Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Sessione 6 Le rinnovabili tra benefici ed

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1 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Sessione 6 Le rinnovabili tra benefici ed oneri Imola, 13 Dicembre 2011 Pagina 1 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

2 I Relatori Dott. Alessandro Protasoni Direttore Centrale Business Development e Pianificazione Strategica Gruppo Hera 40 anni, laurea in Economia e Commercio ed MBA presso la SDA Bocconi. Dopo una breve esperienza in Pirelli S.p.A., come analista in ambito pianificazione, controllo e valutazione investimenti di gruppo (settori cavi e pneumatici), nel 1996 è financial business controller in 3M-Imation Italia, responsabile della Business Unit South Europe per i prodotti fotografici e data storage. Dal 1999 al 2006 entra nella consulenza manageriale con A.T. Kearney dove segue, progetti nazionali ed internazionali in diversi settori industriali che riguardano diversi ambiti quali: strategia e business planning, miglioramento operativo e recupero di efficienza, organizzazione. Nel 2006 passa nel Gruppo Ferrero come Responsabile Progetti di Sviluppo Organizzativo per le funzioni a riporto del CFO. Nell ottobre 2006 diviene Responsabile Business Planning di Gruppo per i costi di struttura, membro e coordinatore delle attività del Comitato Strutture di Gruppo e membro del Comitato Controlling. Nel febbraio del 2008 entra a far parte del Gruppo Hera come Responsabile del Business Development; dal 1 luglio 2010 è nominato Direttore Centrale Business Development e Pianificazione Strategica con la responsabilità di supportare il Vertice Aziendale nel definire il piano industriale pluriennale del Gruppo e l evoluzione del portafoglio di business, perseguendo le opzioni di sviluppo nei business core nonchè le ipotesi di ingresso in altri business/iniziative, sia attraverso operazioni di acquisizione, sia attraverso sviluppi interni o attraverso gare. Ha inoltre la responsabilità di presidiare il quadro regolamentare, influenzandone l evoluzione verso soluzioni favorevoli allo sviluppo di Hera, garantendo comunicazioni e adempimenti verso le Autorità di settore e gli Istituti Governativi, e di gestire il posizionamento e gli obblighi del Gruppo Pagina 2 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

3 Obiettivi del modulo e modalità operative Il modulo Le rinnovabili: benefici ed oneri si pone l obiettivo di trattare in 2 sessioni (quella odierna e quella prevista per martedì 20 dicembre) i seguenti temi: La definizione delle fonti rinnovabili Il sistema incentivante in Italia Gli obiettivi nazionali e regionali I benefici e gli oneri derivanti dallo sviluppo delle rinnovabili L impegno di Hera nelle Rinnovabili L impegno di HERA nella mobilità sostenibile La sessione odierna indirizza i primi 2 temi Al termine della sessione è previsto uno spazioper eventuali domande e spunti di riflessione Pagina 3 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

4 Agenda Le fonti elettriche e termiche rinnovabili Il sistema incentivante Q&A Pagina 4 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

5 Definizioni FONTI RINNOVABILI* Sono generate da fonti di energia che per loro caratteristica intrinseca si rigeneranoo non sono "esauribili" nella scala dei tempi "umani" e, per estensione, il cui utilizzo non pregiudica le risorse naturali per le generazioni future Sono quelle fonti di energia diverse dai combustibili di origine fossile(gas naturale, carbone, petrolio etc.), quali l'energia eolica, idrica, solare (compresi gli impianti fotovoltaici), geotermica, e quella prodotta dalle biomasse (i gas sprigionati dalla decomposizione di sostanze organiche) o bruciando i rifiuti FONTI ASSIMILATE Gli impianti alimentati da fonti assimilate sono gli impianti di cogenerazione (produzione combinata di Energia Elettrica e calore), quelli che utilizzano forme di energia recuperabile in processi e in impianti produttivi, quelli che usano gli scarti di lavorazione e/o di processi * Il D. Lgs. 29/12/2003 numero 387, recependo la normativa comunitaria, stabilisce che per Fonti Rinnovabili si intendono solo le fonti eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas che residuano dai processi di depurazione e biogas.. In particolare per Biomasse si intende la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall agricoltura e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani. Pagina 5 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

6 I motivi dello sviluppo di Fonti Rinnovabili 1) Ridurre la dipendenza dai combustibili fossili nella produzione di energia Elevata volatilità del prezzo del petrolio Quali implicazioni di questa volatilità sulle fonti rinnovabili in un contesto di crisi economica senza precedenti? In passato forte correlazione tra investimenti sulle rinnovabili e andamento del prezzo del petrolio La prospettiva deve essere diversa rispetto al passato: le fonti rinnovabili non sono alternative a quelle minerali, ma ne devono diventare complementari E necessario recuperare e rilanciare l idea di integrazione degli aspetti ambientali nella politica energetica in una logica di stabilizzazione del costo energetico La strategia c.d. 20/20/20 dell Unione europea è un segnale importante di concreta volontà di integrare energia ed ambiente in una visione complessiva e globale 2) Ridurre l inquinamento provocato dalla combustione dei combustibili fossili Effetto serra Cambiamento del clima Protocollo di Kyoto Obiettivo europeo Pagina 6 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

7 Le fonti di Energia Rinnovabile Fonte Energia Output Calore Carburanti Descrizione Vento Turbine alimentate a vento per la produzione di energia elettrica collocate onshore / offshore Sole Conversione dell energia solare in energia elettrica (pannelli fotovoltaici) o in calore (solare termico) Biomasse/ Biogas Geotermia Miscela di vari tipi di gas (per la maggior parte metano) prodotto dalla fermentazione batterica di residui organici in assenza di ossigeno Combustione di biomasse (scarti industriali / prodotti agricoli) per la generazione di energia elettrica Produzione di carburanti (ethanol/diesel) da materie agricole Utilizzo di fonti di calore terrestri per la produzione di energia termica / energia elettrica Acqua Utilizzo della pressione idrica per la produzione di energia elettrica - Idroelettrico a bacino - Idroelettrico fluente - Utilizzo maree Pagina 7 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

8 Dove si trova il valore nel mercato delle rinnovabili Costo MW installato Prezzo EE+incentivo* Fotovoltaico Produttori di silicio Produttori di celle/moduli Installazione Gestione/generazione 350 /MWh 2 m 58-60% 20-22% 19-21% Eolico Produttori di turbine Installazione Gestione/generazione 150 /MWh <1,5 m 14-16% 5-7% 77-79% Biomassa Produttori Biomassa Produttori di tecnologia Installazione Gestione/generazione 180 /MWh 4 m 71-73% 18-20% 6-8% Idroelettrico Produttori di tecnologia Installazione Gestione/generazione 150 /MWh 2,5-3 m * Impianti > 1MW 25-30% 75-70% Pagina 8 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

