Il futuro dell'approvvigionamento energetico

Siamo di fronte a una trasformazione fondamentale del nostro approvvigionamento energetico: Per attuare il Protocollo di Parigi sul clima, è necessario ridurre le nostre emissioni di gas serra a zero entro la metà del secolo. L'energia solare svolge un ruolo decisivo in tal senso. Il potenziale totale sfruttabile per la produzione annuale di elettricità solare in Svizzera è di oltre 100 terawattora, la maggior parte dei quali sugli edifici. Dovremmo sfruttare rapidamente questo potenziale affinché il fotovoltaico divenga il pilastro di un approvvigionamento energetico sicuro e pulito in Svizzera. 

 

Programma di 11 punti del settore del solare

La decarbonizzazione dell'economia e della società è urgente. L'elettricità sta divenendo una risorsa chiave in questo processo. L'abbandono dell'energia nucleare richiede nuove soluzioni. L'energia solare fornirà energia in grandi quantità - rinnovabile, tempestiva ed economica. Affinché questa transizione abbia successo, dobbiamo costruire di più e più velocemente di prima. Nel 2050, il fotovoltaico dovrebbe fornire 45 TWh di elettricità, dieci volte più di oggi. 

È necessario stabilire la giusta rotta per una rapida espansione del fotovoltaico. Swissolar raccomanda 11 misure per garantire alla Svizzera un approvvigionamento energetico rinnovabile e sicuro.   

 

Misura 1: Obiettivi chiari e vincolanti per le energie rinnovabili

  • Qual è il potenziale di produzione annuale di energia solare in Svizzera?

    In occasione del lancio della piattaforma web www.sonnendach.ch l'UFE ha stimato il potenziale di energia solare sfruttabile degli edifici svizzeri in circa 67 terawattora (TWh) all'anno (50 TWh sui tetti, 17 TWh sulle facciate). Un'analisi più approfondita condotta dalla ZHAW nel 2022 ha rivelato un potenziale sfruttabile di 54 TWh sui tetti. 

    Un'analisi dei potenziali all'esterno degli edifici condotta da Meteotest (2019) per conto di Swissolar ha rivelato un potenziale aggiuntivo di 10,5 TWh sui parcheggi e sui terrapieni delle autostrade e di 16,4 TWh sulle aree alpine pre-esposte al di fuori delle zone di protezione.  

    Il potenziale totale sfruttabile per la produzione annuale di elettricità solare in Svizzera è quindi di quasi 100 TWh. 

  • Quanto è affidabile un approvvigionamento di energia con circa il 50% di energia solare?

    Le critiche rivolte all'energia solare spesso riguardano il fatto che la sua produzione è fluttuante. Ciò spesso non tiene conto del fatto che i guasti alle centrali nucleari comportano fluttuazioni molto più forti e - a differenza dell'energia solare ed eolica - per lo più imprevedibili nella produzione di elettricità. È il caso, ad esempio, dell’interruzione verificatosi a Leibstadt, la più grande centrale nucleare della Svizzera, per circa 5 mesi nel 2021.  

    La Svizzera è anche predestinata a un'alta percentuale di energia solare grazie alle sue centrali idroelettriche di accumulo. Queste forniscono elettricità quando il sole splende poco o per niente, soprattutto in inverno. Per bilanciare la produzione nell'arco della giornata e della settimana, oltre alle importanti centrali di pompaggio, in futuro sarà disponibile su vasta scala, grazie alla mobilità elettrica, un sistema di accumulo a batteria, sempre più economico. Per trasferire le eccedenze di produzione estive in inverno, è necessario utilizzare l'energia idroelettrica esistente e aumentare le capacità di stoccaggio nei bacini esistenti e in quelli nuovi. Inoltre, la tecnologia power-to-X-to-power deve essere spinta maggiormente, in quanto può completare il quadro dell'approvvigionamento energetico della Svizzera in futuro, soprattutto in inverno.  

    Dopotutto, la Svizzera si trova al centro della rete elettrica europea e può quindi già beneficiare della massiccia espansione europea dell'energia eolica e solare. Un futuro accordo sul mercato dell'elettricità con l'UE è imperativo. Senza un accordo sull'elettricità e senza un'integrazione permanente nella rete elettrica europea, l'approvvigionamento elettrico della Svizzera si troverà in gravi difficoltà. In media, ogni giorno importiamo ed esportiamo la metà dell'elettricità che consumiamo in Svizzera. Si tratta di quantità enormi che, se continueranno ad aumentare, non saremo in grado di gestire in modo permanente senza accordi a lungo termine, senza pagare un prezzo molto alto e senza dover accettare tagli alla sicurezza dell'approvvigionamento. 

