9 Luglio 2013 Energy & Strategy Group
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Il potenziale di mercato dei sistemi di storage
MWh Mln Il potenziale «teorico» associato ai sistemi di accumulo in Italia al 2020 è stimabile in circa 10 mld (7 GWh). 4.000 3.000 Il valore unitario dell investimento ( /kwh) risente della differente tagliatipo di impianto associata ai diversi soggetti 4.000 3.000 2.000 2.000 1.000 1.000 0 impianto FRNP gestore rete di trasmissione gestore rete di distribuzione micro-grid prosumer 0 MWh mln Tale potenziale si ripartisce in maniera non del tutto omogenea tra i diversi soggetti, dal momento che la gran parte di esso è associato ai soggetti non regolati, in particolare a prosumer (39%) e micro-grid (28%). 4
MWh Mln Se si considera anche il «retrofit» di impianti esistenti, il potenziale «teorico» associato ai sistemi di accumulo in Italia al 2020 cresce fino a circa 28 mld (18 GWh). 16.000 16.000 12.000 12.000 8.000 8.000 4.000 4.000 0 impianto FRNP gestore rete di trasmissione gestore rete di distribuzione micro-grid prosumer 0 MWh mln 5
La convenienza economica dei sistemi di storage
Per ciascuno dei soggetti del sistema elettrico potenzialmente interessati all adozione di un sistema di storage, sono definiti diversi scenari d uso, sulla base di: Rilevanza delle funzionalità; Grado di «addizionalità» delle funzionalità; Fattibilità a normativa-regolazione vigenti. Attore / Scenario Impianto FRNP Gestore rete di trasmissione Gestore rete di distribuzione Micro-grid Funzionalità offerte dai sistemi di storage Prosumer 1 Arbitraggio Riduzione sbilanciamento Fornitura servizi di rete Power quality (continuità) Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Massimizzazione autoconsumo 2 Riduzione investimenti di rete Integrazione impianti FRNP Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality 7
Per ciascuno degli scenari d uso è stata effettuata una stima della convenienza economica dell investimento, attraverso la stima dell IRR «unlevered» su un orizzonte temporale di 10 anni. L indicatore è confrontato con un valore «benchmark», che varia a seconda del soggetto investitore considerato. Soggetto IRR «soglia» Impianto FRNP 8% Gestore rete di trasmissione 8% Gestore rete di distribuzione 8% Micro-grid 6% Prosumer 4% 8
Lo scenario 1 per il Gestore della rete di distribuzione prevede l installazione di un sistema di accumulo al fine di annullare le interruzioni brevi e le relative penalità (applicazione di «power quality» - continuità del servizio). 16% PRINCIPALI IPOTESI 12% Taglia sistema di accumulo: 100 kw (25 kwh) 8% 4% Numero interruzioni brevi (per il 10% dei clienti peggio serviti): 12 interruzioni/anno Beneficio: 2.700 /anno 0% -4% -8% -12% Scenario 1 Il range all interno del quale varia l IRR dipende dal costo d investimento delle tecnologie oggetto d analisi (batterie al litio ed al sodio/cloruro di nichel) -16% 9
I due scenari per il Prosumer prevedono l installazione di un sistema di accumulo associato ad un impianto FV per: scenario 1: aumentare autoconsumo energia prodotta dall impianto; scenario 2: aumentare autoconsumo energia prodotta dall impianto, azzerare oneri di sbilanciamento e migliorare continuità del servizio. PRINCIPALI IPOTESI Taglia sistema di accumulo: 3 kw (2 kwh) Taglia impianto FV: 3 kw Incremento quota autoconsumo: 45% Benefici incremento autoconsumo: 175 /anno eliminazione sbilanciamento: 10 /anno continuità del servizio: 100 /anno 12% 8% 4% 0% -4% -8% -12% -16% -20% Scenario 1 Scenario 2 10
8% 4% IRR «soglia» 0% -4% Impianto FRNP Gestore rete trasmissione Gestore rete distribuzione Micro-grid Prosumer -8% -12% -16% -20% -24% 11
