Costi e benefici dell’eolico
Effetti dell’incentivazione della generazione
eolica sul sistema italiano
Uno studio per ANEV
Executive summary: costi e benefici dell’eolico allo stato attuale
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‣  Il presente studio si propone di stimare in termini monetari i costi e i benefici per il sistema italiano dell’incentivazione
della fonte eolica in base ad un’analisi storica (2002-2013) e prospettica (2014-2035).
‣  Relativamente al periodo 2002-2013, i risultati indicano che il costo complessivo di incentivazione ha superato la somma
dei benefici in termini di gettito fiscale incrementale, compensazioni locali riduzione del PUN (valutato per il solo anno
2013) comportando un costo netto di periodo pari a 3,26 Miliardi di euro.
‣  Lo scenario prospettico 2014-2035 indica una copertura del 27% costo totale di incentivazione derivante da gettito
fiscale e misure compensative locali. Considerando anche il possibile effetto di riduzione del PUN medio, si stima un
beneficio netto compreso tra 3,16 e 4,28 Miliardi di Euro (l’analisi non ha tuttavia preso in considerazione gli effetti
della non programmabilità eolica sul dispacciamento)
‣  Il meccanismo di assegnazione della tariffa incentivante attraverso le procedure competitive introdotte dal DM 6 Luglio
2012, pur minimizzando il costo di incentivazione, non sembra essersi rivelato efficace nel garantire il commitment dei
vincitori delle aste nella effettiva realizzazione dell’impianto, suggerendo l’opportunità di adottare nuovi contingenti di
incentivazione da assegnare attraverso nuove aste, rivedendo al contempo alcune ground rules delle procedure
2
Executive summary: l’impatto di nuove aste per l’eolico
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‣  L’eventuale aggiornamento del DM 6 Luglio 2012 attraverso l’adozione di un nuovo contingente di incentivazione degli
impianti eolici onshore > 5 MW pari 2.500 MW distribuito su cinque aste annuali comporterebbe un costo di
incentivazione pari, nell’anno di massimo spesa e nello scenario di maggior costo, a 151 milioni di euro. In altri termini il
maggior costo equivarrebbe ad una misura compresa tra il 6% e il 38% del minor costo ottenuto con la fine degli
incentivi dei primi impianti incentivati con Certificati Verdi (in funzione dell’anno di riferimento e degli scenari adottati)
‣  Al 2035, il costo totale di periodo per nuove aste sarebbe compreso tra 1,07 e 1,89 Miliardi di Euro da confrontare con i
maggiori benefici in termini di: riduzione del PUN (2,59 – 5,89 Miliardi di Euro), gettito fiscale (178 - 305 Milioni di Euro), e
misure compensative locali (124 - 238 Milioni di Euro). Il beneficio netto per il sistema italiano risulta pertanto
compreso tra 1,82 e 4,54 Miliardi di Euro.
‣  La sola somma di maggior gettito fiscale e maggiori misure compensative locali copre il 29% del maggior costo di
incentivazione connesso alle nuove aste.
‣  La fine dell’incentivazione – già a partire dal 2015 – di numerosi impianti caratterizzati da un elevato livello di ventosità
suggerisce l’eventualità di prevedere contingenti aggiuntivi ad hoc per le integrali ricostruzioni, il cui costo non
altererebbe in alcun modo il percorso di riduzione della spesa per l’incentivazione all’eolico
3
La crescita dell’installato eolico – gli obiettivi al 2020
‣ 
‣ 
Nell’ambito del pacchetto 20-20-20, gli obiettivi per la fonte eolica in Italia sono dettagliati dal PAN del 2010, che indicano in 12.000 MW
(+680 MW di off-shore) l’obiettivo di potenza installata al 2020
L’attuale quadro normativo (DM 6 luglio 2012) consente al massimo il raggiungimento di 9.770 MW circa, nell’ipotesi che tutti i vincitori
delle aste e dei registri 2012-2014 entrino in esercizio (tenendo anche conto del contributo degli impianti sotto-soglia): per il
raggiungimento degli obiettivi del PAN mancherebbero dunque all’appello 2.230 MW (2.914 MW considerando anche l’off-shore)
Se – come appare ragionevole – solo una parte degli impianti degli aventi diritto sarà realizzata (circa il 40% - il tasso di costruzione
sulle prime due aste non raggiunge attualmente il 30%), mancheranno invece all’appello circa 3.000 MW (3.700 MW circa
considerando l’off-shore)
MW
‣ 
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14.000
Off-shore
680
12.000
Aventi diritto (aste
+ reg) non ancora
in esercizo
10.000
2.234 MW
1.143
8.000
6.000
12.000
4.000
4.898
2.000
0
4
780
874
1.131
1.639
1.908
2002
2003
2004
2005
2006
2.714
2007
5.814
6.936
8.119
8.550
8.623
8.623
2012
2013
2014
(nov)
-
3.538
2008
2009
2010
2011
Potenza eolica installata (cumulato per anno) e obiettivo al 2020 [eLeMeNS su dati GSE e su PAN]
2020
(PAN)
I meccanismi di incentivazione dell’eolico
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L’eolico in Italia è attualmente incentivato attraverso 6 meccanismi distinti di incentivazione, che – a livello annuale –
attualmente costano complessivamente circa 1,33 mld di euro:
‣  Il CIP6, che incentiva il 2% della potenza (149 MW) e rappresenta lo 0,5% del costo (0,007 mld): si tratta di impianti
costruiti principalmente prima del 2001
‣  I Certificati Verdi, che incentivano il 95% della potenza (8.041 MW) e rappresentano il 97,3% del costo (1,29
mld – con logica di cassa): impianti entrati in esercizio tra il 2002 e l’aprile del 2013
‣  La Tariffa Onnicomprensiva, che incentiva meno dell’1 % della potenza (22,5 MW) e rappresenta lo 0,5% del
costo (0,007 mld): si tratta di impianti sotto i 200 kW costruiti tra il 2008 e l’aprile 2013
‣  Le aste, che incentivano il 2% della potenza (193 MW) e rappresentano l’1,4% del costo (0,018 mld): si tratta di
impianti sopra i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013
‣  I registri, che incentivano meno dell’1% (30 MW) e rappresentano lo 0,2% del costo (0,003 mld): si tratta di impianti
tra i 60 kW e i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013
‣  Il cd. “accesso diretto” del DM 6 luglio 2012, che incentiva meno dell’1% (7 MW) e rappresenta lo 0,1% del costo
(0,001 mld): si tratta di impianti sotto i 60 kW costruiti a partire da maggio 2013
5
Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - storico
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14.000
Termine accesso
a CV per nuovi
impianti
12.000
13.200.000
12.552.015
Estensione
incentivazione
(da 12 a 15 annI)
8.000
8.177.298
8.000.000
6.000.000
4.000
7.601
2.000
39
76
155
412
921
1.190
1.838
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2.891
4.249
4.750
8.078
4.000.000
5.855
2.000.000
-
Potenza
6
10.000.000
5.541.061
6.000
0
12.000.000
9.237.531
10.000
14.000.000
2008
2009
CV emessi
Potenza IAFR eolica avente accesso ai CV e emissione annui di CV a eolici [eLeMeNS su dati GSE]
2010
2011
2012
2013
Numero di CV emessi
MW
‣  Nel corso della storia dei CV si sono registrate due forti accelerazioni nelle potenza qualificata (e conseguentemente nel
rilascio di titoli): nel 2008, con l’introduzione delle nuove regole – che prevedevano peraltro un’estensione della durata
dell’incentivo – e nel 2012 – ultimo anno di accesso dei nuovi impianti ai CV (salvo successivo transitorio)
‣  Il numero di CV emessi dal GSE nel 2013 in favore di impianti eolici è pari a 13.200.000 titoli
Certificati Verdi: prezzi - storico
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‣  Il prezzo CV è variato sensibilmente nel corso degli anni, principalmente in funzione dei seguenti elementi:
§  Fino al 2008 per via del rapporto tra domanda e offerta, con una prima fase – sino al 2007 – di eccesso di domanda
e una seconda di eccesso di offerta
§  A partire dal 2008, seguendo il valore del prezzo di ritiro dei CV del GSE, verso cui il prezzo di mercato è andato a
convergere (specialmente in prossimità delle date di ritiro e sul mercato organizzato – i prezzi medi in bilaterale
sono tipicamente più bassi di qualche euro)
€/CV
130
120,19
120
Introduzione ritiri
GSE
110,4
110
Eccesso di
domanda
100
97,34
89,28
88,91 87,38
90
80
Prezzi (mercato)
98
82,4
88,46
82,4
Eccesso di
offerta
77,87
82,12
80,34
83,73
84,41
82,25
76,13
70
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
7
Prezzi di mercato (organizzato) e prezzi di ritiro [eLeMeNS su dati GME]
Prezzi (ritiro GSE)
Certificati Verdi: evoluzione del costo del meccanismo - storico
