Costi e benefici dell’eolico -...
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Costi e benefici dell’eolico Effetti dell’incentivazione della generazione eolica sul sistema italiano Uno studio per ANEV
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Costi e benefici dell’eolico Effetti dell’incentivazione della generazione
eolica sul sistema italiano
Uno studio per ANEV
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Executive summary: costi e benefici dell’eolico allo stato attuale
‣ Il presente studio si propone di stimare in termini monetari i costi e i benefici per il sistema italiano dell’incentivazione
della fonte eolica in base ad un’analisi storica (2002-2013) e prospettica (2014-2035). ‣ Relativamente al periodo 2002-2013, i risultati indicano che il costo complessivo di incentivazione ha superato la somma
dei benefici in termini di gettito fiscale incrementale, compensazioni locali riduzione del PUN (valutato per il solo anno 2013) comportando un costo netto di periodo pari a 3,26 Miliardi di euro.
‣ Lo scenario prospettico 2014-2035 indica una copertura del 27% costo totale di incentivazione derivante da gettito
fiscale e misure compensative locali. Considerando anche il possibile effetto di riduzione del PUN medio, si stima un beneficio netto compreso tra 3,16 e 4,28 Miliardi di Euro (l’analisi non ha tuttavia preso in considerazione gli effetti della non programmabilità eolica sul dispacciamento)
‣ Il meccanismo di assegnazione della tariffa incentivante attraverso le procedure competitive introdotte dal DM 6 Luglio 2012, pur minimizzando il costo di incentivazione, non sembra essersi rivelato efficace nel garantire il commitment dei vincitori delle aste nella effettiva realizzazione dell’impianto, suggerendo l’opportunità di adottare nuovi contingenti di incentivazione da assegnare attraverso nuove aste, rivedendo al contempo alcune ground rules delle procedure
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Executive summary: l’impatto di nuove aste per l’eolico
‣ L’eventuale aggiornamento del DM 6 Luglio 2012 attraverso l’adozione di un nuovo contingente di incentivazione degli
impianti eolici onshore > 5 MW pari 2.500 MW distribuito su cinque aste annuali comporterebbe un costo di incentivazione pari, nell’anno di massimo spesa e nello scenario di maggior costo, a 151 milioni di euro. In altri termini il maggior costo equivarrebbe ad una misura compresa tra il 6% e il 38% del minor costo ottenuto con la fine degli incentivi dei primi impianti incentivati con Certificati Verdi (in funzione dell’anno di riferimento e degli scenari adottati)
‣ Al 2035, il costo totale di periodo per nuove aste sarebbe compreso tra 1,07 e 1,89 Miliardi di Euro da confrontare con i maggiori benefici in termini di: riduzione del PUN (2,59 – 5,89 Miliardi di Euro), gettito fiscale (178 - 305 Milioni di Euro), e misure compensative locali (124 - 238 Milioni di Euro). Il beneficio netto per il sistema italiano risulta pertanto compreso tra 1,82 e 4,54 Miliardi di Euro.
‣ La sola somma di maggior gettito fiscale e maggiori misure compensative locali copre il 29% del maggior costo di incentivazione connesso alle nuove aste.
‣ La fine dell’incentivazione – già a partire dal 2015 – di numerosi impianti caratterizzati da un elevato livello di ventosità suggerisce l’eventualità di prevedere contingenti aggiuntivi ad hoc per le integrali ricostruzioni, il cui costo non altererebbe in alcun modo il percorso di riduzione della spesa per l’incentivazione all’eolico
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La crescita dell’installato eolico – gli obiettivi al 2020
‣ Nell’ambito del pacchetto 20-20-20, gli obiettivi per la fonte eolica in Italia sono dettagliati dal PAN del 2010, che indicano in 12.000 MW
(+680 MW di off-shore) l’obiettivo di potenza installata al 2020 ‣ L’attuale quadro normativo (DM 6 luglio 2012) consente al massimo il raggiungimento di 9.770 MW circa, nell’ipotesi che tutti i vincitori
delle aste e dei registri 2012-2014 entrino in esercizio (tenendo anche conto del contributo degli impianti sotto-soglia): per il raggiungimento degli obiettivi del PAN mancherebbero dunque all’appello 2.230 MW (2.914 MW considerando anche l’off-shore)
‣ Se – come appare ragionevole – solo una parte degli impianti degli aventi diritto sarà realizzata (circa il 40% - il tasso di costruzione sulle prime due aste non raggiunge attualmente il 30%), mancheranno invece all’appello circa 3.000 MW (3.700 MW circa considerando l’off-shore)
780 874 1.131 1.639 1.908 2.714
3.538 4.898
5.814 6.936
8.119 8.550 8.623 8.623
12.000
1.143
680
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (nov)
- 2020 (PAN)
MW
Aventi diritto (aste + reg) non ancora
in esercizo 2.234 MW
Off-shore
Potenza eolica installata (cumulato per anno) e obiettivo al 2020 [eLeMeNS su dati GSE e su PAN] 4
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I meccanismi di incentivazione dell’eolico
L’eolico in Italia è attualmente incentivato attraverso 6 meccanismi distinti di incentivazione, che – a livello annuale –attualmente costano complessivamente circa 1,33 mld di euro: ‣ Il CIP6, che incentiva il 2% della potenza (149 MW) e rappresenta lo 0,5% del costo (0,007 mld): si tratta di impianti
costruiti principalmente prima del 2001 ‣ I Certificati Verdi, che incentivano il 95% della potenza (8.041 MW) e rappresentano il 97,3% del costo (1,29
mld – con logica di cassa): impianti entrati in esercizio tra il 2002 e l’aprile del 2013 ‣ La Tariffa Onnicomprensiva, che incentiva meno dell’1 % della potenza (22,5 MW) e rappresenta lo 0,5% del
costo (0,007 mld): si tratta di impianti sotto i 200 kW costruiti tra il 2008 e l’aprile 2013
‣ Le aste, che incentivano il 2% della potenza (193 MW) e rappresentano l’1,4% del costo (0,018 mld): si tratta di impianti sopra i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013
‣ I registri, che incentivano meno dell’1% (30 MW) e rappresentano lo 0,2% del costo (0,003 mld): si tratta di impianti tra i 60 kW e i 5 MW costruiti a partire da maggio 2013
‣ Il cd. “accesso diretto” del DM 6 luglio 2012, che incentiva meno dell’1% (7 MW) e rappresenta lo 0,1% del costo (0,001 mld): si tratta di impianti sotto i 60 kW costruiti a partire da maggio 2013
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Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - storico
‣ Nel corso della storia dei CV si sono registrate due forti accelerazioni nelle potenza qualificata (e conseguentemente nel
rilascio di titoli): nel 2008, con l’introduzione delle nuove regole – che prevedevano peraltro un’estensione della durata dell’incentivo – e nel 2012 – ultimo anno di accesso dei nuovi impianti ai CV (salvo successivo transitorio)
‣ Il numero di CV emessi dal GSE nel 2013 in favore di impianti eolici è pari a 13.200.000 titoli
39 76 155 412 921 1.190 1.838 2.891
4.249 4.750 5.855
7.601 8.078
5.541.061
8.177.298
9.237.531
12.552.015
13.200.000
-
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
14.000.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Num
ero
di C
V em
essi
MW
Potenza CV emessi
Estensione incentivazione
(da 12 a 15 annI)
Termine accesso a CV per nuovi
impianti
Potenza IAFR eolica avente accesso ai CV e emissione annui di CV a eolici [eLeMeNS su dati GSE] 6
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Certificati Verdi: prezzi - storico
82,4 82,4
97,34
110,4
120,19
77,87
88,46 84,41
82,25 76,13
83,73
98
88,91 87,38
82,12 80,34
89,28
70
80
90
100
110
120
130
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
€/CV
Prezzi (mercato)
Prezzi (ritiro GSE)
Introduzione ritiri GSE
Eccesso di domanda
Eccesso di offerta
‣ Il prezzo CV è variato sensibilmente nel corso degli anni, principalmente in funzione dei seguenti elementi:
§ Fino al 2008 per via del rapporto tra domanda e offerta, con una prima fase – sino al 2007 – di eccesso di domanda e una seconda di eccesso di offerta
§ A partire dal 2008, seguendo il valore del prezzo di ritiro dei CV del GSE, verso cui il prezzo di mercato è andato a convergere (specialmente in prossimità delle date di ritiro e sul mercato organizzato – i prezzi medi in bilaterale sono tipicamente più bassi di qualche euro)
