Costi e benefici dell eolico

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1 Costi e benefici dell eolico Effetti dell incentivazione della generazione eolica sul sistema italiano Uno studio per ANEV

2 Executive summary: costi e benefici dell eolico allo stato attuale Il presente studio si propone di stimare in termini monetari i costi e i benefici per il sistema italiano dell incentivazione della fonte eolica in base ad un analisi storica ( ) e prospettica ( ). Relativamente al periodo , i risultati indicano che il costo complessivo di incentivazione ha superato la somma dei benefici in termini di gettito fiscale incrementale, compensazioni locali riduzione del PUN (valutato per il solo anno 2013) comportando un costo netto di periodo pari a 3,26 Miliardi di euro. Lo scenario prospettico indica una copertura del 27% costo totale di incentivazione derivante da gettito fiscale e misure compensative locali. Considerando anche il possibile effetto di riduzione del PUN medio, si stima un beneficio netto compreso tra 3,16 e 4,28 Miliardi di Euro (l analisi non ha tuttavia preso in considerazione gli effetti della non programmabilità eolica sul dispacciamento) Il meccanismo di assegnazione della tariffa incentivante attraverso le procedure competitive introdotte dal DM 6 Luglio 2012, pur minimizzando il costo di incentivazione, non sembra essersi rivelato efficace nel garantire il commitment dei vincitori delle aste nella effettiva realizzazione dell impianto, suggerendo l opportunità di adottare nuovi contingenti di incentivazione da assegnare attraverso nuove aste, rivedendo al contempo alcune ground rules delle procedure 2

3 Executive summary: l impatto di nuove aste per l eolico L eventuale aggiornamento del DM 6 Luglio 2012 attraverso l adozione di un nuovo contingente di incentivazione degli impianti eolici onshore > 5 MW pari MW distribuito su cinque aste annuali comporterebbe un costo di incentivazione pari, nell anno di massimo spesa e nello scenario di maggior costo, a 151 milioni di euro. In altri termini il maggior costo equivarrebbe ad una misura compresa tra il 6% e il 38% del minor costo ottenuto con la fine degli incentivi dei primi impianti incentivati con Certificati Verdi (in funzione dell anno di riferimento e degli scenari adottati) Al 2035, il costo totale di periodo per nuove aste sarebbe compreso tra 1,07 e 1,89 Miliardi di Euro da confrontare con i maggiori benefici in termini di: riduzione del PUN (2,59 5,89 Miliardi di Euro), gettito fiscale ( Milioni di Euro), e misure compensative locali ( Milioni di Euro). Il beneficio netto per il sistema italiano risulta pertanto compreso tra 1,82 e 4,54 Miliardi di Euro. La sola somma di maggior gettito fiscale e maggiori misure compensative locali copre il 29% del maggior costo di incentivazione connesso alle nuove aste. La fine dell incentivazione già a partire dal 2015 di numerosi impianti caratterizzati da un elevato livello di ventosità suggerisce l eventualità di prevedere contingenti aggiuntivi ad hoc per le integrali ricostruzioni, il cui costo non altererebbe in alcun modo il percorso di riduzione della spesa per l incentivazione all eolico 3

4 La crescita dell installato eolico gli obiettivi al 2020 Nell ambito del pacchetto , gli obiettivi per la fonte eolica in Italia sono dettagliati dal PAN del 2010, che indicano in MW (+680 MW di off-shore) l obiettivo di potenza installata al 2020 L attuale quadro normativo (DM 6 luglio 2012) consente al massimo il raggiungimento di MW circa, nell ipotesi che tutti i vincitori delle aste e dei registri entrino in esercizio (tenendo anche conto del contributo degli impianti sotto-soglia): per il raggiungimento degli obiettivi del PAN mancherebbero dunque all appello MW (2.914 MW considerando anche l off-shore) Se come appare ragionevole solo una parte degli impianti degli aventi diritto sarà realizzata (circa il 40% - il tasso di costruzione sulle prime due aste non raggiunge attualmente il 30%), mancheranno invece all appello circa MW (3.700 MW circa considerando l off-shore) MW Off-shore Aventi diritto (aste + reg) non ancora in esercizo MW (nov) Potenza eolica installata (cumulato per anno) e obiettivo al 2020 [elemens su dati GSE e su PAN] (PAN)

5 I meccanismi di incentivazione dell eolico L eolico in Italia è attualmente incentivato attraverso 6 meccanismi distinti di incentivazione, che a livello annuale attualmente costano complessivamente circa 1,33 mld di euro: Il CIP6, che incentiva il 2% della potenza (149 MW) e rappresenta lo 0,5% del costo (0,007 mld): si tratta di impianti costruiti principalmente prima del 2001 I Certificati Verdi, che incentivano il 95% della potenza (8.041 MW) e rappresentano il 97,3% del costo (1,29 mld con logica di cassa): impianti entrati in esercizio tra il 2002 e l aprile del 2013 La Tariffa Onnicomprensiva, che incentiva meno dell 1 % della potenza (22,5 MW) e rappresenta lo 0,5% del costo (0,007 mld): si tratta di impianti sotto i 200 kw costruiti tra il 2008 e l aprile 2013 Le aste, che incentivano il 2% della potenza (193 MW) e rappresentano l 1,4% del costo (0,018 mld): si tratta di impianti sopra i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013 I registri, che incentivano meno dell 1% (30 MW) e rappresentano lo 0,2% del costo (0,003 mld): si tratta di impianti tra i 60 kw e i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013 Il cd. accesso diretto del DM 6 luglio 2012, che incentiva meno dell 1% (7 MW) e rappresenta lo 0,1% del costo (0,001 mld): si tratta di impianti sotto i 60 kw costruiti a partire da maggio