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‣  Il costo dei “CV eolici” ha raggiunto nel 2013 il valore di 1,15 Miliardi di Euro. Nel dettaglio:
§  Una parte – a partire dal 2008 e crescente nel corso degli anni – è legata ai ritiri dei CV in eccesso da parte del
GSE ed è pertanto scaricata sulla componente A3 e pagata direttamente dal consumatore in bolletta
§  Una parte – oramai minoritaria – è pagata dai soggetti ad obbligo (produttori convenzionali) che scaricano il costo
sostenuto per l’acquisto dei CV sulle proprie offerte di mercato elettrico, incrementando così il prezzo di mercato
elettrico all’ingrosso e – indirettamente – il prezzo finale dell’energia
Milioni di euro
1.400
1.155
1.200
983
1.000
Introduzione ritiri
GSE
800
705
530
808
A3
Soggetti ad obbligo
600
491
442
400
324
469
312
186
200
38
2002
8
759
2003
2004
125
2005
221
2006
453
319
2007
138
179
2008
2009
263
290
2010
2011
2012
348
2013
Costo complessivo (principio di competenza economica) dei CV eolici: costo scaricato sui soggetti ad obbligo e su A3 [eLeMeNS]
Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - futuro
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14.000
16
12.000
12,6
13,2
13,7
13,5
13,1
12,2
14
11,8
10,7
10.000
10,7
10,7
9,2
8.000
12
10,7
6,6
6.000
4.000
2.000
10
8,9
8,2
7.601 8.078 8.041 7.962 7.705 7.196
6.927 6.279 6.279 6.279 6.279
5.855
5.226
4.750
8
5,7
6
3,8
3.868 3.367
0
2.262
4
0,9
516
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Potenza
9
CV emessi
CV futuri
Potenza degli impianti eolici con accesso a CV e emissioni di CV – stime a partire dall’anno 2014 [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
2
-
Numero di CV emessi(milioni)
MW
‣  Gli impianti costruiti prima del 2008 hanno accesso a 12 anni di CV, mentre quelli costruiti tra il 2008 e il 2013
accedono a 15 anni di CV: pertanto a partire dal 2013 è iniziato il “phasing out” dai CV (impianti del 2002)
‣  Nel 2015 usciranno dai CV circa 80 MW eolici, nel 2016 ulteriori 250 MW ca., nel 2017 oltre 500 MW: dal 2015 al
2019 gli impianti aventi accesso ai CV si ridurranno di circa il 22% (1.762 MW)
‣  Ciò si rifletterà in una diminuzione delle emissioni di CV per ca 200.000 titoli nel 2015, ulteriori 400.000 titoli nel
2016 e circa 900.000 titoli nel 2017: dal 2015 al 2019 le emissioni di CV si ridurranno di circa 2,8 milioni
CV e prezzi elettrici – la componente RE
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€/MWh
‣  Il prezzo di ritiro dei Certificati Verdi da parte del GSE (fino al 2015) e dell’incentivo feed-in premium (dopo il 2015) è
funzione della c.d. componente RE, definita come media aritmetica dei prezzi zonali orari di un anno
‣  La formula per definire il valore CV / FiP per la fonte eolica on-shore è: (180 – RE) * 0,78
‣  Per stimare il costo di futuro dell’incentivazione CV occorre pertanto definire uno scenario di valore della componente
RE in funzione di ipotesi di sviluppo del mercato elettrico italiano
‣  eLeMeNS ha elaborato il seguente scenario attraverso il modello REMIDA di simulazione degli esiti di mercato
elettrico in base ad alcune ipotesi di evoluzione delle macro-variabili che governano il mercato elettrico
90
80
70
• 
• 
• 
• 
Lieve ripresa della domanda
Prezzo gas stagnante
Overcapacity stabile
Limitato sviluppo delle fonti
rinnovabili
60
•  Crescita graduale del prezzo gas e
della domanda
•  Riduzione overcapacity per mothballing e
decommissioning impianti convenzionali
•  Crescita del prezzo dei combustibili
50
40
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Scenario della componente RE 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
10
Certificati Verdi: prezzi nel tempo - futuro
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‣  Secondo il nostro scenario di prezzi di mercato elettrico, il prezzo di ritiro dei CV / valore del feed-in premium sarà
sostanzialmente stabile fino al 2019, dopo di che inizierà una graduale discesa ad un tasso medio annuo intorno
all’1,2%
€/CV
100
97,7 97,5 97,5 97,2 97,0
95
98,0
90
Prezzo Ritiro CV
2015 e FiP 2016
95,7
94,7
92,7
90,3
89,3
85
80
87,4
80,3
75
70
88,3
Certificati Verdi
87,3 86,7
86,0
Switch a Feed-in
Premium
Feed-in Premium
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
11
Prezzo di ritiro dei CV – valore del feed-in premium – stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
L’evoluzione del costo del meccanismo dei CV – competenza
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‣  Adottando una logica di competenza economica (costo dei CV imputato sull’anno di produzione dell’energia connessa), il
picco viene raggiunto nel 2014 con circa 1,36 Mln€ di costo
‣  Dal 2015, per via degli impianti a fine incentivo, inizia una diminuzione del costo connesso: lieve nel 2015 (-10 Mln€), più
marcata nel 2016 (-42 mil€). Dal 2017 la riduzione si fa decisamente più netta: in tre anni il costo si riduce di 363 Mln€
Milioni di euro
1.600
1.400
1.200
1.000
800
Certificati Verdi
1.362
600
1.352
1.310
1.155
1.073
983
400
705
Feed-in Premium
1.198
947
944
932
922
759
739
526
200
446
269
149
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Costo del meccanismo dei CV – FiP (solo eolico) con logica di competenza economica – stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
12
L’evoluzione del costo del meccanismo dei CV – cassa
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‣  Adottando una logica di cassa (costo dei CV imputato all’anno in cui avvengono effettivamente i pagamenti), il costo
nel 2014 e nel 2015 è inferiore (principalmente per via del prezzo di ritiro imputato), mentre il costo nel 2016 è
decisamente superiore per via del concomitante pagamento di parte dei CV2015 e del feed-in premium per l’anno
2016
‣  Dall’anno 2017, i costi sono equivalenti a quelli presentati con logica di competenza economica (corrispondenza tra
maturazione all’incentivo e incasso dell’incentivo)
Milioni di euro
2.500
2.000
Ritiri CV 2015 (da Q2 a
Q4) + pagamento FiP
2016
Ritiri CV 2014
(da Q2 a Q4) e
CV 2015 Q1
1.500
1.309
Ritiri CV
2013 e CV
2014 Q1
Certificati Verdi
Feed-in Premium
1.000
1.296
500
922
732
1.213
1.015
1.198
1.073
878
947
944
932
922
739
526
446
269
2011
13
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Costo del meccanismo dei CV – FiP (solo eolico) con logica di cassa– stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
2025
2026
149
2027
Tariffe Onnicomprensive: storico ed evolutivo
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20
15
10
5
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
0
2008
‣  Il numero di impianti che tra il 2008 e il 2013
(anno di chiusura del meccanismo) ha avuto
accesso alla TO è stato estremamente limitato
nel caso dell’eolico – a differenza delle
biomasse dove l’accesso è stato massiccio
‣  Sono appena 21 i MW eolici aventi accesso
alla TO (300 €/MWh, riservata a impianti sotto
i 200 kW)
MW
25
14
8
7
6
5
4
3
2
1
Costo deli impianti eolici in TO [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
‣  Il costo connesso al meccanismo della TO nel
caso dell’eolico è dunque del tutto marginale
(leggermente superiore ai 7 milioni di euro nel
2014 – in decrescita nel tempo all’aumentare
del prezzo dell’energia previsto nel nostro
scenario di prezzo)
‣  L’”ultimo centesimo” sarà pagato dal GSE nel
2028
Milioni di euro
Potenza degli impianti eolici in TO [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Aste: potenza incentivata e costruita
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‣  In ossequio al DM 6 luglio 2012, nell’inverno 2012 e nelle estati del 2013 e del 2014, si sono svolte le 3 aste per
l’assegnazione di incentivi (di durata ventennale) agli impianti eolici on-shore di potenza superiore a 5 MW
‣  Le tre procedure – mediante le quali hanno avuto accesso agli incentivi circa 1.180 MW - hanno visto un crescente
grado di competizione tra gli operatori, culminato nella terza procedura dove circa la metà delle offerte è stata pari
al ribasso massimo (30%) sul prezzo base d’asta (127 €/MWh)
‣  Tuttavia sino ad oggi risultano costruiti solo 193 MW, mentre 149 MW sono attualmente in costruzione e
effettueranno il primo parallelo entro pochi mesi; i restanti non hanno ancora avviato i lavori di costruzione
MW
1000
908 MW
800
355,5
600
142
316 MW
342 MW
400
250 MW
14
200
410,5
282,4
15
Assegnati
Sviluppatori
