Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione dell’energia
elettrica rinnovabile
Pia Saraceno
Osservatorio Energia REF
“Le incentivazioni alle fonti rinnovabili e gli obiettivi europei: analisi e proposte”
Forum Adiconsum
Roma, 27 aprile 2009
Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
27 Aprile 2009
2
Gli strumenti di incentivazione/semplificazione attuali
Tipo di sistema
Anno di
introduzione
Caratteristiche
Durata
dell'incentivo
(anni)
Tariffe incentivanti
1992
Tariffe onnicomprensive che
incentivano l'EE immessa in rete
8 (+8)
Certificati Verdi
1999
incentivo = prezzo di mercato dei
CV
15
Conto Energia
Fotovoltaico
Tariffe incentivanti
2005 - 2007
Tariffe aggiuntive al prezzo EE
che incentivano l'EE prodotta
20
Conto Energia
Termodinamico
Tariffe incentivanti
2008
Tariffe aggiuntive al prezzo EE
che incentivano l'EE prodotta
25
Conto energia <=1 MW
Tariffe incentivanti
2008
Tariffe onnicomprensive che
incentivano l'EE immessa in rete
15
CIP 6
CV
Regime di
semplificazione
Ritiro dedicato
Strumenti di
semplificazione
Scambio sul posto
27 Aprile 2009
Sistemi di
incentivazione
I titolari di impianti
incentivati attraverso CV o
conto energia fotovoltaico
beneficiano, oltre
all’incentivo, di un prezzo
dell’elettricità che contiene i
costi sostenuti dai soggetti
obbligati per l’acquisto dei
CV
Applicazione
Caratteristiche
Rinnovabili programmabili <= 10
MVA, non programmabili di
qualsiasi taglia
Ritiro dell’energia prodotta a
prezzo zonale o, per i soli impianti
fino a 1 MW, a prezzi minimi
garantiti
Rinnovabili <= 200 kW
Regolazione economica del saldo
tra immissioni e prelievi
3
Il peso dei diversi sistemi di incentivazione
(in termini di produzione)
CIP 6
CV
Conto Energia Fotovoltaico
Energia non incentivata
17%
19%
Non si considera il sistema di
tariffe omnicomprensive per
gli impianti <= 1 MW, avviato
nel 2008 (non sono ancora
disponibili dati)
0.4%
64%
Fonte: elab orazioni REF e dati GSE
Situazione al 2008:
• il CIP 6 è in fase di “uscita”;
• il contributo dell’energia non incentivata è probabilmente destinato a diminuire a
causa della minore producibilità idroelettrica;
• i sistemi di tariffe incentivanti forniranno un contributo limitato in termini di
produzione anche se alle attuali tariffe il peso sui costi sarà significativo;
• lo schema CV è la leva principale per il raggiungimento degli obiettivi 2020
27 Aprile 2009
4
I problemi (1/5): eccesso di offerta ed obbligo che non cresce
coerentemente con obiettivi
Eccesso di offerta dopo fase transitoria
Quota d’obbligo che cresce in misura insufficiente a raggiungere obiettivi.
Se non cresce l’obbligo come si raggiunge l’obiettivo?
Permane il sistema attuale misto con GSE che ritira eccesso offerta, ma come si garantisce
obiettivo?
