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RES4MED PV Parity Project Relazione sullavanzamento Presentazione al Comitato Direttivo Roma, 2 ottobre 2012.

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Presentazione sul tema: "RES4MED PV Parity Project Relazione sullavanzamento Presentazione al Comitato Direttivo Roma, 2 ottobre 2012."— Transcript della presentazione:

1 RES4MED PV Parity Project Relazione sullavanzamento Presentazione al Comitato Direttivo Roma, 2 ottobre 2012

2 Progetto PV parity Scenari SIMPLIFIED PURCHASE (Scenario Base) Accesso al Ritiro Dedicato GSE POWER EXCHANGE Accesso a Borsa Elettrica Ruolo di Operatore di Mercato Opzione per storage / programmabilità OTC MARKET SCENARIO (PRIVATE GRID) Power Purchase Agreement tra controparti vicine Schema di Rete Privata Valutazione dei costi di rete evitati OTC MARKET SCENARIO (REMOTE CONSUMERS) Power Purchase Agreement tra controparti anche distanti Scenario non normato/ ipotetico 2

3 Progetto PV parity Gruppo di lavoro Ampia rappresentatività dei partecipanti a RES4MED o APER o Edison o Enel Green Power o GSE o Fondazione Ugo Bordoni o Politecnico Milano o PwC Strutturazione in quattro Team di lavoro o Location e Autorizzazioni (Coord. EGP, Kenergia, FUB, PwC) o Tecnologia e Investimenti (Coord. Kenergia, EGP, Edison, FUB, Polimi, PwC) o Regolatorio e Mercato (Coord. GSE, APER, CESI, EGP, PwC) o Finanza e Economics (Coord. PwC, APER, CESI, EGP, FUB) Ad oggi si sono tenute tre riunioni del Gruppo di Lavoro, e una riunione per i Team Tecnologia ed Investimenti e Regolatorio e Mercato 3

4 Progetto PV parity Analisi tecnica Ipotesi Considerate due configurazioni dimpianto: A.Impianto fisso B.Impianto con tracker monoassiale Ipotesi sui CAPEX in conformità con la curva di apprendimento ~ 0,5 /Wp per moduli Valori di irradiamento annuali per sito di Manfredonia (PVGIS) ~ 1570 kWh/m² 4

5 Progetto PV parity Analisi tecnica Configurazione A - Sistema fisso Capacità 20 MW Performance Ratio 80.6% Producibilità annua ~ 27,7 GWh CAPEX 24,73 M Balance of System ~ 1,239 /Wp OPEX ~ 22,7 K/MWp LCOE 115,98 /MWh (fattore di sconto – WACC 8.5%) Configurazione B - Sistema con tracker monoassiale Capacità 20 MW Performance Ratio 85.1% Producibilità annua ~ 32,1 GWh CAPEX 26,79(M) Balance of System ~ 1,339 /Wp OPEX ~ 22,7 K/MWp LCOE /MWh (fattore di sconto – WACC 8.5%) 5

6 Progetto PV parity Selezione scenari SIMPLIFIED PURCHASE (Scenario Base) Accesso al Ritiro Dedicato GSE POWER EXCHANGE Accesso a Borsa Elettrica Ruolo di Operatore di Mercato Opzione per storage / programmabilità OTC MARKET SCENARIO (PRIVATE GRID) Power Purchase Agreement tra controparti vicine Schema di Rete Privata Valutazione dei costi di rete evitati OTC MARKET SCENARIO (REMOTE CONSUMERS) Power Purchase Agreement tra controparti anche distanti Scenario non normato/ ipotetico 6

7 Progetto PV parity Analisi finanziaria - Ritiro Dedicato Prezzo Zonale Sud ~ /MWh (valore medio 2011) Inflazione cumulata annua ~ 2.5% WACC considerato 8,5% PRO Scenario privo di rischio commerciale Semplificazione normativa e operativa CONTRO Disciplina corrispettivi di sbilanciamento (AEEG 281/2012/R/ef) Configurazione A - IRR di Progetto 3.3% (25 anni) Consumatore GenCo Intermediari Prezzo Zonale PUN Prezzo a consumatore Libero / Tutelato Configurazione B - IRR di Progetto 4,1% (25 anni) NON E RAGGIUNTA LA CONDIZIONE DI GRID PARITY 7

8 Progetto PV parity Analisi finanziaria – Accesso alla Borsa elettrica PRO Approach replicable in developed, PX based markets CONTRO Elevate technicalities e costi per accesso a sistema di trading Necessità di programmazione dellenergia in immissione (ex. storage) Lopzione di accesso diretto a Borsa Elettrica risulta, al momento, penalizzante rispetto a quella di Ritiro Dedicato Consumatore GenCo Intermediari Prezzo Zonale PUN Prezzo a consumatore Libero / Tutelato 8

