa 75 MW, a
fronte di una capacità produttiva di circa 200 MW
(con una saturazione media di circa il 37%). La previsione degli operatori era tuttavia quella di riuscire
a saturare almeno il 65% della capacità, arrivando a
produrre circa 130 MW di celle;
• la capacità produttiva prevista per fine 2010,
64
2009 XGroup è membro di PV Cycle, un’associazione che
organizza il ritiro volontario dei moduli prodotti dai suoi
membri. Grazie a questa iniziativa, i clienti non devono sostenere costi di smontaggio, trasporto e riciclo dei moduli
non più funzionanti. L’impresa prevede per il 2010 di mantenere inalterata la capacità produttiva delle celle (90 MW)
e di effettuare un investimento, già deliberato, di espansione della capacità relativa ai moduli, per raggiungere un
valore di 100 MW. Le previsioni di produzione effettiva per
il 2010 sono pari a 70 MW, sia per le celle che per i moduli. È ancora in fase di definizione un possibile progetto
di integrazione a monte, per il quale è stata attivata una
collaborazione con una società di ingegneria romana per
la realizzazione di prototipi di lingotti di silicio. È invece
in fase di avvio un progetto di ricerca sul film sottile, che
sperabilmente vedrà i primi risultati nel 2015.
a fronte dei piani di investimento in essere,
è di circa 390 MW. Nel corso del 2009 è stato ultimato l’impianto produttivo di celle di
Solarcell a Vimercate (MI), impresa controllata
da MXGroup, che tuttavia non è ancora entrato
in regime di produzione.
Nel corso del 2009, XGroup ha significativamente incrementato la propria capacità produttiva di
celle, affermandosi così come la principale impresa
italiana per capacità produttiva in questa specifica
attività. Nello stesso anno l’impresa ha formalizzato ufficialmente l’acquisizione di CEMI, modulista
già incorporata nel 2008, grazie alla quale XGroup
ha rafforzato la propria presenza anche sul mercato
dei moduli.
Helios ha prodotto altri 24 MW di moduli all’estero.
98
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1.4 La filiera
esempio l’interessante progetto di investimenLe principali considerazioni che emergono dall’anato di STMicroelectronics, Sharp ed Enel Green
lisi in merito ai produttori di moduli italiani possoPower in un nuovo impianto di fabbricazione di
no essere così riassunte:
moduli in film sottile da realizzarsi a Catania.
• nel 2009 sono stati prodotti da imprese italia65
In questo senso è anche da rilevare la costitune circa 200 MW di moduli a fronte di una
capacità produttiva installata di circa 500 MW
zione, nel corso del 2009, della Moncada Solar
(il grado di saturazione è perciò di circa il 40%).
Equipment, parte di Moncada Energy Group
La capacità a fine 2010 dovrebbe cree partecipata dal Monte dei Paschi
scere ulteriormente per attestarsi su
di Siena, che si propone l’ambizioso
dei fattori critici di successo
valori prossimi a 700 MW. A questa “Uno
obiettivo di diventare rapidamente la
per le imprese produttrici di celle
crescita contribuiranno in modo si- e moduli, in questo e nel prossimo più grande impresa italiana di proanno, è il sapersi proporre sul
gnificativo, considerando i piani di
duzione di moduli in silicio amorfo.
mercato con soluzioni integrate,
espansione approvati, le imprese di anche in partnership con imprese L’impianto avrà una capacità promedio-piccole dimensioni, il che ri- che operano a valle della filiera” duttiva di 15 MW al 2010, e dovrebdurrà verisimilmente la concentrabe arrivare a 40 MW di produzione a
Amministratore delegato
di un’impresa produttrice di celle
zione di questo specifico segmento
regime. L’investimento complessivo
e moduli
dell’area di business;
è stato di circa 90 mln €. Il gruppo
• diversi modulisti italiani sono nati
Marcegaglia sta ultimando la realiza cavallo fra il 2008 ed il 2009, tra cui Ferrania
zazione di un impianto di produzione di moSolis, che avvierà la sua produzione nel 2010, e
duli al Tellururo di Cadmio da circa 15 MW
Invent srl, società veneta di San Donato di Piave
per un investimento complessivo che si aggira
(VE) che avvierà la propria linea di produzione
sui 30 mln €, finanziati in parte dalla Regione
nel 2010 con una capacità installata di 12 MW.
Lombardia;
Anche in Italia si registrano i primi proget• le imprese moduliste di più piccole dimensioti di investimento in capacità produttiva di
ni (quali Vipiemme Solar, Brandoni Solare,
moduli a film sottile. Il box 1.16 descrive ad
SpSitem, D.G. Energy e V-Energy) hanno si-
Tabella 1.19
I principali modulisti italiani
Imprese
Capacità
produttiva moduli
2009 (MW)
Produzione
moduli 2009
(MW)
Previsioni (2010)
(MW)
Ricavi 2009
(mln €)
Ricavi 2008
(mln €)
Solarday
60
30
60
61
57
MX Group
60
n.d.
60
40
14,8
Renergies
30
12
35
29
13
Istar Solar
15
10
30
n.d
11,1
Sorgenia Solar
10
10
15
40
30
Vipiemme Solar
8
8
20
30
5,5
Box 1.16
L’accordo tra Enel Green Power, Sharp e STMicroelectronics
Enel Green Power, Sharp e STMicroelectronics hanno
firmato a inizio 2010 l’accordo finalizzato alla realizzazione della più grande fabbrica di moduli fotovoltaici
in Italia. L’impianto sarà costruito a Catania e produrrà pannelli a film sottile a tripla giunzione. L’accordo
prevede la collaborazione tra le tre società: Enel Green
Power, nello sviluppo del mercato delle fonti rinnovabili a livello internazionale e nel project management;
65
Sharp, nella tecnologia del film sottile a tripla giunzione; STMicroelectronics nelle capacità manifatturiera,
con personale specializzato in settori all’avanguardia
tecnologica come la microelettronica.
L’impianto, che prevede un investimento iniziale di 320
mln € e vedrà l’avvio della produzione nel 2011, avrà inizialmente una capacità produttiva annuale di moduli fotovoltaici pari a 160 MW, che diventerà a regime 480 MW.
Il dato non considera i 40 MW prodotti da Solon (azienda tedesca) in Italia.
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99
1. IL fotovoltaico
turazione di alcuni dei principali modulisti itagnificativamente incrementato la loro capacità
liani, è naturale che essi comincino a guardare
produttiva nel 2009, che è arrivata a circa 75
con crescente attenzione a quei mercati in cui il
MW complessivi, ma presentano ancora valofotovoltaico sembra pronto a partire
ri di produzione piuttosto bassi,
con una saturazione che nel 2009 “Abbiamo la capacità di realizzare (quali Turchia, Grecia o Repubblica
Ceca) e quelli in cui esso continua a
qualsiasi disegno particolare o
si è attestata su valori prossimi al
di proporre qualsiasi soluzione
registrare dei tassi di crescita signi45-50%. Altri produttori di modi integrazione architettonica.
ficativi (quale la Germania). Questo
duli hanno invece avviato dei
Disponiamo di diversi brevetti
internazionali
depositati”
soprattutto in un momento in cui il
programmi di espansione della
loro capacità produttiva all’este- Amministratore delegato di una piccola futuro prossimo del mercato italiano
impresa produttrice di moduli
è ancora molto incerto, e con l’esigenro. Istar Solar produrrà 5 MW nel
za, da parte di molte imprese italiane,
2010 nel suo impianto di Bangkok,
di trovare uno sbocco di mercato al loro invenmentre si prevede che FVG Energy fabbricherà,
duto o di saturare maggiormente la loro capacinel proprio stabilimento di Shangai, 25 MW di
tà produttiva. L’internazionalizzazione dell’attimoduli nel 2010.
vità è stata realizzata sia attraverso la semplice
esportazione dei propri prodotti (come è avveNel complesso, l’area di business “celle e moduli”
nuto con Helios in Turchia, XGroup, che ha fatin Italia è stata contraddistinta dalle seguenti dito registrare il 5% delle proprie vendite all’estero
namiche competitive:
e sta valutando una probabile espansione verso
i mercati della Germania, Francia e dei Paesi
• nel corso del 2008, lo shortage di celle e moduli
dell’Est e con Solarday in Grecia e Turchia), sia
aveva permesso ai principali produttori italiani
attraverso l’apertura di nuovi filiali
di lavorare a pieno regime, con la
in Paesi esteri (MXGroup ha aperto
certezza di trovare uno sbocco di
“Quest’anno è stato un anno
mercato per i propri prodotti. Nel particolare. Per come è strutturata una filiale in Germania nel 2009 e si
la nostra azienda dal punto di
sta affacciando, con la costituzione di
2009, specialmente nei primi mesi
vista commerciale, il nostro target
nuove unità, sul mercato israeliano e
dell’anno, queste condizioni non si
di riferimento è rappresentato
dal segmento residenziale e
turco);
sono più verificate. L’incremento
dal commerciale medio-piccolo.
• le imprese straniere di maggiori
della capacità produttiva realizQuest’anno, per cause di forza
zato dagli operatori di questa area maggiore, siamo stati costretti dimensioni operanti in Italia hana guardare anche al segmento
no fatto leva prevalentemente sul
di business e il contemporaneo centrali
che, almeno nei primi mesi
rallentamento del mercato hanno dell’anno 2010, offriva opportunità canale dei grandi distributori, andi business molto attrattive”
che “generalisti”, per veicolare i loro
messo molti player in una condizione difficile, con gradi di saturazio- Amministratore delegato di una grande prodotti sul mercato. Solo alcune imne dei propri impianti decisamente impresa produttrice di celle e moduli prese europee (quali ad esempio BP
Solar e SunPower) hanno iniziato ad
bassi. Le previsioni di produzione
instaurare partnership con installatori e system
per oltre 275 MW di moduli fotovoltaici nel 2009
integrator, a seguito dell’apertura di filiali comsono state largamente disattese;
merciali nel nostro Paese. Le imprese italiane,
• si registra un significativo aumento delle
sia i modulisti che i produttori integrati, sono
esportazioni da parte di alcuni produttori itastate chiamate invece a costruire un rapporto
liani, tra cui Helios Technology, MXGroup e
diretto con gli installatori e i clienti finali, salSolarday (per quest’ultima, il fatturato del 2009
tando in molti casi la fase di distribuzione, per
è stato realizzato per il 35% in Italia e per il 65%
evitare l’abbassamento dei margini e per fare
all’estero, rispetto ad un rapporto del 53% in
leva sulla vicinanza al cliente e offrire un livello
Italia e 47% all’estero nel 2008). Ciò si spiega da
di servizio e garanzie dirette differenzianti riun lato con l’aumento della competizione, dospetto ai competitor europei. In questo senso,
vuta all’ingresso sul mercato italiano di produtalcune imprese italiane di maggiori dimensioni
tori cinesi e taiwanesi – molti dei quali sono nati
hanno anche iniziato a mettere in atto nel 2009
recentemente e non trovano nel mercato interno
strategie di integrazione a valle della filiera,
uno sbocco sufficiente per la propria offerta – e
operando in qualità di system integrator (e
di quelli con una forte presenza in Spagna – alla
appoggiandosi a installatori di fiducia) tipicaricerca di un nuovo “Eldorado” del fotovoltaico
mente per impianti di taglia superiore a 50-100
dopo la battuta d’arresto registrata dal mercato
kW. Altre imprese hanno stretto collaborazioni
iberico. Dall’altro, con il rafforzamento e la ma-
100
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1.4 La filiera
versa taglia, la soluzione non ha preso piede per
strategiche con partner a valle della filiera (EPC
l’elevata resistenza dimostrata dall’utilizzatore
contractor o system integrator), così da aumenta“tipo”, ossia il privato cittadino, a valutare le care la loro presenza commerciale. Esempi in queratteristiche tecniche del prodotto e a confronsto sono la collaborazione di XGroup con Terni
tare diverse soluzioni disponibili sul mercato.
Energia e l’integrazione a valle di Solsonica con
A questo si aggiunge anche la complessità delle
Kopernico e Solsonica Energia;
procedure di autorizzazione e accesso agli in• si è osservata una crescente specializzazione
centivi, che rappresentano un ulteriore elemendelle imprese attive in questa area di business
to di incertezza per la famiglia intenzionata ad
in Italia su uno specifico segmento di mercato.
acquistare un impianto;
I modulisti italiani di piccole dimensioni si sono
• la crescita della produzione di celle e moduli
rivolti in modo più deciso e focalizzato rispetto
nel 2009 rispetto al 2008 da parte delle impreal passato al settore residenziale, costruendo
se italiane è stata consistente, nonostante le
strette collaborazioni con installatori e system
aspettative fossero più ottimistiche.
integrator che permettono loro di
Si è passati infatti da una produzione
fidelizzare il cliente “tipo” (in que“Nei primi mesi del 2009, per
poter stare sul mercato era
di celle di 30 MW a oltre 75 MW (+
sto caso il privato cittadino). Le imnecessario abbassare i prezzi
150%) e da una produzione di moprese straniere e le aziende integratremendamente. Le aziende in
te italiane di maggiori dimensioni, maggiore difficoltà, con i magazzini duli di 150 MW a circa 200 MW (+
cercavano di vendere i moduli
33%). Nonostante ciò, le imprese itache fino al 2008 avevano servito pieni,
sul mercato a prezzi ancora più
anche il mercato degli impianti di bassi. Di tutto ciò hanno beneficiato liane continuano ad avere una posisenza dubbio i clienti finali”
zione del tutto marginale rispetto al
minore taglia, ad uso residenziale e
piccolo industriale, si sono decisa- Amministratore delegato di un’impresa panorama europeo, se si pensa che,
mente orientate al segmento delle distributrice di materiale fotovoltaico ad esempio, la Germania ha fatto registrare già nel 2008 una produzione
centrali e degli impianti di grande
di moduli pari a oltre 1.200 MW. Oltre a ciò,
potenza (spesso superiore ai 500 kW), che ha rela capacità installata delle imprese del nostro
gistrato nel 2009 un “boom” di installazioni;
Paese, specialmente di quelle focalizzate sul• diversamente da quanto alcuni operatori si atla produzione di celle, rimane di un ordine di
tendevano, il 2009 non ha visto una diffusiograndezza inferiore rispetto ai principali player
ne della soluzione del kit fotovoltaico su larga
europei, nei confronti dei quali esse scontano
scala. Nonostante molte imprese si siano orgaun inevitabile svantaggio di costo dovuto alle
nizzate per allestire e fornire alla distribuzione
differenti economie di scala in gioco.
generalista e specializzata kit fotovoltaici di di-
Tabella 1.20
I principali player nella distribuzione ed installazione
Impresa
Modello di
business
MW realizzati
nel 2008
MW realizzati
nel 2009
MW del
portafoglio
ordini 2010
Ricavi 2009
(mln E)
Enel.si
System
integrator
29
45
n.d.
n.d.
Terni Energia*
EPC contractor
10
27
40
45
Enerpoint*
Distributore con
attività di EPC
17
24
45
80
Enerray*
EPC contractor
4
14
37
53
Sunerg Solar*
System
integrator
10
12
25
33
Enerqos*
EPC contractor
7
12
35
60
Tecno Spot*
Distributore
12,5
11,2
n.d.
39
Ecoware*
EPC contractor
6
8
67
n.d.
Enereco*
System
integrator
4
8
5
16
* I dati sono stati forniti dalle imprese
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101
1. IL fotovoltaico
1.4.6 Area di Business
Distribuzione e Installazione
• il segmento di mercato servito principalmente dai distributori solari rimane quello residenziale, per il quale
Come già rilevato nelle altre aree di
essi realizzano oltre il 50% del probusiness, anche nella fase di distribuprio fatturato. È aumentato rispetto
zione e installazione di impianti fotoal 2008 (in misura pari al 10-20%)
voltaici si è assistito durante il 2009
il numero di installatori locali che
ad un incremento del numero di opeacquistano moduli e altro materiale
ratori attivi sul nostro mercato, che
dai distributori solari. In aumento è
sono stimabili nell’ordine di 350 66 ,
anche la quota del loro fatturato reail 75% dei quali è rappresentato da Amministratore delegato di un’impresa lizzato con grossisti di materiale eletimprese italiane. La tabella 1.20 distributrice di materiale fotovoltaico trico e termosanitario. Tutto questo a
riporta le principali imprese attive in
fronte di una domanda che nel merquest’area di business nel 2009, suddivise in base
cato residenziale, è cresciuta meno rispetto alle
al modello di business che esse adottano67 e ordiprevisioni di molti operatori;
nate per il valore di potenza fotovoltaica degli im• la competizione sul mercato italiano è aumenpianti che hanno installato nel 2009. Dall’analisi
tata per effetto dell’ingresso di player stranieri,
della tabella si desume che le posizioni di forza
in “ritirata” da alcuni mercati in deciso rallentarelative tra i principali player non sono variate
mento quali la Spagna;
sostanzialmente rispetto al 2008 (ad eccezione di
• per fronteggiare la riduzione della marginalità
Enerray e Terni Energia che hanno incrementato
dovuta all’abbassamento del prezzo dei moduli
notevolmente i MW realizzati nel 2009 rispeted al maggior grado di competizione sul mercato
to all’anno precedente). Ad esclusione del caso
interno, molti distributori solari hanno signifidi Tecno Spot, poi, tutti gli operatori riportati in
cativamente incrementato la componente di
tabella 1.20 hanno incrementato in modo siservizio associata alla loro offerta, investendo
gnificativo la potenza installata rispetto al 2008.
consistenti risorse in formazione e assistenza alla
Interessante è il caso di Enerpoint, che ha fatturaprogettazione per gli installatori locali e i system
to nel 2009 ben 80 mln € (con un aumento di circa
integrator, oltre ad attività di promozione e maril 35% rispetto al 2008).
keting per rafforzare la propria presenza commerciale. Questo spiega in parte la crescita media
Si descrivono di seguito le principali evoluzioni
degli addetti registrata nei distributori solari nel
che hanno interessato le imprese con diversi mocorso del 2009, che si attesta su valori prossimi al
delli di business attive in questa fase della filiera
30%;
fotovoltaica.
• con lo stesso obiettivo, alcuni distributori solari
di maggiori dimensioni hanno cercato di metPer quanto riguarda i distributori solari, imprese
tere a frutto le proprie competenze tecniche incon 15-20 dipendenti e un fatturato dell’ordine
tegrandosi in una fase della filiera a maggior
dei 25 mln €, le principali tendenze messe in luce
valore aggiunto e marginalità come quella
dall’analisi possono essere così riassunte:
dell’EPC contracting, assumendo in alcuni casi
“Ricordo che tre anni fa eravamo
noi a cercare le banche per i nostri
clienti e a spiegare loro cosa fosse
un impianto fotovoltaico. Oggi il
cliente arriva da noi accompagnato
dalla banca, dal promotore
finanziario che gli ha consigliato
di realizzare l’impianto. Anche se
poi alla fine la banca o l’ente che
eroga il finanziamento guarda con
maggiore attenzione alla solvibilità
del cliente che alla producibilità
dell’impianto”
Box 1.17
Tecno Spot
Tecno Spot nasce nel 1998 a Brunico (Bolzano) per
iniziativa di Gert Gremes. L’azienda si sviluppa rapidamente, fino a diventare oggi uno dei più importanti
distributori italiani nel mercato del fotovoltaico.
L’attività di distribuzione ha per oggetto principalmente moduli fotovoltaici, inverter e sistemi di montaggio.
L’organico dell’azienda è passato da 15 addetti nel 2008
a 21 addetti nel 2009, anche se la vendita di moduli ha
subito un lieve calo, passando dai 12,5 MW del 2008
agli 11,2 MW del 2009.
Uno dei principali accordi conclusi nel 2009 ha riguardato la fornitura di 9 MW di moduli fotovoltaici alla
società greca HelioSphera, con consegna distribuita nel
corso del biennio 2009-2010.
66
A queste si aggiungono i singoli operatori o le micro-imprese, stimabili in un numero pari a circa 5.000, che avendo maturato esperienze in settori
“affini” quali l’idrotermosanitario, l’elettrico e l’edile, sono oggi in grado di installare un impianto ad uso residenziale.
67
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 92-96.
102
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1.4 La filiera
la proprietà degli impianti e gestendo la vendita
dell’energia, come è il caso di Enerpoint che ha
generato in questo segmento circa il 35% del suo
fatturato 2009;
• come rilevato per altri operatori della filiera fotovoltaica italiana, i distributori solari di maggiori
dimensioni si sono affacciati sui mercati stranieri nel corso del 2009, aprendo filiali in Paesi
europei ed extraeuropei (come è accaduto ad
Enerpoint che ha venduto oltre 3 MW tramite la
sua filiale in Germania). Questo sempre nell’ottica di far fronte alla maggiore competizione sul
mercato interno ed alla riduzione della domanda
rispetto alle aspettative;
• la redditività realizzata dai distributori solari nel
corso del 2009 è stata influenzata negativamente
anche dalle dinamiche verificatesi nei primi mesi
dell’anno quando, a causa della brusca riduzione del prezzo dei moduli e del rallentamento del
mercato dovuto al credit crunch, si sono trovati
con un livello di giacenze e di invenduto particolarmente consistenti, cui sono seguite necessarie svalutazioni.
Per quanto riguarda i system integrator (tra cui
Enel.si, Enereco, Sunerg Solar, Ecoenergia, Solar
Energy Italia, Eco Solare), anche nel 2009 essi si
sono focalizzati principalmente sul segmento degli
impianti industriali e commerciali, e hanno realizzato circa l’85% del loro fatturato tra segmento
residenziale e industriale. Le principali dinamiche
che hanno interessato questi operatori sono sintetizzabili come segue:
• nonostante i volumi d’affari siano in media leggermente cresciuti rispetto al 2008, come rilevato nel paragrafo 1.4.2, i system integrator
hanno subito un calo della marginalità industriale (anche nell’ordine del 10%), dovuto pre-
valentemente alla maggiore consapevolezza del
cliente finale del reale valore aggiunto apportato
dall’installatore;
• in risposta a questa contrazione generalizzata
delle marginalità, diversi operatori hanno cercato di specializzarsi su nicchie di mercato in cui
esistono maggiori opportunità per creare valore
aggiunto per il cliente. Un esempio è Heliolux,
che ha progressivamente focalizzato la sua offerta sugli impianti destinati all’uso in aziende
agricole. Sempre in quest’ottica si interpreta il
tentativo, da parte di alcuni tra i system integrator di maggiori dimensioni, come ad esempio PV
Energy, di aggredire il segmento delle centrali,
contraddistinto dall’opportunità di realizzare
margini superiori.
Per quanto riguarda gli EPC contractor, nel paragrafo 1.4.2. si è già osservato come siano le imprese che hanno subito in modo molto meno evidente rispetto ai player con altri modelli di business
il calo generalizzato delle marginalità industriali.
Questo nonostante il livello di competizione tra
EPC contractor sia sensibilmente aumentato, così
come il potere contrattuale messo in campo dai
clienti cui essi si rivolgono. Si riassumono di seguito le principali dinamiche che hanno interessato
questi operatori:
• l’aumento della competizione interna in questa
area di attività è aumentata nel corso del 2009 a
causa dell’ingresso di molti system integrator
di grandi dimensioni ed EPC contractor provenienti principalmente dalla Spagna (è questo il
caso di Siliken e del Gruppo OPDE) e da altri
Paesi europei (il gruppo Phoenix Solar, che ha
acquisito una prima quota di Red 2002 nel 2006
e poi la restante nel 2008, diventando Phoenix
Solar Italia, che ha obiettivi ambiziosi in Italia
Box 1.18
Gli EPC contractor stranieri
Il consorzio iberico di imprese OPDE (Promociòn de
Plantas Solares) ha in progetto di realizzare in Piemonte
ben 17 centrali fotovoltaiche dalla potenza complessiva
di circa 70 MW. La prima fase, prevista per l’inizio del
2010, dovrebbe portare alla costruzione di 7 impianti
con una potenza totale di circa 30 MW, per un investimento complessivo di circa 150 mln €. Da fine 2010,
dovrebbe essere avviata la costruzione di altri 45 MW,
per un investimento di 200 mln €. I moduli saranno
forniti da REC e Trina Solar, e verranno in parte mon-
tati in modo fisso, in parte su inseguitori prodotti da
Mecasolar SL, impresa spagnola aderente al medesimo
consorzio. Gli inverter saranno invece forniti da SMA
Solar Technology. La società tedesca Trend Capital AG
sta invece terminando la progettazione del parco solare
da 8 MW, i cui lavori dovrebbero iniziare nei primi mesi
del 2010. I moduli installati saranno forniti dalla cinese
Shangai Chaori Solar Energy Science and Technology,
con inverter di SMA Solar Technologies. Il costo complessivo dell’impianto si è attestato sui 4.500 €/ kW.
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103
1. IL fotovoltaico
Box 1.19
Terni Energia
Terni Energia, costituita nel settembre del 2005 e parte
del gruppo Terni Research, opera nel settore delle energie da fonti rinnovabili ed è particolarmente attiva nel
fotovoltaico. La società è quotata sulla Borsa Italiana.
Terni Energia opera come system integrator ed EPC
contractor, con un’offerta chiavi in mano di impianti fotovoltaici di potenza tipicamente superiore a 20
kW, destinati al segmento industriale e delle centrali.
L’azienda lavora frequentemente con enti ed amministrazioni locali, come nel caso del parco fotovoltaico da
6 MW realizzato a Montalto di Castro. Terni Energia
realizza anche impianti in joint venture con EDF
Energies Nouvelles Italia (società del gruppo EDF, responsabile dello sviluppo e della gestione di impianti da
energie rinnovabili), con la quale sono state costituite
con una pipeline di progetti per oltre 50 MW,
la maggior parte dei quali localizzati in Sicilia).
Diversi di questi player stranieri, per sfruttare
i generosi incentivi ancora in essere nel nostro
Paese, hanno cominciato ad operare anche in
qualità di Produttori Indipendenti di Energia
(IPP), assumendo la proprietà e la gestione dei
parchi fotovoltaici da essi stessi realizzati;
• nel corso del 2009, una parte rilevante dei clienti degli EPC contractor attivi in Italia sono stati
fondi di investimento stranieri, principalmente di origine anglosassone (si veda paragrafo
1.4.8). È cresciuto infatti il numero di EPC contractor che hanno stipulato contratti di finanziamento con i suddetti fondi che, di concerto con
le banche, si impegnano a investire nella realizzazione di campi solari. Accordi di questa natura
prevedono l’uscita da parte degli investitori dal
progetto in un tempo medio dell’ordine dei 6
anni, in questo modo gli EPC contractor variano
il loro modello di business diventando dei veri e
propri Produttori Indipendenti di Energia (IPP),
in alcuni casi creando anche delle società ad hoc,
mantenendo all’interno del loro portafoglio anche le attività di gestione degli impianti e della
vendita stessa di energia. Sono stati stipulati, ad
esempio, da Enerqos con Foresight Group per la
realizzazione di 4 impianti da 1 MW in Puglia, e
da Terni Energia con Next Energy Capital per lo
sviluppo di impianti per 15 MW entro il 2010;
• nel corso del biennio 2008-2009, si è assistito ad un
processo di fusioni ed aggregazioni industriali
che ha visto come protagonisti gli EPC contractor attivi nel nostro Paese. In alcuni casi questi
104
in collaborazione le seguenti joint venture: SolarEnergy,
EnergiaAlternativa, Energie e Fotosolare Settima.
Al 31 dicembre 2009, la società ha costruito impianti
per poco più di 40 MW di capacità installata complessiva, di cui 10 MW sono stati realizzati nel 2008 e 27
nel corso del 2009. Nel 2009 le vendite, pari a circa 45
mln €, sono state ripartite equamente tra contratti per
conto terzi e contratti per conto delle joint venture a cui
Terni Energia prende parte. Questa proporzione verrà
mantenuta anche nel corso del 2010. Terni Energia ha
dichiarato recentemente di essersi posta un duplice target per il periodo 2010 – 2012: da un lato, di installare
80 MW di capacità per conto delle joint venture, dall’altro, di consolidare la vendita di contratti EPC “chiavi in
mano”, per un ammontare di 74 MW.
player sono stati acquisiti da gruppi di dimensioni maggiori e quotati come nel caso dell’ingresso
di Ecoware nel Gruppo Kerself (composto da altre 4 imprese – DEA, Helios Technology, Nuova
Thermosolar e Saem – che occupano tutte le fasi
della filiera fotovoltaica e solare termica italiana).
In altri casi hanno promosso la costituzione di joint
venture (come quella tra Terni Energia ed EDF
Energies Nouvelles Italia) o sono nati per il volere di grandi gruppi industriali (Enerray che è nata
in seguito ad una strategia di differenziazione che
include anche la produzione di biomasse e biogas
del gruppo industriale Maccaferri). Queste scelte
strategiche si spiegano con l’esigenza, da parte degli
EPC contractor, di recuperare maggiori capitali per
finanziare i propri investimenti, aumentare la scala
delle proprie attività e incrementare le competenze detenute in house, così da attirare clienti privati
più numerosi e con progetti di espansione più ambiziosi. In modo analogo, si registrano acquisizioni
di imprese di dimensioni minori da parte di EPC
contractor con l’obiettivo di assicurare una maggiore presenza locale sul territorio (come accaduto
nel caso dell’acquisizione da parte di Enerqos della
piccola società toscana Eq-solar specializzata nelle
attività di installazione) o il presidio di competenze
complementari alla progettazione e realizzazione
dell’impianto, quali quelle relative allo sviluppo di
sistemi per l’automazione, controllo e supervisione
degli impianti (è il caso questo dell’acquisizione da
parte della stessa Enerqos di Samares, società attiva
nella attività di automazione e controllo degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili e ESP, specializzata nello sviluppo di tecnologie
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1.4 La filiera
2008 e il 2009. Recentemente, si registra una magausiliarie per il fotovoltaico, quali strutture per il
giore attenzione rivolta ai Paesi del Medio Oriente,
montaggio dei moduli e inseguitori biassiali);
che rappresentano un interessante bacino per la re• se nel corso del 2008 gli EPC contractor attivi in
alizzazione di centrali di grandi dimensioni;
Italia servivano, con proporzioni pressoché ana• esiste anche qualche caso di impresa che ha avviato
loghe, i segmenti di mercato dei grandi impianti
la propria attività come EPC contractor ed è intenta
ad uso industriale e delle centrali fotovoltaiche,
a risalire la filiera verso monte nella produzione
nel 2009 queste ultime sono arrivate a pesare
di celle e moduli. Uno fra tutti è Energie Future
per circa l’80% del fatturato di questi operatori.
che ha aperto uno stabilimento di produzione di
Questo si spiega con la ricerca di opportunità di
moduli (Italia Solare Industrie) in Provincia di
business in grado di assicurare redditività supeFirenze riconvertendo un vecchio stabilimento delriori, con lo sbilanciamento del portafoglio clienti
la Electrolux. Inoltre, la stessa Energie Future ha in
degli EPC contractor verso i grandi fondi di private
cantiere la creazione di un’impresa che dal 2011 sarà
equity stranieri, che sono ovviamente interessati a
attiva nella produzione di wafer e celle in Provincia
queste tipologie di impianti come opportunità di
di Caserta;
investimento dei propri capitali, e con la crescita
• nel complesso, il volume di attività e il fatturato
delle dimensioni di questo segmento di mercato in
degli EPC contractor attivi in Italia,
Italia nel corso del 2009, che ha visto
per effetto delle scelte strategiche ilcosì incrementare decisamente la sua
“Ci sono ancora immensi spazi
che possono essere utilizzati
lustrate in precedenza, è aumentato
attrattività;
per l’installazione di impianti
anche in modo piuttosto sensibile
• si conferma nel 2009 la tendenza, anfotovoltaici, sia all’estero
(penso
ad
esempio
all’Algeria),
rispetto al 2008 (in media del 45%).
ticipata nel Solar Energy Report 2008,
In Sicilia, ad esempio,
Conseguentemente, anche il numero
verso una maggiore presenza degli cheviinè Italia.
sicuramente un grande
di dipendenti degli EPC contractor è
EPC contractor italiani sulla scena
potenziale inespresso”
cresciuto
in modo non irrilevante (in
internazionale, mossi in questo dalle
Amministratore delegato
EPC
contractor
di
un
media del 50%), con Enerqos che ha
prospettive ancora incerte sullo sceampliato il proprio organico da 50 a 104
nario normativo futuro nel nostro
dipendenti nell’arco di un anno.