In tutti i casi analizzati (tranne uno) si riscontra un ritorno sull investimento ampiamente negativo. Le «distanze» dall IRR target sono piuttosto diverse per i diversi soggetti, passando da quasi il 30% nel caso dell Impianto FRNP a meno del 15% nel caso del Gestore di rete di trasmissione. Solo in un caso, che fa riferimento alla micro-grid, si riscontra un IRR positivo, anche se inferiore alla soglia di redditività ritenuta accettabile per questo soggetto (pari al 6%), grazie all insieme dei benefici derivanti da massimizzazione autoconsumo, riduzione sbilanciamento e miglioramento qualità e continuità del servizio («power quality»). 12
Dal potenziale «teorico» al potenziale «effettivo»
Affinché il potenziale «teorico» si traduca in installazioni effettive, è necessario uno «sforzo congiunto» da parte dei principali player che giocano un ruolo principale nella partita dello storage: il Legislatore, il quale agendo sull attuale «disegno» del sistema elettrico potrebbe (in una logica di coerenza sistemica) dare impulso alla diffusione dei sistemi di storage; i produttori dei dispositivi di storage, i quali potrebbero ridurre i prezzi sul mercato, migliorando in tal modo la convenienza economica dell adozione dei sistemi di storage; gli altri attori della filiera dello storage, i quali potrebbero abilitare la nascita di nuovi modelli di business che rendano sostenibile l adozione dei sistemi di storage. 14
I principali provvedimenti, sottesi alla definizione dei nuovi scenari d uso dei sistemi di accumulo, attraverso i quali il Legislatore potrebbe dare impulso alla diffusione dei sistemi di storage, fanno riferimento a: evoluzione della disciplina del dispacciamento abilitazione/obbligazione degli impianti FRNP (accoppiati o meno a sistemi di accumulo o ad un carico locale) a fornire servizi di regolazione 15
I principali provvedimenti, sottesi alla definizione dei nuovi scenari d uso dei sistemi di accumulo, attraverso i quali il Legislatore potrebbe dare impulso alla diffusione dei sistemi di storage, fanno riferimento a: evoluzione della disciplina del dispacciamento abilitazione/obbligazione degli impianti FRNP (accoppiati o meno a sistemi di accumulo o ad un carico locale) a fornire servizi di regolazione I gestori di rete diventano responsabili del bilanciamento e del controllo in tempo reale delle risorse connesse alla propria rete, impiegando anche le risorse fornite dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili connessi sulle reti di trasmissione e (in seconda battuta) distribuzione. 16
I principali provvedimenti, sottesi alla definizione dei nuovi scenari d uso dei sistemi di accumulo, attraverso i quali il Legislatore potrebbe dare impulso alla diffusione dei sistemi di storage, fanno riferimento a: evoluzione della disciplina del dispacciamento abilitazione/obbligazione degli impianti FRNP (accoppiati o meno a sistemi di accumulo o ad un carico locale) a fornire servizi di regolazione Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili sono coinvolti maggiormente all interno del sistema elettrico, quali risorse a supporto del governo del sistema stesso 17
Ipotizzando una evoluzione dell attuale quadro normativo-regolatorio sono stati costruiti nuovi scenari d uso, «incrementali» rispetto ai precedenti. Attore / Scenario 1 2 3 Impianto FRNP Arbitraggio Riduzione sbilanciamento Arbitraggio Riduzione sbilanciamento Fornitura servizi di rete Gestore rete di trasmissione Fornitura servizi di rete Riduzione investimenti di rete Integrazione impianti FRNP Riduzione investimenti di rete Integrazione impianti FRNP Fornitura servizi di rete Gestore rete di distribuzione Micro-grid Funzionalità offerte dai sistemi di storage Power quality (continuità servizio) Power quality (continuità servizio, qualità tensione) Power quality (continuità servizio, qualità tensione) Fornitura servizi di rete Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality Fornitura servizi di rete Funzionalità non erogabile a normativa-regolazione vigenti Prosumer Massimizzazione autoconsumo Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality Massimizzazione autoconsumo Riduzione sbilanciamento Power quality Fornitura servizi di rete 18
