"Speciale Energia Rinnovabile" Principali indicatori relativi ai diversi meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili

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1 "Speciale Energia Rinnovabile" Principali indicatori relativi ai diversi meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili Roma, 20 gennaio

2 Evoluzione Il contesto I meccanismi di incentivazione Il Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A. opera nel settore elettrico, riconoscendo gli incentivi per l energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli impianti a fonti rinnovabili e di Cogenerazione ad Alto Rendimento. L energia ritirata dal GSE viene collocata sul mercato elettrico. La componente tariffaria A3 a carico dei clienti finali, destinata alla promozione di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, copre la differenza tra i costi sostenuti dal GSE per l acquisto e l incentivazione di energia elettrica e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita di energia sul mercato elettrico. 3,1 I CE II CE RID TO SSP CV CIP6 Fabbisogno economico A3 [ Mld] 3,6 Evoluzione dei meccanismi di incentivazione Risoluzione. CIP6 7, III CE IV CE 9,8 V CE 11,6 FER elettriche 13,4 12,6 Spalma FTV Spalma FER 14,4 Conver-. sione CV in tariffa 11,9 11,7 Il fabbisogno economico A3 è cresciuto in maniera esponenziale, passando dai 3 miliardi di euro nel 2009 ai quasi 15 miliardi di euro nel. A partire dal secondo semestre dell anno si assiste, invece, ad una riduzione del fabbisogno A3, dovuta principalmente alla conclusione del periodo di incentivazione per alcuni impianti di grandi dimensioni. Le elaborazioni non tengono conto delle disposizioni di cui ai commi da 149 a 151 dell articolo 1 della Legge 28 dicembre, n. 208 (c.d. Legge di Stabilità ) relative ai nuovi incentivi per la produzione di energia elettrica da biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili

3 Energia incentivata [TWh] I meccanismi di incentivazione: quadro di sintesi Consistenza Numero di Convenzioni gestite Dati a fine anno +6,6% Numero Convenzioni L incremento del numero delle Convenzioni, negli ultimi anni, è dovuto principalmente alla forte adesione al meccanismo dello Scambio sul Posto. La fine del periodo di incentivazione degli impianti di grandi dimensioni che usufruiscono del meccanismo CIP6 e dei CV compensa, solo in parte, tale incremento, comportando, tuttavia, una rilevante diminuzione della potenza e dell energia gestita. Anno Caratteristiche anagrafiche Certificati Verdi Tariffa Onnicomprensiva Ritiro Dedicato Conto Energia CIP Scambio sul Posto 0 FER elettriche Potenza [MW] Totale Convenzioni gestite anno : Numero Convenzioni Per i Certificati Verdi include la potenza non incentivata dell impianto

4 I meccanismi di incentivazione: quadro di sintesi Costo di ritiro e incentivazione Energia incentivata [TWh] Costo di incentivazione [ Mln] - Compravendita [ Mln] - Incentivazione [ Mln] 108, , , , , , ,7% 52, , , ,6 37,9 36, ,9% La fine del periodo di incentivazione per i beneficiari dei meccanismi CIP6/92 e CV comporta negli anni una graduale diminuzione dell energia oggetto di incentivazione e, quindi, dell energia venduta dal GSE sul mercato elettrico. Tale fenomeno e la pubblicazione di specifici provvedimenti finalizzati alla riduzione della bolletta elettrica - tra cui, ad esempio, lo "spalma-incentivi fotovoltaico" (Legge 116/) e lo "spalma-fer" (Legge 9/) - hanno portato ad una riduzione del fabbisogno A3 nel. Si evidenzia, tuttavia, un nuovo incremento del fabbisogno A3 stimato per il, per effetto, principalmente, del meccanismo dei CV. Oltre ai costi associati al ritiro da parte del GSE dei titoli invenduti, dovranno, infatti, essere sostenuti anche i costi relativi alle tariffe incentivanti che sostituiranno i CV a partire dal (art. 19 del DM 6 luglio 2012). Dal il fabbisogno economico A3 torna a diminuire, anche per effetto della conclusione del periodo di incentivazione per impianti di grandi dimensioni. Include l emissione dei Certificati Verdi. Rientrano in tale categoria i meccanismi per cui è previsto il ritiro di energia da parte del GSE (ad esempio, CIP6/92, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto, Conto Energia TFO etc.) Rientrano in tale categoria i meccanismi di incentivazione per cui non è previsto il ritiro di energia da parte del GSE (Certificati Verdi, Conto energia e DM FER elettriche non TFO) - 4 -