9 Gli impianti Idroelettrici (1/ 2) Un impianto idroelettrico, sfruttando un dislivello topografico, trasforma l energia potenziale dell acqua in energia meccanica di rotazione della turbina idraulica, che viene convertita in energia elettrica tramite il generatore La potenza erogata dagli impianti idroelettrici dipende dall entità del dislivello e dalla portata dell acqua Un impianto idroelettrico è generalmente costituito da opere civili e idrauliche (diga, vasca di carico, opere di convogliamento ) e da macchinari elettromeccanici (turbina, generatori, quadri elettrici ) Esistono impianti a bacino, a serbatoio o ad acqua fluente Fonte: GSE, Guida agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Pagina 9 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

10 Gli impianti Idroelettrici (2/ 2) FLUENTE BACINO SERBATOIO Impianti caratterizzati da: basso dislivello, rispetto a quello delle centrali ad accumulazione elevata portata d'acqua: coincide con quella disponibile nel corso d'acqua Impianti caratterizzati da: capacità d invaso che permette di modificare il regime delle portate utilizzate dalla centrale grandi dislivelli e quindi alte pressioni portate d'acqua che possono essere anche modeste Impianti caratterizzati da: un bacino di accumulazione superiore e uno inferiore nei periodi di basso consumo, l'acqua è ripompata nel bacino superiore per essere riutilizzata per la produzione di elettricità quando aumenta la domanda Le centrali ad acqua fluente funzionano continuamente (utilizzo per baseload) Le centrali possono essere messe in esercizio e arrestate in pochi minuti (modulabili per bilanciamento rete) Utilizza il pompaggio dell acqua a monte (notte) per produrre energia nei momenti di maggior domanda Pagina 10 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

11 La situazione dell Idroelettrico in Italia Numeri chiave - Idroelettrico Distribuzione geografica - Idroelettrico Var.% Impianti (n) ,4% Potenza (MW) ,4% Produzione (GWh) ,7% Track record- Idroelettrico (GWh) Fonte: Il GSE a supporto delle Pubbliche Amministrazioni e Bilancio elettrico e le fonti rinnovabili in Italia a fine 2010, GSE Pagina 11 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

12 Gli impianti eolici Un impianto eolico è costituito da uno o più generatori eolici che trasformano l energia cinetica del vento in energia elettrica Il vento fa ruotare un rotore, normalmente dotato di due o tre pale e collegato a un asse orizzontale o verticale La rotazione è successivamente trasferita a un generatore elettrico attraverso un moltiplicatore di giri e l energia prodotta, dopo essere stata trasformata, viene immessa nella rete elettrica Fonte: GSE, Guida agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Pagina 12 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

13 La situazione dell eolico in Italia Numeri chiave - Eolico Distribuzione geografica - Eolico Var.% Impianti (n) ,5% Potenza (MW) ,7% Produzione (GWh) ,0% Track record- Eolico Fonte: Il GSE a supporto delle Pubbliche Amministrazioni e Bilancio elettrico e le fonti rinnovabili in Italia a fine 2010, GSE Pagina 13 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

14 Gli impianti a Biogas Il biogas, costituito prevalentemente da metano e anidride carbonica, si origina in seguito ad un processo batterico di fermentazione anaerobica di materiale organico di origine animale o vegetale Esistono molteplici matrici organiche da cui può essere prodotto il biogas Il biogas ha un buon potere calorifico dato l elevato contenuto di metano, per cui si presta ad una valorizzazione energetica per combustione diretta attuata tramite una caldaia (per la sola produzione di calore) oppure tramite motori accoppiati a generatori (per la sola produzione di energia elettrica o per la cogenerazione di energia elettrica e calore) Fonte: GSE, Guida agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Pagina 14 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

15 Gli impianti a Biomasse Per Biomassa si intende la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall agricoltura (comprendente sostanze animali e vegetali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani. La combustione diretta della biomassa in apposite caldaie, ne comporta una totale ossidazione ad alta temperatura Le centrali termoelettriche alimentate da biomasse solide o liquide compiono la conversione dell energia termica contenuta nella biomassa in energia elettrica Fonte: GSE, Guida agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Pagina 15 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

16 Biomasse: un mercato vasto con diverse tipologie di applicazioni Input Processo Output Applicazioni Biocarburanti Olio di colza Soia o girasole Grassi animali Palm oil Cereali Colture zuccherine Amidacei Vinacce Colza Girasole Esterificazione Purificazione Distillazione Stabilizzazione Fermentazione Distillazione Spremitura a freddo Biodiesel Bioetanolo(ETBE) Olio vegetale puro Carburante per trasporto Combustibile per caldaie e motori Miscelazione della benzina Carburante per motori Diesel statici Carburante per mezzi di trasporto e bruciatori Bio-energia Biomasse vegetali Reflui animali Scarti delle industrie agroalimentari Rifiuti Biomasse vegetali ad alto potere calorifico (cellulosa e lignina) Fermentazione (digestione anaerobica) Biogas Alimentazione cogeneratori per energia elettrica e termica Combustione Calore/Energia elettrica Cogenerazione Gassificazione Pirolisi Syngas Olio/gas/carbonella Alimentazione impianti industriali, turbogas Pagina 16 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

17 Origine e tipologia delle Biomasse Origine della Biomassa By Product industriale By Product agricolo Coltivazione dedicata Solida 1 Residui da trasformazione del 2 Sfalci e potature 4 legno (es. mobilifici) Coltivazione di sorgo, pioppo ceduo,... Tipologia di biomassa Umida Liquida 3 Scarti agricoli (deiezioni animali da allevamenti) e rifiuti urbani umidi 5 Coltivazioni di olio di girasole, palma, colza, jatropha,... Pagina 17 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

18 La situazione delle Biomasse in Italia Numeri chiave - Biomasse Distribuzione geografica - Biomasse Var.% Impianti (n) ,7% Potenza (MW) ,4% Produzione (GWh) ,2% Track record- Biomasse Fonte: Il GSE a supporto delle Pubbliche Amministrazioni e Bilancio elettrico e le fonti rinnovabili in Italia a fine 2010, GSE Pagina 18 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

19 Focus sulle Bioenergie nel settore elettrico 2010 (1/ 2) Fonte: GSE, ottobre 2011, Sviluppo degli impianti a biomassa in litalia Pagina 19 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

20 Focus sulle Bioenergie nel settore elettrico 2010 (2/ 2) Fonte: GSE, ottobre 2011, Sviluppo degli impianti a biomassa in litalia Pagina 20 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

