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MERCATO ITALIANO DELL’ENERGIA
ELETTRICAOltre la grid parity
ISBN: 978-88-907760-0-7Editore: enmovemeAutori: Umberto De Martinis, Felice Lucia, Laura CrisciAnno: ottobre 2012
Mastergem 23/01/2012
1. Politiche energetiche2. Mercato dell’energia elettrica3. Sviluppo della rete elettrica4. Incentivi per la produzione di energia
elettrica da fonte rinnovabile5. Valutazione degli investimenti in
impianti a fonte rinnovabile6. Grid parity
EUROPAPiano 20 20 20 Pacchetto clima-energiaDirettiva 2009/28/CEEnergy Roadmap 2050 ITALIAPiano d’Azione Nazionale (PAN)D. lgs. 28/11 Burden sharingPiano strategico per il triennio 2012-2014Strategia energetica nazionale (SEN)
Piano 20 20 20 Pacchetto clima-energia (2008)Obiettivo: ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra, portare al
20% il risparmio energetico e aumentare al 20% il consumo di fonti rinnovabili (rispetto al 1990) e il 10% sull'uso di bio-combustibili.
Sei le misure proposte: Sistema di scambio di quote di emissione, Ripartizione degli sforzi di riduzione tra gli Stati membri, Cattura e stoccaggio di CO2, Promuovere le energie rinnovabili, Riduzione del CO2 delle auto, Riduzione dei gas a effetto serra nella ciclo di vita dei combustibili.
Direttiva 2009/28/CE (2009)Fissa obiettivi vincolanti per ogni paese membro in termini di quota di
energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia.Tale obiettivo per l’Italia è fissato pari al 17%.
Energy Roadmap 2050 (2009-2011)Si esaminano diversi scenari finalizzati a conseguire una riduzione
(rispetto al 1990) dell’80% delle emissioni di gas a effetto serra che comportano un calo dell’85% delle emissioni di CO2 legate all’energia, entro il 2050.
Emissioni di gas serra dell'UE - verso una riduzione interna dell'80% (fonte: COM(2011)0885)
PAN-Piano d’Azione Nazionale (2010)Illustra la strategia nello sviluppo delle FER e disegna le principali linee d’azione per ciascuna area
di intervento (Elettricità, Riscaldamento - Raffreddamento e Trasporti) sul consumo energetico lordo complessivo. Per conseguire l’obiettivo nazionale , opera su due fronti: la riduzione del Consumo Finale Lordo (CFL) e l’incremento dell’impiego delle FER. Prevede che il CFL al 2020 sia pari a 133 Mtep e conseguentemente l’obiettivo del 17% richiede uno sviluppo delle FER pari a 22,6 Mtep.
D. lgs. 28/11 (2011)Recepimento della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti
rinnovabili.
Burden sharing (2012)Il DM 15 marzo 2012 definisce, per ciascuna regione e provincia autonoma, i valori di CFL e quindi
gli obiettivi di sviluppo delle FER all’anno 2020 e negli anni intermedi.
Piano strategico triennio 2012-2014 (AEEG 2012)Linee d’azione del processo di decarbonizzazione della produzione di energia elettrica: Regolazione
dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica; La transizione verso un nuovo di paradigma di mercato all’ingrosso dell’energia elettrica; Aumento della capacità del sistema elettrico di gestire variazioni di offerta e di domanda; Adeguatezza della capacità di generazione anche a fronte della crescente quota di produzione da fonti energetiche intermittenti; Miglioramento degli attuali sistemi di tutela di prezzo per i consumatori domestici e per le piccole imprese; Rafforzamento del meccanismo dei titoli di efficienza energetica .
SEN - Strategia energetica nazionale (consultazione 2012)Il documento delinea un mix d’interventi sia nel settore della green economy (rinnovabili, efficienza
energetica) che in quello tradizionale (reti, rigassificatori, stoccaggi, produzione idrocarburi), con un ammontare complessivo di investimenti stimato di circa 180 (centottanta) miliardi in 8 (otto) anni.