  • Perché Swissolar ha sviluppato un proprio scenario e cosa lo distingue dagli altri?

    Swissolar ritiene che il percorso di espansione del fotovoltaico delineato nella Strategia energetica 2050+ sia troppo lento. Esso comporterebbe inevitabilmente un aumento significativo della domanda di importazione di energia elettrica negli anni '30, che dovrebbe essere evitato, soprattutto per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento. Al contrario, occorre considerare quale accelerazione dell'espansione sia compatibile con la disponibilità di manodopera e la garanzia di un'elevata qualità. Lo scenario qui presentato si basa, tra l'altro, sulle seguenti ipotesi:  

    • Smantellamento di tutte le centrali nucleari entro il 2035 
    • Maggiore implementazione/promozione dell'efficienza energetica  
    • Maggiore implementazione/promozione della produzione di energia elettrica da gas 
    • Espansione della mobilità elettrica significativamente più rapida rispetto a quanto previsto da Prospettive energetiche 2050+ e Axpo (scenario ottimistico di base Swiss eMobility) 
    • Rapida espansione della cogenerazione di calore ed energia (CHP) per coprire i picchi di consumo invernali. Il biogas o il gas di sintesi utilizzati a questo scopo dovrebbero sostituire rapidamente il gas naturale.  
    • Espansione dell'energia eolica e idroelettrica secondo le Prospettive energetiche 2050+ 
  • Cosa accadrà alle eccedenze estive di elettricità?

    I 50 gigawatt (GW) di capacità fotovoltaica installata che proponiamo corrispondono a circa cinque volte l'attuale produzione di picco della rete elettrica svizzera. Anche se gli impianti fotovoltaici non raggiungeranno mai la loro produzione massima nello stesso momento, ci saranno eccedenze di produzione che potranno essere immagazzinate temporaneamente. Occorre distinguere tra diverse durate di stoccaggio:  

    • per quanto riguarda lo stoccaggio stagionale, l'idrogeno viene prodotto attraverso l'elettrolisi. Questo può essere immagazzinato direttamente o dopo ulteriori fasi di conversione come metano o combustibile liquido. Si parla di "Power to X" e di gas o combustibili sintetici. Questi possono essere utilizzati in inverno, ad esempio, per far funzionare impianti di cogenerazione o per azionare veicoli pesanti come camion o macchine edili. Anche la gestione delle centrali idroelettriche a bacino (compreso l'innalzamento delle dighe e la costruzione di nuovi bacini) contribuisce in modo significativo allo stoccaggio stagionale. Mentre l'energia solare copre gran parte della domanda estiva, le riserve d'acqua nei bacini possono essere conservate.  

    • Per quanto concerne l'accumulo giornaliero e settimanale, l'attenzione si concentra sull'accumulo di batterie fisse (preferibilmente come seconda vita delle auto elettriche), oltre all'autoconsumo ottimizzato di auto elettriche e pompe di calore. I maggiori benefici sono forniti da questi ultimi sotto forma di sistemi di accumulo di quartiere, che allo stesso tempo contribuiscono ad alleggerire il carico sulle reti elettriche. Grazie alla ricarica bidirezionale, le batterie delle auto elettriche acquisteranno rapidamente importanza. Anche le centrali di pompaggio possono essere utilizzate per sfruttare la produzione in eccesso (ad esempio a mezzogiorno).  

    • In caso di mancanza di capacità di linea, l'ultima risorsa è la regolazione dinamica dei picchi di produzione fotovoltaica nel punto di connessione dell'abitazione. 

  • Come dovrebbe essere gestita la domanda netta di importazione di energia elettrica nel bilancio annuale dei singoli anni tra il 2030 e il 2040 circa?

    Questo fabbisogno di importazioni deriva dalle seguenti ipotesi dello scenario Swissolar:  

    • Smantellamento di tutte le centrali nucleari svizzere entro il 2035 
    • Le modifiche di legge necessarie per aumentare gli incentivi agli investitori e gli adeguamenti delle pratiche di concessione delle licenze non sono previsti prima del 2025. 
    • Un'espansione ancora più accelerata del fotovoltaico potrebbe essere ritardata da strozzature nel mercato del lavoro. 