Prezzi di mercato (organizzato) e prezzi di ritiro [eLeMeNS su dati GME] 7
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Certificati Verdi: evoluzione del costo del meccanismo - storico ‣ Il costo dei “CV eolici” ha raggiunto nel 2013 il valore di 1,15 Miliardi di Euro. Nel dettaglio:
§ Una parte – a partire dal 2008 e crescente nel corso degli anni – è legata ai ritiri dei CV in eccesso da parte del GSE ed è pertanto scaricata sulla componente A3 e pagata direttamente dal consumatore in bolletta
§ Una parte – oramai minoritaria – è pagata dai soggetti ad obbligo (produttori convenzionali) che scaricano il costo sostenuto per l’acquisto dei CV sulle proprie offerte di mercato elettrico, incrementando così il prezzo di mercato elettrico all’ingrosso e – indirettamente – il prezzo finale dell’energia
Costo complessivo (principio di competenza economica) dei CV eolici: costo scaricato sui soggetti ad obbligo e su A3 [eLeMeNS]
186
312
442 469
530 808
38 125
221 319
138 179 263 290
453 348
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Mili
oni d
i eur
o
A3
Soggetti ad obbligo
983
759 705
491
324
1.155
Introduzione ritiri GSE
8
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Certificati Verdi: potenza incentivata e CV emessi - futuro
4.750 5.855
7.601 8.078 8.041 7.962 7.705 7.196 6.927 6.279 6.279 6.279 6.279 5.226
3.868 3.367 2.262
516
8,2 9,2
12,6 13,2 13,7 13,5 13,1
12,2 11,8 10,7 10,7 10,7 10,7
8,9
6,6 5,7
3,8
0,9
-
2
4
6
8
10
12
14
16
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Num
ero
di C
V em
essi
(mili
oni)
MW
Potenza CV emessi CV futuri
‣ Gli impianti costruiti prima del 2008 hanno accesso a 12 anni di CV, mentre quelli costruiti tra il 2008 e il 2013
accedono a 15 anni di CV: pertanto a partire dal 2013 è iniziato il “phasing out” dai CV (impianti del 2002) ‣ Nel 2015 usciranno dai CV circa 80 MW eolici, nel 2016 ulteriori 250 MW ca., nel 2017 oltre 500 MW: dal 2015 al
2019 gli impianti aventi accesso ai CV si ridurranno di circa il 22% (1.762 MW) ‣ Ciò si rifletterà in una diminuzione delle emissioni di CV per ca 200.000 titoli nel 2015, ulteriori 400.000 titoli nel
2016 e circa 900.000 titoli nel 2017: dal 2015 al 2019 le emissioni di CV si ridurranno di circa 2,8 milioni
Potenza degli impianti eolici con accesso a CV e emissioni di CV – stime a partire dall’anno 2014 [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE] 9
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CV e prezzi elettrici – la componente RE
40
50
60
70
80
90
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
€/MW
h
Scenario della componente RE 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
• Lieve ripresa della domanda • Prezzo gas stagnante • Overcapacity stabile • Limitato sviluppo delle fonti
rinnovabili
‣ Il prezzo di ritiro dei Certificati Verdi da parte del GSE (fino al 2015) e dell’incentivo feed-in premium (dopo il 2015) è
funzione della c.d. componente RE, definita come media aritmetica dei prezzi zonali orari di un anno ‣ La formula per definire il valore CV / FiP per la fonte eolica on-shore è: (180 – RE) * 0,78 ‣ Per stimare il costo di futuro dell’incentivazione CV occorre pertanto definire uno scenario di valore della componente
RE in funzione di ipotesi di sviluppo del mercato elettrico italiano ‣ eLeMeNS ha elaborato il seguente scenario attraverso il modello REMIDA di simulazione degli esiti di mercato
elettrico in base ad alcune ipotesi di evoluzione delle macro-variabili che governano il mercato elettrico
• Riduzione overcapacity per mothballing e decommissioning impianti convenzionali
• Crescita del prezzo dei combustibili
• Crescita graduale del prezzo gas e della domanda
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Certificati Verdi: prezzi nel tempo - futuro
87,4
80,3
89,3
98,0
97,7 97,5 97,5 97,2 97,0 95,7 94,7
92,7 90,3
88,3 87,3 86,7 86,0
70
75
80
85
90
95
100
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
€/CV
Certificati Verdi Feed-in Premium
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Prezzo Ritiro CV 2015 e FiP 2016
Prezzo di ritiro dei CV – valore del feed-in premium – stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
‣ Secondo il nostro scenario di prezzi di mercato elettrico, il prezzo di ritiro dei CV / valore del feed-in premium sarà
sostanzialmente stabile fino al 2019, dopo di che inizierà una graduale discesa ad un tasso medio annuo intorno all’1,2%
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L’evoluzione del costo del meccanismo dei CV – competenza
705 759
983
1.155
1.362 1.352 1.310 1.198
1.073 947 944 932 922
739
526 446
269 149
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Mili
oni d
i eur
o
Certificati Verdi Feed-in Premium
Costo del meccanismo dei CV – FiP (solo eolico) con logica di competenza economica – stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
‣ Adottando una logica di competenza economica (costo dei CV imputato sull’anno di produzione dell’energia connessa), il
picco viene raggiunto nel 2014 con circa 1,36 Mln€ di costo
‣ Dal 2015, per via degli impianti a fine incentivo, inizia una diminuzione del costo connesso: lieve nel 2015 (-10 Mln€), più marcata nel 2016 (-42 mil€). Dal 2017 la riduzione si fa decisamente più netta: in tre anni il costo si riduce di 363 Mln€
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732 922 878
1.296 1.213 1.198 1.073
947 944 932 922 739
526 446 269
149 -
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Mili
oni d
i eur
o
L’evoluzione del costo del meccanismo dei CV – cassa
Certificati Verdi Feed-in Premium
1.015
1.309
Costo del meccanismo dei CV – FiP (solo eolico) con logica di cassa– stime a partire dall’anno 2015 [elaborazioni eLeMeNS su dati GME]
Ritiri CV 2013 e CV 2014 Q1
Ritiri CV 2014 (da Q2 a Q4) e
CV 2015 Q1
Ritiri CV 2015 (da Q2 a Q4) + pagamento FiP
2016
‣ Adottando una logica di cassa (costo dei CV imputato all’anno in cui avvengono effettivamente i pagamenti), il costo
nel 2014 e nel 2015 è inferiore (principalmente per via del prezzo di ritiro imputato), mentre il costo nel 2016 è decisamente superiore per via del concomitante pagamento di parte dei CV2015 e del feed-in premium per l’anno 2016
‣ Dall’anno 2017, i costi sono equivalenti a quelli presentati con logica di competenza economica (corrispondenza tra maturazione all’incentivo e incasso dell’incentivo)
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Tariffe Onnicomprensive: storico ed evolutivo
-
1
2
3
4
5
6
7
8
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Mili
oni d
i eur
o
0
5
10
15
20
25
2008
20
09
2010
20
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2012
20
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2014
20
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20
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2018
20
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2020
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20
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20
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2026
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27
MW
‣ Il numero di impianti che tra il 2008 e il 2013 (anno di chiusura del meccanismo) ha avuto accesso alla TO è stato estremamente limitato nel caso dell’eolico – a differenza delle biomasse dove l’accesso è stato massiccio
‣ Sono appena 21 i MW eolici aventi accesso alla TO (300 €/MWh, riservata a impianti sotto i 200 kW)
‣ Il costo connesso al meccanismo della TO nel
caso dell’eolico è dunque del tutto marginale (leggermente superiore ai 7 milioni di euro nel 2014 – in decrescita nel tempo all’aumentare del prezzo dell’energia previsto nel nostro scenario di prezzo)
‣ L’”ultimo centesimo” sarà pagato dal GSE nel 2028
Potenza degli impianti eolici in TO [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Costo deli impianti eolici in TO [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE] 14
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Aste: potenza incentivata e costruita
‣ In ossequio al DM 6 luglio 2012, nell’inverno 2012 e nelle estati del 2013 e del 2014, si sono svolte le 3 aste per
l’assegnazione di incentivi (di durata ventennale) agli impianti eolici on-shore di potenza superiore a 5 MW
