Michele Polo

Workshop Iefe‐OIR
Le rinnovabili tra crisi economica e nuovi modelli di business
Politiche pubbliche, disegno dei mercati, regolamentazione:
I nuovi temi posti dalle rinnovabili
Michele Polo
(eni Chair in Energy Markets e Iefe) IEFE’s Scientific Committee Meeting 2013 ‐ Milan, 13 May 2013 Piano della relazione
• Proporre un quadro di riferimento per discutere i
problemi di policy posti dal processo di sviluppo della
generazione FER e dall’impatto sul sistema elettrico e i
suoi segmenti
• Pre-deployment issues: fattori rilevanti per sostenere
l’investimento in generazione FER
• Post-deployment issues: impatto della generazione
FER su mercato all’ingrosso, trasmissione, distribuzione
Gli obiettivi Europei
• La policy a livello Europeo (Climate and Policy Package)
ha posto obiettivi su CO2, FER e efficienza.
• Entro l’obiettivo di 20% consumo da forti rinnovabili,
produzione elettrica FER da 21% (2010) a 33% (2020)
(EC, 2009), di cui 16% da eolico e solare
• In alcuni paesi (D,ES,I) l’obiettivo sulle FER ha assunto
un ruolo preponderante
Gli strumenti per lo sviluppo delle
FER
• Gli Stati Membri hanno sviluppato politiche nazionali
adottando combinazioni di una pluralità di strumenti, che
possiamo distinguere in:
– Price-based (es. feed-in tariffs, feed-in premium, tariffe
onnicomprensive) >> ex-post: maggiormente utilizzati
– Quantity based (es. certificati verdi)
• Per l’assegnazione degli incentivi a volte si sono introdotti
meccanismi di gara, altre volte si sono posti tetti quantitativi e
first come first served
Le politiche di sviluppo in Italia
•
Gli schemi di incentivo sono stati modificati dal primo al quinto
Conto Energia a partire da una serie di elementi:
– Tariffa incentivante: premio + prezzo zonale, poi tariffa onnicomprensiva (bonus
residuale);
– Limite dimensione impianti ammessi
– Tetto a capacità totale installata
– Tetto agli incentivi totali per anno
•
Tra il 2005 e il 2013 si osserva:
– Nel fotovoltaico: progressiva riduzione ( dal 2011) della tariffa incentivante, da
0,488€/KWh a 0,088€/KWh e forte aumento capacità installata (2011),
soprattutto con il secondo (6.800 MW) e quarto (7300 MW) C.E.
– Nel 2013 la remunerazione totale risulta in Italia tra le più elevate in Europa per
idroelettrico, eolico e biomasse solide (GSE)
– Nella produzione elettrica, tra 2002 e 2012: saldo estero 51>>40TWh, rinnovabili
47>>92 TWh, termiche 213>>193TWh
Potenza, produzione e costo
2012
SEN 2020
GW
TWh
Mld€
in A3
GW
TWh
Mld€
in A3
Fotovoltaico
16,4
18,8
6,4
25,5
30,0
6,7
Idroelettrico*
18,2
41,9
0,6
19,0
45,0
Eolico on-shore
8,0
13,9
0,5
12,0
18,0
Eolico off-shore
-
-
-
0,7
2,0
Geotermico*
0,8
5,6
0,1
0,9
6,8
Bioenergie
3,8
12,3
1,4
5,5
22,0
Solare termico
-
-
-
0,6
1,7
Totale FER
47,1
92,5
9,0
64,2
125,5
5,8
12,5
• Include tutta la capacità di generazione, in gran parte non sottoposta a incentivi
Fonte: GSE 2013
QuickTime™ e un
decompressore
sono necessari per visualizzare quest'immagine.
Produzione FER nel
2012
Source: GSE (2013)
Nel 2012 47 GW di FER hanno prodotto 95 TWh di energia, pari al 27.6%
della produzione totale.
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QuickTime™ e un
decompressore
sono necessari per visualizzare quest'immagine.
Capacità FV nel 2012
Source: GSE (2013)
Alla fine del 2012: 478,000 impianti fotovoltaici, equivalenti a 16.4 GW di
capacità installata (32GW in Germania), che hanno prodotto 18.8 TWh.
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Pre-deployment issues
•
•
E’ mancata una visione di lungo periodo relativamente al profilo
temporale, localizzativo, dimensionale e tecnologico (FV v. eolico)
dell’investimento in base a cui disegnare gli incentivi.
Il supporto agli investimenti in FER nei prossimi anni dovrebbe
ovviare a questi limiti:
– Oggi, conclusi incentivi FV su nuovi impianti, per Eolico e Biomasse aste sopra 5
MW o registro: occorre una scelta tra impianti medio grandi e generazione
distribuita?
– Sfruttare possibilità di aumentare la domanda di elettricità in sostituzione a gas
(pompe calore e riscaldamento) o petrolio (auto elettrica) con modalità di utilizzo
adatte a carichi elastici soddisfatti da FER?