Paese e dall’aumento della competizione sul mercato interno. Francia Grecia, USA e Paesi dell’Est
sono le principali aree in cui gli operatori italiani
1.4.7 Area di Business Componenti
hanno investito, aprendo proprie filiali. Saem, ape Tecnologie
partenente al gruppo Kerself, a fine 2009 ha annunciato l’apertura di una filiale in Bulgaria (il cui nome
Il 2009 è stato un anno particolarmente “ricco” per
sarà Kersaem Ltd.), mentre Enerqos ha aperto due
le imprese che si occupano dello sviluppo e installasocietà una a Parigi e l’altra ad Atene a cavallo tra il
Box 1.20
Ecoware
Ecoware, parte del gruppo emiliano Kerself, è un EPC
contractor che si occupa in modo integrato delle attività
di progettazione, realizzazione e installazione di parchi fotovoltaici bancabili con tecnologia fissa o a inseguimento
biassiale.
Fondata nel 2003 a Padova, Ecoware ha inaugurato il suo
primo parco ad alto rendimento dopo un anno di attività
operativa, attraendo investitori nazionali e internazionali.
Acquisita nel 2008 da Kerself, la società padovana ha dato
vita a Ecoscout S.r.l., azienda finalizzata allo scouting ed
allo sviluppo di terreni adatti alla creazione di parchi solari in Italia.
Ecoware si è specializzata nella realizzazione di grandi
impianti solari, un business molto attrattivo per grandi
investitori privati e fondi di investimento, in particolare
stranieri (inglesi, australiani, israeliani, tedeschi, belgi, cinesi), a cui offre soluzioni standard da 1 MW di capacità
installata, che vengono realizzati spesso nel Sud Italia.
Le installazioni sono passate da 5 MW a 8 MW nel corso
del 2009, con ulteriori accordi siglati per 67 MW da realizzare a breve.
In particolare, la società ha stipulato un contratto da 130
mln € con il fondo di investimento cipriota Origis, che
prevede la realizzazione di un parco fotovoltaico chiavi in
mano da 25 MW, a cui faranno seguito altri due impianti,
rispettivamente da 25 MW e da 50 MW, da realizzare entro il 2011 nel Sud Italia. Il 2009 ha visto anche la firma in
dicembre di un accordo tra Ecoware e Amplio Solar per la
costruzione di 3 impianti fotovoltaici da 1 MW ciascuno
nel comune di Foggia, in Puglia.
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105
1. IL fotovoltaico
Box 1.21
Baccini
Fondata nel 1967 in Provincia di Treviso per iniziativa di
Gisulfo Baccini, l’omonima società è attualmente una delle
imprese italiane più note nel campo della microelettronica
e produce macchine e linee per lavorazioni di processo.
Già dagli anni ’80 Baccini è entrata nel mercato del solare fotovoltaico, affermandosi nel tempo come leader nella
produzione di sistemi automatizzati di serigrafia/metallizzazione e collaudo per la produzione di celle fotovoltaiche
in silicio cristallino. Attualmente l’azienda controlla l’85%
di questo mercato a livello mondiale con un fatturato che
nel 2008 ha toccato i 230 mln €, raddoppiando il valore
raggiunto nell’anno precedente.
La società ha sedi commerciali in Italia, Germania e Stati
Uniti ed esporta i propri prodotti negli Stati Uniti, Europa,
Giappone, Cina e Corea. A partire dal 31 gennaio 2008,
Baccini è diventata una controllata del colosso statunitense Applied Materials, in seguito all’accordo raggiunto tra le due parti per una contropartita di 225 mln €.
Applied Materials è il leader mondiale nelle soluzioni di
Nanomanufacturing Technology, con servizi e software per
la fabbricazione di chip semiconduttori, display a schermo
piatto, celle solari fotovoltaiche, elettronica flessibile. In
seguito a questa acquisizione, la società trevigiana opera
quindi come una filiale di Applied Materials Italia.
zione di impianti, sistemi e tecnologie di processo
per le fasi “a monte” della filiera: la produzione di
silicio e di wafer e la realizzazione di celle e moduli.
L’affermazione, che può sembrare paradossale se si
pensa alla particolare situazione di crisi in cui ha
versato l’economia mondiale e almeno parzialmente anche il fotovoltaico, è giustificata dalle particolarità di questa area di business che – considerata
la sua distanza dal mercato finale – ne subisce con
ritardo l’effetto delle variazioni, per quanto repentine esse siano.
La crescita repentina del mercato del fotovoltaico nel corso del 2008 ha spinto, come sottolineato nei paragrafi 1.4.4 e 1.4.5, le imprese
dedite alla preparazione della “materia prima”
(silicio e wafer) ed i produttori di celle e moduli ad incrementare nel corso del 2008 e durante tutto il 2009 la propria capacità produttiva.
Conseguenza immediata è stato un crescente
numero di ordinativi per i nuovi impianti che
ha interessato in primis i grandi player internazionali, come la tedesca Centrotherm Photovolatics,
leader mondiale degli impianti “chiavi in mano”
per la produzione di celle, che ha visto il proprio
fatturato crescere di circa il 58% nel corso del 2009
arrivando a quota 500 mln € 68; oppure il gruppo
canadese ATS Automation, che ha incrementato il
fatturato derivante dalla vendita di impianti per la
produzione di celle e moduli del 37% per un ammontare di circa 200 mln € 69.
Le imprese italiane (si veda tabella 1.21) hanno
cercato di cogliere l’opportunità che si è presentata loro:
• da un lato, nello sfruttare i fenomeni di crescita
del mercato interno, avendo anche il coraggio di
effettuare significativi investimenti in Ricerca e
Sviluppo. E’ il caso, ad esempio, della Baccini –
impresa trevigiana che opera sin dal 1967 nella
microelettronica e che nel 2007 è entrata a far parte del gruppo americano Applied Materials – che
nel 2009 ha investito in ricerca circa 210 mln €, in
crescita di oltre il 50% rispetto al 2008, “scommettendo” larga parte del suo fatturato sulla costruzione di potenzialità di business future;
• dall’altro lato, nell’allargare i propri orizzonti cercando di aggredire i mercati emergenti,
dove è ancora possibile – almeno teoricamente
– costruirsi posizioni “di peso” in questa area di
business. E’ il caso ad esempio della Ecoprogetti,
che ha conquistato nel corso del 2009 ordini per
la costruzione di 4 linee produttive di moduli e
pannelli chiavi in mano in India con la possibilità di allargare la fornitura ad ulteriori 4 linee
produttive, in corso di trattativa, oppure ancora
della 2BG, entrata in questo settore nel 2002, e
costituitasi un portafoglio di ordini da più di 6
mln € in pochi mesi nel corso di quest’anno, per
circa l’80% provenienti dall’estero;
• oppure ancora, come peraltro evidenziato nel Solar
Energy Report 2008, andando alla ricerca di opportunità da sfruttare nelle “nuove” tecnologie
(si vedaparagrafo 1.1.2). La Kenosistec, grazie
allo sviluppo di una tecnologia che sfrutta il vuoto
per produrre celle a film sottile, ha fatturato 10 mln
€ nel corso del 2009, aumentando in modo significativo il risultato dell’anno precedente (1,8 mln €).
68
69
Stima fatta prendendo come riferimento il dato di settembre 2009.
Il dato fa riferimento al bilancio 2009 che si è chiuso il 31 Marzo.
106
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1.4 La filiera
sperimentato condizioni di mercato meno favorevoli di quelle attese, a causa del più volte citato
Il 2009 è stato un anno positivo per le imprese aprallentamento nella crescita (pur sempre positiva
partenenti a questa area di business e nonostante
a onor del vero) delle installazioni finali e sono
(almeno stando alle opinioni degli intervistati)
state quindi costrette ad una riduzione dei prezper il 2010 si assisterà ad una contrazione degli
zi dell’ordine del 5% per gli impianti di piccola
ordinativi di nuovi impianti soprattutto per il
taglia e del 10% per i grandi impianti, dall’altro
mercato europeo, alcune imprese appartenenti
lato è altrettanto vero che il 2009 ha segnato un
a quest’area di business potrebbero focalizzarsi
deciso “cambio di passo” strategico da parte dei
sullo sviluppo di nuovi impianti volti ad increprincipali operatori.
mentare l’efficienza delle celle. Inoltre, le preocLe principali tendenze in atto per i
cupazioni delle imprese italiane in
produttori di inverter possono essere
questa fase della filiera sono almeno
“L’aumento della capacità
in parte mitigate dalle aspettative di produttiva di celle e moduli, tanto in così sintetizzate:
crescita dei mercati asiatici e degli Italia quanto all’estero, rallenterà
con ogni probabilità durante il
USA, rispetto ai quali tuttavia è ne- prossimo anno. Stiamo guardando • a fronte di una “saturazione” facessario incrementare gli sforzi per alle nuove imprese che nascono in ticosamente raggiunta dell’efficienza
India e soprattutto in Cina come un
di trasformazione (come visto nel
garantirsi efficaci canali di accesso e importante
mercato di sbocco per i
paragrafo 1.1.4, nel corso del 2009
costruire network di relazioni con gli
nostri prodotti”
attori locali (evidentemente destina- Amministratore delegato di un’impresa i valori medi di riferimento sono
produttrice di impianti per la
passati dal 95% al 97% con punte di
ti ad avere un peso significativo nella
fabbricazione di celle e moduli
eccellenza che arrivano a superare il
“domanda” di nuovi impianti).
98%) è cambiata la “base” della competizione, che si è spostata dalla performance
Discorso assai differente è quello che invece ripura alla valutazione dell’offerta in senso lato
guarda – sempre nell’ambito dell’area di business
dei produttori. Questa trasformazione, che è
“Componenti e Tecnologie” – i produttori di intipica delle tecnologie che raggiungono un cerverter, ovvero del componente del sistema fotovolto grado di maturità, ha reso sempre più riletaico che consente la trasformazione della corrente
vanti caratteristiche quali: (i) l’affidabilità del
continua generata dai moduli fotovoltaici in corprodotto, che si caratterizza non solo per un
rente alternata che può essere immessa nella rete
numero sempre crescente di operatori disposto
elettrica e collegata alle utenze.
ad offrire una garanzia per un periodo da 2 a 5
Se è vero, da un lato, che nel corso del 2009 ananni a copertura degli eventuali danni derivanche le imprese produttrici di inverter hanno
Tabella 1.21
Le principali imprese italiane attive nell’area di business Componenti e Tecnologie
Impresa
Anno Costituzione
Ricavi 2008
(mln €)
Attivita'
Sede
Baccini
1967
n.d.
Opera nella microelettronica e
produce macchine e tecnologia per prodotti solari a film
sottile e in silicio
Treviso
P.Energy
2005
17,7
Progetta e
realizza impianti di produzione
di pannelli solari
Fontaniva (PD)
2BG
2002
8,5
Progetta e realizza
macchine per la produzione di
pannelli fotovoltaici
San Martino
di Lupari (PD)
Eco.Progetti
1998
7,9
Progetta e realizza impianti
per la produzione di energia da
fonti rinnovabili
Padova
2,9
Commercia all’ingrosso
macchinari e attrezzature
per la fabbricazione di celle
fotovoltaiche
Monza (MB)
Tecnofimes
1997
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107
1. IL fotovoltaico
prodotti con la creazione di nuove
ti da problemi di funzionamento
“Ricordiamoci sempre che una
del sistema (con una penale media centrale solare ha una vita media serie e nuovi modelli ogni anno (le
da versare al titolare dell’impianto di 25 anni. Quindi sto scegliendo aziende leader mondiali riescono a
oggi un partner che dovrà
produrre anche 4 nuovi modelli per
di 1,2 €/kW per ogni giornata di garantirmi
un determinato IRR
Paese all’anno);
mancata produzione), ma anche
per 25 anni”
• il supporto al cliente ha assunto
dal bagaglio di esperienza che le
Marketing Manager di un’impresa
produttrice di inverter
e – secondo gli intervistati – è destiimprese più mature appartenenti a
nato ad assumere nel futuro un ruoquest’area di business hanno sperilo sempre più rilevante. I principali produttori
mentato sul campo e da una base di installato
hanno aperto nel corso del 2009 diversi centri
tale da costruire un background storico di prodi assistenza sul territorio italiano offrendo supblematiche e casistiche che permettano di risolporto agli stessi system integrator o agli studi di
vere i problemi emersi e di trovare nuove soluingegneria attivi nel settore nella fase di progetzioni; e (ii) la compatibilità plug & play con il
tazione e configurazione dell’impianto fotovolmaggior numero possibile di moduli diversi,
taico. Alcune imprese quali SMA, PowerOne ed
per massimizzare la flessibilità progettuale di
Elettronica Santerno si sono spinte oltre con la
chi realizza l’impianto;
costituzione di veri e propri “centri
• viene posta una attenzione magdi formazione” per i tecnici, i progetgiore alla ricerca e sviluppo per
“Il servizio al cliente risulta
tisti e gli installatori, con l’obiettivo
cercare fonti di differenziazione fondamentale
in quanto le grandi
di diffondere la cultura progettuale
competitiva che derivino dalla
centrali vanno manutenute. È
inoltre
fondamentale
poter
offrire
cura estrema della componenti- consulenza gratuita agli installatori e sensibilizzarli all’adozione di componenti sempre più tecnologicamente
stica e dell’architettura del sisteche si trovano sul plant e che
ma – come è il caso del progetto possono trovare delle difficoltà di avanzati.
tipo tecnico. In questo modo essi
portato avanti dai ricercatori del risparmierebbero molto tempo e si
Fraunhofer Institute di Friburgo permetterebbe al cliente di iniziare Nonostante le modifiche significatia produrre energia molto più
ve al modello di business dei produtper la messa a punto di una archirapidamente”
tori di inverter, le posizioni relative
tettura circuitale che riduca le perMarketing Manager di un’impresa
dei principali produttori a livello
dite di energia dovute alla generaproduttrice di inverter
mondiale (e italiano) non hanno suzione di correnti interne – oppure
bito variazioni di rilievo rispetto a
ancora da modifiche ancor più siquanto rilevato nel Solar Energy Report 2008.
gnificative al “modo d’uso” del sistema, come
La tabella 1.22 riporta l’elenco ed i principaavverrebbe in conseguenza dell’adozione di
li dati dei produttori di inverter che operano sul
soluzioni tipo il “microinverter” (si veda
mercato italiano.
box 1.22) e dallo sviluppo continuo di nuovi
Box 1.22
I microinverter
Il primo microinverter è del 1994 e si deve all’ingegno di
Henk Oldenkamp che progettò un dispositivo da aggiungere a ciascun modulo fotovoltaico per renderlo in grado
di erogare “direttamente” corrente alternata. Il microinverter semplificava il montaggio degli impianti poiché
l’installatore poteva collegare l’uscita in corrente alternata dei moduli direttamente alla rete elettrica domestica. Le vendite di questo tipo di prodotti ebbero un certo
sviluppo a metà degli anni 90, raggiungendo circa 50.000
unità, e alcune imprese europee (principalmente tedesche) si cimentarono nello sviluppo di questi dispositivi,
incontrando però notevoli difficoltà tecniche legate all’affidabilità del prodotto. In realtà, la crescita costante delle
dimensioni e degli impianti richiesti dal mercato non fu
controbilanciata dalla domanda parallela di microinverter
e a uscirne vincenti furono così gli inverter di stringa, più
108
flessibili e relativamente più convenienti, almeno in rapporto alla potenza.
Il concept di base dei microinverter si è tuttavia mantenuto ed una decina di imprese (fra le quali l’inglese Enecsys
Ltd, le americane Solarbridge Technologies Inc e Petra
Solar Inc) sono state fondate negli ultimi cinque anni con
l’obiettivo di portare sul mercato una nuova generazione
di microinverter. L’americana Enphase Energy ha sviluppato nel corso degli ultimi quattro anni un microinverter,
che commercializza da settembre 2009, adatto a moduli
da 190 watt di potenza in uscita, con un’efficienza del 95%
e una garanzia di 15 anni. Anche la tedesca SMA, maggior produttore mondiale di inverter, a settembre 2009 ha
acquisito dallo stesso Oldenkamp un nuovo schema costruttivo con l’obiettivo di mettere a punto un modello di
microinverter adatto al mercato europeo.
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1.4 La filiera
Tabella 1.22
I produttori di inverter attivi sul mercato italiano
Impresa
Nazione
Numero prodotti nella
gamma
Settore di Provenienza
ABB Italia
Svizzera
11
Tecnologie per la
generazione di energia
Aros
Italia
30
Elettrotecnica industriale
Bonfiglioli
Italia
11
Automazione industriale
Conergy Italia
Germania
13
Celle e moduli fotovoltaici
Danfoss Solar Inverter
Danimarca
7
Elettrotecnica e
automazione industriale
Elettronica Santerno
Italia
42
Automazione industriale
Fronius
Austria
22
Elettrotecnica industriale
Ingeteam
Spagna
31
Fornitura di impianti elettrici e sistemi
di controllo
Italcoel
Italia
6
Elettrotecnica e
automazione industriale
Mitsubishi Electric
Giappone
4
Automazione industriale e fotovoltaico
PowerOne
Stati Uniti
17
Elettrotecnica e
automazione industriale
Riello UPS
Italia
13
Elettrotecnica industriale
SIAC
Italia
19
Elettrotecnica industriale
Siemens
Germania
20
Elettrotecnica e
automazione industriale
SMA Solar Technology
Italia
Germania
60
Focalizzata nel fotovoltaico
Leader a livello mondiale è la tedesca SMA, che
controlla da sola circa il 38% della quota di mercato globale con una capacità produttiva di 4 GW di
potenza all’anno, inseguita da altri operatori specializzati nella produzione di inverter come l’austriaca Fronius, l’americana PowerOne, la spagnola Ingeteam e il colosso dell’impiantistica tedesca
Siemens. Le filiali italiane di molte di queste imprese hanno visto crescere significativamente la
loro quota di mercato in Italia anche grazie agli
investimenti sostenuti nel corso del 2009, che ad
esempio hanno portato ad un aumento del numero di addetti impiegati mediamente pari al 60%
nel corso dell’ultimo anno. Anche il fatturato
delle imprese estere con filiale in Italia è cresciuto a ritmi del 40%, con alcune realtà che hanno
sperimentato crescite vertiginose, come SMA che
dai circa 2 mln € del 2008 è passata ad un fatturato dell’ordine dei 35 mln € nel 2009.
Accanto a questi operatori, che operano a livello
globale, sono in crescita anche le imprese italiane – soprattutto per gli impianti di piccola taglia
dove assume un ruolo chiave la presenza sul territorio e dove è quindi possibile creare posizioni
di forza a livello locale – che controllano circa il
50% del mercato italiano. In genere gli inverter di
piccola taglia, utilizzati per le installazioni nei settori residenziale e commerciale, sono infatti venduti o utilizzando il canale “tradizionale” dei distributori di materiale elettrico oppure attraverso
la vendita diretta tramite agenzie proprie.
Negli inverter di grande taglia, destinati ad impianti industriali e centrali fotovoltaiche, si instaura invece un rapporto diretto fra il produttore di
inverter e l’EPC contractor che realizza l’impianto. In questo segmento, si distingue in particolare
Elettronica Santerno, pioniera del settore in Italia,
che, nonostante la competizione sempre più agguerrita, ha comunque mantenuto una posizione
di primo piano sfruttando un network di relazioni
ormai consolidate con gli operatori italiani.
Sembra tuttavia di poter dire che la classifica dei
principali produttori di inverter sia destinata a
cambiare nel corso del 2010 visto che hanno fatto
il loro ingresso nell’arena competitiva nuovi operatori di grandi dimensioni provenienti dal settore elettrico – quali ad esempio ABB, Schneider
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109
1. IL fotovoltaico
Box 1.23
Elettronica Santerno
Fondata oltre 40 anni fa, Elettronica Santerno è dal 2006
parte del Gruppo Carraro (uno dei principali operatori a
livello mondiale nella trasmissione di potenza meccanica) quotato alla borsa di Milano. La società ha la propria
sede principale presso Imola (Bologna), mentre la sede
amministrativa si trova a Padova ed uffici commerciali
a Milano e Roma. Elettronica Santerno ha inoltre filiali all’estero, più precisamente in Brasile e in Russia da 10
anni e, in tempi recenti, in Spagna e negli USA. Ha inoltre
uffici commerciali a Monaco di Baviera, a Pune in India e
a Qingdao in Cina. L’azienda progetta e realizza prodotti impiegati nei diversi settori dell’elettronica di potenza,
della conversione statica delle energie rinnovabili (fotovoltaico ed eolico), dei sistemi di supervisione, produzione e
risparmio energetico. Per quanto riguarda il fotovoltaico,
Elettronica Santerno ha istallato i propri inverter solari nel
1994 nella centrale fotovoltaica di Serre (che è stata la più
grande al mondo sino al 1998) e da allora è la principale
impresa italiana nel campo delle tecnologie inverter per la
conversione dell’energia. La società progetta interamente
inverter solari ad alto contenuto tecnologico per impiego
su impianti di piccola, media e grossa potenza, mentre
la produzione è in gran parte esternalizzata ad aziende
italiane.
(che ha acquisito la Xantes) e Control Tecnic
Emerson – e che anche Siemens e Mitsubishi, già
attivi da qualche anno nella produzione di inverter,
si stanno preparando a rafforzare ulteriormente la
loro presenza nel settore.
una riduzione del rapporto di leva (che è passato
da un valore medio nel 2008 del 90%, a circa il 75%
nel 2009) e con una crescita degli spread da 120130 punti base ad un minimo di 250 punti base,
portando il tasso di interesse effettivo ad un valore
compreso tra il 6 e il 6,5% annuo nel caso di tasso
fisso e a 3,5-4% nel caso di tasso variabile. Più che
a causa di un minore livello di redditività complessivo degli investimenti in impianti fotovoltaici o di
un maggior rischio percepito dal soggetto finanziatore, questo peggioramento delle condizioni per
la concessione del debito si spiega con una minore disponibilità complessiva di capitali da parte
delle banche e con il peggioramento dei fondamentali di bilancio delle imprese investitrici, dovuto alla crisi economica generalizzata. Se durante
i primi mesi del 2009 anche per gli impianti residenziali ed industriali di taglia medio-piccola si è
assistito ad un peggioramento delle condizioni di
finanziamento, in particolare per quanto riguarda
la percentuale di capitale di debito concesso rispetto all’investimento totale, a partire dalla metà del
2009 è aumentato il numero di system integrator
che hanno stipulato accordi con istituti di credito
per concedere finanziamenti anche nell’ordine del
100% del capitale investito. Nel complesso, l’offerta di prodotti per il finanziamento di impianti
fotovoltaici continua ad essere molto ampia, ed
è aumentato anche il numero di istituti di credito che hanno siglato l’accordo quadro con il GSE
per poter usufruire del meccanismo della cessione
del credito (all’inizio del 2010, il numero di banche iscritte è salito di 80 unità rispetto all’inizio del
2009, arrivando a 427). Oltre al numero di istituti
di credito che hanno siglato l’accordo, sono incrementate le risorse interne (in termini di addetti o
vere e proprie divisioni) focalizzate sulle energie
1.4.8 Area di Business Finanziamento
e Assicurazione
Come già rilevato nel Solar Energy Report 2008, la
possibilità di finanziare l’investimento in un impianto fotovoltaico offerta dagli istituti di credito è
stata una condizione fondamentale per assicurare
lo sviluppo del mercato italiano negli anni 20072008. A partire dalla fine del 2008, e per la prima
metà del 2009, i finanziamenti concessi dalle banche alla realizzazione di impianti fotovoltaici si
sono tuttavia ridotti sensibilmente, per effetto del
credit crunch che ha d’altronde colpito duramente
i più diversi settori industriali. Ciò si è tradotto nel
forte rallentamento delle installazioni osservato durante i primi mesi dell’anno 2009, e ha interessato
prevalentemente gli impianti di grossa taglia ad
uso industriale, di potenza superiore ai 100 kW,
e le centrali fotovoltaiche. Da un lato le banche
hanno richiesto, per questi impianti, garanzie sempre più consistenti a tutela del debito, ammettendo
al finanziamento solo impianti per cui esistessero
contratti “chiusi” sul terreno (compravendita o cessione del diritto di superficie), che fossero autorizzati in VIA e con garanzia di completamento dei
lavori entro la fine del 2010, per evitare il rischio di
entrata in vigore delle tariffe ridotte che saranno
definite contestualmente alla revisione del Nuovo
Conto Energia. Allo stesso tempo, le condizioni
di finanziamento sono andate peggiorando, con
110
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1.4 La filiera
contractor di grandi dimensioni che dispongono di
rinnovabili ed in particolare sul settore fotovoltaiuna presenza già radicata sul territorio. Caso embleco (si stima un aumento di risorse umane dedicato
matico in questo senso è quello di Foresight Group,
del 15%) anche e soprattutto nelle banche di minouna delle principali società di gestione di fondi di
ri dimensioni. L’analisi ha mostrato che nel 2009
investimento inglese, specializzata in energie rinnola durata media del finanziamento è andata da un
vabili, che ha firmato un accordo con Enerqos per
minimo di 5 anni ad un massimo di 15-20 anni,
la realizzazione di 4 campi fotovoltaici
in funzione della tipologia di soggetto
“Chi fornisce i capitali per
di potenza complessiva pari a 4 MW
investitore, così come l’importo comrealizzare l’impianto ha oggi
plessivo, che per il privato cittadino è molto potere, dato che la finanza situati in Puglia. Anche NextEnergy
in questo momento è un bene
Capital, merchant bank londinese spearrivato ad un massimo di 75.000 €,
lo sviluppo del mercato
cializzata in energie rinnovabili, ha redi 500.000 € per le imprese di picco- critico per fotovoltaico”
centemente chiuso un accordo strategile dimensioni e 5 – 6 mln € nel caso
Amministratore delegato di un’impresa
co con Terni Energia per lo sviluppo di
di aziende medio-grandi (concessi
produttrice di celle e moduli
15 MW di potenza fotovoltaica entro il
perlopiù dalle banche di maggiori di2010. Kerself, gruppo italiano attivo in
mensioni che operano a livello naziodiversi stadi della filiera fotovoltaica, ha siglato un
nale). L’indagine mostra anche come il leasing, noaccordo con un fondo di diritto lussemburghese parnostante comporti delle difficoltà dovute alla stima
tecipato da due importanti investitori istituzionali
del valore futuro dell’impianto come rilevato nel
svizzeri, che ha portato alla costituzione di Fortesa,
Solar Energy Report 200870, sia stato utilizzato in
misura crescente nel corso del 2009. Esistono ansocietà il cui obiettivo è di sviluppare, installare e
cora tuttavia degli elementi di incertezza, che sono
gestire circa 100 MW di potenza fotovoltaica entro
attualmente al vaglio dell’Agenzia delle Entrate, in
la fine del 2010. Il capitale di Fortesa è di proprietà
merito all’iscrizione a bilancio degli impianti ogdel fondo estero per l’85%, mentre il restante 15%
getto di leasing (attualmente, è invalso l’uso di iscrisarà controllato da Kerself in qualità di azionista di
verli come “beni strumentali” nel caso
minoranza. Il fondo metterà a dispoin cui la componente di autoconsumo “Io faccio questa divisione un po’ sizione l’equity necessario per la reasia prevalente, e nella voce “immobi- categorica fra il fondo speculativo e lizzazione degli impianti fotovoltaici,
il gestore del patrimonio. Il secondo
li, impianti a macchinari” nel caso di ha dei soldi che gli vengono dati attraverso un aumento di capitale per
impianti per la vendita dell’energia in da persone che conosce e quindi un controvalore pari a circa 70 mln €.
punta a gestirli al meglio. Il fondo
rete).
Dal canto suo, Kerself si occuperà delle
speculativo ha un atteggiamento
più da “Madoff del fotovoltaico”,
attività di EPC contracting per i procompra centrali a destra e a
È inoltre da rilevare come nel corso
getti che saranno sviluppati. Inoltre,
sinistra per un totale di decine
degli ultimi due anni sia aumentato
non mancano casi di fondi di investidi MW, con l’unico interesse di
massimizzare il ritorno”
in modo sensibile il numero di invemento esteri che preparano il terreno
stitori privati con interessi e presenza
per lo sviluppo di impianti di enormi
Marketing Manager di un EPC
contractor
sul mercato italiano. In questo senso,
dimensioni (per la tecnologia fotovolè possibile distinguere tra soggetti che
taica) nel Centro-Sud Italia. Un eseminvestono nello sviluppo di progetti per impianti e
pio è dato dal fondo tedesco Copex, specializzato in
centrali fotovoltaiche (ad esempio società di gestione
investimenti nelle fonti di energia rinnovabili, che
di fondi di investimento, che apportano capitale di
in prima battuta ha inviato una delegazione per la
rischio anche attraverso la forma del project finanvalutazione del territorio di Ascoli Piceno con l’incing) ed operatori (principalmente fondi di private
tenzione di realizzare quello che potrebbe diventare
equity e venture capital) che investono nel capitale
uno dei più grandi impianti fotovoltaici d’Europa,
di rischio di imprese attive nella filiera fotovoltaica
con un investimento da 620 mln € per la realizza(principalmente produttori di tecnologia ed EPC
zione di un complesso fotovoltaico da 50 MW e una
contractor). La prima categoria di player comprende
serie di impianti eolici.
società per la maggior parte straniere, che hanno una
È interessante rilevare che, tra i fondi di private equiprospettiva di breve-medio termine e un orizzonte
ty e venture capital che hanno realizzato importanti
di investimento compreso tra i 5 e i 7 anni. Molto
investimenti negli ultimi anni, si sono ritagliati un
spesso la strategia che essi adottano per entrare nel
ruolo anche alcuni operatori italiani. Un esempio
mercato italiano consiste nel siglare accordi con EPC
emblematico in questo senso è rappresentato da
70
Cfr. Solar Energy Report 2008, p. 103.
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111
1. IL fotovoltaico
Tabella 1.23
Misure di sicurezza per impianti fotovoltaici installati ad altezza inferiore a 5 metri
Misure di sicurezza per impianti fotovoltaici
• Sistemi di protezione antifurto
o Recinzione perimetrale
o Sistemi di antintrusione perimetrale
• Sicurezze fisiche dell’impianto fotovoltaico
oBulloni per l’ancoraggio dei pannelli ai sostegni saldati o a testa spaccata
o Incollaggio dei pannelli ai sostegni
o Chip per riconoscimento del pannello dall’inverter
o Sistema antifurto di localizzazione GPS
• Sorveglianza
o Ronde
o Sistema di videosorveglianza
• Antifurto
o Impianto di allarme antifurto
o Collegamento con istituti di sorveglianza (polizia, istituti privati)
Atmos (fondo di Fondamenta Sgr gestita da State
Street Global Investment), che è stato uno dei primi
veicoli d’investimento italiani di private equity, con
circa 60 mln € di raccolta e interamente dedicato
agli investimenti in energie rinnovabili ed efficienza
energetica. Tra le società italiane in cui il fondo ha
investito in questi ultimi anni ci sono l’EPC contractor Solar Energy Italia, Omniasolar Italia, produttore di celle in silicio cristallino ed Energia & Servizi,
che opera attraverso diverse società nella produzione elettrica da fonti rinnovabili con un focus particolare nel settore eolico e solo una piccola parte di
potenza fotovoltaica installata. Da citare è il fondo
italiano di private equity Atlantis Capital Special
Situations che a fine 2008 ha rilevato, per una contropartita di 10,5 mln €, Ecostream Italy, società attiva nella realizzazione di impianti fotovoltaici (oltre
i 500 kW), poi ribattezzata Me-Making Energy.
Altro investitore italiano è il Fondo PPP Italia,
fondo infrastrutturale gestito da Fondaco sgr che
si avvale della consulenza di Equiter (appartenente
al gruppo Intesa Sanpaolo), che ha effettuato, nel
corso del 2009 investimenti per la realizzazione di
impianti fotovoltaici nel Sud Italia per una potenza
complessiva pari a 5 MW. Il costo complessivo degli
impianti si aggira sui 22 mln €.
Non si osservano infine particolari evoluzioni per
quanto concerne l’assicurazione degli impianti fotovoltaici rispetto al 2008. Il business rimane ancora di limitate dimensioni, con un giro d’affari annuo, in termini di premi assicurativi complessivi
nell’ordine di 6 mln €. Le principali compagnie che
dispongono di un prodotto assicurativo mirato per
impianti fotovoltaici sono Zurich (con la polizza
Solar Power All Risks), Navale Assicurazioni (con la
112
polizza Protezione Fotovoltaici), Toro Assicurazioni
(con Toro Sistema Solare), Assicurazioni Generali e
Royal Ace. Nel 2009 i premi assicurativi medi sono
stati pari a 12.000 €/MW per le centrali di taglia
superiore ad 1 MW, valore che aumenta fino al
50% per impianti di potenza inferiore ai 200 kW.
