RES4MED PV Parity Project Relazione sull’avanzamento Presentazione al Comitato Direttivo Roma, 2 ottobre 2012

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 (REMOTE CONSUMERS) Power Purchase Agreement tra controparti anche distanti Scenario non normato/ ipotetico

Progetto PV parity Gruppo di lavoro Ampia rappresentatività dei partecipanti a RES4MED APER Edison Enel Green Power GSE Fondazione Ugo Bordoni Politecnico Milano PwC Strutturazione in quattro Team di lavoro Location e Autorizzazioni (Coord. EGP, Kenergia, FUB, PwC) Tecnologia e Investimenti (Coord. Kenergia, EGP, Edison, FUB, Polimi, PwC) Regolatorio e Mercato (Coord. GSE, APER, CESI, EGP, PwC) 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

Progetto PV parity Analisi tecnica Ipotesi Considerate due configurazioni d’impianto: Impianto fisso 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

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 Performance Ratio 85.1% Producibilità annua ~ 32,1 GWh CAPEX 26,79(M€) Balance of System ~ 1,339 €/Wp LCOE 106.67 €/MWh (fattore di sconto – WACC 8.5%)

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 (REMOTE CONSUMERS) Power Purchase Agreement tra controparti anche distanti Scenario non normato/ ipotetico

Progetto PV parity Analisi finanziaria - Ritiro Dedicato Prezzo Zonale Sud ~ 69.04 €/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) NON E’ RAGGIUNTA LA CONDIZIONE DI GRID PARITY Configurazione B - IRR di Progetto 4,1% (25 anni) GenCo Intermediari Consumatore Prezzo Zonale PUN Prezzo a consumatore Libero / Tutelato

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

Progetto PV parity Analisi finanziaria – Rete privata Approccio win – win al modello di generazione diffusa, vicino alle necessità del territorio Assenza di margini d’intermediazione 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 sull’applicazione degli Oneri di Sistema all’energia scambiata Rete Privata GenCo Consumatore Prezzo OTC negoziato

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

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 - LCOEA 115,98 €/MWh = 2,69 €/MWh Configurazione B Prezzo Massimale Opportunità 118,67 €/MWh – LCOEB 106,67 €/MWh = 12,00 €/MWh Da riconsiderare per Utente Industriale

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 - LCOEA 115,98 €/MWh = 6,34 €/MWh Configurazione B Prezzo Massimale Opportunità 122,32 €/MWh – LCOEB 106,67 €/MWh = 15,65 €/MWh Da riconsiderare per Utente Industriale

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) 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 l’eventuale energia venduta sul mercato

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