6 Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - storico Nel corso della storia dei CV si sono registrate due forti accelerazioni nelle potenza qualificata (e conseguentemente nel rilascio di titoli): nel 2008, con l introduzione delle nuove regole che prevedevano peraltro un estensione della durata dell incentivo e nel 2012 ultimo anno di accesso dei nuovi impianti ai CV (salvo successivo transitorio) Il numero di CV emessi dal GSE nel 2013 in favore di impianti eolici è pari a titoli MW Estensione incentivazione (da 12 a 15 anni) Termine accesso a CV per nuovi impianti Numero di CV emessi Potenza CV emessi Potenza IAFR eolica avente accesso ai CV e emissione annui di CV a eolici [elemens su dati GSE]

7 Certificati Verdi: prezzi - storico Il prezzo CV è variato sensibilmente nel corso degli anni, principalmente in funzione dei seguenti elementi: Fino al 2008 per via del rapporto tra domanda e offerta, con una prima fase sino al 2007 di eccesso di domanda e una seconda di eccesso di offerta A partire dal 2008, seguendo il valore del prezzo di ritiro dei CV del GSE, verso cui il prezzo di mercato è andato a convergere (specialmente in prossimità delle date di ritiro e sul mercato organizzato i prezzi medi in bilaterale sono tipicamente più bassi di qualche euro) 130 /CV , ,4 Eccesso di domanda 82,4 97,34 110,4 Eccesso di offerta 77,87 98 Introduzione ritiri GSE 88,91 88,46 89,28 87,38 82,12 80,34 83,73 84,41 82,25 76, Prezzi (mercato) Prezzi (ritiro GSE) 7 Prezzi di mercato (organizzato) e prezzi di ritiro [elemens su dati GME]

8 Certificati Verdi: evoluzione del costo del meccanismo - storico Il costo dei CV eolici ha raggiunto nel 2013 il valore di 1,15 Miliardi di Euro. Nel dettaglio: Una parte a partire dal 2008 e crescente nel corso degli anni è legata ai ritiri dei CV in eccesso da parte del GSE ed è pertanto scaricata sulla componente A3 e pagata direttamente dal consumatore in bolletta Una parte oramai minoritaria è pagata dai soggetti ad obbligo (produttori convenzionali) che scaricano il costo sostenuto per l acquisto dei CV sulle proprie offerte di mercato elettrico, incrementando così il prezzo di mercato elettrico all ingrosso e indirettamente il prezzo finale dell energia Milioni di euro Introduzione ritiri GSE A Soggetti ad obbligo Costo complessivo (principio di competenza economica) dei CV eolici: costo scaricato sui soggetti ad obbligo e su A3 [elemens]

9 Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - futuro Gli impianti costruiti prima del 2008 hanno accesso a 12 anni di CV, mentre quelli costruiti tra il 2008 e il 2013 accedono a 15 anni di CV: pertanto a partire dal 2013 è iniziato il phasing out dai CV (impianti del 2002) Nel 2015 usciranno dai CV circa 80 MW eolici, nel 2016 ulteriori 250 MW ca., nel 2017 oltre 500 MW: dal 2015 al 2019 gli impianti aventi accesso ai CV si ridurranno di circa il 22% (1.762 MW) Ciò si rifletterà in una diminuzione delle emissioni di CV per ca titoli nel 2015, ulteriori titoli nel 2016 e circa titoli nel 2017: dal 2015 al 2019 le emissioni di CV si ridurranno di circa 2,8 milioni MW ,7 13,2 13,5 13,1 12,6 12,2 11,8 10,7 10,7 10,7 10,7 9,2 8,9 8,2 6,6 5, , , Numero di CV emessi(milioni) 9 Potenza CV emessi CV futuri Potenza degli impianti eolici con accesso a CV e emissioni di CV stime a partire dall anno 2014 [elaborazioni elemens su dati GSE]

10 CV e prezzi elettrici la componente RE Il prezzo di ritiro dei Certificati Verdi da parte del GSE (fino al 2015) e dell incentivo feed-in premium (dopo il 2015) è funzione della c.d. componente RE, definita come media aritmetica dei prezzi zonali orari di un anno La formula per definire il valore CV / FiP per la fonte eolica on-shore è: (180 RE) * 0,78 Per stimare il costo di futuro dell incentivazione CV occorre pertanto definire uno scenario di valore della componente RE in funzione di ipotesi di sviluppo del mercato elettrico italiano elemens ha elaborato il seguente scenario attraverso il modello REMIDA di simulazione degli esiti di mercato elettrico in base ad alcune ipotesi di evoluzione delle macro-variabili che governano il mercato elettrico /MWh Lieve ripresa della domanda Prezzo gas stagnante Overcapacity stabile Limitato sviluppo delle fonti rinnovabili Crescita graduale del prezzo gas e della domanda Riduzione overcapacity per mothballing e decommissioning impianti convenzionali Crescita del prezzo dei combustibili Scenario della componente RE [elaborazioni elemens] 10

11 Certificati Verdi: prezzi nel tempo - futuro Secondo il nostro scenario di prezzi di mercato elettrico, il prezzo di ritiro dei CV / valore del feed-in premium sarà sostanzialmente stabile fino al 2019, dopo di che inizierà una graduale discesa ad un tasso medio annuo intorno all 1,2% 100 /CV ,4 89,3 98,0 97,7 97,5 97,5 97,2 97,0 95,7 94,7 Prezzo Ritiro CV 2015 e FiP ,7 90,3 88,3 87,3 86,7 86, ,3 Switch a Feed-in Premium 70 Certificati Verdi Feed-in Premium Prezzo di ritiro dei CV valore del feed-in premium stime a partire dall anno 2015 [elaborazioni elemens su dati GME]