In funzione della tipologia di impianto e del contesto in cui esso viene installato, variano sensibilmente le condizioni relative a franchigie e limiti. Il
furto dei moduli si conferma un problema estremamente rilevante, che rappresenta la percentuale di gran lunga più significativa dei sinistri
registrati. Mentre qualche anno fa i furti riguardavano solo impianti di grandi dimensioni dai quali
era possibile trarre un ricavo proficuo, dal 2008 e
per tutto il 2009 si sono allargati anche verso impianti di minori dimensioni (a partire anche da 1520 kW). Nonostante sia molto complesso valutare
l’entità dei furti che interessano gli impianti fotovoltaici, alcune stime parlano di 50 mln € di moduli oggetto di furto in Italia nel 2008 (a fronte di un
valore di 35 mln € nel 2007). Una valutazione condotta dall’ENEA colloca il valore dei furti di moduli fotovoltaici a livello mondiale nell’intorno del
5-7% del venduto. Anche in risposta all’aggravarsi
di questo fenomeno, la tendenza generale rilevata
tra gli istituti assicurativi oggetto dell’indagine è
quella di richiedere all’investitore, come requisito per l’assicurabilità dell’impianto, il rispetto
di misure di sicurezza sempre più stringenti. Gli
operatori lamentano tuttavia la mancanza di requisiti di sicurezza standard, accettati in tutto il
settore, il che si traduce in condizioni estremamente eterogenee richieste dalle diverse agenzie assicurative. Un esempio delle misure di sicurezza che in
alcuni casi vengono considerate quali requisiti per
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1.4 La filiera
l’assicurabilità dell’impianto (nel caso di sistema
realizzato su edifici di altezza inferiori ai 5 metri), è
riportato in tabella 1.23.
Un ultimo aspetto da rilevare riguarda le polizze
weather risk, ossia quei prodotti che permettono al
titolare dell’impianto di tutelarsi dal rischio derivante dalla variabilità delle condizioni atmosferiche.
Nel corso del 2009 l’interesse verso queste polizze,
che alcuni operatori pensavano potessero incontrare una favorevole risposta del mercato, è stato
molto basso. Alcune compagnie stanno addirittura
ritirandole dal mercato, nonostante fossero state recentemente progettate e proposte ai potenziali clienti. Ciò si spiega con una producibilità media annua
degli impianti localizzati nel nostro Paese costante
e più che soddisfacente agli occhi del potenziale
investitore.
1.4.9 Dinamiche occupazionali
nella filiera del fotovoltaico in Italia
Come anticipato nel paragrafo 1.2.5 del presente rapporto, in fase di revisione del Nuovo Conto
Energia è auspicabile venga adottata una prospettiva il più ampia possibile, che consideri non solamente i costi per lo Stato associati ad un certo
livello di tariffe feed-in, ma anche le ricadute in
termini di entrate (o di mancate uscite) derivanti
dalle imposte dirette e dall’IVA corrisposte dalle
imprese italiane operanti nelle diverse fasi della
filiera e da quelle che detengono la titolarità degli
impianti, dal pagamento dell’ICI per gli impian-
ti a terra e dalle emissioni di CO2 risparmiate. A
questo bilancio, è necessario tuttavia aggiungere
un’attenta valutazione delle ricadute occupazionali del fotovoltaico in Italia.
È innanzitutto possibile stimare, con un certo livello di confidenza, in circa 2.000 il numero di
dipendenti che lavorano oggi nelle imprese italiane (o nelle sedi commerciali e produttive delle
imprese straniere presenti sul nostro territorio) attive nelle fasi di fabbricazione di silicio e wafer
o di celle e moduli. Passando alle aree di business
relative alla produzione di tecnologie e componenti
ed alla distribuzione e installazione, è più complesso effettuare delle stime a causa del fatto che frequentemente questi operatori (si pensi ai produttori di inverter, ai distributori generalisti, ai system
integrator o ai semplici installatori) sono attivi
contemporaneamente in altre aree d’affari diverse
dal fotovoltaico (ad esempio, l’idrotermosanitario
o l’elettrico). Una stima ragionevole valuta in oltre
5.000 i dipendenti che operano in queste imprese e che sono direttamente coinvolti nel business
del fotovoltaico, portando il numero di dipendenti diretti della filiera fotovoltaica italiana a oltre 7.000. Considerando l’occupazione totale, che
comprende anche i dipendenti solo indirettamente
coinvolti nel business del fotovoltaico, questa stima
potrebbe salire a oltre 20.000 unità. Nonostante
si tratti di una valutazione molto approssimativa,
è possibile stimare il numero di addetti, sia direttamente che indirettamente impiegati nel business
fotovoltaico, in rapporto alla potenza installata.
Considerando gli scenari di sviluppo del mercato
Box 1.24
Zurich
Fondato nel 1872, Zurich Financial Services Group ha
la propria sede centrale a Zurigo, in Svizzera. Il Gruppo
fornisce servizi finanziari assicurativi e dispone di una
rete di sedi e filiali dislocate in tutto il mondo. In Italia,
Zurich opera dal 1902, avvalendosi a oggi di 1.400 collaboratori e 600 agenzie, che riescono a raggiungere oltre 2 milioni di clienti.
Negli ultimi anni Zurich ha esteso il proprio campo di
attività al settore energetico, proponendo soluzioni di
copertura assicurativa per i diversi impianti che producono energia da fonti rinnovabili. Il Gruppo è leader in Italia nei prodotti assicurativi rivolti al segmento del fotovoltaico, che costituiscono il 10% dei premi
assicurativi del comparto delle rinnovabili. Zurich ha
messo a punto diverse soluzioni in base alla clientela
cui si rivolge. Per i clienti residenziali, è possibile acquistare la garanzia direttamente nella polizza incendio per la propria abitazione. Per la clientela aziendale,
Zurich ha invece predisposto una copertura specifica,
denominata “SolarPower All Risks”, che indennizza in
caso di: guasto macchine e/o fenomeno elettrico; danni
dovuti agli errori di fabbricazione e di progetto, ai vizi
di materiale e alle sovratensioni elettriche; atti di terzi,
come il furto; atti vandalici e dolosi; atti di terrorismo
e sabotaggio; danni indiretti per le perdite pecuniarie
derivanti dalla mancata o ridotta produzione di energia
elettrica durante il periodo di inattività totale o parziale dell’impianto causato da un danno indennizzabile a
termini della garanzia danni diretti (perdita di incentivi o impossibilità di vendere l’energia al gestore).
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113
1. IL fotovoltaico
fotovoltaico italiano illustrati nel paragrafo 1.3.3
e tenendo conto dei naturali fenomeni di apprendimento e delle economie di scala di cui potranno beneficiare i player della filiera, si può stimare
che, nello scenario ottimistico, si possa arrivare
ad avere oltre 50.000 dipendenti complessivi nel
2013, di cui oltre 20.000 diretti71. Nello scenario
pessimistico, il valore dei dipendenti totali potrebbe essere nell’ordine dei 18.000 addetti.
Nonostante non si tratti di numeri in termini assoluti enormi, e per giunta decisamente inferiori
rispetto alle stime proposte da alcune ricerche recentemente condotte, non si possono negare i benefici occupazionali che lo sviluppo del mercato
italiano del fotovoltaico sembra essere in grado
di assicurare, soprattutto in un contesto economico sfavorevole ed in un momento molto negativo per il mercato del lavoro nel suo complesso. In
questo senso, un’altra interessante valutazione che
è stata condotta riguarda la crescita occupazionale
che hanno fatto registrare le imprese attive nella
filiera italiana del fotovoltaico negli ultimi anni.
Per quanto riguarda i produttori di celle e moduli,
tra il 2007 e il 2008 la crescita media degli addetti
nelle filiali italiane delle imprese straniere è stata di oltre il 100%. Anche le imprese italiane di
medie dimensioni hanno registrato incrementi
della forza lavoro nell’ordine del 90%, con eccezioni positive quali Solarday, che ha incrementato il numero di addetti addirittura del 350%, ed
MXGroup, che ha fatto registrare una crescita del
300%. I modulisti di dimensioni minori si sono
attestati su una crescita della forza lavoro, tra il
2007 e il 2008, di circa il 45%. Nel periodo 20082009, per effetto dell’acuirsi della crisi economica
le imprese italiane di medie dimensioni hanno
incrementato il numero di propri dipendenti di
circa il 50% (con delle eccezioni, quali MXGroup,
che è cresciuta ancora ad un ritmo del 180%),
mentre i più piccoli modulisti hanno registrato
una crescita media del 42%. Si tratta di aumenti
di assoluta rilevanza, specialmente se confrontati
con la crescita dell’occupazione in Italia nel corso
del 2009, che si è attestata su valori prossimi allo
0,4%. Analoghe considerazioni valgono se si analizzano le principali imprese distributrici, i system
integrator e gli EPC contractor attivi in Italia, che
hanno in media visto crescere la propria forza lavoro del 67% tra il 2007 ed il 2008, e di oltre il
28% nel corso del 2009. Alcuni system integrator
di grandi dimensioni ed EPC contractor hanno addirittura raddoppiato il numero dei propri dipendenti, come è accaduto ad Enerqos.
Infine, l’indagine ha permesso di identificare alcuni profili professionali che sono stati tra i più
richiesti nella filiera del fotovoltaico in Italia
negli anni 2008 e 2009, e che lo saranno verosimilmente ancora nei prossimi anni. Con il peso
rilevante che ha assunto il mercato delle centrali
fotovoltaiche e degli impianti industriali di grandi
dimensioni, si è registrata una crescente richiesta
da parte di EPC contractor, con una presenza radicata sul territorio nazionale e con filiali anche
in altri Paesi, di figure professionali capaci di integrare competenze tecniche - relative alla progettazione di impianti complessi – con attitudine ed
esperienza nel project management. Tra di esse,
il business developer (o origination manager) ha
il compito di individuare i siti su cui sviluppare
i parchi fotovoltaici e di predisporre le procedure autorizzative necessarie alla costruzione degli
stessi. Si parla inoltre di site manager per indicare
quella figura che riporta al project manager (ossia
al responsabile ultimo del progetto di realizzazione dell’impianto) e che garantisce che la centrale
fotovoltaica venga realizzata così come progettato,
oltre a mantenere i rapporti con i fornitori di componenti e con i proprietari del parco fotovoltaico.
Si occupa quindi delle attività di costruzione, della logistica di materiali e componenti e della gestione delle risorse umane che vengono impiegate
nel progetto. Senza dubbio, le figure più richieste
per ricoprire queste posizioni sono l’ingegnere
elettrico (per quanto riguarda l’attività di project
manager) e l’ingegnere industriale (per quanto concerne il ruolo di site manager). Per il ruolo
di business developer, le figure più ricercate sono
quelle degli ingegneri civili o elettrici con una certa esperienza lavorativa. I system integrator e gli
EPC contractor di minori dimensioni lamentano
inoltre una forte difficoltà nel reperire figure professionali (tipicamente ingegneri o periti elettrici
con un’esperienza professionale di 4-5 anni) in
grado di svolgere il compito di tecnico installatore, ossia di occuparsi della progettazione di impianti complessi e del coordinamento delle attività
di installazione. I modulisti e i produttori integrati
di celle e moduli, i system integrator e i produtto-
71
Nell’impostare il calcolo, si è tenuto conto del numero medio di occupati per MW di potenza calcolato considerando il mercato italiano e
confrontandolo con un campione rappresentativo composto da alcuni Paesi europei.
114
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1.4 La filiera
ri di inverter per applicazioni fotovoltaiche, sono
inoltre alla ricerca di tecnici commerciali, ossia di
figure con una base di competenze tecniche, che si
occupino però di proporre i prodotti dell’azienda
o gli impianti chiavi in mano ai potenziali clienti, fornendo allo stesso tempo un servizio di consulenza ed assistenza. Si tratta normalmente di
ingegneri elettrici con esperienze professionali
pregresse in ambito commerciale, piuttosto che
agenti e rappresentanti che vengono sottoposti ad
una formazione specifica, focalizzata sulle nozioni
tecniche di base, che può durare dai 3 ai 6 mesi. A
detta degli intervistati, reperire questo tipo di risorse è particolarmente complesso nel mercato del
lavoro odierno. È da rilevare infine come si stiano affermando anche in Italia, in modo analogo
a quanto registrato in Germania, delle iniziative
imprenditoriali specializzate sulle attività di
service e manutenzione lungo l’intero ciclo di
vita dell’impianto fotovoltaico, specialmente delle centrali di maggiori dimensioni. Nel momento
in cui questo modello si diffondesse maggiormen-
te, figure quali elettricisti, cablatori e manutentori
con competenze specifiche in campo fotovoltaico
saranno sempre più richieste. In risposta a questo
crescente fabbisogno di figure professionali specializzate nel settore del fotovoltaico, così come
in altri comparti delle rinnovabili, diverse tra le
principali società di head hunting e di ricerca di
personale qualificato, italiane e straniere, hanno
dato vita ad un processo di specializzazione nel
settore dell’energia, e in particolare delle fonti alternative. Emblematico in questo senso è il caso di
Adecco, che nel 2009 ha creato la divisione Adecco
Green Energies con l’obiettivo di mettere a disposizione delle imprese del comparto una conoscenza specifica nel campo delle energie rinnovabili e
rapporti consolidati con le principali associazioni industriali. Analogamente, alcuni head-hunter
hanno modificato profondamente il loro posizionamento sul mercato, incrementando significativamente nel corso del 2009 il numero di clienti
attivi nel business dell’energia, con un’attenzione
particolare al comparto delle rinnovabili.
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115
IL SOLARE TERMICO
2.1
La tecnologia
Nel corso del 2009 il solare termico in Italia non
ha registrato evoluzioni particolarmente significative, sia per quanto riguarda gli sviluppi di natura tecnologica e di mercato, sia per quanto concerne
il quadro normativo e le posizioni di forza relative
degli operatori industriali attivi nel nostro Paese.
Le considerazioni svolte nel Solar Energy Report
2008, cui si rimanda per approfondimenti e ulteriori informazioni di contesto, rimangono perciò
in larga parte valide anche per l’anno che si è appena concluso. Obiettivo della presente sezione del
rapporto è quindi quello di fornire un aggiornamento dei principali dati di mercato e delle previsioni di sviluppo di questo importante comparto
delle energie rinnovabili in Italia, oltre a mettere
in evidenza i maggiori cambiamenti che si sono
registrati rispetto al quadro delineato nell’edizione
precedente del Solar Energy Report.
Dal punto di vista tecnologico, nell’arco del 2009
non si sono osservate discontinuità degne di nota
che hanno messo a disposizione degli utilizzatori
finali e degli operatori della filiera componenti o
soluzioni impiantistiche particolarmente innovative. Per quanto concerne le tre principali tipologie
di collettori (scoperti, piani vetrati e sottovuoto),
l’analisi non rileva sostanziali evoluzioni nel loro
peso relativo sulle installazioni totali rispetto al
2008, con i collettori piani vetrati che sono responsabili della parte largamente più consistente
della potenza installata (si veda figura 2.1) anche
alla fine di dicembre 2009. Questo dato si spiega
principalmente, come già rilevato nel Solar Energy
Report 2008, con l’assoluto predominio degli impieghi residenziali a bassa temperatura, in cui i
collettori piani vetrati sono ampiamente preferibili
rispetto a quelli sottovuoto, dato il loro costo decisamente inferiore.
Per quanto riguarda invece la tipologia di circolazione (si veda figura 2.2), si rileva rispetto al
2008 una leggera crescita, confermata dalle opinioni degli intervistati, delle soluzioni a circolazione naturale (che pesano al termine del 2009
per circa il 35% della potenza complessiva installata, a fronte del 30% della potenza installata sotto
forma di piccoli impianti nel dicembre 2008). Con
l’attesa maturazione del mercato italiano del solare termico, ci si sarebbe potuti attendere piuttosto una crescita dei sistemi a circolazione forzata,
Figura 2.1
Diffusione delle diverse tipologie di collettori nel mercato italiano per tipologia di circolazione
Circolazione naturale
Circolazione forzata
3%
5%
17%
95%
80%
Collettori piani vetrati
Collettori sottovuoto
Collettori non vetrati
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119
2. IL SOLARE TERMICO
Figura 2.2
Diffusione delle diverse tecnologie di circolazione nel mercato italiano per classi di impianto
Piccoli impianti
Grandi impianti
5%
35%
65%
95%
Circolazione naturale
contraddistinti da una maggiore integrabilità architettonica rispetto alle soluzioni a circolazione
naturale, controbilanciata da un maggiore costo
iniziale (che ci si aspettava però in diminuzione
per effetto del progresso tecnologico e delle crescenti economie di scala realizzate).
Nei fatti, la contrazione delle disponibilità finanziarie delle famiglie italiane, per effetto del perdurare della crisi economica, ha probabilmente
aumentato la propensione dell’investitore verso
l’installazione dei più economici sistemi a circolazione naturale.
Per quanto riguarda la ricerca industriale nel campo delle tecnologie del solare termico, durante l’ultimo anno si è mossa lungo due principali direttrici, confermando così una tendenza già registrata
negli anni passati:
• verso la riduzione del costo complessivo
dell’impianto, che arriva oggi per l’utilizzatore finale ad un valore medio di 5.200 E per un
impianto di 3kWth per acqua calda sanitaria,
con una diminuzione rispetto al dato relativo al
2008 di circa il 5%. Questa riduzione si spiega
principalmente con l’abbassamento del costo di
produzione dei collettori e dei componenti accessori dell’impianto, che continua a pesare per
oltre il 70% dell’investimento che grava sull’utilizzatore finale. I pesi percentuali delle attività
di installazione, dello sviluppo del progetto e del
collegamento all’impianto esistente rimangono
sostanzialmente invariati rispetto a quanto registrato nel corso del 20081;
1
Circolazione forzata
• verso la riduzione delle dimensioni dei collettori e degli altri componenti dell’impianto, con
l’obiettivo di favorire una maggiore integrabilità architettonica degli stessi. Alcuni interessanti
progetti sono stati portati avanti in quest’ottica
sui sistemi a concentrazione piana, come descritto nel box 2.1.
Le principali traiettorie di sviluppo tecnologico
tracciate nel Solar Energy Report 2008 (e in particolare la messa a punto di sistemi ibridi termicofotovoltaici, di collettori polimerici e di sistemi di
raffrescamento solare, noti anche con il nome di
solar cooling) rappresentano ancora oggi, a detta degli operatori intervistati nell’ambito dell’indagine,
le più importanti frontiere verso cui si indirizzano
gli sforzi di ricerca e sviluppo e l’attenzione da parte
degli operatori della filiera. Ciononostante, nel corso
del 2009 non si rilevano in Italia applicazioni su scala commerciale di queste tecnologie, che rimangono
ancora ampiamente confinate al ruolo di applicazioni di nicchia o di progetti sperimentali.
Un approfondimento lo merita tuttavia la tecnologia
del solar cooling (anche nota come solar air-conditioning) attraverso cui l’energia termica proveniente
dalla fonte solare attiva un ciclo termodinamico per
la produzione di acqua refrigerata o per il trattamento dell’aria destinata al condizionamento degli
ambienti o ai processi di refrigerazione. Nella maggioranza dei Paesi industrializzati si realizzerà verisimilmente un deciso incremento della domanda
di sistemi di raffrescamento e di condizionamento
dell’aria, che è destinata addirittura a quadruplicare
Cfr. Solar Energy Report 2008, p.111.
120
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2.1 La tecnologia
di piccola taglia, che rappresentano tuttavia, a detsecondo alcune stime da qui al 2020. Questo aumenta degli operatori, i più promettenti in ottica comterà in modo sensibile il fabbisogno di energia eletmerciale in quanto adatti ad affermarsi nel mercato
trica necessaria agli edifici residenziali e industriali,
numericamente più vasto rappresentato dagli edicon le conseguenze negative in termini di impatto
fici residenziali. I sistemi ad oggi in funzione sono
ambientale che un uso più intenso dell’energia prosostanzialmente realizzati “su commessa”, con un
dotta da fonte fossile comporterebbe. Nel momento
carattere quasi “sperimentale”, e hanno costi comin cui i sistemi di solar cooling si affermassero sul
presi tra 3.000 e 8.000 E per ogni kW di capacità di
mercato nei prossimi anni, essi permetterebbero di
raffrescamento. Questi costi, a detta degli operatori,
far fronte a questo consistente incremento del fabbisono tuttavia destinati ad essere significativamente
sogno di energia attraverso una fonte “pulita” e rinabbattuti con l’aumento della scala produttiva ed
novabile come il sole. A ciò si aggiungono molteplici
il progresso tecnologico, al punto da
altri vantaggi di questi sistemi, tra cui
rendere i sistemi di solar cooling comun significativo risparmio energetico
“Queste soluzioni innovative
petitivi con i tradizionali impianti di
rispetto ai sistemi di climatizzazione
hanno la potenzialità
condizionamento nel giro di alcuni
tradizionali, una notevole silenziosità
di assicurare una notevole
riduzione dei consumi, motivo
anni. L’Italia, come si vedrà anche più
e durata, ridotti costi di manutenzioper cui il tema del solar
avanti in questa sezione del rapporto,
ne, una elevata modularità nell’instalcooling diventa di giorno
in giorno sempre più
ha un potenziale molto elevato per la
lazione ed un ingombro limitato. Dal
interessante ed attuale.”
diffusione dei sistemi solar cooling,
punto di vista commerciale, i sistemi
Marketing Manager dei uno dei più
considerando che si tratta del secondo
di solar cooling sono tuttavia ancoimportanti produttori di collettori solari
mercato europeo per i climatizzatori e
ra ad uno stadio di diffusione molto
gli altri sistemi di raffrescamento (con
embrionale. Come emerge anche dalle
circa il 25% di tutta la superficie climatizzata a livelanalisi condotte nell’ambito di un recente progetto
lo europeo), ed alla luce delle caratteristiche del suo
di ricerca promosso dall’Unione Europea (progetto
territorio in termini di irraggiamento medio. Anche
SOLAIR), che ha visto coinvolti 13 partner dai prinnel nostro Paese, tuttavia, la tecnologia del solar coocipali Paesi europei tra cui l’Italia, in tutta Europa
ling si trova ad uno stadio di sviluppo assolutamenesistono approssimativamente 500 installaziote embrionale, con all’attivo un numero limitato di
ni di sistemi solar cooling. Tra questi, l’assoluta
installazioni, di cui nessuna nel settore residenziale.
maggioranza è rappresentata da macchine di taglia
Un caso interessante di applicazione della tecnolomedio-grande (con potenza superiore ai 50 kW frigia del solar cooling in Italia è descritto nel box 2.2.
goriferi). Una porzione molto più limitata (si stima
La messa a punto di sistemi di raffrescamento solanell’ordine di poche decine) è costituita da sistemi
Box 2.1
I collettori solari a concentrazione piana ad alto rendimento
Nell’ambito del progetto DOCUP 2000-2006, finanziato
dalla Regione Abruzzo, e grazie alla collaborazione tra
Radionica (impresa abruzzese attiva nelle energie rinnovabili) e l’Università degli Studi “G. d’Annunzio” di ChietiPescara, è stato sviluppato un particolare collettore solare
a concentrazione piana ad alto rendimento. L’obiettivo del
progetto è stato quello di risolvere uno dei problemi dei
collettori solari piani, ossia il notevole ingombro dovuto al
basso rendimento dei collettori “standard” che richiedono
elevate superfici di esposizione per coprire l’intero fabbisogno termico. Il collettore sviluppato nell’ambito del progetto è caratterizzato da una struttura scatolare rigida, con
coperchi laterali dotati delle connessioni di collegamento
agli elementi di completamento del sistema. La struttura
scatolare assicura resistenza agli agenti atmosferici, durata nel tempo e leggerezza. Il sistema è studiato per far sì
che l’esposizione degli elementi assorbitori alla radiazione
solare risulti doppia rispetto a quella che avrebbe normalmente. Ciò è possibile grazie alle superfici piane speculari
poste al di sopra e al di sotto dei tubi evacuati, che riflettono la luce e la convogliano verso il collettore. Le inclinazioni delle superfici riflettenti sono state determinate in
modo tale da massimizzare l’afflusso di radiazione riflessa
sui tubi evacuati, mantenendo costante l’inclinazione del
pannello. Inoltre, grazie alla particolare geometria della struttura scatolare, è possibile posizionare il collettore
senza l’ausilio di sottostrutture di supporto. I test effettuati durante le fasi di studio e sviluppo dei prototipi hanno
registrato un rendimento del pannello pari a circa l’80%,
riferito alla superficie lorda, contro un rendimento che è
pari a circa il 50-65% per i pannelli tradizionali. Le prove
per le certificazioni di prodotto, secondo quanto previsto dalle norme EN 12975, sono state effettuate presso il
Centro Ricerche ENEA di Trisaia.
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121
2. IL SOLARE TERMICO
Box 2.2
L’impianto solar cooling dell’Università degli Studi di Milano - Bicocca
Lo scorso anno è stato presentato l’impianto di solar
cooling installato presso l’Università degli Studi di MilanoBicocca in integrazione al sistema di climatizzazione già
esistente. Sul tetto di uno dei padiglioni sono stati installati 72 pannelli solari sottovuoto realizzati da Paradigma,
suddivisi in 18 file composte ognuna da 4 pannelli, per una
superficie totale d’apertura di 324 m2.
L’acqua calda prodotta dall’impianto solare viene utilizzata come fonte di energia, per il funzionamento di un chiller ad assorbimento per la produzione del freddo. Inoltre
il circuito frigorifero dell’assorbitore riduce notevolmente
i consumi elettrici, rispetto ai tradizionali sistemi a com-
pressione di gas frigorigeno, grazie ad una miscela di acqua e bromuro di litio che, una volta riscaldata, innesca
il processo di assorbimento per la produzione del freddo.
L’acqua esce così dall’assorbitore alla temperatura di 7°C
e viene stoccata in un accumulatore da 9.000 litri che si
trova all’esterno dell’edificio. In seguito, attraverso apposite pompe di circolazione, essa viene distribuita alle utenze climatizzando gli ambienti tramite venti convettori.
All’esterno, vicino al sistema ad accumulo per acqua fredda, è presente un ulteriore sistema ad accumulo inerziale
da 9.000 litri, con il compito di immagazzinare l’energia
termica solare.
re sempre più efficienti e meno costosi rappresenta
probabilmente un fattore decisivo per determinare
il tipo di diffusione che la tecnologia solare termica
potrà sperimentare negli anni a venire in Italia ed in
molti altri Paesi europei.
Se i sistemi di solar cooling costituiscono un campo di applicazione della tecnologia solare termica
molto promettente in ambito residenziale, esistono
progetti di ricerca industriale e applicazioni sperimentali che consentono lo sfruttamento della tecnologia solare termica su larga scala, quali i sistemi
solari di teleriscaldamento. Si tratta di sistemi di
teleriscaldamento assistiti da generazione termica solare che sono pensati per essere utilizzati in
aree e distretti ad alta densità abitativa, con l’obiet-
tivo di assicurare la copertura di una buona porzione del fabbisogno termico complessivo attraverso l’energia generata dal sole. Da un punto di vista
tecnico i sistemi sono molto complessi soprattutto
per quanto concerne il dimensionamento e la simulazione del funzionamento dell’impianto, che
spesso è integrato con altre fonti, quali ad esempio le biomasse. A questo si aggiunge la necessità
di prevedere dei sistemi di accumulo stagionale per
immagazzinare il calore resosi disponibile durante la stagione estiva e bilanciare così la produzione
tra estate ed inverno (si veda figura 2.3). Questi
sistemi di accumulo possono essere realizzati attraverso tecnologie differenti, tra cui le strutture in
calcestruzzo rivestite in acciaio e i pozzi trivellati e
Figura 2.3
Schema di un impianto solare termico con sistema di accumulo
Co
t
ll e
to
ri
Co
ll e
tt
or
i
Centrale termica
Scambiatori
di calore
Scambiatori
di calore
Caldaia
Rete per accumulo
calore da collettori
Rete di distribuzione
di riscaldamento
Impianto di accumulo
122
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2.1 La tecnologia
di cui si è parlato in precedenza, che richiederà anperforati sembrano essere quelle più promettenti.
cora molte sperimentazioni e che è contraddistinta
Esistono diverse installazioni sperimentali e dida una economicità e redditività ancora da valutare
mostrative di questa tecnologia in Europa, speattentamente (in alcuni impianti pilota si stima che
cialmente nei Paesi del Nord. In Germania, ad
si possa scendere sotto i 0,20 E per kWh termico
esempio, sono stati realizzati recentemente più di
prodotto per conversione da fonte sodieci progetti di questo tipo, con imlare). Tuttavia, si ritiene che la ricerca e
pianti che ospitano collettori con una
superficie media che supera i 5.000 “La domanda di impianti di grandi la messa a punto di nuove applicazioni
dimensioni sta sensibilmente
come quelle descritte in queste pagine
metri quadrati, equivalenti a oltre 3,7
crescendo. Anche in risposta
MWth. È un’applicazione che pare a questi stimoli, abbiamo ampliato possa rappresentare un’importante
la nostra gamma di prodotti
leva capace di indirizzare l’attenmolto adatta al contesto italiano,
ai sistemi centralizzati e abbiamo
considerate la presenza di distretti organizzato anche eventi specifici, zione di imprenditori ed investitori
insieme ad importanti studi
verso una tecnologia come quella del
densamente abitati e concentrati dal
di architettura, destinati
solare termico che rischia altrimenti,
punto di vista geografico, le favoa progettisti e studi
come d’altronde alcuni osservatori del
revoli condizioni di irraggiamento,
di ingegneria.”
nonché l’interesse che il modello del Marketing Manager di uno dei principali mondo delle energie rinnovabili e alteleriscaldamento (ad esempio da produttori di componenti per impianti ternative tendono a ritenere, di essere
solari termici
considerata ormai matura e destinata
cippati e altre biomasse di origine
a contribuire solo marginalmente al
agro-forestale) sta riscontrando nesoddisfacimento del fabbisogno di energia primaria
gli ultimi anni nelle Pubbliche Amministrazioni
nel nostro Paese. Le analisi riportate nei paragrafi
locali e tra gli investitori privati. Infine, va detto
successivi mostrano come in realtà le potenzialità
che si tratta chiaramente di un tipo di utilizzo deldel solare termico siano particolarmente prometla tecnologia solare termica ad uno stadio ancora
tenti anche e soprattutto in Italia.
più embrionale rispetto ai sistemi di solar cooling
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123
2.2
La normativa
Anche sotto il profilo normativo, nel corso del
2009 non si registrano evoluzioni particolari che
hanno avuto, o potrebbero avere nell’immediato
futuro, un impatto sostanziale sullo sviluppo del
mercato solare termico in Italia.
un requisito imprescindibile per evitare un consistente rallentamento del mercato del solare termico italiano e sfruttarne interamente il potenziale,
di cui si parlerà nel capitolo 2.3. Nonostante in
termini assoluti le domande di detrazione fiscale
per interventi di installazione di pannelli solari
Un primo aspetto da rilevare riguarda il fatto che
termici siano estremamente numerose, gli operale norme2 che sancivano l’obbligo, sia per gli editori del settore intervistati nell’ambito dell’indafici pubblici che privati, tanto nel caso di nuova
gine lamentano un difetto di informazione sulla
costruzione quanto di ristrutturazione di impianti
possibilità di accedere a questi sgravi e sui passi
termici, di soddisfare almeno il 50% del fabbisoda seguire per ottenerli, con molti progettisti e ingno annuo di energia termica attraverso impianti
stallatori che si dimostrano impreparati in merito
solari termici, si confermano inefficaci nella praai dettagli di queste agevolazioni ed alle procedure
tica anche nel 2009. Questo a causa di una forte
che il cliente deve adempiere per poterne beneficiadisomogeneità a livello regionale nella loro applire. A questo si aggiunge una notevole complessicazione e per la mancanza di decreti
tà del procedimento per l’accesso alla
attuativi e sanzioni opportune.
detrazione, quantomeno a detta degli
operatori intervistati, con il risultato
“Se quest’obbligo imposto per
legge
dovesse
venire
applicato
Per quanto riguarda i meccanismi di
che per una percentuale non trascunella pratica, si tratterebbe di un
incentivazione, rimangono in vigore
rabile di interventi di riqualificazione
notevole incentivo per il nostro
settore. Va detto però che c’è
(fino alla fine del 2011, come previsto
energetica essa non viene nemmeno
molta ignoranza sul tema: molti
dalla Finanziaria 2009) sia la riduzio- sperano di sfruttare la tecnologia richiesta (circa il 35% nelle Regioni del
solare termica per soddisfare
ne al 10% dell’aliquota IVA sull’acSud Italia e il 20% nel Nord, nel 2009).
il 100% del proprio fabbisogno
quisto dei pannelli solari termici, sia
… solo se vivessimo in Tunisia
l’efficace detrazione fiscale dall’imInfine, un aspetto che merita di essere
potrebbe essere ragionevole!”
posta lorda (pari al 55%) delle spese Amministratore delegato di una grande approfondito riguarda il collegamento
di riqualificazione energetica, tra impresa di progettazione e installazione che esiste tra il tema della certificaziocui l’installazione di impianti solari
ne energetica degli edifici e il solare
per la produzione di acqua calda satermico. In Italia, dal 1 gennaio 2007
nitaria. Gli operatori del settore auspicavano che
l’ottenimento dell’Attestato di Certificazione
nel corso del 2009 si facesse chiarezza sul destino
Energetica è una condizione indispensabile per
di questo meccanismo di detrazione fiscale oltre il
accedere alle agevolazioni fiscali, (ossia alla detra2011. In realtà, permane un alone di incertezza su
zione del 55% concessa per gli interveti di efficienza
questo tema confermato dalla bocciatura al Senato
energetica di edifici esistenti), mentre dal 1 luglio
di un emendamento alla Finanziaria 2010 che pre2009 esso diviene obbligatorio anche per procevedeva la proroga dell’agevolazione al 31 dicembre
dere alla compravendita della singola unità abi2012. Nonostante l’investimento in sistemi solari
tativa. Lo Stato ha quindi demandato alle singole
termici sia particolarmente conveniente anche in
Regioni il compito di definire, attraverso l’emanaassenza di questi sistemi di detrazione fiscale (con
zione di opportuni decreti, gli aspetti operativi e
un tempo di pay back, nel caso di impianto “tipo”
procedurali (valori di riferimento, procedimenti di
per una famiglia media, pari a meno di 5 anni), un
calcolo, modalità di formazione e accreditamento
loro prolungamento per i prossimi 3-5 anni sembra
dei certificatori) necessari all’entrata in funzione
2
Decreto Legislativo 19/08/2005, n. 192 e Decreto Legislativo 29/12/2006, n. 311.