73,1
96
0
Medi - Grandi
RES
Piccoli RES
59,2
81
Costruiti - in costruzione
On hold
302,3
For sale
Stato dell’arte degli impianti vincitori delle prime due procedure - analisi per categorie di operatore [eLeMeNS]
I risultati della prima asta (dicembre 2012)
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‣  Nel corso della prima asta (dicembre 2012) sono stati assegnati 442 MW - compreso un impianto da 24 MW entrato in
esercizio in transitorio – su un totale di 500 MW disponibili: l’asta è risultata pertanto corta
‣  Le offerte di riduzione hanno variato da un minimo del 2,5% (123,8 €/MWh) a un massimo del 24,41% (96 €/MWh)
‣  8 impianti dei 17 aventi diritto all’incentivo sono costruiti o prossimi all’esercizio (in viola nella tabella)
Parco
EDP
EDP
Gamesa
Elettro Sannio Wind
EDP
C&C
Laterza Wind
Ponte Albanito
Breathe
E-vento Cirò
Alfa wind
Andali energia
Eolsiponto
Nuova Energia
Enel Green Power
Sava Energia
ERG
16
Potenza
14
16
16
10
10
20
12,3
27,2
51
30
30
36
17,5
72
12
10
34
Ribasso
24,41%
23,67%
14,81%
13,52%
12,42%
9,54%
9,51%
8,50%
8,31%
7,55%
6,46%
5,80%
5,12%
4,20%
3,34%
2,51%
2,50%
Tariffa (ind)
96,00
96,94
108,19
109,83
111,23
114,88
114,92
116,21
116,45
117,41
118,80
119,63
120,50
121,67
122,76
123,81
123,83
Incentivo 2015
41,27
42,21
53,46
55,10
56,50
60,15
60,19
61,47
61,72
62,68
64,07
64,90
65,77
66,94
68,03
69,08
69,09
I risultati della seconda asta (giugno 2013)
www.lmns.it
‣  Nel corso della seconda asta (giugno 2013) sono stati assegnati tutti i 400 MW disponibili – più 66 MW
successivamente riammessi tramite giurisprudenza – a fronte di un livello di partecipazione superiore a 1.000 MW:
pertanto l’asta è risultata lunga
‣  Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 9,5% (114,92 €/MWh) a un massimo del 19% (102,8
€/MWh)
‣  2 impianti dei 17 aventi diritto all’incentivo sono costruiti o prossimi all’esercizio (in viola nella tabella)
Parco
Eurowind
Daunia
Clean Energy
Cancellara
Asja
Meltemi
Edp
Ventisei
Tarifa
Tozzi
Edison
Ewe
Alisea
Marche ER
Finpower
Gamesa
17
Potenza
14
22
10,8
42
18
30,6
20
23,1
22
18
12
20
47,5
10
60
30
Ribasso
19,00%
15,33%
13,01%
12,51%
12,51%
12,51%
12,42%
12,02%
11,03%
11,02%
10,41%
10,20%
10,11%
10,03%
9,51%
9,51%
Tariffa (ind)
102,87
107,53
110,48
111,11
111,11
111,11
111,23
111,73
112,99
113,00
113,78
114,05
114,16
114,26
114,92
114,92
Incentivo 2015
48,14
52,80
55,75
56,38
56,38
56,38
56,50
57,00
58,26
58,27
59,05
59,32
59,43
59,53
60,19
60,19
I risultati della terza asta (giugno 2014)
www.lmns.it
‣  Nel corso della terza asta (giugno 2014) sono stati assegnati tutti i 356 MW disponibili a fronte di un livello di
partecipazione superiore a 1.200 MW: pertanto l’asta è risultata lunga
‣  Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 26,4% (93,5 €/MWh) a un massimo del 30% (88,9
€/MWh)
‣  Ben 6 operatori hanno offerto il massimo ribasso del 30% – più un operatore che ha offerto il 29,99% di riduzione
Parco
D'Amato
Mait
Plt
Salvatori
Alerion
Elettrostudio
Lucky Wind
Mescia
Enel
Morgante
Vitobello
C&C
Plc
Alerion
Milia
18
Potenza
60
8
33,28
26,26
6
22,88
18,18
39
8,08
16,8
12
57,8
18,54
12,5
22
Ribasso
30,00%
30,00%
30,00%
30,00%
30,00%
30,00%
29,99%
28,18%
27,35%
27,11%
27,00%
26,78%
26,77%
26,50%
26,38%
Tariffa (ind) Incentivo 2015
88,90
34,17
88,90
34,17
88,90
34,17
88,90
34,17
88,90
34,17
88,90
34,17
88,91
34,18
91,21
36,48
92,27
37,54
92,57
37,84
92,71
37,98
92,99
38,26
93,00
38,27
93,35
38,61
93,50
38,77
Aste: i costi per il sistema funzione del prezzo elettrico
www.lmns.it
‣  Gli impianti eolici aventi accesso alla tariffa incentivante a seguito delle aste vedono valorizzata la propria
produzione attraverso un meccanismo “premium for difference”
‣  Il “premium for difference” prevede che la componente Incentivo sia definita dal GSE a livello orario come
differenza tra tariffa incentivante e prezzo zonale MGP: nel caso il prezzo zonale risulti pari o superiore alla tariffa
incentivante, il valore della componente Incentivo è posto pari a 0 €/MWh
‣  Il costo di incentivazione per il sistema – scaricato sulla componente A3 della bolletta elettrica – è dunque funzione
del valore della tariffa incentivante (frutto delle aste) e del prezzo zonale orario MGP: al crescere di esso il costo
degli incentivi diminuisce, e viceversa
Tariffa incentivante
€/MWh
Incentivo
Prezzo zonale orario MGP
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ora
19
Aste: scenario di costo High
www.lmns.it
‣  Lo scenario di costo High relativo alle aste eoliche parte
dall’ipotesi che tutti gli impianti vincitori delle aste vengano
effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline)
‣  Nel calcolo del costo, si è tenuto conto della tariffa cui ha avuto
accesso ciascun impianto, al netto del prezzo dell’energia di
ciascuno anno – al fine di individuare la componente incentivo
‣  Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario
appare sovrastimare i costi
Anno
2014
2015
2016
MW aste in esercizio
Asta 2
Asta 3
30
0
370
0
361
Asta 1
165,8
252,2
0
Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno)
Milioni di euro
140
120
27
27
27
27
1° asta
25
24
100
2° asta
23
20
80
48
48
48
48
46
45
-
60
43
40
18
38
3° asta
17
37
17
37
16
36
24
15
35
15
34
14
34
13
33
12
31
11
9
30
40
28
54
20
-
41
54
54
54
52
51
49
46
44
21
-
20
43
42
7
41
41
40
39
38
37
35
24
13
11
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario HIGH [elaborazioni eLeMeNS]
Totale
195,8
622,2
361
Aste: scenario di costo Low
www.lmns.it
‣  Lo scenario di costo Low relativo alle aste eoliche parte
dall’ipotesi che solo una parte degli impianti vincitori delle aste
venga effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline)
‣  Sono stati inseriti nello scenario gli impianti per i quali si ritiene
più probabile la realizzazione (track record operatori, dati di
bilancio)
‣  Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario
più probabile del precedente
Anno
2014
2015
2016
MW aste in esercizio
Asta 2
Asta 3
30
0
147,5
0
133,2
Asta 1
165,8
94,3
0
Totale
195,8
241,8
133,2
Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno)
Milioni di euro
80
70
1° asta
10
60
10
10
10
9
9
2° asta
8
50
-
21
21
21
21
10
40
20
20
19
7
17
3° asta
7
17
6
16
6
16
6
15
6
15
5
15
30
20
10
-
36
36
36
36
36
35
34
32
31
29
21
28
28
27
27
26
5
14
26
5
14
25
4
4
13
13
24
23
3
12
22
2
5
8
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
21
Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS]
Registri e sottosoglia: scenario High
200
150
100
50
Sottosoglia
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
0
2014
‣  Dati gli attuali tassi di installato dei registri,
tale scenario appare sovrastimare i costi di
incentivazione
250
MW
‣  Lo scenario di costo High relativo ai registri e
agli impianti sotto la soglia dei 60 kW
prevede che venga installato tutti gli impianti
vincitori dei registri eolici e circa 25 MW di
eolico sotto-soglia (attuale 7 MW)
www.lmns.it
Registri
‣  Il costo che ne deriva arriva pertanto un limite
massimo vicino ai 35 milioni di euro nell’anno
2018
Milioni di euro
Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH[elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
40
35
30
25
20
15
10
5
22
Sottosoglia
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
-
Registri
Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Registri e sottosoglia: scenario Low
250
200
150
100
50
‣  Dati gli attuali tassi di installato dei registri,
tale scenario appare maggiormente realistico
del precedente
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2014
0
2015
MW
‣  Lo scenario di costo Low relativo ai registri e
agli impianti sotto la soglia dei 60 kW
prevede che venga installato il 60% degli
impianti vincitori dei registri eolici e circa 18
MW di eolico sotto-soglia (attuale 7 MW)
www.lmns.it
Milioni di euro
Sottosoglia
Registri
Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
‣  Il costo emergente, ancora più basso che
nello scenario precedente, arriva a sfiorare i
25 milioni nell’anno 2018
40
35
30
25
20
15
10
5
Sottosoglia
23
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
0
Registri
Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario High - competenza
www.lmns.it
‣  L’analisi sul costo di tutti i meccanismi di incentivazione nel tempo ricalca principalmente la curva di costo dei CV.