Con riferimento al Gestore di rete di distribuzione, il raggiungimento della soglia di convenienza economica è subordinato ad un evoluzione del quadro normativoregolatorio, nella direzione di consentire investimenti «full scale» in sistemi di accumulo volti a contribuire alla capacita di regolazione del sistema elettrico (oltre che al miglioramento della «power quality»). 16% 12% 8% 4% 0% -4% IRR «soglia» Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3-8% -12% -16% Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti 19
Con riferimento al Prosumer, un evoluzione dell attuale impianto normativo-regolatorio che consentisse od obbligasse questo soggetto a fornire servizi di regolazione, non consentirebbe di raggiungere la soglia di IRR desiderata. 8% 4% 0% -4% -8% -12% -16% -20% IRR «soglia» Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti Il beneficio incrementale fa riferimento alla mancata perdita di produzione di energia da parte dell impianto associato al prosumer (per garantire la «banda di regolazione»), stimabile in circa 50 /anno 20
Soggetto Scenario IRR Tipologia di funzionalità Impianto FRNP Gestore rete di trasmissione Gestore rete di distribuzione Micro-grid Prosumer 1-23,5-20,7 In energia 2-15,4-11,9 In energia + in potenza 1-9,0-6,1 In potenza 2-7,4-4,4 In energia 3 0,6 4,5 In energia + in potenza 1-14,6-10,4 In potenza 2 10,6 13,9 In potenza 3 12,2 15,6 In potenza 1-21,7-21 In energia 2 1,2 2,5 In energia + in potenza 3 4,6 6 In energia + in potenza 1-18,8-16,4 In energia 2-12,6-8,7 In energia + in potenza 3-10,6-6,1 In energia + in potenza 21
Soggetto Scenario IRR Tipologia di funzionalità Impianto FRNP Gestore rete di trasmissione Gestore rete di distribuzione 1-23,5-20,7 In energia 2-15,4-11,9 In energia + in potenza 1-9,0-6,1 In potenza 2-7,4-4,4 In energia 3 0,6 4,5 In energia + in potenza 1-14,6-10,4 In potenza 2 10,6 13,9 In potenza 3 12,2 15,6 In potenza Si riscontrano due 1-21,7-21 In energia Micro-grid scenari, entrambi riferiti 2 1,2 2,5 In energia + in potenza al gestore di rete di distribuzione, 3 4,6 6 In energia + in potenza caratterizzati da IRR 1-18,8-16,4 In energia superiore alla Prosumer 2-12,6-8,7 In energia + in potenza soglia attesa 3-10,6-6,1 In energia + in potenza 22
Soggetto L incremento medio Scenario IRR Tipologia di funzionalità dell IRR tra lo scenario «migliore» ad oggi fattibile 1-23,5-20,7 In energia Impianto e FRNP lo scenario abilitato 2-15,4-11,9 In energia + in potenza dall evoluzione normativoregolatoria si attesta 1-9,0-6,1 In potenza Gestore rete di intorno al 10% 2-7,4-4,4 In energia trasmissione 3 0,6 4,5 In energia + in potenza Gestore rete di distribuzione Micro-grid Prosumer 1-14,6-10,4 In potenza 2 10,6 13,9 In potenza 3 12,2 15,6 In potenza 1-21,7-21 In energia 2 1,2 2,5 In energia + in potenza 3 4,6 6 In energia + in potenza 1-18,8-16,4 In energia 2-12,6-8,7 In energia + in potenza 3-10,6-6,1 In energia + in potenza 23
Soggetto In generale, le prestazioni Scenario IRR Tipologia di funzionalità in energia risultano penalizzate rispetto alle 1-23,5-20,7 In energia Impianto applicazioni FRNP in potenza (o a quelle combinate), 2 a -15,4-11,9 In energia + in potenza causa del diverso 1-9,0-6,1 In potenza Gestore dimensionamento rete del 2-7,4-4,4 In energia trasmissione sistema di storage e dell importanza che nel 3 0,6 4,5 In energia + in potenza quadro normativo-regolatorio 1-14,6-10,4 In potenza Gestore è rete garantita di alla qualità del 2 10,6 13,9 In potenza distribuzione servizio elettrico 3 12,2 15,6 In potenza 1-21,7-21 In energia Micro-grid 2 1,2 2,5 In energia + in potenza 3 4,6 6 In energia + in potenza 1-18,8-16,4 In energia Prosumer 2-12,6-8,7 In energia + in potenza 3-10,6-6,1 In energia + in potenza 24
