Politiche pubbliche, disegno dei mercati, regolamentazione: I nuovi temi posti dalle rinnovabili

Transcript

1 Workshop Iefe OIR Le rinnovabili tra crisi economica e nuovi modelli di business Politiche pubbliche, disegno dei mercati, regolamentazione: I nuovi temi posti dalle rinnovabili Michele Polo (eni Chair in Energy Markets e Iefe) IEFE s Scientific Committee Meeting 2013 Milan, 13 May 2013

2 Piano della relazione Proporre un quadro di riferimento per discutere i problemi di policy posti dal processo di sviluppo della generazione FER e dall impatto sul sistema elettrico e i suoi segmenti Pre-deployment issues: fattori rilevanti per sostenere l investimento in generazione FER Post-deployment issues: impatto della generazione FER su mercato all ingrosso, trasmissione, distribuzione

3 Gli obiettivi Europei La policy a livello Europeo (Climate and Policy Package) ha posto obiettivi su CO2, FER e efficienza. Entro l obiettivo di 20% consumo da forti rinnovabili, produzione elettrica FER da 21% (2010) a 33% (2020) (EC, 2009), di cui 16% da eolico e solare In alcuni paesi (D,ES,I) l obiettivo sulle FER ha assunto un ruolo preponderante

4 Gli strumenti per lo sviluppo delle FER Gli Stati Membri hanno sviluppato politiche nazionali adottando combinazioni di una pluralità di strumenti, che possiamo distinguere in: Price-based (es. feed-in tariffs, feed-in premium, tariffe onnicomprensive) >> ex-post: maggiormente utilizzati Quantity based (es. certificati verdi) Per l assegnazione degli incentivi a volte si sono introdotti meccanismi di gara, altre volte si sono posti tetti quantitativi e first come first served

5 Le politiche di sviluppo in Italia Gli schemi di incentivo sono stati modificati dal primo al quinto Conto Energia a partire da una serie di elementi: Tariffa incentivante: premio + prezzo zonale, poi tariffa onnicomprensiva (bonus residuale); Limite dimensione impianti ammessi Tetto a capacità totale installata Tetto agli incentivi totali per anno Tra il 2005 e il 2013 si osserva: Nel fotovoltaico: progressiva riduzione ( dal 2011) della tariffa incentivante, da 0,488 /KWh a 0,088 /KWh e forte aumento capacità installata (2011), soprattutto con il secondo (6.800 MW) e quarto (7300 MW) C.E. Nel 2013 la remunerazione totale risulta in Italia tra le più elevate in Europa per idroelettrico, eolico e biomasse solide (GSE) Nella produzione elettrica, tra 2002 e 2012: saldo estero 51>>40TWh, rinnovabili 47>>92 TWh, termiche 213>>193TWh

6 Potenza, produzione e costo 2012 SEN 2020 GW TWh Mld in A3 GW TWh Mld in A3 Fotovoltaico 16,4 18,8 6,4 25,5 30,0 6,7 Idroelettrico* 18,2 41,9 0,6 19,0 45,0 Eolico on-shore 8,0 13,9 0,5 12,0 18,0 Eolico off-shore ,7 2,0 Geotermico* 0,8 5,6 0,1 0,9 6,8 Bioenergie 3,8 12,3 1,4 5,5 22,0 Solare termico ,6 1,7 Totale FER 47,1 92,5 9,0 64,2 125,5 12,5 Include tutta la capacità di generazione, in gran parte non sottoposta a incentivi Fonte: GSE ,8

7 QuickTime e un decompressore sono necessari per visualizzare quest'immagine. Produzione FER nel 2012 Nel GW di FER hanno prodotto 95 TWh di energia, pari al 27.6% della produzione totale. Source: GSE (2013) 7

8 QuickTime e un decompressore sono necessari per visualizzare quest'immagine. Capacità FV nel 2012 Alla fine del 2012: 478,000 impianti fotovoltaici, equivalenti a 16.4 GW di capacità installata (32GW in Germania), che hanno prodotto 18.8 TWh. Source: GSE (2013) 8

9 Pre-deployment issues E mancata una visione di lungo periodo relativamente al profilo temporale, localizzativo, dimensionale e tecnologico (FV v. eolico) dell investimento in base a cui disegnare gli incentivi. Il supporto agli investimenti in FER nei prossimi anni dovrebbe ovviare a questi limiti: Oggi, conclusi incentivi FV su nuovi impianti, per Eolico e Biomasse aste sopra 5 MW o registro: occorre una scelta tra impianti medio grandi e generazione distribuita? Sfruttare possibilità di aumentare la domanda di elettricità in sostituzione a gas (pompe calore e riscaldamento) o petrolio (auto elettrica) con modalità di utilizzo adatte a carichi elastici soddisfatti da FER? Non sono stati considerati i problemi di impatto (post-deployment issues) su generazione, trasmissione e dispacciamento, distribuzione (non solo in Italia)