5 Conto Energia Energia incentivata [TWh] [ Mln] % su totale 20,8 21,2 21,2 21,2 21,1 21,0-6,1% 56% 49% 48% 42% 51% 52% 0,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2-6,3% Costo per Decreto Mln 1% Decreto 1 48% 9% 38% Decreto 2 Decreto 3 Decreto 4 4% Decreto 5 Tariffa media [ /MWh] Incentivo medio [ /MWh] 315,9 310,4 291,2 291,2 291,2 291,2 313,7 307,9 288,3 288,3 288,3 288,3 La Legge 11/ ha posticipato al 31 dicembre il termine ultimo per l entrata in esercizio degli impianti a fonti rinnovabili nelle zone terremotate di Emilia-Romagna, Veneto e Lombardia. Il numero e la potenza delle Convenzioni può diminuire per effetto di verifiche e sopralluoghi. Si segnala che nel periodo luglio-ottobre hanno perso il diritto all incentivo oltre 30 Convenzioni incentivate. L onere di incentivazione si riduce nel per effetto dell applicazione dell art della Legge 116/ ("spalma-incentivi"). Il relativo risparmio ammonta a circa 400 milioni di euro. Si precisa che nel biennio finisce il periodo di incentivazione per circa la metà degli impianti per una potenza di circa 12 GW. Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

6 Emissione dei Certificati Verdi Certificati Verdi CV emessi [ Mln] incentivo (art. 19 DM 6/7/ 2012) [ Mln] ritiro CV % su totale -15% 12% 24% 29% 38% 26% 25% 36,7 39,3 34,8 33,3 30,6 28, ,2% Emissione CV per fonte 4% 34,8 mln 39% 28% 14% 10% Eolica Risorse idriche Bioliquidi Biomasse Solide Teleriscaldamento Risorse geotermiche Altro 3% 3% I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all energia prodotta dagli impianti qualificati IAFR. Nel corso del e del si conclude il periodo di incentivazione per numerosi impianti. La potenza incentivata può, inoltre, diminuire per effetto di verifiche e sopralluoghi. Il fabbisogno A3 stimato aumenta nell anno. Oltre ai costi associati al ritiro dei Certificati Verdi residui (ultimo semestre di produzione ), dovranno, infatti, essere erogati gli incentivi per la produzione, come previsto dall art. 19 del DM 6 luglio A partire dall anno, invece, saranno riconosciuti esclusivamente gli incentivi previsti dall art. 19 del DM 6 luglio A partire dal, inoltre, la Legge 9/ ("spalma-fer") ha previsto, su base volontaria, una riduzione della tariffa con conseguente allungamento del periodo di incentivazione. Si intende l energia incentivata (moltiplicata per il coefficiente k) ai sensi dell art. 19 del DM 6 luglio Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa - 6 -

7 Energia Tariffa Onnicomprensiva Energia incentivata [TWh] [ Mln] % su totale 7,7 9,0 8,9 8,9 8,8 8,8 13% 14% 15% 13% 16% 16% 7,7 9,0 8,9 8,9 8,8 8,8-2,3% -3,3% Mln Biogas Risorse idriche Costo per fonte 68% 15% 8% 5% 4% Bioliquidi Gas di discarica e depurazione Biomasse Eolica 0% Tariffa media [ /MWh] 263,8 263,4 263,0 262,1 262,1 262,1 Incentivo medio [ /MWh] 191,7 213,4 211,1 210,1 210,1 210,1 La Tariffa Onnicomprensiva è riconosciuta agli impianti qualificati IAFR di piccola taglia (di potenza fino a 1 MW o 0,2 MW per gli impianti eolici) per un periodo di 15 anni. Il numero e la potenza delle Convenzioni possono diminuire per effetto di verifiche e sopralluoghi. La variazione del costo di ritiro è riconducibile all art. 5, comma 7-bis, del DL 69/, che prevede, per gli impianti alimentati da bioliquidi aderenti alla disposizione, a partire dalla fine del, l incremento iniziale della tariffa (20% nel primo anno e 10% nel secondo anno) e la riduzione del 15% per i successivi 3 anni (fino ad una quantità di energia pari a quella su cui è riconosciuto l incremento). A partire dal, inoltre, la Legge 9/ ("spalmafer") ha previsto, su base volontaria, una riduzione della tariffa con conseguente allungamento del periodo di incentivazione. Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

8 Energia CIP6 Energia incentivata [TWh] Costo Risoluzione CIP6 [ Mln] - Risoluzione CIP6 [ Mln] [ Mln] % su totale 14% 11% 5% 4% 4% 3% 15, ,5 9,2 9, , , ,3% 15, , , , , , ,6% Costo per fonte Mln 40% 23% 22% 12% Combustibili di processo o residui Biomasse 2% Termovalorizzatori Eolici Combustibili fossili/impianti assimilati Biogas e gas residuati 1% Tariffa media [ /MWh] Incentivo medio [ /MWh] 145,6 121,8 115,7 111,7 111,7 111,7 77,5 67,6 64,8 59,6 59,6 59,6 Ai beneficiari del meccanismo sono riconosciute specifiche tariffe calcolate in base al costo evitato di impianto e di esercizio, al costo evitato del combustibile e all incentivo. La Legge 99/09 ha promosso meccanismi di risoluzione volontaria e anticipata delle Convenzioni CIP6. Nel corso degli anni si è registrata una diminuzione della potenza incentivata - e delle relative Convenzioni imputabile sia alla risoluzione anticipata delle Convenzioni sia allo scadere naturale delle stesse. Si evidenzia, dunque, una graduale riduzione dell energia incentivata e venduta dal GSE sul mercato elettrico. Valore calcolato al netto della risoluzione CIP6. Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

