Vittorio Chiesa Energy&Strategy Group, Politecnico di Milano

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1 Vittorio Chiesa Energy&Strategy Group, Politecnico di Milano 1

2 Il mercato fotovoltaico nel 2014 Le ragioni (almeno le più recenti) del declino I Sistemi Efficienti di Utenza Le previsioni per il futuro 2

3 MW Total RoW MEA China Americas APAC Europe Fonte: EPIA 3

4 GW Fonte: EPIA La potenza cumulata dovrebbe attestarsi tra i 320 e i 430 GW al 2018, raddoppiando di fatto il valore di installato complessivo attuale. Nel breve termine , i mercati Cinese, Giapponese e USA continueranno a guidare la crescita delle installazioni, mentre mostreranno rapidi tassi di crescita i nuovi mercati costituiti da Sud Est Asiatico, Sud America, e Medio Oriente. La forte pressione al ribasso dei prezzi, causata dal contesto di oversupply, risulta essersi attenuata nel 2013 e nel 2014 e la contrazione dei prezzi per i prossimi anni si attesterà il 2 e l'8% annuo. 4

5 GW Andamento della potenza entrata in esercizio in Italia tra il 2008 e il ,93 16,48 12,90 9,44 3,46 3,58 2,32 0,42 0,72 1,14 0,34 1, Annuale Cumulata 5

6 MW Nel corso dei primi 6 Mesi del 2014, sono entrati in esercizio poco più di 300MW di nuovi impianti fotovoltaici di cui il 51% (era il 39% nel 2013) di taglia residenziale (<20kW) e il 31% di taglia «small business» (20-200kW). Ripartizione della potenza entrata in esercizio in Italia nella prima metà del 2014 per segmento di mercato Totale installato : 303,6 MW Scope of work Totale 0 200kW : 248,3 MW 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - [Fonte: Elaborazione E&S su dati ANIE/GIFI] 93,9 78,2 45,6 43,4 30,7 11,8 P 3kW 3kW < P 6kW 6kW < P 20kW 20kW < P 200kW 200kW < P 1.000kW P > 1.000kW 6

7 MW La quota di impianti NON incentivati e entrati in esercizio nel primo semestre 2014 è oltre il 75% del totale (230 MW). Nel 2013 gli impianti NON incentivati entrati in esercizio avevano totalizzato 305 MW (soprattutto nelle taglie residenziali), il 21% del totale Ripartizione della potenza entrata in esercizio in Italia nel 2013 per segmento di mercato 350 Impianti non incentivati Impianti incentivati ,3 36,6 27,4 35, ,3 283,8 289,7 48,2 189,0 203,6 117,2 59,3 P 3kW 3kW < P 6kW 6kW < P 20kW 20kW < P 200kW 200kW < P 1.000kW P > 1.000kW [Fonte: Elaborazione E&S su dati GSE e GIFI] 7

9 AMBITO RIFERIMENTO - DATA DESCRIZIONE STATO Sistemi di storage AEEG: DCO 613/2013/R/EEL - Dic 2013 CEI 0-21_V2 - Dic 2013 Definizione degli Orientamenti in merito all installazione di sistemi di storage e conseguente definizione delle regole tecniche In attesa di emanazione Delibera definitiva Sistemi Efficienti di Utenza AEEG: Delibera 578/2013/R/EEL - Dic 2013 Definizione dei punti chiave che vanno a colmare i vuoti normativi nella regolamentazione vigente Regole applicative GSE in fase di consultazione Scambio Sul Posto AEEG: DCO 488/2013/R/EFR - Ott 2013 DL91/2014 Aggiornamento valori dei corrispettivi di restituzione «oneri generali di sistema» Ampliamento a impianti non incentivati fino a 500kW Convertito in legge ad Agosto 2014 Ritiro Dedicato (RID) e Prezzi Minimi Garantiti (PMG) AEEG: Delibera 618/2013/R/EFR - Dic 2013 DL 145/2013: «Destinazione Italia» - Feb 2014 Aggiornamento del valore di ritiro dell energia elettrica immessa in rete per impianti con accesso al meccanismo PMG e revisione delle tipologie di impianti che possono accedere alla convenzione Convertito in legge a Febbraio 2014 Aspetti fiscali Agenzia delle Entrate : Circolare N.36/E Dic 2013 Definizione di modalità univoche per la determinazione della rilevanza catastale ai fini fiscali e delle quote di ammortamento degli impianti fotovoltaici Confermato a inizio 2014 Spalma incentivi DL91/2014 Rimodulazione delle tariffe incentivanti Decreti attuativi pubblicati a Ottobre