    In altri scenari, l'abbandono del nucleare è fissato al 2045, il che presumibilmente riduce il problema delle importazioni. Tuttavia, questo scenario non tiene conto del fatto che, data la loro età avanzata, si può prevedere che le centrali nucleari svizzere si guastino sempre più spesso, con un impatto negativo sulla sicurezza dell'approvvigionamento.  

    La dipendenza della Svizzera dalle importazioni in inverno ha oscillato tra 1 e 10 TWh negli ultimi 20 anni. Al contrario, nel bilancio annuale si è solitamente registrato un surplus di esportazioni. Le Prospettive energetiche 2050+ dell'UFE (scenario «Zero Basis») ipotizzano una dipendenza dalle importazioni nel bilancio annuale di 7,5 TWh (2030) e 12,7 TWh (2035). Secondo la stessa fonte, la dipendenza dalle importazioni in inverno dovrebbe essere di 15 TWh (2035) e 9 TWh (2050), cioè superiore a quella precedente. Nello scenario Swissolar, il fabbisogno annuale di importazioni è di circa 3 TWh (2035).  

    Nel contesto paneuropeo, un temporaneo leggero aumento della dipendenza della Svizzera dalle importazioni non è in linea di principio problematico, visti i massicci piani di espansione dell'energia eolica e solare nell'UE e soprattutto i piani del governo tedesco. Tuttavia, l'ostacolo maggiore per un approvvigionamento elettrico sicuro risiede nella mancanza di un accordo sul mercato dell'elettricità tra la Svizzera e l'UE: è qui che è necessario agire rapidamente.  

    Per evitare un'estrema carenza di energia in questo periodo, un'espansione degli impianti di cogenerazione di calore ed elettricità (CHP) in conformità con il modello assicurativo Powerloop (in tedesco) è una misura che vale la pena di prendere in considerazione.  

  • Cosa pensa Swissolar della discussione sulle nuove centrali nucleari in Svizzera?

    L'elettricità prodotta dalle nuove centrali nucleari non è competitiva con quella prodotta dalle energie rinnovabili, soprattutto se gli incidenti nucleari devono essere completamente assicurati. Lo stoccaggio finale non è ancora stato risolto e non si riflette pienamente sui costi dell'elettricità. Una nuova centrale potrebbe essere messa in funzione non prima di 30 anni, e probabilmente molto più tardi se si dovessero implementare nuovi concetti che per ora esistono solo sulla carta. È troppo tardi per dare un contributo significativo alla decarbonizzazione. Per questi motivi, le proposte di nuove centrali nucleari non portano a una maggiore sicurezza di approvvigionamento, ma al contrario, perché ritardano l'espansione delle energie rinnovabili. 

  • Quanto è ecologica la massiccia espansione del fotovoltaico?

    Il fattore che influenza maggiormente l'ecobilancio dei moduli fotovoltaici è la loro produzione principale in Cina, con una quota ancora elevata di elettricità proveniente da centrali a carbone. Nonostante questo svantaggio, un impianto solare di nuova installazione in Svizzera provoca oggi 43 grammi di CO2 equivalente per chilowattora (CO 2eq/kWh), che è tre volte inferiore all'effetto serra del mix di consumo di elettricità in Svizzera. Il periodo di ammortamento energetico di un impianto solare in Svizzera è di circa 15 mesi. In questo lasso di tempo, l'energia richiesta per la produzione viene compensata dalla produzione dell'impianto (confronto a livello di energia primaria). Fonte: Treeze 2020, Factsheet sull'elettricità fotovoltaica. Con una durata di vita di circa 30 anni, un impianto fotovoltaico produce quindi circa 20 volte più energia di quella necessaria per la sua produzione.  

    Con lo sviluppo di un'industria solare in Europa lungo l'intera filiera, questi valori possono essere nuovamente migliorati in modo significativo. Allo stesso tempo, anche i processi di produzione vengono costantemente migliorati (meno materiali ed energia utilizzati), con lo stesso effetto.  

