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Il futuro prossimo dell'incentivazione alla generazione rinnovabile

Secondo lo studio di Ref-E gli incentivi rimangono "l’unica via per l’incremento della generazione rinnovabile anche se le recenti riforme hanno mostrato come strumenti quali contingentamento, concorrenza del mercato e aggiustamenti automatici, siano in grado di migliorare notevolmente l’efficienza degli interventi sul settore"

Lo studioIl futuro prossimo dell'incentivazione alla generazione rinnovabile”, è pubblicato sulla newsletter n. 63 del GME-Gestore dei mercati energetici.

 

Lo stato attuale
La Strategia Energetica Nazionale (SEN) ha proposto il superamento del target di penetrazione della generazione rinnovabile (FER-E) al 2020 contenuto nel Piano di Azione Nazionale (PAN), il documento che nel 2010 ha definito la via italiana per il raggiungimento degli obiettivi fissati in sede comunitaria attraverso il “pacchetto 20-20-20”. Lo scenario SEN (marzo 2013) prevede infatti un contributo del consumo di energia elettrica rinnovabile tra 120 e 130 TWh, contro i 112 TWh del PAN (Figura 1), con l’apporto di “soli” 6 TWh di import attraverso i cosiddetti “meccanismi flessibili”2, meno della metà di quanto previsto dal PAN. Le statistiche Terna attestano già per il 2012 una produzione di energia elettrica rinnovabile sopra i 90 TWh, raggiunti nonostante una piovosità, e quindi un livello degli apporti naturali di energia idraulica, in forte diminuzione rispetto al 2011, dato che conferma il trend di crescita sostenuta degli ultimi anni nonché un veloce avvicinamento al target previsto.

Figura 1: Produzione rinnovabile lorda 2012 e obiettivi PAN e SEN al 2020

Fonti: PAN, SEN e Terna

 

La SEN non ha carattere vincolante. Tuttavia, nel 2011-2012 il legislatore ha confermato, seppur a valle di profonde revisioni, il sostegno economico alla FER-E, sia per il solare fotovoltaico (FV), sia per tutte le altre fonti: con l’obiettivo di garantire l’efficienza dell’incentivazione e limitare i costi a carico del sistema, le nuove regole hanno introdotto limiti massimi alla spesa e alla capacità totale incentivabile, differenziati per fonte, con meccanismi di assegnazione degli incentivi più stringenti che in passato e livelli degli incentivi decrescenti in termini nominali (e quindi tanto più in termini reali).
La proroga degli incentivi per il FV ha avuto vita breve: il 6 giugno 2013 è stata, infatti, raggiunta la soglia di 6,7 miliardi di euro, che ha determinato la cessazione del quinto Conto Energia.
D’ora in avanti, fatta salva la possibilità per gli impianti fino a 200 kW di accedere al meccanismo di scambio sul posto, e quella per gli impianti installati nel settore residenziale a seguito di ristrutturazioni edilizie, di accedere alle detrazioni fiscali del 50- 36%, la generazione fotovoltaica dovrà confrontarsi con i livelli di remunerazione di mercato.
Per le altre fonti, invece, il raggiungimento del cap di spesa di 5,8 miliardi di euro è ancora abbastanza lontano: al 30 giugno, il costo indicativo annuo risulta pari a 4,3 miliardi di euro (Tabella 1).

 

Tabella 1: Contatore del costo indicativo cumulato annuo degli incentivi per regime

Fonte: GSE

 

L’analisi prospettica della crescita della capacità installata, e quindi della spesa annua, risulta fondamentale per prevedere cosa accadrà dopo il primo triennio di applicazione dei nuovi incentivi, che avranno termine nel 2015. Nel caso in cui allo scadere del prossimo triennio non si fosse raggiunta la spesa massima, è possibile ipotizzare l’assegnazione di nuovi contingenti. D’altro canto, a prescindere dalle risorse eventualmente ancora disponibili dopo il 2015, la grid/market parity potrebbe essere già raggiunta dalle tecnologie più mature (IEA 2013, REN21 2013, BNEF 2013): tale traguardo potrebbe consentire la crescita delle rinnovabili a prescindere dall’incentivazione.

