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Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione dell’energia elettrica rinnovabiledell’energia elettrica rinnovabile
Pia SaracenoOsservatorio Energia REF
““Le incentivazioni alle fonti rinnovabili e gli obiettivi europei: analisi e proposte”Le incentivazioni alle fonti rinnovabili e gli obiettivi europei: analisi e proposte”Forum AdiconsumForum Adiconsum
Roma, 27 aprile 2009
27 Aprile 2009 2
Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
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Gli strumenti di incentivazione/semplificazione attuali
Tipo di sistemaAnno di
introduzioneCaratteristiche
Durata dell'incentivo
(anni)
CIP 6 Tariffe incentivanti 1992Tariffe onnicomprensive che
incentivano l'EE immessa in rete8 (+8)
CV Certificati Verdi 1999incentivo = prezzo di mercato dei
CV15
Conto Energia Fotovoltaico
Tariffe incentivanti 2005 - 2007Tariffe aggiuntive al prezzo EE che incentivano l'EE prodotta
20
Conto Energia Termodinamico
Tariffe incentivanti 2008Tariffe aggiuntive al prezzo EE che incentivano l'EE prodotta
25
Conto energia <=1 MW Tariffe incentivanti 2008Tariffe onnicomprensive che
incentivano l'EE immessa in rete15
Regime di semplificazione
Applicazione Caratteristiche
Ritiro dedicato 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
Scambio sul posto Rinnovabili <= 200 kW Regolazione economica del saldo tra immissioni e prelievi
Sistemi di incentivazione
Strumenti di semplificazio
ne
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
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Il peso dei diversi sistemi di incentivazione (in termini di produzione)
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
64%
19%
17%
0.4%
CIP 6 CV Conto Energia Fotovoltaico Energia non incentivata
Fonte: elaborazioni REF e dati GSE
Non si considera il sistema di tariffe
omnicomprensive per gli impianti <= 1 MW,
avviato nel 2008 (non sono ancora disponibili
dati)
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I problemi (1/5): eccesso di offerta ed obbligo che non cresce coerentemente con obiettivi
0
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10
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20
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30
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
TWh Offerta CV Domanda CV
12.8%12.1%11.3%10.6%9.8%9.1%8.3%7.6%6.8%6.1%5.3%4.6%
27.0%24.2%
21.5%18.7%
16.0%13.1%
10.3%
3.8%0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Quota d'obbligo +0.75% Quota d'obbligo scenario 29% (25%)
Fonte: elaborazioni REF
Eccesso offerta CV nel 2012
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?
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I problemi (2/5): effetto moltiplicativo costi per il consumatore
7.77.26.86.35.95.45.0
16.214.8
13.111.4
9.77.9
6.2
4.5
0
3
6
9
12
15
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
€/MWhImpatto scenario +0.75% Impatto scenario 29% (25%)
Fonte: elaborazioni REF
Ipotesi:-obbligo coerente per obiettivo - discesa graduale prezzi a 60 euro MWh (a parità costi generazione)
•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
L’impatto sui prezzi ingrosso cresce di 4 volte
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100
150
200
250
300
Eolicoon-shore
Piccoloidro
Biomassasolida
(no f iliera)
Biomassasolida
(f iliera con 1.8)
Oliovegetale
(no f iliera)
€/MWhRange di costo pieno supporto I sem 08 Supporto II sem 08 supporto 2009
Supporto prezzi UK supporto II sem 07
Fonte: stime su database rinnovabili REF
I problemi (3/5): i prezzi CV alti e volatili
I prezzi dei CV UK (ROC) e italiani a confronto(€/MWh)
Fonti: NFPA - aste e-ROC; GME
50
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70
80
90
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110
120
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gen-
06
apr-
06
lug-
06
ott-
06
gen-
07
apr-
07
lug-
07
ott-
07
gen-
08
apr-
08
lug-
08
ott-
08
gen-
09
ROC CV
Quanto la differenza di prezzi è giustificata dalla differenza nei costi di generazione più bassi in UK?
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
• 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
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I problemi (4/5): i coefficienti in Italia quasi tutti superiori ad uno sono ben disegnati? Un confronto
Coefficienti di assegnazione dei CVFonte Coeff.