12 L evoluzione del costo del meccanismo dei CV competenza Adottando una logica di competenza economica (costo dei CV imputato sull anno di produzione dell energia connessa), il picco viene raggiunto nel 2014 con circa 1,36 Mln di costo Dal 2015, per via degli impianti a fine incentivo, inizia una diminuzione del costo connesso: lieve nel 2015 (-10 Mln ), più marcata nel 2016 (-42 mil ). Dal 2017 la riduzione si fa decisamente più netta: in tre anni il costo si riduce di 363 Mln Milioni di euro Certificati Verdi Feed-in Premium Costo del meccanismo dei CV FiP (solo eolico) con logica di competenza economica stime a partire dall anno 2015 [elaborazioni elemens su dati GME]

13 L evoluzione del costo del meccanismo dei CV cassa Adottando una logica di cassa (costo dei CV imputato all anno in cui avvengono effettivamente i pagamenti), il costo nel 2014 e nel 2015 è inferiore (principalmente per via del prezzo di ritiro imputato), mentre il costo nel 2016 è decisamente superiore per via del concomitante pagamento di parte dei CV2015 e del feed-in premium per l anno 2016 Dall anno 2017, i costi sono equivalenti a quelli presentati con logica di competenza economica (corrispondenza tra maturazione all incentivo e incasso dell incentivo) Milioni di euro Ritiri CV 2014 (da Q2 a Q4) e CV 2015 Q1 Ritiri CV 2015 (da Q2 a Q4) + pagamento FiP Ritiri CV 2013 e CV 2014 Q Certificati Verdi Feed-in Premium Costo del meccanismo dei CV FiP (solo eolico) con logica di cassa stime a partire dall anno 2015 [elaborazioni elemens su dati GME]

14 Tariffe Onnicomprensive: storico ed evolutivo 25 Il numero di impianti che tra il 2008 e il 2013 (anno di chiusura del meccanismo) ha avuto accesso alla TO è stato estremamente limitato nel caso dell eolico a differenza delle biomasse dove l accesso è stato massiccio Sono appena 21 i MW eolici aventi accesso MW alla TO (300 /MWh, riservata a impianti sotto i 200 kw) Potenza degli impianti eolici in TO [elaborazioni elemens su dati GSE] Il costo connesso al meccanismo della TO nel caso dell eolico è dunque del tutto marginale (leggermente superiore ai 7 milioni di euro nel 2014 in decrescita nel tempo all aumentare del prezzo dell energia previsto nel nostro scenario di prezzo) L ultimo centesimo sarà pagato dal GSE nel 2028 Milioni di euro Costo deli impianti eolici in TO [elaborazioni elemens su dati GSE]

15 Aste: potenza incentivata e costruita In ossequio al DM 6 luglio 2012, nell inverno 2012 e nelle estati del 2013 e del 2014, si sono svolte le 3 aste per l assegnazione di incentivi (di durata ventennale) agli impianti eolici on-shore di potenza superiore a 5 MW Le tre procedure mediante le quali hanno avuto accesso agli incentivi circa MW - hanno visto un crescente grado di competizione tra gli operatori, culminato nella terza procedura dove circa la metà delle offerte è stata pari al ribasso massimo (30%) sul prezzo base d asta (127 /MWh) Tuttavia sino ad oggi risultano costruiti solo 193 MW, mentre 149 MW sono attualmente in costruzione e effettueranno il primo parallelo entro pochi mesi; i restanti non hanno ancora avviato i lavori di costruzione 1000 MW 908 MW , MW 250 MW 316 MW Medi - Grandi RES Piccoli RES 14 Sviluppatori ,5 282,4 73, ,3 0 59,2 Assegnati Costruiti - in costruzione On hold For sale Stato dell arte degli impianti vincitori delle prime due procedure - analisi per categorie di operatore [elemens]

16 I risultati della prima asta (dicembre 2012) Nel corso della prima asta (dicembre 2012) sono stati assegnati 442 MW - compreso un impianto da 24 MW entrato in esercizio in transitorio su un totale di 500 MW disponibili: l asta è risultata pertanto corta Le offerte di riduzione hanno variato da un minimo del 2,5% (123,8 /MWh) a un massimo del 24,41% (96 /MWh) 8 impianti dei 17 aventi diritto all incentivo sono costruiti o prossimi all esercizio (in viola nella tabella) Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015 EDP 14 24,41% 96,00 41,27 EDP 16 23,67% 96,94 42,21 Gamesa 16 14,81% 108,19 53,46 Elettro Sannio Wind 10 13,52% 109,83 55,10 EDP 10 12,42% 111,23 56,50 C&C 20 9,54% 114,88 60,15 Laterza Wind 12,3 9,51% 114,92 60,19 Ponte Albanito 27,2 8,50% 116,21 61,47 Breathe 51 8,31% 116,45 61,72 E-vento Cirò 30 7,55% 117,41 62,68 Alfa wind 30 6,46% 118,80 64,07 Andali energia 36 5,80% 119,63 64,90 Eolsiponto 17,5 5,12% 120,50 65,77 Nuova Energia 72 4,20% 121,67 66,94 Enel Green Power 12 3,34% 122,76 68,03 Sava Energia 10 2,51% 123,81 69,08 ERG 34 2,50% 123,83 69,09 16

17 I risultati della seconda asta (giugno 2013) Nel corso della seconda asta (giugno 2013) sono stati assegnati tutti i 400 MW disponibili più 66 MW successivamente riammessi tramite giurisprudenza a fronte di un livello di partecipazione superiore a MW: pertanto l asta è risultata lunga Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 9,5% (114,92 /MWh) a un massimo del 19% (102,8 /MWh) 2 impianti dei 17 aventi diritto all incentivo sono costruiti o prossimi all esercizio (in viola nella tabella) Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015 Eurowind 14 19,00% 102,87 48,14 Daunia 22 15,33% 107,53 52,80 Clean Energy 10,8 13,01% 110,48 55,75 Cancellara 42 12,51% 111,11 56,38 Asja 18 12,51% 111,11 56,38 Meltemi 30,6 12,51% 111,11 56,38 Edp 20 12,42% 111,23 56,50 Ventisei 23,1 12,02% 111,73 57,00 Tarifa 22 11,03% 112,99 58,26 Tozzi 18 11,02% 113,00 58,27 Edison 12 10,41% 113,78 59,05 Ewe 20 10,20% 114,05 59,32 Alisea 47,5 10,11% 114,16 59,43 Marche ER 10 10,03% 114,26 59,53 Finpower 60 9,51% 114,92 60,19 Gamesa 30 9,51% 114,92 60,19 17