21 Gli impianti Fotovoltaici (1/ 2) Diverse applicazioni per lo sfruttamento dei raggi solari Fotovoltaico Termico Termodinamico Tipologie di Fotovoltaico Silicio amorfo: è la tecnologia più economica, minor rendimento, soggetto a usura nel tempo Silicio mono/multi cristallino: con rendimenti più elevati Film sottile: costi di produzione più contenuti rispetto al silicio Impianti FV non integrati architettonicamente Impianti FV parzialmente integrati architettonicamente Impianti FV totalmente integrati architettonicamente Pagina 21 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

22 Gli impianti Fotovoltaici (2/ 2) Potenza installata cumulata (MW) Diffusione esponenziale del Fotovoltaico in Italia Problemi di tensione sulla rete Meccanismo degli incentivi al fotovoltaico Evoluzione profilo degli impianti in funzione dell evoluzione normativa e degli incentivi (es. tetto/terra) Cambiamenti nel settore /08/ /12/2011* Potenza installata per regime incentivazione (MW) Impianti Fonte: Elaborazioni Hera su dati GSE * Stima GSE 1 Conto Energia 2 Conto Energia 3 Conto Energia 4 Conto Energia Pagina 22 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

23 Le caratteristiche del Fotovoltaico Mappa dell irradiazione solare giornaliera Distribuzione regionale % della produzione da fonte solare Milano: ore sole / anno Cesena: ore sole / anno Roma: ore sole / anno Ragusa: ore sole / anno L Emilia Romagna si pone al 3 posto a livello nazionale* in termini di potenza installata degli impianti FV per regione con 1.091,9 MW e impianti al 30/09/2011, dopo Puglia (1.960,6 MW e impianti) e Lombardia (1.100,7 MW e impianti) * Da Affari e Finanza del 31/10/2011 Ad eccezione di Puglia e Sicilia, nonostante il sud Italia goda di un irradiazione solare giornaliera decisamente maggiore, la produzione di energia elettrica da fonte solare proviene soprattutto dal Nord Italia Grande sviluppo di impianti fotovoltaici architettonicamente integrati Influenza dei paesi confinanti (es. Germania) dove il fotovoltaico è sviluppato da anni Le ore sole sono calcolate considerando un impianto in silicio policristallino a terra con inclinazione ottimale e perdite pari al 10% Pagina 23 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

24 La fonti rinnovabili Geotermiche L'energia geotermica è l energia generata per mezzo di fonti geologiche di calore e può essere considerata una forma di energia alternativa e rinnovabile. Si basa sullo sfruttamento del calore naturale della Terra E una forma di energia sfruttabile che deriva dal calore presente negli strati più profondi della crosta terrestre. Infatti penetrando in profondità nella superficie terrestre, la temperatura diventa gradualmente più elevata, aumentando mediamente di circa 30 C per km nella crosta terrestre Dal punto di vista della generazione di energia elettrica, la geotermia consente di trarre dalle forze naturali una grande quantità di energia rinnovabile e pulita. Per quanto riguarda la generazione di energia termicala geotermia (a bassa entalpia) presenta numerosi vantaggi con applicazioni prevalentemente legate al Teleriscaldamento. Pagina 24 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

25 Gli impianti Geotermoelettrici Un impianto geotermoelettricotrasforma in energia elettrica l energia termica presente nel fluido geotermico, costituito da vapore d acqua oppure da una miscela di acqua e vapore che si forma grazie al contatto dell acqua con strati di roccia calda La peculiarità dei bacini geotermici sfruttati da questi impianti è che il fluido geotermico è disponibile a profondità relativamente modeste in corrispondenza di anomalie termiche della crosta terrestre Fonte: GSE, Guida agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili Pagina 25 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

26 Le fonti Rinnovabili Termiche Le fonti rinnovabili utilizzate per la produzione di energia elettrica e energia termica Solare TERMICO: produzione di acqua calda, utilizzato anche in combinazione con impianti alimentati da fonti convenzionali. TERMODINAMICO: produzione di energia elettrica attraverso la conversione della radiazione solare in calore con cui è possibile mettere in moto un generatore elettrico Geotermia ALTA ENTALPIA: in grado di produrre energia elettrica attraverso lo sfruttamento del calore contenuto nelle formazioni rocciose profonde BASSA ENTALPIA: Sfruttamento per applicazioni termiche del calore naturale a temperature non elevate <100 POMPE DI CALORE: impiegate per trasferire calore tra corpi a temperature differenti Bioenergia BIOMASSE SOLIDE: dato l alto potere calorifico, sono particolarmente adatte alla produzione di energia termica BIOGAS: prodotto dalla fermentazione batterica in assenza di ossigeno dei residui organici (provenienti da rifiuti, fanghi di depurazione, etc ), indicato per la co-generazione Fonte: Ernst&Young, Le rinnovabili termiche: contributo al raggiungimento degli obiettivi di sistema, settembre 2011 Pagina 26 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

27 Agenda Le fonti elettriche e termiche rinnovabili Il sistema incentivante Q&A Pagina 27 Il Sistema Energetico e lo Sviluppo Sostenibile: tra crescita, fonti rinnovabili e risparmio energetico Università Aperta di Imola

28 Il sistema incentivante delle rinnovabili in Europa In Europa esistono diversi meccanismi di incentivazione della generazione di Energia Elettrica da fonti rinnovabili Fonte: Fonti rinnovabili e supporto alla Pubblica Amministrazione, il ruolo del GSE Pagina 28 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

29 Il gestore dei servizi energetici Pagina 29 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

30 Il Sistema Incentivante a livello nazionale -Il passato: il sistema CIP 6 Fino all entrata in vigore nel 1999 del c.d. decreto Bersani di liberalizzazione del sistema elettrico, che definì un nuovo meccanismo di incentivazione in attuazione della direttiva 96/92/CE, la politica di supporto alle energie rinnovabili si è basata su un sistema di incentivazione tariffaria meglio noto come CIP6 (delibera del Comitato interministeriale prezzi n. 6 del 29 aprile 1992), consistente in un incentivo diretto ai produttori di energie rinnovabili e assimilate che, avvalendosi di una apposita convenzione, dalla durata di 15 o 20 anni, cedevano all ENEL (e successivamente al GSE) l energia prodotta in eccedenza ad un prezzo fisso superiore a quello di mercato. L ENEL, da parte sua, recuperava la differenza di prezzo attraverso un apposita voce di costo nella bolletta degli utenti. In particolare la delibera CIP n. 6 ha provveduto a fissare i prezzi di cessione all ENEL dell energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate, per gli impianti entrati in esercizio dopo il 30 gennaio 1991, seguendo i due criteri stabiliti dalla legge n. 9/91: criterio dei "costi evitati" (per cui il ritiro dell'energia elettrica non doveva comportare per l'enel costi superiori a quelli che essa avrebbe sostenuto se avesse prodotto direttamente lo stesso ammontare di energia). Nel costo evitato rientrano: - i costi evitati d'impianto; - i costi evitati di esercizio, manutenzione e spese generali connesse; - i costi evitati di combustibile. I valori dei primi due vengono aggiornati annualmente dalla Cassa Conguaglio per il settore elettrico in base alle variazioni dell'indice ISTAT dei prezzi al consumo per l'intera collettività registrata nell anno solare precedente, mentre il valore del costo evitato di combustibile è aggiornato annualmente in base al prezzo del gas naturale per la produzione di energia elettrica criterio dei "prezzi incentivanti" (incentivazione specifica a copertura dei maggiori costi delle tecnologie di produzione utilizzate, per un rapido recupero del capitale investito). L'incentivo specifico per tecnologia di produzione, assicurato all energia prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate, differenziato per tipologia di impianto, rappresenta la quota incentivante che permette la copertura dei maggiori costi di investimento ed è corrisposto per i primi otto anni di esercizio al fine del rapido recupero del capitale investito. Pagina 30 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