I produttori dei dispositivi di storage sono chiamati ad un importante «sforzo», sia in termini di riduzione del costo di produzione (e relativo prezzo di vendita) sia di miglioramento delle performance dei dispositivi stessi. Soggetto Prezzo attuale [ /kwh «utile»] Riduzione di prezzo necessaria a normativa vigente con evoluzione normativa Impianto FRNP 1.000 1.300 83-87% 66-74% Gestore rete di trasmissione Gestore rete di distribuzione 1.000-1.200 45-54% 13-28% 1.800-1.900 62-64% 0% Micro-grid 1.600-1.700 14-19% 0-6% L evoluzione normativaregolatoria contribuirebbe in maniera forte ( 30%) a ridurre lo «sforzo» richesto ai produttori di tecnologie Prosumer 1.500-2.200 50-62% 41-55% La riduzione di prezzo necessaria è decisamente «sfidante» (mediamente superiore al 50% dei prezzi attuali), tuttavia gli operatori ritengono di poter raggiungere questi target nel medio periodo (3-5 anni). 25
Il segmento di mercato cui afferiscono i gestori di rete si configura come un mercato «regolato»; Possibilità, specialmente per la rete di distribuzione, che i sistemi di storage possano essere installati ed eserciti da soggetti terzi («storage manager») Il segmento di mercato cui afferiscono i produttori ed utilizzatori di energia è guidato primariamente dalle leggi di mercato, nell ambito delle quali il Legislatore può intervenire con l attribuzione dell obbligo di erogare una o più specifiche funzionalità a beneficio del sistema elettrico. Possibilità di sviluppo di un soggetto «aggregatore», che si ponga attraverso la gestione di un sistema di storage come intermediario tra le utility ed i produttori/consumatori di energia elettrica («storage manager») 26
I benefici per il sistema elettrico derivanti dall adozione dei sistemi di storage fanno riferimento ai costi che il sistema potrebbe non sostenere più divenendo maggiormente «smart»: costi eliminabili a seguito della diffusione dei sistemi di storage; Voce di costo Valore [mln /anno] costi da mancata produzione FRNP 20 perdite di rete 70 TOTALE 90 costi riducibili (ma non eliminabili) a seguito della diffusione dei sistemi di storage. Voce di costo Valore [mln /anno] costi di sviluppo rete 2.000 costi di interrompibilità 600 costi di MSD (ed MGP) 1.500 costi derivanti da bassa qualità del servizio di trasmissione 10 costi derivanti da bassa qualità del servizio di distribuzione 40 TOTALE 4.150 27
I benefici per il sistema elettrico derivanti dall adozione dei sistemi di storage fanno riferimento ai costi che il sistema potrebbe non sostenere più divenendo maggiormente smart : costi eliminabili a seguito della diffusione dei sistemi di storage; Voce di costo Valore [mln /anno] costi da mancata produzione FRNP 20 perdite di rete 70 TOTALE 90 costi riducibili (ma non eliminabili) a seguito della diffusione dei sistemi di storage. Voce di costo Valore [mln /anno] costi di sviluppo rete 2.000 Il valore costi complessivo di interrompibilità di questi costi, che il sistema elettrico sostiene per non 600 essere sufficientemente «smart», è pari a oltre 4 mld /anno, un valore superiore al volumi costi di MSD (ed MGP) 1.500 d investimento annuo stimati per i sistemi di storage in Italia da qui al 2020 (o comparabile se si considera costi anche derivanti l opzione da bassa retrofit qualità di impianti del servizio esistenti). di trasmissione 10 costi derivanti da bassa qualità del servizio di distribuzione 40 TOTALE 4.150 28
