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Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione dellenergia elettrica rinnovabile Pia Saraceno Osservatorio Energia REF Le incentivazioni.

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Presentazione sul tema: "Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione dellenergia elettrica rinnovabile Pia Saraceno Osservatorio Energia REF Le incentivazioni."— Transcript della presentazione:

1 Ipotesi di rimodulazione del sistema italiano di incentivazione dellenergia elettrica rinnovabile Pia Saraceno Osservatorio Energia REF Le incentivazioni alle fonti rinnovabili e gli obiettivi europei: analisi e proposte Forum Adiconsum Roma, 27 aprile 2009

2 27 Aprile Agenda Gli strumenti ed i problemi Limpatto del passaggio dellobbligo CV sulla domanda Le proposte

3 27 Aprile Gli strumenti di incentivazione/semplificazione attuali Regime di semplificazione ApplicazioneCaratteristiche Ritiro dedicatoRinnovabili programmabili <= 10 MVA, non programmabili di qualsiasi taglia Ritiro dellenergia prodotta a prezzo zonale o, per i soli impianti fino a 1 MW, a prezzi minimi garantiti Scambio sul postoRinnovabili <= 200 kWRegolazione economica del saldo tra immissioni e prelievi Sistemi di incentivazione Strumenti di semplificazione I titolari di impianti incentivati attraverso CV o conto energia fotovoltaico beneficiano, oltre allincentivo, di un prezzo dellelettricità che contiene i costi sostenuti dai soggetti obbligati per lacquisto dei CV

4 27 Aprile Il peso dei diversi sistemi di incentivazione (in termini di produzione) Situazione al 2008: il CIP 6 è in fase di uscita; il contributo dellenergia non incentivata è probabilmente destinato a diminuire a causa della minore producibilità idroelettrica; i sistemi di tariffe incentivanti forniranno un contributo limitato in termini di produzione anche se alle attuali tariffe il peso sui costi sarà significativo; lo schema CV è la leva principale per il raggiungimento degli obiettivi 2020 Non si considera il sistema di tariffe omnicomprensive per gli impianti <= 1 MW, avviato nel 2008 (non sono ancora disponibili dati)

5 27 Aprile I problemi (1/5): eccesso di offerta ed obbligo che non cresce coerentemente con obiettivi Eccesso offerta CV nel 2012 Eccesso di offerta dopo fase transitoria Quota dobbligo che cresce in misura insufficiente a raggiungere obiettivi. Se non cresce lobbligo come si raggiunge lobiettivo? Permane il sistema attuale misto con GSE che ritira eccesso offerta, ma come si garantisce obiettivo?

6 27 Aprile I problemi (2/5): effetto moltiplicativo costi per il consumatore Ipotesi: -obbligo coerente per obiettivo - discesa graduale prezzi a 60 euro MWh (a parità costi generazione) Impatto sui prezzi allingrosso è dato dal Costo CV per la quota dobbligo. Anche se lobbligo è solo sul 50% della produzione Limpatto cresce con laumento dellobbligo anche con prezzi CV che convergono a valori di sostegno inferiori agli attuali Il consumatore sostiene anche lonere del ritiro certificati da parte del GSE Limpatto sui prezzi ingrosso cresce di 4 volte

7 27 Aprile I problemi (3/5): i prezzi CV alti e volatili Quanto la differenza di prezzi è giustificata dalla differenza nei costi di generazione più bassi in UK? Sono i nostri costi troppo alti o il supporto inglese troppo basso? Il mercato UK è corto ed il meccanismo del cap forse non è ben calibrato? Il mercato CV anche in UK presenta oggettive difficoltà di regolazione Lattuale regime transitorio (DM 18 dicembre 2008) sostiene i prezzi dei CV, altrimenti destinati a scendere a causa delleccesso di offerta Al termine della fase transitoria (2011) potrebbero verificarsi nuovi forti ribassi dei prezzi

8 27 Aprile I problemi (4/5): i coefficienti in Italia quasi tutti superiori ad uno sono ben disegnati? Un confronto NB: i coefficienti moltiplicano prezzi sensibilmente differenti

9 27 Aprile I problemi (5/5): lincentivazione del fotovoltaico Il contributo al raggiungimento dellobiettivo è limitato a pochi punti percentuali: il peso del fotovoltaico sulla produzione nazionale per raggiungere lobiettivo del 29% al 2020, nel caso di sviluppo della capacità installata fino a 1500 MW, sarebbe compreso tra 2 e 2.5% (circa 2 TWh) Il tutto a fronte di costi molto elevati per alto livello di supporto Il meccanismo è già predisposto per porre un limite alla crescita dei costi di sistema: Limite di 1200 MW incentivati Tariffe non aggiornate in considerazione dellinflazione Tariffe per i nuovi entranti decrescenti del 2%/anno Dal punto di vista della costo-efficacia, il sostegno al fotovoltaico non appare ad oggi giustificato: 4% della capacità aggiuntiva necessaria e quota sui costi totali carico del consumatore a regime attuale di quattro volte almeno superiore Quali altri obiettivi si vogliono raggiungere??? Supporto al fotovoltaico Alto incentivo e tetto porta alla corsa alla realizzazione Non è che in questo modo si incentivano anche soluzioni realizzative meno efficienti

