L OSSERVATORIO E I SUOI PARTNER

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1 MINI-BIOMASSE: STATO ATTUALE E SVILUPPI ATTESI Marco Carta Coordinatore Osservatorio OIR Dalle biomasse un futuro sostenibile per il territorio - Bologna, 11 dicembre 2014

2 ORDINE DEL GIORNO 1. L Osservatorio OIR 2. Lo stato attuale delle biomasse in Italia 3. La regolazione 4. I benefici dello sviluppo della piccola cogenerazione 5. I ritorni sull investimento 6. Gli sviluppi attesi nella regolazione 7. SEU e autoconsumo come possibile alternativa agli incentivi? 8. Nota finale: mini-biomasse per finanziare la sicurezza idrogeologica del territorio? 2

3 L OSSERVATORIO OIR

4 L OSSERVATORIO E I SUOI PARTNER Avviato nel 2008 dalla collaborazione tra AGICI, UniCredit e GSE. Elabora quadri aggiornati delle principali dinamiche delle rinnovabili in Italia e nel mondo. Luogo di incontro privilegiato per le diverse imprese attive nelle rinnovabili, finanza e P.A. Formula proposte costruttive destinate al sistema politico-amministrativo. I PARTNER DELL OIR 4

5 L OSSERVATORIO: SCHEMA DI ATTIVITÀ Attività Internazionali Seminari Studi di mercato: Country Report Advisory Attività Nazionali Rapporto Annuale Working Paper/ Studi ad hoc Convegno Annuale Il Network Nazionale e Internazionale dell OIR 5

6 IL NETWORK INTERNAZIONALE DELL OIR Network altamente qualificato per dare assistenza all internazionalizzazione, in particolare: strategie di entrata, intelligence e realizzazione di progetti. 6

7 I SEMINARI SUI GRANDI MERCATI EMERGENTI Cina: 21 marzo 2011 Russia: 20 maggio 2011 India: 7 luglio 2011 Brasile: 30 settembre 2011 Turchia: 16 marzo 2012 Sud Africa: 24 settembre 2012 Polonia: 28 novembre 2012 Messico: 7 maggio 2013 Argentina: 11 luglio 2013 Arabia Saudita e Paesi del Golfo: 28 novembre 2013 Perù: 8 maggio 2014 Cile: 11 luglio 2014 Colombia: 25 novembre 2014

8 COSA FAREMO NEL 2015 Le strategie dei principali player in Italia e nel mondo I modelli di business Gli investimenti pianificati e le politiche di mix Le strategie con il mondo finanziario Le politiche di efficientamento della gestione Le politiche di diversificazione geografica Le politiche commerciali Il ruolo dei fornitori di componenti Le performance economico-finanziarie 8

9 LO STATO ATTUALE DELLE BIOMASSE IN ITALIA

10 GLI IMPIANTI Numero Impianti Capacità installata (MW) 0 RSU Altre b. solide Biogas RSU Biogas fanghi Biogas deiezioni Biogas agr/for. Taglia media (MW) RSU 13,1 Altre biomasse solide 2,9 Biogas RSU 1,2 Biogas fanghi 0,6 Biogas deiezioni 0,4 Biogas agr/for 0,8 Oli grezzi 2,0 Altri oli 1,5 TOTALE (media generale) 1,5 Oli grezzi Altri oli Totale Al 31/12/2014. AGICI su Terna

11 IMPIANTI IN ASSETTO COGENERATIVO 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Al 31/12/2014. AGICI su Terna

12 LA LOCALIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Lombardia Veneto Emilia Romagna Piemonte Toscana Altri Al 31/12/2014. AGICI su Terna

13 LA PRODUZIONE ELETTRICA (TWH) Bioliquidi Solidi Biogas Al 31/12/2014. GSE

14 IL "PESO" DELLE BIOMASSE 26% 4% 22% 6% % sulla produzione nazionale % sulla produzione FER* % sugli incentivi erogati AGICI su Terna, GSE. Al 31/12/2013. Incentivi al 30/09/2014

15 LA REGOLAZIONE

16 GLI INCENTIVI GSE

17 ASTE, REGISTRI, FUORI REGISTRO GSE

18 INCENTIVI: QUANTO MANCA ALLA FINE? GSE

19 I BENEFICI DELLO SVILUPPO DELLA PICCOLA COGENERAZIONE

20 INNANZITUTTO UNO SGUARDO AL FUTURO Cosa ci sembra realistico Osservatorio I Costi del Non Fare

21 IMPLICAZIONI DELLO SCENARIO REALISTICO Crescita (MW) Idroelettrico Hydro Mini Hydro 301 Geotermico 251 Bioenergie Bio solida 977 Biogas 846 Bioliquidi 635 Fotovoltaico Eolico TOTALE RINNOVABILI Osservatorio I Costi del Non Fare Probabile shift degli investimenti dai bioliquidi alle biomasse solide e biogas Investimenti per 6 miliardi di MA il potenziale è enormemente più ampio!

