Il livello ottimale degli incentivi e i meccanismi di copertura

finanziaria

Giovanna Landi, Norton Rose Studio LegaleCarlo Scarpa, Università di Brescia

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Programma dell’intervento

• Analisi giuridico‐economica del settore• Costi‐benefici degli operatori di settore per lo sviluppo di nuovi impianti produttivi in Italia

• Riflessi sul mercato rilevante:– Competitività del settore– Finanziamento (soggetti, opportunità)

Il mercato di riferimento

• Quali sono le fonti riconosciute come rinnovabili:– eolica, solare, geotermica, del moto ondoso,  maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas

• Sviluppi molto differenti nel tempo• L’incentivo è stato fino ad ora la principale ragione di investimento

• Incertezza normativa costante

Costi           Benefici• Materie prime• Progetto • Consulenti • Acquisto diritti su beni 

immobili (terreno, edifici)• Manodopera• Manutenzione/Approvvigio

namenti• Smaltimento• Procedure autorizzative• Accordi locali• Requisiti normativi

• Vendita energia• Incentivo (Certificati Verdi, Conto Energia…)

• Sistema in evoluzione continua: aste, tariffa onnicomprensiva, tetti di spesa ecc.

• Difficoltà di previsione

Sistema dei benefici “pubblici” per gli operatori

• Benefici “legano” i costi!• Sistema di mercato con copertura pubblica(Certificati Verdi)– Produttori energia convenzionale– Prezzo di vendita

• Sistema “feed‐in tariff” erogazione pubblica diretta

• (Conto Energia)– Consumatori finali– Componente tariffaria

Principali criticità• Per il settore fotovoltaico: 

• Errore fatale di programmazione pubblica • Erogazioni sulla base dei limiti di spesa “ammissibili” senza 

considerare costi di investimento• “Annuncio” norme nuove: effetto “freezing”

• Per tutte le fonti rinnovabili• Vincoli burocratici: rapporti Stato/Regioni• Carenza pianificazione• Disciplina normativa frammentata, incostante e non 

sempre chiara• Non sempre rispettati nella sostanza gli obiettivi politici 

comunitari: FRAMMENTAZIONE

I sistemi delle aste (i)

• Criteri generali (D.lgs. 28/2011):– Equa remunerazione dei costi di investimento ed esercizio

– Periodo incentivo = vita media impianto– Costanza dell’incentivo– Favor per gli impianti fv a concentrazione (minor uso del territorio)

– Tracciabilità materia prima (biomasse e biogas) con sistemi di priorità

I sistemi delle aste (ii)

• Procedure gestite dal GSE– Aste al ribasso– Diverse tipologie di impianto ed economie di scala– Aste periodiche con contingenti di potenza– Requisiti di solidità finanziaria dei proponenti– Meccanismi di “salvataggio” con prezzi minimi garantiti per impianti esclusi

• Mancano i decreti attuativi….

Diverse fonti, diverse storie

• Biomasse : scarso successo, probabilmente legato alla scarsa organizzazione del nostro settore agricolo

• Eolico : buon successo, ora e “sempre” legato agli incentivi

• Fotovoltaico : successo clamoroso, con vera criticità degli incentivi

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Eolico: costo dell’investimento

Dati sulla Danimarca10

Piuttosto diverso dal fotovoltaico

Prezzi di produzione: i pannelli solari

• Dal 1980 in poi ‐ 20% ogni volta che la capacità installata raddoppia

• Dal 2008 a oggi  ‐ 75%ApprendimentoDomanda deboleConcorrenza crescente Taglio degli incentivi

• Previsioni: ulteriore calo

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Diversi paesi se ne sono accorti…

• Livello degli incentivi, 2009‐2011– Francia e Svizzera  ‐ 47%– Germania ‐ 46%– Spagna ‐ 43%– Grecia ‐ 40%– Italia ‐ 36%

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Gli obiettivi del IV conto energia2° sem.2011 2012 2013 2014 2015 2016

Milioni 300  280  480  400  310  172 

MW 1.200  1.490  2.340  2.430  2.480  2.520 

th €/MW 250,0  187,9  205,1  164,6  125,0  68,3 

Zero dal 2017 in poi?

Comunque superati dal mercato gli obiettivi di potenza e quindi anche di spesa

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Obiettivi e realizzazioni

• Totale da incentivare tra 2011 e 2016

• Media annua

• Nuova capacità installata nel solo 2011

12.460 MW

2.265 MW

9.280 MW

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Il livello ottimale degli incentivi

• In generale: pari alla differenza tra beneficio per la collettività e beneficio per il privato

• Nello specifico: proporzionale alla differenza tra il costo delle tecnologie competitive e il costo delle tecnologie da incentivare

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La “grid parity” del fotovoltaico

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Fonte: Mc Kinseyk

I prezzi all’ingrosso in Europa

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anno 2004 * anno 2005 anno 2006 anno 2007 anno 2008 anno 2009 anno 2010 anno 2011

IPEX

EPEX Germania

Nord Pool

OMEL

EPEX Francia

Italia: + 47% sopra la media17

Come determinare la competitività?

• Il riferimento per la grid parity non può essere il prezzo di mercato– Non è un dato,  e sicuramente varierà nel tempo– PUN elevatissimo rispetto agli standard europei– Sicuramente varierà quando le rinnovabili entreranno a far parte del “mercato”

• Benchmark sul costo medio di lungo periodo– Previsioni condivise sul prezzo del metano

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E’ efficiente che vi siano incentivi ?

• Senza incentivi le altre rinnovabili non si fanno – Solo il vincolo europeo giustifica che si continui a spingere la generazione tramite rinnovabili

• Forse per il fotovoltaico è ora di guardare oltre– Non subito– Non dare per scontato che i prezzi di oggi siano il benchmark

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Dagli incentivi pre‐determinati alle aste

• Sempre incentivi, ma quantificati dal mercato

• Effetti? Da studiare– India (fv): ‐ 30% rispetto al sistema precedente

• Efficiente? – Sperabile che il costo sia inferiore a quello attuale

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Chi deve pagare? (il finanziamento)

• Normalmente, le esternalità diffuse richiedono denaro pubblico– Qui, denaro privato (i consumatori)

• Perché un tetto alla spesa? – Tutela dei consumatori– Quantificazione totalmente arbitraria

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Per concludere

• Gli attuali incentivi generano delle posizioni di rendita– Sviluppatori– Terreni 

• Le aste erodono le posizioni di rendita– Efficientamento forzato– Urgente definire il quadro

Aste soprattutto per il fotovoltaico 

• Le aste servono a rivelare le informazioni (i costi) dei bidder

• Utili soprattutto per le tecnologie con la massima dinamica dei costi– Irrigidire l’incentivo su valori determinati  amministrativamente sarebbe un errore

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