Eolica >200 kW 1
Eolica offshore 1,1
Geotermica 0,9
Moto ondoso e maremotrice 1,8
Idraulica 1
Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo
1,1
Biomasse e biogas da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta
1,8
Biomasse e biogas da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta - cogenerazione con riutilizzo dell'energia termica in ambito agricolo
1,8
Gas di discarica e gas residuati da processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente
0,8
Fonti: L.222 del 29 novembre 2007 e L.244 del 24 dicembre 2007
Coefficienti moltiplicativi UK(coefficienti)
Eolico on-shore 1,0ù
Biogas di discarica 0,25Idroelettrico entro 20 MW 1,0Co-combustione 0,5
Biomassa 1,5Eolico off-shore 1,5
Biogas da liquami 0,5
Biomassa (tecnologie di conversione avanzate)
2,0
Co-combustione di colture dedicate
1,0
Idroelettrico entro 50 kW 1,0
Rifuti (tecnologia di conversione avanzate)
1,0
Fotovoltaico entro i 50 kW 2,0Fonte: Renewables Obligation Order 2009
NB: i coefficienti moltiplicano prezzi sensibilmente differenti
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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)
• Il tutto a fronte di costi molto elevati per alto livello di supporto
• Il meccanismo è già predisposto per porre un limite alla crescita dei costi di sistema:
Limite di 1200 MW incentivati Tariffe non aggiornate in considerazione
dell’inflazione Tariffe per i nuovi entranti decrescenti
del 2%/anno
• Dal punto di vista della costo-efficacia, il sostegno al fotovoltaico non appare ad oggi giustificato:
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???
100
200
300
400
500
600
Fotovoltaico
€/MWhRange di costo pieno supporto max supporto min
Fonte: stime su database rinnovabili REF e dati CE
Supporto al fotovoltaico
Alto incentivo e tetto porta alla corsa alla realizzazioneNon è che in questo modo si incentivano anche soluzioni realizzative meno efficienti
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Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
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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
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L’emendamento nel disegno di legge “manovra”: la domanda
• 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
Tra le questioni da affrontare :
•Come considerare chi ha investito in impianti di cogenerazione?
•Come calibrare obbligo? Meglio tenere corto il mercato o mantenere ruolo GSE con prezzo cap?
Fonte: previsioni REF
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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
OffertaTrasferimento Domanda sist. attuale
Twh
Eccesso offerta
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2012
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95
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Sistema attuale Spostamento dell'obbligo
€/MWh
Costo var e mark-up Impatto ETS Costo sistema CV Costi in A3
2009
40
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Sistema attuale Spostamento dell'obbligo
€/MWh
Costo var e mark-up Impatto ETS Costo sistema CV costi in A3
Obbligo sulla domanda: impatto su prezzi ingrosso
30% prezzo ingrossoDi cui 18% CV. Per ET ipotesi
Allocazione con aste
2020
40
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Sistema attuale Spostamento dell'obbligo
€/MWh
Costo var e mark-up Impatto ETS 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
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Costo per il consumatore dei CV
-1,000,000,000
1,000,000,000
3,000,000,000
5,000,000,000
7,000,000,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
€
Costo passato dai fornitori Costo indiretto (ritiro GSE su A3)
Costo passato dai produttori GSE
Elaborazioni REF
Costo per il consumatore dei CV
-
1,000,000,000
2,000,000,000
3,000,000,000
4,000,000,000
5,000,000,000
6,000,000,000
7,000,000,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
€
Costo passato dai produttori Costo indiretto (ritiro GSE su A3)
incentivo cogenerazione non rinnovabile incentivo altre fonti rinnovabili
Rendita altre fonti non soggette ad obbligo
Costo passato dai produttori
GSE
Obbligo sulla produzione o sulla domanda i costi totali
Fine ritiro GSE nel 2020 con obbligo coerente con obiettivo
Rendite quote esenti aumenta con aumento obbligo
I costi di sistema per il raggiungimento dell’obiettivo si dimezzanoL’eccesso di offerta viene riassorbito dall’aumento obbligo sulla domanda subitoViene meno il sostegno via prezzi alle produzioni esenti come cogenerazione
A questi costi vanno aggiunti a regime 1200Mdi circa per fotovoltaico e altro per altri conti energia
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Agenda
• Gli strumenti ed i problemi
• L’impatto del passaggio dell’obbligo CV sulla domanda
• Le proposte
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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
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
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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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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 regia dei processi di governance istituzionale delle politiche energetiche nel nuovo assetto costituzionale.
Quale disegno istituzionale (2/4): Ruolo dello Stato
• Attivazione di strumenti flessibili per lo sviluppo di una prassi di cooperazione interistituzionale, continua, adeguata all’esercizio delle responsabilità statali e regionali in materia di politiche 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)
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• 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
Quale disegno istituzionale (3/4): Il ruolo delle Regioni
Integrazione delle politiche e governance a livello regionale
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• 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.
Quale disegno istituzionale (4/4): tempi stretti per definire responsabilità e compiti