‣ Le tre procedure – mediante le quali hanno avuto accesso agli incentivi circa 1.180 MW - hanno visto un crescente grado di competizione tra gli operatori, culminato nella terza procedura dove circa la metà delle offerte è stata pari al ribasso massimo (30%) sul prezzo base d’asta (127 €/MWh)
‣ Tuttavia sino ad oggi risultano costruiti solo 193 MW, mentre 149 MW sono attualmente in costruzione e effettueranno il primo parallelo entro pochi mesi; i restanti non hanno ancora avviato i lavori di costruzione
410,5
81
302,3
142
59,2
96
14
355,5
282,4 73,1
0
200
400
600
800
1000
Assegnati Costruiti - in costruzione On hold For sale
MW
Medi - Grandi RES Piccoli RES
Sviluppatori
316 MW
908 MW
342 MW
250 MW
Stato dell’arte degli impianti vincitori delle prime due procedure - analisi per categorie di operatore [eLeMeNS] 15
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I risultati della prima asta (dicembre 2012)
Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015EDP 14 24,41% 96,00 41,27EDP 16 23,67% 96,94 42,21
Gamesa 16 14,81% 108,19 53,46Elettro Sannio Wind 10 13,52% 109,83 55,10
EDP 10 12,42% 111,23 56,50C&C 20 9,54% 114,88 60,15
Laterza Wind 12,3 9,51% 114,92 60,19Ponte Albanito 27,2 8,50% 116,21 61,47
Breathe 51 8,31% 116,45 61,72E-vento Cirò 30 7,55% 117,41 62,68
Alfa wind 30 6,46% 118,80 64,07Andali energia 36 5,80% 119,63 64,90
Eolsiponto 17,5 5,12% 120,50 65,77Nuova Energia 72 4,20% 121,67 66,94
Enel Green Power 12 3,34% 122,76 68,03Sava Energia 10 2,51% 123,81 69,08
ERG 34 2,50% 123,83 69,09
‣ Nel corso della prima asta (dicembre 2012) sono stati assegnati 442 MW - compreso un impianto da 24 MW entrato in
esercizio in transitorio – su un totale di 500 MW disponibili: l’asta è risultata pertanto corta ‣ Le offerte di riduzione hanno variato da un minimo del 2,5% (123,8 €/MWh) a un massimo del 24,41% (96 €/MWh) ‣ 8 impianti dei 17 aventi diritto all’incentivo sono costruiti o prossimi all’esercizio (in viola nella tabella)
16
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I risultati della seconda asta (giugno 2013)
Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015Eurowind 14 19,00% 102,87 48,14Daunia 22 15,33% 107,53 52,80
Clean Energy 10,8 13,01% 110,48 55,75Cancellara 42 12,51% 111,11 56,38
Asja 18 12,51% 111,11 56,38Meltemi 30,6 12,51% 111,11 56,38
Edp 20 12,42% 111,23 56,50Ventisei 23,1 12,02% 111,73 57,00
Tarifa 22 11,03% 112,99 58,26Tozzi 18 11,02% 113,00 58,27
Edison 12 10,41% 113,78 59,05Ewe 20 10,20% 114,05 59,32Alisea 47,5 10,11% 114,16 59,43
Marche ER 10 10,03% 114,26 59,53Finpower 60 9,51% 114,92 60,19Gamesa 30 9,51% 114,92 60,19
‣ Nel corso della seconda asta (giugno 2013) sono stati assegnati tutti i 400 MW disponibili – più 66 MW
successivamente riammessi tramite giurisprudenza – a fronte di un livello di partecipazione superiore a 1.000 MW: pertanto l’asta è risultata lunga
‣ Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 9,5% (114,92 €/MWh) a un massimo del 19% (102,8 €/MWh)
‣ 2 impianti dei 17 aventi diritto all’incentivo sono costruiti o prossimi all’esercizio (in viola nella tabella)
17
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I risultati della terza asta (giugno 2014)
Parco Potenza Ribasso Tariffa (ind) Incentivo 2015D'Amato 60 30,00% 88,90 34,17
Mait 8 30,00% 88,90 34,17Plt 33,28 30,00% 88,90 34,17
Salvatori 26,26 30,00% 88,90 34,17Alerion 6 30,00% 88,90 34,17
Elettrostudio 22,88 30,00% 88,90 34,17Lucky Wind 18,18 29,99% 88,91 34,18
Mescia 39 28,18% 91,21 36,48Enel 8,08 27,35% 92,27 37,54
Morgante 16,8 27,11% 92,57 37,84Vitobello 12 27,00% 92,71 37,98
C&C 57,8 26,78% 92,99 38,26Plc 18,54 26,77% 93,00 38,27
Alerion 12,5 26,50% 93,35 38,61Milia 22 26,38% 93,50 38,77
‣ Nel corso della terza asta (giugno 2014) sono stati assegnati tutti i 356 MW disponibili a fronte di un livello di
partecipazione superiore a 1.200 MW: pertanto l’asta è risultata lunga ‣ Le offerte di riduzione accettate hanno variato da un minimo del 26,4% (93,5 €/MWh) a un massimo del 30% (88,9
€/MWh) ‣ Ben 6 operatori hanno offerto il massimo ribasso del 30% – più un operatore che ha offerto il 29,99% di riduzione
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Aste: i costi per il sistema funzione del prezzo elettrico
‣ Gli impianti eolici aventi accesso alla tariffa incentivante a seguito delle aste vedono valorizzata la propria
produzione attraverso un meccanismo “premium for difference” ‣ Il “premium for difference” prevede che la componente Incentivo sia definita dal GSE a livello orario come
differenza tra tariffa incentivante e prezzo zonale MGP: nel caso il prezzo zonale risulti pari o superiore alla tariffa incentivante, il valore della componente Incentivo è posto pari a 0 €/MWh
‣ Il costo di incentivazione per il sistema – scaricato sulla componente A3 della bolletta elettrica – è dunque funzione del valore della tariffa incentivante (frutto delle aste) e del prezzo zonale orario MGP: al crescere di esso il costo degli incentivi diminuisce, e viceversa
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Incentivo
Prezzo zonale orario MGP
Tariffa incentivante
€/MWh
Ora 19
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41 54 54 54 54 52 51 49 46 44 43 42 41 41 40 39 38 37 35
24 11
-
24
48 48 48 48 46 45 43
40 38 37 37 36 35 34 34 33 31 30
28
13 -
-
27 27 27 27 25 24
23 20
18 17 17 16 15 15 14 13 12 11
9
7
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20
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Aste: scenario di costo High ‣ Lo scenario di costo High relativo alle aste eoliche parte
dall’ipotesi che tutti gli impianti vincitori delle aste vengano effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline)
‣ Nel calcolo del costo, si è tenuto conto della tariffa cui ha avuto accesso ciascun impianto, al netto del prezzo dell’energia di ciascuno anno – al fine di individuare la componente incentivo
‣ Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario appare sovrastimare i costi
Anno Asta 1 Asta 2 Asta 3 Totale2014 165,8 30 0 195,82015 252,2 370 0 622,22016 0 361 361
MW aste in esercizio
Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno)
1° asta 2° asta
3° asta
Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario HIGH [elaborazioni eLeMeNS] 20
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36 36 36 36 36 35 34 32 31 29 28 28 27 27 26 26 25 24 23 22
8
-
10
21 21 21 21 20 20 19
17 17 16 16 15 15 15 14 14 13 13 12
5
-
-
10 10 10 10 9 9 8
7 7 6 6 6 6 5 5 5 4
4 3
2
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Aste: scenario di costo Low ‣ Lo scenario di costo Low relativo alle aste eoliche parte
dall’ipotesi che solo una parte degli impianti vincitori delle aste venga effettivamente costruiti (vedi tabella di timeline)
‣ Sono stati inseriti nello scenario gli impianti per i quali si ritiene più probabile la realizzazione (track record operatori, dati di bilancio)
‣ Visti gli attuali tassi di costruzione degli impianti, tale scenario più probabile del precedente
Anno Asta 1 Asta 2 Asta 3 Totale2014 165,8 30 0 195,82015 94,3 147,5 0 241,82016 0 133,2 133,2
MW aste in esercizio
1° asta 2° asta
3° asta
Costo delle aste suddiviso per procedura: scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS]
Timeline entrata in esercizio impianti in asta (per MW/anno)
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Registri e sottosoglia: scenario High
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MW
Sottosoglia Registri
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Sottosoglia Registri
‣ Lo scenario di costo High relativo ai registri e
agli impianti sotto la soglia dei 60 kW prevede che venga installato tutti gli impianti vincitori dei registri eolici e circa 25 MW di eolico sotto-soglia (attuale 7 MW)
‣ Dati gli attuali tassi di installato dei registri, tale scenario appare sovrastimare i costi di incentivazione
‣ Il costo che ne deriva arriva pertanto un limite
massimo vicino ai 35 milioni di euro nell’anno 2018
Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH[elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario HIGH [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE] 22
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Registri e sottosoglia: scenario Low