31 I numeri del sistema CIP6 Dal punto di vista delle fonti di energia, il provvedimento CIP n. 6/92 considerava le seguenti tre classi di impianti: impianti alimentati da fonti rinnovabili: il sole, il vento, l'energia idraulica, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti vegetali; impianti alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili, come, ad esempio: gli impianti che fanno riferimento alla cogenerazione, ossia produzione combinata di energia elettrica e di calore; quelli che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi e in impianti; quelli che utilizzano gli scarti di lavorazione e/o di processi, nonché quelli che utilizzano fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati; impianti alimentati da fonti convenzionali: quelli che utilizzano combustibili fossili commerciali ed altri impianti non rientranti nelle lettere precedenti ma eserciti in assetto cogenerativo nel rispetto di determinati indici di risparmio energetico. Dati Statistici e Quantitativi Gli impianti incentivati con il CIP 6/92 iniziarono la produzione effettiva nella seconda meta degli anni 90, per raggiungere il picco di produzione di 52,4 TWh nel 2004, dato che rappresentò ca. il 20% della generazione elettrica nazionale netta dell anno. Va rilevato che la produzione da impianti alimentati da fonti rinnovabili è rimasta pressoché stabilmente attorno al 20% del totale dell energia incentivataconilcip6 Successivamente, al progressivo scadere del periodo di incentivazione, la produzione è costantemente diminuita soprattutto per la obsolescenza degli impianti che divenivano antieconomici, senza sostegno, in un mercato competitivo. Nel 2010 i ritiri di energia CIP 6 sono ammontati a ca. 37,7 TWh. La diminuzione si accentuerà nei prossimi anni sia per la naturale scadenza delle convenzioni che per la terminazione volontaria anticipata al 2011 di alcune convenzioni (ca MW di potenza). Ritiri di energia CIP TOTALE, GWh di cui assimilata di cui rinnovabile Pagina 31 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

32 Oneri per il finanziamenti sistema CIP6 e considerazioni Oneri per il finanziamento degli impianti CIP6 La differenza tra i costi riconosciuti ai produttori per l energia ritirata dal GSE ed i ricavi derivanti dalla vendita di energia CIP6 e dalle procedure di allocazione è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica secondo quanto stabilito dall art. 3, comma 13, del Decretp Bersani(D.Lgs. 79/99), che grava direttamente sui consumatori finali. Copertura onere acquisto di energia CIP TOTALE Gettito A3, Milioni di cui assimilata di cui rinnovabile Parallelamente ai ritiri di energia è previsto una progressiva diminuzione dell onere di copertura in tariffa, che dovrebbe definitivamente annullarsi attorno al Considerazioni Il CIP 6, pensato come strumento per favorire e supportare lo sviluppo delle fonti rinnovabili ha di fatto largamente in questo senso in buona parte disatteso al proprio scopo. Come si evince dalle tabelle precedenti la maggior parte della produzione, e degli incentivi, sono imputabile a produzioni da fonti assimilate e convenzionali. I motivi, e la necessità di superare questo strumento, si sono rivelati presto essere insiti al meccanismo stesso del CIP 6 ed alla sua struttura di prezzi amministrati. Le convenzioni CIP 6 hanno infatti introdotto un sistema di aggiornamenti automatici (ISTAT, costo gas, costi di gestione), di obbligo di ritiro della produzione, di scudo vs. oneri e variazioni normative insorgenti che si è ben presto rivelato estremamente favorevole(e privo di rischi) per le affidabili e note tecnologie convenzionali(es. i cicli combinati). A livello di sistema, a prescindere dai costi, il meccanismo amministrato del CIP 6, considerata anche la sua dimensione, non era compatibile con il mercato liberalizzato e competitivo introdotto con il decreto Bersani Pagina 32 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

33 Il sistema incentivante attuale delle rinnovabili in Italia: uno sguardo d insieme Tipo di impianto Impianti FER (non solari) Meccanismo di incentivazione CERTIFICATI VERDI Qualsiasi taglia TARIFFE ONNICOMPRENSIVE Piccola taglia Periodo di incentivazione 15 anni 15 anni Incentivo Vendita CV attribuiti all energia prodotta Valorizzazione energia Autoconsumo e libero mercato o Ritiro Dedicato o Scambio sul Posto Tariffe Onnicomprensive attribuite all energia immessa in rete Copertura onere incentivazione L onere (prezzo CV) ricade sui clienti finali attraverso il prezzo dell energia (i soggetti obbligati all acquisto dei CVribaltano l oneresul prezzo dell energia) L onere (TO-prezzo di mercato dell energia) ricade sui clienti finali attraverso la componente A3 delle tariffe elettriche Impianti solari CONTO ENERGIA Impianti fotovoltaici CONTO ENERGIA Impianti solari termodinamici 20 anni 25 anni Tariffe del Conto energia attribuite all energia prodotta Tariffe del Conto energia attribuite all energia prodotta Autoconsumo e libero mercato o Ritiro Dedicato o Scambio sul Posto L onere (tariffe del conto energia) ricade sui clienti finali attraverso la componente A3 delle tariffe elettriche Tariffe Onnicomprensive: Impianti di potenza non superiore a 1 MW (200 kw per gli impianti eolici). Ritiro dedicato: Impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di qualsiasi potenza nel caso di fonti rinnovabili non programmabili. Scambio sul posto: Impianti di potenza fino a 200 kw. Fonte: Fonti rinnovabili e supporto alla Pubblica Amministrazione, il ruolo del GSE Pagina 33 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