 

Lo scenario atteso: obiettivi alla portata
Secondo le stime REF-E l’obiettivo PAN dovrebbe essere raggiunto già al 2015: grazie soprattutto all’overshooting rispetto al target del FV, già ampiamente superato (con una produzione che si attesta sopra i 24 TWh rispetto agli 11,4 previsti per il 2020), la quota rinnovabile complessiva arriva a 111 TWh. L’obiettivo è, tuttavia, raggiunto senza superare il limite di spesa previsto. La spesa complessiva, considerato anche il costo prospettico annuo legato ai Certificati Verdi (CV), alla remunerazione della mini-generazione tramite tariffa omnicomprensiva (TO) e all’onere delle convenzioni CIP6 ancora in essere, dovrebbe infatti fermarsi a 4,7 miliardi di euro.
Le risorse restanti – 1,1 miliardi di euro – sembrerebbero anche sufficienti per prolungare gli incentivi fino al 2020: il costo complessivo dovrebbe, infatti, rimanere contenuto sia perché si riduce il costo legato ai regimi precedenti al 2013 (CV, tariffe onnicomprensive e CIP6), sia perché la spesa legata ai nuovi meccanismi cresce in modo contenuto con il passare del tempo, pur rimanendo sufficiente a promuovere la crescita di alcune fonti. Se il loro stanziamento fosse riconfermato dopo il 2015, l’obiettivo SEN potrebbe, quindi, essere centrato al 2020 con le risorse ad oggi disponibili, la produzione rinnovabile complessiva, superiore a 128 TWh (import escluso), si collocherebbe, nello scenario descritto, solo leggermente al di sotto dell’estremo superiore del range di 120-130 TWh previsto dalla SEN.

 

Lo scenario proposto è ottenuto attraverso l’impiego di un  modello economico/finanziario di Discounted Cash Flow che simula i risultati delle nuove procedure di asta e di registrazione.
Dato il livello di sostegno atteso (tariffe feed-in di riferimento e risultati delle aste) e date le stime dei potenziali residui di sviluppo della capacità rinnovabile e i contingenti massimi incentivabili, la penetrazione della FER-E, per ciascuna fonte e tipologia d’impianto, è stimata sulla base dei costi marginali di lungo periodo. Tali costi, determinati con un approccio probabilistico, sono ottenuti combinando iterativamente i principali input del modello: costi di investimento, costi operativi, efficienza di combustione, load factor, tassi di rendimento atteso dell’investimento. Per il periodo 2016-2020 si è assunta la riproposizione delle attuali norme per l’incentivazione.
Si sono, inoltre, assunti l’assenza di ribassi nelle tariffe di riferimento (ad esempio nel 2016) maggiori di quelli automatici e la riproposizione di contingenti in linea con quelli del triennio in corso. Le proiezioni e la stima del costo per il sistema elettrico poggiano sulle previsioni di prezzo elettrico annuale, ottenute attraverso il simulatore del mercato del giorno prima di REF-E.

 

Biomassa alla riscossa, eolico in rincorsa
Il livello di produzione rinnovabile, al netto del FV (24 TWh), è previsto a fine 2015 a circa 87 TWh, con una capacità installata superiore ai 32 GW. La crescita interessa soprattutto biomassa ed eolico, tuttavia mentre la prima fonte, insieme all’idroelettrico, supera, seppur di poco, l’obiettivo, la seconda, insieme alla fonte geotermica, risulta ancora distante dal target 2020. Il mix di FER-E è illustrato nella Figura 2.