Considerando queste voci di costo, appare evidente come, nella prospettiva del sistema elettrico nella sua globalità, lo sviluppo dello storage abbia un razionale economico complessivamente solido; In secondo luogo, un ulteriore beneficio «sistemico» derivante dalla diffusione dei sistemi di storage fa riferimento al possibile sviluppo di una filiera nazionale dello storage, con annesse ricadute occupazionali, che in virtù dell ampio potenziale di mercato si stimano nell ordine delle 15.000-20.000 unità a regime al 2020. Vale la pena definire un regime incentivante a supporto? 29
Il 1 Maggio 2013 è entrato in vigore in Germania un programma incentivante l adozione di sistemi di accumulo distribuito accoppiato ad impianti fotovoltaici di dimensioni ridotte; La KfW, Banca del Governo federale e dei Lander concede prestiti a tasso agevolato (1,5-7%) per la realizzazione di impianti FV con sistemi di accumulo; A valle dell entrata in funzione, potrà essere richiesta, sotto forma di contributo a fondo perduto, la restituzione di fino al 30% dell ammontare del finanziamento per la quota-parte riferibile all'acquisto delle batterie; Complessivamente l ammontare delle risorse finanziarie stanziate è pari a 50 mln, da erogare in due tranche da 25 mln rispettivamente nel 2013 e 2014. PRINCIPALI REQUISITI taglia impianto FV: 30 kwp Immissione energia elettrica in rete: 60 % potenza nominale impianto FV Caratteristiche inverter: dotato di interfaccia che consenta di telecomandare l impianto FV in funzione delle condizioni di esercizio della rete elettrica. 30
Nel caso di un regime incentivante in Italia analogo a quello istituito in Germania, nello scenario migliore ci si avvicinerebbe a valori di IRR positivi, non raggiungendo tuttavia la soglia di «accettabilità». 8% 4% 0% -4% -8% -12% -16% -20% Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario non fattibile a normativa-regolazione vigenti IRR «soglia» In questa fase di sviluppo dei sistemi di storage, appare opportuno, nel breve periodo, introdurre sistemi di incentivazione che consentano di sperimentare gli effetti dei sistemi di accumulo a tutti i livelli del sistema elettrico (anche quelli che ad oggi risultano economicamente meno vantaggiosi). In questo modo, si riuscirebbero a definire le tecnologie e le funzionalità da sviluppare successivamente su scala estesa, a beneficio del complessivo sistema. 31
Il «ruolo» dell auto elettrica
In questo contesto, l auto elettrica si pone come un nuovo attore della «smart grid», legato «a doppio filo» con i sistemi di storage: può permettere di conseguire le economie di scala necessarie per la riduzione del costo di produzione dei sistemi di storage per le applicazioni all interno del sistema elettrico, grazie ai volumi produttivi delle batterie per i veicoli; può rendere opportuna/necessaria l adozione di sistemi di storage, funzionali a disaccoppiare la ricarica dei veicoli elettrici dall impegno della rete elettrica; può rappresentare essa stessa un sistema di storage «distribuito», abilitando paradigmi «innovativi» di gestione delle fasi di ricarica («vehicle-to-grid»), in funzione dello stato della rete. 33
I volumi di mercato dell auto elettrica in Italia (con riferimento ai veicoli puramente elettrici) rappresentano un valore residuale del mercato automotive, pari a circa lo 0,04%. Anno/ Immatricolazioni Auto elettriche vendute % elettrico su venduto complessivo 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 30 28 24 137 63 116 307 524 251 0,001% 0,001% 0,001% 0,006% 0,003% 0,006% 0,018% 0,037% 0,041% Si tratta di circa l 1-2% rispetto alle previsioni di diffusione elaborate negli anni precedenti *Si fa riferimento al periodo gennaio-maggio 34
