Che fosse un problema di autorizzazioni, di burocrazia, di apparato era chiaro. Lo aveva ammesso anche il ministro per la Transizione ecologica Roberto Cingolani in occasione di un summit dedicato all’energia, nel settembre scorso. Ma a quantificarlo, questo problema, la situazione diventa ancora più drammatica anche considerando l’effetto sul mercato.
Progetti in attesa
Stando al rapporto REgions 2030 di Public Affairs Advisors ed Elemens esiste una grande sproporzione tra le iniziative presentate – in crescita costante dal 2018 – e quelle autorizzate, in particolare per il fotovoltaico.
Partiamo dall’eolico. I nuovi target nazionali – anticipati dal ministro Cingolani in parlamento nel luglio 2021, in attesa della pubblicazione dell’aggiornamento del PNIEC – prevedono, dal 2021 al 2030, l’installazione di 12,3 GW di nuova capacità tra impianti on-shore (9,1 GW) e off-shore (3,2 GW). A fine 2021, in Italia risultava installata una capacità eolica totale di 11,3 GW, con ulteriori 1,6 GW on-shore prossimi all’entrata in esercizio. Per raggiungere tali obiettivi sarà necessario autorizzare 825 MW di nuovi progetti eolici on-shore l’anno da qui al 2030, oltre che i complessivi 3,2 GW di eolico off-shore.
Tuttavia i procedimenti autorizzativi non sono in linea con questa necessità: dei 1.370 MW (1,3 GW) per cui è stata presentata istanza nel 2018, 788 MW, pari al 57,5%, sono ancora fermi in attesa di completare la prima parte dell’iter di permitting, quello della Valutazione di Impatto Ambientale (Via). Come prevedibile, il dato dei progetti fermi aumenta man mano che i progetti diventano più recenti: si tratta del 79,3% dei progetti presentati nel 2019, del 90% dei progetti presentati nel 2020 e del 99,9% dei progetti presentati nel 2021.
Dove stanno i nodi? In diversi punti, uno di questi è rappresentato dalla resistenza opposta dalle Regioni e dal ministero della Cultura nell’ambito dei procedimenti di Via: la quasi totalità dei pareri espressi è infatti negativa (per le Regioni 46 pareri negativi su 47 pareri forniti, per il ministero della Cultura 41 pareri negativi su 47).
Quanto al fotovoltaico, il Rapporto considera sempre i nuovi target nazionali, che prevedono, al 2030, l’installazione di 27,9 GW di nuova capacità di impianti a terra. A fine 2021, in Italia risultava installata una capacità fotovoltaica totale di 22,7 GW, con ulteriori 4 GW prossimi all’entrata in esercizio. Per raggiungere gli obiettivi sarà necessario autorizzare 3 GW l’anno di nuovi progetti fotovoltaici utility-scale per i prossimi otto anni.
Ce la faremo? Una speranza c’è. Il quadro complessivo del permitting fotovoltaico, sostengono i ricercatori, è cambiato molto negli ultimi 4 anni: se nel 2018 le istanze raggiungevano appena un valore di 718 MW, nel 2020 e nel 2021 si è verificata invece un’esplosione delle richieste tanto che le amministrazioni hanno ricevuto richieste relative a progetti fotovoltaici per un valore complessivo nei due anni che supera i 30 GW. A fronte di questa crescita le amministrazioni si sono adeguate e nel 2021 il numero di autorizzazioni è cresciuto arrivando a 2,4 GW (di cui oltre 1,4 GW su area agricola e quasi 1 GW su area industriale), un valore che pur inferiore alla traiettoria necessaria, supera nettamente quello degli anni passati.
Nel complesso i problemi permangono. A fronte di istanze annuali per nuovi progetti fotovoltaici che sono costantemente cresciute dal 2018, arrivando a oltre 15,7 GW nel 2021 (per un valore cumulato di oltre 35 GW), i procedimenti di valutazione da parte delle Amministrazioni procedono con lentezza: per fare un esempio il 48,4% dei progetti per cui è stata fatta richiesta nel 2019 è ancora oggi alla prima fase, cioè in in attesa del giudizio di compatibilità ambientale. Un valore che cresce significativamente nel 2020, quando a fronte di 14,5 GW di istanze presentate, il 79,5% della nuova capacità è ferma in attesa di giudizio di compatibilità, e nel 2021, anno in cui il 92,4% della capacità solare presentata è rimasto in attesa di valutazione.
Come se non bastasse, dal report emerge come l’80% dei progetti autorizzati non può tuttavia essere costruito. Diverse le ragioni. Ad esempio, il 15% delle iniziative che incassano il via libera incontra difficoltà post-permitting (ricorsi, dinieghi di proroghe, revoche di AU). Mentre in alcuni casi iter di approvazione troppo lunghi rendono il progetto “tecnologicamente obsoleto”, perciò va richiesta una variante a sua volta da autorizzare.
Rincaro e rischio bolla
Come spiega Pierluigi Berchicci, partner e fondatore della società di consulenza ValeCap, “è il mercato che alla fine paga il costo di queste lungaggini” e cioè “dovendo lo sviluppatore accollarsi la gestione dell’iter autorizzativo che dura anni”.
Il costo, spiegano diversi operatori, può arrivare fino a 250mila euro a MW a fronte di uno stesso costo di sviluppo di una media di mille euro.
Considerando poi “la grande liquidità e l’interesse da un lato e dall’altro la scarsità di progetti autorizzati, ecco che si crea un divario significativo tra il costo dello sviluppo ed il valore di mercato delle autorizzazioni “, aggiunge Berchicci.
Tuttavia per l’advisor le cose si stanno muovendo e ci sono dei progressi, “a partire dallo spostamento a livello statale delle competenze dei procedimenti di VIA relativi a progetti fotovoltaici di potenza superiore a 10 megawatt. Inoltre il mercato è pronto: “Ci aspettiamo un flusso significativo di progetti fotovoltaici che avranno ricevuto l’autorizzazione per la costruzione e che, quindi, daranno un forte impulso allo sviluppo di operazioni di M&A nel settore”.