9 Energia FER elettriche Energia incentivata [TWh] [ Mln] % su totale 0,0 0,9 1,5 1,9 2,8 3,4 0,0% 0,6% 1,2% 1,4% 2,4% 3,0% 0,0 0,3 0,5 0,8 1,0 1, ,4% 74 3 Costo per fonte +177,0% 176 Mln 32% 30% 26% 8% 4% Idraulica Eolica Biogas Biomasse Altro Tariffa media [ /MWh] 151,0 105,1 118,1 127,2 121,5 120,9 Incentivo medio [ /MWh] 72,1 84,9 102,2 105,9 101,9 101,3 Gli incentivi previsti dal DM 6 luglio 2012 si applicano agli impianti (non fotovoltaici) che entrano in esercizio dal 1 gennaio fino al raggiungimento del costo indicativo cumulato relativo agli impianti a fonte rinnovabile, diversi dai fotovoltaici, pari a 5,8 miliardi di euro annui. Tale valore, al 30 settembre, è pari a 5,767 miliardi di euro. L incremento del costo di ritiro e incentivazione è stimato in base a specifiche ipotesi di entrata in esercizio progressiva degli impianti in graduatoria. Il DM 6 luglio prevedeva, infatti, un limite temporale per l entrata in esercizio pari a 40 mesi dalla chiusura del terzo registro (agosto ). Il Ministero dello Sviluppo Economico è attualmente impegnato nella pubblicazione di un nuovo DM FER al fine di incentivare, a partire dal, gli impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici. Comprende la stima relativa al nuovo DM FER in via di pubblicazione. Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

10 Energia Ritiro Dedicato Energia incentivata [TWh] [ Mln] % su totale 3,2% 0,5% 0,3% 0,2% 0,2% 0,3% 25,3 23,1 18,1 16,4 16,3 16,2 25,3 23,1 18,1 16,4 16,3 16, ,5% ,8% Costo per fonte 942 Mln Solare Idraulica Eolica 60% 19% 16% 2% 2% Rifiuti, Combustibili fossili e Geotermica Gas Biogas, Biomasse e Biocombusibili liquidi 1% Tariffa media [ /MWh] Incentivo medio [ /MWh] 71,1 49,8 52,2 53,8 53,8 53,8 14,7 2,8 2,2 1,8 1,8 1,8 L andamento decrescente dell energia ritirata dal GSE è dovuto alla diminuzione del numero di Convenzioni in essere. Le principali cause sono l esclusione dai prezzi minimi garantiti a partire dal per alcune fonti (DL 145/), l applicazione degli oneri di sbilanciamento dall anno (Delibera 281/2012/R/efr) e il passaggio di alcune Convenzioni al regime di Scambio sul Posto dal (per effetto dell aumento del limite di potenza a 500 kw e dell accesso diretto alla qualifica SEU - Legge 116/). La forte riduzione del costo di ritiro nel dipende dall esclusione per alcune fonti di produzione di energia dai Prezzi Minimi Garantiti (effetto prezzo pari a circa 490 milioni di euro) e dall uscita dal contratto di dispacciamento del GSE di un numero rilevante di Convenzioni (effetto quantità - pari a circa 150 milioni di euro). Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

11 Energia Scambio sul Posto Energia immessa lorda[twh] Energia scambiata [TWh] [ Mln] % su totale 2,4 3,0 3,2 3,4 3,5 3,7 1,4% 1,0% 1,3% 1,2% 1,5% 1,7% 1,4 2,0 2,1 2,3 2,4 2,5 2,4 3,0 3,2 3,4 3,5 3, ,6% ,7% Costo per fonte 327 Mln 99% 0% Solare Combustibili fossili e altri combustibili Altro 1% Tariffa media [ /MWh] Incentivo medio [ /MWh] 114,2 91,2 103,4 104,2 104,2 104,2 68,2 44,4 52,6 52,0 52,0 52,0 Si registra un incremento graduale della potenza, del numero di convenzioni e, di conseguenza, dell energia ritirata dal GSE e venduta sul mercato elettrico. Tale incremento viene ipotizzato nelle stime realizzate per gli anni e, anche in considerazione dell aumento del limite di potenza a 500 kw e dell accesso diretto alla qualifica SEU (Legge 116/). Il fabbisogno A3 del si riduce per effetto della nuova modalità di calcolo della quota servizi (Cus), che prevede l introduzione di un limite massimo alla restituzione degli oneri generali di sistema (Deliberazioni AEEGSI 570/2012/R/efr e 614//R/efr). Valore calcolato su energia immessa lorda. Non comprende i costi di funzionamento e i corrispettivi di Borsa

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