 

Figura 2: Contributo di ciascuna fonte alla produzione lorda rinnovabile, anno 2015

 

Fonte: elaborazione REF-E

 

Gli impianti di piccola dimensione, che accedono ai registri, mostrano l’incremento più forte. Per quanto riguarda la bioenergia, lo scenario evidenzia un vero e proprio boom dei piccoli impianti a biogas e a biomassa solida che utilizzano come combustibile i sottoprodotti. Al contrario, gli investimenti degli impianti alimentati da bioliquidi restano non redditizi, a causa degli elevati prezzi delle materie prime. Si conferma, perciò, il trend già evidente dalle statistiche sulla generazione rinnovabile, che segnalano la sempre maggior penetrazione della generazione distribuita.
Al 2020 l’idroelettrico contribuisce per la quota più elevata (36%), a seguire il FV (23%) e la biomassa (20%). La produzione eolica rappresenta il 15%, mentre il geotermoelettrico supererà di poco il 5% del totale (Figura 3).

 

Figura 3: Contributo di ciascuna fonte alla produzione lorda rinnovabile, anno 2020

Fonte: elaborazione REF-E

 

Grid parity ancora lontana
L’eolico onshore è una delle tecnologie caratterizzate negli ultimi anni da elevata innovazione di prodotto, per lo meno quando applicata a impianti di grande taglia. I costi delle turbine, e di conseguenza quelli di investimento, seguono un trend decrescente abbastanza pronunciato, così come, almeno negli ultimi anni, i costi operativi. I risultati del primo round di aste per l’assegnazione del diritto all’incentivazione hanno mostrato come il costo pieno di produzione non sia più lontanissimo dal livello di remunerazione sul mercato dell’energia elettrica: sia le aste 2013 che quelle 2014, appena concluse, sono state caratterizzate da ribassi consistenti: le offerte più basse si sono attestate rispettivamente a 96 e 101 €/MWh. Tali livelli, non sono più lontanissimi dalla valorizzazione dell’energia.
Tuttavia anche per l’eolico le stime REF-E mostrano una certa difficoltà nel raggiungimento della grid parity: questa verrebbe raggiunta, infatti, solo alla fine del periodo considerato (2020) e solo per i siti caratterizzati da ventosità elevata (2100 ore/anno).
Siti con ventosità più contenuta, ancorché abbastanza elevata (1850 ore/anno), mostrano un ritorno atteso dell’investimento inferiore al tasso medio utilizzato dagli analisti finanziari per determinare il valore delle società attive nella generazione da fonti rinnovabili in Italia, stimato all’8% (Figura 4).
L’analisi di rendimento è stata effettuata ipotizzando una decrescita dei costi di investimento in linea con il trend storico dell’ultimo triennio, cioè di poco superiore al 3% (BNEF 2013) e una previsione del prezzo elettrico medio sul territorio nazionale in termini nominali in crescita. L’utilizzo del PUN, in luogo del prezzo zonale, si giustifica con l’attesa di chiusura dei differenziali di prezzo nelle diverse zone del mercato, grazie soprattutto all’entrata in esercizio a partire dal 2016
del cavo Sorgente-Rizziconi fra Sicilia e Zona Sud, con il conseguente forte incremento dell’esportazione verso l’isola. 

 

Figura 4: Market parity impianto eolico

Fonte: elaborazione REF-E

 

La valutazione della competitività delle diverse tipologie di impianti a biomassa, risulta ancora più complessa; per questa fonte, infatti, il costo di approvvigionamento del combustibile diventa variabile-chiave per avvicinarsi alla grid parity, che nel medio termine sarà probabilmente raggiunta solo nei casi di condizioni di approvvigionamento particolarmente favorevoli.
Gli incentivi rimangono, quindi, almeno per i prossimi anni, l’unica via per l’incremento della generazione rinnovabile, anche se le recenti riforme hanno mostrato come strumenti quali contingentamento, concorrenza del mercato e aggiustamenti automatici, siano in grado di migliorare notevolmente l’efficienza degli interventi sul settore.

 

 

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