‣  Nello scenario High (tutti gli impianti vincitori di aste/registri accedono agli incentivi) emerge che:
§  Il picco di costo viene raggiunto nel 2016
§  Dopo il 2016 si assiste a una netta discesa del costo (meno 350 milioni ca. di Euro in 3 anni)
§  A partire dal 2023 il costo di incentivazione totale dell’eolico scende abbondantemente sotto 1 Milione di Euro
§  Il principale driver di riduzione del costo è il phasing out dei CV
Milioni di euro
1.600
1.440
1.473
1.395
1.400
1.367
1.243
1.160
1.200
1.117 1.110 1.094
1.077
986
1.000
886
800
706
760
666
581
600
492
402
319 324
125
12
15 38
2002
2003
200
123 120 117 114 111 105
82
51
2035
278
221
2028
400
24
CV
TO
Aste
Registri
Sotto soglia
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH – competenza economica [elaborazioni eLeMeNS]
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
-
Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario Low - competenza
www.lmns.it
‣  Nello scenario Low (solo una parte degli impianti vincitori di aste / registri accedono agli incentivi) emerge che:
§  Il picco di costo viene raggiunto nel 2015 (e non nel 2016), a causa del minor costo degli impianti in asta
§  A partire dal 2016 si confermano le dinamiche di riduzione del costo già viste nello scenario precedente
§  Il principale driver di riduzione del costo è l’uscita dall’incentivazione degli impianti con i CV
Milioni di euro
1.600
1.395 1.419
1.403
1.400
1.295
1.171
1.044
1.160
1.200
1.040 1.026
986
1.000
800
706
1.012
825
760
608
600
525
492
347
319 324
67
66
63
61
50
29
2034
2035
2004
68
2033
2003
70
2032
38
2031
15
2030
12
2002
200
2029
224
221
125
2028
400
CV
25
TO
Aste
Registri
Sotto soglia
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario LOW – competenza economica [elaborazioni eLeMeNS]
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
-
Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario High – cassa
www.lmns.it
‣  Lo scenario di costo High ottenuto adottando una logica di cassa mostra – in linea con l’analisi fatta sui CV – un
netto picco di costo nel 2016 – a cui fa da contraltare un costo leggermente minore negli anni precedenti il 2016.
‣  A partire dal 2017 lo scenario è allineato a quanto ottenuto con competenza di cassa
Milioni di euro
3.000
2.487
2.500
2.000
925 883
1.000
1.077
886
733
666
576
12
15 38
2002
2003
500
125
221
581
402
366
319
278
138
123 120 117 114 111 105 82
51
2035
1.367
1.243
1.110
1.117
1.094
1.328 1.301
2028
1.500
CV
26
TO
Aste
Registri
Sotto soglia
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH – cassa [elaborazioni eLeMeNS]
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
-
Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario Low – cassa
www.lmns.it
‣  Pur con valori assoluti di costo leggermente inferiore, lo scenario di costo Low ottenuto adottando una logica di
cassa ricalca esattamente lo scenario della slide precedente
Milioni di euro
3.000
2.417
2.500
2.000
1.295
1.1711.044
1.026
1.040
1.012
825
2003
2004
347
138
224
70
68
67
66
63
61
50
29
2035
38
319
2034
15
125
221
2033
12
2002
500
525
366
2032
608
2031
733
576
2030
925 883
1.000
2029
1.328 1.280
2028
1.500
CV
27
TO
Aste
Registri
Sotto soglia
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario LOW – cassa [elaborazioni eLeMeNS]
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
-
Costi eolico per famiglie, PMI, energivori
www.lmns.it
‣  Mediante una serie di approssimazioni basate sul valore assoluto del costo di incentivazione dell’eolico e sulle
modalità di redistribuzione del costo sulle varie tipologie di consumatori adottate dall’Autorità per l’Energia elettrica
in base alla potenza impegnata e al livello dei consumi, abbiamo calcolato il costo unitario dell’eolico per:
‣  La famiglia tipo (BT, 3 kW impegnati, consumi pari a 2.700 kWh/anno)
‣  Una PMI (MT, 500 kW impegnati, consumi pari a 750.000 kWh/anno)
‣  Un consumatore energivoro (AT, 50 MW impegnati, consumi pari a 175.000 MWh/anno)
Famiglia
PMI
Energivoro
2010
2,14
2,81
0,18
2011
2,30
3,02
0,20
2012
2,99
3,93
0,25
2013
3,52
4,62
0,30
2014
4,22
5,55
0,36
Costo dell'eolico in €/MWh per il consumatore
2015
2016
2017
2018
2019
2020
4,35
4,43
4,11
3,73
3,35
3,33
5,71
5,81
5,39
4,90
4,40
4,37
0,37
0,38
0,35
0,32
0,28
0,28
2021
3,28
4,31
0,28
2022
3,23
4,24
0,27
2023
2,65
3,49
0,22
2024
1,99
2,61
0,17
2025
1,73
2,28
0,15
‣  Il costo – sempre maggiore per le PMI, sostanzialmente nullo per gli energivori – rimane sempre al di sotto dei 6 €/
MWh – rappresentando quindi una frazione inferiore nell’intorno del 3% della bolletta
‣  Nel caso delle famiglie, il valore non supera mai i 4,5 €/MWh
28
I benefici dell’eolico oggetto di valutazione
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‣  La produzione di energia elettrica attraverso fonte eolica è portatrice di numerosi benefici diretti ed indiretti: il
cosiddetto “dividendo multiplo”, che accomuna l’energia eolica alle altre forme di produzione da fonte rinnovabile
‣  La presente analisi si focalizzerà solo su alcuni dei benefici derivanti dalla fonte eolica. In particolare, si effettuerà
una stima quantitativa delle risorse che lo sviluppo del settore eolico ha apportato al sistema italiano in termini:
‣  Effetto di riduzione del PUN [beneficiari: consumatori di energia elettrica]
‣  Gettito fiscale [beneficiari: finanza pubblica / contribuenti]
‣  Misure compensative locali [beneficiari: Comuni ospitanti impianti eolici]
‣  Lo studio non affronta gli ulteriori benefici connessi all’energia eolica, quali, ad esempio:
‣  Occupazione diretta e indiretta
‣  Salute e ambiente (riduzione delle emissioni di CO2 e NOx)
29
Effetto sul PUN
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‣  L’energia eolica – in virtù del costo marginale quasi nullo che la caratterizza – è in grado di esercitare sugli esiti del
mercato elettrico il cosiddetto merit order effect, che consiste nello spiazzamento della fonte convenzionale
marginale e nella determinazione di un clearing price inferiore rispetto all’assenza della produzione eolica nelle ore
di maggior ventosità
‣  L’ingresso della fonte eolica nel mercato elettrico italiano provoca pertanto un abbassamento dei prezzi zonali e, di
conseguenza, del PUN (Prezzo Unico Nazionale) – generando in definitiva un beneficio per la domanda elettrica
rappresentata dai consumatori
‣  Tuttavia, al fine di quantificare il beneficio complessivo dell’energia eolica sul mercato elettrico non è sufficiente
confrontare il dato storico dei prezzi nelle ore caratterizzate da alta produzione eolica e quello relativo alle ore di
bassa produzione eolica: occorre invece simulare gli esiti di mercato per effettuare una stima dei prezzi marginali
medi che si sarebbero verificati in assenza di produzione eolica per effetto della minore pressione competitiva
sull'offerta
‣  Al fine del presente studio, attraverso il modello REMIDA [Renewable Energy Market Italian Day Ahead] ed in base
agli esiti di mercato dell'anno 2013, eLeMeNS ha effettuato una what if analysis dei prezzi di equilibrio di MGP
ipotizzando l'assenza della produzione eolica in Italia
‣  Il presente studio non affronta invece gli effetti della non programmabilità della fonte eolica sul dispacciamento
(approvvigionamento della riserva e bilanciamento)
30
€/MWh
PUN 2013: i benefici dell’eolico
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100
80
60
40
20
0
2,8 3,4 2,3 3,0 2,5 1,9 3,2 2,9 4,4 2,9 1,0 2,2 2,2 2,1 0,5 2,4 2,5 4,9 1,9 2,3 3,4 2,5 2,0 2,4
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Spread
PUN 2013 senza Wind
PUN 2013 reale
23
PUN medio orario nell’ipotesi di assenza di produzione eolica su MGP – “What if” Anno 2013 [elaborazioni eLeMeNS]
31
‣  In media, per l’anno 2013 la sola produzione eolica italiana
ha ridotto il PUN di 2,22 €/MWh
‣  Ponderando l'effetto orario con la domanda media oraria di
MGP, possiamo stimare un risparmio annuale complessivo
di 743 milioni di Euro dovuto all’energia eolica
65,21
62,99
+2,22
+4,41
€/MWh
‣  Nell’anno 2013, l'effetto dell'eolico sul PUN appare distribuito
per tutte le 24 ore della giornata media di MGP
‣  L'effetto calmiere appare più elevato nei gruppi di ore
caratterizzati dal sorgere del sole (dalle 6 alle 9) e del
tramonto (dalle 17 alle 20), tuttavia per l’anno 2013 esso non
supera mai i 5 €/MWh.
