Arturo Lorenzoni e Laura Bano

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1 Arturo Lorenzoni e Laura Bano Dipartimento di Ingegneria Elettrica Università degli Studi di Padova PRODUTTORI E ISTITUZIONI A CONFRONTO sui costi di generazione degli impianti a fonti rinnovabili Sala Conferenze GSE, Roma, 25 ottobre 2007

2 Lo studio ha voluto stimare i COSTI di generazione di energia elettrica dalle principali fonti energetiche rinnovabili, cercando di individuare le condizioni medie di investimento Si è tenuto un approccio ECONOMICO e NON FINANZIARIO Per gran parte delle tecnologie vi è però una grande variabilità dei costi in funzione delle effettive condizioni di investimento Non si tiene conto di benefici/oneri fiscali legati agli investimenti Non si è fatta un analisi di redditività, non avendo inserito alcun ricavo nella valutazione

3 Impianti idroelettrici - impianti idroelettrici di piccola potenza (P < 1 MW) - impianti idroelettrici di media potenza (1 MW < P < 10 MW) - impianti idroelettrici di grande potenza (P > 10 MW) Impianti eolici connessi in AT (> 10 MVA) connessi in MT (< 10 MVA) impianti eolici isolati (un solo aerogeneratore, connesso in rete di media tensione) Impianti fotovoltaici commerciali (300 kw) domestici (3 kw) Impianti a combustione biomassa con combustione diretta (taglia MW) biocombustibili vegetali (olio di palma, colza, etc.) (taglia 17 MW) alimentati a CDR (taglia MW) Impianti a biogas: Digestione anaerobica Da discarica

4 I dati per le stime di costo sono stati ricavati da diverse fonti: Questionario inviato ai soci APER () Incontri con gli operatori Contatti personali con investitori Lo studio è stato condotto nel primo semestre dell anno ed i valori utilizzati sono riferiti a giugno 2007

5 a. Costi di investimento Studio di fattibilità Costi di sviluppo e autorizzazione Costi per gli impianti (di generazione e di depurazione fumi) Costi di impiantistica accessoria Altri costi b. Costi operativi Costi per l utilizzo del terreno Costi di assicurazione Costi di connessione alla rete di trasmissione Costi di manodopera Costi amministrativi Altri costi e varie c. Costi di combustibile

6 Si è utilizzato un fattore di sconto dato dalla media pesata dei tassi su capitale proprio e di debito (WACC), con proporzioni diverse per le diverse fonti Impianti FV Impianti a combustione (50kW<P<1MW) 3kW Combustione Biocomb Biogas Biogas CDR diretta vegetali digest discarica tasso debito 5,20% 5,55% 6,05% 6,05% 6,05% 6,05% 6,05% tasso cap proprio 20% 0% 20% 20% 20% 20% 10% % debito 100% 100% 75% 75% 75% 75% 75% % cap. proprio 0% 0% 25% 25% 25% 25% 25% WACC 5,2% 5,6% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 7,0% PS (P<10MW) Impianti idroelettrici PS (P>10MW) GS (P<10MW) AT (P>10MVA) Impianti eolici MT (P<10MVA) 1 WTG in MT tasso D 5,90% 5,20% 5,90% 5,20% 5,70% 5,70% tasso E 20% 20% 20% 20% 20% 7% %D 80% 80% 80% 80% 80% 50% %E 20% 20% 20% 20% 20% 50% WACC 8,7% 8,2% 8,7% 8,2% 8,6% 6,35%

7 1. impianto ad alto salto di media potenza (3,3 MW), 2. impianto a basso salto di piccola potenza (0,4 MW), 3. impianto a basso salto di media potenza (4,2 MW), 4. impianto a basso salto di grande potenza (15 MW).

8 Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Incremento annuo dei costi operativi Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW / kw ore/anno /kw % anni 3, , Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 8,88 1,67 10,5

9 /kw anno dati reali kw interpolazione y = 3777,7x -0,4312 R 2 = 0,9966

10 Voce di costo Potenza installata Costo investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW / kw ore/anno /kw anni Costi operativi Costo totale 0, , Voce di costo Costo di investimento 10,42 7,0 17,42

11 Voce di costo Potenza installata Costo investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW / kw ore/anno /kw 80 1,8 anni Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 8,87 1,7 10,6

12 Voce di costo Potenza installata Costo investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW / kw ore/anno /kw anni , Voce di costo Costo di investimento Costo operativi Costo totale 7,55 2,07 9,6

13 Idroelettrico piccolo salto 1MW<P<10MW 23 Costo Totale Costo Investimento /kw 3000 ore/anno 3500 ore/anno 4000 ore/anno 4700 ore/anno 5000 ore/anno