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Sottosoglia Registri
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Sottosoglia Registri
‣ Lo scenario di costo Low relativo ai registri e
agli impianti sotto la soglia dei 60 kW prevede che venga installato il 60% degli impianti vincitori dei registri eolici e circa 18 MW di eolico sotto-soglia (attuale 7 MW)
‣ Dati gli attuali tassi di installato dei registri, tale scenario appare maggiormente realistico del precedente
‣ Il costo emergente, ancora più basso che
nello scenario precedente, arriva a sfiorare i 25 milioni nell’anno 2018
Costo degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
Potenza degli impianti eolici: Registri e sotto-soglia nello scenario LOW [elaborazioni eLeMeNS su dati GSE]
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221 319 324
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706 760
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1.367 1.243
1.117 1.110 1.094 1.077
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666 581
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123 120 117 114 111 105 82 51
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Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario High - competenza
‣ L’analisi sul costo di tutti i meccanismi di incentivazione nel tempo ricalca principalmente la curva di costo dei CV. ‣ Nello scenario High (tutti gli impianti vincitori di aste/registri accedono agli incentivi) emerge che:
§ Il picco di costo viene raggiunto nel 2016 § Dopo il 2016 si assiste a una netta discesa del costo (meno 350 milioni ca. di Euro in 3 anni) § A partire dal 2023 il costo di incentivazione totale dell’eolico scende abbondantemente sotto 1 Milione di Euro § Il principale driver di riduzione del costo è il phasing out dei CV
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH – competenza economica [elaborazioni eLeMeNS] 24
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Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario Low - competenza
‣ Nello scenario Low (solo una parte degli impianti vincitori di aste / registri accedono agli incentivi) emerge che:
§ Il picco di costo viene raggiunto nel 2015 (e non nel 2016), a causa del minor costo degli impianti in asta § A partire dal 2016 si confermano le dinamiche di riduzione del costo già viste nello scenario precedente § Il principale driver di riduzione del costo è l’uscita dall’incentivazione degli impianti con i CV
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario LOW – competenza economica [elaborazioni eLeMeNS]
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1.295 1.171
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Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario High – cassa
‣ Lo scenario di costo High ottenuto adottando una logica di cassa mostra – in linea con l’analisi fatta sui CV – un
netto picco di costo nel 2016 – a cui fa da contraltare un costo leggermente minore negli anni precedenti il 2016. ‣ A partire dal 2017 lo scenario è allineato a quanto ottenuto con competenza di cassa
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario HIGH – cassa [elaborazioni eLeMeNS]
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576 733
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1.328 1.301
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1.110 1.094 1.077
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Costi totali dell’incentivazione all’eolico: scenario Low – cassa
‣ Pur con valori assoluti di costo leggermente inferiore, lo scenario di costo Low ottenuto adottando una logica di
cassa ricalca esattamente lo scenario della slide precedente
Costo degli incentivi all’eolico: analisi per meccanismo scenario LOW – cassa [elaborazioni eLeMeNS]
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925 883
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2.417
1.295 1.171 1.044 1.040 1.026 1.012
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Costi eolico per famiglie, PMI, energivori
‣ Mediante una serie di approssimazioni basate sul valore assoluto del costo di incentivazione dell’eolico e sulle
modalità di redistribuzione del costo sulle varie tipologie di consumatori adottate dall’Autorità per l’Energia elettrica in base alla potenza impegnata e al livello dei consumi, abbiamo calcolato il costo unitario dell’eolico per:
‣ La famiglia tipo (BT, 3 kW impegnati, consumi pari a 2.700 kWh/anno) ‣ Una PMI (MT, 500 kW impegnati, consumi pari a 750.000 kWh/anno) ‣ Un consumatore energivoro (AT, 50 MW impegnati, consumi pari a 175.000 MWh/anno)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Famiglia 2,14 2,30 2,99 3,52 4,22 4,35 4,43 4,11 3,73 3,35 3,33 3,28 3,23 2,65 1,99 1,73
PMI 2,81 3,02 3,93 4,62 5,55 5,71 5,81 5,39 4,90 4,40 4,37 4,31 4,24 3,49 2,61 2,28 Energivoro 0,18 0,20 0,25 0,30 0,36 0,37 0,38 0,35 0,32 0,28 0,28 0,28 0,27 0,22 0,17 0,15
Costo dell'eolico in €/MWh per il consumatore
‣ Il costo – sempre maggiore per le PMI, sostanzialmente nullo per gli energivori – rimane sempre al di sotto dei 6 €/
MWh – rappresentando quindi una frazione inferiore nell’intorno del 3% della bolletta
‣ Nel caso delle famiglie, il valore non supera mai i 4,5 €/MWh
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I benefici dell’eolico oggetto di valutazione
‣ La produzione di energia elettrica attraverso fonte eolica è portatrice di numerosi benefici diretti ed indiretti: il
cosiddetto “dividendo multiplo”, che accomuna l’energia eolica alle altre forme di produzione da fonte rinnovabile ‣ La presente analisi si focalizzerà solo su alcuni dei benefici derivanti dalla fonte eolica. In particolare, si effettuerà
una stima quantitativa delle risorse che lo sviluppo del settore eolico ha apportato al sistema italiano in termini: ‣ Effetto di riduzione del PUN [beneficiari: consumatori di energia elettrica] ‣ Gettito fiscale [beneficiari: finanza pubblica / contribuenti] ‣ Misure compensative locali [beneficiari: Comuni ospitanti impianti eolici]
‣ Lo studio non affronta gli ulteriori benefici connessi all’energia eolica, quali, ad esempio: ‣ Occupazione diretta e indiretta ‣ Salute e ambiente (riduzione delle emissioni di CO2 e NOx)
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Effetto sul PUN ‣ L’energia eolica – in virtù del costo marginale quasi nullo che la caratterizza – è in grado di esercitare sugli esiti del
mercato elettrico il cosiddetto merit order effect, che consiste nello spiazzamento della fonte convenzionale marginale e nella determinazione di un clearing price inferiore rispetto all’assenza della produzione eolica nelle ore di maggior ventosità
‣ L’ingresso della fonte eolica nel mercato elettrico italiano provoca pertanto un abbassamento dei prezzi zonali e, di
conseguenza, del PUN (Prezzo Unico Nazionale) – generando in definitiva un beneficio per la domanda elettrica rappresentata dai consumatori
‣ Tuttavia, al fine di quantificare il beneficio complessivo dell’energia eolica sul mercato elettrico non è sufficiente
confrontare il dato storico dei prezzi nelle ore caratterizzate da alta produzione eolica e quello relativo alle ore di bassa produzione eolica: occorre invece simulare gli esiti di mercato per effettuare una stima dei prezzi marginali medi che si sarebbero verificati in assenza di produzione eolica per effetto della minore pressione competitiva sull'offerta
‣ Al fine del presente studio, attraverso il modello REMIDA [Renewable Energy Market Italian Day Ahead] ed in base
agli esiti di mercato dell'anno 2013, eLeMeNS ha effettuato una what if analysis dei prezzi di equilibrio di MGP ipotizzando l'assenza della produzione eolica in Italia
‣ Il presente studio non affronta invece gli effetti della non programmabilità della fonte eolica sul dispacciamento
(approvvigionamento della riserva e bilanciamento)
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PUN 2013: i benefici dell’eolico
‣ Nell’anno 2013, l'effetto dell'eolico sul PUN appare distribuito
per tutte le 24 ore della giornata media di MGP ‣ L'effetto calmiere appare più elevato nei gruppi di ore
caratterizzati dal sorgere del sole (dalle 6 alle 9) e del tramonto (dalle 17 alle 20), tuttavia per l’anno 2013 esso non supera mai i 5 €/MWh.