    Il riciclaggio dei moduli fotovoltaici al termine della loro vita utile è finanziato grazie a una tassa di riciclaggio anticipato riscossa volontariamente. Questa tassa dovrebbe diventare obbligatoria a partire dal 2024. Tecnicamente, il riciclaggio non presenta problemi, in quanto il 90% del materiale contenuto è vetro, che viene trasformato in materiale isolante, ad esempio. I moduli in silicio utilizzati quasi esclusivamente in Svizzera non contengono praticamente alcun materiale tossico o raro. I moduli a film sottile, che sono un po' più delicati da questo punto di vista, non vengono utilizzati quasi da nessuna parte. 

Misura 2: Creazione di opportunità professionali nel settore del solare

  • È disponibile una quantità sufficiente di manodopera per l'espansione prevista?
    • Se la politica invierà un chiaro segnale a favore dell'espansione dell'energia solare, un numero maggiore di persone cercherà lavoro in questo settore, sia come cambi di carriera da altri settori sia come apprendisti nel nuovo apprendistato per installatori solari, che sarà offerto a partire dal 2024.  

    • Attualmente non esistono dati precisi sul numero di lavoratori dell'industria solare svizzera. Swissolar stima l'attuale numero di equivalenti a tempo pieno (FTE) a 12.000. Secondo il nostro scenario, questo numero sarà già di circa 25.000 FTE nel 2030. L'industria solare diventerà quindi un datore di lavoro ancora più importante. A tal fine sono necessarie diverse qualifiche; l'attenzione è rivolta alla progettazione e all'assemblaggio degli impianti. 

Misura 3: Previsione di incentivi per la produzione nazionale di componenti per impianti solari

  • Perché è necessaria questa misura?

    Oggi più di due terzi dei moduli solari installati in Svizzera provengono dalla Cina. Questa situazione di monopolio è problematica sotto diversi punti di vista: i prezzi dei moduli sono attualmente in aumento a causa delle strozzature nella produzione e nel trasporto. Inoltre, il mix di energia elettrica utilizzato in Cina ha un ecobilancio peggiore di quello europeo e ci sono accuse non ancora confermate sui diritti umani. Per questi motivi, è molto importante per la rapida espansione del fotovoltaico in Europa e in Svizzera che le capacità di produzione lungo l'intera catena di fornitura siano costruite anche in Europa. Tra le opportunità che si presentano a questo scopo vi sono il programma di stimolo economico post-pandemia «Next Generation EU» da 750 miliardi di euro, con una forte attenzione alle energie rinnovabili, e la «Renewable Energy Directive» con l'obiettivo di una quota del 32% di energie rinnovabili entro il 2030. Significativa è anche l'intenzione del nuovo governo tedesco di promuovere la produzione industriale sostenibile nel proprio Paese. La Svizzera, con i suoi istituti universitari e i suoi produttori di moduli innovativi, è in un'ottima posizione per contribuire a questo obiettivo, purtroppo ancora limitato dalla mancanza di un accordo quadro con l'UE.  

Misura 4: Aumento del supplemento di rete e accelerazione della rimunerazione unica

  • Perché c'è ancora bisogno di incentivi per il fotovoltaico?

    Nel mercato libero dell'elettricità, non ci sono praticamente incentivi per la costruzione di nuove capacità di centrali elettriche, indipendentemente dalla tecnologia. Attualmente, i prezzi sul mercato del giorno prima sono per lo più superiori a 10 centesimi per kilowattora (ct./kWh), ma per molti anni sono stati intorno ai 4-6 ct./KWh. È improbabile che l'attuale livello elevato si mantenga a lungo dopo la fine degli effetti speciali legati alla guerra. In Svizzera non è possibile costruire impianti fotovoltaici di grandi dimensioni come quelli tedeschi, che producono a meno di 5 centesimi di euro per chilowattora. Gli impianti fotovoltaici di grandi dimensioni su edifici in Svizzera producono a 6-8 centesimi, quelli su case monofamiliari a circa 15 ct./kWh. Inoltre, la rimunerazione del ritiro dei gestori della rete di distribuzione di solito non copre i costi di produzione dell'elettricità solare venduta (si veda anche la misura 5). Pertanto, sono necessari ulteriori incentivi per gli investitori.  
    La rimunerazione unica è un incentivo collaudato per gli impianti fotovoltaici con consumo proprio. Dal 2023, è stato integrato dalla rimunerazione unica elevata (fino a un massimo del 60% dei costi di investimento) per gli impianti senza consumo proprio, che viene erogato tramite un'asta a partire da una dimensione dell'impianto di 150 kW. Ciò rende finalmente interessante dal punto di vista economico la realizzazione di impianti su barriere antirumore, magazzini, tetti di stalle, tetti di parcheggi o bacini idrici. Inoltre, gli impianti alpini di grandi dimensioni possono essere sovvenzionati fino al 60% dei costi di investimento.  