18 I risultati della terza asta (giugno 2014) Nel corso della terza asta (giugno 2014) sono stati assegnati tutti i 356 MW disponibili a fronte di un livello di partecipazione superiore a MW: pertanto l asta è risultata lunga Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 26,4% (93,5 /MWh) a un massimo del 30% (88,9 /MWh) Ben 6 operatori hanno offerto il massimo ribasso del 30% più un operatore che ha offerto il 29,99% di riduzione Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015 D'Amato 60 30,00% 88,90 34,17 Mait 8 30,00% 88,90 34,17 Plt 33,28 30,00% 88,90 34,17 Salvatori 26,26 30,00% 88,90 34,17 Alerion 6 30,00% 88,90 34,17 Elettrostudio 22,88 30,00% 88,90 34,17 Lucky Wind 18,18 29,99% 88,91 34,18 Mescia 39 28,18% 91,21 36,48 Enel 8,08 27,35% 92,27 37,54 Morgante 16,8 27,11% 92,57 37,84 Vitobello 12 27,00% 92,71 37,98 C&C 57,8 26,78% 92,99 38,26 Plc 18,54 26,77% 93,00 38,27 Alerion 12,5 26,50% 93,35 38,61 Milia 22 26,38% 93,50 38,77 18

19 Aste: i costi per il sistema funzione del prezzo elettrico Gli impianti eolici aventi accesso alla tariffa incentivante a seguito delle aste vedono valorizzata la propria produzione attraverso un meccanismo premium for difference Il premium for difference prevede che la componente Incentivo sia definita dal GSE a livello orario come differenza tra tariffa incentivante e prezzo zonale MGP: nel caso il prezzo zonale risulti pari o superiore alla tariffa incentivante, il valore della componente Incentivo è posto pari a 0 /MWh Il costo di incentivazione per il sistema scaricato sulla componente A3 della bolletta elettrica è dunque funzione del valore della tariffa incentivante (frutto delle aste) e del prezzo zonale orario MGP: al crescere di esso il costo degli incentivi diminuisce, e viceversa Tariffa incentivante /MWh Incentivo Prezzo zonale orario MGP Ora

20 Aste: scenario di costo High Lo scenario di costo High relativo alle aste eoliche parte dall ipotesi che tutti gli impianti vincitori delle aste vengano effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline) Nel calcolo del costo, si è tenuto conto della tariffa cui ha avuto accesso ciascun impianto, al netto del prezzo dell energia di ciascuno anno al fine di individuare la componente incentivo Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario appare sovrastimare i costi MW aste in esercizio Anno Asta 1 Asta 2 Asta 3 Totale , , , , Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno) 140 Milioni di euro asta 2 asta 3 asta Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario HIGH [elaborazioni elemens]

21 Aste: scenario di costo Low Lo scenario di costo Low relativo alle aste eoliche parte dall ipotesi che solo una parte degli impianti vincitori delle aste venga effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline) Sono stati inseriti nello scenario gli impianti per i quali si ritiene più probabile la realizzazione (track record operatori, dati di bilancio) Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario più probabile del precedente 80 MW aste in esercizio Anno Asta 1 Asta 2 Asta 3 Totale , , ,3 147, , ,2 133,2 Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno) Milioni di euro asta 2 asta 3 asta Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario LOW [elaborazioni elemens]

22 Registri e sottosoglia: scenario High Lo scenario di costo High relativo ai registri e agli impianti sotto la soglia dei 60 kw prevede che venga installato tutti gli impianti vincitori dei registri eolici e circa 25 MW di eolico sotto-soglia (attuale 7 MW) Dati gli attuali tassi di installato dei registri, tale scenario appare sovrastimare i costi di incentivazione MW Sottosoglia Registri Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH[elaborazioni elemens su dati GSE] Il costo che ne deriva arriva pertanto un limite massimo vicino ai 35 milioni di euro nell anno 2018 Milioni di euro Sottosoglia Registri Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH [elaborazioni elemens su dati GSE]

23 Registri e sottosoglia: scenario Low Lo scenario di costo Low relativo ai registri e agli impianti sotto la soglia dei 60 kw prevede che venga installato il 60% degli impianti vincitori dei registri eolici e circa 18 MW di eolico sotto-soglia (attuale 7 MW) MW Dati gli attuali tassi di installato dei registri, tale scenario appare maggiormente realistico del precedente Sottosoglia Registri Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni elemens su dati GSE] Il costo emergente, ancora più basso che nello scenario precedente, arriva a sfiorare i 25 milioni nell anno Milioni di euro 23 Sottosoglia Registri Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni elemens su dati GSE]

24 Costi totali dell incentivazione all eolico: scenario High - competenza L analisi sul costo di tutti i meccanismi di incentivazione nel tempo ricalca principalmente la curva di costo dei CV. Nello scenario High (tutti gli impianti vincitori di aste/registri accedono agli incentivi) emerge che: Il picco di costo viene raggiunto nel 2016 Dopo il 2016 si assiste a una netta discesa del costo (meno 350 milioni ca. di Euro in 3 anni) A partire dal 2023 il costo di incentivazione totale dell eolico scende abbondantemente sotto 1 Milione di Euro Il principale driver di riduzione del costo è il phasing out dei CV Milioni di euro CV TO Aste Registri Sotto soglia Costo degli incentivi all eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH competenza economica [elaborazioni elemens]