Eccesso offerta CV nel 2012
TWh
Offerta CV
Quota d'obbligo +0.75%
Domanda CV
Quota d'obbligo scenario 29% (25%)
30%
30
27.0%
24.2%
25%
25
21.5%
18.7%
20%
20
16.0%
13.1%
15%
15
10.3%
10%
10
5%
5
0%
8.3%
6.8% 7.6%
6.1%
5.3%
3.8% 4.6%
10.6% 11.3%
9.1% 9.8%
12.1% 12.8%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
0
2006
27 Aprile 2009
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fonte: elaborazioni REF
5
I problemi (2/5): effetto moltiplicativo costi per il consumatore
•Impatto sui prezzi all’ingrosso è dato dal Costo CV per la quota d’obbligo. Anche se
l’obbligo è solo sul 50% della produzione
•L’impatto cresce con l’aumento dell’obbligo anche con prezzi CV che convergono a valori
di sostegno inferiori agli attuali
•Il consumatore sostiene anche l’onere del ritiro certificati da parte del GSE
Ipotesi:
-obbligo coerente per
obiettivo
- discesa graduale
prezzi a 60 euro MWh
(a parità costi
generazione)
Impatto scenario +0.75%
€/MWh
Impatto scenario 29% (25%)
18
14.8
15
13.1
11.4
12
9.7
7.9
9
6.2
6
L’impatto sui prezzi
ingrosso cresce di 4
volte
3
4.5
5.0
5.4
5.9
6.3
2014
2015
2016
2017
6.8
7.2
7.7
2018
2019
2020
0
2013
Fonte: elaborazioni REF
27 Aprile 2009
16.2
6
I problemi (3/5): i prezzi CV alti e volatili
€/MWhRange di costo pieno
Supporto prezzi UK
300
supporto I sem 08
Supporto II sem 08
supporto 2009
supporto II sem 07
I prezzi dei CV UK (ROC) e italiani a confronto
Quanto la differenza
di prezzi è giustificata
dalla differenza nei
costi di generazione
più bassi in UK?
(€/MWh)
ROC
CV
250
130
120
110
200
100
90
80
150
70
60
Fonti: NFPA - aste e-ROC; GME
gen-09
ott-08
lug-08
apr-08
gen-08
ott-07
lug-07
apr-07
gen-07
ott-06
lug-06
apr-06
gen-06
50
100
Eolico
on-shore
Piccolo
idro
Biomassa
solida
(no filiera)
Fonte: stime su database rinnovabili REF
• L’attuale regime transitorio (DM 18 dicembre 2008)
sostiene i prezzi dei CV, altrimenti destinati a
scendere a causa dell’eccesso di offerta
• Al termine della fase transitoria (2011) potrebbero
verificarsi nuovi forti ribassi dei prezzi
27 Aprile 2009
7
Biomassa
solida
(filiera con 1.8)
Olio
vegetale
(no filiera)
Sono i nostri costi troppo alti
o il supporto inglese troppo
basso?
Il mercato UK è corto ed il
meccanismo del cap forse
non è ben calibrato?
Il mercato CV anche in UK
presenta oggettive difficoltà
di regolazione
I problemi (4/5): i coefficienti in Italia quasi tutti superiori ad uno
sono ben disegnati? Un confronto
Coefficienti di assegnazione dei CV
Coefficienti moltiplicativi UK
Fonte
Eolica >200 kW
Eolica offshore
(coefficienti)
Eolico on-shore
Biogas di discarica
Idroelettrico entro 20 MW
Co-combustione
Biomassa
Eolico off-shore
Biogas da liquami
Geotermica
Moto ondoso e maremotrice
Idraulica
Rifiuti biodegradabili, biomasse
diverse da quelle di cui al punto
successivo
Biomasse e biogas da attività
agricola, allevamento e
forestale da filiera corta
Biomasse e biogas da attività
agricola, allevamento e
forestale da filiera corta cogenerazione con riutilizzo
dell'energia termica in ambito
agricolo
Gas di discarica e gas residuati
da processi di depurazione e
biogas diversi da quelli del
punto precedente
Coeff.