  • Perché è necessario aumentare il fondo per il supplemento di rete?

    I fondi disponibili per la rimunerazione unica consentono solo un'espansione annuale massima del fotovoltaico di circa 1500 MW. La limitazione deriva da un lato dal supplemento di rete, che è limitato a 2,3 centesimi per kWh, e dall'altro dalle varie altre tecnologie che vengono promosse con i fondi del supplemento di rete. Anche il sussidio separato per gli impianti alpini di grandi dimensioni richiede fondi aggiuntivi.  
    Secondo Swissolar, un aumento del supplemento di rete di 0,5 centesimi/kWh è sufficiente per aumentare l'espansione annuale del fotovoltaico. La possibilità di sovraindebitamento del fondo per il supplemento di rete garantisce che si possa evitare uno "stop and go" come nel 2018 a causa delle liste d'attesa. 

Misura 5: Regolamentazione chiara e uniforme della rimunerazione del ritiro in tutta la Svizzera

  • Perché è necessaria questa misura?

    Il ritiro e la rimunerazione dell'elettricità da energie rinnovabili sono regolati dall'Art. 15 LEne. La formulazione imprecisa dell'importo della rimunerazione del ritiro (detta anche rimunerazione per la ripresa dell'energia elettrica immessa in rete) fa sì che questa tariffa vari notevolmente all'interno della Svizzera - tra 3 e oltre 20 centesimi per kWh (vedere www.pvtarif.ch, in tedesco e francese). In considerazione del ridotto incentivo offerto dalla RU, pari a un massimo del 30%, la rimunerazione del ritiro è determinante per la redditività economica degli impianti con consumo proprio.

    Una decisione dell’ElCom di maggio 2021 (in tedesco) stabilisce che «per il calcolo dei costi evitati per l'acquisto di energia equivalente ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 3, lettera 1 LEne è necessario tenere conto sia dei costi di acquisto di energia elettrica da terzi che dei costi di produzione dei propri impianti di produzione». Avverso tale decisione è stato presentato ricorso presso il Tribunale Amministrativo Federale. BKW, a sua volta, adegua la propria tariffa per la rimunerazione del ritiro ai prezzi di mercato su base trimestrale e ha pagato 22,86 ct./kWh nel IV trimestre del 2021 (5,93 ct. nel I trimestre del 2021).  

    Dal punto di vista di Swissolar, è sostanzialmente positivo che le forze di mercato entrino in gioco in questo caso. Con un prezzo di mercato medio trimestrale, si verificano fluttuazioni stagionali che possono creare incentivi per una maggiore produzione di elettricità in inverno, ad esempio con impianti in facciata. Allo stesso tempo, però, sarebbe necessario introdurre tariffe estive e invernali diverse per le utenze.  

    Allo stesso tempo, gli investitori hanno bisogno della certezza che la rimunerazione del ritiro non scenderà mai al di sotto di una soglia da definire nell'ordinanza. Il passato ha dimostrato che i prezzi del mercato dell'elettricità possono essere soggetti a fluttuazioni estreme che hanno a che fare con la domanda solo in misura limitata. Swissolar propone quindi un prezzo minimo per gli impianti con consumo proprio, basato sul prezzo dell'energia del prodotto elettrico standard della fornitura di base. Questa regolamentazione potrebbe essere mantenuta anche dopo una completa liberalizzazione del mercato dell'elettricità. 

Misura 6: Obbligo di energia solare per nuovi edifici e ristrutturazioni

  • C'è bisogno di un obbligo di energia solare?

    Molti Cantoni hanno introdotto l'obbligo di autoproduzione di energia elettrica per i nuovi edifici nell'ambito dell'attuazione del MoPEC 2014. A quanto pare, la maggior parte dei proprietari di edifici lo accetta senza problemi: la possibilità di un contributo sostitutivo è poco sfruttata, poiché in molti casi un impianto solare è un investimento conveniente. Purtroppo molti proprietari di edifici e architetti non lo sanno ancora. Un'imposta contribuirà a colmare questa lacuna di conoscenza e a promuovere l'innovazione.  