34 Il sistema incentivante delle rinnovabili in Italia: la Tariffa Onnicomprensiva Importo riconosciuto Energia incentivata * Tariffa Dipende da energia immessa in rete e categoria di intervento^ Differente a seconda della tipologia di fonte rinnovabile Tariffe costanti e valide per 15 anni Fonte Tariffa ( /MWh) Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kw 300 Geotermica 200 Moto ondoso e maremotrice 340 Idraulica diversa da quella del punto precedente 220 Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio Alcol etilico di origine agricola proveniente dalla distillazione dei sottoprodotti della vinificazione. Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio ^ Categoria di intervento: nuovo impianto, riattivazione, rifacimento totale, rifacimento parziale, potenziamento, co-combustione Fonte: Fonti rinnovabili e supporto alla Pubblica Amministrazione, il ruolo del GSE Pagina 34 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

35 La Tariffa Onnicomprensiva - considerazioni E un dispositivo specifico, alternativo ai certificati verdi, predisposto per incentivare i piccoli impianti a fonti rinnovabili. Tali impianti per motivi dimensionali non raggiungerebbero infatti la soglia di sostenibilità economica a meno di un adeguato livello di sostegno. D altra parte si tratta di impianti che offrono il vantaggio di contribuire alla diffusione della generazione distribuita ed aprono la possibilità di sfruttare risorse locali anche di entità modesta quali ad esempio scarti e sottoprodotti dell industria agro-alimentare e delle attività agricole. Le tariffe fisse onnicomprensive possono essere erogate agli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale inferiorea1mw(perlasolafonteeolicalasogliadiimpiantoèparia200kw)entrati inesercizio dall 1gennaio2008. Sono tariffe differenziate per tipologia di fonte, sono costanti nel tempo e vengono corrisposte per una durata di 15 anni L energia prodotta viene ritirata dal GSE che corrisponde al produttore il relativo importo. L onere complessivo derivante dalle tariffe fisse onnicomprensive deriva dalla differenza tra i costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell energia elettrica e i ricavi ottenuti dal GSE per la rivendita della medesima energia sul mercato. Tale onere è posto a carico della componente tariffaria A3. Nell anno2009il costonettoperilsistemaèpariacirca112milionidieuro,perunaquantitàdienergiaelettricaparia0,7twh prodotta da 401 impianti per una potenza complessiva di circa 207 MW. Nell anno 2010 (dati di preconsuntivo) il costo netto per il sistema è stimabile in circa 212 milioni di Euro, per una quantità di energia elettrica pari a 1,2 TWh prodotta da 543 impianti per una potenza complessiva di circa 280 MW. Per gli anni successivi si attende un progressivo aumento per effetto dell entrata in esercizio di nuovi impianti. Da notare infatti che il Dlgs 28/2011 prevede che gli impianti esistenti e che entreranno in esercizio entro il 31/12/2012 continueranno ad essere incentivati per tutto il periodo residuo alle medesime condizioni economiche in essere. Si presume che anche in futuro questi impianti saranno incentivati con meccanismo analogo (feed in tariff) già previsto dal Dlgs 28/2011; il livello di prezzi e la durata del periodo di incentivazione sono oggetto di decreti attuativi ad oggi ancora in stesura. Data l entità delle produzioni in questione a questi impianti si attribuirà una componente secondaria (4%-5%) del totale dei costi di incentivazione delle fonti rinnovabili. Pagina 35 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

36 Il sistema incentivante delle rinnovabili in Italia: i Certificati Certificati Grigi Certificati Verdi Certificati Bianchi I Certificati Grigi nascono dall esigenza di premiare chi riduce le emissioni di C02 Consistono nel rilascio di permessi di emissione da parte dei governi nazionali alle imprese interessate, sulla base degli obiettivi stabiliti in termini di riduzioni di emissioni a livello nazionale Le imprese che, al termine del periodo di riferimento, avranno misurato emissioni minori rispetto ai permessi detenuti, potranno venderli sul mercato Con la direttiva 2003/87/CE la Comunità Europea istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni di gas a effetto serra all interno della Unione Europea (EuropeanEmissionTrading Scheme, EU-ETS) La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in impianti entrati in esercizio o ripotenziatia partire dal 1 aprile 1999 ha diritto alla certificazione di produzione da fonti rinnovabili (Certificato Verde, emesso dal GSE) per i primi dodici anni di esercizio. Dal 1 gennaio 2008, la normativa ha subito una revisione parziale per cui il diritto all ottenimento dei CVè passato a 15 anni Dal 2002, produttori e importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili hanno l obbligo di immettere ogni anno in rete una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili(2% dell energia prodotta, aumentata a 7,55% al 2012). L obbligo può essere soddisfatto anche attraverso l acquisto di CVrelativi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili effettuata da altri soggetti I Certificati Bianchi, chiamati anche Titoli di Efficienza Energetica (TEE), attestano il conseguimentodi risparmi energetici attraverso l applicazione di tecnologie e sistemi efficienti. Vengono emessi dal Gestore del Mercato Elettrico (GME) sulla base delle certificazioni dei risparmi conseguiti, effettuate dall Autorità, e scambiati sul mercato gestito dal GME La promozione del risparmio energetico attraverso i CB è stata prevista dai decretiministeriali del 20 luglio 2004 Pagina 36 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

37 Il sistema incentivante delle rinnovabili in Italia: focus sui Certificati Verdi (1/ 2) Il sistema di incentivazione CV è basato sull obbligoposto in capo ai soggetti produttori e importatori di EE da fonti non rinnovabili, di immettere nel sistema una determinata quota di nuova produzione di EE da fonti rinnovabili. L adempimento si realizza per mezzo dell annullamento di CVin misura corrispondente alla propria quota di obbligo (1 CV= 1 MWh). I soggetti obbligati possono quindi scegliere la modalità di approvvigionamento di CVovvero tramite la realizzazione di impianti rinnovabili oppure tramite l acquisto di CV nella disponibilità di altri produttori da rinnovabili. Numero di CV spettanti Energia incentivata * Coefficiente moltiplicativo Dipende da energia immessa in rete e Differente a seconda della tipologia categoria di intervento^ di fonte rinnovabile Coefficiente moltiplicativo Fonte K Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kw 1,0 Eolica offshore 1,5 Geotermica 0,9 Moto ondoso e maremotrice 1,8 Idraulica 1,0 Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo 1,3 Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta 1,8 Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 0,8 ^ Categoria di intervento: nuovo impianto, riattivazione, rifacimento totale, rifacimento parziale, potenziamento, co-combustione Fonte: Fonti rinnovabili e supporto alla Pubblica Amministrazione, il ruolo del GSE Pagina 37 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

