di Redazione REgions2030
Che mercato rappresenta l’Italia per EDP Renewables e quale organizzazione vi siete dati per rispondere alle esigenze di questo mercato?
L’Italia è un Paese core per EDP in termini di CAPEX e crescita. Siamo fiduciosi che il processo di decarbonizzazione in Italia seguirà il suo percorso. Il PNIEC fissa obiettivi chiari, puntando a raggiungere 131 GW di impianti FER entro il 2030, più del doppio della capacità installata attuale. Questo traguardo sarà possibile non solo grazie ai grandi impianti FER che sostituiranno le centrali tradizionali, ma anche con soluzioni per l’autoproduzione.
Per rispondere a questa evoluzione, operiamo su due fronti: con EDP Renewables Italia, attiva dal 2010 nella realizzazione di impianti FER su larga scala, e con EDP Energia Italia, focalizzata su impianti fotovoltaici di dimensioni più contenute (a partire da 200 kW). Dal 2019, quest’ultima realtà offre in Italia soluzioni di energia solare decentralizzata su misura per le aziende, aiutandole a ridurre la loro impronta di carbonio. A livello organizzativo, contiamo su un team di 120 professionisti con un’età media di 37 anni e una buona rappresentanza femminile (il 30% del personale è composto da donne).
Negli ultimi anni abbiamo installato quasi 1 GW di impianti FER su larga scala, principalmente eolici, ma più recentemente anche agri-voltaici. Inoltre, gestiamo una capacità contrattuale di 150 MWp nella generazione solare decentralizzata, distribuita su circa 1.400 impianti presso oltre 400 siti produttivi.
Per quanto riguarda gli impianti su larga scala, dal 2020 abbiamo installato in media 200 MW all’anno tra eolico, fotovoltaico e agri-voltaico, e il nostro piano industriale al 2030 prevede una crescita almeno di pari livello, con l’aggiunta di impianti BESS e agri-voltaici avanzati. Attualmente sono in costruzione altri 360 MW di impianti FER, e abbiamo sviluppato internamente una pipeline solida di oltre 1,4 GW, con connessioni e diritti sui terreni già acquisiti. In linea con le strategie di Gruppo, una parte degli impianti viene periodicamente ceduta sul mercato secondario attraverso un processo di asset rotation, che ci permette di finanziare nuovi progetti senza ricorrere a ulteriore indebitamento.
Sul fronte dell’autoconsumo, EDP Energia Italia offre diverse soluzioni: dal classico impianto “chiavi in mano”, con pagamento diretto o rateale, alla formula As-a-Service “pay as produced”, in cui il cliente paga solo in base all’energia prodotta dall’impianto, senza dover sostenere i costi di installazione e manutenzione per tutta la durata del contratto.
Infine, voglio sottolineare il nostro impegno sul territorio, attraverso iniziative di supporto alle comunità che ospitano i nostri impianti. Tra queste, il progetto “Keep it Local”, con cui sponsorizziamo la formazione di giovani residenti nei comuni in cui operiamo, offrendo loro la possibilità di diventare tecnici specializzati nel settore eolico. Un’iniziativa che da anni riscuote grande interesse e risultati concreti.
Dal punto di vista tecnologico avete delle best practice? E quali sono, inoltre, i prossimi sviluppi dell’innovazione in campo energetico che state seguendo?
Siamo una utility globale presente in Europa, Nord America, Sud America e Asia-Pacifico, con oltre 19 GW di impianti FER installati, principalmente eolici. L’innovazione tecnologica è parte integrante del nostro sviluppo e, negli ultimi anni, abbiamo ampliato il nostro focus anche sul fotovoltaico su larga scala, distinguendoci in questo settore. Solo in Italia, nel 2024, abbiamo installato quasi 250 MW di impianti agri-voltaici e continueremo su questa strada nei prossimi anni, integrando anche impianti agri-voltaici avanzati. A breve, inoltre, avvieremo la realizzazione di impianti BESS stand-alone, ora che il MACSE sta diventando operativo.