Il mercato elettrico all’ingrosso è composto dal mercato del giorno prima (DA day ahead), dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali idonei possono vendere/acquistare energia elettrica per il giorno successivo ; dal mercato infragiornaliero (ID intra day), dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali possono modificare i programmi di immissione/prelievo determinati su DA e dal mercato per il servizio di dispacciamento, sul quale Terna S.p.A si approvvigiona dei servizi di dispacciamento necessari alla gestione ed al controllo del sistema elettrico, che si articola in fase di programmazione (MSD ex-ante) e Mercato del Bilanciamento (MB).
FUNZIONIATTOR
I
REGOLATORI
Il sistema elettrico
Sicurezza del sistema
Il dispacciamento è il servizio che copre in ogni istante l'equilibrio tra la domanda e l'offerta di energia elettrica.
Garantire la sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale si traduce in servizi (ancillari) il cui obiettivo è di mantenere entro limiti prefissati la probabilità di interruzione del servizio e contenere al massimo le conseguenze negative dei disservizi qualora si verifichino.
I servizi ancillari includono tutti i servizi che si rendono necessari nel momento in cui l’energia elettrica viene immessa in rete: regolazione primaria di frequenza, regolazione di tensione, riaccensione, ecc.
Prevenire e contenere il rischio di disservizio significa per Terna effettuare una programmazione preventiva dell’esercizio
Nel mercato dei servizi ancillari, prima della fase di bilanciamento (che si svolge prima della chiusura delle contrattazioni sui mercati all’ingrosso), utilizzata per risolvere possibili squilibri del sistema dovuti principalmente a fuori servizio degli impianti e a relativamente modeste variazioni della domanda rispetto alle previsioni (chiamando i generatori a modulare in aumento o diminuzione le proprie immissioni per risolvere eventuali congestioni di rete), il Gestore del sistema provvede all’approvvigionamento di riserva di capacità da utilizzare per mantenere il sistema in equilibrio.
La scarsa prevedibilità della produzione rinnovabile (capacità intermittente e non programmabile) fino a pochi istanti prima della consegna dell’energia richiede una più elevata capacità di riserva nella fase di programmazione, con una quota sempre maggiore di capacità flessibile (da fonti tradizionali) mantenuta inutilizzata per fornire capacità di riserva.
Si rende necessario di un meccanismo di remunerazione della capacità produttiva (introdotto in Italia con il Decreto Sviluppo), tramite la creazione di appositi mercati o meccanismi incentivanti, utilizzato in particolare per mantenere in esercizio impianti obsoleti non più remunerativi (garantendo la copertura dei costi fissi ), ma ancora essenziali per coprire picchi di domanda.
Regolazione tariffaria
Generazione centralizzata
Generazione distribuita
GD: l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MW e connessi, di norma, alla rete di distribuzione.
La GD determina un impatto della sulle reti elettriche di distribuzione in media e bassa tensione, in riferimento alla regolazione della tensione, all’incremento del valore della corrente di guasto ed alla selettività delle protezioni.
Nel mercato liberalizzato, l’applicazione del modello radiale costituisce inevitabilmente una barriera allo sviluppo. Emergono dunque due esigenze prioritarie: come favorire le generazione di energia elettrica da FER tipicamente caratterizzata da discontinuità produttiva, piccole taglie e localizzazione decentrata, e come far partecipare anche i piccoli impianti o i carichi di modesta entità al bilanciamento della domanda e dell’offerta di energia.
Per risolvere questi problemi nell’immediato sono state prese misure regolatorie volte a prescrivere determinati requisiti agli inverter e alle protezioni di interfaccia (GD che si adatta alla rete radiale). Per eliminare gli ostacoli allo sviluppo della GD è necessario trasformare le reti in smart grid (reti intelligenti) mediante l’ausilio dell’ICT e dello storage.