1
1,1
0,9
1,8
1
1,1
1,8
Biomassa (tecnologie di
conversione avanzate)
Co-combustione di colture
dedicate
Idroelettrico entro 50 kW
1,8
Rifuti (tecnologia di conversione
avanzate)
2,0
1,0
1,0
1,0
Fotovoltaico entro i 50 kW
2,0
Fonte: Renewables Obligation Order 2009
0,8
NB: i coefficienti moltiplicano
prezzi sensibilmente differenti
Fonti: L.222 del 29 novembre 2007 e L.244 del 24
dicembre 2007
27 Aprile 2009
1,0ù
0,25
1,0
0,5
1,5
1,5
0,5
8
I problemi (5/5): l’incentivazione del fotovoltaico
Il contributo al raggiungimento dell’obiettivo è limitato a
pochi punti percentuali: il peso del fotovoltaico sulla
produzione nazionale per raggiungere l’obiettivo del
29% al 2020, nel caso di sviluppo della capacità
installata fino a 1500 MW, sarebbe compreso tra 2 e
2.5% (circa 2 TWh)
Supporto al fotovoltaico
€/MWh
Range di costo pieno
supporto max
supporto min
600
500
•
•
Il tutto a fronte di costi molto elevati per alto livello
di supporto
400
Il meccanismo è già predisposto per porre un limite
alla crescita dei costi di sistema:



300
Limite di 1200 MW incentivati
Tariffe non aggiornate in considerazione
dell’inflazione
Tariffe per i nuovi entranti decrescenti del
2%/anno
200
100
Fotovoltaico
•
Dal punto di vista della costo-efficacia, il sostegno al
fotovoltaico non appare ad oggi giustificato:


27 Aprile 2009
4% della capacità aggiuntiva necessaria e
quota sui costi totali carico del consumatore a
regime attuale di quattro volte almeno
superiore
Quali altri obiettivi si vogliono raggiungere???
9
Fonte: stime su database rinnovabili REF e dati CE
Alto incentivo e tetto porta alla corsa
alla realizzazione
Non è che in questo modo si
incentivano anche soluzioni realizzative
meno efficienti
Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
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10
L’emendamento del disegno di legge “manovra”
• L’emendamento prevede che l’obbligo di consegna dei CV sia trasferito, a partire
dal 2011, dai produttori/importatori di energia non rinnovabile (e non esentata)
ai titolari di un contratto di dispacciamento in prelievo con Terna
• In sostanza si tratta di uno spostamento dell’obbligo sulla domanda: scompare il
sistema delle esenzioni e delle esclusioni (cogenerazione, generazione
rinnovabile, import rinnovabile)
L’attuale sistema di esenzione ed esclusione (stime per il 2008)
Produzione rinnovabile netta
58.4 TWh
Import rinnovabile
27.3 TWh
Cogenerazione (AEEG 42/02)
46 TWh
Primi 100 GWh e franchigia
20 TWh
Consumi da pompaggio
7.4 TWh
Totale esenzioni
159.1 TWh
Fonte: stime REF
Il 47% circa rispetto a 337 TWh di domanda
27 Aprile 2009
11
L’emendamento nel disegno di legge “manovra”: la domanda
Offerta
Trasferimento
Domanda sist. attuale
Twh
30
Eccesso offerta
25
Tra le questioni da
affrontare :
•Come considerare chi ha
investito in impianti di
cogenerazione?
20
Fonte:
15 previsioni REF
•Come calibrare obbligo?
Meglio tenere corto il
mercato o mantenere
ruolo GSE con prezzo
cap?
10
5
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
• La quota d’obbligo 2011 (6.8%) applicata alla domanda (scenario stagnazione) porta il
mercato vicino all’equilibrio
• La quota d’obbligo necessaria per far bilanciare domanda e offerta sarebbe 7.75%
• Dal punto di vista del sostegno ai prezzi CV, la norma dovrebbe essere efficace
27 Aprile 2009
12
Obbligo sulla domanda: impatto su prezzi ingrosso
Costo var e mark-up
Impatto ETS
Costo sistema CV
costi in A3
Costo var e mark-up
Impatto ETS
Costi in A3
€/MWh
100
€/MWh
100
95
90
95
2009
90
85
85
80
80
75
70
75
2012
70
65
65
60
60
55
50
55
45
40
45
50
40
Sistema attuale
Sistema attuale
Spostamento dell'obbligo
Costo var e mark-up
100
30% prezzo ingrosso
Di cui 18% CV. Per ET ipotesi
Allocazione con aste
Impatto ETS
€/MWh
95
90
2020
85
80
75
70
60
55
50
45
40
Sistema attuale
Spostamento dell'obbligo
13
Spostamento dell'obbligo
Costo sistema CV
65
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Costo sistema CV
Con passaggio
obbligo
su domanda
l’impatto (prezzo