22 IL POTENZIALE 568 GWh GWh GWh

23 QUALI BENEFICI SE SI SFRUTTASSE IL POTENZIALE? TOTALE Minor consumo gas Costo opp. import gas Minori emissioni Occupazione Impatto industria italiana TOTALE BENEFICI Incentivi TOTALE COSTI TOTALE BENEFICI - COSTI Totale Benefici: mln Totale Costi: mln Benefici netti: mln

24 BIOGAS BENEFICI E CASI AZIENDALI BENEFICI TOTALI COSTI TOTALI BENEFICI NETTI 3.000, , ,0 ANDAMENTO DEI COSTI E BENEFICI (milioni di ) 1.500, ,0 500,0 0,0-500,0 Nord Centro Sud Capi di allevamento N Potenza impianto kwe Produzione elettrica kwh/a Produzione calore kwh/a Ricavi energia elettrica * Ricavi/risparmi Calore Fatturato azienda Costi operativi azienda Ricavi elettrici/fatturato % 12% 11% 17% Ricavi elettrici/costi operativi % 16% 11% 17% 24

25 AGROINDUSTRIA BENEFICI E CASI AZIENDALI BENEFICI TOTALI COSTI TOTALI BENEFICI NETTI 120,0 100,0 80,0 ANDAMENTO DEI COSTI E BENEFICI (milioni di ) 60,0 40,0 20,0 0, Olearia Vinicola Produzione L Potenza kwe Produzione Elettrica kwh/a Produzione calore kwh/a Ricavi energia elettrica Ricavi/risparmi calore Fatturato azienda Costi operativi azienda Ricavi energia/fatturato % 5% 0,3% Ricavi energia/costi operativi % 5% 0,4% 25

26 RESIDUI FORESTALI BENEFICI ANDAMENTO DEI COSTI E BENEFICI (milioni di ) BENEFICI TOTALI COSTI TOTALI BENEFICI NETTI 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,

27 I RITORNI SULL INVESTIMENTO

28 BIOGAS I RITORNI SULL INVESTIMENTO CALORE PER HEQ ( /000) Entrate Uscite VAN ( /000) CALORE PER HEQ Entrate Uscite VAN anni 4 anni

29 AGROINDUSTRIA I RITORNI SULL INVESTIMENTO CALORE A HEQ Entrate Uscite VAN CALORE A HEQ Entrate Uscite VAN anni 5 anni

30 FORESTALE I RITORNI SULL INVESTIMENTO CALORE A HEQ Entrate Uscite VAN CALORE A HEQ Entrate Uscite VAN anni 5 anni

31 GLI SVILUPPI ATTESI DELLA REGOLAZIONE

32 SEU E AUTOCONSUMO COME ALTERNATIVA AGLI INCENTIVI?

33 QUANTO COSTA L'ELETTRICITA' IN ITALIA? AI DOMESTICI ALLE PMI 196, ,7 206,5 213,2 229,7 229,2 232,3 244,6 159,6 166,3 174,1 190,8 191,9 207,5 195,1 199, S1 2010S2 2011S1 2011S2 2012S1 2012S2 2013S1 2013S2 2014S1 2010S1 2010S2 2011S1 2011S2 2012S1 2012S2 2013S1 2013S2 2014S1 INTERESSANTE MENO a meno che il quadro regolatorio cambi (vedi slide successiva)

34 SEU CARATTERISTICHE PRINCIPALI Uno o più impianti di produzione da FER o cogenerativi ad alto rendimento di potenza complessiva non superiore a 20 MW gestiti da un solo soggetto. Tali impianti devono essere collegati (oltre che alla rete elettrica) a un unica unità di consumo di un solo cliente finale. Il collegamento fra l impianto/o gli impianti deve avvenire attraverso una linea senza obbligo di connessione di terzi: una linea privata ad hoc nel medesimo sito e che non collega altri impianti di produzione/unità di consumo. Il titolare del punto di consumo deve avere anche la piena disponibilità dell area dove sono situati gli impianti di produzione: es. diritto di proprietà, diritto di superficie o usufrutto, locazione o comodato. L area dove sono situati gli impianti di produzione e l area ove è collocata l unità di consumo devono essere senza soluzione di continuità.

35 SEU I NODI PRINCIPALI 1. Mono-utenza (perché? cosa significa?) 2. PPA di lungo periodo 3. Mitigazione rischio acquisto/produzione 4. Produzione per heq 5. Valorizzazione eccedenze produzione 6. Acquisto calore 7. Evoluzione carico oneri Anche nel migliore scenario immaginabile gli incentivi finiranno Fondamentale uno sguardo verso il futuro e lo studio di soluzioni tecniche e regolatorie (costo zero per la comunità) per consentire lo sviluppo di una filiera tecnologica nazionale di eccellenza

36 NOTA FINALE

37 BIOMASSE PER LA SICUREZZA IDROGEOLOGICA VERSO UN NUOVO METODO DI FINANZIAMENTO?

38 Via Brentano 2, Milano Tel Fax

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