Una smart grid è una rete attiva con molti nodi, la cui struttura combinata all’utilizzo delle tecnologie intelligenti, è capace di bilanciare e ridistribuire i flussi di produzione delle diverse fonti, compensando automaticamente gli sbalzi che possono portare a black-out. La rete dovrà assicurare, mediante comunicazione interna, automazione digitale diffusa , software per il bilanciamento delle tensioni e centri di controllo, la stessa identica stabilità di prima, prevedendo in tempo e poi correggendo ogni variabilità in pochi secondi. Può definirsi attiva una rete che non svolge la sola funzione passiva di alimentare gli utenti finali. L’intelligenza rappresenta dunque il fattore cruciale nell’adeguamento delle attuali reti di trasmissione e distribuzione elettrica.
I sistemi di accumulo svolgono un ruolo strategico nei Sistemi Elettrici: disaccoppiamento temporale tra produzione ed utilizzo dell’energia da fonti rinnovabili; consentono di immettere in rete l’energia prodotta secondo un profilo prevedibile; differimento degli investimenti di rete; gestione delle congestioni (riducono le perdite di produzione per congestioni di rete); servizi alla rete: riserva, bilanciamento, regolazione di frequenza e di tensione; riaccensione del sistema; gestione dei picchi di carico (peak shaving), permettendo di dimensionare la rete sulla potenza media; gestione ottimizzata delle microreti di generazione distribuita.
FOTOVOLTAICODm Sviluppo economico 5 luglio
2012 (V conto energia) FER ELETTRICHE DIVERSE DAL
FOTOVOLTAICODm Sviluppo economico 6 luglio
2012Concetti di base: 1) Bando con limiti e scadenze2) Impianti e proponenti devono rispondere a precisi requisiti per
l’accesso3) Limiti di cumulabilità degli incentivi
V CONTO ENERGIAIl DM 5 luglio 2012 si applica agli impianti entrati in esercizio a partire dal 27 agosto 2012 e cesserà di applicarsi 30 giorni dopo il raggiungimento di un costo indicativo annuo cumulato degli incentivi pari a 6,7 Mld €/anno.
DM FER ELETTRICHE
Per ciascuna fonte, tipologia e classe di potenza è stabilita una Tariffa Base Incentivante che include sia l'incentivo sia la valorizzazione economica dell’energia immessa in rete (prezzo zonale dell'energia immessa in rete).
Alla Tariffa Base Incentivante si possono aggiungere specifici premi come per gli impianti: a bioenergie, cogenerativi ad alto rendimento, che diano luogo a specifiche riduzioni delle emissioni di gas serra, geotermoelettrici con reiniezione del fluido geotermico e con emissioni nulle
Gli impianti > 1 MW di potenza possono richiedere solo l’incentivo.
Gli impianti sino a 1 MW di potenza possono richiedere, in alternativa al solo incentivo, il rilascio di una tariffa onnicomprensiva corrispondente alla Tariffa Base incentivante più l'eventuale premio.
Requisiti per l’iscrizione alle aste
- titolo autorizzativo o, del titolo concessorio qualora si tratti di impianti: idroelettrici, geotermoelettrici ed eolici off shore.
- preventivo di connessione redatto dal gestore di rete accettato in via definitiva dal proponente (per gli impianti eolici offshore di qualsiasi potenza e per gli impianti con potenza non superiore a 20 MW, il possesso del titolo autorizzativo è sostituito dal giudizio di compatibilità ambientale)
- solidità finanziaria ed economica adeguata e dimostrata mediante una delle seguenti modalità:
- a) dichiarazione di un istituto bancario o intermediario autorizzato, che attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento;
- b)capitalizzazione (capitale sociale interamente versato e/o versamenti in conto futuro aumento capitale) pari ad almeno il 10% dell’investimento previsto (da Tab. I dell’Allegato 2 del DM)
- I soggetti che intendono partecipare alle aste devono presentare al GSE una cauzione provvisoria, in fase di iscrizione alle aste, e una definitiva in caso di esisto positivo della procedura (modalità specificate nell’allegato 3 al DM).
Cumulabilità degli incentivi1.I meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto non sono cumulabili con altri
incentivi pubblici comunque denominati, fatte salve le disposizioni di cui all’articolo 26 del decreto legislativo n. 28 del 2011.