CV per obbligo)
è una
componente che
si aggiunge al
prezzo
all’ingrosso e
non vi sono
oneri aggiuntivi
da ritiro GSE
Obbligo sulla produzione o sulla domanda i costi totali
Costo per il consumatore dei CV
€
Costo passato dai produttori
Costo indiretto (ritiro GSE su A3)
incentivo cogenerazione non rinnovabile
incentivo altre fonti rinnovabili
Fine ritiro GSE nel 2020 con
obbligo coerente con obiettivo
7,000,000,000
6,000,000,000
Rendite quote esenti aumenta
con aumento obbligo
5,000,000,000
4,000,000,000
Rendita altre fonti non soggette ad obbligo
3,000,000,000
2,000,000,000
GSE
1,000,000,000
A questi costi vanno aggiunti a regime
1200Mdi circa per fotovoltaico e altro
per altri conti energia
Costo passato dai produttori
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Costo per il consumatore dei CV
Costo passato dai fornitori
Costo indiretto (ritiro GSE su A3)
€
7,000,000,000
I costi di sistema per il
raggiungimento dell’obiettivo si
dimezzano
L’eccesso
di
offerta
viene
riassorbito dall’aumento obbligo
sulla domanda subito
Viene meno il sostegno via prezzi
alle
produzioni
esenti
come
cogenerazione
5,000,000,000
3,000,000,000
1,000,000,000
GSE
-1,000,000,000
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2008
Elab orazioni REF
2009 2010
14
2011 2012
2013
Costo passato dai produttori
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
27 Aprile 2009
15
Quali modifiche nei meccanismo d’incentivazione
•
Bene il passaggio alla domanda ma occorre:




•
Stabilire un periodo lungo di regole stabili (tasso di crescita dell’obbligo coerente
con obiettivi)
Predisporre un fine tuning dell’obbligo per contenere gli impatti sui prezzi di
eventuali situazioni di mercato lungo/corto
Rivedere i coefficienti in funzione costi effettivi e obiettivi ben definiti per
tecnologie specifiche
Prevedere che la promozione di sviluppo di tecnologie specifiche richiede il
coordinamento con altri strumenti di politica industriale (sostegno alla
ricerca,politiche di settore ecc)
Resistere alla tentazione di prevedere esenzioni. Gli impianti
cogenerativi vanno sostenuti con altri strumenti. Le extrarendite degli
altri impianti esenti è giusto che vengano meno. Monitoraggio prezzi
per verificare che la riduzione dell’onere per il produttore si traduca in
effettivo gradini nei prezzi all’ingrosso
•
Mantenere un cap per il prezzo CV ma fissando livelli e coefficienti più
coerenti con le necessità di sostegno per dati costi di generazione
•
Il rapporto costi benefici per il fotovoltaico andrebbe rivisto. Il cap
sulla capacità mette un limite alla spesa ma cosa succede dopo?
•
Il conto energia per i piccoli impianti ancora non ci consente di
valutare il suo impatto sull’obiettivo ed i relativi costi è necessario
prevedere un monitoraggio a seguito del quale eventualmente ritarare
le tariffe
27 Aprile 2009
16
Alternativa:
Tariffe fee-in
•con attenzione ai
costi effettivi di
generazione delle
diverse tecnologie
•in coordinamento
con altri strumenti di
promozione della
ricerca e politiche di
settore sia a livello
nazionale che
regionale per
garantire
raggiungimento
obiettivo
Quale disegno istituzionale (1/4): Molti ruoli e
responsabilità ancora da definire
• Come assegnare l’obbligo sulle regioni
• Come monitorare il suo raggiungimento
• Come distribuire gli oneri in caso di mancato
raggiungimento
• Come ridurre i costi autorizzativi
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17
Quale disegno istituzionale (2/4): Ruolo dello Stato
•
Venuto meno il ruolo nelle funzioni autorizzative e di gestione dei sussidi agli investimenti, resta
cruciale il ruolo di indirizzo degli strumenti di incentivazione e diventa essenziale quello di
Attivazione di strumenti flessibili per lo sviluppo di una prassi di cooperazione interistituzionale,
regia
dei processi
di governance
istituzionale delle
energetiche
assetto
continua,
adeguata
all’esercizio
delle responsabilità
statalipolitiche
e regionali
in materianel
di nuovo
politiche
costituzionale.