25 Costi totali dell incentivazione all eolico: scenario Low - competenza Nello scenario Low (solo una parte degli impianti vincitori di aste / registri accedono agli incentivi) emerge che: Il picco di costo viene raggiunto nel 2015 (e non nel 2016), a causa del minor costo degli impianti in asta A partire dal 2016 si confermano le dinamiche di riduzione del costo già viste nello scenario precedente Il principale driver di riduzione del costo è l uscita dall incentivazione degli impianti con i CV Milioni di euro CV TO Aste Registri Sotto soglia Costo degli incentivi all eolico: analisi per meccanismo scenario LOW competenza economica [elaborazioni elemens]

26 Costi totali dell incentivazione all eolico: scenario High cassa Lo scenario di costo High ottenuto adottando una logica di cassa mostra in linea con l analisi fatta sui CV un netto picco di costo nel 2016 a cui fa da contraltare un costo leggermente minore negli anni precedenti il A partire dal 2017 lo scenario è allineato a quanto ottenuto con competenza di cassa Milioni di euro CV TO Aste Registri Sotto soglia Costo degli incentivi all eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH cassa [elaborazioni elemens]

27 Costi totali dell incentivazione all eolico: scenario Low cassa Pur con valori assoluti di costo leggermente inferiore, lo scenario di costo Low ottenuto adottando una logica di cassa ricalca esattamente lo scenario della slide precedente Milioni di euro CV TO Aste Registri Sotto soglia 27 Costo degli incentivi all eolico: analisi per meccanismo scenario LOW cassa [elaborazioni elemens]

28 Costi eolico per famiglie, PMI, energivori Mediante una serie di approssimazioni basate sul valore assoluto del costo di incentivazione dell eolico e sulle modalità di redistribuzione del costo sulle varie tipologie di consumatori adottate dall Autorità per l Energia elettrica in base alla potenza impegnata e al livello dei consumi, abbiamo calcolato il costo unitario dell eolico per: La famiglia tipo (BT, 3 kw impegnati, consumi pari a kwh/anno) Una PMI (MT, 500 kw impegnati, consumi pari a kwh/anno) Un consumatore energivoro (AT, 50 MW impegnati, consumi pari a MWh/anno) Costo dell'eolico in /MWh per il consumatore Famiglia 2,14 2,30 2,99 3,52 4,22 4,35 4,43 4,11 3,73 3,35 3,33 3,28 3,23 2,65 1,99 1,73 PMI 2,81 3,02 3,93 4,62 5,55 5,71 5,81 5,39 4,90 4,40 4,37 4,31 4,24 3,49 2,61 2,28 Energivoro 0,18 0,20 0,25 0,30 0,36 0,37 0,38 0,35 0,32 0,28 0,28 0,28 0,27 0,22 0,17 0,15 Il costo sempre maggiore per le PMI, sostanzialmente nullo per gli energivori rimane sempre al di sotto dei 6 / MWh rappresentando quindi una frazione inferiore nell intorno del 3% della bolletta Nel caso delle famiglie, il valore non supera mai i 4,5 /MWh 28

29 I benefici dell eolico oggetto di valutazione La produzione di energia elettrica attraverso fonte eolica è portatrice di numerosi benefici diretti ed indiretti: il cosiddetto dividendo multiplo, che accomuna l energia eolica alle altre forme di produzione da fonte rinnovabile La presente analisi si focalizzerà solo su alcuni dei benefici derivanti dalla fonte eolica. In particolare, si effettuerà una stima quantitativa delle risorse che lo sviluppo del settore eolico ha apportato al sistema italiano in termini: Effetto di riduzione del PUN [beneficiari: consumatori di energia elettrica] Gettito fiscale [beneficiari: finanza pubblica / contribuenti] Misure compensative locali [beneficiari: Comuni ospitanti impianti eolici] Lo studio non affronta gli ulteriori benefici connessi all energia eolica, quali, ad esempio: Occupazione diretta e indiretta Salute e ambiente (riduzione delle emissioni di CO 2 e NO x ) 29

30 Effetto sul PUN L energia eolica in virtù del costo marginale quasi nullo che la caratterizza è in grado di esercitare sugli esiti del mercato elettrico il cosiddetto merit order effect, che consiste nello spiazzamento della fonte convenzionale marginale e nella determinazione di un clearing price inferiore rispetto all assenza della produzione eolica nelle ore di maggior ventosità L ingresso della fonte eolica nel mercato elettrico italiano provoca pertanto un abbassamento dei prezzi zonali e, di conseguenza, del PUN (Prezzo Unico Nazionale) generando in definitiva un beneficio per la domanda elettrica rappresentata dai consumatori Tuttavia, al fine di quantificare il beneficio complessivo dell energia eolica sul mercato elettrico non è sufficiente confrontare il dato storico dei prezzi nelle ore caratterizzate da alta produzione eolica e quello relativo alle ore di bassa produzione eolica: occorre invece simulare gli esiti di mercato per effettuare una stima dei prezzi marginali medi che si sarebbero verificati in assenza di produzione eolica per effetto della minore pressione competitiva sull'offerta Al fine del presente studio, attraverso il modello REMIDA [Renewable Energy Market Italian Day Ahead] ed in base agli esiti di mercato dell'anno 2013, elemens ha effettuato una what if analysis dei prezzi di equilibrio di MGP ipotizzando l'assenza della produzione eolica in Italia Il presente studio non affronta invece gli effetti della non programmabilità della fonte eolica sul dispacciamento (approvvigionamento della riserva e bilanciamento) 30