PUN reale 2013
PUN 2013 simulato senza PUN 2013 simulato sen
Wind
FV
Stima dell’incremento del PUN medio annuo in assenza di produzione eolica
“What if” Anno 2013 [elaborazioni eLeMeNS]
L’effetto sul PUN dell’eolico: scenario 2014-2035
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Milioni di Euro
1600
Riduzione penetrazione della
fonte eolica per fine vita utile
di parte della capacità
Al crescere del PUN, aumenta
il beneficio dell’eolico
1400
3,5
3,0
1200
2,5
1000
2,0
800
1,5
600
1,0
400
0,5
200
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Beneficio per i consumatori - Low
32
2020
2021
2022
2023
2024
Beneficio per i consumatori - High
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Riduzione del PUN medio - Low
2031
2032
2033
2034
2035
Riduzione del PUN medio - High
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto dell’energia eolica su MGP – Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
Riduzione del PUN medio
‣  Applicando le stesse ipotesi alla base dello scenario di evoluzione del PUN al 2035 adottato precedentemente per la
definizione della componente RE, è stata effettuata una stima dell’effetto futuro sui prezzi di mercato elettrico dell’energia
eolica a condizioni attuali
‣  La stima è stata elaborata in base agli scenari Low e High – descritti in precedenza – relativi a due ipotesi di realizzazione
di capacità eolica assegnata attraverso le aste ex DM 6 Luglio 2012, e considerando una vita utile degli impianti di 25 anni
‣  L'effetto dell’eolico sul PUN è strettamente dipendente dalla penetrazione dell’energia eolica (in diminuzione a partire dal
2028 per effetto dell’uscita dall’esercizio della capacità eolica più risalente) e dal valore assoluto del PUN (all’aumentare di
esso, l’effetto dell’eolico è relativamente maggiore)
‣  Per il periodo 2014-2035, il beneficio complessivo è compreso tra 13 Miliardi di Euro (scenario Low) e 15 Miliardi di Euro
(scenario High)
La fiscalità dell’eolico
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‣  Relativamente al gettito, fiscale dell’eolico sono state prese in considerazione le seguenti imposte:
‣  IRES e IRAP, di aliquota cumulata pari al 37% fino all’anno 2007 e pari a 31% a partire dall’anno 2008
‣  ROBIN TAX, maggiorazione IRES applicata come da tabella fino al 2014 per effetto della sentenza della Corte
Costituzionale di Febbraio 2015:
Anno d'imposta
2011
2012
2013
2014
a partire
dal 2014
Maggiorazione IRES
10,50%
10,50%
10,50%
6,50%
Soglia volume ricavi
10.000.000 €
10.000.000 €
3.000.000 €
3.000.000 €
Soglia reddito imponibile
1.000.000 €
1.000.000 €
300.000 €
300.000 €
‣  ICI, applicata dall’anno 2008 all’anno 2010 (3.100 €/MW/anno)
‣  IMU, applicata dall’anno 2011 adottando i seguenti valori medi (in funzione della variazione delle aliquote nel tempo e
dall’introduzione della TASI a partire dall’anno 2014 – valori in €/MW/anno):
2011
€
33
2012
3.100
€
2013
3.600
€
a partire dal 2014
4.700
€
5.500
Gettito fiscale totale: 2002 - 2013
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Milioni di Euro
‣  Per il periodo 2002 – 2013, il gettito fiscale complessivo connesso al settore eolico è stato pari a 1,37 Miliardi di
Euro
‣  Del gettito totale del periodo, più del 50% è relativo al triennio 2011-2013 principalmente per effetto del passaggio
da ICI a IMU e per l’introduzione della Robin Tax (particolarmente rilevante nel 2013, anno in cui è stata
significativamente allargata la base imponibile)
300
250
200
150
100
ICI / IMU
50
ROBIN TAX
IRES + IRAP
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Stima del gettito fiscale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
34
2013
Gettito fiscale incrementale: 2002 - 2013
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Milioni di Euro
‣  In assenza di energia eolica, la parte del gettito derivante dalla valorizzazione della produzione attraverso i prezzi di mercato
elettrico sarebbe stata fornita da fonti diverse
‣  Occorre pertanto identificare il gettito incrementale specificatamente connesso al settore eolico. Al fine di ottenere
un’approssimazione verosimile del gettito incrementale, esso è stato stimato come:
§  Parte del gettito IRES / IRAP / Robin Tax derivante dalle sole risorse derivanti dalla componente di incentivazione
§  Gettito totale di ICI e IMU, poiché connesso all’installazione specifica degli impianti eolici e non al valore della loro
produzione
‣  Il gettito fiscale incrementale dell’eolico per il periodo 2002-2013 è dunque stimato pari a 820 Milioni di Euro (60% del gettito
totale)
200
150
100
ICI / IMU
50
ROBIN TAX
IRES + IRAP
2002
35
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
Gettito fiscale totale e incrementale: scenario 2014 – 2035
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Milioni di Euro
‣  Il gettito fiscale incrementale connesso all’incentivazione della fonte eolica è pari ad un range di 2,61 – 2,75
Miliardi Euro (a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte)
‣  In termini incrementali, si evidenzia come IRES, IRAP e Robin Tax siano connesse ai periodi incentivanti che,
andando in conclusione, rendono sempre più significativo il peso relativo del gettito IMU e TASI
250
Riduzione IRES/IRAP per progressiva conclusione
del periodo di incentivazione dei Certificati Verdi /
Feed-in Premium
200
150
100
Riduzione IMU per uscita dall’esercizio
degli impianti che hanno raggiunto 25
anni di vita utile
IMU + TASI
50
IRES + IRAP
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2014-2035, scenario Low [elaborazioni eLeMeNS]
36
Aste del DM 6 Luglio 2014: gettito fiscale, scenario 2014 – 2035
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Milioni di Euro
‣  Riducendo l’analisi alla sola capacità entrata in esercizio incentivata attraverso le aste del DM 6 Luglio 2014, il
gettito fiscale incrementale totale del periodo 2014-2035 risulta essere compreso tra 160,7 e 320,6 Milioni di Euro
(a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte, scenari Low e High)
‣  Essendo per tali impianti il valore della componente incentivante significativamente ridotto rispetto agli impianti
entrati in esercizio prima del 2014, IMU e TASI acquisiscono un maggior peso relativo (pari in media tra il 38% al
41%) tra le diverse imposte che concorrono al gettito fiscale incrementale complessivo
25
Aumento della base imponibile per:
•  Conclusione dei periodi di ammortamento
•  Conclusione dei finanziamenti
Riduzione del gettito per
maggior crescita del
prezzo dell’energia
elettrica
20
15
10
5
0
Scenario BAU Low
Scenario BAU High
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Stima del gettito fiscale incrementale relativo alla capacità incentivata in asta ex DM 6 Luglio 2012 per il periodo 2014-2035, scenari Low e High [elaborazioni eLeMeNS]
37
I benefici per il territorio: le convenzioni con i Comuni
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Milioni di Euro
‣  Parte dei costi di esercizio affrontati da un impianto eolico è riconducibile alle convenzioni con i Comuni dove
insistono gli impianti nell’ambito di meccanismi di compensazioni territoriali
‣  Con Decreto del 10 Settembre 2010, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato le “Linee guida per
l’autorizzazione degli impianti a fonte rinnovabile”, il cui Allegato 2 individua come valore massimo delle misure
compensative il 3% dei proventi, comprensivi di incentivi, derivanti dalla valorizzazione dell’energia elettrica
prodotta
‣  Ai fini della presente analisi, si è dunque effettuata una stima delle risorse economiche generate dal settore eolico
e destinate a beneficio dei Comuni che ospitano gli impianti nella misura del 3% del fatturato
‣  Per il periodo 2002-2013, si stima un beneficio complessivo pari a 343 Milioni di Euro
60
50
40
30
20
10
0
38
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
2011
2012
2013
Misure compensative: scenario 2014-2035
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Milioni di Euro
‣  Lo scenario 2014-2035 mostra un trasferimento complessivo di risorse verso i Comuni compreso tra 1,09 e 1,17
Miliardi di Euro (a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte)
80
Royalties maggiormente connesse alla sola
componente energia (ricavo da mercato elettrico)