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125
2. IL SOLARE TERMICO
dell’Attestato di Certificazione Energetica. Alcune
Regioni - tra cui la Lombardia, il Piemonte, l’Emilia Romagna, la Liguria, il Friuli Venezia Giulia e
la Puglia - hanno già legiferato in materia, in altre
invece l’attestato di Certificazione Energetica non è
ancora entrato in funzione. Il quadro risulta quindi molto eterogeneo a livello italiano, con profonde differenze tra Regione e Regione. Nonostante,
come già discusso nel paragrafo 1.3.5, il mercato
immobiliare in Italia non si sia ancora sviluppato al
punto da riconoscere un valore significativamente
superiore agli edifici con forte compatibilità ambientale, l’attenzione al tema della certificazione
energetica ha tuttavia portato gli operatori del settore ad interessarsi maggiormente alle tecnologie
che possono essere impiegate per raggiungere determinate classi energetiche degli edifici. In questo
contesto, l’analisi effettuata mostra come la scelta
delle soluzioni per ottenere una determinata classe
energetica sia influenzata sostanzialmente da considerazioni di costo e dall’entità dell’investimento iniziale. Per raggiungere la classe energetica
richiesta dal committente della costruzione, gli
126
architetti e i progettisti tendono in prima battuta a sfruttare le modalità di risparmio energetico
passivo, e solo in un secondo momento cercano
di utilizzare le fonti alternative per la generazione di energia elettrica e per la produzione di acqua
calda ad uso sanitario. Tra queste, al solare termico viene tipicamente data priorità rispetto ad altre energie rinnovabili (ad esempio il fotovoltaico), sostanzialmente per il minore investimento
addizionale che esso richiede all’investitore. La
filiera delle costruzioni immobiliari sembra quindi maggiormente interessata al costo delle tecnologie rinnovabili piuttosto che al loro rendimento
o alla loro efficienza. In questo senso, l’affermarsi
di un mercato immobiliare “green”, l’omogeneizzazione normativa a livello nazionale e l’entrata
in vigore nei fatti delle procedure di certificazione
energetica degli edifici potrebbero rappresentare
un importante volano per la crescita del mercato
del solare termico in Italia, nonostante non stimolerebbero, almeno per i primi anni, la ricerca di
soluzioni sempre più efficienti e tecnologicamente
all’avanguardia.
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2.3
Il mercato
Come già evidenziato nel Solar Energy Report
calo tuttavia rispetto al 2008, in cui da sola era sta2008, il mercato europeo del solare termico ha regita responsabile di oltre il 50% del mercato europeo.
strato negli ultimi anni una forte crescita. Nel solo
Questo è il risultato di un rallentamento del mer2008 in Europa sono stati installati più di 4 milioni
cato nel corso del 2009, e specialmente nei mesi
di metri quadrati di collettori, che corrispondono a
estivi, quando le vendite di impianti solari termici
oltre 3 GWth di potenza. Nonostante si tratti di una
sono calate di oltre il 40% rispetto al medesimo
tecnologia che recentemente ha suscitato un minoperiodo dell’anno precedente. Questa dinamica è
re interesse tra gli operatori del settore rispetto ad
evidente anche in figura 2.5, che mostra i livelli
altre forme di sfruttamento dell’energia rinnovabidi potenza solare termica pro-capite installati nei
li quale il fotovoltaico, anche nel 2009
principali Paesi europei, ed è dovui tassi di crescita del mercato europeo
ta principalmente ad un repentino
del solare termico sono estremamente
e profondo re-indirizzamento degli
“La Germania è 2 o 3 anni
avanti a noi, ma l’Italia
rilevanti, a dispetto del rallentameninvestimenti delle famiglie tedesche,
è costretta ad inseguire
to dovuto alla crisi economica. Nel
che hanno investito i loro risparmi in
anche rispetto ad altre
nazioni
come
l’Austria
2009 si stima siano stati installati
altri beni (ad esempio l’automobile) il
o la Gran Bretagna”
in Europa poco meno di 5 milioni di
cui acquisto è stato fortemente sosteMarketing Manager
metri quadrati di collettori, il che ha
nuto dal governo tedesco. Nel corso
di una grande impresa
portato la potenza totale cumulata
dei prossimi anni, tuttavia, il merdi progettazione e installazione
a oltre 22 GWth, che corrispondono
cato tedesco del solare termico spera
a più di 31 milioni di metri quadrati
di trarre beneficio dal nuovo decreto
di collettori. Il giro d’affari annuo è stimabile in
sulle fonti d’energia rinnovabile (noto come EEG
oltre 3 mld E.
Wärme) varato dal governo federale a fine 2008 e
in vigore dal 1 gennaio 2009. Questa norma stabiLa figura 2.4 riporta il peso dei diversi Paesi eurolisce che la quota di energia termica per riscaldapei nel mercato del solare termico nel 2009. Come
mento da fonte rinnovabile raddoppi, dal 7 al 14%
si può notare, la Germania conferma la sua leaderrispetto al consumo complessivo, da qui al 2020. A
ship indiscussa, con un peso superiore al 40%, in
questo fine essa rende obbligatorio l’uso di energie
Figura 2.4
Peso dei diversi Paesi europei nel mercato del solare termico
2%
2%
2% 2%
2%
8%
40%
7%
7%
8%
10%
10%
Germania
Polonia
Spagna
Belgio
Italia
Portogallo
Francia
Svizzera
Austria
Regno Unito
Grecia
Altri
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127
2. IL SOLARE TERMICO
Figura 2.5
Capacità installata (per 1.000 abitanti) nei principali Paesi europei
35
30
kWth
25
20
15
10
5
IT
128
DE
GR
9
6
200
200
5
200
È interessante soffermarsi su quelle che potrebbero essere le prospettive per il solare termico in
Europa nei prossimi anni. In questo senso, bisogna
ricordare che, nonostante gli osservatori e gli analisti tendano spesso a sottostimarlo, il potenziale
che questa tecnologia ha di concorrere in modo
decisivo al raggiungimento degli obiettivi stabiliti
8
4
200
rinnovabili per il riscaldamento degli edifici nuovi
(o ristrutturati), lasciando tuttavia gli investitori
liberi di scegliere quale specifica fonte di energia
utilizzare. Occupano la seconda posizione di questa particolare classifica la Spagna e l’Italia, che
sono responsabili di circa il 10% del mercato
complessivo nel 2009. In Spagna in realtà il mercato ha subito un marcato rallentamento del tasso di
crescita (nell’ordine del 30%) rispetto a quello registrato nel corso del 2008. Secondo gli operatori,
si tratta principalmente del risultato del crollo del
mercato immobiliare che si è registrato negli ultimi mesi dell’anno e che ha di fatto arrestato anche
la crescita delle installazioni di impianti solari termici. Si conferma il peso marginale di Austria e
Grecia, il che sembra stridere col fatto che si tratta
dei due Paesi europei che per primi hanno pesantemente scommesso sul solare termico. In realtà
sono proprio ovvi motivi di saturazione a spiegare questa dinamica, come già rilevato nel Solar
Energy Report 2008 e come è chiaro consultando
la figura 2.5.
EU27+CH
200
3
200
ES
7
2
200
FR
200
1
200
0
200
199
9
0
AT
a livello europeo in tema di contributo delle rinnovabili al consumo finale di energia è particolarmente consistente. Basti pensare che il fabbisogno
di energia per riscaldamento e raffrescamento
degli ambienti in Europa pesa per quasi il 50%
del fabbisogno totale di energia. Un recente studio dell’AEE (Istituto per le Tecnologie Sostenibili
dell’Università di Vienna) ha delineato tre scenari di sviluppo della tecnologia solare termica in
Europa, uno pessimistico, uno intermedio e uno
ottimistico, in funzione del grado di supporto (attraverso sgravi fiscali e altre forme di agevolazioni)
che le Amministrazioni Pubbliche centrali e locali
assicureranno all’utilizzatore che voglia investire
in un impianto ed alle imprese che si occupano
dello sviluppo e messa a punto di queste tecnologie
(si veda figura 2.6).
Nello scenario ottimistico, ipotizzando una riduzione del 9% entro il 2020 (rispetto al valore del
2006) della domanda totale di energia finale grazie
alle misure di efficienza energetica, il contributo
del solare termico al raggiungimento dell’obiettivo del 20% di energie rinnovabili nell’Unione
Europea sarebbe del 6,3%, mentre nello scenario
intermedio si arriverebbe al 2,4%. Per raggiungere
gli obiettivi al 2020 descritti dallo scenario ottimistico, sarebbe necessario che il mercato europeo del solare termico sperimentasse un tasso di
crescita medio annuo di circa il 26% (contro il 15%
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2.3 Il mercato
Figura 2.6
Scenari di previsione della capacità cumulata delle installazioni solari termiche in Europa
7000
6000
GWth
5000
4000
3000
2000
1000
Scenario ottimistico
5
0
5
0
5
0
202
203
203
204
204
205
0
5
201
202
0
201
200
5
0
Scenario intermedio
del caso intermedio e il 7% di quello pessimistico).
Conseguentemente, la superficie totale di collettori installati da qui al 2020 si aggirerebbe tra i 97
milioni di metri quadrati (nello scenario pessimistico) e i 388 milioni di metri quadrati (in quello
ottimistico), che corrispondono rispettivamente a
67,9 GWth e 271,6 GWth di potenza installata. Per
raggiungere i livelli di installato previsti dallo
scenario ottimistico servirebbero investimenti
privati per oltre 200 mld E. Proseguendo nella
direzione delineata dallo scenario più favorevole, al 2050 si arriverebbe ad un installato pari a 5
TWth di potenza, cui corrisponderebbero circa 8
metri quadrati di collettori per abitante, in grado
di soddisfare circa il 47% della domanda di calore a bassa temperatura a livello UE. Chiaramente,
per realizzare questo potenziale di crescita, sarebbe necessario sfruttare, molto di più di quanto
non accada oggi, tutte le applicazioni potenziali
della tecnologia solare termica, tra cui in particolare l’uso della stessa a supporto degli impieghi
industriali, sia in bassa che in media e alta temperatura. Questo non significa tuttavia che il comparto residenziale, in cui il solare termico viene
impiegato per la produzione di acqua calda ad uso
sanitario, non avrà in Europa un peso rilevante. Si
stima infatti che circa la metà dei consumi finali
di energia in Europa riguardi l’energia termica e,
di questa, il 60% circa è relativa all’uso nel comparto residenziale.
Scenario pessimistico
Per quanto concerne più da vicino l’Italia, va
detto che a fine 2009 la potenza solare termica
installata era pari a 1,4 GWth, corrispondenti a
circa 2 milioni di metri quadrati di collettori solari. Questo a fronte di una potenza installata a
fine 2008 di poco superiore a 1 GWth, pari a 1,5
milioni di metri quadrati di collettori (si veda figura 2.7).
La potenza installata nel corso del 2009, pari
ad oltre 350 MWth, è stata superiore di circa il
26% rispetto al 2008, cui corrisponde un volume
d’affari annuo complessivo stimabile in circa 500
mln E. Il mercato solare termico è quindi cresciuto a ritmi decisamente consistenti, soprattutto se si
considera l’impatto della congiuntura economica
negativa, principalmente per effetto dell’efficace
sistema di detrazione fiscale di cui si è parlato in
precedenza in questa sezione. Come anticipato nel
Solar Energy Report 2008, il mercato non si è tuttavia espanso al medesimo ritmo registrato nel 2008,
vero anno di esplosione del solare termico in Italia,
per effetto da un lato dei problemi di sottodimensionamento della capacità cui si è fatto cenno nello
studio condotto lo scorso anno, dall’altro dell’inevitabile peggioramento della situazione economica
complessiva. Considerando la penetrazione relativa
del solare termico nel nostro Paese, si rileva (si veda
figura 2.5) una potenza installata di 6 kWth per
mille abitanti alla fine del 2009, ancora inferiore
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129
2. IL SOLARE TERMICO
Figura 2.7
Capacità cumulata delle installazioni solari termiche in Italia
1500
1400
1200
MW
1000
800
600
400
200
• si suppone che nel periodo 2010 – 2020 il numero di nuove unità abitative realizzate in Italia segua il trend registrato nel periodo 1995 – 2006;
• si assume che l’impianto solare termico venga
utilizzato per coprire in media il 35% del fabbisogno termico di una singola unità abitative;
• si stima che un’unità abitativa di dimensioni
medie (con superificie pari ad 80 metri quadrati), composta da 3 persone nel Nord Italia e da
5 persone nel Sud del Paese, necessiti, per soddisfare il 35% del suo fabbisogno di acqua calda, di circa 1,55 metri quadrati di collettori (nel
caso di collettori piani);
• si ipotizza che il 50% di tutte le nuove unità abi-
3
8
9
200
7
200
tative realizzate nel periodo 2010 – 2020 installino un impianto solare termico con le caratteristiche riportate in precedenza.
Sotto queste ipotesi, sarebbe necessario installare circa 4 milioni di metri quadrati di collettori
(corrispondenti a circa 2.800 MWth) da qui al
2020. Questo significa che non sarebbe impensabile triplicare la potenza installata a fine 2009 da
qui al 2020 considerando il solo campo di applicazione della produzione di acqua calda ad uso
sanitario.
Un notevole potenziale hanno anche le applicazioni di solar cooling in Italia, tenuto conto del fatto
che il nostro Paese è la nazione con il più importante mercato a livello europeo per i sistemi di climatizzazione e raffrescamento (ha sperimentato
in particolare una crescita esponenziale a partire
dal 2000, con una vendita media di 1,3 milioni di
unità all’anno). Si consideri che il numero di immobili ad uso residenziale presenti in Italia a fine
2008 era pari a circa 23 milioni di unità. Se solo il
2% venisse dotato, da qui al 2020, di un impianto
di solar cooling (si è ipotizzata una percentuale limitata in quanto una larga parte del parco immobili esistente in Italia è dotato di sistemi autonomi
di riscaldamento su cui non è possibile applicare
macchine per il raffrescemanto solare), ciascuno
con una potenza media di circa 30 kW frigoriferi, verrebbero installati circa 34 milioni di metri
cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 121-123.
130
200
6
200
5
200
3
200
Per quanto riguarda la sopracitata stima del potenziale del solare termico in Italia, è stata condotta una prima valutazione del mercato degli
impianti ad uso residenziale. Sono state adottate
le seguenti ipotesi:
4
2
200
rispetto alla media dell’Europa a 27. Questo lascia
intendere, come confermano in Italia alcune analisi che si riportano di seguito, che ci sia ancora un
potenziale inespresso molto consistente che attende
di essere realizzato. Considerato il quadro decisamente stabile che è stato dipinto in queste pagine,
le prospettive future per il mercato solare termico
italiano non si discostano da quelle presentate nel
Solar Energy Report 20083.
200
1
200
0
200
9
199
199
8
0
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2.3 Il mercato
temperature più basse, nell’ordine di 70-80 °C), ai
quadrati di collettori per solar cooling, per una
sistemi più avanzati con doppia copertura, sia piapotenza frigorifera complessiva di 13.000 MW.
ni che sottovuoto (quando si lavora su temperature
Una stima può anche essere elaborata sul trend
fino a 120 °C). Esistono soluzioni per temperature
di realizzazione delle nuove costruzioni, come è
anche superiori, fino a 250 °C, che utilizano però
stato fatto in precedenza per gli impianti solari
collettori parabolici a concentrazione in alluminio,
termici tradizionali. Ipotizzando di dotare di un
analoghi alle soluzioni impiegate nelle applicazioimpianto di solar cooling solo il 5% delle nuove
ni di solare termodinamico. I settori
costruzioni che verranno verisimilindustriali in cui maggiore è la probamente realizzate da qui al 2020, si
“E’ fondamentale che
bilità che il solare termico sperimeninstallerebbero circa 3,3 milioni di
si sviluppi il mercato delle
ti, negli anni futuri, una significativa
metri quadrati di collettori, per una
applicazioni industriali
e del solar cooling.
diffusione sono riportati in figura
corrispondente potenza frigorifera
Si tratta, di fatto, di tecnologie
2.8. Il settore che esprime un potendi 1.300 MW.
concrete e non di applicazioni
futuribili”
ziale maggiore è quello alimentare,
in cui il calore può essere sfruttato nei
Per poter sfruttare appieno il potenAmministratore delegato
ziale del solare termico in Italia, è ne- di un’impresa produttrice di collettori processi di sterilizzazione dei contenitori, di fermentazione dell’alcol o di
cessario che si affermino anche le apcottura dei cibi. Segue poi il settore
plicazioni a media-alta temperatura a
tessile, in particolare per quanto concerne i prointegrazione dei processi industriali. Già nel Solar
cessi di lavaggio dei tessuti in cui si fa ampio uso di
Energy Report 2008 si indicava questo come uno
acqua a medio-bassa temperatura. Gli altri settotra i più promettenti campi di impiego della tecri importanti per una diffusione futura del solare
nologia solare termica: tuttavia gli operatori sono
termico sono il chimico e il cartiero.
concordi nel ritenere che nel corso del 2009 non si
siano fatti passi in avanti decisivi verso una magMutuando le stime proposte dall’Enea4 sul congiore diffusione di queste soluzioni. Il solare tertesto europeo, è possibile ipotizzare che il solare
mico può essere integrato a diversi livelli del protermico possa arrivare a soddisfare fino al 3-4%
cesso industriale. Tipicamente viene impiegato per
del fabbisogno di calore dell’industria italiana,
riscaldare direttamente il fluido di lavoro o per la
entro il 2020, il che corrisponderebbe all’instalproduzione di vapore ad alta temperatura. Ad ogni
lazione di 4,84 milioni di metri quadrati di colmodo, esso trova utilizzo dove non si ha necessilettori e ad una potenza di oltre 3,4 GWth.
tà di temperature superiori ai 250 °C. Dal punto
di vista tecnico, i collettori più idonei per queste
Chiaramente i livelli di potenza solare termica
applicazioni vanno dai sistemi più convenzionali,
installata che emergono da queste simulazioni
ossia i collettori piani, vetrati e sottovuoto (per le
Figura 2.8
Probabilità con cui il solare termico troverà applicazione nei principali settori industriali
Alimentare
Tessile
19%
40%
4%
5%
7%
Bevande
Chimica
7%
Carta
18%
Desanilizzazione
Altro
4
Dossier Enea “Usi termici delle fonti rinnovabili” – novembre 2009
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131
2. IL SOLARE TERMICO
non verranno mai raggiunti nella pratica, come
d’altronde accennato in precedenza parlando delle prospettive future per questa fonte di energia
rinnovabile in Italia. Tuttavia esse sono utili per
mostrare, da una punto di vista “teorico”, che la
tecnologia solare termica potrebbe contribuire
in modo sostanziale al raggiungimento degli
obiettivi in termini di produzione di energia
132
da fonte rinnovabile su cui il nostro Paese si è
impegnato da qui al 2020. In questo modo, si ritiene anche che esse possano scoraggiare quelle
posizioni fortemente “scettiche” in merito al valore instrinseco di questa tecnologia ed alla convenienza da parte del Governo e delle altre istituzioni di continuare a stimolarne con opportuni
meccanismi la diffusione.
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2.4
La filiera
venduti dai principali operatori tradizionali attivi in Italia nel 2009 sono destinati ad impieghi
residenziali, in particolare impianti con collettori
di superficie compresa tra i 15 e i 30 metri quadrati
(per Vaillant questa percentuale si attesta sul 95%,
per Riello sul 90% mentre per Velux arriva al 100%).
Questo in quanto gli operatori tradizionali cercano
di sfruttare, anche nel mercato del solare termico,
Gli operatori tradizionali (si veda tabella 2.1),
il loro marchio ampiamente riconosciuto e la capilossia quelle imprese che operano da diversi anni
lare rete di distribuzione che hanno sviluppato da
nel settore idrotermosanitario e che
tempo nella filiera idrotermosanitaria,
hanno ampliato la loro offerta agli
in cui il cliente tipo è un privato citta“Nel 95% dei casi le aziende
impianti solari termici, continuano
dino o una famiglia. Questi operatori
interessate ad installare
a controllare poco più della metà
credono fortemente e cercano di afun sistema solare termico
di
grande
taglia
vogliono
(nello specifico il 55% nel 2009) del
fermare sul mercato la soluzione del
comunque pacchetti completi.
mercato italiano di questi prodotti.
kit per impianto solare termico (ossia
Per questo noi offriamo
sistemi che partono
Il solare termico continua tuttavia
un bundle dei componenti necessari
dall’accoppiata bollitore
ad avere un peso marginale rispetall’installazione dell’impianto, oppore pannello solare”
to al loro complessivo portafoglio di
tunamente dimensionati per determibusiness in Italia, rappresentando in Manager di un operatore tradizionale nate tipologie di impieghi) e puntano
media il 9% del fatturato complessivo
principalmente sul prezzo e sulla fiderealizzato nel 2009, almeno per quanlizzazione della rete di installatori per
to riguarda gli operatori principali riportati in taguadagnare un vantaggio competitivo difendibile.
bella 2.1. Più del 90% dei sistemi solari termici
Essi continuano anche ad essere i player della fiAnche per quanto concerne gli operatori della filiera, le relative posizioni di forza e le determinanti
del loro vantaggio competitivo, nel corso del 2009
non si rilevano delle sostanziali evoluzioni rispetto
al quadro delineato nel Solar Energy Report 2008,
al quale si rimanda quindi per approfondimenti e
ulteriori dettagli.
Tabella 2.1
I principali operatori tradizionali
Impresa*
Ricavi 2008
(mln e)
Ricavi 2007
(mln e)
Paese
Ariston Thermo**
Ferroli
Riello
Baxi
Immergas
Vaillant
Schüco
Viessmann
Velux
Buderus
1.189,6
615,6
574,0
277,3
195,3
149,6
124,3
101,7
89,3
48,9
1.200,8
630,0
549,4
280,1
214,7
148,3
96,0
83,9
93,5
45,3
Italia
Italia
Italia
Inghilterra
Italia
Germania
Germania
Germania
Danimarca
Germania
*I dati di fatturato e dei dipendenti sono riferiti alle attività in Italia
**Ariston Thermo è il nuovo nome di Merloni TermoSanitari
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133
2. IL SOLARE TERMICO
sua attività, ha scommesso sul solare termico con
l’effetto di aumentare il livello di occupazione in
questa area di business di circa il 30% tra il 2008
e il 2009 ed innalzarne i ricavi da 24 a 28 mln E.
Gli investimenti di cui si è parlato in questo paragrafo testimoniano come gli operatori tradizionali percepiscano il mercato del solare termico
Diversi di questi produttori hanno ampliato la
come un’attrattiva opportunità per differenziare
propria capacità produttiva di sistemi e compoil proprio business negli anni futuri. Questo è in
nenti per impianti solari termici nel corso del
special modo vero per gli operatori stranieri (in
2009, ma nessuno degli operatori stranieri ha inparticolare tedeschi) che operano in via prioritaria
vestito in nuovi impianti nel nostro Paese. Vaillant
su mercati geografici in cui il solare termico è afferha inaugurato da circa un anno un nuovo impianto
mato da anni ed ha prospettive di crescita particodi produzione di pannelli piani forzati e a svuotalarmente promettenti. Si rileva infine una leggera
mento in Germania e, da qualche mese, un secondo
riduzione della marginalità industriastabilimento in Francia dedicato allo
le degli operatori tradizionali nel corstesso tipo di prodotto. Viessmann
“Il prezzo è la principale
so dell’ultimo anno, dovuta tuttavia
ha aperto un nuovo stabilimento in
variabile su cui si compete,
dato che il nostro cliente
agli effetti della crisi economica che li
Cina nel corso del 2009, in cui circa
è l’installatore. Non è l’utente
ha costretti in molti casi ad abbassare
300 dipendenti sono impegnati nelfinale che sceglie l’impianto,
la produzione di tubi sottovuoto. Per ma l’immobiliare che costruisce i prezzi di vendita per sostenere volul’abitazione e che, se potesse,
mi e quote di mercato.
il 2010 è prevista una produzione di
l’impianto lo farebbe dipinto
sul muro!”
circa 650.000 tubi, che salirà nel 2012
Come illustrato nel Solar Energy
a oltre un milione di pezzi, rendendo
Amministratore delegato
con ogni probabilità lo stabilimento di una grande impresa di progettazione Report 2008, si definiscono distribue installazione
tori evoluti quegli operatori speciaViessmann di Dachang l’impianto
lizzati nella distribuzione di compodi produzione di tubi sottovuoto per
nenti per impianti solari termici, che sono presenti
collettori solari più grande al mondo. Questi invein questo specifico mercato in Italia mediamente da
stimenti avrebbero potuto essere perfino più conun numero maggiore di anni in confronto agli opesistenti se la crisi non avesse colpito duramente il
ratori tradizionali (in alcuni casi da oltre 10 anni)
mercato idrotermosanitario da cui queste imprese
e che hanno una dimensione decisamente inferiore
ricavano la parte più consistente dei propri ricavi,
rispetto ad essi (si veda tabella 2.2).
costringendo diversi player (tra cui Velux, Vaillant
e Ferroli) a ridimensionare le proprie attività con
Come già rilevato per il 2008, questi operatori conripercussioni non trascurabili anche sul proprio
tinuano ad avere una quota del mercato italiano del
organico attivo in Italia. Una dinamica particosolare termico prossima al 40%. I distributori solarmente interessante ha caratterizzato Riello, che
lari puntano molto sullo sviluppo e sulla messa a
proprio per far fronte alle ripercussioni negative
punto di nuovi sistemi e componenti innovativi,
che la crisi ha avuto sul settore principale della
liera che detengono una posizione dominante nel
campo delle installazioni di taglia maggiore, con in
particolare Vaillant, Buderus e Viessmann che nel
2009 si sono mossi proattivamente per rafforzarsi
su questo specifico segmento di mercato.
Tabella 2.2
I principali distributori “evoluti”
Impresa*
Ricavi 2008
(mln e)
Ricavi 2007
(mln e)
Sonnenkraft
Paradigma
Solar Energy Italia
Accomandita
Kloben
Idrosistemi
Suntek
26,1
25,6
15,4
10,1
6,9
6,6
4,1
22,4
21,2
10,1
14,2
5,2
7,2
4,3
*I dati di fatturato e dei dipendenti sono riferiti alle attività in Italia
134
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2.4 La filiera
Box 2.3
Paradigma
Paradigma è stata fondata in Germania nel 1988 con la
missione di inaugurare un nuovo modo di fare energia,
basato sul rispetto dell’ambiente assicurato attraverso
la messa a punto e l’uso delle più sofisticate tecnologie.
Attualmente Paradigma è una delle principali aziende tedesche nei settori delle caldaie a pellet di legno e,
soprattutto, del solare termico, con una forte presenza anche in Italia, dove opera secondo il modello di
business del distributore evoluto. Paradigma è anche
leader di mercato nel segmento dei collettori solari sottovuoto e pioniere negli impianti termici con caldaie
a condensazione. La sede principale in Italia si trova a
Darzo, in Provincia di Trento, ed è attiva dal 1998. Sono
inoltre operative una filiale a San Germano Chisone, in
Provincia di Torino, una a Calcinato in Provincia di
Brescia, una a Marcon in Provincia di Venezia e due
uffici commerciali a Milano e Macerata. Dal 2009 l’im-
presa, oltre alla commercializzazione di impianti per
il riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria, è attiva in Italia anche nelle applicazioni di solar
cooling, per le quali un primo embrionale mercato sembra profilarsi. Nel 2008, circa il 50% dei ricavi totali di
Paradigma in Italia sono stati associati alle sue attività
nel campo del solare termico, mentre nel 2009 la percentuale si è leggermente ridotta, attestandosi sul 43%.
Nel corso del 2009 Paradigma in Europa ha venduto oltre 138.000 metri quadrati di pannelli solari termici.
Il mercato di Paradigma non si limita tuttavia alla sola
Europa. Nel 2001 l’impresa tedesca ha infatti dato vita
ad una joint venture con un’azienda cinese per la produzione di pannelli solari sottovuoto ed è oggi presente in
Cina con 800 negozi in franchising, che hanno complessivamente venduto 1.500.000 metri quadrati di pannelli, con una media di circa 2.000 impianti al giorno.
sfruttando le loro competenze interne di progettazione e di sviluppo industriale. Diversi di questi
operatori sono anche integrati a monte e producono internamente questi componenti innovativi, sia
in Italia (come accade per alcune realtà di piccole
dimensioni, tra cui Kloben e Costruzioni Solari)
che all’estero (come è il caso dei distributori evoluti
stranieri, quali Paradigma o Sonnenkraft, che operano nel nostro Paese solamente attraverso filiali
commerciali). In particolare Kloben, nella seconda
parte del 2008, ha ampliato il suo stabilimento produttivo di Verona e, a partire dal 2009, ha iniziato
a produrre in house i suoi boiler ad alte prestazioni,
divenendo così uno dei pochi distributori evoluti in
grado di fornire un prodotto completamente realizzato internamente. È interessante rilevare come, a
detta degli operatori intervistati, i distributori evoluti abbiano guardato con crescente interesse il
segmento degli impianti solari di grandi dimensioni e per applicazioni industriali, dove hanno
cominciato a mettere a frutto le loro elevate capacità
tecniche e progettuali fornendo al cliente un servizio integrato di progettazione e di assistenza tecnica. Ciononostante, questo segmento di mercato
rimane molto circoscritto in Italia in termini di volumi complessivi (si registra un numero limitato di
impianti realizzati in centri sportivi, alberghi, case
di riposo, ospedali, con infrequenti applicazioni ai
processi produttivi) e gli operatori tradizionali vi
detengono ancora le quote più consistenti. Questo
maggiore interesse alle applicazioni industriali
del solare termico da parte dei distributori evoluti
era stato anticipato anche nel Solar Energy Report
2008. È inoltre interessante rilevare come, a detta
degli intervistati, il 2009 rappresenti il primo anno
in cui il mercato italiano ha dimostrato interesse
per i sistemi di solar cooling, almeno in termini di
richieste di preventivi pervenuti agli operatori di
mercato. Chiaramente si tratta di un segmento di
applicazione della tecnologia solare termica ancora in uno stadio molto embrionale del suo sviluppo, come accennato prima in questa sezione, in cui
però i distributori evoluti sembrano essersi mossi in
anticipo e con più decisione rispetto agli operatori
tradizionali. Kloben ha ad esempio installato circa
10 impianti di questo tipo (di cui oltre il 70% nel
corso del 2009) per una potenza che supera gli 800
kWth. Anche Paradigma (si veda box 2.3) è attiva
in questo comparto e ha partecipato alla progettazione ed installazione dell’impianto realizzato presso l’Università di Milano-Bicocca, di cui si è parlato
nel box 2.2. Bisogna tuttavia sottolineare che ad
oggi le applicazioni di solar cooling presenti in Italia
sono relative ad impianti di taglia medio-grande, in
cui le forti competenze tecniche e di progettazione
dei distributori evoluti possono fare la differenza.