10 27 Aprile Agenda Gli strumenti ed i problemi Limpatto del passaggio dellobbligo CV sulla domanda Le proposte

11 27 Aprile Lemendamento del disegno di legge manovra Lemendamento prevede che lobbligo di consegna dei CV sia trasferito, a partire dal 2011, dai produttori/importatori di energia non rinnovabile (e non esentata) ai titolari di un contratto di dispacciamento in prelievo con Terna In sostanza si tratta di uno spostamento dellobbligo sulla domanda: scompare il sistema delle esenzioni e delle esclusioni (cogenerazione, generazione rinnovabile, import rinnovabile) Lattuale sistema di esenzione ed esclusione (stime per il 2008) Produzione rinnovabile netta58.4 TWh Import rinnovabile27.3 TWh Cogenerazione (AEEG 42/02)46 TWh Primi 100 GWh e franchigia20 TWh Consumi da pompaggio7.4 TWh Totale esenzioni159.1 TWh Fonte: stime REF Il 47% circa rispetto a 337 TWh di domanda

12 27 Aprile Lemendamento nel disegno di legge manovra: la domanda La quota dobbligo 2011 (6.8%) applicata alla domanda (scenario stagnazione) porta il mercato vicino allequilibrio La quota dobbligo necessaria per far bilanciare domanda e offerta sarebbe 7.75% Dal punto di vista del sostegno ai prezzi CV, la norma dovrebbe essere efficace Tra le questioni da affrontare : Come considerare chi ha investito in impianti di cogenerazione? Come calibrare obbligo? Meglio tenere corto il mercato o mantenere ruolo GSE con prezzo cap? Twh Eccesso offerta

13 27 Aprile Obbligo sulla domanda: impatto su prezzi ingrosso 30% prezzo ingrosso Di cui 18% CV. Per ET ipotesi Allocazione con aste Con passaggio obbligo su domanda limpatto (prezzo CV per obbligo) è una componente che si aggiunge al prezzo allingrosso e non vi sono oneri aggiuntivi da ritiro GSE

14 27 Aprile Obbligo sulla produzione o sulla domanda i costi totali Fine ritiro GSE nel 2020 con obbligo coerente con obiettivo Rendite quote esenti aumenta con aumento obbligo I costi di sistema per il raggiungimento dellobiettivo si dimezzano Leccesso di offerta viene riassorbito dallaumento obbligo sulla domanda subito Viene meno il sostegno via prezzi alle produzioni esenti come cogenerazione A questi costi vanno aggiunti a regime 1200Mdi circa per fotovoltaico e altro per altri conti energia

15 27 Aprile Agenda Gli strumenti ed i problemi Limpatto del passaggio dellobbligo CV sulla domanda Le proposte

16 27 Aprile Quali modifiche nei meccanismo dincentivazione Bene il passaggio alla domanda ma occorre: Stabilire un periodo lungo di regole stabili (tasso di crescita dellobbligo coerente con obiettivi) Predisporre un fine tuning dellobbligo per contenere gli impatti sui prezzi di eventuali situazioni di mercato lungo/corto Rivedere i coefficienti in funzione costi effettivi e obiettivi ben definiti per tecnologie specifiche Prevedere che la promozione di sviluppo di tecnologie specifiche richiede il coordinamento con altri strumenti di politica industriale (sostegno alla ricerca,politiche di settore ecc) Resistere alla tentazione di prevedere esenzioni. Gli impianti cogenerativi vanno sostenuti con altri strumenti. Le extrarendite degli altri impianti esenti è giusto che vengano meno. Monitoraggio prezzi per verificare che la riduzione dellonere per il produttore si traduca in effettivo gradini nei prezzi allingrosso Mantenere un cap per il prezzo CV ma fissando livelli e coefficienti più coerenti con le necessità di sostegno per dati costi di generazione Il rapporto costi benefici per il fotovoltaico andrebbe rivisto. Il cap sulla capacità mette un limite alla spesa ma cosa succede dopo? Il conto energia per i piccoli impianti ancora non ci consente di valutare il suo impatto sullobiettivo ed i relativi costi è necessario prevedere un monitoraggio a seguito del quale eventualmente ritarare le tariffe Alternativa: Tariffe fee-in con attenzione ai costi effettivi di generazione delle diverse tecnologie in coordinamento con altri strumenti di promozione della ricerca e politiche di settore sia a livello nazionale che regionale per garantire raggiungimento obiettivo