energetiche;
•
coordinamento del processo di definizione del Piano di azione nazionale per le fonti rinnovabili con il
burden sharing regionale e la definizione dei nuovi programmi regionali 2020
•
promozione di strumenti condivisi di monitoraggio in itinere e valutazione di efficacia e efficienza delle
politiche di promozione delle fonti rinnovabili a livello centrale, regionale e locale
•
definizione degli scenari di riferimento di evoluzione della domanda elettrica in modo coordinato con gli
obiettivi delle politiche di efficienza energetica;
•
Definizione della quota di energia da fonti rinnovabili da soddisfare con mezzi diversi dalla produzione
nazionale
•
linee guida nazionali per la formulazione dei programmi regionali per le fonti rinnovabili sulla base
dell’allegato VI della nuova direttiva;
•
linee guida per i procedimenti autorizzativi sia sotto il profilo amministrativo che dell’efficacia nell’uso
degli strumenti di informazione e partecipazione della VIA
•
Introduzione di sanzioni nei confronti delle inadempienze da parte delle regioni,. (ripartizione tra Stato e
Regioni delle eventuali sanzioni che saranno irrogate dalla UE all’Italia in caso di mancato rispetto del
nuovo obiettivo nazionale 2020 obbligatorio, con esenzione dalle sanzioni per le regioni che
raggiungono il proprio obiettivo)
27 Aprile 2009
18
Quale disegno istituzionale (3/4): Il ruolo delle Regioni
Integrazione delle politiche e governance a livello regionale
•
Definizione dei nuovi programmi regionali 2020 per le fonti rinnovabili sulla base del decreto di
ripartizione; utilizzando l’adempimento della VAS come strumento efficace per affrontare i
problemi legati alla individuazione del potenziale effettivamente sfruttabile in termini di
integrazione con le altre politiche, processi di concertazione istituzionale e governance
economico-sociale;
•
Integrazione delle politiche regionali per le fonti rinnovabili con le con le altre politiche
regionali (ambientali, agricole, territoriali) che interagiscono sostanzialmente con lo sviluppo
delle fonti rinnovabili.
•
Concertazione istituzionale, anche in funzione delle specifiche scelte regionali di attribuzione
alle province delle funzioni autorizzative, che crei le condizioni per una condivisione degli
obiettivi di sviluppo.
•
Processi di governance che coinvolgano gli attori economico-sociali interessati in modo non
episodico, creando le premesse per un coinvolgimento nelle attività di monitoraggio e nella
gestione delle criticità durante la fase di attuazione dei programmi;
•
Verifica di adeguatezza e messa a punto nella regolazione regionale delle procedure
autorizzative.
•
Verifica di adeguatezza e messa a punto delle politiche di incentivazione a regionale rispetto ai
nuovi obiettivi regionali 2020, e coordinamento con le politiche nazionali di incentivazione delle
fonti rinnovabili
27 Aprile 2009
19
Quale disegno istituzionale (4/4): tempi stretti per definire
responsabilità e compiti
•
L’avvio tempestivo della concertazione Stato-regioni, sulla base di un’indicazione
preliminare degli obiettivi settoriali nazionali 2020 per elettricità e riscaldamento
raffreddamento , consentirebbe di emanare il decreto di ripartizione dell’obiettivo
nazionale tra le regioni in tempi brevi.
•
A queste condizioni la fase successiva, nella quale le regioni dovranno adeguare i
propri programmi per la promozione delle fonti rinnovabili ai nuovi obiettivi regionali
2020 definiti dal decreto potrebbe avvenire in tempi e modi adeguati nelle singole
realtà regionali.
•
La definizione dei nuovi programmi regionali entro la fine del 2009 consentirebbe una
verifica qualificata degli obiettivi nazionali e regionali 2020 individuati
preliminarmente, prima della notifica del piano di azione nazionale a fine giugno
2010.
27 Aprile 2009
20
Grazie per l’attenzione!
Per informazioni:
Mario Cirillo
[email protected]
27 Aprile 2009
21