14 Voce di Costo Unità di misura Potenza installata MW 30 Costi di investimento 1000/MW 1600 Numero di ore annue di funzionamento ore/anno 1900 Energia elettrica prodotta MWh/anno Anni di vita anni 20 Costi operativi annui 1000/MW 30 Costi operativi annui 1,9% Incremento annuo dei costi operativi % 0,1% Anno di inizio dell'aumento dei costi operativi anno 4 Anno di fine dell'aumento dei costi operativi anno 9 Vita attesa anni 20 Valore a fine vita 0 Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 8,68 1,80 10,48

15 Voce di Costo Potenza Installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Energia elettrica prodotta Anni di vita Costi operativi annui Unità di Misura MW /kw ore/anno MWh/anno anni % costo inv ,9% Costi operativi annui Incremento annuo dei costi operativi Anno di inizio dell'aumento dei costi operativi Anno di fine dell'aumento dei costi operativi Vita attesa Valore a fine vita 1000/MW 40 % 0,1% anno 4 anno 9 anni 20 0 Voce di costo Costo di investimento Costo operativi Costo totale 7,82 2,30 10,12

16 Parco eolico connesso in AT con potenza installata > 10MW Costo Totale ore/anno 1700 ore/anno 1800 ore/anno 1900 ore/anno 2000 ore/anno 2100 ore/anno 2200 ore/anno Costo Investimento /kw

17 Parco eolico connesso in MT potenza installata < 10 MW WACC (%)

18 Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Ore annue di insolazione Costi operativi e di assicurazione annui Costi operativi e di assicurazione annui Anno ipotizzato per sostituzione inverter Costo unitario inverter Incremento annuo dei costi operativi Rendimento impianto Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura kw 000/kW ore/anno /kw anno /kw % % anni 3 6, ,23% % 20 0 Voce di Costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 42,01 8,05 50,06

19 !" Voce di costo Unità di misura Potenza installata MW 0,300 Costi di investimento 000/MW 5800 Ore annue di insolazione ore/anno 1300 Costi operativi e di assicurazione annui 000/MW 46 Costi operativi e di assicurazione annui 0,8% Anno ipotizzato per sostituzione inverter anno 0 Costo unitario inverter /kw 400 Incremento annuo dei costi operativi % 0 Rendimento impianto % 15% Vita attesa anni 20 Valore a fine vita 0 Voce di Costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 36,4 4,6 41,0

20 !" Impianto fotovoltaico 300kW 60,00 55,00 Costo totale 50,00 45,00 40,00 35, ore/anno 1100 ore/anno 1200 ore/anno 1300 ore/anno 1400 ore/anno 1500 ore/anno 30,00 25, Costo Investimento /kw

21 !" Impianto fotovoltaico 300kW WACC (%)

22 Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Incremento annuo dei costi operativi Anno di inizio dell aumento dei costi operativi Anno di fine dell aumento dei costi operativi Costo combustibile Rendimento impianto Potere calorifico combustibile Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW 000/ MW ore/anno 000/MW % anno anno /t η kcal/kg anni , %

23 # Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costi combustibile Costo totale 1, ,41 15, Fuel O&M Quota investimento Costo totale Costo combustibile /t

24 # $% Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Costo combustibile Rendimento impianto Potere calorifico combustibile Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW 000/ MW ore/anno 000/MW /t η kcal/kg anni , % ,0 Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costi combustibile Costo totale 7,32 6,14-13,46

25 # $% Costo Investimento /kw O&M Quota investimento Costo totale

26 Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Incremento annuo dei costi operativi Anno di inizio dell aumento dei costi operativi Anno di fine dell aumento dei costi operativi Costo combustibile Rendimento impianto Potere calorifico combustibile Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW 0,5 000/ MW ore/anno /MW 140 4,7 % 0,2 anno 4 anno 10 /t 25 η 40% kcal/kg 1000 anni 10 0,0 Voce di Costo Costo di investimento Costi operativi Costo combustibile Costo totale 6,84 2,1 5,38 14,35

27 Biogas da digestione anaerobica Costo Investimento /k W Combustibile O&M Quota investimento Costo totale

28 costo silomais

29 Voce di costo Potenza installata Costi di investimento Numero di ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Incremento annuo dei costi operativi Anno di inizio dell aumento dei costi operativi Anno di fine dell aumento dei costi operativi Rendimento impianto Potere calorifico combustibile Vita attesa Valore a fine vita Unità di misura MW 0,5 000/ MW ore/anno /MW 150 8,3 % 0,2 anno 4 anno 10 η 40% kcal/m anni 10 0,0 Voce di costo Costo di investimento Costi operativi Costo totale 3,7 2,2 5,9

30 Impianto biogas da discarica Costo Investimento Costo totale (gas costo zero) Costo totale (gas 6,5 ) Costo Totale (gas 15 ) O&M Quota investimento