Se si guarda a livello internazionale, l auto elettrica presenta tassi di diffusione maggiori ma in ogni caso limitati, al netto di qualche rara eccezione (Norvegia). Paese Vendite veicoli elettrici puri nel 2012 [unità] % vendite veicoli elettrici puri su totale immatricolazioni nel 2012 Giappone 15.937 0,6% Stati Uniti 14.592 0,1% Cina 8.733 0,06% Francia 6.067 0,3% Norvegia 3.883 2,8% Germania 1.294 0,04% Gran Bretagna 1.167 0,06% Italia 524 0,04% Principali ragioni: obiettivi a livello governativo (50.000 veicoli elettrici al 2018) infrastrutture di ricarica (oltre 4.000 punti) eliminazione IVA sull acquisto esenzione da tassa d acquisto esenzione da pedaggi autostradali creazione di parcheggi riservati possibilità di accesso alle corsie riservate agli autobus. 35
Anche la diffusione delle infrastrutture di ricarica appare modesta, per di più concentrate in poche aree del Paese (su un totale di 458 punti di ricarica, circa la metà sono collocati tra Firenze, Roma e Milano). Provincia Numero di punti di ricarica Numero progetti pilota promossi dall AEEG riguardanti l area Firenze 138 0 Roma 66 2 Milano 48 4 Pisa 26 1 Bologna 23 2 Brescia 17 1 Reggio Emilia 16 1 Modena 14 1 Perugia 10 1 Bergamo 8 0 36
Ricarica lenta [mgl unità] Ricarica veloce [mgl unità] Se si guarda a livello internazionale, si nota la situazione di arretratezza del nostro Paese, in particolare rispetto ai Paesi in cui la mobilità elettrica è maggiormente diffusa. 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 ricarica lenta ricarica veloce 37
Si è dato il via nel Gennaio 2013 al meccanismo incentivante per l acquisto di veicoli a basse emissioni, tra cui i veicoli elettrici, al servizio del quale sono stati messi a disposizione 40 mln per il 2013 (35 per il 2014 e 45 per il 2015); Nel caso delle auto elettriche (emissioni < 50g/km) il contributo massimo è pari a 5.000 ( 10-15% del prezzo di acquisto); A parte una quota ridotta del contingente complessivo all incentivazione (pari a 4,5 mln nel 2013) accessibile a tutte le categorie di acquirenti senza necessità di rottamazione, nel caso in cui ad acquistare il veicolo siano imprese o lavoratori autonomi è necessario che l acquisto avvenga contestualmente alla rottamazione di un veicolo. 38
A tre mesi dall entrata in vigore dell incentivazione, hanno goduto dell incentivazione 1.720 veicoli (< 20 veicoli/gg), di cui solo il 13% (228 unità) rappresentato da veicoli elettrici. I veicoli venduti nello stesso periodo riferibili ad alimentazioni «tradizionali» sono stati pari a 300.000 unità. La necessità di rottamare un veicolo obsoleto (di età superiore ai 10 anni) contestualmente all acquisto ha decisamente limitato il ricorso allo strumento da parte di imprese e professionisti. Il contingente di 4,5 mln (1,5 mln per le auto elettriche) destinato a tutte le categorie di acquirenti senza obbligo di rottamazione è andato eroso molto rapidamente, dimostrando la presenza di un certo numero di acquirenti disposti a giocare il ruolo di early adopters. 39
L AEEG, mediante la Delibera del 15 dicembre 2010, ha avviato un procedimento di selezione di un massimo di sei progetti pilota da portare a conclusione entro il 31 dicembre 2015. I progetti pilota garantiscono una copertura dei costi sostenuti per la realizzazione e l esercizio delle infrastrutture di ricarica pari a 728,00 /anno per punto di prelievo per la ricarica dei veicoli elettrici. I soggetti che potevano portare avanti questi progetti pilota sono di tre tipi: imprese distributrici di energia elettrica nella propria area di concessione, in maniera esclusiva (modello «distributore»); un soggetto che opera in regime di esclusiva, a seguito di gara o concessione, su un area definita dalla Regione o dal Comune o altro Ente locale (modello «service provider in esclusiva»); soggetti operanti in regime di concorrenza (modello «service provider in concorrenza»). 40