‣ In media, per l’anno 2013 la sola produzione eolica italiana ha ridotto il PUN di 2,22 €/MWh
‣ Ponderando l'effetto orario con la domanda media oraria di MGP, possiamo stimare un risparmio annuale complessivo di 743 milioni di Euro dovuto all’energia eolica
PUN medio orario nell’ipotesi di assenza di produzione eolica su MGP – “What if” Anno 2013 [elaborazioni eLeMeNS]
2,8 3,4 2,3 3,0 2,5 1,9 3,2 2,9 4,4 2,9 1,0 2,2 2,2 2,1 0,5 2,4 2,5 4,9 1,9 2,3 3,4 2,5 2,0 2,4 0
20
40
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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
€/MW
h
Spread PUN 2013 senza Wind PUN 2013 reale
62,99
65,21
+2,22 +4,41
7,20
PUN reale 2013 PUN 2013 simulato senza Wind
PUN 2013 simulato senza FV
PUN 2013 simulato senza non programmabili
€/MW
h
Stima dell’incremento del PUN medio annuo in assenza di produzione eolica “What if” Anno 2013 [elaborazioni eLeMeNS]
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-
0,5
1,0
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2,5
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3,5
0
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800
1000
1200
1400
1600
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Ridu
zione
del
PUN
med
io
Mili
oni d
i Eur
o
Beneficio per i consumatori - Low Beneficio per i consumatori - High Riduzione del PUN medio - Low Riduzione del PUN medio - High
L’effetto sul PUN dell’eolico: scenario 2014-2035 ‣ Applicando le stesse ipotesi alla base dello scenario di evoluzione del PUN al 2035 adottato precedentemente per la
definizione della componente RE, è stata effettuata una stima dell’effetto futuro sui prezzi di mercato elettrico dell’energia eolica a condizioni attuali
‣ La stima è stata elaborata in base agli scenari Low e High – descritti in precedenza – relativi a due ipotesi di realizzazione di capacità eolica assegnata attraverso le aste ex DM 6 Luglio 2012, e considerando una vita utile degli impianti di 25 anni
‣ L'effetto dell’eolico sul PUN è strettamente dipendente dalla penetrazione dell’energia eolica (in diminuzione a partire dal 2028 per effetto dell’uscita dall’esercizio della capacità eolica più risalente) e dal valore assoluto del PUN (all’aumentare di esso, l’effetto dell’eolico è relativamente maggiore)
‣ Per il periodo 2014-2035, il beneficio complessivo è compreso tra 13 Miliardi di Euro (scenario Low) e 15 Miliardi di Euro (scenario High)
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto dell’energia eolica su MGP – Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
Riduzione penetrazione della fonte eolica per fine vita utile di parte della capacità Al crescere del PUN, aumenta
il beneficio dell’eolico
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La fiscalità dell’eolico
‣ Relativamente al gettito, fiscale dell’eolico sono state prese in considerazione le seguenti imposte:
‣ IRES e IRAP, di aliquota cumulata pari al 37% fino all’anno 2007 e pari a 31% a partire dall’anno 2008
‣ ROBIN TAX, maggiorazione IRES applicata come da tabella fino al 2014 per effetto della sentenza della Corte Costituzionale di Febbraio 2015:
‣ ICI, applicata dall’anno 2008 all’anno 2010 (3.100 €/MW/anno)
‣ IMU, applicata dall’anno 2011 adottando i seguenti valori medi (in funzione della variazione delle aliquote nel tempo e dall’introduzione della TASI a partire dall’anno 2014 – valori in €/MW/anno):
Anno d'imposta 2011 2012 2013 a partire dal 2014
Maggiorazione IRES 10,50% 10,50% 10,50% 6,50% Soglia volume ricavi 10.000.000 € 10.000.000 € 3.000.000 € 3.000.000 €
Soglia reddito imponibile 1.000.000 € 1.000.000 € 300.000 € 300.000 €
2011 2012 2013 a partire dal 2014
3.100€ 3.600€ 4.700€ 5.500€
33
2014
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Gettito fiscale totale: 2002 - 2013
‣ Per il periodo 2002 – 2013, il gettito fiscale complessivo connesso al settore eolico è stato pari a 1,37 Miliardi di
Euro ‣ Del gettito totale del periodo, più del 50% è relativo al triennio 2011-2013 principalmente per effetto del passaggio
da ICI a IMU e per l’introduzione della Robin Tax (particolarmente rilevante nel 2013, anno in cui è stata significativamente allargata la base imponibile)
Stima del gettito fiscale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
-
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Mili
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ICI / IMU ROBIN TAX IRES + IRAP
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Gettito fiscale incrementale: 2002 - 2013
‣ In assenza di energia eolica, la parte del gettito derivante dalla valorizzazione della produzione attraverso i prezzi di mercato
elettrico sarebbe stata fornita da fonti diverse ‣ Occorre pertanto identificare il gettito incrementale specificatamente connesso al settore eolico. Al fine di ottenere
un’approssimazione verosimile del gettito incrementale, esso è stato stimato come: § Parte del gettito IRES / IRAP / Robin Tax derivante dalle sole risorse derivanti dalla componente di incentivazione § Gettito totale di ICI e IMU, poiché connesso all’installazione specifica degli impianti eolici e non al valore della loro
produzione ‣ Il gettito fiscale incrementale dell’eolico per il periodo 2002-2013 è dunque stimato pari a 820 Milioni di Euro (60% del gettito
totale)
Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
-
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
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ICI / IMU ROBIN TAX IRES + IRAP
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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IMU + TASI
IRES + IRAP
Gettito fiscale totale e incrementale: scenario 2014 – 2035
‣ Il gettito fiscale incrementale connesso all’incentivazione della fonte eolica è pari ad un range di 2,61 – 2,75
Miliardi Euro (a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte) ‣ In termini incrementali, si evidenzia come IRES, IRAP e Robin Tax siano connesse ai periodi incentivanti che,
andando in conclusione, rendono sempre più significativo il peso relativo del gettito IMU e TASI
Stima del gettito fiscale incrementale dettagliato per imposta connesso al settore eolico per il periodo 2014-2035, scenario Low [elaborazioni eLeMeNS]
Riduzione IMU per uscita dall’esercizio degli impianti che hanno raggiunto 25 anni di vita utile
Riduzione IRES/IRAP per progressiva conclusione del periodo di incentivazione dei Certificati Verdi / Feed-in Premium
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Scenario BAU Low
Scenario BAU High
Aste del DM 6 Luglio 2014: gettito fiscale, scenario 2014 – 2035 ‣ Riducendo l’analisi alla sola capacità entrata in esercizio incentivata attraverso le aste del DM 6 Luglio 2014, il
gettito fiscale incrementale totale del periodo 2014-2035 risulta essere compreso tra 160,7 e 320,6 Milioni di Euro (a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte, scenari Low e High)
‣ Essendo per tali impianti il valore della componente incentivante significativamente ridotto rispetto agli impianti entrati in esercizio prima del 2014, IMU e TASI acquisiscono un maggior peso relativo (pari in media tra il 38% al 41%) tra le diverse imposte che concorrono al gettito fiscale incrementale complessivo
Stima del gettito fiscale incrementale relativo alla capacità incentivata in asta ex DM 6 Luglio 2012 per il periodo 2014-2035, scenari Low e High [elaborazioni eLeMeNS]
Aumento della base imponibile per: • Conclusione dei periodi di ammortamento • Conclusione dei finanziamenti
Riduzione del gettito per maggior crescita del prezzo dell’energia elettrica
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I benefici per il territorio: le convenzioni con i Comuni
‣ Parte dei costi di esercizio affrontati da un impianto eolico è riconducibile alle convenzioni con i Comuni dove
insistono gli impianti nell’ambito di meccanismi di compensazioni territoriali ‣ Con Decreto del 10 Settembre 2010, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato le “Linee guida per
l’autorizzazione degli impianti a fonte rinnovabile”, il cui Allegato 2 individua come valore massimo delle misure compensative il 3% dei proventi, comprensivi di incentivi, derivanti dalla valorizzazione dell’energia elettrica prodotta
‣ Ai fini della presente analisi, si è dunque effettuata una stima delle risorse economiche generate dal settore eolico e destinate a beneficio dei Comuni che ospitano gli impianti nella misura del 3% del fatturato
‣ Per il periodo 2002-2013, si stima un beneficio complessivo pari a 343 Milioni di Euro
Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, 2002-2013 [elaborazioni eLeMeNS]
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