31 # Parametri di riferimento Potenza installata Costi di investimento Ore annue di funzionamento Costi operativi annui Costi operativi annui Costo combustibile Rendimento impianto Potere calorifico combustibile Vita attesa Valore a fine vita Unità misura MW 000/ MW ore/anno 000/MW /t η kcal/kg anni , % ,0 Risultati di costo Costo di investimento Costi operativi Costo combustibile Costo totale 6,0 5,0 9,5 20,5

32 # Fuel O&M Quota investimento Costo totale Costo Investimento /kw

33 #!" Costo Combustibile /t

34 & Tecnologia generazione MW Vita (anni) Ore anno WACC Costo invest. ( /kw) O&M () comb. () Invest. () Costo totale () Idro BASSO Salto 0, ,7% ,0 10,4 17,4 Idro BASSO Salto 4, ,7% ,7 8,9 10,6 Idro ALTO Salto 3, ,7% ,7 8,9 10,5 Idro BASSO Salto 15, ,2% ,1 7,6 9,6 Eolico AT 30, ,2% ,8 8,7 10,5 Eolico MT 8, ,6% ,3 7,8 10,1 Eolico isolato 2, ,4% ,7 6,7 9,4 FV commerciale 0, ,2% ,6 36,4 41,0 FV domestico 0, ,6% ,0 42,0 50,1 Combustione biomassa 17, ,5% ,0 9,5 6,0 20,5 Combustione CDR 17, ,5% ,1 0,0 7,3 13,5 Combustione oli vegetali 17, ,5% ,0 11,4 1,8 15,3 Combustione biogas discarica 0, ,0% ,2 0,0 3,7 5,9 Combustione biogas digestore 0, ,5% ,1 5,4 6,8 14,3

35 25 20 cent/kwh Idro <1MW Idro GRANDE Salto Idro P > 10MW Eolico AT Eolico MT FV 300kW FV 3kW biomassa 17MW CDR 17MW oli vegetali biogas discarica biogas digestore O&M Fuel Invest.

36 # Molte componenti di costo non sono connesse con la tecnologia, ma con il rischio del processo autorizzativo Le innovazioni tecnologiche sperimentate negli ultimi anni hanno portato una riduzione dei costi dei componenti, ma i prezzi sono aumentati nel corso dello studio, per un aumento del costo delle materie prime, per una forte domanda di componenti nel mercato internazionale, per la crescita dei tassi di interesse Due sono gli elementi che emergono come critici: il superamento delle barriere locali agli investimenti e la regolamentazione dei rapporti con le amministrazioni locali La definizione di un quadro stabile e con rischio conosciuto nel lungo periodo

37 '# # ( ) Lo strumento dei certificati verdi ha mostrato tutti i suoi limiti nel promuovere gli investimenti nelle fonti rinnovabili: Nessuna concorrenza nella formazione dei prezzi Necessità di cortocircuitare il mercato con l obbligo di acquisto per il GSE Incapacità di gestire obiettivi di lungo periodo Inefficacia nel limitare il rischio degli investitori Le misure di adeguamento dello strumento proposte dal legislatore (ddl 691) sembrano complicare ulteriormente il meccanismo di sostegno Gli obiettivi di crescita imposti dagli impegni internazionali richiedono strumenti efficaci nell accelerare gli investimenti, anche a costo di derogare al principio della concorrenza

38 # La sostituzione dell obbligo di copertura con certificati verdi annuali con un obbligo di copertura con contratti bilaterali fisici di 15 anni meglio si concilia con il raggiungimento di obiettivi di lungo periodo L obbligo di copertura puo rimanere sui produttori, oppure sui venditori di energia Gli obblighi vanno graduati sugli obiettivi del 2020 Vanno previste sanzioni reali per gli inadempenti Si può conciliare una concorrenza PER il mercato con la riduzione del rischio associata alla gestione di un impianto Un alternativa è che sia il GSE a stipulare i contratti con gli impianti a fonte rinnovabile, ad un prezzo amministrato

39 $# I costi di generazione elettrica da fonti rinnovabili in Italia sono molto differenziati a seconda della tipologia di fonte Diversi fattori di inefficienza del sistema autorizzativo e regolatorio concorrono ad incrementare i costi di investimento La crescita dei tassi di interesse degli ultimi 2 anni ha penalizzato le fonti con elevato costo di investimento iniziale Lo squilibrio attuale tra domanda e offerta di impianti ha generato una contingenza sfavorevole sui PREZZI e sui tempi di attesa per i componenti Alcuni costi per gli investitori attuali sono legati ad una spartizione di rendita più che a costi reali (autorizzazioni eolico, uso del biogas, convenzioni con comuni, ) L esagerata disponibilità a pagare per gli impianti sembra avvalorare la redditività degli investimenti nel settore

40 PRODUTTORI E ISTITUZIONI A CONFRONTO sui costi di generazione degli impianti a fonti rinnovabili Sala Conferenze GSE, Roma, 25 ottobre 2007