Alberto Martín Rivals ha accumulato un’esperienza di oltre 25 anni nel settore energetico. Nella seguente intervista, il CEO di NetOn Power ci parla dei principali progetti che l’azienda sta sviluppando e ci offre alcune chiavi che potrebbero facilitare il definitivo dispiegamento dell’autoconsumo in Spagna.
Qual è la valutazione di questi primi anni?
Siamo molto soddisfatti. Abbiamo iniziato all’inizio del 2022 con lo sviluppo di soluzioni di autoconsumo industriale in modalità PPA integrate a livello locale. È un prodotto che funziona molto bene perché, ad oggi, il fotovoltaico in modalità autoconsumo è il modo più economico per fornire energia a un’industria e, inoltre, ha un’ampia accettazione sociale, poiché l’energia prodotta non viene esportata in centri di consumo lontani, ma resta nello stesso comune. Le industrie, di solito, cercano tre cose: una fornitura competitiva, energia sostenibile e sicurezza sia nella fornitura che nei prezzi. Forse per questo i PPA si sono sviluppati molto in Spagna e stanno contribuendo a un processo di reindustrializzazione che non si vedeva da decenni. Inoltre, il vero volume nell’autoconsumo viene dal settore industriale. Per ottenere 1 MW, servirebbero tra 100 e 200 impianti domestici, mentre un megawatt è quasi la dimensione minima richiesta da un’industria.
Quali obiettivi vi siete posti?
Abbiamo sviluppato un portafoglio di progetti da 1 GW in Spagna e in Italia in diverse fasi di sviluppo, con impianti già operativi sia su tetto che a terra, altri in costruzione e altri ancora in fase di negoziazione o autorizzazione. Il nostro obiettivo è raggiungere 600 MW di impianti fotovoltaici tra i due paesi entro cinque anni. La metà sarà in Spagna e l’altra metà in Italia.
In quali altri progetti siete coinvolti?
Sebbene la nostra attività principale siano gli impianti di autoconsumo per clienti industriali, la nostra vocazione è sviluppare soluzioni energetiche sostenibili e competitive con un carattere locale, sempre basate sull’autoconsumo. In questo senso, siamo coinvolti in processi di decarbonizzazione, con vari progetti per sostituire le tecnologie inquinanti usate da alcune industrie con soluzioni basate su impianti di autoconsumo e caldaie elettriche. Stiamo anche iniziando a esplorare le comunità energetiche, sviluppando impianti per un cliente ancorato e offrendo poi alle PMI della zona la possibilità di unirsi e condividere l’energia. L’investimento è nostro, quindi gli impianti ci appartengono, e addebitiamo ai clienti l’uso tramite un PPA locale di durata compresa tra 10 e 28 anni.
Stiamo anche analizzando l’ingresso in hub di ricarica rapida per veicoli elettrici. In questo caso, stiamo parlando con diversi CPO che fornirebbero le colonnine di ricarica e noi ci occuperemmo della produzione. Siamo molto interessati anche alle batterie. Attualmente possiamo coprire circa il 30% del consumo di un cliente industriale, ma con l’installazione di batterie potremmo arrivare al 60-70%. Il costo delle batterie è diminuito molto, ma servono ancora incentivi. In questo senso, non comprendiamo come mai il decreto ministeriale sui fondi FEDER escluda le batterie collegate agli impianti di autoconsumo, specialmente quelli con eccedenze. Questi impianti possono immettere energia in rete e quindi la rete può beneficiarne non solo per la gestione della domanda da parte del cliente, ma anche per l’iniezione nei momenti critici.
Infine, abbiamo esplorato la possibilità di produrre idrogeno localmente con impianti di autoconsumo, ma non abbiamo ancora raggiunto il break-even a causa dei costi e della resa degli elettrolizzatori.
Farete lo stesso in Italia?