    Il potenziale è ancora poco sfruttato per le conversioni. Una ristrutturazione del tetto senza installazione di un impianto solare significa che tale tetto è perso per la produzione di elettricità per almeno 20 anni. Se non lo si fa oggi, di solito non si interviene sul tetto o sulla facciata prima di 20-30 anni, il che è troppo tardi per raggiungere gli obiettivi in tempo. Se quando si costruisce un nuovo edificio o se ne ristruttura uno esistente si hanno già le impalcature e gli esperti in loco, un impianto solare è molto più economico che se lo si installa in un secondo momento. Pertanto, non potremo evitare di introdurre un obbligo di autoproduzione di energia elettrica in tutti i Cantoni e anche per gli edifici esistenti (almeno in caso di conversione). Tanto più che in futuro gli edifici avranno bisogno di più elettricità per la mobilità elettrica e per il funzionamento delle pompe di calore. Ciò renderà sempre più interessante, dal punto di vista economico, la produzione di energia elettrica propria attraverso un impianto fotovoltaico. 

Misura 7: Eliminazione degli ostacoli alla pianificazione territoriale

  • Cosa richiede esattamente Swissolar?

    Il procedimento di annuncio per gli impianti solari «sufficientemente adattati» (Art. 18a LPT) in molti casi ha semplificato la procedura di autorizzazione edilizia per gli impianti solari sugli edifici. La situazione è ancora insoddisfacente per gli impianti sulle facciate e sugli immobili tutelati o nell'area di salvaguardia del patrimonio locale. Nel caso di questi ultimi, le diverse interpretazioni della formulazione secondo cui questi beni non possono essere «significativamente danneggiati» portano all'incertezza giuridica. In un quadro limitato, dal luglio 2022 sono consentiti anche gli impianti fotovoltaici in combinazione con le colture agricole (impianti agro-fotovoltaici) e dall'ottobre 2022 gli impianti alpini su larga scala.  

Misura 8: Riduzione dei costi aggiuntivi e della burocrazia

  • Di che cosa si tratta?

    Oltre alle autorizzazioni edilizie comunali, sono previsti diversi requisiti per la costruzione di impianti fotovoltaici. Il fulcro è rappresentato dalle norme di connessione dei gestori della rete di distribuzione locale. Purtroppo, queste ultime causano ancora spesso inutili costi aggiuntivi, come nel caso del documento di settore della VSE "Connessione alla rete per impianti di produzione di energia", che richiede un dispositivo aggiuntivo costoso, non necessario o addirittura che riduce la sicurezza, le cui funzioni sono già coperte dall'inverter. Anche altre organizzazioni, come AICAA, ESTI, l'Associazione degli inquilini o la Suva, in alcuni casi hanno introdotto o influenzato politicamente regolamenti o raccomandazioni che ostacolano inutilmente la costruzione di impianti solari.  

    Anche il trattamento fiscale incoerente degli impianti fotovoltaici da parte dei Cantoni è insoddisfacente. Con l’Iniziativa Parlamentare 21.529 «Imposizione armonizzata delle rimunerazioni per il ritiro di energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici» Jürg Grossen, presidente e consigliere nazionale di Swissolar, chiede l'applicazione uniforme del principio del netto (tassazione dell'elettricità fornita al netto dell'elettricità acquistata) e l'introduzione di una soglia de minimis. Anche il trattamento fiscale della rimunerazione unica non è chiaro. Si tratta di una riduzione della spesa ed è considerato un pagamento di compensazione dei costi, pertanto non costituisce reddito imponibile dal punto di vista di Swissolar.  

    In quasi tutti i Cantoni, i privati possono detrarre nella dichiarazione dei redditi l'investimento per l'impianto fotovoltaico sugli edifici esistenti come manutenzione della proprietà. Swissolar propone che ciò sia possibile anche per i nuovi edifici.  

    A livello comunale, invece, le tasse troppo alte per le notifiche di costruzione degli impianti solari possono rappresentare un ostacolo. 

Misura 9: Comunità energetiche locali

  • Come disciplinare questo aspetto a livello legislativo?

    Swissolar accoglie con favore l'introduzione delle comunità energetiche locali (CEL) proposta dal Parlamento.

Misura 10: Progettazione delle capacità della rete in modo dinamico, includendo l'elettromobilità

  • Qual è il contesto di questa richiesta?