38 Il sistema incentivante delle rinnovabili in Italia: focus sui Certificati Verdi (2/ 2) Periodo di rilascio dei CVe validità Periodo di rilascio dei CV: 15 anni per gli impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 31/12/2007 (12 anni per gli impianti entrati in esercizio prima) Validità dei CV: 3 anni Costi del sistema CV Superamento del sistema CV Il sistema di incentivazione CV non avrebbe dovuto generare costi diretti a carico dei consumatori, ma nella pratica, l obbligo del GSE di ritiro dei CV in eccesso ha comportato che il costo connesso venisse remunerato con il gettito della componente A3 della tariffa Il meccanismo dei CV ha indotto anche un significativo costo indiretto sul sistema elettrico: nella Borsa Italiana dell Energia il prezzo dell EE coincide con il prezzo dell ultimo impianto in ordine di merito economico chiamato a produrre; si tratta praticamente sempre di prezzi legati a impianti convenzionali soggetti all acquisto di CV (CCGT, Carbone) per cui i produttori possono scaircare sul prezzo di Borsa l onere sostenuto per l acquisto dei CV stessi E previsto il superamento del sistema dei CV (rif DLgs rinnovabili 28.11) al termine di un periodo transitorio che durerà fino al La nuova capacità beneficierà dell attuale sistema di incentivazione fino al 2012, mentre dal 2013 la capacità rinnovabile godrà, a seconda della dimensione degli impianti: di un sistema di tariffe incentivanti di un sistema di aste al ribasso per l assegnazione di capacità incentivabile I decreti attuativi del DLGS 28/11 sono attesi per novembre Fonte: Fonti rinnovabili e supporto alla Pubblica Amministrazione, il ruolo del GSE Pagina 38 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

39 Criticità e costi del sistema dei CV Assolvimento dell obbligo Nei primi 3 anni di mercato l offerta di CV dei produttori IAFR, inferiore alla domanda, è stata integrata dai certificati immessi dal GSE. Negli anni successivi l offerta dei produttori IAFR ha ecceduto la domanda e quindi l offerta del GSE ha assunto un ruolo marginale. In questo contesto fa eccezione il mercato dei CV 2008 nel quale, nonostante l eccesso di offerta di CV IAFR, i soggetti obbligati hanno fatto ricorso per una quota consistente ai CV del GSE. Tale anomalia è stata indotta dalla differenza positiva verificatasi per l anno 2008 tra il prezzo di ritirodeicvdapartedelgseeilprezzodioffertadeicvdelgse(valorediriferimentodelmercato). Idaticonsuntividell offerta2010nonsonoancoradisponibili,lastimaèdica.24milioni dicv IcostidelsistemadeiCV Non avrebbe dovuto ingenerare costi diretti a carico dei consumatori. Nei fatti l obbligo del GSE di ritiro dei CV in eccesso ha comportato che il costo connesso venisse remunerato, al pari del CIP 6, con il gettito della componente A3 della tariffa Il costo, pari a 647 M nel 2009 e 940 M nel 2010, è destinato ad aumentare progressivamente fino al 2015 e poi azzerarsi in virtù del meccanismo di uscita dal sistema dei CV(vedi punto successivo dedicato). Le stime dell AEEG portano a costi destinati ad aumentare fino a 1,5-2,0 MM per gli anni Successivamente si prevede che gli aventi diritto continueranno a percepire incentivi paragonabili a quelli attuali e quindi l onere per il sistema diminuirà progressivamente in funzione della scadenza del periodo di diritto.. Pagina 39 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

40 Il meccanismo dei CV incentiva ad oggi il 30% della produzione da FER Produzione di EE per regime di incentivazione % Il sistema dei CVincentiva circa il 30% della generazione complessiva di EE da fonte rinnovabile Il sostegno complessivo alla generazione rinnovabile tramite i CV è costituito da: ricavi percepiti dalla vendita dell EE prodotta CV assegnati in relazione alla produzione Vendita Energia Elettrica + CV zona Nord Prezzo elettrico: prezzo medio baseload CV: prezzo medio di mercato*senza applicazione di coefficienti moltiplicativi Come se si trattasse di eolico o idroelettrico Fonte: Rapporto REF Energia Verde 2011 * Al netto dell IVA Pagina 40 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

41 Il meccanismo dei CV alcune considerazioni Livelli di sostegno e costi pieni di generazione LIVELLO MEDIO DISOSTEGNO: calcolato utilizzando il PUN come prezzo di vendita dell EE e il prezzo medio CVper la valorizzazione dell incentivo COSTO PIENO: usando il DCF (sulla base di investimenti, vita utile dell impianto, tasso interno di rendimento atteso, fattore di carico, costi O&M, costi di combustibile, efficienza dell impianto) La riduzione nel 2010 del livello di sostegno può mettere a rischio la competitività di una parte della nuova capacità rinnovabile: il sostegno complessivo è ancora sufficiente a coprire i costi di generazione da eolico e idroelettrico. Fonte: Rapporto REF Energia Verde 2011 Pagina 41 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

42 Lo sviluppo delle Fonti di Energia Rinnovabile -FER (1/ 2) Il Decreto 28/2011 Il Decreto del marzo 2011 ha l obiettivo di supportare lo sviluppo delle FER per conseguire il target fissato dal PAN al 2020 attraverso la completa ridefinizione e riordino dei precedenti schemi incentivanti che soffrivano di una eccessiva sedimentazione normativa dovuta alla necessità di continue correzioni per la ricerca dell equilibrio tra sviluppo, onerosità, competizione e mercato. Il Decreto, in particolare per i meccanismi di supporto, ne definisce soprattutto i criteri e le modalità rimandando larga parte della partita economica alla promulgazione di specifici Decreti Attuativi previsti entro il Il Decreto prevede un periodo TRANSITORIO di raccordo con la normativa attuale per gli impianti che entreranno in funzione entro il 31/12/2012. Successivamente tutti gli impianti saranno soggetti alla nuova normativa. Il Transitorio (impianti in marcia entro il e fino al ) Impianti con tariffa omnicomprensiva ( < 1 MW ) conservano incentivazione previgente per tutto il periodo per cui avevano diritto (per Hera impiantistica a Biogas) Per gli impianti soggetti a obbligo CV (generazione EE a fonti fossili): progressiva riduzione dell obbligo ad acquisto CV (a partire dal 2013) fino all azzeramento previsto entro il 2015 Commutazione, a decorrere dal 2016, dell incentivazione a CV con incentivazione di tipo Feed-in tariff o tariffa fissa. La durata dell incentivazione sarà pari alla durata residua del diritto a godere dei CV e suddivisa per taglia e tipologia impianto Il GSE ritirerà i CV, eccedenti gli obblighi dal 2011 al 2015 ad un prezzo pari al 78% del valore espresso dalla tabella 3 della legge 244/07 (prezzo di riferimento pari a 180 euro/mwh meno prezzo medio annuo ritiro dedicato, che è simil PUN). La progressiva riduzione dal 2013 della quota d obbligo comporterà la scomparsa tendenziale della domanda di CV. Di fatto il ritiro in capo al GSE resta l unico meccanismo di formazione del prezzo fino al 2015 (con ritiro al 2016). Comporterà anche una progressiva riduzione del ribaltamento dell onere di acquisto sul PUN (ad oggi è di fatto un pass-trough cost, che incide per ca. 4-5 /MWh, poiché gli impianti CCGT risultano marginali (price setter) per la maggior parte delle ore. CV associati al TLR in impianti cogenerativi: Il GSE fino al 2015 ritirerà le produzioni di CV al prezzo di ritiro pari al Prezzo Medio di Mercato registrato nel 2010 (~83 /MWh) La fase a regime (impianti avviati dopo il , tutti gli impianti dal ) Impianti inferiori a 5MW (qualunque tipologia di impianto e fonte): Il periodo di diritto all incentivo è pari alla vita media utile delle specifiche tipologie impiantistiche. Meccanismo di Feed-in tariff o Tariffa Fissa differenziate per Fonte e Scaglioni di potenza (commisurate ai costi di realizzazione) Per gli altri impianti l incentivo è determinato attraverso aste al ribasso gestite dal GSE. Le aste avranno luogo con frequenza periodica e sono riferite a contingenti di potenza da installare per fonte e tipologia di impianto. Saranno previsti meccanismi a garanzia della realizzazione di impianti autorizzati e valori minimi dell incentivo riconosciuto a salvaguardia di investimenti effettuati coinvolta impiantisca WTE Hera Pagina 42 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