Nei nostri impianti eolici utilizziamo esclusivamente turbine di ultima generazione, con diametri sempre maggiori per ottimizzare la produzione. Per il fotovoltaico, puntiamo a sfruttare al meglio le superfici disponibili, ma su questo fronte il quadro normativo attuale rappresenta un freno. La maggior parte dei progetti che oggi entrano in costruzione ha iniziato il percorso autorizzativo 5-10 anni fa, un periodo in cui la tecnologia ha compiuto progressi significativi. Ad esempio, poter installare turbine eoliche con pale più lunghe per migliorare l’efficienza non è sempre semplice, perché la normativa spesso non consente modifiche ai progetti approvati anni prima. Lo stesso vale per il fotovoltaico: il vincolo di “non incrementare l’area occupata dall’impianto” crea incertezze, dato che i pannelli di nuova generazione sono più grandi rispetto a quelli inizialmente autorizzati. Sarebbe più logico considerare come riferimento l’intera area recintata dell’impianto, invece della disposizione originaria dei pannelli. Questi aspetti, pur sembrando dettagli tecnici, incidono sui tempi, sui costi e sull’efficienza complessiva dei progetti.
Siamo inoltre leader in Europa nella realizzazione di impianti ibridi, che combinano impianti eolici esistenti con nuovi impianti fotovoltaici, condividendo lo stesso punto di connessione alla rete. Questo approccio consente di aumentare rapidamente la capacità installata senza la necessità di potenziare la rete elettrica o di ottenere nuove autorizzazioni complesse. Abbiamo già implementato con successo questi progetti in Portogallo, Spagna e Polonia, ma in Italia la normativa non prevede ancora questa possibilità, nonostante rappresenti una soluzione concreta al problema della congestione della rete nazionale.
La realtà italiana è caratterizzata dal nodo degli iter autorizzativi degli impianti e dalla presenza di diversi decisori pubblici che, a vario livello, incidono sulla normativa di settore. Qual è la dimensione della questione?
Le difficoltà del sistema autorizzativo sono note a tutti: i processi sono lunghi e complessi, le amministrazioni spesso sotto organico, e la saturazione virtuale della rete rappresenta un ulteriore ostacolo. Sono aspetti con cui ci confrontiamo quotidianamente.
Guardando avanti, è fondamentale capire come il quadro normativo si stia evolvendo per sostenere gli obiettivi del PNIEC, che prevede di aggiungere 16 GW di eolico e 46 GW di fotovoltaico entro il 2030.
Abbiamo accolto con interesse i decreti FerX, MACSE ed Energy Release, che offrono maggiore stabilità agli investimenti. Tuttavia, il recente Decreto Ministeriale MASE ha portato qualche incertezza: la curva di domanda della prima asta FerX ha fissato soglie molto basse per le offerte, con il fotovoltaico attorno ai 65€/MWh e l’eolico attorno ai 70€/MWh, creando difficoltà nel garantire ritorni adeguati.
Siamo in attesa di ulteriori sviluppi sulle linee guida per la gestione della congestione virtuale della rete nazionale, un nodo fondamentale per il futuro delle rinnovabili.
Resta qualche interrogativo sulla convivenza tra il Decreto Agricoltura e il Decreto Aree Idonee. Il Decreto Agricoltura aveva una logica prima che il Decreto Aree Idonee definisse i limiti per le superfici agricole destinate al fotovoltaico, ora fissati intorno allo 0,5% per Regione. In questo scenario, ci si chiede se sia ancora necessario imporre specifiche altezze per gli impianti fotovoltaici su terreni agricoli, considerando che l’impatto è comunque molto limitato. Inoltre, una maggiore chiarezza sui criteri di utilizzo del suolo potrebbe rendere il processo più fluido.
Seguiamo con attenzione la decisione del TAR Lazio sulla sospensione precauzionale del Decreto Aree Idonee, che potrebbe chiarire alcuni aspetti critici. Un segnale positivo arriva anche dalla Corte Costituzionale, che ha dichiarato incostituzionale la moratoria della Regione Sardegna.
Guardiamo al futuro con fiducia: gli obiettivi del PNIEC sono chiari e condivisi. Un maggiore coordinamento tra istituzioni e operatori del settore sarà essenziale per rendere il percorso verso la transizione energetica più semplice ed efficace.