11 «I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC) sono sistemi caratterizzati dall insieme dei sistemi elettrici, connessi direttamente o indirettamente alla rete pubblica, all interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità di consumo che li costituiscono non si configura come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento energetico.» [Del 578/2013/R/eel e 426/2014/R/eel]. All interno della definizione di SSPC rientrano: o o o o i Sistemi di Autoproduzione (SAP); i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU); gli Altri Sistemi Esistenti (ASE); i Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza (SEESEU). 11

12 L'articolo 24 del decreto Competitività stabilisce che: per i SEU con potenza maggiore di 20 kw entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2014 il computo degli oneri di sistema sia effettuato sul 5% dell'energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete; tale aliquota che potrà essere aggiornata dal 30 settembre 2015 e successivamente con cadenza biennale, con aumenti massimi del 2,5%. 12

13 A fine Ottobre 2014 il GSE ha pubblicato, sottoponendole a consultazione, le regole applicative per la richiesta di ottenimento di qualifica SEU/SEESEU per gli impianti entrati in esercizio prima del 31/12/2014 Requisiti minimi per la qualifica Rimane il vincolo della monoutenza e della continuità territoriale Benefici tariffari per l anno 2014 La componente «ogs» e «MCT» viene conteggiata anche sul 5% dell energia auto-consumata in sito e non prelevata dalla rete Benefici tariffari per l anno 2015 Cumulabilità del beneficio tariffario con RID e SSP 13

14 Con il DCO 519/2014/R/EEL l AEEGSI ha precisato che l applicazione dell articolo 24 richiederebbe la disponibilità dei dati di energia elettrica consumata e non prelevata e interventi di revisione dei sistemi di fatturazione delle imprese DSO e delle società di vendita. Tali adeguamenti secondo l AEEGSI risulterebbero inattuabili. Per questo motivo il DCO prevede che si possa applicare per il 2015 (e per gli anni successivi se la percentuale rimarrà inferiore al 10%) un regime transitorio basato su maggiorazioni delle componenti fisse degli oneri generali «di effetto stimato equivalente» differenziato tra utenze in Bassa e Media tensione e pari a: o 30/40 euro annui nel caso delle utenze in Bassa Tensione; o euro annui nel caso di utenze in Media Tensione. o Appare evidente una prima criticità legata alla assenza di progressività nella applicazione delle maggiorazioni. 14

15 Si propone di seguito la valutazione di tre diverse possibili applicazioni «tipo» di configurazioni SEU, in base al contesto normativo attualmente vigente. In base allo schema SEU, si ipotizza l installazione di un impianto fotovoltaico opportunamente dimensionato al fine di coprire il fabbisogno di energia elettrica in fascia giornaliera del cliente «tipo» considerato. Nella Tabella seguente sono presentate le ipotesi di riferimento. Settore di appartenenza del cliente Dimensione considerata Consumo elettrico annuo totale (MWh) Consumo elettrico annuo totale in fascia giornaliera (%) Costo di acquisto energia elettrica dalla rete ( /MWh) Taglia impianto SEU (kwp) Superficie richiesta per impianto fotovoltaico* (m 2 ) Alimentare (lavorazioni carni) ton/anno (PMI) % GDO m % Strutture ospedaliere m % (*) Assumendo una superficie necessaria pari a 7,5 m 2 /kwp. 15

16 Valutazione della convenienza economica* dell investimento per il «produttore», nell ipotesi di vendita dell energia elettrica ai tre «clienti tipo» ad un prezzo pari a 125 /MWh, contro i 160 /MWh considerati per l acquisto dalla rete**. IRR unlevered 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% IRR lato produttore per un investimento full-equity in modalità SEU 6,28% 7,30% 9,74% Valore soglia per la convenienza dell investimento: 6% Taglia impianto 300 kwp 480 kwp kwp % risparmio annuo atteso per il cliente 7,5% 9% 8% (*) Sotto l ipotesi di pagamento degli ogs sul 5% dell energia auto-consumata a carico del produttore. (**) Attraverso stipula di un contratto di fornitura dell energia per l intera vita utile dell impianto (assunta pari a 30 anni). 16