In futuro, nel momento in cui queste macchine si
dovessero diffondere in modo consistente sul mercato residenziale, come d’altronde è auspicabile che
avvenga per i vantaggi ambientali e di risparmio
energetico che assicurano, il posizionamento dei
distributori evoluti potrebbe essere messo in crisi
dalla capillarità della rete di distribuzione e dalla
riconoscibilità del marchio degli operatori tradizio-
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135
2. IL SOLARE TERMICO
nali, oltre che dagli operatori della filiera elettrica
(produttori e installatori di climatizzatori).
Mentre non emergono considerazioni rilevanti
in merito a quegli operatori che nel Solar Energy
Report 2008 erano stati identificati come installatori evoluti, alcuni aspetti relativi alla dimensione
internazionale del mercato solare termico, che non
erano stati affrontati nel precedente rapporto di ricerca, meritano di essere approfonditi. Si rileva in
particolare che la domanda italiana di collettori
solari è stata coperta, nel corso del 2009, per circa
il 65% attraverso prodotti realizzati in Paesi europei ed extraeuropei, e solo per il 35% da produzione nazionale. A questo si aggiunge un altro dato
interessante, che riguarda la percentuale (pari a
circa il 18%) di prodotti e componenti fabbricati in
Italia che nel 2009 sono stati esportati. Ciò è il risultato di decisioni strategiche messe in atto anche da
alcune piccole e medie imprese italiane, che hanno cominciato ad aggredire con i loro prodotti i
mercati sia europei che extraeuropei (Costruzioni
Solari sta attualmente lavorando ad una partnership con un importante operatore per entrare in
diversi mercati europei, ma commercializza già i
suoi prodotti in Centro America e Medio Oriente.
Kloben realizza una quota non marginale del suo
fatturato all’estero, soprattutto nell’Est Europa).
Anche Riello, in modo analogo ad altri operatori
tradizionali, ha cominciato a vendere i propri collettori piani in Francia e Spagna e sta valutando le
opzioni percorribili per fare lo stesso con l’Inghilterra e l’Est Europa. Questi dati sull’import-export
suggeriscono che gli operatori italiani incontrano
serie difficoltà a conquistarsi significative fette
del mercato interno e che la competizione degli
operatori stranieri è particolarmente sentita,
con ripercussioni negative sulla profittabilità degli
operatori.
136
In conclusione, è ragionevole attendersi che il
mercato italiano del solare termico, in termini
di volumi di mercato, posizioni di forza relative dei principali operatori e tecnologie in gioco,
non subirà nei prossimi 3-5 anni delle profonde evoluzioni. Questo fino a quando quelle applicazioni più promettenti di cui si è parlato in
queste pagine, quali gli impieghi a medio-alta
temperatura nei processi industriali e il solar cooling, non prenderanno piede nel nostro Paese.
Quando ciò accadrà, si assisterà probabilmente
a dei rilevanti cambiamenti, oltre che nei volumi
di vendita di collettori solari, anche nelle posizioni di forza e nel ruolo dei distributori evoluti e
degli operatori tradizionali, con l’eventualità che
ciascuno di essi si focalizzi maggiormente sul
segmento di mercato più affine alle proprie competenze e perciò a maggiore attrattività. Affinché
questo scenario si realizzi, è tuttavia necessario
che le istituzioni rinnovino le agevolazioni già
esistenti per gli impianti solari termici e intervengano direttamente a favore delle applicazioni di cui si è parlato, introducendo ad esempio
specifiche sovvenzioni per l’installazione di impianti di solar cooling, adeguando la normativa
tecnica vigente alle specificità dei grandi impianti solari termici, stimolando la ricerca industriale
e lo sviluppo sperimentale su queste tecnologie.
Quanto convenga destinare risorse pubbliche a
questo tipo di interventi dipende da considerazioni di natura prettamente politica e da quanto
le istituzioni ritengono il solare termico una tecnologia in grado di contribuire in modo tangibile
al soddisfacimento degli impegni presi dall’Italia
in sede europea.
Le analisi presentate in questa sezione offrono
sperabilmente degli spunti per impostare queste
valutazioni in modo critico e fondato sui dati e i
pareri degli operatori.
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IL solare
termodinamico
3.1
La tecnologia
3.1.1 Un anno di crescita
degli investimenti in sviluppo
tecnologico… nonostante la crisi
Il 2009 è stato indubbiamente un anno di svolta per il solare termodinamico, per una serie di
ragioni:
Come conseguenza, lo sviluppo tecnologico del
settore ha mosso un deciso passo in avanti, riservando in realtà non poche sorprese. Il comparto del solare termodinamico, infatti, è ancora
in una fase quasi “embrionale” di sviluppo e, in
assenza di standard tecnologici consolidati quali
ad esempio quelli che caratterizzano l’impiantistica elettrica di potenza per le fonti “tradizionali”, ogni nuovo progetto viene gestito in ottica di
commessa e diviene occasione di sperimentazione
di nuove soluzione tecnologiche e ingegneristicoimpiantistiche. Tecnologie apparentemente relegate a ruoli marginali possono quindi prendere
nuovo vigore qualora si presenti la disponibilità
concreta di un sito di applicazione.
Gli impianti solari termodinamici possono essere
classificati a seconda della modalità di captazione
della luce solare in quattro tipologie1:
• innanzitutto per la più decisa ripresa – dopo
i timidi segnali del 2008 – della installazioni di nuovi impianti, con 150 MW di nuova
potenza elettrica entrata in esercizio nel corso
dell’anno, cui si sommano un numero significativo di “annunci” (quali ad esempio quello
relativo ad una serie di impianti in India, nella Regione del Gujarat, per un totale di oltre
3 GW di potenza, o quello che fa riferimento
ai 2 GW in progetto a Penglai City in Cina).
Ripresa che è tanto più significativa se si tiene
• gli impianti a concentratore parabolico lineaconto che il 2009, con il degenerare della sire (parabolic trough), che rappresentano ancora
tuazione economica globale, è stato un annus
oggi la grande maggioranza degli impianti in
horribilis soprattutto per i settori industriali
esercizio e che sono caratterizzati da lunghe file
capital intensive;
di specchi parabolici che ruotano attorno ad un
• per i sommovimenti che si sono registrati tra
asse e che concentrano la luce solare
i grandi impiantisti e che hanno
su un tubo ricevitore nel quale scorportato ad esempio Siemens – dopo
“Le
torri
solari
sono
una
tecnologia
re un fluido cosiddetto termovettouna accesa battaglia “al rialzo”
in Germania negli anni ’80.
re. Il fluido ha il compito appunto di
con altrettanti colossi del calibro nataSarà
importante capire
di Areva e Alstom – ad acquisire come la utilizzeranno le imprese “condurre” il calore generato verso
nel novembre del 2009, per circa americane nel corso del 2010” scambiatori di calore ove si produ310 mln €, l’israeliana Solel Solar Marketing Manager di un importante ce vapore surriscaldato, successivaEPC
mente espanso in turbine a vapore
System specializzata nella produ“tradizionali” per la produzione di
zione di tubi ricevitori per impianti
energia elettrica;
solari termodinamici;
• gli impianti a ricevitore centrale (solar tower)
• per il peso “politico” che il piano energetico
che si configurano come una distesa di specchi
di Barack Obama, neo-eletto presidente USA,
piani concentratori (detti eliostati) che puntano
ha voluto attribuire al settore e che – come si
ad un “fuoco” posto sulla sommità di una torre
vedrà meglio più avanti nel capitolo 3.3 – ha
di altezza variabile fra 60 e 100 metri. Anche in
fortemente incrementato il numero di imprese
questo caso il calore convogliato viene “scamdisposte a “scommettere” sugli sviluppi del sobiato” per la produzione di vapore surriscaldato
lare termodinamico.
1
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 135 -142.
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139
3. IL SOLARE TERModinamICO
da inviare in turbina. A differenza del caso precedente, tali sistemi sono in grado di raggiungere temperature più elevate (fino a 1000 °C,
contro i 500° C dei parabolic trough) e quindi
– almeno potenzialmente – efficienze di conversione superiori;
• gli impianti a concentratore a disco parabolico
(parabolic dish) caratterizzati da uno specchio
parabolico che concentra i raggi solari su un
ricevitore posto nel fuoco, ove avviene direttamente – mediante un piccolo motore alternativo
a ciclo Stirling – la generazione di energia elettrica. Il vantaggio principale di questi sistemi è
la ridotta dimensione relativa, con la possibilità
di avere unità indipendenti con taglie dell’ordine di qualche decina di kW (contro le decine di
MW degli impianti a torre o parabolici lineari),
cui tuttavia fanno da contraltare costi di installazione superiori a 10.000 €/kW (quasi il doppio
di quanto registrato ad esempio per i parabolic
trough);
• gli impianti a concentratore lineare di Fresnel,
dal nome della particolare conformazione ottica degli specchi utilizzati per la concentrazione
dei raggi solari, che hanno il vantaggio – per ora
solo verificato su siti sperimentali – di un minor
costo di investimento a parità di potenza e di
rendimento atteso.
In riferimento alle diverse tipologie di impianti, l’indagine presentata nel Solar Energy Report
2008 suggeriva come la tecnologia dei parabolic trough avesse conquistato, e fosse destinata a
conservare, un’indiscussa leadership nel settore,
con i solar tower relegati ad un ruolo marginale
così come i parabolic dish (legati semmai ad un
poco probabile diffondersi del termodinamico
come soluzione per la “generazione distribuita”
di energia).
Particolarmente promettente apparivano essere di contro gli impianti a concentratore lineare
di Fresnel, sullo sviluppo dei quali si scommetteva per il raggiungimento di livelli di efficienza
maggiori.
Nel corso dell’anno 2009 si è stati costretti a rivedere queste previsioni (come si evince dalla
figura 3.1 che fornisce un confronto tra il 2008
e il 2009):
• confermando, anche se su valori meno elevati,
il predominio dei parabolic trough, sui quali
tuttavia (si veda paragrafo 3.1.2) molto si è
investito per ridurre i costi del campo solare ed
incrementarne l’efficienza;
• rivalutando significativamente il ruolo degli
impianti solar tower, destinati secondo le nuove previsioni a contare per circa un quarto del
mercato nei prossimi 5-10 anni. A giocare qui
un ruolo chiave è stata la ripartenza del mercato
americano, ove la grande disponibilità di territori aridi e pianeggianti (condizione necessaria per
una efficace disposizione degli eliostati) mette in
ulteriore risalto, in pratica rendendolo economicamente vantaggioso, il divario nell’efficienza di
produzione elettrica che differenzia questo tipo
di impianti dai parabolic trough;
• riducendo (e non di poco) le aspettative sugli
impianti Fresnel, come effetto combinato di un
maggior ritardo nello sviluppo di questa tecnologia e del “balzo” che gli impianti di cui ai
Figura 3.1
Ripartizione per tecnologia degli impianti solari termodinamici realizzati e in progetto
Dati al 31/12/2008
Dati al 31/12/2009
1%
7%
14%
32%
58%
78%
8%
Fresnel reflector
140
Parabolic dish
Parabolic trough
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Solar tower
2%
3.1 La tecnologia
Figura 3.2
Ripartizione dei costi del campo solare per un impianto solare termodinamico con tecnologia parabolic trough da 50 MW
28%
22%
Struttura di sostegno
30%
Specchi
Tubo collettore
20%
Attuatori, piping
e sistemi di controllo
punti precedenti hanno invece registrato a seguito del rinnovato interesse dei grandi operatori del settore. In altre parole, a fronte dei concreti
miglioramenti registrati nei parabolic trough e nei
solar tower, viene sempre più messa in discussione
l’effettiva possibilità – al di là del “fascino” tecnologico della soluzione Fresnel – di raggiungere livelli di costo e profittabilità attesa che li rendano
effettivamente competitivi sul mercato;
• sospendendo (anche per l’anno 2009) il giudizio sui parabolic dish, per i quali non si è ancora
in grado di valutare quanto concreta sia la possibilità che si affermi una modalità di impiego distribuita della tecnologia solare termodinamica
per taglie di impianto che, però, andrebbero in
diretta competizione con il fotovoltaico.
costi, sia di investimento che di gestione e manutenzione, di questo tipo di impianti.
Il campo solare, ovvero l’insieme degli specchi
parabolici lineari e del sistema di tubi ricevitori
entro i quali scorre il fluido termodinamico che
serve a trasferire in turbina il calore generato dal
sole, costituisce da solo circa il 54% del costo
complessivo dell’impianto. Per un impianto da
50 MW, il campo solare richiede investimenti
dell’ordine di 105 mln € (corrispondenti a poco
più di 2 mln € al MW). Se si analizzano poi i
pesi relativi delle diverse componenti del campo
solare è possibile ricostruire la situazione riportata in figura 3.2, ove si nota che gli specchi veri
e propri pesano per circa il 20% del totale, così
come al 22% si arresta il contributo al costo di
investimento del tubo ricevitore. I costi “accessori”, ovvero quelli legati alle strutture di soste3.1.2 La struttura dei costi
gno degli specchi solari – particolarmente comdi un impianto parabolic trough
plesse giacché non soltanto devono sopportarne
il peso, ma devono anche limitare al
Come evidenziato nel paragrafo preminimo le deformazioni del materiacedente, gli impianti solari termodi- “E’ prioritario per noi intervenire le riflettente e contrastare l’effetto del
sui materiali e sui processi
namici che impiegano la tecnologia
vento per mantenere una efficienza
produttivi delle strutture
di sostegno degli specchi,
parabolic trough rappresentano olottica di concentrazione adeguata 2
che hanno un impatto significativo
tre il 64% della potenza installata ed sui costi complessivi del campo - e al sistema di posizionamento e
collegamento al resto dell’impianin progetto. Inoltre, anche i tre imsolare e su cui esiste un ampio
margine di miglioramento”
to, contribuiscono invece per oltre
pianti realizzati nel corso del 2009, di
cui si daranno maggiori dettagli nel Amministratore delegato di un’impresa il 58% del totale.
componenti per impianti
capitolo 3.3, hanno adottato questa produttrice ditermodinamici
Se poi si prende in esame l’impianto
soluzione costruttiva. E’ interessante
solare termodinamico nel suo comquindi, anche in considerazione della
plesso, ai costi del campo solare è necessario agmaggiore disponibilità di dati recenti, approfongiungere ulteriori voci di costo relative:
dire il tema di come è articolata la struttura dei
2
Basti pensare che in un impianto da 50 MW collocato in un’area ove l’irraggiamento solare diretto è del’ordine dei 1.800 Kwh/m2 al’anno, una
perdita di un punto percentuale di efficienza porta ad una riduzione del valore dell’energia (valorizzata a 0,36 €/kWh tenendo conto del sistema di
incentivazione) complessivamente prodotta durante la vita dell’impianto pari a oltre 6,5 mln €, ovvero pari a oltre il 6% dell’investimento necessario per
la realizzazione del campo solare.
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141
3. IL SOLARE TERModinamICO
• al sistema di accumulo termico, in pratica il “serbatoio” per il fluido termodinamico, che “conserva” parte dell’energia generata sotto forma
di calore con il duplice obiettivo di assicurare la
stabilità del funzionamento dell’impianto anche
a fronte di brusche variazioni delle condizioni
meteorologiche (ad esempio per il passaggio di
corpi nuvolosi) e la continuità di funzionamento
per un numero di ore (tipicamente 6 o 8) maggiore rispetto al periodo di effettiva insolazione.
L’accumulo termico ha in media un impatto che
varia dal 10% al 20% del costo totale, in funzione del dimensionamento, del tipo di soluzione
utilizzata (a singolo oppure a doppio serbatoio) e
del fluido termodinamico impiegato;
• al fluido termodinamico, che può essere costituito da sali fusi o oli diatermici, che contribuisce per un ulteriore 4% circa ai costi totali
d’impianto;
• alle turbine a vapore che, insieme agli impianti
tecnici annessi, costituiscono il cosiddetto power block, ovvero il “nucleo” di trasformazione
del calore in energia elettrica, e che incidono
per circa l’8% del costo totale;
• alle opere civili di predisposizione del sito e
alle attività di EPC (Engineering Procurement
and Construction), che impattano per un ulteriore 15% circa del totale.
Nel complesso, la messa in esercizio di un impianto solare termodinamico con parabolic
trough da 50 MW richiede in media un investimento pari a 200 mln € (equivalente a 5 mln € al
MW), cui vanno aggiunti circa 2 mln € all’anno
per la manutenzione e la gestione, e garantisce in
un’area a insolazione medio-alta, per almeno 30
anni, una produzione di oltre 110.000 MWh/anno
di energia elettrica.
Il costo di produzione dell’energia elettrica attraverso questo tipo di impianto (tenendo conto
degli effetti di “ammortamento” dell’investimento iniziale attraverso il calcolo del LEC – Levelized
Energy Cost) risulta pari a poco più di 20 c€/
kWh, valore ancora lontano dai 6,5 c€/kWh che
rappresentano il benchmark per il costo di produzione di energia elettrica da fonti fossili, ma allo
stesso tempo decisamente inferiore ai 27 c€/kWh
assicurati ad esempio dalle attuali tariffe incentivanti in vigore in Spagna.
3.1.3 Le potenzialità degli impianti
parabolic trough: verso la grid parity?
Nel paragrafo precedente si è presentata la situazione attuale degli investimenti necessari per realizzare un impianto solare termodinamico con la
tecnologia parabolic trough. I progressi dell’ultimo anno, tuttavia, spinti anche dal già citato rinnovato interesse da parte dei grandi operatori del
mondo dell’impiantistica di potenza, permettono
di tracciare un quadro di sviluppo futuro estremamente interessante.
Innanzitutto, esiste un consenso abbastanza ampio fra gli operatori del settore in merito alla
possibilità di ridurre significativamente i costi
del campo solare. Se è infatti vero che sui sistemi
di accumulo e soprattutto sul power block gli spazi
di manovra sembrano essere molto limitati, trattandosi di tecnologie relativamente mature, buona parte dei componenti del campo solare sono
ancora realizzati “su commessa” ed hanno un
grado di standardizzazione tecnologica piuttosto
limitato. Inoltre, la taglia degli impianti realizzati più di recente (50 MW) sembra essere ancora lontana dalla dimensione ottimale dal punto
Figura 3.3
Ripartizione dei costi del campo solare per un impianto solare termodinamico con tecnologia parabolic trough da 400 MW
Struttura di sostegno e fondazioni
22%
22%
34%
Specchi
Tubo collettore
22%
Attuatori, piping e sistemi di controllo
142
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3.1 La tecnologia
attuali), ma soprattutto gli operatori si stanno
di vista tecnologico, che è invece nell’ordine dei
concentrando sul migliorare il contributo di
400 MW, ovvero almeno 8 volte superiore.
questi sistemi all’incremento dell’efficienza deAnche se impianti così grandi (un impianto da 400
gli impianti solari termodinamici
MW richiede un campo solare di circa
nella produzione di energia elet2,2 chilometri quadrati, contro i circa
“La grid-parity nel 2020?
trica. Se è vero, infatti, che strutture
200.000 metri quadrati necessari per
E’ un obiettivo a cui dobbiamo
più leggere e meno costose hanno un
un impianto da 50 MW) sono evidentutti puntare, e che può
temente destinati ad incontrare forti essere raggiungibile sfruttando impatto positivo sugli investimenti
le notevoli economie di scala
necessari per realizzare le fondazioni
problemi di localizzazione, l’analisi
e di esperienza che si
condotta ha messo in evidenza come manifesteranno nei prossimi anni” dell’impianto e sulla potenza richiesta dai sistemi di posizionamento, è
il risparmio che si potrebbe otteneMarketing Manager di un’impresa
meccanica attiva nel settore
altrettanto vero che potrebbe essere
re per effetto “scala” è pari in media
termodinamico
più auspicabile assicurare minori
al 26% dell’investimento iniziale.
perdite di efficienza dovute a deforIl costo del campo solare passerebbe
mazioni o errati posizionamenti (soprattutto in
così dagli attuali 5 mln € al MW a poco più di 3,7
siti ad elevato irraggiamento), attraverso l’utilizzo
mln € al MW, con una ridistribuzione dei pesi
di sistemi di supporto e posizionamento migliori4 .
delle diverse componenti quale quella rappresenSe si tiene conto anche di questo effetto, non è irtata in figura 3.3.
ragionevole ipotizzare livelli di LEC per gli impianti parabolic trough che, nel corso dei prosAppare evidente la riduzione del peso relativo di
simi 10-12 anni, si avvicinino ai 4-6 c€/kWh,
quei componenti, quali ad esempio gli attuatori
valori del tutto confrontabili con la produzione
e la parte idraulica di connessione, per i quali i
di energia elettrica da fonti tradizionali.
benefici di costo rispetto alla situazione attuale sono stimati nell’ordine del 40%. Il passaggio
Il solare termodinamico sembra quindi destinato
poi da una produzione “su commessa” ad una
a rappresentare una delle fonti energetiche che
produzione “in serie”, conseguenza diretta della
nel medio periodo si affiancheranno, ovviamencrescita del settore (di cui sarà dato miglior conte in quei Paesi la cui latitudine e conformazione
to nel capitolo 3.3), dovrebbe portare secondo
territoriale lo consentiranno, con
l’analisi condotta ad una riduzione
sempre maggior forza alle fonti
di circa il 20% anche per i costi di
fossili per la produzione di energia
realizzazione degli specchi e della
“Il progetto Desertec
elettrica a costi competitivi.
relativa struttura di supporto.
è una sfida da cogliere
non
solo
per
i
Paesi
in
via
L’effetto congiunto di queste riduziodi sviluppo e per le grandi
Per il raggiungimento degli obiettivi
ni – che anche con il conforto di almultinazionali, ma anche
per le imprese italiane
di costo sopra identificati, tuttavia,
tri analisti del settore3 sembra essere
che stanno cercando un posto
possibile entro i prossimi 5-8 anni,
appare imprescindibile uno sforzo
al sole in questo settore”
ovvero al raggiungimento di una
“reale” in ricerca e sviluppo e nell’auMarketing Manager di un’impresa
nuova potenza installata complesmento della capacità installata che
italiana produttrice di componenti
siva superiore a 1 GW – porterebbe
funga da “banco di prova” delle ipoil costo dell’energia prodotta da imtesi fatte sulle potenzialità di sviluppo
pianti parabolic trough a circa 15 c€/kWh.
tecnologico. In questo contesto – pur se non scevri
da innumerevoli problemi sia di natura geo-politica
In realtà, all’effetto “scala” appena discusso va
che di natura tecnico-economica (ad esempio legaassociato un altro elemento almeno altrettanti all’enorme costo infrastrutturale per il trasporto
to importante, relativo all’attività di ricerca e
dell’energia) – vanno considerati con interesse tutti
sviluppo soprattutto sul fronte delle strutture
quei progetti, quali ad esempio il Desertec (si veda
di supporto e dei sistemi di posizionamento. I
box 3.1), che vanno nella direzione di aumentare la
margini di miglioramento sono anche qui estreconsapevolezza tra gli operatori e i policy maker in
mamente elevati (nell’ordine del 20-30% dei costi
merito alle potenzialità del solare termodinamico.
Presentazione “Trends In CSP Technology”, Convegno “SolarPACES 2009”, 18 settembre 2009, Berlino.
In un impianto da 400 MW, un punto in più di efficienza nella trasformazione dell’energia solare in energia elettrica comporta una produzione maggiore
di quasi 9.000 MWh all’anno.
3
4
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143
3. IL SOLARE TERModinamICO
Box 3.1
Il Progetto Desertec
Il progetto Desertec, nato sotto gli auspici del Club di
Roma e della Trans-Mediterranean Renewable Energy
Cooperation (TREC), ha l’obiettivo di sfruttare le più
recenti tecnologie solari e termodinamiche e le peculiari condizioni ambientali delle aree desertiche dell’Africa
Settentrionale e del Medio Oriente per soddisfare il 15%
della domanda di energia elettrica in Europa al 2050 e,
in aggiunta, coprire una parte sostanziale dei fabbisogni energetici dei Paesi dell’area MENA (Medio Oriente
e Nord Africa). L’energia prodotta raggiungerà l’Europa
mediante cavi a corrente continua ad alta tensione (HVDC
- High Voltage Direct Current) con perdite complessive limitate al 10-15%, la cui posa rappresenta indubbiamente
uno degli aspetti più critici dell’intero progetto.
144
La Desertec Foundation, che coordina il progetto e conta
sulla collaborazione tra i Paesi della aree interessate, prevede un investimento complessivo stimato nell’ordine
dei 400 mld €. Nel mese di novembre 2009 è stato siglato
l’accordo che sancisce l’avvio ufficiale dell’iniziativa, che
si avvale della collaborazione di 12 società riunitesi sotto
il nome di Desertec Industrial Initiative: ABB, Abengoa
Solar, Cevital, Deutsche Bank, E.ON, HSH Nordbank,
Munich Re, M+W Zander, RWE, Schott Solar, Siemens
e Solar Millennium. Recentemente, altre 5 imprese, provenienti dalla Francia, dall’Italia, dal Marocco, dalla
Spagna e dalla Tunisia, i cui nomi saranno ufficializzati
nei prossimi mesi, hanno dichiarato la propria intenzione a partecipare al progetto.
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3.2
La normativa
Rispetto a quanto riportato nel Solar Energy
Report 2008, non si segnalano modifiche di rilievo per quanto riguarda la normativa che in
Italia regola il settore del solare termodinamico.
Il dispositivo legislativo attualmente in vigore è
contenuto, infatti, nel Decreto del Ministero dello
Sviluppo Economico “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica da fonte
solare mediante cicli termodinamici” dell’11 aprile
2008 che definisce:
• la tariffa incentivante da riconoscere per un periodo di 25 anni per gli impianti in esercizio (si
veda tabella 3.1) sulla base dell’energia elettrica
prodotta e dell’effettivo contributo - trattandosi
solitamente di impianti ibridi5 - della componente solare termodinamica;
• le caratteristiche degli impianti che possono accedere a questa forma di incentivazione. In particolare, vengono fissati dei criteri relativi: al dimensionamento minimo dell’impianto (2.500 metri quadrati
di superficie captante, equivalenti a circa 4 MW di
potenza, che salgono a 25.000 metri quadrati nel
caso di impianti ibridi); al dimensionamento minimo del sistema di accumulo termico (1,5 kWth per
ogni metro quadrato di superficie captante); al tipo
di fluidi termovettori utilizzati (con ad esempio il
divieto dell’impiego di oli dielettrici); e alle modalità di allaccio alla rete elettrica, che deve avvenire
con un unico punto di connessione;
• gli obiettivi nazionali di potenza solare ter-
modinamica da installare entro il 2016, pari a
circa 2 mln di metri quadrati di superficie captante (equivalente circa a 270 MW), di cui però
solo 1,5 mln potranno avere accesso alle tariffe
incentivanti.
Non ci si può però esimere dal far notare che –
nonostante l’impianto legislativo sia particolarmente articolato ed entri con estremo dettaglio
nella definizione delle specifiche degli impianti di
cui si auspica l’installazione in Italia – la legge è
al momento completamente inapplicata visto
che, come si vedrà meglio nel capitolo 3.3, non vi
sono impianti solari termodinamici in funzione
sul nostro territorio.
Il raggiungimento poi di 270 MW di potenza installata entro il 2016 appare una sfida quanto mai
ambiziosa (per usare un eufemismo), se si considera che l’unico impianto attualmente in costruzione, e che ha preso le mosse nell’ormai lontano 2001,
è “Archimede”. Nonostante questo, ed almeno per
il momento6 , il Governo sembra voler tener fede
agli impegni presi, mantenendo impegnate le risorse per il finanziamento del solare termodinamico.
La situazione appena descritta, ove alla presenza di
meccanismi di incentivazione anche interessanti
sul piano economico non corrisponde un adeguato
sviluppo delle installazioni, non è però una eccezione italiana, ma pare essere anzi una “regola” in
Europa.
Tabella 3.1
Tariffa incentivante per il solare termodinamico
Tipologia impianto
Incentivo (€/kWh)
Impianto in cui la frazione solare sia superiore all’85%
Impianto in cui la frazione solare sia compresa tra il 50% e l’85%
Impianto in cui la frazione solare sia inferiore al 50%
0,28 + vendita energia
0,25 + vendita energia
0,22 + vendita energia
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 135 -142.
In particolare il 14 luglio 2009 è stato approvato in Senato un emendamento (poi corretto ed eliminato) ad una proposta di legge sulle rinnovabili
che prevedeva l’esclusione del solare termodinamico dalle fonti che hanno diritto a ricevere incentivi per l’energia prodotta.
5
6
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145
3. IL SOLARE TERModinamICO
Box 3.2
Il Piano Obama e gli incentivi per gli impianti solari termodinamici negli USA
Il presidente Obama ha introdotto nel luglio 2009, come
parte delle misure per lo sviluppo delle fonti di energia
rinnovabili, il Renewable Portfolio Standard (RPS), ovvero un livello minimo di produzione di energia elettrica
– con l’obiettivo fissato a livello federale di raggiungere il
25% al 2025 – da fonti rinnovabili cui sono obbligate tutte le utilities americane. L’RPS, secondo gli esperti, crea
condizioni particolarmente favorevoli per la diffusione
su larga scala della produzione di energia elettrica da solare termodinamico, che – tenuto conto della conforma-
zione territoriale degli USA – è di gran lunga la tecnologia che permette di installare impianti di produzione
di energia elettrica “rinnovabile” con i maggiori livelli
di potenza. A supportare le nuove installazioni – entro
la fine del 2010 si prevede l’avvio di progetti per 40 impianti in 7 Stati, per un totale di 10,6 GW di potenza – vi
è anche la possibilità di accedere, sino a tutto il 2013,
ad una detrazione fiscale del 30% sulle attività collegate
allo sviluppo di impianti di produzione di energia che
utilizzano tecnologie rinnovabili.
In Germania, ove gli incentivi messi a disposizione per remunerare l’energia elettrica prodotta dagli
impianti solari termodinamici sono i più alti d’Europa con oltre 30 c€/kWh (che diventano circa 29
nel 2010), la potenza effettivamente installata è attorno a 1,5 MW in un impianto di testing a Jülich,
nella zona nord ovest della Germania. Anche in
Grecia, che pure ha tariffe incentivanti nell’ordine di 25 c€/kWh, il solare termodinamico non ha
ancora applicazioni concrete. Interessante è anche
il caso della Francia, che ha deciso di puntare sul
sostegno ad impianti medio-piccoli (con taglie
inferiori ai 12 MW, per i quali sono previsti incentivi di 30 c€/kWh), ma dove la potenza installata non supera complessivamente i 14 MW.
Le ragioni di una simile situazione vanno ricercate nelle peculiarità degli impianti solare termodinamici, che richiedono caratteristiche del sito
di installazione particolari, sia dal punto di vista dell’insolazione (che non soltanto deve essere
significativa ma anche sufficientemente continuativa nel tempo, il che sfavorisce decisamente la
Germania e, almeno in parte, la Francia), sia soprattutto dal punto di vista della morfologia del
territorio (che dovrebbe essere pianeggiante e con
una scarsa densità di insediamenti, condizione ad
esempio assai difficile da incontrare in Grecia).
Il Paese europeo ove si concentrano (si veda in merito anche il capitolo 3.3) le maggiori aspettative
in termini di installazioni solari termodinamiche
è senza dubbio la Spagna, che ha invece a disposizione diversi siti con caratteristiche adatte agli impianti solari termodinamici. Qui è la normativa,
invece, a giocare il ruolo di “freno” allo sviluppo
del settore, in seguito all’introduzione di un tetto alla potenza massima incentivabile pari a 500
MW, già ampiamente superata se si considerano
gli impianti in esercizio (231 MW) e quelli in via
di completamento (1.417 MW).
