LOOKOUT 13 RINNOVABILI ELETTRICHE - MAGGIO-GIUGNO 2016
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LookOut 13
Rinnovabili Elettriche
Maggio-Giugno 2016Sommario: Regolazione, legislazione, incentivi
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4. Regolazione, legislazione, incentivi: key findings 28. Il RE – i possibili scenari
5. Regolazione, legislazione, incentivi: main alerts 29. Il RE – la sensitivity
9. Renzi e le rinnovabili: l’inizio di una storia? 30. Il RE biomasse
10. I principali fatti regolatori dell’ultimo trimestre 31. I WACC di settore secondo Deloitte
11. Le forze che governano il contatore: una sensitivity analysis 32. I WACC di settore secondo il mercato
12. Il contatore: metodo DM 6 luglio 33. Applicazione dei WACC di settore – secondario PV e wind
13. Il contatore con la vecchia bozza 34. Applicazione dei WACC di settore – asta eolica
14. Il contatore con la vecchia bozza RE 2016 35. Applicazione puntuale dei WACC di settore – asta eolica
15. Nuovo contatore: la metodologia 36. Le percentuali dello spalma-incentivi
16. Il nuovo contatore 37. Open data: la questione dei pagamenti FV
17. Il nuovo contatore - Optimistic 38. Il Milleproroghe: una rivoluzione in sordina
18. Contatore: sintesi degli scenari base 39. L’attuale struttura della bolletta
19. Contatore: l’alba di un nuovo DM FER? 40. Il Milleproroghe e i possibili scenari di applicazione
20. I tempi del nuovo DM 41. Effetti del Milleproroghe sul consumatore tipo MT
21. La grana idroelettrica
22. Registro idro: una partira pronta a riaprirsi?
23. Registro eolico: una partita chiusa?
24. Registro biomasse: una partita aperta
25. Le prospettive dei grandi, medi e piccoli
26. La convenzione GRIN – problematiche
27. Il RE – tempistiche di pagamento a confronto
2Sommario: Mercato e Rinnovabili
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6. Mercato e rinnovabili: key findings 62. L’effetto a cascata delle dinamiche Day Ahead su MSD
7. Mercato e rinnovabili: main alerts 63. Abilitazione rinnovabili: scenari e metodi
43. PUN tendenziale: ai minimi storici per depressione gas 64. Germania: l’eolico offre dispacciamento incorporando l’incentivo
44. PUN congiunturale: -12 €/MWh al passaggio d’anno 65. Spagna: agli impianti eolici conviene offrire servizi a salire
45. L’elasticità tra domanda contendibile, PUN e marginalità 66. Europa: prime buone notizie per il Capacity Market italiano