per progressiva conclusione del periodo di
incentivazione Certificati Verdi / Feed-in Premium
60
Gradale uscita dall’esercizio di impianti
che hanno raggiunto 25 anni di vita utile
40
20
0
Low
High
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, scenario 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
39
Costi VS Benefici annuali dell’eolico: lo storico (2002-2013)
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‣  A livello annuale, il confronto aggregato storico tra costi e benefici mostra una copertura dei costi da parte del
gettito fiscale e delle misure compensative in una misura compresa tra 20% e 25%
‣  Per il solo anno 2013, l’analisi di impatto sul PUN evidenzia un costo netto significativamente inferiore rispetto agli
anni analizzati in precedenza
Costo Incentivazione
Gettito Fiscale
Misure Compensative
Riduzione del PUN (solo 2013)
1160,4
986,1
760,0
743,1
705,7
Milioni di Euro
491,7
Costo / Beneficio
netto annuale
[Milioni di Euro]
40
318,9
324,1
89,6
43,6
127,8
146,0
179,5
85,4
36,7
55,2
64,4
66,0
221,0
12,2
2,3
0,9
14,9
1,9
1,6
38,2
5,7
3,6
124,7
21,9
8,7
36,2
13,1
77,6
22,3
56,9
27,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
-9,0
-11,4
-29,0
-94,1
-171,7
-219,0
-240,2
-369,6
-572,5
-577,0
-775,7
-171,9
Costi VS Benefici totali dell’eolico: lo storico (2002-2013)
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‣  In base alle analisi illustrate precedentemente, è possibile stimare un costo netto del settore eolico per il periodo
2002-2013 pari a 3,66 Miliardi di Euro
‣  Tale valore tuttavia non considera i benefici che il costo di incentivazione dell’orizzonte temporale considerato
genera negli anni successivi al 2013: il costo netto è dunque da considerarsi un investimento sul lungo termine
Costo di incentivazione totale
41
Costo netto
2002 - 2013
5,16 Miliardi di Euro
0,74 Miliardi di Euro
Riduzione del PUN
0,82 Miliardi di Euro
Gettito fiscale incrementale
0,34 Miliardi di Euro
Misure compensative
3,26 Miliardi di Euro
[anno 2013]
Costi VS Benefici dell’eolico: le prospettive - Low (2014-2035)
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‣  A livello annuale, lo scenario Low mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall’anno 2023
Costo Incentivazione
Gettito Fiscale
Misure Compensative
Riduzione del PUN
1393,1 1414,3 1396,6
1288,5
1164,3
1037,8 1033,5 1019,7
1006,4
819,3
Milioni di Euro
505,7
[Milioni di Euro]
42
540,4
545,3
552,1
559,1
596,6
627,5
714,0
726,2
731,5
737,9
731,4
703,8
696,5
603,2
643,8
589,4
520,3
481,9
412,8
342,2
214,1
70,0
Costo /
Beneficio
netto annuale
526,7
579,2
663,6
695,0
2014
196,0
71,2
2015
196,1
71,5
2016
187,7
70,1
2017
186,2
67,3
2018
173,7
65,8
2019
175,9
61,7
2020
178,5
61,9
2021
180,0
62,4
2022
219,1
162,8
63,0
2023
133,2
59,3
2024
113,7
52,8
2025
89,0
61,8
48,4
42,7
2026
2027
65,1
63,9
62,7
61,3
59,5
57,1
52,2
54,5
51,9
51,4
46,7
41,7
34,1
32,4
31,7
2030
2031
28,8
25,8
36,9
2028
2029
2032
2033
46,6
28,0
33,7
27,0
20,0
2034
15,9
2035
-603,3 -620,5 -588,6 -485,5 -358,7 -239,2 -216,7 -182,7 -136,5 70,1 284,4 360,1 521,4 616,9 761,9 756,1 725,3 718,3 659,8 599,8 488,9 429,6
Costi VS Benefici dell’eolico: le prospettive – High (2014-2035)
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‣  Anche lo scenario High mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall’anno 2023
Costo Incentivazione
1393,3
1433,9
Gettito Fiscale
Misure Compensative
Riduzione del PUN
1460,5
1354,6
1231,2
1104,4 1098,1 1082,8
1066,4
875,6
Milioni di Euro
505,7
551,3
582,7
591,8
603,1
614,7
641,0
664,6
703,6
748,9
789,5
816,3
835,7
848,1
861,8
861,7
838,5
838,0
787,4
656,4
735,0
622,6
572,0
554,2
393,1
268,9
214,1
70,0
205,1
73,6
204,6
75,2
193,8
73,8
192,3
71,0
179,6
69,6
181,7
65,4
184,1
65,6
185,4
66,1
167,7
66,7
137,7
118,1
93,6
67,4
56,5
109,2
61,1
52,1
111,6
58,7
46,4
106,5
62,3
102,9
63,0
113,9
58,4
57,4
98,3
52,0
40,6
37,8
36,1
76,4
43,5
35,4
32,5
29,6
37,1
23,7
18,9
48,6
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Costo /
Beneficio
netto annuale
[Milioni di Euro]
43
-603,4 -603,8 -598,0 -495,2 -364,8 -240,5 -210,1 -168,4 -111,3 107,6 333,8 418,9 588,4 693,0 846,8 846,6 826,6 829,3 774,4 718,3 613,5 561,6
Costi VS Benefici totali dell’eolico: le prospettive (2014-2035)
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‣  Considerando gli scenari Low e High di crescita della capacità eolica, è possibile stimare un beneficio netto del settore
eolico per il periodo 2014-2035 compreso tra 2,95 e 4,06 Miliardi di Euro
‣  La componente di maggiore incertezza di tale stima è la riduzione del PUN: tuttavia anche se – per effetto di dinamiche
di mercato diverse da quelle adottate nello scenario – il beneficio ad essa connessa risultasse inferiore del 25% rispetto
a quanto stimato, i benefici complessivi compenserebbero comunque i costi di incentivazione
Costo di incentivazione totale
44
13,80 – 14,95 Miliardi di Euro
13,05 – 15,09 Miliardi di Euro
Riduzione del PUN
2,61 – 2,76 Miliardi di Euro
Gettito fiscale incrementale
1,09 – 1,17 Miliardi di Euro
Misure compensative
2,95 – 4,06 Miliardi di Euro
Beneficio netto
2014-2035
Quanto si libera: c’è spazio per una nuova asta?
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‣  Il Dlgs 28/2011 ha introdotto il meccanismo delle aste, prevedendo una precisa scansione temporale nella pubblicazione
del primo decreto di attuazione e dei successi aggiornamenti dello stesso (primo aggiornamento dopo 2 anni dalla
pubblicazione del decreto attuativo – i.e. 2014, aggiornamenti successivi ogni 3 anni; i.e. 2017, 2020 ecc)
‣  Sino ad oggi ha visto la luce solo il primo provvedimento attuativo (DM 6 luglio 2012), che prevedeva solo 3 round di
aste e registri – di cui l’ultimo ha avuto luogo nell’estate 2014 – e ha demandato a un provvedimento di aggiornamento
la previsione di contingenti di incentivazione per il periodo successivo al 2014
‣  A meri fini illustrativi, abbiamo ipotizzato che venga previsto un primo aggiornamento del DM 6 luglio 2012 che preveda
5 nuove procedure di aste per l’incentivazione dell’eolico on-shore, adottando le seguenti assunzioni:
MW Incentivati
‣ 
‣ 
‣ 
Le procedure avranno luogo con cadenza annuale a partire dall’estate 2015
In ciascuna procedura verranno assegnati 500 MW
Il prezzo base d’asta è fissato in 115 €/MWh per le prime 3 aste e in 110 €/MWh per le ultime due – in luogo del previgente valore di
127 €/MWh
600
500
400
300
200
442
500
466
500
500
500
500
356
Nuove aste
100
0
2012
45
2013
2014
DM 6 luglio
2012
2015
2016
2017
2018
2019
Capacità eolica avente annualmente accesso alla tariffa incentivante a seguito delle procedure ad asta [elaborazioni eLeMeNS]
Nuove aste: gli scenari di installato eolico 2014-2021
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‣  Per definire l’effettiva nuova capacità eolica installata a seguito delle aste 2015-2019, si sono ipotizzati due scenari di
tasso di realizzazione dei nuovi impianti incentivati coerenti con le ipotesi adottate precedentemente
‣  I due scenari si distinguono conseguentemente anche per la riduzione media della tariffa incentivante a base d’asta:
nel dettaglio, lo Scenario Low (50% di tasso di realizzazione) prevede che vengano costruiti solo gli impianti che
hanno effettuato riduzioni inferiori (ossia richiesto tariffe incentivanti più elevate)
[50% del contingente assegnato installato]
Riduzione media della base d’asta degli
impianti installati:
•  Asta 2015 (base 115€/MWh): - 8%;
•  Asta 2016 (base 115€/MWh): - 13%
•  Asta 2017 (base 115€/MWh): - 15%
•  Asta 2018 (base 110€/MWh): - 20%
•  Asta 2019 (base 110€/MWh): - 22%
MW installati
Scenario Low
195,8 241,8
2014
2015
133,2
125
2016
2017
187,5
2018
250
2019
250
2020
250
2021
DM 06/07/12 - Low
125
2022
62,5
Nuove aste - Low
2023
Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta – Scenario Low [elaborazioni eLeMeNS]
Scenario High
46
622,2
MW installati
[100% del contingente assegnato installato]
Riduzione media della base d’asta degli
impianti installati:
•  Asta 2015 (base 115€/MWh): - 10%;
•  Asta 2016 (base 115€/MWh): - 15%
•  Asta 2017 (base 115€/MWh): - 20%
•  Asta 2018 (base 110€/MWh): - 22%
•  Asta 2019 (base 110€/MWh): - 25%
361
195,8
2014
2015
2016
250
2017