31 PUN 2013: i benefici dell eolico /MWh ,8 3,4 2,3 3,0 2,5 1,9 3,2 2,9 4,4 2,9 1,0 2,2 2,2 2,1 0,5 2,4 2,5 4,9 1,9 2,3 3,4 2,5 2,0 2, Spread PUN 2013 senza Wind PUN 2013 reale PUN medio orario nell ipotesi di assenza di produzione eolica su MGP What if Anno 2013 [elaborazioni elemens] 31 Nell anno 2013, l'effetto dell'eolico sul PUN appare distribuito per tutte le 24 ore della giornata media di MGP L'effetto calmiere appare più elevato nei gruppi di ore caratterizzati dal sorgere del sole (dalle 6 alle 9) e del tramonto (dalle 17 alle 20), tuttavia per l anno 2013 esso non supera mai i 5 /MWh. In media, per l anno 2013 la sola produzione eolica italiana ha ridotto il PUN di 2,22 /MWh Ponderando l'effetto orario con la domanda media oraria di MGP, possiamo stimare un risparmio annuale complessivo di 743 milioni di Euro dovuto all energia eolica /MWh 62,99 65,21 +2,22 +4,41 PUN reale 2013 PUN 2013 simulato senza PUN 2013 simulato sen Wind FV Stima dell incremento del PUN medio annuo in assenza di produzione eolica What if Anno 2013 [elaborazioni elemens]

32 L effetto sul PUN dell eolico: scenario Milioni di Euro Applicando le stesse ipotesi alla base dello scenario di evoluzione del PUN al 2035 adottato precedentemente per la definizione della componente RE, è stata effettuata una stima dell effetto futuro sui prezzi di mercato elettrico dell energia eolica a condizioni attuali La stima è stata elaborata in base agli scenari Low e High descritti in precedenza relativi a due ipotesi di realizzazione di capacità eolica assegnata attraverso le aste ex DM 6 Luglio 2012, e considerando una vita utile degli impianti di 25 anni L'effetto dell eolico sul PUN è strettamente dipendente dalla penetrazione dell energia eolica (in diminuzione a partire dal 2028 per effetto dell uscita dall esercizio della capacità eolica più risalente) e dal valore assoluto del PUN (all aumentare di esso, l effetto dell eolico è relativamente maggiore) Per il periodo , il beneficio complessivo è compreso tra 13 Miliardi di Euro (scenario Low) e 15 Miliardi di Euro (scenario High) Al crescere del PUN, aumenta il beneficio dell eolico Riduzione penetrazione della fonte eolica per fine vita utile di parte della capacità 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 Riduzione del PUN medio Beneficio per i consumatori - Low Beneficio per i consumatori - High Riduzione del PUN medio - Low Riduzione del PUN medio - High 0,5-32 Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto dell energia eolica su MGP Anni [elaborazioni elemens]

33 La fiscalità dell eolico Relativamente al gettito, fiscale dell eolico sono state prese in considerazione le seguenti imposte: IRES e IRAP, di aliquota cumulata pari al 37% fino all anno 2007 e pari a 31% a partire dall anno 2008 ROBIN TAX, maggiorazione IRES applicata come da tabella fino al 2014 per effetto della sentenza della Corte Costituzionale di Febbraio 2015: Anno d'imposta a partire 2014 dal 2014 Maggiorazione IRES 10,50% 10,50% 10,50% 6,50% Soglia volume ricavi Soglia reddito imponibile ICI, applicata dall anno 2008 all anno 2010 (3.100 /MW/anno) IMU, applicata dall anno 2011 adottando i seguenti valori medi (in funzione della variazione delle aliquote nel tempo e dall introduzione della TASI a partire dall anno 2014 valori in /MW/anno): a partire dal

34 Gettito fiscale totale: Per il periodo , il gettito fiscale complessivo connesso al settore eolico è stato pari a 1,37 Miliardi di Euro Del gettito totale del periodo, più del 50% è relativo al triennio principalmente per effetto del passaggio da ICI a IMU e per l introduzione della Robin Tax (particolarmente rilevante nel 2013, anno in cui è stata significativamente allargata la base imponibile) Milioni di Euro ICI / IMU ROBIN TAX IRES + IRAP Stima del gettito fiscale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo [elaborazioni elemens] 34

35 Gettito fiscale incrementale: In assenza di energia eolica, la parte del gettito derivante dalla valorizzazione della produzione attraverso i prezzi di mercato elettrico sarebbe stata fornita da fonti diverse Occorre pertanto identificare il gettito incrementale specificatamente connesso al settore eolico. Al fine di ottenere un approssimazione verosimile del gettito incrementale, esso è stato stimato come: Parte del gettito IRES / IRAP / Robin Tax derivante dalle sole risorse derivanti dalla componente di incentivazione Gettito totale di ICI e IMU, poiché connesso all installazione specifica degli impianti eolici e non al valore della loro produzione Il gettito fiscale incrementale dell eolico per il periodo è dunque stimato pari a 820 Milioni di Euro (60% del gettito totale) Milioni di Euro ICI / IMU ROBIN TAX IRES + IRAP 35 Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo [elaborazioni elemens]

36 Gettito fiscale totale e incrementale: scenario Il gettito fiscale incrementale connesso all incentivazione della fonte eolica è pari ad un range di 2,61 2,75 Miliardi Euro (a seconda dell effettiva installazione di capacità delle aste già svolte) In termini incrementali, si evidenzia come IRES, IRAP e Robin Tax siano connesse ai periodi incentivanti che, andando in conclusione, rendono sempre più significativo il peso relativo del gettito IMU e TASI Milioni di Euro Riduzione IRES/IRAP per progressiva conclusione del periodo di incentivazione dei Certificati Verdi / Feed-in Premium Riduzione IMU per uscita dall esercizio degli impianti che hanno raggiunto 25 anni di vita utile 50 IMU + TASI IRES + IRAP Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo , scenario Low [elaborazioni elemens] 36