46. La caduta del prezzo gas riduce il gap con import al margine 67. Europa: il progetto Energy Union e le riforme 2016
47. Shift al ribasso dei prezzi orari e compressione dei picchi
48. Le non programmabili accompagnano la discesa dei prezzi
49. FV affonda insieme ai prezzi, l’eolico regge con i volumi
50. Eolico: minori ricavi medi ma cannibalizzazione ai minimi
51. La cannibalizzazione del FV torna a farsi sentire
52. Dopo il 2016, ancora margini risicati per i CCGT
53. Lo scenario: 10 anni di graduale ripresa del prezzo gas?
54. Dispacciamento, nuove consultazioni a breve
55. MSD, il tipo di servizio dipende dalla domanda residua
56. MSD, l’entità della riserva deriva dagli esiti MGP
57. MSD, bilanciamento e errore di previsione
58. MSD, esigenze Macrozona Nord guidate dal fabbisogno
59. MSD, l’influenza delle rinnovabili sulla Macrozona Sud
60. Perchè abilitare l’eolico a MSD: analisi della mancata produzione
61. Più risorse abilitate, minori costi di sistema: una dimostrazione
3Regolazione, legislazione, incentivi: key findings
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▸ L’ultima bozza di DM contiene quattro novità principali: modifiche al contatore (positiva), accorpamento dei contingenti di
incentivazione in un’unica procedura (probabilmente positiva), revisione dell’incentivo per gli impianti a bioenergie (negativa) e nuovi
adempimenti per l’idroelettrico (negativa)
▸ La nuova metodologia di calcolo del contatore si basa su un doppio sistema di medie (in riferimento sia ai valori del prezzo energia sia ai
futuri valori dello stesso contatore) in esito al quale i valori del contatori saranno più bassi e più stabili rispetto al metodo attale e a quello
delle vecchie bozze: il rischio sforamento (con contestuale fine anticipata dell’efficacia del DM approvando) sembra definitivamente
scongiurato
▸ L’allontanamento del contatore dal limite di spesa crea uno spazio di almeno 350 milioni per possibili futuri incentivi (già promessi dal
Governo): a seconda del tipo di tecnologie che si vorranno incentivare, sarebbe possibile incentivare da 1.250 a 3.000 MW senza
intaccare il tetto del contatore
▸ L’accorpamento dei contingenti in un’unica procedura (fine estate – inizio autunno) potrebbe allentare la pressione competitiva in asta
– d’altra parte gli elementi psicologici da “ultima spiaggia” saranno presente già nelle prime procedure (specie nei registri)
▸ Il GSE ha pubblicato lo schema di convenzione per il rilascio di incentivi per impianti ex CV: l’impostazione prevede un netto
sbilanciamento in favore del GSE, con ampie fattispecie di irregolarità (anche minori) per le quali potrà essere risolta l’incentivazione -
permangono peraltro i pagamenti posticipati e le difficoltà nel factoring
▸ Gli impianti ex CV alimentati da bioenergie otterranno la (favorevole) rimodulazione dell’incentivo solo a partire dal H2-2016:
l’incentivo per H1-2016 sarà di circa 26 €/Wh inferiore – a ciò si sommano le difficoltà di liquidità dovuta al pagamento posticipato degli
incentivi da parte del GSE
▸ Deloitte e Bloomberg hanno recentemente pubblicato i WACC per il settore RES in Italia (indifferenziati per mercato primario e
secondario e per fonti): rispetto al 6,6% indicato, il mercato secondario 2015 sembra aver espresso remunerazioni target (IRR unlevered)
inferiori, mentre l’obiettivo di redditività per impianti da costruire (ultime aste e registri ) sembra leggermente superiore
▸ Il fenomeno delle revoche degli incentivi per impianti in esercizio appare ormai un tema di centrale rilevanza: nostre elaborazioni
sull’open data GSE sembrano indicare una particolare incidenza – superiore al dichiarato - anche sul fotovoltaico
4Regolazione, legislazione, incentivi: main alerts
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▸ Il DM FER ha terminato il passaggio di verifica europea, ricevendo il formale via libera da parte della Commissione Europea: il nuovo
Ministro dello Sviluppo potrebbe a questo punto approvare il DM in qualsiasi momento – tuttavia la data di pubblicazione resta incerta
▸ Il premier Matteo Renzi – anche in occasione del referendum sulle “trivellazioni” e della COP21 – ha indugiato frequentemente sul tema
delle rinnovabili (e in particolare sul rinnovamento eolico), indicando peraltro un obiettivo molto sfidante (50% di share RES entro il
2018): si tratta di un buon auspicio per il settore o di mere dichiarazioni di intenti?
▸ Per l’accesso agli incentivi idro è previsto un nuovo adempimento di natura ambientale: sia la natura dell’attestazione (una novità