In Italia abbiamo iniziato con il nostro prodotto base, cioè l’impianto di autoconsumo, ma vogliamo portare anche il resto delle opportunità. Il nostro modello sta funzionando particolarmente bene in questo Paese, perché i prezzi dell’energia elettrica sono molto più alti rispetto alla Spagna, quindi il risparmio per i clienti industriali italiani è ancora maggiore. In Italia stanno facendo un ottimo lavoro. Hanno approvato diversi programmi – Transizione 5.0 e Energy Release – che incentivano l’autoconsumo fotovoltaico industriale. Un aspetto molto importante è che non esiste l’autoconsumo senza eccedenze: i clienti hanno diritto a usare la propria linea di fornitura elettrica in entrambe le direzioni. Quando diciamo loro che in Spagna esiste l’obbligo dell’antiversamento, fanno fatica a crederci. Dobbiamo spiegare cos’è un sistema di blocco dell’iniezione perché lo trovano surreale. Una delle nostre rivendicazioni in Spagna è che i clienti abbiano il diritto di usare l’interconnessione in entrambi i sensi.
Questo non aumenterebbe il rischio di prezzi zero?
In realtà eviterebbe che il 20% della produzione degli impianti di autoconsumo vada perso, con un costo di circa 100 milioni di euro all’anno, come indicato dallo studio di Appa. La maggior parte di quest’energia si genera in ore in cui il prezzo non è zero. In Spagna, il 90% delle ore ha prezzi superiori allo zero.
Cosa bisogna migliorare per uno sviluppo definitivo dell’autoconsumo in Spagna?
Ci sono quattro aspetti fondamentali che, secondo noi, potrebbero dare un grande impulso all’autoconsumo – soprattutto quello industriale, che rappresenta quasi il 60% del totale installato in Spagna – se vogliamo raggiungere i 19 GW fissati dal PNIEC per il 2030:
Primo,dare ai consumatori il diritto di utilizzare la propria linea di interconnessione per esportare elettricità.
Secondo, agevolare lo sviluppo di impianti a terra. In Italia, ad esempio, tutti gli impianti situati entro 500 metri dal perimetro di una zona industriale possono beneficiare di una procedura amministrativa semplificata che consente l’autorizzazione entro tre mesi. In Spagna, alcune regioni come Castiglia e León hanno escluso l’autoconsumo dai limiti imposti allo sviluppo fotovoltaico su certi tipi di suolo, come i terreni irrigui.
Terzo, fornire lo stesso tipo di incentivi all’accumulo dietro il contatore che a quello abbinato ad altre tecnologie rinnovabili.
Quarto,uniformare i criteri relativi alle distanze: non ha senso imporre regole diverse per l’autoconsumo a terra e su tetto.
Infine, è necessario promuovere l’elettrificazione dei consumi industriali. In tal senso, non aiuta il nuovo decreto ministeriale sugli incentivi all’accumulo, che richiede che lo stoccaggio termico sia collegato alla rete di distribuzione, mentre quasi sempre è collegato alla rete interna del cliente per produrre, accumulare e consumare calore nelle ore necessarie.
Avete intenzione di espandervi in altri paesi?
Stiamo valutando l’apertura in un terzo paese e abbiamo diversi candidati. Ci interessano paesi grandi, con buon irraggiamento solare, che sviluppino almeno 2 GW di potenza solare all’anno e che abbiano le condizioni normative e di prezzo adatte per sviluppare questo tipo di progetti, offrendo maggiore competitività ai clienti, cioè un risparmio reale rispetto al costo dell’energia.
I CfD avranno un ruolo?
I CfD (Contratti per Differenza) sono uno strumento solitamente usato dai regolatori per incentivare lo sviluppo delle rinnovabili nei paesi in cui queste tecnologie non sono ancora competitive. In Spagna, invece, le rinnovabili si stanno già sviluppando rapidamente a prezzi molto competitivi, quindi al momento non sembrano necessari.