    Gli impianti fotovoltaici erogano la loro potenza nominale solo per alcune ore all'anno. Soprattutto nelle aree rurali, adeguare le capacità delle linee a questo picco di produzione avrebbe conseguenze elevate in termini di costi. Occorre quindi intensificare gli sforzi per utilizzare l'elettricità in eccesso nel modo più decentralizzato possibile, sia per la ricarica delle batterie (nei veicoli elettrici o in soluzioni fisse) sia per la produzione di gas e combustibili sintetici (power-to-X).  

    Ai fini della compensazione, dovrebbe essere possibile regolare i picchi di potenza al punto di connessione alla rete. Ciò significa che è possibile installare sulla rete esistente una quantità di energia fotovoltaica superiore a quella attuale se il consumo locale è troppo basso. Per Swissolar, l'attenzione si concentra sulla regolazione dinamica della potenza: in questo caso, il gestore dell'impianto stesso assicura che la potenza massima di immissione concordata nel punto di connessione alla rete non venga superata controllando i carichi. La misura 9 (comunità energetiche locali) mostra come questo controllo dinamico della potenza possa avvenire con l'inclusione di interi quartieri. Tuttavia, è anche ipotizzabile che in aree con scarsa capacità di rete, la potenza massima immessa nel punto di connessione alla rete (dove non vi è un controllo o una batteria corrispondente sull'inverter) sia fissata al 70% della potenza nominale. La perdita di produzione risultante è solo dell'1-3%, a seconda dell'orientamento dell'impianto, e non deve essere compensata. È importante notare che la flessibilità dipende dal produttore e deve essere compensata. Nonostante tutte queste misure, saranno ancora necessarie espansioni selettive della rete, soprattutto nel settore agricolo. È necessario predisporre le condizioni affinché ciò avvenga rapidamente.  

    Gli accumulatori fissi a batteria possono contribuire in modo significativo all'uso efficiente delle reti esistenti, soprattutto se sono gestiti in modo da servire la rete e servire non solo singoli edifici, ma interi quartieri in punti adeguati della rete. Oggi i gestori di rete non hanno praticamente alcun incentivo a costruire accumulatori di quartiere o centrali elettriche a gas, poiché questi - a differenza dell'accumulo con pompaggio - non sono esenti dalla tariffa di utilizzo della rete. Tuttavia, i gestori di rete potrebbero già pagare ai proprietari privati di accumulatori a batteria un compenso per la gestione dei loro accumulatori in modo da renderli utili alla rete.  

    L'elettrificazione del trasporto passeggeri sta progredendo rapidamente. Ciò significa che sono disponibili sempre più accumulatori a batteria mobili. Oggi sono per lo più monodirezionali, cioè possono utilizzare solo i picchi di produzione degli impianti solari. Presto, tuttavia, è probabile che la ricarica bidirezionale divenga lo standard, il che significa che questi accumulatori1 potranno anche contribuire in modo significativo a garantire l'approvvigionamento (bilanciamento giorno-notte). Tuttavia, è necessario disporre di un'infrastruttura di ricarica molto più ampia di quella attuale, in modo che questa capacità di accumulo decentralizzata possa essere utilizzata per sfruttare le eccedenze di produzione dell'energia solare.  

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    1 Stima Swiss eMobility: 2 milioni di auto elettriche entro il 2035, il che corrisponde approssimativamente a una capacità di accumulo di 14,5 TWh, 22 GW 

Misura 11: Strutture tariffarie/rimunerazione per l’utilizzo della rete

  • Di che cosa si tratta?

    Uno studio condotto da Energie Zukunft Schweiz per conto dell'Associazione svizzera degli installatori di sistemi di sicurezza (SES) e di Swissolar ha dimostrato che un aumento delle tariffe di produzione con una contemporanea riduzione delle tariffe energetiche può compromettere la redditività economica delle misure di efficienza energetica e di autoproduzione. In questo caso è quindi necessaria una grande cautela. Con la misura 9, molti gestori di impianti potrebbero aumentare il proprio consumo e allineare maggiormente il consumo alla produzione. 

 

Confronto tra gli scenari

Lo scenario Swissolar può essere confrontato con altri scenari del Power Switcher di axpo:

 

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David Stickelberger | © Swissolar

David Stickelberger

Responsabile comunicazione, mercato e politica, Direttore supplente

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