assoluta nel panorama dell’idro) sia i tempi strettissimi (l’attestazione deve essere prodotta dalla PA competente entro la chiusura dei
registri) creerà con tutta probabilità difficoltà agli operatori, con possibili ripercussioni sulle dinamiche e sulle graduatorie dei registri
▸ Il nuovo incentivo per ex impianti CV verrà calcolato sulla base del prezzo energia dell’anno precedente, creando un hedging imperfetto
tra energia e incentivo (con più ampia variabilità delle total revenues) e – limitatamente al 2016 - una notevole diminuzione degli
EBITDA: per tale ragioni alcuni operatori stanno combattendo la misura, proponendo che il prezzo energia di riferimento sia quello
dell’anno in corso (si dimezzerebbe la correlazione tra ricavi totali e prezzi energia e migliorerebbe l’EBITDA 2016)
▸ Applicando i valori di WACC indicati da Deloitte per il settore delle rinnovabili (6,6%, da noi aggiustato in 6,23% sulla base dei nuovi tassi
free risk), sarebbe possibile ottenere la redditività target con offerte di riduzione incluse tra il 10% e il 30% - offerte al 40% non
remunerebbero nemmeno i parchi con 2.500 ore annue di ventosità
▸ Sul fronte grande eolico, il nuovo DM consentirà di smaltire circa un terzo delle autorizzazioni attualmente esistenti, ma non affronta
in alcun modo il tema del rinnovamento dell’esistente caro a molti tra i maggiori player del settore: si attendono provvedimenti in tal
senso
▸ Sviluppare impianti di media taglia assume oggi significato solo in previsione di futuri meccanismi di incentivazione: la pressione
competitiva nelle prossime procedure – dove non ci sarà spazio per nuove iniziative - sarà peraltro elevatissima e potrebbe costringere
gli operatori a richiedere la riduzione dell’incentivo – peraltro senza garanzia di successo – per avanzare in graduatoria
▸ La filiera del micro (accesso diretto) potrà accedere agli incentivi solo se gli impianti saranno connessi entro il 31/12/2016 –
considerando i tempi che a detta degli operatori intercorrono tra costruzione e connessione gli impianti dovranno essere finiti entro
l’estate: in assenza di una prospettiva per il 2017 il comparto rischia uno stop 5Mercato e rinnovabili: key findings
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▸ I primi mesi dell’anno 2016 hanno confermato l’attesa discontinuità nei prezzi di mercato elettrico rispetto all’anno precedente: la
fortissima riduzione del prezzo gas ha prodotto un effetto di riduzione del 25% sul PUN
▸ Il mercato elettrico registra un’elasticità quasi lineare tra volumi contendibili, ruolo dei CCGT e prezzi: al crescere di 1 GWh di
domanda oraria residua, i CCGT guadagnano 0.9% di marginalità che si trasferisce sui prezzi con un effetto di +1 €/MWh sul PUN
▸ L’abbassamento dei costi di esercizio dei CCGT avvicina i prezzi della produzione termoelettrica nazionale ai prezzi dell’import: ciò
determina non solo un abbassamento generale del livello dei prezzi ma anche una riduzione della volatilità media oraria del PUN
nell’arco della giornata
▸ L’effetto delle rinnovabili sulla riduzione dei prezzi risulta in leggero aumento su base tendenziale nonostante un minor apporto della
produzione fotovoltaica
▸ I ricavi medi unitari di eolico e fotovoltaico da mercato elettrico tendono ad allinearsi su base nazionale: l’effetto dei differenti profili
e della distribuzione zonale di tali fonti risulta indebolito
▸ Gli esiti del mercato MSD dimostrano che il sistema italiano tende ad essere lungo e mostra con evidenza un maggiore ricorso di
servizi a scendere: ciò è particolarmente evidente nelle settimane di domanda residua relativamente più bassa
▸ La condizione “lunga” del sistema elettrico italiano deriva principalmente dagli esiti MGP, fase di mercato che spesso non accetta
impianti abilitati al dispacciamento per effetto dell’incidenza delle fonti rinnovabili e dell’import: per gestire in sicurezza il sistema in tali
circostanze Terna ha la necessità di eseguire strategie di approvvigionamento che movimentano elevati volumi di riserva, mentre le
azioni di bilanciamento appaiono più orientate a correggere gli errori di previsione su fabbisogno e rinnovabili non programmabili
▸ A livello macrozonale, il principale driver MSD al Nord è il fabbisogno previsto, mentre al Sud è la previsione di produzione
rinnovabile
▸ Capacity market: l’Interim Report di valutazione della Commissione Europea promuove diversi aspetti della proposta italiana di
Reliability Option, tuttavia si sottolinea altresì l’importanza di una piena partecipazione della demand-response e della capacità estera