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Misure compensative: scenario 2014-2035
‣ Lo scenario 2014-2035 mostra un trasferimento complessivo di risorse verso i Comuni compreso tra 1,09 e 1,17
Miliardi di Euro (a seconda dell’effettiva installazione di capacità delle aste già svolte)
Stima del risorse destinate alle misure compensative locali della fonte eolica, scenario 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Low High
Royalties maggiormente connesse alla sola componente energia (ricavo da mercato elettrico) per progressiva conclusione del periodo di incentivazione Certificati Verdi / Feed-in Premium
Gradale uscita dall’esercizio di impianti che hanno raggiunto 25 anni di vita utile
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Costi VS Benefici annuali dell’eolico: lo storico (2002-2013) ‣ A livello annuale, il confronto aggregato storico tra costi e benefici mostra una copertura dei costi da parte del
gettito fiscale e delle misure compensative in una misura compresa tra 20% e 25% ‣ Per il solo anno 2013, l’analisi di impatto sul PUN evidenzia un costo netto significativamente inferiore rispetto agli
anni analizzati in precedenza
40
-9,0 -11,4 -29,0 -94,1 -171,7 -219,0 -240,2 -369,6 -572,5 -577,0 -775,7 -171,9 Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro]
12,2 14,9 38,2 124,7 221,0
318,9 324,1
491,7
705,7 760,0
986,1
1160,4
2,3 1,9 5,7 21,9 36,2 77,6 56,9 85,4 89,6 127,8 146,0 179,5
0,9 1,6 3,6 8,7 13,1 22,3 27,0 36,7 43,6 55,2 64,4 66,0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Mili
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Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN (solo 2013)
743,1
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Costi VS Benefici totali dell’eolico: lo storico (2002-2013) ‣ In base alle analisi illustrate precedentemente, è possibile stimare un costo netto del settore eolico per il periodo
2002-2013 pari a 3,66 Miliardi di Euro ‣ Tale valore tuttavia non considera i benefici che il costo di incentivazione dell’orizzonte temporale considerato
genera negli anni successivi al 2013: il costo netto è dunque da considerarsi un investimento sul lungo termine
Costo di incentivazione totale 5,16 Miliardi di Euro
0,82 Miliardi di Euro
0,34 Miliardi di Euro
0,74 Miliardi di Euro Riduzione del PUN [anno 2013]
Gettito fiscale incrementale
Misure compensative
3,26 Miliardi di Euro Costo netto 2002 - 2013
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1393,1 1414,3 1396,6
1288,5
1164,3
1037,8 1033,5 1019,7 1006,4
819,3
603,2
520,3
342,2
219,1 65,1 63,9 62,7 61,3 59,5 57,1 46,6
27,0
214,1 196,0 196,1 187,7 186,2 173,7 175,9 178,5 180,0 162,8 133,2 113,7 89,0 61,8 52,2 54,5 51,9 51,4 46,7 41,7 33,7
28,0 70,0 71,2 71,5 70,1 67,3 65,8 61,7 61,9 62,4 63,0 59,3 52,8 48,4 42,7
36,9 34,1 32,4 31,7 28,8 25,8 20,0 15,9
505,7 526,7 540,4 545,3 552,1 559,1 579,2 596,6 627,5
663,6 695,0 714,0 726,2 731,5 737,9 731,4 703,8 696,5
643,8 589,4
481,9 412,8
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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o Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN
Costi VS Benefici dell’eolico: le prospettive - Low (2014-2035)
‣ A livello annuale, lo scenario Low mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall’anno 2023
42
-603,3 -620,5 -588,6 -485,5 -358,7 -239,2 -216,7 -182,7 -136,5 70,1 284,4 360,1 521,4 616,9 761,9 756,1 725,3 718,3 659,8 599,8 488,9 429,6
Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro]
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-603,4 -603,8 -598,0 -495,2 -364,8 -240,5 -210,1 -168,4 -111,3 107,6 333,8 418,9 588,4 693,0 846,8 846,6 826,6 829,3 774,4 718,3 613,5 561,6
1393,3 1433,9
1460,5
1354,6
1231,2
1104,4 1098,1 1082,8 1066,4
875,6
656,4
572,0
393,1
268,9
113,9 111,6 109,2 106,5 102,9 98,3 76,4 48,6 214,1 205,1 204,6 193,8 192,3 179,6 181,7 184,1 185,4 167,7 137,7 118,1 93,6 67,4 58,4 58,7 61,1 62,3 57,4 52,0 43,5 37,1 70,0 73,6 75,2 73,8 71,0 69,6 65,4 65,6 66,1 66,7 63,0 56,5 52,1 46,4 40,6 37,8 36,1 35,4 32,5 29,6 23,7 18,9
505,7 551,3
582,7 591,8 603,1 614,7 641,0 664,6 703,6
748,9 789,5 816,3 835,7 848,1 861,8 861,7 838,5 838,0
787,4 735,0
622,6 554,2
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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o Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione del PUN
Costi VS Benefici dell’eolico: le prospettive – High (2014-2035)
‣ Anche lo scenario High mostra il raggiungimento di un beneficio netto di sistema a partire dall’anno 2023
43
Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro]
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Costi VS Benefici totali dell’eolico: le prospettive (2014-2035) ‣ Considerando gli scenari Low e High di crescita della capacità eolica, è possibile stimare un beneficio netto del settore
eolico per il periodo 2014-2035 compreso tra 2,95 e 4,06 Miliardi di Euro ‣ La componente di maggiore incertezza di tale stima è la riduzione del PUN: tuttavia anche se – per effetto di dinamiche
di mercato diverse da quelle adottate nello scenario – il beneficio ad essa connessa risultasse inferiore del 25% rispetto a quanto stimato, i benefici complessivi compenserebbero comunque i costi di incentivazione
Costo di incentivazione totale 13,80 – 14,95 Miliardi di Euro
2,61 – 2,76 Miliardi di Euro
1,09 – 1,17 Miliardi di Euro
13,05 – 15,09 Miliardi di Euro Riduzione del PUN
Gettito fiscale incrementale
Misure compensative
2,95 – 4,06 Miliardi di Euro Beneficio netto 2014-2035
44
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Quanto si libera: c’è spazio per una nuova asta? ‣ Il Dlgs 28/2011 ha introdotto il meccanismo delle aste, prevedendo una precisa scansione temporale nella pubblicazione
del primo decreto di attuazione e dei successi aggiornamenti dello stesso (primo aggiornamento dopo 2 anni dalla pubblicazione del decreto attuativo – i.e. 2014, aggiornamenti successivi ogni 3 anni; i.e. 2017, 2020 ecc)
‣ Sino ad oggi ha visto la luce solo il primo provvedimento attuativo (DM 6 luglio 2012), che prevedeva solo 3 round di aste e registri – di cui l’ultimo ha avuto luogo nell’estate 2014 – e ha demandato a un provvedimento di aggiornamento la previsione di contingenti di incentivazione per il periodo successivo al 2014
‣ A meri fini illustrativi, abbiamo ipotizzato che venga previsto un primo aggiornamento del DM 6 luglio 2012 che preveda 5 nuove procedure di aste per l’incentivazione dell’eolico on-shore, adottando le seguenti assunzioni: ‣ Le procedure avranno luogo con cadenza annuale a partire dall’estate 2015 ‣ In ciascuna procedura verranno assegnati 500 MW ‣ Il prezzo base d’asta è fissato in 115 €/MWh per le prime 3 aste e in 110 €/MWh per le ultime due – in luogo del previgente valore di
127 €/MWh
Capacità eolica avente annualmente accesso alla tariffa incentivante a seguito delle procedure ad asta [elaborazioni eLeMeNS] 45
500 500 500 500 500 442 466 356
0
100
200
300
400
500
600
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MW
Ince
ntiv
ati
DM 6 luglio 2012
Nuove aste
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125 187,5 250 250 250 125 62,5
195,8 241,8 133,2
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 M
W in
stal
lati
DM 06/07/12 - Low
Nuove aste - Low
Nuove aste: gli scenari di installato eolico 2014-2021
Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta – Scenario High [elaborazioni eLeMeNS]
‣ Per definire l’effettiva nuova capacità eolica installata a seguito delle aste 2015-2019, si sono ipotizzati due scenari di
tasso di realizzazione dei nuovi impianti incentivati coerenti con le ipotesi adottate precedentemente ‣ I due scenari si distinguono conseguentemente anche per la riduzione media della tariffa incentivante a base d’asta:
nel dettaglio, lo Scenario Low (50% di tasso di realizzazione) prevede che vengano costruiti solo gli impianti che hanno effettuato riduzioni inferiori (ossia richiesto tariffe incentivanti più elevate)
Capacità eolica annualmente installata a seguito delle procedure ad asta – Scenario Low [elaborazioni eLeMeNS]
Scenario Low [50% del contingente assegnato installato]
Riduzione media della base d’asta degli impianti installati: • Asta 2015 (base 115€/MWh): - 8%; • Asta 2016 (base 115€/MWh): - 13% • Asta 2017 (base 115€/MWh): - 15% • Asta 2018 (base 110€/MWh): - 20% • Asta 2019 (base 110€/MWh): - 22%
46
250 375
500 500 500
250 125 195,8
622,2
361
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MW
inst
alla
ti
DM 06/07/2012 - High
Nuove aste - High
Scenario High [100% del contingente assegnato installato]
