Il fotovoltaico, gli aspetti economici Alessandro Marangoni

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1 Il fotovoltaico, gli aspetti economici Alessandro Marangoni Roma, 28 novembre

2 /MWh Gli economics del fotovoltaico: an endless story Crescita installato e discesa dei costi hanno sempre superato le aspettative Dal 2008 al 2016 CAPEX fotovoltaico utility scale scesi 80%. LCOE in Italia è calato 76% tra : da 285,1 a 69 /MWh La diminuzione continua, ma più lenta, nel futuro: al 2030 in Italia previsto LCOE a 40 /MWh LCOE FV Utility LCOE Forecast

3 Trend tecnologico globale, ma diversità tra nazioni LCOE in Europa 2010 Paese LCOE ( /MWh) Francia 278,1 Germania 262,4 Polonia 302,2 UK 327,0 Italia 285,1 Producibilità Costo del capitale Permitting, tax&legal Policy 2016 Paese LCOE ( /MWh) Francia 72,8 Germania 82,3 Polonia 91,3 UK 96,3 Italia 69,0 Convergenza 3

4 Grado di orientamento al mercato Gli economics si accompagnano a evoluzione policy Il percorso delle policy per FV utility scale Corporate PPA Francia: 62,5-55,5 /MWh. Germania: 65,8 /MWh Feed-in tariff Feed-in premium Quote Aste e contingenti dedicati Possibile introduzione in Italia come da SEN Aste neutrali Prima esperienza in Spagna, annuncio in Germania Strumento principale per favorire nuova capacità FER, ma non solo Partecipazione diretta ai mercati

5 I driver tecnologici ed economici prevarranno Ma le policy mantengono un ruolo chiave Beyond subsidies: Target ambientali Disegno del mercato Adeguatezza ed equilibrio del sistema (capacity market e servizi) Ruolo generazione distribuita, SDC, energy community SEN ,5% dei Consumi Finali Lordi da FER al 2020 SEN ,5% dei Consumi Finali Lordi da FER al

6 Gli scenari al 2030 Consumi finali lordi - CFL (TWh) 2016 No-action Target 55% TWh GW TWh GW TWh GW Eolico* 16,3 9,5 16,7 9,1 38,4 20,0 Fotovoltaico 22,5 19,3 26,8 23,5 67,2 48,7 Idroelettrico* 24,8 13,2 21,6 13,2 27,4 13,2 Idroelettrico run river* 21,1 5,4 22,0 5,6 22,0 5,6 Geotermico 5,9 0,8 6,7 0,9 6,7 0,9 Bioenergie 19,5 4,2 4,7 1,3 20,8 4,3 TOTALE FER 110,1 52,3 98,5 53,5 182,4 92,6 Termoelettrico 169,4 58,4 124,1 46,4 124,1 46,4 Import netto (export se negativo) 37,0-136,2-24,9 - % FER su CFL *valori normalizzati 34,3% 27,4% 55,0% Nuova capacità da FV necessaria per centrare i target 55%: + 13 GW utility scale + 12,2 GW impianti residenziali e roof-top rispetto a scenario No-action 6

7 I fattori abilitanti Come far ripartire il PV italiano? Progressiva riduzione CAPEX: dai 119,5 /MWh del LCOE nel 2010 ai 29,05 /MWh del 2016 Aumento performance grazie al miglioramento tecnologico: resa celle, efficienza O&M, digitalizzazione Discesa dei costi dei sistemi di accumulo: p.e. avviati impianti merchant in UK grazie anche ad abbinamento con storage per servizi di rete Apertura mercato dei servizi alle FRNP: possibile aumento dei revenue stream per FV utility scale 7

8 Come far ripartire il PV italiano? I fattori abilitanti Sinergie con nuovi componenti: smart grid, storage, demand response, e-mobility, etc. Apertura a nuove configurazioni (regolatorie e impiantistiche): prosumer, SDC, energy community Rinnovamento e ammodernamento del parco esistente Aste per l assegnazione dei (nuovi) meccanismi di remunerazione spinta verso cost-efficiency e competitività 8

9 Le aste per il PV Prezzi sempre più bassi nel mondo 05/17 - India 11/17 - Messico 289 MW 17,7 $/MWh 200 MW 38 $/MWh Perù 185 MW 48 $/MWh 03/17 Zambia 54 MW 60,2 $/MWh 10/17 Arabia Saudita 300 MW 17,9 $/MWh 11/17 - Giappone 153 $/MWh 11/17 - Cile 21,48 $/MWh 08/17 - Argentina 450 MW max price cap: 57 $/MWh 9

10 Aste PV in Europa tra prezzi sempre più bassi, neutralità tecnologica Luglio 2017: 507 MW, prezzo medio per utility scale 55,5 /MWh (a marzo ,5 /MWh) Annunciate aste tecnologicamente neutre (200 MW per impianti sotto i 18 MW) Ottobre 2017: 222 MW, prezzo medio 49,1 /MWh (a giugno ,6 /MWh) Aste transnazionali (una quota del contingente in gara riservato a progetti nei paesi confinanti) Previste aste a neutralità tecnologica nel triennio e nuovi investimenti a mercato UK bloccato l accesso ai CfD per impianti PV utility scale e realizzato impianto PV (10 MW) a mercato Portogallo, entro il 2019, parco fotovoltaico merchant da 221 MW Italia ad aprile 2017 allacciato impianto a mercato a Montalto di Castro (63 MW) 10

11 Oggi in Italia: le opportunità per il FV senza incentivi Autoconsumo industriale PPA virtuali (corporate) Impianti in market parity Riduzione costi energetici dei consumatori industriali Quadro normativo regolatorio favorevole (agevolazioni su autoconsumo) Contratti bilaterali Strumento principale per lo sviluppo FER (anche nella SEN17) Primi passi con piattaforma PPA europea di RE-source Efficientamento spinto costi di costruzione e O&M Redditività/rischio investimenti secondo regolazione e mercato elettrico vari Paesi. Riduzione costo del capitale Diversificazione revenue stream Possibile abbinamento con SdA 11

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