6Mercato e rinnovabili: main alerts
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▸ Le prospettive sui prossimi trimestri del 2016 confermano i discreti margini sui costi variabili che i CCGT riescono ad ottenere ormai da
più di un anno: tale fenomeno ha allontanato il previsto innesco del consolidamento del comparto termoelettrico, che potrebbe
avvenire nel corso del 2017 a fronte di una attesa compressione dei Clean Spark Spread dei cicli combinati
▸ Pur abbracciando le visioni più rialziste sulla domanda elettrica, e nell’incertezza del destino del meccanismo ETS, gli attuali scenari sui
mercato gas suggeriscono che per tornare a condizoni di prezzo gas simili all’anno 2013 occorrono almeno 10 anni
▸ L’effetto di cannibalizzazione dei ricavi delle rinnovabili torna ad aggravarsi per il fotovoltaico, rendendo ancora più critico un contesto
con prezzi di mercato ai minimi storici
▸ Il tema della riforma del dispacciamento sta per tornare al centro: a breve saranno avviate delle consultazioni AEEGSI sulle discipline
transitorie di apertura di MSD a rinnovabili e domanda – con le annesse possibilità di aggregazione – e della valorizzazione degli
sbilanciamenti, che interesserà soprattutto le unità in prelievo ma potrebbe toccare anche l’energia rinnovabile
▸ Gli esiti MSD dell’anno 2015 e l’analisi dell’incidenza della mancata produzione eolica manifestano chiaramente quanto possa essere
rilevante il ruolo delle rinnovabili – e della fonte eolica in particolare – nell’offerta di servizi di dispacciamento: Terna già ricorre con
una certa frequenza sulla modulazione eolica quando le necessità di dispacciamento superano le risorse di sistema attualmente
disponibili
▸ Spesso vi è molta capacità abilitata a MSD spiazzata su MGP, constringendo Terna a movimentare molte risorse in riserva e
bilanciamento – soprattutto in condizioni di scarsa domanda residua e di limite di scambio tra Nord e Sud: l’abilitazione a MSD di anche
della sola risorsa eolica può consentire una riduzione dei costi di sistema
▸ Gli scenari di overgeneration restituiscono la dimensione minima del mercato aggredibile dall’eolico su MSD: tra 0.1 e 1.8 TWh al
2020, e tra 1 e 6 TWh al 2025 – dopo diverso tempo, si è di fronte ad una riforma in grado di conciliare pienamente gli interessi dei
produttori rinnovabili e del sistema elettrico
▸ Le modalità di valorizzazione delle rinnovabili su MSD sono ancora da definire, ma la struttura dell’incentivazione e l’osservazione dei
casi esteri suggeriscono che per l’Italia il modello sarà più simile a quello tedesco (che tende a valorizzare servizi a scendere)
rispetto a quello spagnolo (che tende a valorizzare servizi a salire).
7www.lmns.it
Regolazione, Legislazione
Mercato e Rinnovabili
e IncentiviRenzi e le rinnovabili: l’inizio di una storia?
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- Il premier Renzi si è recentemente soffermato sul ruolo delle rinnovabili – i termini sono stati assai generici, salvo un excursus sull’importanza del
miglioramento tecnologico sull’eolico: è un’apertura verso strumenti di supporto al “rinnovamento eolico” (sostegno agli uscenti dagli incentivi)?
- Il premier ha tuttavia sottolineato che la crescita delle rinnovabili dovrà avvenire senza incentivi: logica merchant o sostegno fiscale?
- Successivamente Renzi ha indicato come obiettivo di share RES sul consumo il 50% entro fine legislatura: tale obiettivo non pare –
numeri alla mano - in alcun modo credibile
Agli attuali tassi di installato Maggio 2018
GAP FINE LEGISLATURA
(300 MW/anno), si potrebbe
generare uno step di 0,5%
Ove tutti gli aggiudicatari di dello share RES sul consumo
incentivi del DM 6 luglio
entrassero in esercizio si
assisterebbe ad un NUOVO
incremento di share dell’1% AUTOCONSUMO
DM FER PV
Code DM 6 2016
Normalizzazione
luglio
0,5% 10,5%
Maggio 2016 1,5%
OGGI 1%
3,5%
Resterebbe comunque un gap
di 10,5% (32 TWh) colmabile
50%
con:
Nell’ipotesi (irrealistica) in cui § Un massiccio piano di
tutti gli impianti aggiudicatari incentivi (Super DM FER)
Normalizzando i valori di incentivi del nuovo DM FER § Una riduzione massiccia
delle varie fonti – in 16 entrassero in esercizio della domanda
particolare l’idroelettrico entro il 2018, l’incremento § Un maxi incremento della
33% (bassissima produzione
nel 2016) – lo share
dello share sarebbe di 1,5% performance
raggiungerebbe il 36,5% Nessuna delle tre ipotesi ci
sembra realistica
9
eLeMeNSI principali fatti regolatori dell’ultimo trimestre