A quasi due anni dalla selezione dei 5 progetti pilota ammessi all incentivazione, la situazione mostra percentuali di completamento rispetto alle attese decisamente limitate (in 2 casi su 5 pari sostanzialmente a zero). Diverse sono le ragioni di questi ritardi, tra cui: difficoltà nel coinvolgimento delle amministrazioni comunali; difficoltà di introduzione dei veicoli elettrici nelle flotte pilota; scarso successo presso gli utenti delle colonnine pubbliche di ricarica. La Legge 7 agosto 2012 n. 134 ha previsto l approvazione del «Piano Nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica» avente l obiettivo di garantire su tutto il territorio i livelli minimi uniformi di accessibilità al servizio di ricarica dei veicoli elettrici. Il 12/06/2013, in ritardo rispetto alla timeline predefinita, si è chiusa la fase di consultazione pubblica, propedeutica all approvazione della versione definitiva del Piano 41
L evoluzione attuale del mercato lascia presagire un ridimensionamento molto rilevante rispetto alle prospettive di mercato elaborate pochi anni fa, le cui stime (2-3,5 milioni di unità al 2020) presupporrebbero da qui al 2020: il 50% annuo dei veicoli venduti facenti riferimento al segmento «piccole» ed il 20% dei veicoli venduti facenti riferimento al segmento «utilitarie» a trazione elettrica ( 300.000 unita/anno); il 25% dei veicoli immatricolati da società (flotte aziendali) a trazione elettrica ( 70.000 unita/anno); dotazione da parte di tutti i capoluoghi di provincia di un servizio di car sharing completamente elettrico ( 15.000 unità). 42
Se si considera ragionevole uno «scenario 3%», ossia uno scenario in cui il 3% delle nuove immatricolazioni annue di veicoli fosse elettrico (analogamente a quanto accade oggi in Norvegia): la stima delle auto elettriche mediamente vendute in Italia da qui al 2020 sarebbe pari a circa 50.000 unita all anno, il valore cumulato al 2020 nell ordine dei 350.000 veicoli elettrici, ben al di sotto (10-20%) delle previsioni precedentemente elaborate. 43
Questo scenario implicherebbe un azione «congiunta» su due dei fronti «caldi» che hanno un impatto cruciale sulla diffusione della mobilita elettrica: istituzione di incentivi a supporto; diffusione di un infrastruttura di ricarica capillare. Prendendo come riferimento il rapporto tra stock di veicoli elettrici circolanti e numero di colonnine pubbliche registrato in Norvegia (pari a circa 4:1), l Italia al 2020 dovrebbe dotarsi di circa 100.000 punti di ricarica ad accesso pubblico, per un volume d affari stimabile in circa 500 mln. 44
Sul versante auto elettrica, l Italia si trova in una condizione di sostanziale «arretratezza» rispetto ai principali Paesi a livello mondiale, sia in termini di veicoli circolanti che di presenza di infrastrutture di ricarica Appare opportuno rivedere l architettura del meccanismo incentivante, in particolare dedicando un budget più ampio esclusivamente per i veicoli elettrici e rimuovendo alcuni vincoli (in primis quello della rottamazione) che inibiscono la possibilità di sfruttare il contingente a disposizione Allo stesso tempo, appare non più a lungo procrastinabile la approvazione del «Piano Nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica», il quale dovrebbe garantire al Paese livelli minimi uniformi di accessibilità al servizio di ricarica dei veicoli elettrici. 45
Vittorio Chiesa Direttore Energy&Strategy Group Maurizio Delfanti Dipartimento di Energia Davide Chiaroni Responsabile della ricerca Federico Frattini Responsabile della ricerca Simone Franzò Project Manager Marco Alberti Marco Chiesa Lorenzo Colasanti Riccardo Terruzzi Annalisa Tognoni Giovanni Toletti Francesca Boscarelli, Andrea Cervellin, Janko Peneff, Andrea Perego, Marcello Perricone, Davide Rebosio, Emanuela Ungaro 46
Energy Efficiency Report Novembre 2013 Aula Carlo De Carli 47
EDIZIONE Novembre 2013- Dicembre 2014
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