375
2018
500
500
500
250
2019
2020
2021
2022
DM 06/07/2012 - High
125
Nuove aste - High
2023
Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta – Scenario High [elaborazioni eLeMeNS]
Installato con nuove aste
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Con la eventuale previsione di 5 nuovi contingenti annui da 500 MW, a partire dal 2015, si avvicinerebbe il raggiungimento degli
obiettivi inseriti all’interno del PAN – naturalmente nell’ipotesi in cui gli impianti giunti a fine incentivazione non escano dell’esercizio
‣ 
Ipotizzando che vengano realizzati tutti gli impianti vincitori delle aste (sia con riferimento alla tornata 2012-2014, sia al periodo
2015-2019: Scenario High), si raggiungerebbero 12.226 MW di installato al 2020 (contro i 12.680 del PAN, incluso l’eolico off-shore)
‣ 
Ipotizzando che vengano realizzati solo una parte degli impianti (40% tornata 2012-2014, 50% tornata 2015-2017: Scenario LOW), si
raggiungerebbero invece 10.200 MW al 2020: per raggiungere l’obiettivo mancherebbero circa 1.800 MW (2.480 MW includendo l’offshore)
MW
‣ 
14.000
Contingenti
2015 - 2019
12.000
2.500
Contingenti
2012 - 2014
10.000
680
1.143
8.000
6.000
12.000
4.000
4.898
2.000
0
47
780
874
1.131
1.639
1.908
2.714
5.814
6.936
8.119
8.650
8.623
8.623
9.766
3.538
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 DM 6 Futuro 2020
(nov) luglio DM (PAN)
Il costo dell’eolico sotto l’ipotesi di nuove aste – Scenario Low
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‣  Il costo totale delle nuove aste dal 2017 al 2035 sarebbe pari a 1,07 miliardi di euro nel caso in cui solo il 50% degli
impianti vengano realizzati
‣  Anche la previsione di un nuovo round di aste non altererebbe la chiara dinamica di decrescita del costo di
incentivazione dell’eolico
‣  Il minor costo dovuto alla fine dell’incentivazione dei “primi CV” sarebbe nettamente superiore al maggior costo di
incentivazione dovuto alle nuove aste
Milioni di euro
1.600
1.395
1.419
1.403
1.400
1.302
1.193
1.200
1.087
1.105
1.105
1.095
1.000
903
800
681
595
600
415
400
133
130
126
122
116
108
2029
2030
2031
2032
2033
200
2028
290
92
63
Vecchi incentivi
48
Nuove aste
Costo degli incentivi all’eolico nel caso di introduzione di nuove aste [elaborazioni eLeMeNS]
2035
2034
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
-
Maggiori costi VS minori costi – Scenario Low
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Milioni di euro
‣  Il picco di costo delle nuove aste verrebbe raggiunto nell’anno 2023 (83 milioni di euro)
‣  Il maggior costo connesso all’introduzione del meccanismo sarebbe pari a una misura compresa tra il 6% e il 21%
del risparmio ottenuto con la fine degli incentivi dei “primi CV”
700
578
600
500
400
300
391
377
363
359
232
200
108
100
7
43
22
65
80
83
78
2017
2018
2019
Risparmio uscenti CV (su 2016)
49
2020
2021
2022
2023
Maggior costo nuove aste (su 2016)
Costo delle nuove aste VS risparmio uscenti CV [elaborazioni eLeMeNS]
Scenario Low: maggiore riduzione del PUN
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‣  L’adozione di nuove aste comporterebbe una maggiore capacità eolica installata e, di conseguenza, una maggiore
penetrazione della fonte eolica nel sistema elettrico
‣  Sul periodo 2017-2035, l’effetto sul mercato elettrico risulterebbe in una diminuzione media del PUN pari a 2,69 €/MWh
(vs una riduzione media dello scenario BAU Low senza nuove aste di 2,21 €/MWh): nello scenario Low, l’adozione di
nuove aste provocherebbe quindi una variazione media di – 0,48 €/MWh sul PUN
‣  Nel periodo 2014-20135, i consumatori godrebbero di un risparmio complessivo di 2,59 Miliardi di Euro
Milioni di Euro
1200
1000
800
600
400
0,0
0,0
8,2
21,7
63,1
87,1
0,0
41,0
214,7
178,6 186,1 196,0 201,8 208,1 208,2
140,8 150,1 159,6 169,4
106,2 118,4 130,5
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
200
0
Maggior beneficio - Nuove Aste Low
2023
2024
2025
2026
2027
Beneficio totale su PUN - Nuove Aste LOW
2028
2029
2030
2031
2032
Beneficio totale su PUN - BAU Low
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto delle nuove aste – Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
50
2033
2034
2035
Scenario Low: ulteriori entrate fiscali
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Milioni di Euro
‣  Per il periodo 2014-2035 il maggior gettito fiscale incrementale dovuto all’incentivazione e all’installazione di ulteriore
capacità eolica per effetto dell’adozione di nuove aste risulta essere pari a 177,6 Milioni di Euro per lo scenario Low
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Maggior gettito - Nuove Aste Low
Gettito incrementale - BAU Low
Gettito incrementale - Nuove Aste Low
Aumento del gettito incrementale dell’eolico per effetto delle nuove aste – Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
51
Scenario Low: aumento delle risorse per misure compensative
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Milioni di Euro
‣  Con l’adozione di nuove aste, per il periodo 2014-2035 i Comuni ospitanti i parchi eolici vincitori delle procedure
competitive otterrebbero maggiori risorse per un totale pari a 123,5 Milioni di Euro nello scenario Low
80
60
40
20
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Maggiori risorse locali per nuove aste
Misure compensative - scenario Low
Misure compensative - scenario Nuove Aste
Aumento del risorse destinate alle misure compensative locali per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste –Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
52
Nuove aste: costi vs benefici, scenario Low (2014-2035)
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‣  A livello annuale, lo scenario Low mostra un immediato superamento dei benefici aggregati rispetto ai costi
‣  A partire dall’anno 2021, il costo di incentivazione decresce costantemente a fronte di una crescita rilevante dell’effetto sul
PUN: entrambi i fenomeni sono riconducibili ad uno scenario di mercato elettrico a prezzi crescenti nel medio-lungo
termine
Costo Incentivazione
Gettito Fiscale
Misure Compensative
Riduzione PUN
196,0
178,6
201,8
208,1
208,2
214,7
186,1
169,4
159,6
150,1
140,8
130,5
118,4
106,2
Milioni di Euro
87,1
65,3
8,2
6,7
2,3
0,8
22,4
21,7
4,6
2,0
43,1
41,0
7,3
3,6
79,8
82,8
78,5
73,3
69,9
68,1
65,8
63,1
9,0
5,1
10,3
9,5
6,5
7,2
9,8
7,6
9,6
7,6
9,5
7,6
9,5
7,6
9,5
7,6
63,7
9,5
7,6
61,4
9,4
7,6
58,8
9,3
7,6
56,0
9,3
7,6
52,2
10,2
7,6
47,4
11,1
7,6
41,5
13,2
7,6
34,5
14,7
7,6
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Costo / Beneficio
netto annuale
[Milioni di Euro]
53
4,7
5,9
8,8
11,9
24,1
40,1
57,3
74,4
88,0
99,1 110,8 122,8 134,1 144,2 156,9 167,3 179,3 187,4 202,5
Il costo dell’eolico sotto l’ipotesi di nuove aste – Scenario High
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‣  Il costo totale delle nuove aste dal 2017 al 2035 sarebbe pari a 1,89 miliardi di euro nel caso in cui tutti gli impianti
vengano realizzati
‣  Anche in questo caso non si altererebbe la dinamica di decrescita del costo di incentivazione dell’eolico
Milioni di euro
1.600
1.395
1.440
1.473
1.380
1.400
1.286
1.198
1.231
1.241
1.228
1.200
1.027
1.000
797
800
705
523
600
394
227
219
211
200
199
184
2033
234
2032
400
149 104
Vecchi incentivi
54
Nuove aste
Costo degli incentivi all’eolico nel caso di introduzione di nuove aste: Scenario High [elaborazioni eLeMeNS]
2035
2034
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
-
Maggiori costi VS minori costi – Scenario High
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Milioni di euro
‣  Nello scenario High il picco di costo delle nuove aste verrebbe raggiunto nell’anno 2022 (151 milioni di euro)
‣  Il maggior costo connesso all’introduzione del meccanismo sarebbe pari a una misura compresa tra il 12% e il 38%
del risparmio ottenuto con la fine degli incentivi dei “primi CV”
700
587
600
500
400
300
396
379
363
356
229
200
106
100
13
81
43
147
121
151
141
2017
2018
2019
Risparmio uscenti CV (su 2016)
55
2020
2021
2022
2023
Maggior costo nuove aste (su 2016)
Costo delle nuove aste VS risparmio uscenti CV: Scenario High [elaborazioni eLeMeNS]
Scenario High: maggiore riduzione del PUN
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Milioni di Euro