43 Il Decreto 28/2011 focus sul superamento meccanismo dei CV Il Regime transitorio per il meccanismo dei CV Gli impianti di taglia superiore a 1 MW (200 kw per l eolico), entrati in funzione entro il 31/12/2012 avranno ancora accesso ai CV. Successivamente a tale scadenza, il Dlgs prevede una graduale uscita dall attuale sistema di incentivazione: a partire dal 2016 il diritto alla fruizione dei CV sarà infatti commutato nel diritto ad accedere, per il periodo residuo di diritto, a una tariffa incentivante fissata. Per il periodo transitorio( ) sono previste le seguenti novità: In primo luogo la quota d obbligo riguardante l energia rinnovabile da immettere in rete si ridurrà linearmente nel triennio , al termine del quale essa sarà nulla. Quota d obbligo CV La modifica più importante alle regole del sistema CV riguarda il prezzo di ritiro dei titoli invenduti: la norma transitoria che ha regolato il ritiro fino al mese di marzo del 2011 è stata sostituita da una nuova previsione, che definisce il suddetto livello di riferimento fino al completo abbandono del sistema CV, ossia fino al A partire da marzo 2012, il prezzo di ritiro non sarà più determinato come media ponderata del valore dei titoli nei 3 anni precedenti, ma sarà pari al 78% del prezzo di cessione dei CV di titolarità del GSE, a sua volta pari alla differenza tra il livello di riferimento di 180 /MWh e il prezzo medio di ritiro dell energia in regime di ritiro dedicato. Il riacquisto continuerà ad avvenire su base annuale. Nel transitorio il diminuire della quota d obbligo e l aumento, fino al 2012, dei CV da impianti a fonti rinnovabili comporterà il predetto aumento dell onere di ritiro dell eccesso che, si prevede, supererà i 20 TWh annui Pagina 43 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

44 Il Sistema Incentivante Il solare Fotovoltaico (1/4) La tecnologia è nota da tempo, ma dati i costi elevati fino ai primi anni del 2000 è stata destinata quasi esclusivamente ad applicazioni particolari(utenze isolate, segnaletica, aerospazio) e piccole utenze. I quella fase le incentivazioni furono quasi esclusivamente in conto capitale (lo strumento dei CV non era adeguato al livello di incentivazione necessario) e sostenute soprattutto a livello locale. La prima decretazione a sostegno del solare FV risale al 2005, il DM 28/07/2005, ed introduce in Italia il concetto di feed-in premium, ossia di un premio corrisposto al produttore oltre ai ricavi dalla vendita dell energia prodotta (il c.d. Conto Energia Fotovoltaico. Il DM 28/07/2005, noto anche come I Conto Energia, traguardava il triennio e definiva un frame di incentivi differenziatosoloperpotenza(da1a20kw,da20a50kweda50a1.000kw). Il periodo di incentivazione era di 20 anni e l incentivo viene aggiornato annualmente secondo indice ISTAT Prevedeva sia un tetto complessivo di potenza incentivabile che il limite di 1 MW per la dimensione dei singoli impianti. Era previsto anche, per gli impianti >50 kw, un sistema di gare a ribasso sull incentivo, con relativa graduatoria di merito e sbarramento al raggiungimento del limite annuale incentivabile. La novità del settore, la relativa complessità delle procedure per gli impianti di maggior dimensione ed una diffusa incertezza autorizzativa hanno di fatto limitato il successo del I Conto Energia: in totale sono in funzione ca impianti per una potenza complessiva di 163,9 MW Il DM 19/02/2007, il c.d. II Conto Energia che traguardava il triennio , e la Legge 13/08/2010, n. 129 (c.d. Salva-Alcoa) che di fatto ne ha esteso l applicabilità al 30/06/2011, hanno per vari motivi segnato una vera svolta nel settore del solare FV. Concepito come naturale prosecuzione del I C.E., ed in un periodo di costi impiantistici solo di poco discendenti, ritoccava marginalmente le tariffe incentivanti introducendo il concetto di differenziazione per tipologia/destinazione dell impianto (non integrato, semi-integrato ed integrato su edifici), ridefiniva le classi di potenza eliminando il tetto dei kw per impianto. Venne mantenuto il periodo di 20 anni di incentivazione, eliminando però il meccanismo di indicizzazione. La riduzione degli incentiviperil2008e2009fustabilitàparial2%peranno. Obiettivo primo del legislatore era eliminare la complessità amministrativa che aveva limitato il successo del I C.E., in particolare fu eliminato il sistema di gara per i grandi impianti e la relativa graduatoria. Pagina 44 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