10 Oggi costo ricade su utenti finali. Due problemi: La discussione sul costo dell incentivazione al FV (FER) 1. E possibile ridurre il costo degli incentivi sugli impianti già realizzati (Spagna)? Nel processo di realizzazione della nuova capacità, in particolare per FV, gli operatori hanno definito il valore degli asset in funzione dei ricavi attesi dagli incentivi Come queste rendite complessive si siano ripartite tra proprietari dei terreni, investitori, finanziatori e produttori dipende dalle diverse forme con cui il processo si è realizzato Un taglio degli incentivi sugli impianti in essere ha effetti diversi a seconda dei casi, tra chi ha già incassato la rendita cedendo le attività, chi ha finanziato gli investimenti, chi si attende i ricavi dalla gestione degli impianti: problemi redistributivi e di stabilità degli operatori. Occorre tuttavia chiedersi se un onere così elevato per molti anni sia sostenibile politicamente. 2. E possibile allocare il costo non solo su consumatori? Fiscalità generale: data evasione fiscale, non è ovvio che sia più equo Generazioni future (debito pubblico) in varie forme, da intervento CDP a bonds: vincoli di finanza pubblica, equità intergenerazionale Imprese FER: se il costo attuale non è politicamente sostenibile, potrebbe essere preferibile un compromesso in cui una parte delle rendite viene tagliata.

11 Post deployment issues La rapida crescita della capacità di generazione FER ha fatto emergere negli ultimi anni rilevanti problemi nei diversi segmenti del sistema elettrico Problemi di breve periodo relativi agli squilibri nella gestione degli asset esistenti Problemi di lungo periodo legati ai nuovi investimenti necessari, o a investimenti realizzati che risultano non più sostenibili

12 Mercato all ingrosso Produzione: Forte aumento produzione FER (2012: 92,4 TWh, 28% domanda, 32% produzione nazionale) Forte contrazione produzione termiche (cicli combinati 2007: 4120 h/y, 2011: 2633 h/y) Prezzi: Riduzione prezzo medio (PUN) Minor variabilità PUN all interno della giornata Modifica del profilo orario (riduzione picco, aumento serali)

13 Cicli combinati: La sostenibilità degli impianti termici Ciclo di investimento post-liberalizzazione ha aumentato significativamente la capacità istallata Regime incentivo (CIP6) applicato a una platea decrescente di impianti Riduzione del numero di ore ha portato a un forte squilibrio nel conto economico Una parte di questi impianti deve assicurare capacità di riserva al sistema Aspettative eccessivamente ottimistiche, regulatory surprise o entrambe?

14 Adeguatezza e flessibilità della capacità istallata Lo sviluppo delle FER pone un problema di adeguatezza (di lungo periodo) e di flessibilità (di breve periodo) nella composizione della capacità di generazione istallata Occorre chiedersi se il quadro attuale sia compatibile con l approccio seguito dalle politiche di liberalizzazione dello scorso decennio, basate sullo sviluppo di un modello di mercato

15 Il modello market-based Sviluppo di un mercato all ingrosso nel quale le diverse tecnologie di produzione partecipano Incentivi all investimento derivanti dalla remunerazione attesa sul mercato Impianti di picco remunerati con prezzi elevati un numero limitato di ore In caso di scarsità: p = value of lost load Nessuna interferenza nel funzionamento del mercato all ingrosso con incentivi e sussidi Il rischio dell investimento è sopportato dagli operatori privati.

16 Still market based? Caps ai prezzi nei periodi di scarsità richiedono di predisporre strumenti ulteriori per assicurare l adeguatezza: capacity support systems, asta per l allocazione della capacità di riserva. Compatibile con un modello misto di concorrenza nel e per il mercato (second best) MA: oggi l allontanamento da un modello market based è molto più pronunciato in seguito all incentivazione e allo sviluppo delle FER secondo logiche di policy e non di mercato: Obiettivi quantitativi sulla capacità FER da istallare o sul finanziamento Incentivi tariffari distorsivi del funzionamento del mercato all ingrosso Rischio sopportato da utenti finali e da produttori termoelettrici, non da investitori in FER

17 Un modello misto è sostenibile? I dati economici sembrano suggerire che un modello misto non sia sostenibile. Due prospettive possibili: Un modello policy-based (concorrenza per il mercato): composizione parco generazione per tecnologie stabilita dal regolatore, con allocazione di quote attraverso gare; capacity payments (intero costo fisso pagato a investitori); Still market based (concorrenza nel mercato): in prospettiva, composizione parco generazione derivante da incentivi di mercato. Progressiva riduzione dell incentivazione alle FER avvicinandosi a grid parity, capacity payments per pagare missing money. Overcapacity: stranded costs?

18 L impatto delle FER sulle reti Trasmissione e dispacciamento (impatto impianti FER di grandi dimensioni): Data localizzazione FER, flussi crescenti su nuove direttrici: accumuli vs. sviluppo reti (200 mld in EU al 2020) Quota maggiore di produzione da ribilanciare (evidenze in D e ES) e crescita costo dispacciamento Modello EU: mercati day-ahead e intra-day standardizzati, prodotti ancillari non standardizzati. Necessità di integrazione dei mercati e dei servizi ancillari. Distribuzione (impatto generazione distribuita): Generazione diffusa e gestione reti di distribuzione Gestione flussi bidirezionali e attività coordinamento Forti investimenti (56 mld EU al 2020)