Il diritto agli incentivi e' cumulabile, nel rispetto delle relative modalitàapplicative: a) con l'accesso a fondi di garanzia e fondi di rotazione; b) con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40 per cento del costo dell'investimento, nel caso di
impianti di potenza elettrica fino a 200 kW, non eccedenti il 30 per cento, nel caso di impianti di potenza elettrica fino a 1 MW, e non eccedenti il 20 per cento, nel caso di impianti di potenza fino a 10 MW, fatto salvo quanto previsto alla lettera c); per i soli impianti fotovoltaici realizzati su scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado ed il cui il soggetto responsabile sia la scuola ovvero il soggetto proprietario dell'edificio scolastico, nonché su strutture sanitarie pubbliche, ovvero su edifici che siano sedi amministrative di proprietà di regioni, province autonome o enti locali, la soglia di cumulabilità è stabilita fino al 60 per cento del costo di investimento;
c) per i soli impianti di potenza elettrica fino a 1 MW, di proprietà di aziende agricole o gestiti in connessione con aziende agricole, agro‐alimentari, di allevamento e forestali, alimentati da biogas, biomasse e bioliquidi sostenibili, a decorrere dall'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento;
d) per gli impianti di cui all'articolo 24, commi 3 e 4, con la fruizione della detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari e apparecchiature;
e) per gli impianti cogenerativi e trigenerativi alimentati da fonte solare ovvero da biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, vi inclusi i sottoprodotti, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro ai sensi degli articoli 9 e 10 del decreto legislativo 27 maggio 2005, n. 102, oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall'impianto che li utilizza per produrre energia elettrica, a decorrere all'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento.
Cumulabilità degli incentivi2. Il premio per la produzione in assetto cogenerativo ad alto endimento di cui in
Allegato 1, ivi incluso il premio per la cogenerazione abbinata al teleriscaldamento, non è cumulabile con ulteriori incentivi all’efficienza energetica e alla produzione di energia termica, ivi inclusi quelli di cui all’articolo 30, comma 11, della legge n. 99 del 2009. Il regime di sostegno previsto per la cogenerazione ad alto rendimento di cui al secondo periodo del comma 1 dell'articolo 6 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, è riconosciuto per un periodo non inferiore a dieci anni, limitatamente alla nuova potenza entrata in esercizio dopo la data di entrata in vigore del medesimo decreto legislativo, a seguito di nuova costruzione o rifacimento nonché limitatamente ai rifacimenti di impianti esistenti. Il medesimo regime di sostegno è riconosciuto sulla base del risparmio di energia primaria, anche con riguardo all'energia autoconsumata sul sito di produzione, assicurando che il valore economico dello stesso regime di sostegno sia in linea con quello riconosciuto nei principali Stati membri dell'Unione europea al fine di perseguire l'obiettivo dell'armonizzazione ed evitare distorsioni della concorrenza. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da emanare entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente legge, sono definiti i criteri e le modalità per il riconoscimento dei benefìci di cui al presente comma, nonché, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, da adottare entro la medesima data, dei benefici di cui all'articolo 14 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, garantendo la non cumulabilità delle forme incentivanti.
Strumenti di finaziamento
Analisi economica degli
investimenti
Valore Attuale Netto (VAN) è il valore che assume la somma dei flussi di cassa futuri attesi dal progetto, nell’istante in cui viene effettuata la valutazione. Il VAN viene calcolato scontando sino al tempo presente tutto il flusso di cassa netto del progetto, calcolato come differenza tra i flussi positivi e quelli negativi di ciascun periodo, e sommando i singoli valori così ottenuti. Il VAN rappresenta l’incremento o la diminuzione del valore di un investimento iniziale.
Il tasso interno di rendimento (TIR), o Internal Rate of Return(IRR), è il tasso di attualizzazione che rende nullo il VAN di un determinato flusso finanziario, ovvero che rende il valore attuale dei flussi di cassa in entrata uguale al valore attuale dei flussi in uscita. Il TIR rappresenta pertanto il massimo tasso d’interesse che un investitore è disposto a pagare per raccogliere risorse con cui finanziare il progetto. Infatti, se le fonti di finanziamento hanno un costo (tasso d’interesse pagato ai finanziatori o costo opportunità nel caso di capitali di rischio) maggiore del tasso interno di rendimento, l’investitore non avrà convenienza a realizzare l’opera, in quanto il progetto non sarebbe in grado di realizzare un VAN positivo.