37 Aste del DM 6 Luglio 2014: gettito fiscale, scenario Riducendo l analisi alla sola capacità entrata in esercizio incentivata attraverso le aste del DM 6 Luglio 2014, il gettito fiscale incrementale totale del periodo risulta essere compreso tra 160,7 e 320,6 Milioni di Euro (a seconda dell effettiva installazione di capacità delle aste già svolte, scenari Low e High) Essendo per tali impianti il valore della componente incentivante significativamente ridotto rispetto agli impianti entrati in esercizio prima del 2014, IMU e TASI acquisiscono un maggior peso relativo (pari in media tra il 38% al 41%) tra le diverse imposte che concorrono al gettito fiscale incrementale complessivo Milioni di Euro Aumento della base imponibile per: Conclusione dei periodi di ammortamento Conclusione dei finanziamenti Riduzione del gettito per maggior crescita del prezzo dell energia elettrica Scenario BAU Low Scenario BAU High 37 Stima del gettito fiscale incrementale relativo alla capacità incentivata in asta ex DM 6 Luglio 2012 per il periodo , scenari Low e High [elaborazioni elemens]

38 I benefici per il territorio: le convenzioni con i Comuni Parte dei costi di esercizio affrontati da un impianto eolico è riconducibile alle convenzioni con i Comuni dove insistono gli impianti nell ambito di meccanismi di compensazioni territoriali Con Decreto del 10 Settembre 2010, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato le Linee guida per l autorizzazione degli impianti a fonte rinnovabile, il cui Allegato 2 individua come valore massimo delle misure compensative il 3% dei proventi, comprensivi di incentivi, derivanti dalla valorizzazione dell energia elettrica prodotta Ai fini della presente analisi, si è dunque effettuata una stima delle risorse economiche generate dal settore eolico e destinate a beneficio dei Comuni che ospitano gli impianti nella misura del 3% del fatturato Per il periodo , si stima un beneficio complessivo pari a 343 Milioni di Euro Milioni di Euro Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, [elaborazioni elemens]

39 Misure compensative: scenario Lo scenario mostra un trasferimento complessivo di risorse verso i Comuni compreso tra 1,09 e 1,17 Miliardi di Euro (a seconda dell effettiva installazione di capacità delle aste già svolte) Milioni di Euro Royalties maggiormente connesse alla sola componente energia (ricavo da mercato elettrico) per progressiva conclusione del periodo di incentivazione Certificati Verdi / Feed-in Premium Gradale uscita dall esercizio di impianti che hanno raggiunto 25 anni di vita utile Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, scenario [elaborazioni elemens] Low High 39

40 Costi VS Benefici annuali dell eolico: lo storico ( ) A livello annuale, il confronto aggregato storico tra costi e benefici mostra una copertura dei costi da parte del gettito fiscale e delle misure compensative in una misura compresa tra 20% e 25% Per il solo anno 2013, l analisi di impatto sul PUN evidenzia un costo netto significativamente inferiore rispetto agli anni analizzati in precedenza Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN (solo 2013) 1160,4 986,1 705,7 760,0 743,1 491,7 Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro] Milioni di Euro 318,9 324,1 221,0 12,2 14,9 38,2 124,7 2,3 1,9 5,7 21,9 36,2 77,6 56,9 85,4 89,6 127,8 146,0 179,5 0,9 1,6 3,6 8,7 13,1 22,3 27,0 36,7 43,6 55,2 64,4 66, ,0-11,4-29,0-94,1-171,7-219,0-240,2-369,6-572,5-577,0-775,7-171,9 40

41 Costi VS Benefici totali dell eolico: lo storico ( ) In base alle analisi illustrate precedentemente, è possibile stimare un costo netto del settore eolico per il periodo pari a 3,66 Miliardi di Euro Tale valore tuttavia non considera i benefici che il costo di incentivazione dell orizzonte temporale considerato genera negli anni successivi al 2013: il costo netto è dunque da considerarsi un investimento sul lungo termine Costo di incentivazione totale 5,16 Miliardi di Euro 0,74 Miliardi di Euro Riduzione del PUN [anno 2013] 0,82 Miliardi di Euro Gettito fiscale incrementale 0,34 Miliardi di Euro Misure compensative 41 Costo netto ,26 Miliardi di Euro

42 Costi VS Benefici dell eolico: le prospettive - Low ( ) A livello annuale, lo scenario Low mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall anno 2023 Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN 1393,1 1414,3 1396,6 1288,5 1164,3 1037,8 1033,5 1019,7 1006,4 819,3 Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro] Milioni di Euro 695,0 714,0 726,2 731,5 737,9 731,4 703,8 696,5 663,6 627,5 643,8 603,2 505,7 526,7 540,4 545,3 552,1 559,1 579,2 596,6 589,4 520,3 481,9 412,8 342,2 214,1 196,0 196,1 219,1 187,7 186,2 173,7 175,9 178,5 180,0 65,1 162,8 63,9 62,7 61,3 59,5 57,1 133,2 113,7 89,0 61,8 46,6 28,0 52,2 70,0 71,2 71,5 70,1 54,5 51,9 67,3 65,8 51,4 61,7 61,9 62,4 63,0 59,3 46,7 41,7 52,8 48,4 33,7 27,0 42,7 36,9 34,1 32,4 31,7 28,8 25,8 20,0 15, ,3-620,5-588,6-485,5-358,7-239,2-216,7-182,7-136,5 70,1 284,4 360,1 521,4 616,9 761,9 756,1 725,3 718,3 659,8 599,8 488,9 429,6 42