45 Il Sistema Incentivante Il solare Fotovoltaico (2/4) Il crollo dei prezzi dei moduli FV iniziato a metà del 2008 ed accentuatosi nel biennio , e che tuttora prosegue, ha mostrato il limite di una decretazione di lungo periodo e priva di possibili interventi correttivi in corso d opera. Nel 2008 è iniziata una corsa al ribasso dei prezzi delle celle e dei moduli FV sostenuta dall introduzione di nuove tecnologie (es. film sottile), dalla produzione su larga scala in impianti sempre più grandi ed efficienti e soprattutto dal massiccio ingresso nello scenario dei produttori cinesi. Il prezzo medio dei moduli FV si è ridotto in 3 anni di circa tre volte mentre la capacità produttiva di celle FV è passata da circa 1 TWdel2005ai25-30TWprevistiafine2011. Si è così determinata una situazione nella quale il livello degli incentivi non era più commensurato ai costi sostenuti per la realizzazione degli impianti. La relativa semplicità dei processi autorizzativi e la rapidità dell esecuzione degli interventi hanno contribuito a determinare la bolla del fotovoltaico del 2009 e soprattutto del Al 30/07/2011 nell ambito del II C.E., includendo i risultati del salva Alcoa, sono entrati in esercizio oltre impianti con una potenzacomplessiva dica.6.548mw,dicuica.3.200mwnelsolo2011. Il DM 6/08/2010, il c.d. III Conto Energia che traguardava il triennio , venne ancora una volta strutturato come naturale proseguimento della filosofia incentivante del precedente C.E.; concepito nel momento in cui già si stava delineando una situazione di squilibrio costi/incentivi ne apportò una riduzione compresa tra il 10% e il 25% a seconda della tipologia e potenza degli impianti al termine del primo anno di applicazione(2011) e successivamente una ulteriore riduzione del 6% per anno. Al momento della pubblicazione del DM 6/08/2010 le riduzioni apparvero adeguate, se non addirittura eccessive. Nel giro di pochi mesi invece fu chiaro che il successo oltre ogni previsione del II C.E. avrebbe comportato, già da solo, un costo di incentivazione estremamente oneroso. Da qui la necessità della una correzione legislativa in corsa inserita nel Decreto 28/2011 che ha limitato l applicabilità deliii C.E.aisoliprimi5mesidel2011. Al 30/07/2011 nell ambito del III C.E. sono entrati in esercizio oltre impianti con una potenza complessiva di ca MW Il Decreto 5/05/2011, il c.d. IV Conto Energia si applica agli impianti fotovoltaici che entrano in esercizio in data successiva al 31 maggio 2011 fino al 31dicembre2016. Pagina 45 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

46 Il Sistema Incentivante Il solare Fotovoltaico (3/4) Punti Principali del IV C.E. Per gli impianti fotovoltaici sono state introdotte le definizioni di: Piccoli Impianti: realizzati su edifici che hanno una potenza non superiore a 1000kW, gli altri impianti fotovoltaici (non su edifici) con potenza non superiore a 200kW operanti in regime di scambio sul posto, nonché gli impianti fotovoltaici di potenza qualsiasi realizzati su edifici ed aree delle P.A. Grandi Impianti: diversi da quelli di cui al punto precedente; corrispondono a quelli su edifici con potenza maggiori di 1MW nonché a tutti gli altri impianti(non su edifici) che non utilizzano lo scambio sul posto I piccoli impianti sono ammessi all incentivo senza graduatoria e limite di costo annuo. I grandi impianti sono ammessi all incentivo in modo controllato, con graduatoria (previa iscrizione al registro grandi impianti gestito dal GSE) e con limite al costo dell incentivo da erogare, con l eccezione di quelli che entrano in esercizio entro il 31 agosto Per il periodo 1/06/ /12/2012 il costo complessivo per l incentivazione dei grandi impianti non dovrà superare il valore di 580 Milioni di afrontediunapotenzaindicativamenteparia2.690mw IlIV C.E.sidivideinduefasi: Fino al 31/12/2012 l incentivo sarà un feed-in premiun come in precedenza; il valore degli incentivi è decrescente mese per mese per tutto il 2011; nel 2012 la revisione è su base semestrale. In caso di superamento del tetto di spesa previsto il recupero verrà fatto sul periodo successivo Dal 1/01/2013 al 31/12/2016 l incentivo sarà di tipo feed-in tariff (valore omnicomprensivo sull energia immessa in rete); la revisione avverrà su base semestrale con riduzione percentuale programmata semestre su semestre; ulteriori riduzioni saranno applicate nel caso di superamento dei tetti programmati. In aggiunta ai diversi premi sulla tariffa(già previsti ne iprecedenti II e III conto energia) è stato introdotto un ulteriore incremento del 10% sulle tariffe incentivanti per gli impianti il cui costo di investimento, relativamente ai componenti diversi dal lavoro, sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all interno della Unione Europea. Principali Considerazioni Le tariffe incentivanti sono fortemente ridimensionate rispetto a quelle di pari periodo del III C.E.: già a dicembre 2011 si hanno riduzioni del 22% per i micro e piccoli impianti e dell ordine del 30% per gli impianti > di 200 kw; a fine 2012 le riduzioni sono del 30% per i micro e piccoli impiantiperarrivareadoltreil40%pergliimpianti>di1.000kw. Pagina 46 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

47 Il Sistema Incentivante Il solare Fotovoltaico (4/4) Le ulteriori pesanti riduzioni tariffarie previste per il triennio portano a valori che implicitamente, almeno per i grandi impianti, assumo il conseguimento della grid parity, lasciando quindi ipotizzare che non vi sarà ulteriore sostegno al solarefvdopoil2016. Il livello incentivate, i tetti incentivabili e la complessità/alea introdotta dal registro grandi impianti indicano la chiara volontà del legislatore di favorire invece lo sviluppo di piccoli impianti su edifici Potenza installata per regime di incentivazione (MW) Impianti Potenza installata cumulata (MW) Conto Energia 2 Conto Energia 3 Conto Energia 4 Conto Energia /08/ /12/2011* Il totale degli incentivi erogato fino al 31/12/2010 ammonta a circa Milioni di a fronte di una produzione totale di ca GWh.(incentivo medio 419 /MWh) Peril2011icostisonostimatinell ordinedei3,4miliardidi,cifrachedovrebbeaumentarenel2016finoa6,5 7miliardidi. anno (stime AEEG, maggio 2011). Successivamente non è previsto ulteriore crescita in considerazione del venir meno del supporto al solare FV. Pagina 47 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

48 Il Sistema Incentivante Il solare Fotovoltaico: alcuni riferimenti degli incentivi Livello di sostegno del Fotovoltaico nel 2010 Impianto fotovoltaico a terra di potenza pari a 1MW entrato in esercizio nel corso del 2010 Il sostegno complessivo alla produzione degli impianti Fotovoltaici è costituito da: ricavi dalla vendita dell EE prodotta* introiti derivanti dalla corresponsione della tariffa-premio Fonte: Rapporto REF Energia Verde 2011 * Valorizzata al prezzo peak load Pagina 48 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO

49 L evoluzione degli incentivi al Fotovoltaico Quarto Conto Energia: tariffe premio per impianti fotovoltaici (c /KWh) Valori di uscita del Secondo Conto Energia per impianto da 1MW: - Tetto 0,4 c /KWh - Terra 0,346 c /KWh Quarto Conto Energia: tariffe omnicomprensive per impianti fotovoltaici (c /KWh) Fonte: Rapporto REF Energia Verde 2011 Pagina 49 Pianificazione Strategica DOCUMENTO RISERVATO