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§ Il nuovo DM FER ha ricevuto l’OK dalla Commissione Europea – tuttavia non è ancora stato approvato dal
nuovo Ministro dello Sviluppo Economico Carlo Calenda
§ E’ filtrata tuttavia una nuova bozza, contenenti le seguenti novità:
Nuovo DM FER § Nuova metodologia di calcolo per il contatore
§ Accorpamento dei contingenti di incentivazione in un’unica procedura
§ Nuovi adempimento per accesso incentivi idro
§ Rimodulazione incentivo per biomasse
Legge § La conversione in Legge del DL Milleproroghe impone all’Autorità una revisione della bolletta elettrica per tutti i
Milleproroghe clienti non domestici che con ogni probabilità danneggerà auto-consumo ed efficienza
Convenzione § Il GSE ha pubblicato una nuovo schema di convenzione per il rilascio di incentivi agli impianti ex CV,
GRIN prevedendo un forte sbilanciamento a suo favore
Piano di § Terna ha posto in consultazione il Piano di Sviluppo di Rete decennale 2016-2025
sviluppo di rete
§ L’Autorità ha recepito le modifiche disposte dal Collegato Ambientale 2016 in relazione all’abolizione della
Modifiche SEU soglia dei 20 MW e all’estensione dei SEESEU A
§ L’Agenzia delle Entrata ha pubblicato alcuni chiarimenti relativi al ri-accatastamento degli impianti alimentati da
Imbullonati fonti rinnovabili – ai fini del pagamento IMU
10Le forze che governano il contatore: una sensitivity analysis
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- Molti degli input che contribuiscono a formare i valori del contatori sono in una certa misura Revoche del DM 6/7
prevedibili (Phase out, Nuovi Bandi, ecc)
Sottosoglia
- Alcuni degli input sono invece impossibili da prevedere a priori
- Ai fini dei poter prevedere il possibile andamento del contatore è necessario tuttavia tenere
conto di questi fattori Crescita produzione
- Per una corretta scenarizzazione abbiamo ipotizzato 3 scenari relativi agli input non
prevedibili (Revoche, sottosoglia, produzione, prezzi energia, impianti a biomasse) Trend prezzi crescenti
- Anche il GSE nei suoi scenari adotta ipotesi simili (non considerando tuttavia l’impatto delle
variazioni della produzione Salva-biomasse
Revoche DM 6/7 Sottosoglia Produzione Prezzi Energia Salva-biomasse
(% su assegnato non (nuove costruzioni, (tutti gli impianti, (variazione su prezzi (MW aderenti alla
costruito) costo in ml€/mese) variazione su storico) forward attuali) Legge Stabilità 2016)
Storico 1,8 ml€/mese Storico Forward
Caso base (dati GSE, varia per (valore storico (dati GSE, variano (38,3 su 2016, 400 MW
fonte, media 44%) secondo dati GSE) per categoria) 38,4 su 2017)
+10% su fwd
Best case 90% 1,3 mil€/mese -2% (42,1 su 2016, 100 MW
42,2 su 2017)
-10% su fwd
Worst case 30% 2,5 mil€/mese +2% (34,5 su 2016, 650 MW
34,6 su 2017)
11Il contatore: metodo DM 6 luglio
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- Il GSE effettua in via ufficiale una scenarizzazione sull’andamento del contatore adottando la metodologia vigente ai sensi del DM 6 luglio 2012 –
che lascia ampi aree non definite e riempite dal GSE
- La metodologia prevede di valorizzare ogni produzione al prezzo energia effettivamente applicato a ciascuna categoria (RE anno precedente per
CV, Pzonale per TO, ecc) – inoltre gli impianti aventi diritto agli incentivi ma non ancora in esercizio sono conteggiati nel presente
- Con questa metodologia, il limite di spesa sarebbe certamente raggiunto anche nello scenario Base al momento della pubblicazione dei bandi
del DM FER – che pertanto non avrebbero luogo
- Il valore supererebbe ampiamente i 6 miliardi con l’applicazione dei prezzi energia 2016
7.000
6.500 Applicazione nuovo prezzo energia
Contatore:
worst case
Bandi DM FER Contatore:
6.000 Limite di spesa END
Milioni di euro
base
5.500 Approvazione DM FER
Contatore:
best case
5.000
eLeMeNS
4.500
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
BEST WORST CONTATORE
12Il contatore con la vecchia bozza
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- La vecchia bozza prevedeva una totale rivisitazione della logica del contatore, che si trasformava da un valore singolo calcolato mensilmente a
una serie di valori futuri che formano una curva di costo
- Il valore degli impianti non costruiti è attribuito ad una futura data ipotizzata dal GSE (effetto deflattivo) – inoltre per ciascun anno futuro è
applicato il relativo prezzo forward
- Qualora il picco della curva futura superi il limite di spesa, l’incentivazione è immediatamente sospeso
- Nello scenario Base elaborato dal eLeMeNS il picco della curva non supera il limite di spesa – nel worst case il superamento del picco (gen.