Riduzione media della base d’asta degli impianti installati: • Asta 2015 (base 115€/MWh): - 10%; • Asta 2016 (base 115€/MWh): - 15% • Asta 2017 (base 115€/MWh): - 20% • Asta 2018 (base 110€/MWh): - 22% • Asta 2019 (base 110€/MWh): - 25%
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Installato con nuove aste ‣ Con la eventuale previsione di 5 nuovi contingenti annui da 500 MW, a partire dal 2015, si avvicinerebbe il raggiungimento degli
obiettivi inseriti all’interno del PAN – naturalmente nell’ipotesi in cui gli impianti giunti a fine incentivazione non escano dell’esercizio
‣ Ipotizzando che vengano realizzati tutti gli impianti vincitori delle aste (sia con riferimento alla tornata 2012-2014, sia al periodo 2015-2019: Scenario High), si raggiungerebbero 12.226 MW di installato al 2020 (contro i 12.680 del PAN, incluso l’eolico off-shore)
‣ Ipotizzando che vengano realizzati solo una parte degli impianti (40% tornata 2012-2014, 50% tornata 2015-2017: Scenario LOW), si raggiungerebbero invece 10.200 MW al 2020: per raggiungere l’obiettivo mancherebbero circa 1.800 MW (2.480 MW includendo l’off-shore)
47
780 874 1.131 1.639 1.908 2.714
3.538 4.898
5.814 6.936
8.119 8.650 8.623 8.623 9.766
12.000
1.143
2.500
680
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (nov)
DM 6 luglio
Futuro DM
2020 (PAN)
MW
Contingenti 2012 - 2014
Contingenti 2015 - 2019
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Il costo dell’eolico sotto l’ipotesi di nuove aste – Scenario Low
Costo degli incentivi all’eolico nel caso di introduzione di nuove aste [elaborazioni eLeMeNS]
‣ Il costo totale delle nuove aste dal 2017 al 2035 sarebbe pari a 1,07 miliardi di euro nel caso in cui solo il 50% degli
impianti vengano realizzati ‣ Anche la previsione di un nuovo round di aste non altererebbe la chiara dinamica di decrescita del costo di
incentivazione dell’eolico ‣ Il minor costo dovuto alla fine dell’incentivazione dei “primi CV” sarebbe nettamente superiore al maggior costo di
incentivazione dovuto alle nuove aste
48
1.395 1.419 1.403
1.302
1.193
1.087 1.105 1.105 1.095
903
681 595
415
290
133 130 126 122 116 108 92 63
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
2014
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2016
2017
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2020
2021
2022
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2024
2025
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2027
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2029
2030
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2032
2033
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Vecchi incentivi Nuove aste
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Maggiori costi VS minori costi – Scenario Low
‣ Il picco di costo delle nuove aste verrebbe raggiunto nell’anno 2023 (83 milioni di euro) ‣ Il maggior costo connesso all’introduzione del meccanismo sarebbe pari a una misura compresa tra il 6% e il 21%
del risparmio ottenuto con la fine degli incentivi dei “primi CV”
Costo delle nuove aste VS risparmio uscenti CV [elaborazioni eLeMeNS] 49
108
232
359 363 377 391
578
7 22 43 65 80 83 78
-
100
200
300
400
500
600
700
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
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Risparmio uscenti CV (su 2016) Maggior costo nuove aste (su 2016)
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0,0 0,0 0,0 8,2 21,7 41,0 63,1 87,1 106,2 118,4 130,5 140,8 150,1 159,6 169,4 178,6 186,1 196,0 201,8 208,1 208,2 214,7
0
200
400
600
800
1000
1200
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggior beneficio - Nuove Aste Low Beneficio totale su PUN - Nuove Aste LOW Beneficio totale su PUN - BAU Low
Scenario Low: maggiore riduzione del PUN
‣ L’adozione di nuove aste comporterebbe una maggiore capacità eolica installata e, di conseguenza, una maggiore
penetrazione della fonte eolica nel sistema elettrico ‣ Sul periodo 2017-2035, l’effetto sul mercato elettrico risulterebbe in una diminuzione media del PUN pari a 2,69 €/MWh
(vs una riduzione media dello scenario BAU Low senza nuove aste di 2,21 €/MWh): nello scenario Low, l’adozione di nuove aste provocherebbe quindi una variazione media di – 0,48 €/MWh sul PUN
‣ Nel periodo 2014-20135, i consumatori godrebbero di un risparmio complessivo di 2,59 Miliardi di Euro
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto delle nuove aste – Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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Scenario Low: ulteriori entrate fiscali
‣ Per il periodo 2014-2035 il maggior gettito fiscale incrementale dovuto all’incentivazione e all’installazione di ulteriore
capacità eolica per effetto dell’adozione di nuove aste risulta essere pari a 177,6 Milioni di Euro per lo scenario Low
Aumento del gettito incrementale dell’eolico per effetto delle nuove aste – Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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0
5
10
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20
25
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggior gettito - Nuove Aste Low Gettito incrementale - BAU Low Gettito incrementale - Nuove Aste Low
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggiori risorse locali per nuove aste Misure compensative - scenario Low Misure compensative - scenario Nuove Aste
Scenario Low: aumento delle risorse per misure compensative
‣ Con l’adozione di nuove aste, per il periodo 2014-2035 i Comuni ospitanti i parchi eolici vincitori delle procedure
competitive otterrebbero maggiori risorse per un totale pari a 123,5 Milioni di Euro nello scenario Low
Aumento del risorse destinate alle misure compensative locali per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste –Scenario Low - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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6,7 22,4
43,1
65,3 79,8
82,8 78,5 73,3 69,9 68,1 65,8 63,7 61,4 58,8 56,0 52,2 47,4
41,5 34,5
2,3 4,6 7,3 9,0 10,3 9,5 9,8 9,6 9,5 9,5 9,5 9,5 9,4 9,3 9,3 10,2 11,1 13,2 14,7
0,8 2,0 3,6 5,1 6,5 7,2 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6
8,2 21,7
41,0
63,1
87,1
106,2
118,4
130,5 140,8
150,1 159,6
169,4 178,6
186,1 196,0
201,8 208,1 208,2
214,7
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione PUN
Nuove aste: costi vs benefici, scenario Low (2014-2035) ‣ A livello annuale, lo scenario Low mostra un immediato superamento dei benefici aggregati rispetto ai costi ‣ A partire dall’anno 2021, il costo di incentivazione decresce costantemente a fronte di una crescita rilevante dell’effetto sul
PUN: entrambi i fenomeni sono riconducibili ad uno scenario di mercato elettrico a prezzi crescenti nel medio-lungo termine
53
4,7 5,9 8,8 11,9 24,1 40,1 57,3 74,4 88,0 99,1 110,8 122,8 134,1 144,2 156,9 167,3 179,3 187,4 202,5 Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro]
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Il costo dell’eolico sotto l’ipotesi di nuove aste – Scenario High
‣ Il costo totale delle nuove aste dal 2017 al 2035 sarebbe pari a 1,89 miliardi di euro nel caso in cui tutti gli impianti
vengano realizzati ‣ Anche in questo caso non si altererebbe la dinamica di decrescita del costo di incentivazione dell’eolico
Costo degli incentivi all’eolico nel caso di introduzione di nuove aste: Scenario High [elaborazioni eLeMeNS] 54
1.395 1.440 1.473
1.380 1.286
1.198 1.231 1.241 1.228
1.027
797 705
523
394
234 227 219 211 199 184 149 104
-
200
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1.400
1.600
2014
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2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
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2029
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2031
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2033
2034
2035
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Vecchi incentivi Nuove aste
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Maggiori costi VS minori costi – Scenario High
‣ Nello scenario High il picco di costo delle nuove aste verrebbe raggiunto nell’anno 2022 (151 milioni di euro) ‣ Il maggior costo connesso all’introduzione del meccanismo sarebbe pari a una misura compresa tra il 12% e il 38%
del risparmio ottenuto con la fine degli incentivi dei “primi CV”
Costo delle nuove aste VS risparmio uscenti CV: Scenario High [elaborazioni eLeMeNS] 55
106
229
356 363 379 396
587
13 43
81 121
147 151 141
-
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300
400
500
600
700
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
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Risparmio uscenti CV (su 2016) Maggior costo nuove aste (su 2016)