•
Non sono stati considerati i problemi di impatto (post-deployment
issues) su generazione, trasmissione e dispacciamento,
distribuzione (non solo in Italia)
La discussione sul costo
dell’incentivazione al FV (FER)
Oggi costo ricade su utenti finali. Due problemi:
1. E’ possibile ridurre il costo degli incentivi sugli impianti già realizzati (Spagna)?
–
–
–
–
Nel processo di realizzazione della nuova capacità, in particolare per FV, gli operatori hanno
definito il valore degli asset in funzione dei ricavi attesi dagli incentivi
Come queste rendite complessive si siano ripartite tra proprietari dei terreni, investitori, finanziatori
e produttori dipende dalle diverse forme con cui il processo si è realizzato
Un taglio degli incentivi sugli impianti in essere ha effetti diversi a seconda dei casi, tra chi ha già
incassato la rendita cedendo le attività, chi ha finanziato gli investimenti, chi si attende i ricavi dalla
gestione degli impianti: problemi redistributivi e di stabilità degli operatori.
Occorre tuttavia chiedersi se un onere così elevato per molti anni sia sostenibile politicamente.
2. E’ possibile allocare il costo non solo su consumatori?
–
–
–
Fiscalità generale: data evasione fiscale, non è ovvio che sia più equo
Generazioni future (debito pubblico) in varie forme, da intervento CDP a bonds: vincoli di finanza
pubblica, equità intergenerazionale
Imprese FER: se il costo attuale non è politicamente sostenibile, potrebbe essere preferibile un
compromesso in cui una parte delle rendite viene tagliata.
Post deployment issues
• La rapida crescita della capacità di generazione FER ha
fatto emergere negli ultimi anni rilevanti problemi nei
diversi segmenti del sistema elettrico
• Problemi di breve periodo relativi agli squilibri nella
gestione degli asset esistenti
• Problemi di lungo periodo legati ai nuovi investimenti
necessari, o a investimenti realizzati che risultano non
più sostenibili
Mercato all’ingrosso
• Produzione:
– Forte aumento produzione FER (2012: 92,4 TWh,
28% domanda, 32% produzione nazionale)
– Forte contrazione produzione termiche (cicli
combinati 2007: 4120 h/y, 2011: 2633 h/y)
• Prezzi:
– Riduzione prezzo medio (PUN)
– Minor variabilità PUN all’interno della giornata
– Modifica del profilo orario (riduzione picco, aumento
serali)
La sostenibilità degli impianti
termici
• Cicli combinati:
– Ciclo di investimento post-liberalizzazione ha
aumentato significativamente la capacità istallata
– Regime incentivo (CIP6) applicato a una platea
decrescente di impianti
– Riduzione del numero di ore ha portato a un forte
squilibrio nel conto economico
– Una parte di questi impianti deve assicurare capacità
di riserva al sistema
– Aspettative eccessivamente ottimistiche, regulatory
surprise o entrambe?
Adeguatezza e flessibilità della
capacità istallata
• Lo sviluppo delle FER pone un problema di
adeguatezza (di lungo periodo) e di flessibilità
(di breve periodo) nella composizione della
capacità di generazione istallata
• Occorre chiedersi se il quadro attuale sia
compatibile con l’approccio seguito dalle
politiche di liberalizzazione dello scorso
decennio, basate sullo sviluppo di un modello di
mercato
Il modello market-based
• Sviluppo di un mercato all’ingrosso nel quale le diverse
tecnologie di produzione partecipano
• Incentivi all’investimento derivanti dalla remunerazione
attesa sul mercato
• Impianti di picco remunerati con prezzi elevati un
numero limitato di ore
• In caso di scarsità: p = value of lost load
• Nessuna interferenza nel funzionamento del mercato
all’ingrosso con incentivi e sussidi
• Il rischio dell’investimento è sopportato dagli operatori
privati.
Still market based?
•
Caps ai prezzi nei periodi di scarsità richiedono di predisporre
strumenti ulteriori per assicurare l’adeguatezza: capacity support
systems, asta per l’allocazione della capacità di riserva. Compatibile
con un modello misto di concorrenza nel e per il mercato (second
best)
•
MA: oggi l’allontanamento da un modello market based è molto più
pronunciato in seguito all’incentivazione e allo sviluppo delle FER
secondo logiche di policy e non di mercato:
– Obiettivi quantitativi sulla capacità FER da istallare o sul finanziamento
– Incentivi tariffari distorsivi del funzionamento del mercato all’ingrosso
– Rischio sopportato da utenti finali e da produttori termoelettrici, non da
investitori in FER
Un modello misto è sostenibile?
• I dati economici sembrano suggerire che un modello
misto non sia sostenibile.
• Due prospettive possibili:
– Un modello policy-based (concorrenza per il mercato):
composizione parco generazione per tecnologie stabilita dal
regolatore, con allocazione di quote attraverso gare; capacity
payments (intero costo fisso pagato a investitori);
– Still market based (concorrenza nel mercato): in prospettiva,
composizione parco generazione derivante da incentivi di
mercato. Progressiva riduzione dell’incentivazione alle FER
avvicinandosi a grid parity, capacity payments per pagare
missing money.
– Overcapacity: stranded costs?
L’impatto delle FER sulle reti
•
Trasmissione e dispacciamento (impatto impianti FER di grandi
dimensioni):
– Data localizzazione FER, flussi crescenti su nuove direttrici: accumuli
vs. sviluppo reti (200 mld€ in EU al 2020)
– Quota maggiore di produzione da ribilanciare (evidenze in D e ES) e
crescita costo dispacciamento
– Modello EU: mercati day-ahead e intra-day standardizzati, prodotti
ancillari non standardizzati. Necessità di integrazione dei mercati e dei
servizi ancillari.
•
Distribuzione (impatto generazione distribuita):
– Generazione diffusa e gestione reti di distribuzione
– Gestione flussi bidirezionali e attività coordinamento
– Forti investimenti (56 mld€ EU al 2020)