146
Le aspettative di crescita del solare termodinamico nel bacino del Mediterraneo sono tuttavia rinvigorite dall’affacciarsi di Paesi quali la Turchia –
candidata ad entrare nell’Unione Europea nel 2015
– e l’Algeria, che hanno allo studio, con previsione
di entrata in vigore entro il 2011, sistemi di incentivazione per gli impianti solari termodinamici
estremamente redditizi (tenendo anche conto delle
condizioni di insolazione): rispettivamente, tariffe
feed-in di 24 c€/kWh per i primi 10 anni di esercizio
e 20 c€/kWh per i successivi sino al ventesimo anno,
e una maggiorazione di almeno il 160% del prezzo
di vendita dell’energia al kWh rispetto al valore fissato per le fonti tradizionali.
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3.3
Il mercato
Il Solar Energy Report 2008 dava conto dei timidi
tre il confronto delle installazioni anno su anno
segnali di ripresa delle installazioni di impianti sovede un +115% rispetto all’anno precedente. Il
lari termodinamici dopo il lungo “sonno” seguito
solare termodinamico conta quindi ad oggi una
all’entusiasmo del progetto SEGS, con le nove inpotenza installata totale a livello globale di 655
stallazioni che dal 1984 al 1990 hanno interessato
MW – contro i 500 MW della fine del 2008 ed i
la California7. Soprattutto si sottolineava l’apparire
430 MW del 2007 – e garantisce una produzione
sulla scena mondiale della Spagna come attore di
di energia elettrica annua intorno a 1.400 GWh.
riferimento per questo settore, non soltanto perché
Se si considera poi che nel corso del 2009, anno di
lì si erano realizzati tre dei quattro impianti che
profonda crisi finanziaria, i soli nuovi impianti
avevano visto la luce a partire dall’anno 20018 , ma
solari termodinamici entrati in esercizio hanno
anche perché spagnole sono le principali imprese
richiesto investimenti per circa 600 mln €, ci si
che operano ormai su scala mondiale nell’ambito
rende conto della “portata” del fenomeno di credel solare termodinamico (Abengoa, Iberdrola e
scita che ha interessato il settore.
Acciona, solo per citare alcuni nomi).
Nel corso del 2009 la posizione della
Ancora più interessanti appaiono le
“Per quanto gli Spagnoli
Spagna si è ulteriormente rafforzata
previsioni di crescita per i prossimi
a rimanere leader
con la messa in funzione di tre nuo- continueranno
10 anni. La nuova potenza installata
indiscussi nel termodinamico?
vi impianti (si vedano box 3.3, 3.4 e
si stima possa raggiungere i 18,6 GW
Io credo ancora per poco”
3.5), con tecnologica parabolic trough,
al 2020 (si veda figura 3.4), con gli
Marketing Manager dei uno
dei più importanti produttori
ciascuno con una potenza da 50 MW:
USA a dominare il mercato con oltre il
di collettori solari
55% del totale – come risultato del già
• l’Andasol 2, “gemello” dell’Andasol
analizzato nuovo corso della politica
1 (entrato in funzione nel 2008), che ha fatto deldi Obama – ed il “balzo” dei Paesi asiatici (India e
la provincia di Granada una delle principali aree
Cina in testa) che con 5 GW di installazioni attese
di sviluppo del solare termodinamico in Europa,
si piazzano al secondo posto, doppiando l’Europa
con 100 MW totali di potenza installata;
“ferma” – ma qui conta soprattutto la conforma• l’Energia Solar de Puertollano, nella comuzione geografica ed il grado di urbanizzazione dei
nità autonoma di Castiglia-La Mancia a sud
territori – a 2,5 GW (13% del totale).
di Madrid, entrato in esercizio nel maggio del
2009;
Il raggiungimento di un simile obiettivo com• l’Alvarado 1, a Badajoz al confine meridionale
porta un investimento complessivo, anche tecon il Portogallo.
nendo conto dei possibili risparmi legato allo
sviluppo tecnologico (si veda paragrafo 3.1.3),
I tre impianti sopra citati – che rappresentano
vicino ai 70 mld €, ma contribuirebbe ad una
9
gli unici entrati in funzione nel corso del 2009
produzione di energia elettrica superiore ai
– hanno portato ad un incremento del 23% della
40.000 GWh annui (ovvero pari a circa il 13% del
potenza installata totale rispetto al 2008, menfabbisogno annuo di energia elettrica di un Paese
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 150 -152.
Si tratta degli impianti PS10 (solar tower) da 11 MW a Sanlucar La Maior, entrato in esercizio nel 2001, PS20 (solar tower) da 20 MW sempre a
Sanlucar La Maior, entrato in esercizio nell’aprile 2008, e Andasol 1 (parabolic trough) da 50 MW nella provincia di Granada, entrato in esercizio nel
giugno 2009. L’unico impianto non realizzato in Spagna negli ultimi 10 anni è il Nevada Solar One (parabolic trough) da 64 MW nell’omonimo Stato
americano del Nevada, entrato in esercizio nel 2006, ma dietro commessa della società energetica spagnola Acciona.
9
In USA nell’agosto 2009 è stata completata la costruzione del Sierra Sun Tower, impianto da 5 MW costruito da eSolar, il primo con tecnologia solar
tower operante nel Nord America.
7
8
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147
3. IL SOLARE TERModinamICO
Box 3.3
Andasol 1 e 2
Andasol 1 è uno dei tre impianti “gemelli” che costituiscono uno dei più grandi parchi solari al mondo che
utilizzano la tecnologia parabolic trough. Il complesso
si trova nella piana di Gaudix, nella provincia spagnola
di Granada. Ciascun impianto, denominato con la stessa dicitura seguita da un numero progressivo in base
all’ordine temporale di costruzione, ha una potenza di
50 MW ed è installato su un terreno di 2 chilometri quadrati. Andasol 1 è entrato in funzione a dicembre 2008,
Andasol 2 è stato ultimato, dopo due anni di lavori, a
fine 2009 e ad oggi si trova in fase di testing. I lavori per
la realizzazione di Andasol 3 sono iniziati nella primavera del 2009 e l’avvio dell’attività è previsto per il 2011.
Andasol 2, la cui realizzazione è costata 310 mln €, è
caratterizzato da una superficie del campo solare pari a
circa 510.000 metri quadrati, equipaggiata con 624 col-
lettori parabolici con più di 200.000 specchi, in grado di
generare annualmente 180 GWh lordi di energia elettrica. La particolarità dell’impianto, comune agli altri
due “gemelli”, è la presenza di un sistema di accumulo
del calore in grado di mantenere stabile la generazione
elettrica per 7,5 ore in caso di fluttuazione della radiazione solare o durante le ore notturne. L’accumulo di
energia termica è garantito da due serbatoi cilindrici
di 14 metri d’altezza e 36 metri di diametro, contenenti
28.500 tonnellate di sali fusi.
L’intero complesso è stato ideato e sviluppato dal gruppo
tedesco Solar Millenium. Per quanto concerne l’impianto Andasol 2, la progettazione e ingegnerizzazione ha visto la collaborazione tra Flagsol, una controllata al 100%
di Solar Millenium, responsabile della progettazione del
campo solare e della realizzazione dei collettori parabolici, e Sener Ingenierìa y Sistemas, società d’ingegneria spagnola che ha preso in carico la progettazione di
quelle che sono le sezioni convenzionali dell’impianto
di generazione dell’energia, ossia turbine, generatori e
apparati accessori. L’impianto è stato realizzato da un
consorzio di cui hanno fatto parte all’80% ACS/Cobra
Group, società di costruzioni spagnola, e al 20% Sener
Ingenierìa y Sistemas, mentre la proprietà dell’impianto
è suddivisa tra lo stesso ACS/Cobra Group (75%) e Solar
Millenium (25%).
come l’Italia) per un controvalore di oltre 230
mln €.
Soltanto un anno fa, lo scenario a 10 anni giudicato
più plausibile10 si attestava a 12 GW di potenza installata complessiva, ovvero a circa due terzi delle
attuali stime. E’ indubbio che molte cose (una su
tutte il cambio al vertice della politica americana)
sono mutate da un anno a questa parte e che vi è negli operatori, anche in conseguenza dei risultati ottenuti grazie alla ricerca tecnologica, una maggior
consapevolezza delle potenzialità del solare termodinamico. Tuttavia, appare necessario distinguere, nel medesimo orizzonte di analisi, tra:
Il quadro che risulta da questo supplemento di
indagine appare estremamente interessante ed
è rappresentato nella figura 3.5, che riporta la
distribuzione geografica degli impianti in fase
di realizzazione per un totale di 1,6 GW, e nella figura 3.6, che invece colloca geograficamente
gli impianti ancora in fase di progetto (che sono
responsabili dei restanti 17 GW).
• gli impianti già in fase di realizzazione, ovvero
per i quali si sia raggiunto l’accordo dal punto di
vista autorizzativo e/o siano già stati avviati i lavori di costruzione;
• gli impianti ancora in fase di progetto, per i
quali si è a conoscenza dei dettagli di massima
relativi alla localizzazione ed alla taglia, ma dove
l’iter di autorizzazione è ancora in corso.
10
Se si prendono in esame gli impianti in fase di
realizzazione, appare evidente come la scelta
spagnola di investire decisamente nel solare
termodinamico, nonché i progetti terminati
con successo nel corso del 2008 e del 2009, facciano da volano per lo sviluppo a breve termine del settore, sia perché hanno attratto capitali
interessati ai ritorni associati all’investimento, sia
perché possono contare su un tessuto industriale
che si è via via rafforzato ed ha sviluppato competenze ad hoc, non soltanto nella fase progettuale,
ma anche in quella realizzativa. La tabella 3.2
riporta l’elenco dei principali impianti in fase di
“Assessment of the World Bank/GEF strategy for market development of concentrating solar thermal power”, luglio 2008.
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3.3 Il mercato
Box 3.4
Energia Solar De Puertollano
L’impianto Energia Solar de Puertollano, che sfrutta
la tecnologia solare termodinamica parabolic trough,
è stato progettato e realizzato dalla società Iberdrola
Renovables (la più grande società al mondo nello sviluppo di parchi eolici), parte della spagnola Iberdrola
Group. L’impianto si trova a Puertollano, in provincia
di Ciudad Real, nella Regione spagnola di La Mancia,
ed è entrato in funzione nel maggio del 2009, dopo
due anni di lavori. Costato circa 200 mln €, l’Energia
Solar de Peurtollano ha una potenza installata di 50
MW, copre una superficie al suolo di 1,5 chilometri
quadrati e ospita 352 collettori parabolici con 120.000
specchi, grazie ai quali può produrre una quantità annua di energia elettrica pari a 100 GWh. L’impianto è
di proprietà di Iberdrola Renovables (90%) e dell’Istituto Spagnolo per la Diversificazione e il Risparmio
Energetici (IDAE).
Box 3.5
Alvarado 1
Nel mese di luglio 2009, la società spagnola Acciona ha
aperto il primo impianto a tecnologia solare termodinamica nel Comune di Alvarado (Badajoz), nella Regione
spagnola dell’Extremadura. Per la realizzazione dell’impianto, denominato “Alvarado 1” e dotato di una potenza di 50 MW, Acciona ha sostenuto un investimento di
236 mln €. Realizzato su una superficie di 1,35 chilometri quadrati, Alvarado 1 si compone di 768 collettori
parabolici con circa 185.000 specchi che indirizzano le
radiazioni solari verso i tubi ricevitori, al cui interno il
fluido termovettore raggiunge temperature di 400°C.
L’impianto, costruito in 18 mesi, genera annualmente
105,2 GWh di energia elettrica. La società spagnola ha
in programma la realizzazione di un’ulteriore centrale
analoga, accanto a quella già realizzata ad Alvarado, che
avrà una potenza installata di 50 MW e verrà denominata “Alvarado 2”.
Figura 3.4
Localizzazione geografica degli impianti in costruzione ed in progetto
4,3%
13,4%
26,9%
Europa
USA
55,4%
Asia
Resto del mondo
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149
3. IL SOLARE TERModinamICO
Figura 3.5
Localizzazione geografica degli impianti in fase di realizzazione
5%
7%
Europa
USA
88%
Resto del mondo
Figura 3.6
Localizzazione geografica degli impianti in fase di progetto
4%
29%
Europa
6%
61%
USA
Asia
Resto del mondo
ca) ben si sposa con la conformazione del territorio
realizzazione nel mondo, indicando sia la localize con il tipico approccio “su larga scala” che conzazione che la potenza e la tecnologia impiegata.
traddistingue gli investimenti infrastrutturali dei
A questo proposito è interessante notare il caso
Paesi asiatici. L’esplosione del mercato americano,
di Gemasolar, unico impianto che adotta la teccon 10,3 GW di nuovi impianti in progetto nei
nologia solar tower, ma che, vista anche la taglia
prossimi 10 anni, è però indubbiamente il fenomeridotta (17 MW), pare configurarsi più come un
no cui guardare con più attenzione, per almeno tre
campo sperimentale, da affiancare al già esistente
motivi:
PS10 – 11 MW realizzati nel 2001 dalla Abengoa
– piuttosto che come un possibile ca• perché già in passato, come il caso
postipite di una futura generazione
di impianti di questo tipo sul suolo “Rimane da vedere quanti degli del Nevada Solar One insegna, gli
impianti in fase di progetto
USA sono stati “territorio di caccia”
europeo.
riusciranno in pratica ad essere
per le imprese europee (o meglio per
completati come previsto.”
ora solo spagnole) che operano nel
La situazione cambia decisamenResponsabile di divisione
solare termodinamico e quindi può
te se si prendono in considerazione
di un importante centro
di ricerche italiano
rappresentare un mercato di sbocco
gli impianti in fase di progetto, ove
estremamente interessante;
ad un ruolo marginale dell’Europa –
• perché, accanto ai parabolic trough, sono preanche per il naturale esaurirsi delle localizzazioni
viste installazioni importanti anche di imin cui gli investimenti in impianti solari termodipianti solar tower (oltre 3,1 GW) e parabolic
namici sono economicamente convenienti – fa da
dish (1,6 GW) e quindi vi sono ulteriori spazi
contraltare la crescita di India e Cina, la cui “fame”
di manovra per le imprese di tecnologie che
di energia (e soprattutto di indipendenza energeti-
150
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3.3 Il mercato
vogliano investire, o abbiano già investito, in
questo campo;
• perché il mercato americano, soprattutto nei
settori ad alta tecnologia, può rappresentare
un “modello di riferimento” a livello globale
(e certamente lo è per i Paesi occidentali) che
funga da ulteriore volano per la crescita di lungo
termine del solare termodinamico.
Tabella 3.2
Elenco e principali caratteristiche degli impianti solari termodinamici attualmente in fase di realizzazione nel mondo
Impianto
Localizzazione
Tecnologia
Potenza
(MW)
Anno previsto
di entrata
in funzione
Extresol 1,2,3
Torre de Miguel Sesmero
(Badajoz), Spagna
Parabolic trough
150
n.d.
Aste 1A,1B
Alcàzar de San Juan (Ciudad
Real), Spagna
Parabolic trough
100
2011
Helioenergy 1,2
Ecija, Spagna
Parabolic trough
100
2011
Palma del Rio 1,2
Cordoba, Spagna
Parabolic trough
100
2010
Solaben 1,2
Logrosan, Spagna
Parabolic trough
100
n.d.
Termosol 1,2
Navalvillar de Pela (Badajoz),
Spagna
Parabolic trough
100
n.d.
Valle Solar Power
Station
Cadiz, Spagna
Parabolic trough
100
2011
Martin Next
Generation Solar
Energy System
Florida, USA
Parabolic trough
75
2010
Andasol 3
Granada, Spagna
Parabolic trough
50
2011
Arenales PS
Moron de la Frontera
(Seviglia), Spagna
Parabolic trough
50
n.d.
Astexol 2
Badajoz, Spagna
Parabolic trough
50
2011
El Reboso 2
El Puebla del Rio (Seviglia),
Spagna
Parabolic trough
50
n.d.
Helios 1
Ciudad Real, Spagna
Parabolic trough
50
n.d.
Helios 2
Ciudad Real, Spagna
Parabolic trough
50
n.d.
La Dehesa
La Garrovilla (Badajoz),
Spagna
Parabolic trough
50
2010
La Florida
Alvarado (Badajoz), Spagna
Parabolic trough
50
2010
Lebrija 1
Lebrija, Spagna
Parabolic trough
50
2010
Majadas de Tiétar
Caceres, Spagna
Parabolic trough
50
2010
Manchasol 1
Ciudad Real, Spagna
Parabolic trough
50
2010
Serrezuela Solar
2
Talarrubias (Spagna)
Parabolic trough
50
n.d.
Solnova 3
Sanlùcar la Mayor, Spagna
Parabolic trough
50
2010
Kuraymat Plant
Kuraymat, Egitto
Parabolic trough
40
2010
ISCC Algeria
Hassi R'mel, Algeria
Parabolic trough
35
2010
ISCC Morocco
Beni Mathar, Marocco
Parabolic trough
35
2010
Agua Prieta 2
Messico
Parabolic trough
25
2010
Gemasolar
Fuentes de Andalucia
(Seviglia), Spagna
Solar tower
17
2010
Archimede
Priolo Gargallo (SR), Italia
Parabolic trough
5
2010
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151
3.4
La filiera
Nel capitolo precedente si è dato conto di un “mercato” del solare termodinamico che, nonostante il
periodo di crisi economica, ha dato chiari segnali
di crescita e per il quale sono previsti piani di sviluppo futuro che interessano ormai tutte le grandi aree industrializzate a livello mondiale, oltre
all’Europa e agli USA, anche l’India e la Cina.
Ai movimenti del mercato sono chiaramente corrisposte delle modifiche, talora anche importanti, a
livello di filiera industriale, con diversi operatori
“tradizionali” che hanno consolidato le proprie posizioni ed altri – forse i più interessanti da investigare
– che attraverso processi di diversificazione hanno
fatto il loro ingresso nel settore.
In questo capitolo si analizzano dapprima le strategie dei principali gruppi a livello internazionale che
operano nel solare termodinamico, vista la già citata
dimensione “globale” di questo business, e successivamente si approfondisce il caso italiano, dove pare
finalmente cogliersi qualche concreto segnale di
sviluppo.
3.4.1 Il quadro internazionale: l’affermarsi
delle Società di Ingegneria Solare
Nel Solar Energy Report 200811 si sono identificate
due “configurazioni” tipiche di filiera attraverso cui
vengono realizzati gli impianti solari termodinamici
(si veda figura 3.7):
• una configurazione denominata Energy Pull, che
vede nelle società produttrici di energia elettrica
da fonti “tradizionali” il motore della realizzazione del nuovo impianto. Attorno a queste società –
che, oltre a mantenere la proprietà dell’impianto, si
occupano poi della gestione operativa e del trading
dell’energia prodotta – si costituiscono dei consorzi
di attori (società di ingegneria e impiantistica, centri di ricerca e produttori di componentistica) cui
spetta il compito di costruire e mettere in esercizio
l’impianto solare termodinamico;
• una configurazione Technology Push, ove sono le
cosiddette Società di Ingegneria Solare – società
di ingegneria con una forte specializzazione e delle
competenze scientifico-tecnologiche molto avanzate nel solare termodinamico – a “spingere” la
realizzazione dell’impianto. Queste società, come
si vedrà meglio in seguito, dispongono, oltre che di
competenze progettuali, anche di capacità di ingegnerizzazione12 e di produzione di taluni tipi di
componenti. Esse sono quindi in grado di offrire impianti “chiavi in mano” (compresa l’attività
di gestione operativa e manutenzione) alle società
energetiche tradizionali o, più in generale, agli investitori che – solitamente attraverso il meccanismo dello Special Purpose Vehicle13 – ne diventano
proprietari.
Alla seconda configurazione già nella scorsa edizione del Solar Energy Report veniva attribuita la
larga parte (80%) della potenza solare termodinamica in esercizio e si prevedeva che tale percentuale fosse destinata a salire in futuro.
Nel corso 2009 sono emersi con maggior chiarezza almeno tre trend che “convergono” nel confermare questa previsione:
• il rafforzamento lungo la filiera delle Società di
Ingegneria Solare, impegnate “a monte” nell’ac-
Cfr. Solar Energy Report 2008, pp. 153 -157.
Vale la pena ricordare che nel solare termodinamico, visto il numero ancora ridotto di impianti in esercizio e costruzione, le soluzioni tecnologiche
e la componentistica necessaria per la realizzazione degli impianti sono in larga parte sviluppate ad hoc per la specifica “commessa”. La fase di
progettazione e ingegnerizzazione del processo produttivo – in assenza di soluzioni “a catalogo” – giocano ancora un ruolo chiave nel determinare i costi
dell’impianto e quindi nel garantirne un adeguato livello di profittabilità.
13
Lo Special Purpose Vehicle (SPV) è, come dice il nome stesso, una società giuridicamente indipendente che funge da “veicolo” per l’investimento
e ha fra i propri soci la società energetica tradizionale coinvolta nell’iniziativa, altri investitori istituzionali (branch equity di grandi banche o fondi di
investimento) e solitamente – anche se in posizione minoritaria – la società di ingegneria solare che ha partecipato alla realizzazione. L’SPV è titolare
degli incentivi eventualmente previsti per la produzione di energia da fonte solare termodinamica e solitamente negozia – su un orizzonte di tempo
decennale e nella forma dei Power Purchasing Agreement (PPA) – la cessione dell’elettricità prodotta dall’impianto in via esclusiva alla società
energetica tradizionale che fa parte della compagine societaria.
11
12
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153
3. IL SOLARE TERModinamICO
Figura 3.7
Le configurazioni tipiche per la realizzazione e gestione degli impianti solari termodinamici
Sviluppo
progettuale
Produzione
componenti
Progettazione
ed integrazione
tecnologica
Ingegneria e
costruzione
Gestione
Proprietà
operativa e ma- dell’impianto
nutenzione
Trading
energia
TECHNOLOGY
PUSH
ENERGY
PULL
CONSORZIO
Produttori di
componentistica
Produttori
di componentistica
Centri
di ricerca
Società
di ingegneria
e costruzione
Società di Ingegneria Solare
Società energetica
Special
Purpose
Vehicle
Società
Energetica
più di 30 mln € nel 2008 ad oltre 200 mln € nel
crescere la propria capacità di produzione di
2009, facendo segnare una crescita superiore al
componentistica ad alto valore aggiunto (soprat500% (in larga parte dovuta alla conclusione dei latutto specchi e ricevitori) e, “a valle”, nell’increvori dell’Andasol 2, si veda box 3.3). L’impresa, che
mentare le proprie quote di proprietà negli SPV
si contraddistingue per la specializzazione nella
per gli impianti di nuova costruzione e le attività
tecnologia parabolic trough, ha già nella propria
di gestione operativa e manutenzione;
pipeline progetti di sviluppo di impianti sola• l’ingresso sempre più frequente nel settore –
ri termodinamici per oltre 700 MW da avviarsi
secondo il modello delle Società di Ingegneria
nel corso dei prossimi 5 anni. Nel frattempo, larga
Solare – di imprese operanti nell’impiantistica
parte degli utili realizzati dalla Solar Millenium
“tradizionale” ed il crescente interesse mostrato
sono stati reinvestiti nelle fasi “a valle”, con un
dai grandi operatori dell’energia e dai finanziaulteriore incremento delle disponibilità della
tori per le imprese che operano secondo questo
branch finanziaria dell’impresa.
modello di business;
Un percorso di crescita molto simile,
• la crescente specializzazione dei
“Le imprese internazionali
produttori di componentistica per di ingegneria solare acquisiscono con il fatturato che è più che triplicato
sempre maggiore forza.
negli ultimi 2 anni, è quello di Abengoa
il solare termodinamico, che semE’ molto difficile entrare
pre più “si allontanano” dalla visio- in quest’area di business da soli.” Solar – “figlia minore” (contando ancora per poco meno del 3% dell’intene del progetto nel suo insieme per
R&D Manager di un importante
ro gruppo) del colosso dell’ingegneria
massimizzare l’efficacia (in termini
EPC
spagnola Abengoa – che ha ampliato
di rispetto delle specifiche funzionel corso del 2009 il suo portafoglio
nali e di performance) e l’efficienza
progetti e le sue competenze impiantistiche e di
(in termini di costi del processo) delle specifiche
componentistica includendo anche la tecnologia
componenti che propongono.
parabolic trough, il cui potenziale futuro è, come
visto nel capitolo 3.3, comunque superiore ai solar
Con riferimento al primo punto, di particolare intower con cui l’impresa ha mosso i suoi primi passi
teresse è scorrere la tabella 3.3, che riporta l’elennel solare termodinamico, con gli impianti PS10 e
co delle principali Società di Ingegneria Solare attiPS20.
ve a livello globale.
Nel campo dei parabolic dish, ovvero la terza concreta alternativa tecnologica a disposizione per la
Leader per potenza installata (300 MW complesrealizzazione di impianti solari termodinamici (si
sivamente) è la tedesca Solar Millenium, fondata
veda paragrafo 3.1.1), si distingue fra le Società
nel 1998 e che ha legato il proprio nome ai progetti
di Ingegneria Solare la Stirling Energy System
Andasol (3 impianti da 50 MW, due dei quali già
che, facendo leva sulle competenze di componenentrati in esercizio). Il fatturato è passato da poco
154
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3.4 La filiera
Tabella 3.3
Le principali Società di Ingegneria Solare
Nome
Paese
Breve Descrizione
Israele
È una delle pioniere del termodinamico. È nata da una
costola dall’israeliana Luz, coinvolta nella costruzione dei
SEGS. Oltre a realizzare impianti “chiavi in mano”, è anche
fornitrice di tubi ricevitori, condividendo la leadership di
mercato in questo campo con Schott Solar
Solar Millenium
Germania
Fondata nel 1998, è un punto di riferimento nel campo
della tecnologia CSP. L’impresa si è specializzata nelle
attività di sviluppo e commercializzazione di impianti che
incorporano la tecnologia parabolic trough, utilizzata nella
costruzione di Andasol
Abengoa Solar
Spagna
Abengoa Solar è una business unit di Abengoa, società
pubblica di ingegneria. Costruisce impianti PV e CSP,
occupandosi di tutte le fasi della catena del valore,
a partire dalle attività di ricerca e sviluppo.
USA / Inghilterra
SES è un fornitore di tecnologie dish stirling per
impianti solari termodinamici. Tessera Solar si occupa
di sviluppare progetti per le utilities lungo tutte la
fasi della realizzazione di un impianto termodinamico:
progettazione, installazione e gestione
Israele
Bright Source Energy è una società originata da Luz
II, impresa a sua volta nata dalla Luz I, con l’obiettivo
di sviluppare su scala commerciale la tecnologia solar
tower, dopo aver completato la realizzazione dei nove
impianti SEGS
USA
eSolar è un produttore statunitense di centrali
elettriche basate su tecnologia solare termodinamica,
che impiega una particolare tecnologia di tipo solar
tower. Ha già siglato una partnership con Ferrostal e
accordi con Southern California Edison e NRG Energy
per la realizzazione di impianti in Cina (fino a 2 GW) con
tecnologia solar tower
Solel*
Stirling Energy System
(Ses) - Tessera Solar
Bright Source Energy
eSolar
* Impresa controllata da Siemens
tistica relative agli omonimi motori per la generazione di energia elettrica, ha creato nell’aprile
del 2009 una società ad hoc (Tessera Solar) con
l’obiettivo di gestire i progetti di realizzazione
di impianti solar dish di dimensioni comparabili (utility scale) con quelli attualmente realizzati
con le altre tecnologie. Tessera Solar prevede di
realizzare oltre 1,5 GW nei prossimi anni, ovvero
di coprire la quasi totalità del mercato atteso per
questa tecnologia (si veda capitolo 3.3).
A chiudere il quadro delle principali Società di
Ingegneria Solare due imprese israeliane, ma con
una fortissima presenza negli USA, “gemmate”
dalla Luz, vera e propria pioniera del solare termodinamico cui si deve la realizzazione negli anni ’80
degli impianti SEGS: la Bright Source Energy, che
si sta specializzando nella tecnologia solar tower
(in linea con l’obiettivo di conquistare una fetta
del mercato americano), con oltre 400 MW di progetti in previsione nel corso dei prossimi 5 anni; e
la Solel, che si contraddistingue per le forti competenze “a monte” sui tubi ricevitori, e che è stata nell’ottobre del 2009 acquisita dalla Siemens
nell’ambito di un deal da 310 mln €.
La vicenda di Solel è in realtà un primo esempio del
secondo dei trend identificati come caratterizzanti
il settore nel corso del 2009, ovvero l’interesse verso
il modello di business delle Società di Ingegneria
Solare da parte degli “impiantisti”, in questo caso
ben rappresentati da Siemens14 . Gli esempi qui
sono innumerevoli: la tedesca MAN Ferrostaal15,
con un fatturato di gruppo di 1,6 mld € ed oltre
4.400 addetti, che ha dato vita con Solar Millenium
Sulle mosse di Siemens nel solare termodinamico si veda anche il paragrafo 3.4.2 relativo all’esperienza italiana del progetto Archimede
In realtà la quota di maggioranza (70%) della MAN Ferrostaal è detenuta da una società di investimenti, l’International Petroleum Investment
Company di Abu Dhabi, anche se è la tedesca MAN (con il restante 30%) a detenerne il controllo operativo.
14
15
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155
3. IL SOLARE TERModinamICO
ad una joint venture (Solar Trust of America) per
sfruttare il previsto boom sul mercato americano;
la spagnola Sener, strettamente collegata al gruppo Cobra (3,2 mld € di fatturato nel 2008), che ha
dato vita alla Torresol Energy, impresa specializzata nella realizzazione di “torri solari”; ed infine la
tedesca Schlaich Bergermann und Partner, società di ingegneria attiva nelle costruzioni civili, che
sta investendo significativamente in competenze
per lo sviluppo di impianti solari termodinamici,
cercando di specializzarsi nei solar dish.
L’interesse per il modello di business delle Società
di Ingegneria Solare – che mediamente hanno
realizzato nel corso dell’ultimo anno margini
operativi lordi superiori al 30% per le attività di
progettazione e al 10% per l’ingegneria impiantistica in senso stresso – è testimoniato anche
dall’attenzione che ad esso rivolgono le grandi
utilities (Iberdrola ha progettato e terminato di
costruire a maggio 2009 l’impianto Energia Solar
de Puertollano, a tecnologia parabolic trough, uno
dei tre nuovi impianti spagnoli costruiti nel 2009)
e le banche di investimento, come ad esempio
Goldman Sachs che, prima nel 2008 con Cogentrix
(produttore indipendente di energia con all’attivo installazioni di impianti termodinamici per 43
MW), e poi nel corso del 2009 con Sunray Energy,
ha investito in imprese che operano nel settore,
evidentemente scommettendo almeno sul mantenimento dei livelli di profittabilità visti sopra.
Nella configurazione Technology Push un ruolo di rilievo, soprattutto per quanto riguarda la
spinta all’innovazione, è giocato dai componentisti che, da un lato, sono chiamati dalla Società
di Ingegneria Solare a massimizzare le performance (e minimizzare i costi) dei loro prodotti e,
dall’altro lato, hanno nella specializzazione spinta
il loro vero punto di forza. L’analisi condotta ha
permesso di evidenziare come la marginalità
operativa lorda media di queste imprese si sia
attestata intorno al 15%, con punte del 20% per
i componenti più critici, come ad esempio i tubi
ricevitori.
I principali produttori mondiali di componenti per
il solare termodinamico sono riportati nella tabella 3.4.
Fra i casi di maggior interesse è possibile sottolineare quello di Flabeg, azienda attiva nella fabbricazione di vetro sottile (con ben 11 impianti all’attivo) e
leader nella produzione di specchi per la tecnologia
parabolic trough, che lo scorso ottobre ha aperto un
nuovo impianto a Pittsburgh per la produzione di
specchi parabolici con una capacità produttiva di
450 MW.
Un’ultima nota merita il caso di Ausra (si veda
box 3.6), impresa americana legata allo sviluppo
della tecnologia degli specchi di Fresnel e che, visto il drastico ridursi delle aspettative di mercato
(si vedaparagrafo 3.1.1), ha deciso nel corso del
2009 di riposizionarsi, facendo leva sulle competenze sviluppate nella componentistica, nel campo
dei generatori di vapore per impianti termodinamici, attraverso cui si ha l’ultimo passaggio del calore prodotto prima dell’ingresso in turbina.