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0,0 0,0 0,0 16,7 44,0 83,6 129,7 180,3 221,5 258,6 286,2 310,2 332,4 355,6 379,8 403,5 425,1 451,7 472,0 495,0 508,4 536,4
0
200
400
600
800
1000
1200
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggior beneficio - Nuove Aste High Beneficio totale su PUN - Nuove Aste High Beneficio totale su PUN - BAU High
Scenario High: maggiore riduzione del PUN
‣ L’adozione di nuove aste comporterebbe una maggiore capacità eolica installata e, di conseguenza, una maggiore
penetrazione della fonte eolica nel sistema elettrico ‣ Sul periodo 2017-2035, l’effetto sul mercato elettrico risulterebbe in una diminuzione media del PUN pari a 3,67 €/MWh
(vs una riduzione media dello scenario BAU High senza nuove aste di 2,58 €/MWh): nello scenario High, l’adozione di nuove aste provocherebbe quindi una variazione media di – 1,09 €/MWh sul PUN
‣ Nel periodo 2014-20135 I consumatori godrebbero di un risparmio complessivo di 5,89 Miliardi di Euro
Scenari di riduzione del PUN e di beneficio per i consumatori per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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Scenario High: ulteriori entrate fiscali
‣ Per il periodo 2014-2035 il maggior gettito fiscale incrementale dovuto all’incentivazione e all’installazione di ulteriore
capacità eolica per effetto dell’adozione di nuove aste risulta essere pari a 305,3 Milioni di Euro per lo scenario High
Aumento del gettito incrementale dell’eolico per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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0
5
10
15
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggior gettito - Nuove Aste High Gettito incrementale - BAU High Gettito incrementale - Nuove Aste High
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Scenario High: aumento delle risorse per misure compensative
‣ Con l’adozione di nuove aste, per il periodo 2014-2035 i Comuni ospitanti i parchi eolici vincitori delle procedure
competitive otterrebbero maggiori risorse per un totale pari a 238 Milioni di Euro
Aumento del risorse destinate alle misure compensative locali per effetto dell’energia eolica incentivata attraverso nuove aste – Scenario High - Anni 2014-2035 [elaborazioni eLeMeNS]
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20
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Maggiori risorse locali per nuove aste Misure compensative - Scenario Low Misure compensative - scenario Nuove Aste
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10,0 13,9 22,9 33,0 60,9 96,4 143,7 181,8 212,6 238,3 266,1 294,5 322,7 348,9 380,9 410,3 444,4 471,4 514,4
12,7 42,7 81,1
121,4
146,8 151,1 141,4 130,7 123,9 120,4 115,8 111,5 106,8 101,7 96,1 88,6 79,0 67,2 53,0
4,4 8,6 13,3 16,0 18,0 16,6 17,1 16,8 16,8 16,8 16,8 16,8 16,6 16,1 15,9 17,4 19,0 20,7 21,6
1,6 4,0 7,1 8,7 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5
16,7 44,0 83,6
129,7
180,3
221,5
258,6 286,2
310,2 332,4
355,6 379,8
403,5 425,1
451,7 472,0
495,0 508,4
536,4
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
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Costo Incentivazione Gettito Fiscale Misure Compensative Riduzione PUN
Nuove aste: costi vs benefici, scenario High (2014-2035) ‣ A livello annuale, anche lo scenario High mostra un immediato superamento dei benefici aggregati rispetto ai costi, con un
beneficio netto crescente nel tempo ‣ Anche in questo scenario, a partire dall’anno 2021 il costo di incentivazione decresce costantemente a fronte di una
crescita rilevante dell’effetto sul PUN - a motivo di uno scenario di mercato elettrico a prezzi crescenti
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Costo / Beneficio netto annuale [Milioni di Euro]
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Nuove aste: costi vs benefici (2014-2035) ‣ L’analisi sull’intero periodo mostra che l’adozione di nuove aste per l’incentivazione di 1.500 MW di potenza eolica
consente di portare nel periodo 2014- 2035 un beneficio compreso tra 1,82 e 4,54 Miliardi di Euro ‣ Il solo effetto di riduzione del PUN potrebbe consentire di più che ripagare il maggiore costo di incentivazione, tuttavia tale
analisi non considera gli effetti sui costi di dispacciamento ‣ Il maggior gettito fiscale e le maggiori risorse per le misure compensative possono invece coprire circa il 29% del costo
Costo di incentivazione totale 1.071 – 1.892 Milioni di Euro
178 – 305 Milioni di Euro
124 – 238 Milioni di Euro
2.590 – 5.891 Milioni di Euro Riduzione del PUN
Gettito fiscale incrementale
Misure compensative
1.820 – 4.542 Milioni di Euro Beneficio netto 60
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Focus su integrali ricostruzioni ‣ Dall’analisi emerge che – già a partire dal 2015 – usciranno dall’incentivazione numerosi impianti: si tratta di impianti eolici
installati a partire dal 2002-2003 che insistono su siti caratterizzati da un livello di ventosità molto elevato: nella maggior parte dei casi sono parchi composti da turbine di taglia limitata (per lo più WTG da 850 kW) che, per ovvie ragioni di evoluzione tecnologica, presentano livelli di efficienza inferiori rispetto agli standard attuali
‣ La valorizzazione di tali risorse, mediante integrali ricostruzioni degli impianti (fattispecie prevista dall’art. 2.1, lettera b) del DM 6 luglio 2012) appare opportuna in termini di: ‣ Ottimizzazione dell’uso del territorio, mediante la sostituzione di turbine di piccola taglia con un numero inferiore di turbine di taglia maggiore ‣ Miglioramento dell’impatto visivo, anche tenuto conto che gli impianti oggetto di integrale ricostruzione sono spesso composti da WTG
“tralicciate” ‣ Efficienza di produzione: a parità di potenza installata e di disponibilità della risorsa eolica, si possono ottenere livelli di produzione più
elevati mediante la sostituzione con turbine di ultima generazione
‣ Tenuto anche conto che l’abbandono di tali impianti determinerebbe il venir meno dei benefici (fiscali e di impatto sul mercato elettrico) già analizzati e allontanerebbe il raggiungimento degli obiettivi del PAN, appare dunque condivisibile l’intento di favorire tale tipo di intervento, mediante: ‣ Una semplificazione delle procedure autorizzative di cui sono oggetto le integrali ricostruzioni ‣ La previsione di contingenti di incentivazione specifici dedicati alle integrali ricostruzioni, sulla scorta di quanto avvenuto nel caso del DM 6
luglio 2012 per i rifacimenti (si veda slide successiva)
‣ Se venissero affiancate alle nuove aste nel periodo 2015-2017 delle procedure competitive dedicate alle integrali ricostruzioni (es. 450 MW totali – in linea con i contingenti per i rifacimenti previsti nella prima finestra legislativa), la circostanza non altererebbe il percorso di riduzione dei costi complessivi di incentivazione dell’eolico (i.e. il costo unitario di incentivazione delle ricostruzione sarebbe inferiore rispetto al costo originario) 61
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Focus sui rifacimenti
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Eolico on-shore
Idroelettrico
Geotermico
Biomasse Assegnato
Contingente
‣ A differenza del contingente a disposizione per le aste,
saturato dalle richieste, il contingente riservato ai rifacimenti non è stato quasi integralmente assegnato (solo 1,5 MW su 450 MW disponibili)
‣ I meccanismi di incentivazione del DM 6 luglio 2012 hanno in generale avuto poco successo – sebbene solo eolico e biomasse abbiano mostrato tassi di partecipazione praticamente nulli
‣ Tale circostanza non sembra da ricondurre tanto
all’assenza di impianti in possesso dei necessari requisiti di accesso ai rifacimenti, che all’anno 2015 ammontano complessivamente a circa 350 MW
‣ La ragione dell’insuccesso del meccanismo è piuttosto da ricercarsi nell’assenza di condizioni di incentivazione sufficientemente attrattive per gli operatori
‣ Ove si intenda continuare a puntare su questo meccanismo, appare suggeribile ricalibrarne le condizioni di funzionamento o indirizzarne le risorse verso l’incentivazione delle integrali ricostruzioni
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500
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Rifacimenti fatti (pre DM 6/7)
Accesso dal 2013
Accesso dal 2014
Accesso dal 2015
Accesso dal 2016
Accesso dal 2017
MW
Contingente rifacimenti eolico on-shore
Rifacimenti: contingenti disponibili e assegnati, per fonte [eLeMeNS]
Rifacimenti: impianti teoricamente in possesso dei requisiti di accesso – per anno [eLeMeNS] 62
Via G. Leopardi, 27
20123 Milano +39 0284927880 [email protected] www.elemens.it
Font: DINPro BoldLeMee NS
eEnergia
Le
Me N SFont: DINPro Regular
Learning eLeMeNS
Mercati Normativa Studi e Scenari