17 27 Aprile Quale disegno istituzionale (1/4): Molti ruoli e responsabilità ancora da definire Come assegnare lobbligo sulle regioni Come monitorare il suo raggiungimento Come distribuire gli oneri in caso di mancato raggiungimento Come ridurre i costi autorizzativi

18 27 Aprile Venuto meno il ruolo nelle funzioni autorizzative e di gestione dei sussidi agli investimenti, resta cruciale il ruolo di indirizzo degli strumenti di incentivazione e diventa essenziale quello di regia dei processi di governance istituzionale delle politiche energetiche nel nuovo assetto costituzionale. Quale disegno istituzionale (2/4): Ruolo dello Stato Attivazione di strumenti flessibili per lo sviluppo di una prassi di cooperazione interistituzionale, continua, adeguata allesercizio delle responsabilità statali e regionali in materia di politiche energetiche; coordinamento del processo di definizione del Piano di azione nazionale per le fonti rinnovabili con il burden sharing regionale e la definizione dei nuovi programmi regionali 2020 promozione di strumenti condivisi di monitoraggio in itinere e valutazione di efficacia e efficienza delle politiche di promozione delle fonti rinnovabili a livello centrale, regionale e locale definizione degli scenari di riferimento di evoluzione della domanda elettrica in modo coordinato con gli obiettivi delle politiche di efficienza energetica; Definizione della quota di energia da fonti rinnovabili da soddisfare con mezzi diversi dalla produzione nazionale linee guida nazionali per la formulazione dei programmi regionali per le fonti rinnovabili sulla base dellallegato VI della nuova direttiva; linee guida per i procedimenti autorizzativi sia sotto il profilo amministrativo che dellefficacia nelluso degli strumenti di informazione e partecipazione della VIA Introduzione di sanzioni nei confronti delle inadempienze da parte delle regioni,. (ripartizione tra Stato e Regioni delle eventuali sanzioni che saranno irrogate dalla UE allItalia in caso di mancato rispetto del nuovo obiettivo nazionale 2020 obbligatorio, con esenzione dalle sanzioni per le regioni che raggiungono il proprio obiettivo)

19 27 Aprile Definizione dei nuovi programmi regionali 2020 per le fonti rinnovabili sulla base del decreto di ripartizione; utilizzando ladempimento della VAS come strumento efficace per affrontare i problemi legati alla individuazione del potenziale effettivamente sfruttabile in termini di integrazione con le altre politiche, processi di concertazione istituzionale e governance economico-sociale; Integrazione delle politiche regionali per le fonti rinnovabili con le con le altre politiche regionali (ambientali, agricole, territoriali) che interagiscono sostanzialmente con lo sviluppo delle fonti rinnovabili. Concertazione istituzionale, anche in funzione delle specifiche scelte regionali di attribuzione alle province delle funzioni autorizzative, che crei le condizioni per una condivisione degli obiettivi di sviluppo. Processi di governance che coinvolgano gli attori economico-sociali interessati in modo non episodico, creando le premesse per un coinvolgimento nelle attività di monitoraggio e nella gestione delle criticità durante la fase di attuazione dei programmi; Verifica di adeguatezza e messa a punto nella regolazione regionale delle procedure autorizzative. Verifica di adeguatezza e messa a punto delle politiche di incentivazione a regionale rispetto ai nuovi obiettivi regionali 2020, e coordinamento con le politiche nazionali di incentivazione delle fonti rinnovabili Quale disegno istituzionale (3/4): Il ruolo delle Regioni Integrazione delle politiche e governance a livello regionale

20 27 Aprile Lavvio tempestivo della concertazione Stato-regioni, sulla base di unindicazione preliminare degli obiettivi settoriali nazionali 2020 per elettricità e riscaldamento raffreddamento, consentirebbe di emanare il decreto di ripartizione dellobiettivo nazionale tra le regioni in tempi brevi. A queste condizioni la fase successiva, nella quale le regioni dovranno adeguare i propri programmi per la promozione delle fonti rinnovabili ai nuovi obiettivi regionali 2020 definiti dal decreto potrebbe avvenire in tempi e modi adeguati nelle singole realtà regionali. La definizione dei nuovi programmi regionali entro la fine del 2009 consentirebbe una verifica qualificata degli obiettivi nazionali e regionali 2020 individuati preliminarmente, prima della notifica del piano di azione nazionale a fine giugno Quale disegno istituzionale (4/4): tempi stretti per definire responsabilità e compiti

21 27 Aprile Grazie per lattenzione! Per informazioni: Mario Cirillo


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