Tabella 3.4
I principali produttori mondiali di componentistica per impianti termodinamici
Impresa
Albiasa Solar
Flagsol
Novatec Biosol
Solar Power Group
Solargenix Energy
Solel
Schott
Alanod
Almeco-Tinox
Flabeg
Saint-Gobain
Rioglass
Ausra
156
Paese
Spagna
Germania
Germania
Germania
USA
Israele
Germania
Germania
Germania
Germania
Francia
Spagna
USA
Impianti
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Fresnel Linear
Fresnel Linear
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
Parabolic Trough
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Componenti
Collettori
Collettori
Collettori
Collettori
Collettori
Collettori
Tubi Ricevitori
Strutture di Supporto
Strutture di Supporto
Specchi
Specchi
Specchi
Boiler
3.4 La filiera
Box 3.6
Ausra
Il colosso del nucleare francese Areva ha annunciato,
nel mese di febbraio 2010, l’acquisizione del 100% della compagnia statunitense Ausra, società attiva nella
produzione degli specchi di Fresnel per il solare termodinamico. L’operazione dovrebbe concludersi in
pochi mesi e quindi non sono ancora stati ufficializzati i dettagli dell’accordo. Tuttavia alcuni analisti di
3.4.2 Il solare termodinamico in Italia
Il 2009 ha rappresentato per l’industria del solare
termodinamico in Italia un anno importante:
mercato stimano il valore del deal in più di 200 mln
$. L’acquisizione di Ausra è un’ulteriore manifestazione della tendenza, da parte delle società operanti nel
comparto delle energie “convenzionali” ma sempre
più “attratte” dalle potenzialità del settore delle rinnovabili, ad acquisire competitori diretti o indiretti
attivi in questo mercato.
nità. Di certo il 2010 sarà un anno importante per
il solare termodinamico, per capire se la crescita del
2009 ha rappresentato o meno un concreto e decisivo
passo verso l’asupicata maturazione del settore.
• innanzitutto perché si è ulteriormente rafforzata
All’interno del Consorzio Solare XXI (si veda tala “cordata” di operatori (denominata Consorzio
bella 3.5) vanno registrati, infatti, i primi signiSolare XXI) che sta portando avanti un proprio
ficativi investimenti in capacità produttiva. Reflex
progetto sperimentale;
darà avvio nel 2010 ad un impian• perché Enel ed Enea stanno ultimando
to completamente robotizzato per
“La strategia che devono
il progetto dimostrativo Archimede,
la produzione di specchi ad elevata
necessariamente adottare le
imprese italiane che si stanno
un impianto solare termodinamico a
riflettività (sino ad un massimo del
affacciando al termodinamico
sali fusi da 5 MW a Priolo Gargallo in
98%) e con una tempra chimica, che
consiste nella creazione di
Provincia di Siracusa16;
ne aumenta ulteriormente la resistenpartnership e collaborazioni con
imprese nazionali ed estere.
• perché, grazie a 12,5 mln € di finanza. Archimede Solar Energy – che nel
Diversamente, sarà molto
ziamenti del Ministero dello Sviluppo
marzo del 2009 ha visto l’importante
dura fronteggiare le big del
termodinamico”
Economico nell’ambito del proingresso di Siemens nel capitale sociagramma Industria 2015 (Efficienza Amministratore Delegato di un’impresa le con una quota del 28% – ha investito
italiana produttrice di componenti
Energetica), si è attivata una uloltre 30 mln € con l’obiettivo di avviare
teriore “cordata” per il progetto
nel 2011 la produzione di 75.000 tubi riFREeSUN, che ha l’obiettivo di mettere a punto un
cevitori all’anno. Gli obiettivi dell’impresa sono animpianto sperimentale da 1 MW con la tecnologia
cora più ambiziosi, con la capacità produttiva annua
degli specchi Fresnel;
in ulteriore aumento fino a 140.000 tubi ricevitori
• infine perché, indipendentemente dalle due “cor(equivalenti ad oltre 280 MW di potenza installata in
date” appena citate, sono nati o comunque hanno
impianti solari parabolic trough) a partire dalla fine
fatto il loro ingresso nel settore del solare termodel 2012 e con piani di espansione che hanno come
dinamico nuovi operatori con il ruolo di compotarget il mercato spagnolo.
nentisti specializzati, dimostrando la vitalità anche
in questo campo del tessuto industriale italiano.
Una nota particolare la merita il progetto FREeSUN
sistema industriale saper cogliere questa opportu(si veda tabella 3.6) che ha preso avvio nel 2009.
Tabella 3.5
Il Consorzio Solare XXI
Impresa
Techint
Archimede Solar Energy
Reflex
Duplomatic
16
Ruolo-Attività
Design delle strutture di supporto e integrazione dei componenti
Produzione del tubo ricevitore su licenza ENEA.
Realizzazione dei pannelli riflettenti.
Sviluppo del sistema di movimentazione e delle logiche di inseguimento.
Cfr. Solar Energy Report 2008, p. 152.
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157
3. IL SOLARE TERModinamICO
Box 3.7
Archimede Solar Energy
Archimede Solar Energy è l’azienda del Gruppo
Angelantoni che opera nel settore delle energie rinnovabili, con sede a Massa Martana (Perugia) e attiva sul
mercato dal 2008. Il Gruppo Angelantoni ha oggi 8
unità produttive, tra Italia ed estero, con 750 dipendenti e un fatturato di 140 mln €. Nel 2009 il colosso tedesco Siemens ha ufficializzato l’ingresso nel capitale di
Archimede Solar Energy con una partecipazione al 28%.
Archimede Solar Energy produce, dietro licenza concessa dall’Enea, tubi ricevitori ad alta efficienza per centrali solari termodinamiche, capaci di produrre energia
elettrica e acqua dissalata. I tubi lavorano ad alte temperature (fino a 550°C) e utilizzano i sali fusi come fluido termovettore, particolarità che rende questa azienda
unica al mondo. Grazie a un rivestimento spettralmente
selettivo (CERMET) e ad un involucro che viene posto
sottovuoto, i tubi Archimede sono in grado di assicu-
rare la massima efficienza nel trasferimento di calore al
fluido termovettore (massimo assorbimento e minima
emissione).
La società umbra, tra i promotori del Consorzio Solare
XXI insieme a Techint, Reflex e Duplomatic, ha realizzato 2,9 mln € di fatturato nel 2008 e sta perseguendo una
strategia di forte crescita dimensionale, supportata dalla
costruzione di un nuovo stabilimento a Massa Martana.
Al di là della partecipazione al progetto di costruzione dell’impianto a Priolo Gargallo, Archimede Solar
Energy mira ad affermarsi in questo nuovo segmento
di mercato come società leader in Italia e in Europa,
avviando progetti più ampi a livello italiano ed estendendo la propria attività nei Paesi che si affacciano sul
Mediterraneo, in particolare Spagna, Libia, Tunisia ed
Egitto, ma con attenzione anche all’affermarsi di nuovi
mercati in altri continenti.
Se è vero, infatti, come discusso nel paragrafo
3.1.1, che la tecnologia degli specchi di Fresnel
pare destinata a giocare un ruolo marginale nel
prossimo futuro, è altrettanto vero che in un
contesto come quello italiano ove il settore è
ancora nelle prime fasi di sviluppo, la possibilità di confrontarsi su un tema di frontiera dal
punto di vista scientifico e tecnologico (e con
una pressione competitiva relativamente limitata da parte dei grandi player internazionali) può
rappresentare un’ottima “palestra” ove testare
le potenzialità delle imprese nazionali, anche al
di fuori della specifica tecnologia Fresnel. I gruppi
industriali coinvolti peraltro sono di assoluto rilievo: Almeco, con i suoi quasi 90 mln € di fatturato,
opera da anni nel settore dell’illuminotecnica e,
Tabella 3.6
Il Progetto FREeSUN
Impresa
FERA
Almeco
CNR Itae
DNA Engineering
IMAT
(Gruppo Marcegaglia)
Politecnico di Milano
Sdi Automazione
Turbocoating
Xeliox
Università di Catania
Università di Genova
Ruolo-Attività
Capofila del progetto
Ricerca e sviluppo e produzione delle superfici riflettenti
(ad alta riflettività) per gli specch
Studio sistema di stoccaggio e composizione coating
Sviluppo della struttura portante
Sviluppo del tubo assorbitore
Sviluppo dei modelli matematici di simulazione dell’impianto
Sviluppo del tracking system
Sviluppo dei sistemi di coating dei tubi assorbitori
Sviluppo della struttura portante per gli specchi
Studio termo fluidodinamico
Valutazione tecnico-economica dell’impianto
17
Vega è un alluminio ad alta riflessione ottenuto con tecnologia PVD (Physical Vapor Deposition) che la Almeco ha messo in produzione nel 2006 a Bernburg
in Germania. Il processo produttivo prevede la deposizione di film sottili metallici e ceramici con processo di sputtering. Il processo in vuoto rende la superficie
metallica particolarmente performante e, rispetto all’alluminio anodizzato ad alta riflessione, il trattamento garantisce proprietà antigraffio, anti usura,
antistatiche e di resistenza alla corrosione, alle impronte ed all’umidità.
158
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3.4 La filiera
ne geografica e per la morfologia del territorio in
all’interno del progetto FREeSUN, si occupa dello
Italia sia assai difficile ipotizzare una diffusione
sviluppo delle superfici in alluminio per applisu “larga scala” di impianti solari termodinamicazioni ad alta riflettività basata sulla tecnologia
ci, è altrettanto vero, come dimostrano i già citati
VEGA17 ; IMAT, del gruppo Marcegaglia, con una
lunga tradizione nella componentistica per l’incasi delle israeliane Bright Source Energy e Solel,
dustria della refrigerazione, si è presa in carico
che competenze tecnico-scientifiche di frontienell’ambito del progetto lo sviluppo del sistema
ra in questo settore danno “rapido” accesso al
ricevitore. Accanto ad esse, ed ai cenmercato globale e potrebbero quindi
tri di ricerca coinvolti che sono fra i
permettere anche alle imprese itanecessari per competere
principali in Italia negli ambiti tecno- “Gli skill
liane di entrare in aree geografiche
nel settore li possediamo.
logici di interesse per il progetto, van(come ad esempio gli USA o l’Asia)
Dobbiamo però ancora capire
quale strategia di ingresso
no citate almeno altre due imprese di
in forte espansione per quanto riè più conveniente per noi …
particolare importanza. Fera, promo- non dimentichiamoci che siamo guarda la potenza installata.
in un periodo non facile
trice del progetto, che da anni opera
per il mondo dell’impresa.”
Due sembrano le strade, entrambe
nel settore delle rinnovabili in Italia,
ma che per la prima volta abbandona R&D Manager di un’impresa italiana da percorrere, per l’industria del
produttrice di componenti meccanici
solare termodinamico in Italia:
il tradizionale business della installazione di impianti eolici per dedicarsi
• le grandi società di ingegneria e impiantistica
al solare; Xeliox, start up con meno di 10 addetti
– quali ad esempio Techint, ma anche le divifondata nel 2008 da Donati Group, che ha l’obietsioni dei grandi gruppi dell’energia come Enel o
tivo, nell’ambito del progetto, di sviluppare il supancora Eni, che hanno avviato attività operatiporto strutturale in alluminio per la superficie
ve la prima e di ricerca la seconda – dovrebbero
riflettente.
abbracciare con ancor più “coraggio” il modello di business delle Società di Ingegneria
L’interesse per il solare termodinamico in Italia
Solare, se vogliono cogliere le opportunità di
va anche oltre le due “cordate” di cui si è appena
crescita del solare termodinamico, che semdetto. Alcuni gruppi industriali di rilievo hanno
brano essere ormai certe a livello mondiale;
infatti intrapreso nel corso dell’ultimo anno un
• le società di componentistica devono rafforzapercorso di “avvicinamento” al settore.
re le proprie competenze e la propria speciaFra questi è possibile citarne almeno due: Flenco,
lizzazione nel settore, andando a identificare
fondata alla fine degli anni ’80 da Piaggio e speciaquelle aree di miglioramento ove è nella pratica
lizzata in fluidodinamica, che ha aperto una diviancora possibile imporsi su scala globale;
sione Biosolar per sviluppare sistemi termodinami• le opportunità anche qui sembrano essere molci a sali fusi ad alta temperatura con una tecnologia
te. L’analisi condotta, in particolare, ha idenproprietaria (in attesa di copertura brevettuale)
tificato due aree di eccellenza: (i) quella degli
denominata SIP Solar; e Turboden, gruppo stospecchi, ove le imprese italiane (Reflex, Flenco,
rico nella costruzione di generatori basati su cicli
Fenzi, Xeliox e Almeco per citare qualche nome)
ORC18 , che ha reso noti piani di sviluppo di medio
termine che comprendono anche applicazioni nel
hanno competenze distintive nella lavorazione di
solare termodinamico.
spessori sottili di vetro, nello sviluppo di vernici
per aumentare la riflettività dei materiali e nelGli operatori italiani del settore hanno anche
la lavorazione dell’alluminio, ovvero proprio in
dato vita, alla fine del 2009, ad una associazioquei campi ove si sta concentrando l’attività di
ne (Anest – Associazione Italiana per il Solare
ricerca anche a livello internazionale; (ii) quella
Termodinamico) al fine di promuovere, anche e
delle applicazioni meccaniche (Meccanotecnica
soprattutto nei confronti delle istituzioni, la coUmbra, Gabbioneta, ecc.), soprattutto per quannoscenza delle tecnologie e delle opportunità leto riguarda i giunti ad alta tenuta, necessari per
gate allo sviluppo del comparto.
collegare fra di loro i diversi collettori nelle “linee” dell’impianto, e le pompe fluidodinamiche
Se è indubbio, infatti, che per la sua conformazioadatte all’impiego dei sali fusi.
18
Il ciclo Rankine a fluido organico (ORC) è simile a quello utilizzato da una tradizionale turbina a vapore, eccetto per il fluido di lavoro che, in questo caso,
è un fluido organico con elevata massa molecolare.
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159
3. IL SOLARE TERModinamICO
In altre parole, l’Italia ha le carte in regola per giocare la partita del termodinamico secondo la configurazione Technology Push, ma spetta al sistema
industriale saper cogliere questa opportunità. Di
certo il 2010 sarà un anno importante per il solare
termodinamico, per capire se la crescita del 2009 ha
rappresentato o meno un concreto e decisivo passo
verso l’auspicata maturazione del settore.
Box 3.8
Reflex
Reflex è stata fondata nel 1989 da Luciano Lucatello.
L’azienda ha sede a Biancade di Roncade (Treviso) e
opera nel settore dell’arredamento per interni in legno e vetro. Ha fatto registrare nel 2009 un fatturato
di circa 20 mln € e si avvale della collaborazione di 70
dipendenti.
Nel 2008 la società ha avviato dei progetti di diversificazione nel settore del solare termodinamico, con
l’obiettivo di sfruttare il proprio know-how nel campo della lavorazione del vetro. Reflex intende proporsi
come fornitore di vetri per la tecnologia del termodina-
160
mico parabolic trough. L’azienda prevede di avviare la
produzione industriale nel 2010, con l’impiego di circa
30 addetti.
La strategia di Reflex si basa principalmente su una forte attività di ricerca e sviluppo a livello di materiali e geometrie di supporto e sull’avvio di collaborazioni con
altre società della filiera del termodinamico (Consorzio
Solare XXI), che le hanno permesso di mettere a punto
particolari processi di lavorazione del vetro (molatura,
tempratura e argentatura) particolarmente adatti agli
impieghi nel settore termodinamico.
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Gruppo di lavoro
Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy Group
Davide Chiaroni - Responsabile della Ricerca
Federico Frattini - Responsabile della Ricerca
Lorenzo Boscherini - Project Manager
Paolo Silva
Riccardo Terruzzi
Marco Alberti
Mattia Bianchi
Alberto Cavaliere
Francesca Michetti
Elena Comunian
Rosaria Intenza
Silvia Lasala
Simone Lena
Francesca Mapelli
Veronica Pellegatta
Anna Realini
Jonathan Roncolato
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161
Metodologia
La ricerca i cui risultati sono raccolti nel Solar
Energy Report 2009 è stata condotta utilizzando
approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra loro interrelati. Ciò si è reso
necessario data l’ampiezza ed eterogeneità delle
tematiche che il Rapporto, per ciascuna forma
di sfruttamento dell’energia solare (fotovoltaica,
solare termica e termodinamica), ha affrontato:
le potenzialità e gli sviluppi delle tecnologie, il
quadro normativo in essere, i volumi d’affari e le
caratteristiche del mercato, e infine l’articolazione
della filiera industriale.
La tecnologia
I capitoli del Rapporto che approfondiscono le tematiche di natura tecnologica si basano principalmente su:
• l’analisi estensiva della letteratura scientifica sul
tema e delle ricerche promosse dai principali
centri ed istituti di ricerca a livello mondiale;
• i risultati dei progetti di ricerca che il
Dipartimento di Energia del Politecnico di
Milano ha portato avanti negli anni sulle tecnologie del solare;
• una serie di interviste dirette con ricercatori e
professori universitari afferenti ad istituzioni diverse dal Politecnico di Milano.
La normativa
I capitoli del Rapporto che esaminano il quadro
normativo in essere ed interpretano i suoi impatti
sul business dell’energia solare si basano invece su:
• l’analisi estensiva della normativa relativa all’incentivazione della produzione di energia solare ed
alle procedure di autorizzazione alla costruzione
di impianti in vigore in Italia e, in ottica comparativa, nei principali Paesi europei e mondiali;
• il confronto con le associazioni di categoria
che hanno patrocinato la ricerca, ossia Aper,
Assosolare, CTI e GiFi.
Il mercato
La stima dei volumi d’affari dei mercati del fotovoltaico, solare termico e termodinamico e l’analisi
delle loro caratteristiche distintive sono state condotte attraverso:
• interviste dirette ad oltre 90 operatori del settore
(imprese produttrici di celle e moduli, imprese di
progettazione e installazione, istituti di credito,
esperti di settore, associazioni di categoria, rappresentanti di organismi di regolazione);
• l’analisi comparativa e l’interpolazione delle previsioni contenute in rapporti di ricerca o studi di
settore, messi a punto da associazioni ed enti di
ricerca italiani ed internazionali;
• lo sviluppo e l’applicazione di modelli di simulazione costruiti a partire da un’analisi del tasso di
crescita della potenza installata sperimentato in
altri Paesi, e validati attraverso un confronto con
esperti di settore.
La filiera
I capitoli del rapporto che approfondiscono l’articolazione della filiera industriale nei mercati
dell’energia solare si basano su:
• il censimento e la raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche (attraverso l’esame di siti web
istituzionali, la consultazione del database AIDA,
l’analisi di annual report e altra documentazione
pubblica) di oltre 900 imprese operanti nei diversi
stadi delle filiere industriali del fotovoltaico, solare
termico e termodinamico;
• la realizzazione di oltre 100 casi di studio, condotti
attraverso interviste dirette e raccolta di documentazione da fonti secondarie, su un campione di imprese selezionate tra quelle incluse nel censimento;
• il panel study con i manager delle imprese partner
della ricerca, ossia BP Solar, Edison, Enel Green
Power, Enipower, Intesa Sanpaolo, Mitsubishi
Electric, Siemens, SMA, Solarday, Sorgenia,
Techint.
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163
Bibliografia
Si riportano di seguito le principali fonti di natura
bibliografica che sono state consultate nell’ambito
della ricerca:
• APER (2008), Report Fotovoltaico 2007 -2008
• APER (2009), Report Fotovoltaico 2008 -2009
• ASSOLTERM (2008), Position Paper
• CNES (2008), Rapporto preliminare sullo stato
attuale del solare fotovoltaico nazionale
• CNES (2008), Rapporto preliminare sullo stato
attuale del solare termico nazionale
• Deutsche Bank (2009), The CSP industry
• Deutsche Bank (2009), Solar Photovoltaic
Industry
• Deutsche Bank (2009), Infrastructure Investments
in Renewable Energy
• Deutsche Bank (2009), Creating jobs and growth
• DLR (2009), Role and Potential of Renewable
Energy and Energy Efficiency for Global Energy
Supply
• ECOSTAR (2003), European Concentrated Solar
Thermal Road-Mapping
• Emerging Energy (2008), Solar PV Development
Strategies in Europe, 2008-2020
• Emerging Energy (2009), Global concentrated solar power markets & strategies: 2009-2020
• Enea (2009), Usi termici delle fonti rinnovabili
• EPIA (2008), Global Market Outlook for
Photovoltaics unit 2012 – Facing a Sunny Future
• EPIA (2009), Global Market Outlook for
Photovoltaics until 2013
• EPIA e Greenpeace (2008), Solar Generation V
• ESTIF (2008), Solar Thermal Markets in Europe –
Trends and Market Statistics 2007
• ESTIF (2009), Solar Thermal Markets in Europe –
Trends and Market Statistics 2008
• ESTELA-GREENPEACE
(2009),
Global
Concentrating Solar Power
• EurObserv’ER (2008), Photovoltaic Barometer
• EurObserv’ER (2008), Solar Thermal Barometer
• EurObserv’ER (2009), Photovoltaic Barometer
• EurObserv’ER (2009), Solar Thermal Barometer
• European Commission, JRC e IES (2009), PV
Status Report – 2009
• GSE (2009), Incentivazione degli impianti
fotovoltaici
• IEA (2009), Technology Roadmaps - PV: Targets
• IEA (2009), Renewable Energy Essentials:
Concentrating Solar Thermal Power
• IEA (2009), Renewable Energy Essentials: Solar
Heating and Cooling
• IEA (2009), Trends in Photovoltaic Application.
Survey report of selected IEA countries between
1992 and 2008
• Lawrence Berkeley National Laboratory (2009),
Tracking the Sun II - The Installed Cost of
Photovoltaics in the U.S. from 1998-2008
• Morgan Stanley (2008), Solar Device Growth at
Lower Margin
• MRS Bulletin (2008), Solar Energy Conversion
Toward 1 Terawatt
• NREL (2003), Assessment of Parabolic Trough
and Power Tower Solar Technology Cost and
Performance Forecasts
• NREL (2009), 2008 Renewable Energy Data
Book
• REN LAB (2009), Il sistema industriale lombardo
nel business dell’energia fotovoltaica
• SOLAIR (2009), Market report for small and medium-sized solar air-conditioning appliances
• SOLAIR (2009), Survey of available technical solutions and successful running systems
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165
Elenco delle organizzazioni intervistate
Si ringrazia infine, per la disponibilità e le informazioni forniteci, le imprese e le organizzazioni intervistate
nel corso della ricerca:
• ADECCO
• AL ENGINEERING
• ALEO SOLAR
• ALERION
• ALTAIR IFM
(GRUPPO
MANUTENCOOP)
• ALUK
• ANTONIO
CITTERIO AND
PARTNERS
• AROS
• ARUP
• ATMOS
• BP SOLAR
• CASSA RURALE BCC
DI TREVIGLIO
• CHAPMAN TAYLOR
• COENERGIA
• COMPAGNIA
ITALIANA
COSTRUZIONI
• COSTRUZIONI
SOLARI
• DEA
• ECOS ENERGIA
• ECOWARE
• EDISON
• ELETTROSANNIO
• ELETTRONICA
SANTERNO
• ENEA
• ENEL GREEN
POWER
• ENERGENIA
• ENERGES GESTION
MEDIOAMBIENTAL
• ENERGIE FUTURE
• ENERGY GLASS
• ENERPOINT
• ENERQOS
• ENERRAY
• ENIPOWER
• EU ENERGY
• FOTIR
• FRONIUS
• GDM COSTRUZIONI
• GREEN UTILITY
• GRUPPO TOSONI
• HELIOS
TECHNOLOGY
• HINERGY
• INTESA SANPAOLO
• ISOFOTÓN
• KPMG
• MANENS
• MARCORA
COSTRUZIONI
• MARIO CUCINELLA
ARCHITECTS
• MECCANOTECNICA
UMBRA
• MITSUBISHI
ELECTRIC
• MPS CAPITAL
SERVICES
• MXGROUP
• PARADIGMA
ITALIA
• PM SERVICE
• POWER-ONE
• PROMELEC
INTERNATIONAL
• PV ENERGY
• REFLEX
• RENERGIES
• RICHARD ELLIS
INVESTORS SGR
• RIELLO
• SAFEM
• SCHOTT SOLAR
• SCHÜCO
INTERNATIONAL
ITALIA
• SIEL
• SILFAB
• SMA SOLAR
TECHNOLOGY
• SOLARDAY
• SOLAREX
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• SOLON
• SOLSONICA
• SONNENKRAFT
• SORGENIA SOLAR
• SPS ISTEM
• STUDIO
ARCHITETTURA
PIAGGI
• STUDIO ARIATTA
• SUNERG SOLAR
• SUNPOWER
• SUNTECH
• TECHINT
• TECNO SPOT
• TECNOTIN
• TELEYA
• TERNIENERGIA
• UNICREDIT
• VAILLANT
• VELUX
• XGROUP
• XELIOX
• ZURICH
167
La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
School of Management
Energy & Strategy Group
La School of Management del Politecnico di Milano
è stata costituita nel 2003.
Essa accoglie le molteplici attività di ricerca, formazione e alta consulenza, nel campo del management, dell’economia e dell’industrial engineering,
che il Politecnico porta avanti attraverso le sue diverse strutture interne e consortili.
Fanno parte della Scuola: il Dipartimento di
Ingegneria Gestionale, i Corsi Undergraduate e il
PhD Program di Ingegneria Gestionale e il MIP, la
business school del Politecnico di Milano che, in
particolare, si focalizza sulla formazione executive
e sui programmi Master.
La Scuola può contare su un corpo docente di più
di duecento tra professori, lettori, ricercatori, tutor
e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole entrare nel programma undergraduate.
La School of Management ha ricevuto, nel 2007, il
prestigioso accreditamento EQUIS, creato nel 1997
come primo standard globale per l’auditing e l’accreditamento di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo conto e valorizzando le differenze
culturali e normative dei vari Paesi. L’Energy & Strategy Group della School of
Management del Politecnico di Milano è composto da docenti e ricercatori del Dipartimento di
Ingegneria Gestionale e si avvale delle competenze
tecnico-scientifiche di altri Dipartimenti, tra cui in
particolare il Dipartimento di Energia.
L’Energy & Strategy Group si pone l’obiettivo di
istituire un Osservatorio permanente sui mercati e
sulle filiere industriali delle energie rinnovabili in
Italia, con l’intento di censirne gli operatori, analizzarne strategie di business, scelte tecnologiche
e dinamiche competitive, e di studiare il ruolo del
sistema normativo e di incentivazione.
L’Energy & Strategy Group intende presentare i risultati dei propri studi attraverso:
• rapporti di ricerca “verticali”, che si occupano di
una specifica fonte di energia rinnovabile (solare,
biomasse, eolico, geotermia, ecc.);
• rapporti di ricerca “trasversali”, che affrontano il
tema da una prospettiva integrata (efficienza energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi industriali, ecc.).
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169
Le imprese partner
BP Solar
Edison
Enel Green Power
Enipower
Intesa Sanpaolo
Mitsubishi Electric
Siemens
SMA
Solarday
Sorgenia
Techint
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171
Imprese partner
BP Solar fa parte di BP Alternative Energy, la divisione dedicata alle energie alternative che affianca il core business del gruppo BP legato al gas e al
petrolio. Con più di 2.000 dipendenti nel mondo
e oltre 1,5 mld $ di fatturato, BP Solar è uno dei
principali player del mercato del fotovoltaico a livello mondiale. L’azienda vanta impianti produttivi di panneli fotovoltaici in Polonia, Messico, USA,
India e Cina, oltre ad uffici commerciali in più di
160 Paesi nel mondo. BP Solar è impegnata anche
nei Paesi del terzo mondo, dove ha fornito corrente elettrica ad interi villaggi, alimentato sistemi di
pompaggio per l’irrigazione, nonchè realizzato impianti fotovoltaici per sistemi di comunicazione. I
moduli BP Solar installati nel mondo, per una potenza complessiva di oltre 1 GW, consentono oggi
di evitare l’immissione in atmosfera di circa 14 milioni di tonnellate di CO2, che equivale a piantare
più di 5 milioni di acri di alberi.
BP Solar in Italia propone soluzioni innovative per
impianti fotovoltaici “chiavi in mano”, garantendone la qualità e la producibilità agli investitori ed
alle banche finanziatrici. La sua mission consiste
nel raggiungere nel più breve tempo possibile la
grid parity e proporre al mercato un’offerta con “il
più alto valore aggiunto ed il minor costo in termini di centesimi per kWh, lungo l’intero ciclo di vita
dell’impianto”.
BP Solar opera da oltre 30 anni nel mercato italiano, che è ritenuto dal Gruppo come uno dei più attrattivi a livello mondiale. BP Solar ha realizzato
grandi impianti per 8 MW nel 2009 e ha una pipeline di progetti per oltre 100 MW da realizzarsi nel
2010. BP Solar si avvale inoltre di partner selezionati e qualificati per realizzare impianti di piccole
e medie dimensioni, ossia residenziali e commerciali, consentendo all’azienza di essere presente su
tutto il territorio ed in tutti i segmenti di mercato.
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173
Imprese partner
Edison è uno dei principali operatori in Italia nel
settore dell’energia, attivo dall’approvvigionamento
e produzione alla vendita di energia elettrica e di gas.
Edison dispone di una capacità di generazione di oltre 12.000 MW e gestisce circa 2.100 MW di capacità produttiva da fonte rinnovabile, di cui circa 1.690
MW di idroelettrico di grande taglia, 50 MW di mini-idro, 354 MW di eolico, 3,3 MW di fotovoltaico
e 6 MW di biomasse solide. L’obiettivo di Edison è
crescere e consolidare lo sviluppo delle fonti rinnovabili, settore in cui è storicamente attiva.
Le linee di crescita di Edison si articolano lungo cinque principali direzioni:
• eolico: nel triennio 2010-12 Edison darà un forte
impulso allo sviluppo di nuovi impianti eolici in
Italia con l’obiettivo di arrivare a circa 440-450
MW di potenza installata. Già nel 2009 è entrato in esercizio l’impianto di Melissa/Strongoli
in Calabria da 50 MW. Nei primi mesi del 2010
verrà inaugurato l’impianto eolico di Mistretta in
Provincia di Messina (30 MW) e verranno avviati
i lavori per altri due campi eolici in Campania a San Giorgio La Molara (BN) e a Faiano di Val
Fortore (BN) - con una potenza rispettivamente di 54 MW e 18 MW. L’entrata in esercizio dei
due impianti è prevista nel corso del 2011. Sempre
nel 2009 è stato firmato un accordo definitivo
per l’acquisizione del 100% del Parco Eolico San
Francesco da Gamesa, che sta ultimando la costruzione di un impianto da 26 MW nel Comune
di Melissa (Crotone). Edison intende crescere anche all’estero, in particolare nel Sud Est europeo
(Romania e Grecia), dove punta sullo sviluppo di
impianti eolici green field;
• idroelettrico: nel settore idroelettrico proseguono
le attività di ripotenziamento e riammodernamento delle centrali del gruppo. Edison intende cogliere le eventuali opportunità di incremento della capacità installata che si manifesteranno nel tempo
attraverso lo sviluppo del mini-idroelettrico;
174
• fotovoltaico: Edison ha debuttato nel fotovoltaico
con il completamento dell’impianto di 3,3 MW
ad Altomonte (CS), situato accanto alla centrale
a ciclo combinato a gas naturale di proprietà. La
crescita ulteriore nel fotovoltaico farà leva sulla
pipeline esistente, alla luce delle nuove tariffe incentivanti del Conto Energia;
• biomasse: in questo campo, si registra l’entrata
in esercizio della centrale a biomassa solida di
Castellavazzo (BL), a valle del progetto di rifacimento effettuato attraverso Sistemi di Energia,
società controllata da Edison attiva anche nel
campo degli impianti mini-idro (con circa 19
MW di potenza installata);
• efficienza energetica e sostenibilità: Edison è
entrata con decisione nel mercato dell’Efficienza Energetica e Sostenibilità creando un’area di
business dedicata. Il modello che Edison intende
promuovere è semplice ma innovativo: mettendo
a disposizione la sua esperienza di operatore energetico, Edison analizza la struttura dei consumi
del cliente, impegnandosi sul conseguimento del
risultato attraverso interventi di ottimizzazione
e di autoproduzione. Edison è disponibile ad intervenire con proprie risorse finanziarie per sostenere l’investimento, a vantaggio non solo del
cliente ma anche della collettività, con evidenti
ricadute positive in termini di contenimento delle emissioni.