‣  L’adozione di nuove aste comporterebbe una maggiore capacità eolica installata e, di conseguenza, una maggiore
penetrazione della fonte eolica nel sistema elettrico
‣  Sul periodo 2017-2035, l’effetto sul mercato elettrico risulterebbe in una diminuzione media del PUN pari a 3,67 €/MWh
(vs una riduzione media dello scenario BAU High senza nuove aste di 2,58 €/MWh): nello scenario High, l’adozione di
nuove aste provocherebbe quindi una variazione media di – 1,09 €/MWh sul PUN
‣  Nel periodo 2014-20135 I consumatori godrebbero di un risparmio complessivo di 5,89 Miliardi di Euro
1200
1000
800
600
400
200
0
0,0
0,0
0,0
16,7
44,0
2014
2015
2016
2017
2018
83,6
2019
129,7
2020
Maggior beneficio - Nuove Aste High
180,3
2021
221,5
2022
258,6
286,2
310,2
332,4
2023
2024
2025
2026
355,6
379,8
403,5
425,1
451,7
2027
2028
2029
2030
2031
Beneficio totale su PUN - Nuove Aste High
472,0
495,0
508,4
536,4
2032
2033
2034
2035
Beneficio totale su PUN - BAU High
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
56
Scenario High: ulteriori entrate fiscali
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Milioni di Euro
‣  Per il periodo 2014-2035 il maggior gettito fiscale incrementale dovuto all’incentivazione e all’installazione di ulteriore
capacità eolica per effetto dell’adozione di nuove aste risulta essere pari a 305,3 Milioni di Euro per lo scenario High
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Maggior gettito - Nuove Aste High
Gettito incrementale - BAU High
Gettito incrementale - Nuove Aste High
Aumento del gettito incrementale dell’eolico per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
57
Scenario High: aumento delle risorse per misure compensative
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Milioni di Euro
‣  Con l’adozione di nuove aste, per il periodo 2014-2035 i Comuni ospitanti i parchi eolici vincitori delle procedure
competitive otterrebbero maggiori risorse per un totale pari a 238 Milioni di Euro
80
60
40
20
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Maggiori risorse locali per nuove aste
Misure compensative - Scenario Low
Misure compensative - scenario Nuove Aste
Aumento del risorse destinate alle misure compensative locali per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
58
Nuove aste: costi vs benefici, scenario High (2014-2035)
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‣  A livello annuale, anche lo scenario High mostra un immediato superamento dei benefici aggregati rispetto ai costi, con un
beneficio netto crescente nel tempo
‣  Anche in questo scenario, a partire dall’anno 2021 il costo di incentivazione decresce costantemente a fronte di una
crescita rilevante dell’effetto sul PUN - a motivo di uno scenario di mercato elettrico a prezzi crescenti
Costo Incentivazione
Gettito Fiscale
Misure Compensative
Riduzione PUN
536,4
495,0
451,7
403,5
508,4
472,0
425,1
379,8
355,6
332,4
310,2
286,2
258,6
221,5
Milioni di Euro
180,3
129,7
16,7
12,7
4,4
1,6
44,0
42,7
8,6
4,0
83,6
146,8
151,1
141,4
130,7
121,4
123,9
120,4
115,8
111,5
106,8
101,7
96,1
81,1
13,3
7,1
16,0
8,7
18,0
9,5
16,6
9,5
17,1
9,5
16,8
9,5
16,8
9,5
16,8
9,5
16,8
9,5
16,8
9,5
16,6
9,5
16,1
9,5
15,9
9,5
88,6
17,4
9,5
79,0
67,2
53,0
19,0
9,5
20,7
9,5
21,6
9,5
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Costo / Beneficio
netto annuale
[Milioni di Euro]
59
10,0
13,9
22,9
33,0
60,9
96,4 143,7 181,8 212,6 238,3 266,1 294,5 322,7 348,9 380,9 410,3 444,4 471,4 514,4
Nuove aste: costi vs benefici (2014-2035)
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‣  L’analisi sull’intero periodo mostra che l’adozione di nuove aste per l’incentivazione di 1.500 MW di potenza eolica
consente di portare nel periodo 2014- 2035 un beneficio compreso tra 1,82 e 4,54 Miliardi di Euro
‣  Il solo effetto di riduzione del PUN potrebbe consentire di più che ripagare il maggiore costo di incentivazione, tuttavia tale
analisi non considera gli effetti sui costi di dispacciamento
‣  Il maggior gettito fiscale e le maggiori risorse per le misure compensative possono invece coprire circa il 29% del costo
Costo di incentivazione totale
60
1.071 – 1.892 Milioni di Euro
2.590 – 5.891 Milioni di Euro
Riduzione del PUN
178 – 305 Milioni di Euro
Gettito fiscale incrementale
124 – 238 Milioni di Euro
Misure compensative
1.820 – 4.542 Milioni di Euro
Beneficio netto
Focus su integrali ricostruzioni
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‣  Dall’analisi emerge che – già a partire dal 2015 – usciranno dall’incentivazione numerosi impianti: si tratta di impianti eolici
installati a partire dal 2002-2003 che insistono su siti caratterizzati da un livello di ventosità molto elevato: nella maggior
parte dei casi sono parchi composti da turbine di taglia limitata (per lo più WTG da 850 kW) che, per ovvie ragioni di
evoluzione tecnologica, presentano livelli di efficienza inferiori rispetto agli standard attuali
‣  La valorizzazione di tali risorse, mediante integrali ricostruzioni degli impianti (fattispecie prevista dall’art. 2.1, lettera b) del
DM 6 luglio 2012) appare opportuna in termini di:
‣  Ottimizzazione dell’uso del territorio, mediante la sostituzione di turbine di piccola taglia con un numero inferiore di turbine di taglia maggiore
‣  Miglioramento dell’impatto visivo, anche tenuto conto che gli impianti oggetto di integrale ricostruzione sono spesso composti da WTG
“tralicciate”
‣  Efficienza di produzione: a parità di potenza installata e di disponibilità della risorsa eolica, si possono ottenere livelli di produzione più
elevati mediante la sostituzione con turbine di ultima generazione
‣  Tenuto anche conto che l’abbandono di tali impianti determinerebbe il venir meno dei benefici (fiscali e di impatto sul
mercato elettrico) già analizzati e allontanerebbe il raggiungimento degli obiettivi del PAN, appare dunque condivisibile
l’intento di favorire tale tipo di intervento, mediante:
‣  Una semplificazione delle procedure autorizzative di cui sono oggetto le integrali ricostruzioni
‣  La previsione di contingenti di incentivazione specifici dedicati alle integrali ricostruzioni, sulla scorta di quanto avvenuto nel caso del DM 6
luglio 2012 per i rifacimenti (si veda slide successiva)
61
‣  Se venissero affiancate alle nuove aste nel periodo 2015-2017 delle procedure competitive dedicate alle integrali
ricostruzioni (es. 450 MW totali – in linea con i contingenti per i rifacimenti previsti nella prima finestra legislativa), la
circostanza non altererebbe il percorso di riduzione dei costi complessivi di incentivazione dell’eolico (i.e. il costo unitario di
incentivazione delle ricostruzione sarebbe inferiore rispetto al costo originario)
Focus sui rifacimenti
‣ 
‣ 
A differenza del contingente a disposizione per le aste,
saturato dalle richieste, il contingente riservato ai
rifacimenti non è stato quasi integralmente assegnato
(solo 1,5 MW su 450 MW disponibili)
I meccanismi di incentivazione del DM 6 luglio 2012
hanno in generale avuto poco successo – sebbene solo
eolico e biomasse abbiano mostrato tassi di
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Biomasse
Assegnato
Contingente
Geotermico
Idroelettrico
Eolico on-shore
partecipazione praticamente nulli
0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Rifacimenti: contingenti disponibili e assegnati, per fonte [eLeMeNS]
‣ 
‣ 
62
Tale circostanza non sembra da ricondurre tanto
all’assenza di impianti in possesso dei necessari requisiti
di accesso ai rifacimenti, che all’anno 2015 ammontano
complessivamente a circa 350 MW
La ragione dell’insuccesso del meccanismo è piuttosto
da ricercarsi nell’assenza di condizioni di incentivazione
sufficientemente attrattive per gli operatori
Ove si intenda continuare a puntare su questo
meccanismo, appare suggeribile ricalibrarne le
condizioni di funzionamento o indirizzarne le risorse
verso l’incentivazione delle integrali ricostruzioni
600
MW
‣ 
500
400
Contingente rifacimenti eolico on-shore
300
200
100
0
Rifacimenti fatti Accesso dal
(pre DM 6/7)
2013
Accesso dal
2014
Accesso dal
2015
Accesso dal
2016
Accesso dal
2017
Rifacimenti: impianti teoricamente in possesso dei requisiti di accesso – per anno [eLeMeNS]
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