43 Costi VS Benefici dell eolico: le prospettive High ( ) Anche lo scenario High mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall anno 2023 Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN 1393,3 1433,9 1460,5 1354,6 1231,2 1104,4 1098,1 1082,8 1066,4 Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro] Milioni di Euro 875,6 748,9 703,6 641,0 664,6 582,7 591,8 603,1 614,7 551,3 505,7 214,1 205,1 204,6 193,8 192,3 179,6 181,7 184,1 185,4 167,7 656,4 572,0 393,1 268,9 137,7 118,1 93,6 67,4 70,0 73,6 75,2 73,8 71,0 69,6 65,4 65,6 66,1 66,7 63,0 56,5 52,1 46,4 816,3 835,7 848,1 861,8 861,7 838,5 838,0 789,5 787,4 113,9 111,6 109,2 106,5 102,9 98,3 58,4 58,7 61,1 62,3 57,4 52,0 40,6 37,8 36,1 35,4 32,5 29,6 622,6 554,2 76,4 48,6 43,5 37,1 23,7 18, ,4-603,8-598,0-495,2-364,8-240,5-210,1-168,4-111,3 107,6 333,8 418,9 588,4 693,0 846,8 846,6 826,6 829,3 774,4 718,3 613,5 561,6 735,0 43

44 Costi VS Benefici totali dell eolico: le prospettive ( ) Considerando gli scenari Low e High di crescita della capacità eolica, è possibile stimare un beneficio netto del settore eolico per il periodo compreso tra 2,95 e 4,06 Miliardi di Euro La componente di maggiore incertezza di tale stima è la riduzione del PUN: tuttavia anche se per effetto di dinamiche di mercato diverse da quelle adottate nello scenario il beneficio ad essa connessa risultasse inferiore del 25% rispetto a quanto stimato, i benefici complessivi compenserebbero comunque i costi di incentivazione Costo di incentivazione totale 13,80 14,95 Miliardi di Euro 13,05 15,09 Miliardi di Euro Riduzione del PUN 2,61 2,76 Miliardi di Euro Gettito fiscale incrementale 1,09 1,17 Miliardi di Euro Misure compensative 44 2,95 4,06 Miliardi di Euro Beneficio netto

45 Quanto si libera: c è spazio per una nuova asta? Il Dlgs 28/2011 ha introdotto il meccanismo delle aste, prevedendo una precisa scansione temporale nella pubblicazione del primo decreto di attuazione e dei successi aggiornamenti dello stesso (primo aggiornamento dopo 2 anni dalla pubblicazione del decreto attuativo i.e. 2014, aggiornamenti successivi ogni 3 anni; i.e. 2017, 2020 ecc) Sino ad oggi ha visto la luce solo il primo provvedimento attuativo (DM 6 luglio 2012), che prevedeva solo 3 round di aste e registri di cui l ultimo ha avuto luogo nell estate 2014 e ha demandato a un provvedimento di aggiornamento la previsione di contingenti di incentivazione per il periodo successivo al 2014 A meri fini illustrativi, abbiamo ipotizzato che venga previsto un primo aggiornamento del DM 6 luglio 2012 che preveda 5 nuove procedure di aste per l incentivazione dell eolico on-shore, adottando le seguenti assunzioni: Le procedure avranno luogo con cadenza annuale a partire dall estate 2015 In ciascuna procedura verranno assegnati 500 MW Il prezzo base d asta è fissato in 115 /MWh per le prime 3 aste e in 110 /MWh per le ultime due in luogo del previgente valore di 127 /MWh MW Incentivati DM 6 luglio 2012 Nuove aste Capacità eolica avente annualmente accesso alla tariffa incentivante a seguito delle procedure ad asta [elaborazioni elemens]

46 Nuove aste: gli scenari di installato eolico Per definire l effettiva nuova capacità eolica installata a seguito delle aste , si sono ipotizzati due scenari di tasso di realizzazione dei nuovi impianti incentivati coerenti con le ipotesi adottate precedentemente I due scenari si distinguono conseguentemente anche per la riduzione media della tariffa incentivante a base d asta: nel dettaglio, lo Scenario Low (50% di tasso di realizzazione) prevede che vengano costruiti solo gli impianti che hanno effettuato riduzioni inferiori (ossia richiesto tariffe incentivanti più elevate) Scenario Low [50% del contingente assegnato installato] Riduzione media della base d asta degli impianti installati: Asta 2015 (base 115 /MWh): - 8%; Asta 2016 (base 115 /MWh): - 13% Asta 2017 (base 115 /MWh): - 15% Asta 2018 (base 110 /MWh): - 20% Asta 2019 (base 110 /MWh): - 22% MW installati DM 06/07/12 - Low 195,8 241, ,2 187, Nuove aste - Low 62, Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta Scenario Low [elaborazioni elemens] 46 Scenario High [100% del contingente assegnato installato] Riduzione media della base d asta degli impianti installati: Asta 2015 (base 115 /MWh): - 10%; Asta 2016 (base 115 /MWh): - 15% Asta 2017 (base 115 /MWh): - 20% Asta 2018 (base 110 /MWh): - 22% Asta 2019 (base 110 /MWh): - 25% MW installati 622, DM 06/07/ High 195, Nuove aste - High Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta Scenario High [elaborazioni elemens]

47 Installato con nuove aste Con la eventuale previsione di 5 nuovi contingenti annui da 500 MW, a partire dal 2015, si avvicinerebbe il raggiungimento degli obiettivi inseriti all interno del PAN naturalmente nell ipotesi in cui gli impianti giunti a fine incentivazione non escano dell esercizio Ipotizzando che vengano realizzati tutti gli impianti vincitori delle aste (sia con riferimento alla tornata , sia al periodo : Scenario High), si raggiungerebbero MW di installato al 2020 (contro i del PAN, incluso l eolico off-shore) Ipotizzando che vengano realizzati solo una parte degli impianti (40% tornata , 50% tornata : Scenario LOW), si raggiungerebbero invece MW al 2020: per raggiungere l obiettivo mancherebbero circa MW (2.480 MW includendo l offshore) MW Contingenti Contingenti (nov) DM 6 Futuro luglio DM 2020 (PAN)