Edison dedica inoltre particolare attenzione all’attività di innovazione nel settore delle energie
rinnovabili ed in particolare alle tecnologie del
fotovoltaico di terza generazione e del solare termodinamico. In questo senso, è stata allestita una area
test, vicino all’impianto fotovoltaico di Altomonte
(CS), per la sperimentazione ed il confronto di sistemi fotovoltaici tradizionali, innovativi ed a concentrazione. Sono stati anche attivati progetti di ricerca su tecnologie sviluppabili nel medio termine,
quali l’eolico innovativo offshore.
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Imprese partner
Enel è la più grande azienda elettrica in Italia, che
produce, distribuisce e vende energia elettrica e
gas in Europa, Nord America e America Latina.
Nel dicembre 2008 l’azienda ha creato Enel Green
Power, la società del gruppo dedicata allo sviluppo della capacità installata da fonti rinnovabili in
tutto il mondo. Enel Green Power detiene il 100%
del capitale sociale di Enel.si, impresa nata nel
2000 con l’obiettivo di operare nei settori del fotovoltaico, del solare termico, dei prodotti ad alta
efficienza (climatizzatori e caldaie) e delle fonti
rinnovabili in genere.
Le attività di Enel Green Power nel settore del
fotovoltaico sono in continuo sviluppo, sia attraverso Enel.si nel mercato retail, sia attraverso
una continua ricerca delle migliori opportunità
di investimento diretto o in partnership, come ad
esempio quella che è attualmente in essere con
Sharp e che ha l’obiettivo di sviluppare, entro il
2016, campi fotovoltaici nella regione mediterranea per una capacità installata totale di circa 500
MW. A ciò si affianca una strategia di integrazione a monte della filiera: a tal fine è stato siglato un
accordo con Sharp e con STMicroelectronics per
la realizzazione della più grande fabbrica italiana
di pannelli fotovoltaici a film sottile a tripla giunzione, a Catania. E’ previsto che la produzione dei
pannelli parta nel primo semestre del 2011.
Nel mercato fotovoltaico Enel.si si occupa della
progettazione, installazione e manutenzione di
impianti “chiavi in mano” di diversi livelli di potenza. Quest’attività è svolta da Enel.si attraverso
i suoi circa 100 dipendenti ed una rete di oltre 500
installatori presenti su tutto il territorio nazionale, legati ad Enel.si da un contratto di franchising.
Nel 2009 sono stati realizzati impianti per una potenza pari a circa 50 MW. Enel.si ha inoltre realizzato e messo in esercizio per Enel un impianto da
6 MW a Montalto di Castro.
L’impresa è in grado di fornire ai propri clienti,
tramite la propria rete di concessionari, finanziamenti per l’acquisto di impianti fotovoltaici.
Questo è possibile grazie alle convenzioni stipulate, tra gli altri, con il Gruppo Deutsche Bank
per l’ambito retail e con il Gruppo Montepaschi,
la Banca Popolare di Sondrio, Intesa Sanpaolo e
Banca Popolare di Milano per gli impianti di dimensioni più consistenti. Enel.si offre, sempre attraverso la rete di affiliati, impianti solari termici,
prevalentemente per il mercato domestico.
Enel Green Power nel 2009 ha inoltre sottoscritto diversi importanti accordi nel settore del
fotovoltaico:
• con il Centro Ingrosso Sviluppo Campania (CIS)
e Interporto Campano per la realizzazione di un
impianto fotovoltaico da 25 MW, il più grande
progetto integrato su tetti con tecnologia innovativa in Italia, e tra i più grandi a livello mondiale. L’impianto, di proprietà di Enel Green
Power, sorgerà nel Comune di Nola, in Provincia
di Napoli, e sarà realizzato sulle coperture di immobili commerciali e logistici, in totale integrazione architettonica. Dotato di innovativi moduli fotovoltaici flessibili a film sottile, in silicio
amorfo, entrerà in esercizio nel 2010;
• con il Gruppo Marcegaglia per la realizzazione
a Taranto, sulle coperture degli stabilimenti industriali del gruppo Marcegaglia, di un impianto
fotovoltaico da 4 MW in totale integrazione architettonica, per la maggior parte con la tecnologia innovativa del film sottile flessibile, in silicio
amorfo.
Il Gruppo Enel è attivo anche nel campo del solare
termodinamico con il progetto Archimede - di
cui si è parlato ampiamente nel rapporto di ricerca - e nella ricerca sul fotovoltaico a concentrazione, con alcuni prototipi che si stanno testando
presso i laboratori di Catania.
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175
Imprese partner
Enipower è la società di Eni per le attività di generazione di energia elettrica, di vapore e per la
produzione e commercializzazione di impianti
fotovoltaici. La tutela dell’ambiente, della salute e
della sicurezza delle proprie risorse umane, oltre
ai rapporti con il territorio e con gli stakeholder,
sono obiettivi primari nelle logiche gestionali
dell’azienda.
Enipower e le sue società controllate dispongono
di 8 centrali di generazione elettrica, vapore tecnologico e acqua surriscaldata, con una potenza
elettrica installata di oltre 5,3 GW, insediate nei
siti industriali di Ravenna, Ferrara, Mantova,
Ferrera Erbognone, Livorno, Brindisi, Taranto e
Bolgiano.
La società sta completando un piano di investimenti che comporta la graduale sostituzione
degli impianti tradizionali, acquisiti alla sua costituzione, con moderni impianti a ciclo combinato, alimentati a gas naturale, che garantiscono
standard elevati per la sicurezza e la salute delle risorse umane impiegate e per la salvaguardia
dell’ambiente.
Nel comparto fotovoltaico, Enipower dispone dal
giugno 2006 di un sito produttivo, localizzato a
Nettuno, nei pressi di Roma, dove si realizzano
celle e moduli mono- e multi-cristallini. La linea
di produzione di questo impianto ha raggiunto
nel 2008 una capacità di 10 MW e la società sta
terminando un programma di investimenti per
un suo significativo incremento. Lo stabilimento
si estende su una superficie di circa 34.000 metri
quadrati, di cui 8.000 coperti, divisi in aree produttive, uffici e laboratori, aree di servizio tecnico
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e magazzini. L’impianto è in grado di produrre
celle solari ad alta efficienza a base di silicio multi-cristallino e di assemblare moduli fotovoltaici
mono- e multi-cristallini, mediante utilizzo di
moderne tecnologie. Le linee di produzione dello
stabilimento sono costituite da una serie di apparecchiature automatiche che sottopongono la
materia prima acquistata sul mercato (“fette” di
silicio o wafer dello spessore di circa 200 micron)
a un trattamento chimico-fisico per la trasformazione in cella fotovoltaica, con una serie di processi consecutivi.
Enipower fornisce impianti, con il marchio
Eurosolare®, principalmente alle piccole-medie
imprese. Essa si serve del supporto di società
esterne solamente per la fase di installazione. Per
la fornitura dei diversi componenti dei moduli
(EVA, vetri e cornici in alluminio) e dell’impianto (inverter e componentistica elettrica), l’impresa indice delle gare d’appalto cui partecipano fornitori pre-selezionati che hanno la possibilità di
ottenere contratti di fornitura di lungo periodo.
Oltre alla realizzazione di una serie di impianti fotovoltaici su pensiline di stazioni di distribuzione
carburanti Eni, su pensiline dei parcheggi presso
la sede di SnamProgetti di Fano e diversi impianti
realizzati su tetti e terreni, al momento Enipower
annovera nel suo portafoglio una centrale a
produzione fotovoltaica in Italia, a Nettuno. In
Algeria, Enipower ha realizzato, nell’ambito di un
accordo di cooperazione e sviluppo delle energie
rinnovabili nei paesi del Nord Africa firmato dal
Governo Italiano ed Algerino, il primo impianto
del Paese connesso alla rete.
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Il Gruppo Intesa Sanpaolo è tra i gruppi bancari
leader in Italia nei settori retail, corporate e wealth
management. Intesa Sanpaolo guarda con particolare attenzione, sin dall’introduzione del Primo Conto
Energia, al settore delle fonti rinnovabili, in particolare al comparto del fotovoltaico. Il ventaglio di
offerte in questo campo è piuttosto ampio e si suddivide tra prodotti per installazioni residenziali, per
imprese o per il finanziamento diretto di grandi impianti. Grazie all’accordo quadro siglato con il GSE,
tutti questi finanziamenti possono essere assistiti
dalla garanzia rappresentata dalla cessione dei crediti nei confronti dello stesso ente riferiti al Conto
Energia.
Nel campo dei prodotti retail, il “Prestito ecologico” è
lo strumento destinato a soggetti privati e utilizzato,
tra l’altro, per finanziare l’installazione di impianti
fotovoltaici e di pannelli solari termici. Tale prestito
può avere una durata massima di dodici anni ed un
importo finanziabile massimo di 75.000 €.
Il “Finanziamento energia business” è lo strumento
pensato per piccole imprese e liberi professionisti che
intendono realizzare un impianto fotovoltaico. Esso
prevede un finanziamento fino al 100% dell’ammontare complessivo, IVA esclusa. Il prestito può avere
un importo variabile tra 20.000 € e 500.000 €, con
una durata compresa tra due e quindici anni.
Uno strumento di finanziamento per le imprese che
abbiano intenzione di installare un impianto fotovoltaico è il “Finanziamento fotovoltaico imprese”,
che può avere una durata fino a quindici anni ed un
importo finanziabile variabile tra 75.000 € e 6 mln €.
Il finanziamento può coprire fino al 100% dell’investimento, IVA esclusa.
“Leasenergy” è il leasing nato per professionisti,
artigiani e imprese di qualunque dimensione che
intendono utilizzare fonti rinnovabili per la produzione di energia, quindi anche impianti fotovoltaici.
Lo strumento ha una durata di 180 mesi, con canoni
prevalentemente mensili.
Per sostenere gli imprenditori che investono nel settore delle energie rinnovabili, Mediocredito Italiano,
la banca del Gruppo Intesa Sanpaolo specializzata
nello sviluppo delle piccole e medie imprese, ha cre-
ato il Desk Energy. Si tratta di una struttura specialistica dedicata al settore delle energie rinnovabili,
con la finalità di fornire supporto e risposte concrete
a tutte le esigenze, non solo finanziarie, delle aziende
interessate a sviluppare tale business.
Nel campo del fotovoltaico opera anche la divisione
di Project & Industry Specialized Lending, che ha
come clienti potenziali grandi imprese e fondi infrastrutturali o di private equity. In entrambi i casi
Intesa Sanpaolo si occupa degli aspetti finanziari del
progetto, ma senza per questo prescindere dalle tematiche strettamente industriali degli impianti. La
strutturazione in project finance di un parco fotovoltaico risulta essere interessante al raggiungimento di
una certa massa critica. Nel project financing Intesa
Sanpaolo ricopre sia il ruolo di advisor finanziario
nella fase di strutturazione dell’operazione sia il ruolo di lender nella fase di arranging. Tra i principali
requisiti di bancabilità di un EPC contract fotovoltaico, oltre alla solidità finanziaria dell’azienda, vi è
la presenza delle seguenti garanzie: l’advance payment bond, che viene rilasciato dall’EPC contractor
all’owner dell’impianto, dietro corresponsione anticipata di circa il 20% - 30% del costo del contratto, il
performance bond, che garantisce la buona esecuzione dei lavori di costruzione dell’impianto fino al suo
collaudo, ed infine il warranty bond, che garantisce
l’impianto da difetti dei materiali e dei componenti
per circa i due anni successivi al collaudo.
Altro approccio al business del fotovoltaico da parte
di Intesa Sanpaolo consiste nella possibilità di intervento diretto nell’equity delle aziende più interessanti del settore. Un esempio in questo senso è rappresentato da Equiter, investment company del Gruppo
dedicata al settore delle infrastrutture, che detiene
il 20% del capitale di Enerpoint con la quale è stata
costituita Enerpoint Energy, una joint venture paritetica che sta sviluppando un portafoglio in proprietà di impianti di generazione di energia da fonte fotovoltaica. Sempre Equiter è advisor per la selezione
degli investimenti del Fondo chiuso PPP Italia, che
sta dedicando una parte del proprio portafoglio agli
impianti fotovoltaici.
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Mitsubishi Electric è nata nel 1921 in Giappone
ed è oggi leader mondiale nella produzione, nel
marketing e nella commercializzazione di apparecchiature elettriche ed elettroniche. Presente
in 34 Paesi, ha iniziato la sua attività in Europa
nel 1969 e dal 1985 ha creato una filiale in Italia
che opera in cinque divisioni commerciali, tra cui
quella fotovoltaica – inverter fotovoltaici e pannelli fotovoltaici.
L’ingresso di Mitsubishi Electric nel mercato dei
sistemi fotovoltaici per applicazioni residenziali
risale al 1996. Nel 1998 è stato inaugurato lo stabilimento produttivo di Iida, destinato alla produzione di celle e moduli, mentre il sito produttivo di
Kyoto ha iniziato la sua attività nel 2003. Nel 2007
lo stabilimento di Iida è stato interamente destinato
alla produzione di celle, mentre l’assemblaggio di
moduli è stato concentrato a Kyoto. Nel settembre
2008 il presidente di Mitsubishi Electric ha annunciato l’imminente costruzione di un ulteriore impianto produttivo di celle fotovoltaiche localizzato
a Iida, che è stato recentemente inaugurato. Con un
aumento di 50 MW entro marzo 2011 l’azienda raggiungerà i 270 MW di capacità produttiva annua di
moduli fotovoltaici e prevede inoltre di raggiungere
una capacità annua di 600 MW nel 2012.
Oltre alla gamma esistente di moduli fotovoltaici
in silicio policristallino, Mitsubishi Electric intende installare nella fabbrica di Iida nuove apparecchiature in grado di produrre celle fotovoltaiche
in silicio monocristallino e di avviarne la regolare
produzione entro Marzo 2010. Allo stesso tempo
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l’azienda installerà nuove linee di produzione per
la realizzazione di moduli fotovoltaici in silicio
monocristallino presso la fabbrica di Kyoto.
Per quanto riguarda l’articolazione del modello
di business, Mitsubishi Electric acquista lingotti
di silicio e produce internamente celle (destinate
interamente all’autoconsumo) e moduli in silicio
policristallino, realizzati con tecnologia multilayer
ad elevata qualità. Dal settembre 2006 Mitsubishi
Electric ha inoltre completato la sua offerta per il
mercato fotovoltaico europeo attraverso la fabbricazione e distribuzione di inverter monofase per
uso residenziale.
La produzione è totalmente centralizzata in
Giappone e la filiale italiana, che impiega 10 addetti, si occupa esclusivamente della vendita di
moduli e inverter, principalmente a grandi installatori e system integrator, e dell’assistenza tecnica.
In Italia il target dell’azienda è equamente suddiviso tra mercato industriale e mercato residenziale: nel 2008 sono stati venduti moduli per circa 24
MW e nel 2009 per 28 MW.
Per quanto riguarda gli inverter, l’azienda è presente sul mercato con prodotti di piccola taglia e
destinati ad usi prevalentemente residenziali. La
gamma di inverter si caratterizza per il grado di
efficienza tra i più elevati del mercato. Mitsubishi
ha venduto in Italia, nel 2008, circa 4 MW di inverter, mentre nel 2009 5 MW. L’azienda sta inoltre mettendo a punto un kit fotovoltaico costituito
da modulo più inverter, che potrebbe arrivare a
breve sul mercato.
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Solarday S.p.A. è una società italiana specializzata
nella produzione di moduli fotovoltaici in silicio
policristallino. Solarday realizza prodotti di alta
qualità e massima affidabilità attraverso processi
produttivi all’avanguardia, un sistema di apparecchiature industriali di ultima generazione e
la collaborazione di personale tecnico altamente
specializzato, dedito alla ricerca ed allo sviluppo
tecnico sia a livello di prodotto che di processo.
Solarday ha realizzato nel 2009 un fatturato di
circa 61 mln €.
L’azienda, fondata nel 2004 da un gruppo di tecnici del settore e da alcuni imprenditori, si colloca
tra i primi progetti industriali italiani del settore
fotovoltaico. Lo stabilimento per la produzione
di moduli, nato nel 2006, si trova a Mezzago, nel
cuore della Brianza; oltre 100 sono gli addetti tra
operai, impiegati e responsabili che hanno contribuito e contribuisco al successo di Solarday. Nel
corso del triennio 2006-2009 l’azienda ha portato
a regime le proprie linee di produzione e triplicato la propria capacità produttiva, raggiungendo
in breve tempo una capacità nominale di 60 MW/
anno.
Solarday rappresenta un punto di riferimento per
impiantisti, progettisti e installatori che intendono utilizzare prodotti e soluzioni di eccellente
qualità e affidabilità e usufruire della professionalità e del supporto qualificato di un team di
esperti nelle differenti fasi del progetto. Oltre ai
processi produttivi per i quali Solarday ha ottenuto la certificazione da parte dell’ente tedesco
TÜV Rheinland secondo gli standard IEC 61215
Ed.2 e SCII, l’azienda è certificata per i processi
di gestione (ISO 9001-2008) e sicurezza sul lavoro
(OHSAS 18001-2008).
Solarday focalizza la sua offerta nella produzione
di moduli fotovoltaici policristallini, che maggiormente si adattano alle esigenze di installatori e
impiantisti e, più in generale, a quelle del mercato
nazionale ed internazionale. Il modello di punta
è rappresentato dal modulo standard denominato
Solarday PX60, disponibile nelle versioni Classic,
Trend e Glamour in base alla potenza (da 210 a 240
Wp). I moduli della serie PX60, in silicio multicristallino, assicurano un elevato rendimento energetico anche in situazioni di bassa insolazione e
grazie alle dimensioni, al peso contenuto ed alla
potenza di fascia alta, riscontrano il gradimento
degli installatori, che vengono facilitati durante
le fasi di montaggio da minori movimentazioni e
dalla conseguente riduzione dei costi di gestione
e messa in opera.
Solarday dispone, inoltre, di una vasta gamma di
prodotti custom con classi di potenza e dimensioni differenti, in grado di rispondere a qualsiasi
esigenza di impiantisti e installatori. Punta di diamante della linea custom è il modulo fotovoltaico
vetro/vetro. Sviluppati per rispondere alla sempre
crescente richiesta di integrazione architettonica,
i moduli fotovoltaici BIPV sono prodotti su richiesta, coerentemente con le specifiche tecniche
dettate dai clienti. Si tratta di pannelli fotovoltaici
con potenza, dimensioni e caratteristiche personalizzabili in base allo specifico contesto applicativo, come accade appunto anche per i moduli
vetro/vetro, realizzabili anche in vetrocamera
e con potenza fino a 1000 Wp, che rispondono
alle norme IEC 61215 (Ed.2), IEC EN 61730 1-2
e EN 12543 (vetro di sicurezza). Inoltre, grazie
alla collaborazione con aziende specializzate nella
realizzazione di serramenti e sistemi di fissaggio,
Solarday offre soluzioni complete per qualsiasi
esigenza di integrazione architettonica.
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Il Gruppo Siemens, con un’organizzazione articolata in tre Settori - Energia, Industria e Sanità
- è presente a livello mondiale con circa 405.000
collaboratori ed un fatturato 2008/09 di 76,7
mld €. Siemens S.p.A., attiva in Italia dal 1899,
rappresenta una delle più importanti realtà industriali del Paese, con oltre 5.500 dipendenti
e un fatturato pari a 2,6 mld € nell’anno fiscale
2008/09.
In un contesto caratterizzato da cambiamenti climatici, crescita della popolazione mondiale e aumento dell’urbanizzazione, oltre che
dall’esigenza di rispettare i vincoli di emissioni previsti dal Protocollo di Kyoto, non si può
prescindere dall’utilizzo di fonti alternative e
rinnovabili. Siemens, unico fornitore in grado
di coprire tutte le esigenze del sistema energetico elettrico – dalla generazione alla trasmissione e distribuzione fino alla gestione dei consumi industriali e civili, è leader nelle attività di
innovazione tecnologica e player di riferimento
per la generazione da fonte rinnovabile nei settori eolico, fotovoltaico, solare termodinamico,
idrico, biomasse e geotermico.
Nel fotovoltaico, Siemens si propone sia come
partner per la progettazione esecutiva, dimensionamento, realizzazione e ottimizzazione in
esercizio di centrali “chiavi in mano”, sia come
fornitore delle componenti tecnologiche fondamentali per la gestione efficiente dell’impianto:
inverter, quadri e trasformatori elettrici, sistemi
scada (supervisory control and data acquisition)
di monitoraggio elettronico e sistemi di videosorveglianza. La modularità e l’integrazione
dell’offerta Siemens rappresentano i principali
fattori del suo successo.
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Per sfruttare le potenzialità del mercato fotovoltaico, Siemens adotta tre principali approcci
a questo business:
• approccio “Chiavi in Mano”: consiste nella progettazione esecutiva, dimensionamento e realizzazione di impianti “chiavi in mano” di potenza superiore a 500 kW, comprensivi dei moduli
fotovoltaici. Questo modello è adottato principalmente per clienti industriali e produttori di
energia;
• approccio “EPC elettrico”: consiste nell’ingegnerizzazione, fornitura e commissioning di sistemi
elettrici e di automazione per l’efficienza, la flessibilità e la continuità degli impianti fotovoltaici
di potenza superiore ai 500 kW;
• approccio “Fornitura prodotti”: consiste nella
fornitura della tecnologia Siemens attraverso la
tradizionale rete commerciale dei distributori
per installatori e system integrator locali, che progettano e sviluppano impianti di taglia mediopiccola, senza la diretta supervisione di Siemens.
Siemens sta investendo molto anche nel
Concentrated Solar Power (o solare termodinamico). Oltre ad essere leader mondiale per la
fornitura di turbine a vapore per applicazioni
solari termodinamiche, Siemens ha ampliato
ulteriormente il proprio ambito di attività in
questo comparto. Grazie alle recenti acquisizioni di una quota del capitale di Archimede
Solar Energy, che produce ricettori solari a sali
fusi per impianti CSP, e dell’israeliana Solel,
che permette a Siemens di offrire anche la parte
di potenza per impianti a specchio parabolico,
l’impresa è in grado di ottimizzare il rendimento degli impianti ed aumentare l’efficienza del
sistema nel suo complesso.
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SMA Italia è la filiale di SMA Solar Technology AG.
Con una potenza installata di oltre 6,5 GW, SMA
è il primo produttore a livello mondiale di inverter fotovoltaici ed è in grado di offrire la più ampia
gamma di inverter per tutte le classi di potenza e
compatibili con ogni tipo di modulo.
Il Gruppo, fondato nel 1981, ha la sede principale a
Kassel, in Germania, ed è presente in tutti i mercati
chiave del mondo con oltre 4.000 dipendenti e 13
filiali commerciali e di assistenza tecnica. Nel 2009
ha registrato un fatturato di circa 934 mln €. Dal
27 giugno 2008 SMA Solar Technology AG è quotata nel Prime Standard della Borsa di Francoforte
e dal 22 settembre dello stesso anno le sue azioni
sono inserite nel TecDax. SMA ha ricevuto negli
anni numerosi riconoscimenti, tra cui il Premio
Best Place to Work Europe come miglior datore di
lavoro.
SMA Solar Technology AG ha una capacità produttiva annua di 4 GW, generata nello stabilimento
“CO2 Carbon Neutral” di Kassel, Germania: 18.000
metri quadrati, il più grande stabilimento produttivo di inverter fotovoltaici al mondo alimentato
totalmente da energie alternative a impatto zero
per l’ambiente. Il Gruppo sta inoltre realizzando
un secondo stabilimento di produzione negli Stati
Uniti.
L’inverter è il cuore intelligente di ogni impianto
fotovoltaico. E’ il componente strategico, in quanto
trasforma la corrente continua prodotta dalle celle
fotovoltaiche in corrente alternata conforme alla
rete del distributore. Gli inverter SMA si distinguono per un grado di rendimento particolarmente elevato, che raggiunge e supera in alcuni dispositivi il 98%, consentendo una maggiore produzione
di corrente ed un rapido ritorno d’investimento.
La mission di SMA è di riconoscere le esigenze
del mercato in anticipo e di stabilire le tendenze
grazie alla continua innovazione tecnologica che
consente di aumentare i benefici riducendo il prezzo specifico per Watt. Le innovazioni immesse da
SMA nel campo della tecnologia inverter sono in-
numerevoli e rivoluzionarie: la tecnologia String, il
sistema Multi-String, la topologia H5, il sezionatore di carico ESS integrato, il sistema di raffreddamento Opticool e molte altre innovazioni sono gli
highlights che hanno consentito agli inverter SMA
di essere dichiarati più volte vincitori dei rispettivi
test merceologici.
La gamma di inverter SMA è la più ampia attualmente disponibile sul mercato ed offre le soluzioni
per ogni tipo di esigenza. Diverse sono le famiglie
di prodotti SMA. Per gli impianti residenziali di
piccola taglia gli inverter Sunny Boy, con un eccezionale grado di rendimento, garantiscono un’elevata disponibilità operativa dell’impianto ed un’alta produzione energetica. La famiglia Sunny Boy è
oggi arricchita dalla presenza degli inverter di nuova generazione senza trasformatore e dalla linea
con trasformatore High Frequency. Per impianti di
media-grande potenza, SMA offre gli inverter della
famiglia Sunny Mini Central che, grazie alle loro
possibilità di combinazioni illimitate, consentono
di realizzare tutti i tipi di impianti e di ottenere il
massimo rendimento. Per le grandi installazioni,
SMA offre la gamma dei Sunny Central, dai 100
kW fino ai grandi inverter da 1 MW, che abbinati
possono dare vita alle grandi centrali fotovoltaiche
da diversi MW. Per la produzione di energia in zone
isolate o non connesse alla rete, SMA propone inoltre i Sunny Island. SMA ha un ventaglio completo
di soluzioni anche per il controllo e il monitoraggio degli impianti. Gli strumenti di comunicazione
SMA consentono di ricevere tutte le informazioni
sulla produttività del proprio impianto da qualsiasi
luogo. Inoltre, tutti gli inverter di ultima generazione sono predisposti alla trasmissione dati via
Bluetooth.
SMA è trend-setter anche dal punto di vista della
formazione, del Customer Care e del Marketing,
come dimostrato dall’ampia offerta di corsi di formazione Solar Academy e dal Sunny PRO Club, il
primo Club di Marketing dedicato ai professionisti
del fotovoltaico.
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Il Gruppo Sorgenia è il primo operatore privato del
mercato italiano dell’energia ed uno dei principali protagonisti del mercato libero italiano del gas.
L’azienda opera nelle fasi di approvvigionamento
e vendita diretta, sia nel comparto elettrico sia in
quello del gas naturale. Nel 2007 il Gruppo ha registrato un fatturato di 1,8 mln €.
L’azienda è molto sensibile al tema della produzione
di energia da fonti rinnovabili e al momento opera
nei comparti dell’idroelettrico, eolico e fotovoltaico. Dell’attività fotovoltaica di Sorgenia si occupa
la società Sorgenia Solar, che comprende circa 45
addetti. L’azienda, leader del mercato fotovoltaico
italiano per impianti installati di proprietà, si rivolge al mercato degli impianti fotovoltaici “chiavi in mano” composto da grandi investitori quali
banche e fondi di investimento che hanno progetti
per grandi centrali solari, imprese e gruppi industriali italiani che intendono installare impianti
nelle proprie aree produttive e, infine, al mercato
domestico. Sfruttando la propria produzione di
moduli fotovoltaici, Sorgenia fornisce il suo prodotto al mercato degli installatori e dei distributori. Sorgenia collabora con istituti di credito come
il Gruppo Sella e società di leasing come Unicredit
leasing per quanto concerne gli aspetti finanziari e
assicurativi associati alla fornitura dell’impianto.
Negli anni Sorgenia ha affiancato a questo modello di business la vendita di materiali e tecnologie
a business partner monomarca, che integrano tali
componenti in impianti “chiavi in mano”, di po-
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tenza tipicamente inferiore a 50 kW e destinati al
mercato business/residenziale, comportandosi di
fatto come distributori per i prodotti Sorgenia. In
questo caso l’azienda rifornisce i propri partner di:
• pannelli mono- e poli-cristallini prodotti internamente o acquistati principalmente sul mercato
europeo;
• quadri elettrici prodotti internamente;
• celle, inverter, cavi e altre strutture di cui Sorgenia
si approvvigiona da fornitori esterni.
Sorgenia costruisce quindi anche impianti solari
che integra nel proprio parco centrali e che contribuiscono a raggiungere la quota del 2% di energia
da fonti rinnovabili che è chiamata ad immettere
in rete. Attualmente Sorgenia dispone di 14 centrali con una taglia di 1 MW e situate nel Sud Italia.
Attualmente ha in fase di costruzione o autorizzativa altri impianti di dimensione minima di 1 MW.
La realizzazione di queste centrali solari è stata effettuata sulla base di un modello cherry picking.
L’azienda dimostra anche un forte interesse per la
tecnologia dei moduli a film sottile, come dimostra un contratto pluriennale sottoscritto con il
fornitore First Solar. Tali moduli saranno utilizzati
sui propri impianti e rappresenteranno una nuova area di business per Sorgenia già a partire dal
2009. L’impresa partecipa al fondo di investimento
Noventi, con sede in California, che finanzia l’attività di ricerca in nuove tecnologie, tra cui il fotovoltaico, di società statunitensi, cinesi, taiwanesi e
indiane.
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Il Gruppo Techint è una realtà multinazionale che
comprende oltre 100 società, in cui lavorano circa 49 mila persone e con un fatturato di oltre 22
miliardi di dollari. In quasi 70 anni di attività le
società del Gruppo, presenti nei cinque continenti, hanno raggiunto livelli di eccellenza in diverse
aree di business: siderurgia (Tenaris & Ternium),
impianti industriali (Tenova), Engineering &
Construction (Techint), Oil & Gas (Tecpetrol) e sanità (Humanitas).
Techint Engineering & Construction ha completato più di 3.500 progetti in tutto il mondo. L’attività
spazia dalla costruzione di grandi infrastrutture
alla realizzazione in tutte le fasi, dagli studi di fattibilità fino alla fornitura chiavi in mano, di impianti
industriali, siderurgici, chimici e petrolchimici, e
centrali elettriche.
Techint infatti è specializzata nella progettazione e
costruzione su base EPC di impianti che richiedono
comprovata capacità di gestione di progetti complessi e conoscenza approfondita del territorio.
Grazie alla sua storica presenza in Europa, America
Latina, Medio Oriente ed Africa, Techint ha raggiunto una solida e radicata posizione nei paesi in cui
opera. L’approccio “multilocal” consente a Techint
di lavorare in queste aree in maniera più efficace
avendo come vantaggio competitivo la conoscenza
delle pratiche di business e degli standard locali.
Utilizzando le soluzioni progettuali e le tecnologie
più all’avanguardia, Techint è in grado di progettare e costruire impianti industriali che garantiscono
la completa soddisfazione delle esigenze dei propri
Clienti nel massimo rispetto degli obblighi in materia di sicurezza, ambiente e qualità.
Techint si è recentemente adoperata per associare
la sua solida conoscenza nel settore dell’energia con
l’innovazione e la ricerca, affrontando le sfide delle
risorse energetiche e dell’ambiente per andare incontro alla domanda di mercato, investendo nelle
energie rinnovabili e in particolare nella tecnologia
del Solare a Concentrazione (CSP). Tale tecnologia ha già dato prova di fattibilità ed ha dimostrato
un elevato potenziale nell’efficienza produttiva, affidabilità e flessibilità. Questo può essere realizzato attraverso l’impiego dello “stato dell’arte“ della
tecnologia per collettori solari parabolici lineari,
un concetto di stoccaggio dell’energia innovativo e un processo che può essere disegnato e ottimizzato con impianti stand-alone, integrati con i
tradizionali cicli termodinamici o con impianti di
desalinizzazione.
Techint ha dato vita al Consorzio Solare XXI, all’interno del quale ha il compito di integrare i diversi
componenti tecnologici, per formare un prodotto
omogeneo e affidabile, e ottimizzare le strutture
dei collettori. Accanto al collettore solare, un’ulteriore ottimizzazione dell’impianto può venire dal
valore aggiunto di Techint nel design dell’accumulo termico, nella selezione della power island, nel
disegno dei sistemi di raffreddamento o nella valutazione delle opzioni di desalinizzazione.
Grazie al proprio track record nel settore degli impianti termoelettrici e la lunga esperienza nella
costruzione e nella gestione dei progetti, Techint
è garanzia di progetti realizzati con successo accompagnati da una sensibile riduzione dei costi,
per il massimo rendimento dell’investimento del
cliente.
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