17 Principali evidenze dell analisi delle potenzialità dei SEU: o o o o l effetto scala risulta determinante per la redditività dell investimento, grazie alla possibilità di sfruttare costi di installazione decrescenti con la taglia degli impianti; il vantaggio per il cliente finale può essere ottenuto ad «investimento nullo»; il cliente «tipo» è costituito da PMI industriali in settori non energivori, da imprese nel settore della GDO (Grande Distribuzione Organizzata) e dalle strutture della Pubblica Amministrazione che presentino consumi elettrici compresi tra i 400 e i MWh annui. I parametri critici per la sostenibilità del modello risultano da un lato la «superficie» che effettivamente ricade nelle disponibilità del cliente finale e dall altro la stabilità finanziaria e il merito creditizio dello stesso, determinanti per la bancabilità dei progetti. 17

19 Punti di forza Vantaggi per il cliente finale ottenibili ad «investimento nullo» e garantiti contrattualmente Flessibilità del modello contrattuale per la valorizzane dell energia prodotta (es. possibile coinvolgimento di un soggetto affittuario di un immobile in luogo del titolare purché titolare del punto di connessione) Possibilità di accesso a SSP e RID Riconoscimento della riattivazione del Punto di connessione in caso di inadempienza del cliente Esenzione (quasi totale) degli «oneri generali di sistema» sull energia auto-prodotta Modello SEU per il FV Opportunità Scala determinante per garantire la redditività dell investimento Elevata numerosità di clienti «tipo» costituiti da PMI in settori non energivori e nel terziario, con consumi annui nell intervallo compreso tra 400 e MWh (costituiscono una grande parte delle utenze e contano per circa 60TWh di consumo elettrico annuo - circa il 20% della domanda elettrica nazionale al 2013)*. (*) Fonte: Elaborazione interna E&S. 19

20 Punti di debolezza Stabilità finanziaria e merito creditizio del «singolo cliente» determinanti per la bancabilità dei progetti Potenziale competizione con altre tecnologie per la produzione di energia distribuita in maniera flessibile a seconda del fabbisogno orario (es. CAR) Modello SEU per il FV Minacce Probabile aumento della quota di esenzione dagli «oneri generali di sistema». Necessaria strutturazione dell offerta con approccio ESCo tramite soluzioni finanziarie concepite «ad hoc» (*) Fonte: Elaborazione interna E&S. 20

21 Il modello SEU rappresenta una grande opportunità di mercato per il fotovoltaico italiano, coniugando aspetti che risultano fondamentali per la sostenibilità degli investimenti: o la possibilità di massimizzare l auto-consumo; o la possibilità per il cliente finale di vedersi corrisposto un risparmio ad investimento nullo. Tuttavia rimangono aperte una serie di questioni relative alla possibile revisione normativa futura che, unite all effetto amplificativo sul rischio dell unicità del cliente finale, possono andare ad attenuare le valutazioni di «assoluta convenienza» del modello. 21

22 MW/anno Dai 500 MW del 2014 verso un mercato da MW dal 2015 al Installazioni prospettiche annue in Italia per segmento di mercato Totale mercato annuo ( ): MW/anno Area di riferimento per i SEU 300 Range di variabilità Scenario Ottimistico - Pessimistico kw 20 < p 200kW 200 < p kw p > kw 10 [Fonte: Elaborazione E&S, ] Conferma detrazione fiscale IRPEF: 50% 40%36% Conferma condizioni Scambio sul Posto; Diffusione sistemi di storage Diffusione sistemi SEU dal 2015 Ampliamento condizioni Scambio sul Posto fino ai 500kW 22

23 I sistemi SEU potranno rappresentare una alternativa estremamente valida ancorché non l unica per gli operatori e per lo sviluppo futuro della fonte solare nel nostro Paese nei segmenti commerciale e industriale, che potrà assumere volumi di mercato interessanti (nell ordine dei 200 MW/annui) in maniera progressiva e non immediata. E necessario a detta degli operatori un nuovo modello di offerta di servizi ai quali i fornitori di impianti dovranno adattarsi sia nell approccio al mercato, che nella gestione operativa del rapporto con il cliente nel lungo periodo. 23

24 Vittorio Chiesa Energy&Strategy Group, Politecnico di Milano 24