9 Progetto PV parity Analisi finanziaria – Rete privata PRO Approccio win – win al modello di generazione diffusa, vicino alle necessità del territorio Assenza di margini dintermediazione e di costi di trasmissione, trasporto e dispacciamento CONTRO Necessità di adeguamento normativo e regolatorio per Scambio sul Posto (limite a 200 kW) SEU – Sistemi Efficienti di Utenza RIU – Reti Interne di Utenza Criticità sullapplicazione degli Oneri di Sistema allenergia scambiata Consumatore GenCo Rete Privata Prezzo OTC negoziato 9

10 Progetto PV parity Analisi finanziaria – Rete privata – Analisi dei costi della bolletta per utenti industriali (consumi tra 20 e 70 GWh/anno) – Analisi della scomposizione della tariffa (AEEG) – Identificazione della componente energia sul costo finale – Identificazione dei costi evitati tramite GD – Calcolo della tariffa potenzialmente praticabile con GD – Verifica dei margini di redditività in base a LCOE 10

11 PROGETTO PV PARITY Analisi di Scenario – OTC con Rete Privata -1 Scomposizione Tariffa per Utente Retail (fonte AEEG) Servizio di vendita ~ 57% Servizi di rete (evitati) ~ 13% Oneri Generali di Sistema (evitati) ~ 17% Tassazione ~ 13% Prezzo benchmark componente energia per grandi utenze industriali 77,75~ /MWh (fonte Mercato a Termine GME – Forward Peak Load a 12 mesi, 28/09/2013) Prezzo benchmark 77,75 /MWh ~ 57% di Costo Complessivo Utente Retail ~ 136,4 /MWh Componente di costo evitata => (13%+17%) 136,4 /MWh = 40,92 /MWh Prezzo Massimale Opportunità 77,75 /MWh + 40,92 /MWh = 118,67 /MWh Intervallo di Prezzo Opportunità Configurazione A Prezzo Massimale Opportunità 118,67 /MWh - LCOE A 115,98 /MWh = 2,69 /MWh Configurazione B Prezzo Massimale Opportunità 118,67 /MWh – LCOE B 106,67 /MWh = 12,00 /MWh Da riconsiderare per Utente Industriale 11

12 PROGETTO PV PARITY Analisi di Scenario – OTC con Rete Privata -2 Scomposizione Tariffa per Utente Retail (fonte AEEG) Servizio di vendita ~ 57% Servizi di rete (evitati) ~ 13% Oneri Generali di Sistema (evitati) ~ 17% Tassazione ~ 13% Prezzo finale (lordo imposte) energia elettrica grandi utenze industriali 140,6~ /MWh (fonte AEEG – utenze con profilo di consumo tra 20k e 70k MW/h annui) Componente Energia ~ 57% di Prezzo Finale Utente Industriale => 80,14 /MWh Componente di costo evitata => (13%+17%) 140,6 /MWh = 42,18 /MWh Prezzo Massimale Opportunità 80,14 /MWh + 42,18 /MWh = 122,32 /MWh Intervallo di Prezzo Opportunità Configurazione A Prezzo Massimale Opportunità 122,32 /MWh - LCOE A 115,98 /MWh = 6,34 /MWh Configurazione B Prezzo Massimale Opportunità 122,32 /MWh – LCOE B 106,67 /MWh = 15,65 /MWh Da riconsiderare per Utente Industriale 12

13 Progetto PV parity Analisi Regolatoria Scenario OTC con Rete Privata Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) mancanza di un disciplina normativa e operativa mancanza di sicurezza sugli aspetti fiscali limitazione del sistema di Scambio sul Posto (limite 200 kW) applicabilità a un rapporto esclusivo tra un produttore e un consumatore Reti Interne di Utenza (RIU) mancanza di un disciplina normativa e operativa disciplina attuale applicabile solo a reti esistenti ed impossibilità di crearne di nuove Potenziale localizzazione entro Poli di Produzione Limitata problematica nel caso di sola connessione a rete AT minore remunerazione per leventuale energia venduta sul mercato 13

14 Progetto PV parity Analisi Regolatoria Scenario Ritiro Dedicato Revisione del servizio di dispacciamento e delle condizioni economiche per impianti RES non programmabili, a decorrere dal 1 Gennaio 2013 Modifica della disciplina dei corrispettivi di sbilanciamento e dei costi amministrativi Scenario Borsa Elettrica Opzioni per dispositivi di accumulo Riduzione degli sbilanciamenti e dei relativi oneri Variazione del profilo di potenza immessa in rete e concentrazione nelle ore / fasce più remunerative 14


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