Il “tempo di ritorno dell’investimento” (pay back period) denota l’istante di tempo che segna l’equivalenza tra i flussi in uscita e i flussi in entrata nascenti da un progetto.
Debt Service Cover Ratio (DSCR), per ciascuno degli anni della fase operativa di gestione del progetto, è pari al rapporto tra il flusso di cassa operativo e il servizio del debito per quota capitale e quota interessi. In uno qualsiasi degli esercizi di fase operativa, le risorse finanziarie generate dal progetto, rappresentate dal numeratore, devono essere in grado di coprire il servizio del debito nei confronti dei finanziatori (rappresentato dal denominatore del quoziente).
Loan Life Cover Ratio (LLCR), rappresenta il quoziente tra la somma attualizzata dei flussi di cassa operativi tra l’istante di valutazione (s) e l’ultimo anno per il quale è previsto il rimborso del debito (s+n) e il debito residuo allo stesso istante s di valutazione. Il livello di questo coefficiente di copertura è una funzione diretta della rischiosità del progetto.
Due diligenceDue Diligence (DD) sta ad indicare un processo finalizzato a indagare e accertare i contenuti di un’attività di impresa allo scopo di permettere una valutazione finale, analizzando lo stato dell’azienda, compresi i rischi di eventuale fallimento dell’operazione e delle sue potenzialità future. In particolare, si tratta dell’analisi di tutte le informazioni riguardanti l’impresa che promuove l’operazione e all’operazione stessa, con particolare riferimento alla struttura societaria e organizzativa, al business e al mercato, ai fattori critici di successo, alle strategie commerciali, alle procedure gestionali e amministrative, ai dati economico-finanziari, agli aspetti fiscali e legali e ai rischi potenziali.Due Diligence TecnicaAnalisi della tecnologia proposta, Analisi del processo di produzione dell’energia, Analisi dei materiali, Analisi dei fornitori, Analisi della gestione dell’impianto, Verifica degli aspetti economiciDue Diligence LegaleDue Diligence Assicurativa
Risk Analisys Eseguire solo la DD per verificare la validità e la solidità finanziaria di un investimento non è sufficiente. Infatti ad essa si accompagna sempre una Risk Analysis, al fine di individuare ed analizzare le criticità che caratterizzano il progetto per ciascuno scenario di riferimento, considerando sia la fase di costruzione sia la fase di gestione. In corrispondenza di ogni rischio individuato vengono indicati gli strumenti/modalità con cui esso può essere mitigato..Fase progettazioneRischio di pianificazione delle attività, Rischio tecnologico, Rischio di costruzione o di completamentoFase realizzazioneRischio di domanda (o rischio di mercato), Rischio di approvvigionamento, Rischio operativo (o di performance), Rischio di mancata erogazione degli incentivi, Rischio ambientale, Rischio di inflazione, Rischio amministrativo, Rischio politico, Rischio paese, Rischio legale, Rischio di credito, Rischio di tasso di interesse, Rischio di cambioFase gestioneRischio ambientale, Rischio di inflazione, Rischio amministrativo, Rischio politico, Rischio paese, Rischio legale, Rischio di credito, Rischio di tasso di interesse, Rischio di cambio
La "Dynamic grid parity" è definita come il momento in cui il fatturato (considerando i ricavi, risparmi, costi e ammortamenti) di un impianto a fonte rinnovabile risulta uguale ai costi di generazione di un impianto tradizionale. Ad essa è associata il concetto di "Competitività del valore della produzione", definito come il momento in cui un investitore aggiungere al proprio portafoglio di scelte un impianto a fonte rinnovabile, avendo raggiunto la stessa attrattività di un impianto tradizionale, con tecnologia di solito basata su combustibili fossili.
FINE DEGLI INCENTIVI
GRID PARITY