2017) si rivela al momento della pubblicazione del nuovo DM – facendolo cessare immediatamente di efficacia
- Con l’applicazione del RE2016 il picco di spesa viene immediatamente “ravvisato” anche nello scenario base
Contatore:
6.000
END Limite di spesa worst case
5.800
5.600
Approvazione DM FER
Contatore (MAX): base
Milioni di euro
5.400
Curva di costo mensile
5.200 (non vale ai fini del tetto)
Contatore:
5.000 best case
4.800
eLeMeNS
4.600
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
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13Il contatore con la vecchia bozza RE 2016
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- Con l’applicazione del RE2016 il picco di spesa viene immediatamente “ravvisato” anche nello scenario base
- L’applicazione del RE 2016 in luogo del RE2015 alle produzioni di impianti già incentivati con i CV incide infatti sul valore del contatore ai sensi
della metodologia della vecchia bozza, in base alla quale per gli impianti ex CV il prezzo dell’energia di riferimento è il RE applicato alla
produzione
- La sostituzione del RE2015 con il RE2016 comporterebbe infatti un aumento immediato di circa 300 milioni di euro del contatore
- Anche nel caso base, il contatore supererebbe quindi la soglia dei 5,8 miliardi, interrompendo l’acceso ai nuovi incentivi e bloccando la
pubblicazione dei bandi per aste e registri
- Tale scenario è superato dalla nuova bozza di DM
6.000
Contatore:
END Limite di spesa worst case
5.800
5.600
Approvazione DM FER Curva di costo mensile
Contatore (MAX): base
Milioni di euro
(non vale ai fini del tetto)
5.400
5.200
Contatore:
5.000 best case
4.800
eLeMeNS
4.600
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
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14Nuovo contatore: la metodologia
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STEP 1: CALCOLO DELLA CURVA DI COSTO (NON VALE AI FINI DEL CONTATORE)
Viene calcolata su base mensile la curva di costo degli incentivi previsti per le rinnovabili non FV per un periodo futuro di 3 anni dal momento in cui
viene effettuato il calcolo (e.g. Calcolo maggio 2016: curva da maggio 2016 ad aprile 2019)
POTENZA INCENTIVATA: Impianti attualmente aventi diritto + Stima Accesso Diretto – Phase out CV e CIP6 – Stima revoche. A ottobre aggiunta
vincitori aste e registri DM 2016, possibile aggiunta “Salva-Biomasse” (L.S. 2016)
PRODUZIONE: Stima della produzione basata sullo storico di ciascun impianto o su stime di produzione di impianti simili
INCENTIVO E ENERGIA: Valore puntuale di incentivazione basato su una media dei prezzi energia degli ultimi 24 mesi e dei futuri 12 mesi (per la
prima elaborazione di maggio 2016 sarebbero necessari valori fino ad aprile 2020 – i valori forward sono però noti fino al 2017)
Media del prezzo storico dei 24 mesi precedent (noto) Maggio 2016 Media forward GME 12 mesi successivi (ignoto)
Maggio 2014 Maggio 2017
Prezzo energia applicato al valore di costo di maggio 2017 (primo valore della curva)
Media dei foreard dei 24 mesi precedenti (ignoto) Aprile 2019 Media forward GME 12 mesi successivi (ignoto)
Aprile 2017 Aprile 2020
Prezzo energia applicato al valore di costo di aprile 2019 (ultimo valore della curva)
STEP 2: CALCOLO DELLA MEDIA MOBILE DELLA CURVA DI COSTO (VALE AI FINI DEL CONTATORE)
Ogni mese il GSE calcola la media dei 36 valori relativi al trienno successivo calcolata con la metodologia di cui allo step 1. Se il valore mensile
eccede i 5,8 miliardi, l’incentivazione è sospesa dopo 30 giorni
Media dei valori della curva di costo (step 1) del trienno successivo
Maggio 2016 Maggio 2019
Valore del contatore di maggio 2016
15Il nuovo contatore
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- Per effetto della nuova metodologia di calcolo il valore della curva di costo diventa quasi insensibile alle variazioni dei prezzi energia – l’impatto
dei nuovi impianti che accedono all’incentivo grazie al DM FER 2016 è spalmato nel tempo e compensato dal phase out
- La media mobile dei valori del contatore amplifica l’effetto di stabilità del contatore, che resta stabilmente ben al di sotto del limite
- Nel worst case scenario il valore del contatore sfiora i 5,8 miliardi, restandone tuttavia (appena) al di sotto: la nuova curva del contatore è del
tutto insensibile all’applicazione di qualsiasi RE – infatti il valore energia di riferimento è un valore teorico (media triennale) che non fa riferimento
ai valori effettivamente applicati a ciascun meccanismo di incentivazione
- Abbiamo applicato a ciascun mese del contatore la media dei prezzi energia nei 24 mesi precedenti e nei 12 successivi rispetto al mese di
competenza (es. maggio 2017: media maggio 2015 - maggio 2018) – necessaria visibilità su forward di 48 mesi
6.000
Limite di spesa Contatore:
5.800 worst case
Curva di costo mensile
(non vale ai fini del tetto)
5.600
Bandi DM FER
Milioni di euro
5.400
Approvazione DM FER
Contatore
5.200 (AV): base
5.000
Contatore:
4.800 best case
eLeMeNS
4.600
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
BEST WORST COSTO CONTATORE
16Il nuovo contatore - Optimistic
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- Un’interpretazione alternativa relativa all’uso dei prezzi energia comporta un’ulteriore riduzione della curva del contatore di circa 150-200 milioni
- Secondo tale interpretazione, il prezzo energia a il valore del contatore di ciascun mese è valorizzato è pari alla media dei 24 mesi passati e dei
12 futuri rispetto al mese in cui avviene il calcolo (e non rispetto al mese a cui è imputato il costo)
- A titolo esemplificativo, nel contatore pubblicato a maggio 2016, ogni valore del contatore futuro (incluso maggio 2017, vedi esempio della slide
precedente) è valorizzato alla media dei prezzi energia maggio 2014 – maggio 2017
- Tale metodologia appare ad oggi l’unica realmente implementabile, vista l’indisponibilità di prezzi forward pubblicati dal GME con visibilità
superiore rispetto ai 18 mesi
6.000
Limite di spesa
5.800
Contatore:
5.600 worst case Curva di costo mensile
(non vale ai fini del tetto)
Milioni di euro
5.400 Bandi DM FER
Approvazione DM FER
5.200
Contatore
5.000 (AV): base
Contatore:
4.800 best case
eLeMeNS
4.600
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
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17Contatore: sintesi degli scenari base
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- Il fine tuning del Legislatore sulla metodologia applicabile al contatore ha scongiurato il rischio sforamento del tetto di spesa
- Il tetto di spesa sarebbe stato certamente raggiunto con la attuale metodologia (DM 6 luglio) che esponeva il contatore ad ampi sbalzi di volatilità
- La metodologia ipotizzata con la prime bozze del DM FER a fine 2015 – non considerando prezzi energia così bassi per l’anno 2016 –
lasciavano qualche possibilità di sforamento negli scenari con prezzi energia particolarmente bassi
- L’ultima formulazione del contatore lascia un rassicurante margine di sicurezza, garantendo la piena efficacia del DM siano alla fine del 2016
(termine naturale) – l’interpretazione alternativa della metodologia lascia ancora più spazio
- Tale spazio potrebbe essere colmato con un nuovo DM di incentivazione che – a seconda delle scelte di policy che effettuerà il Governo –
potrebbe contenere da 1.200 MW a 2.000 MW di incentivi per nuovi impianti nel periodo 2017-2020
6.400
6.200
6.000
5.800
Milioni di euro
350 milioni di euro:
5.600
spazio per DM RES 2017?
5.400
Nuovo
5.200 contatore
Nuovo
5.000 contatore
optimistic eLeMeNS
4.800
f-16 m-16 a-16 m-16 g-16 l-16 a-16 s-16 o-16 n-16 d-16 g-17 f-17 m-17 a-17 m-17 g-17 l-17 a-17 s-17 o-17 n-17 d-17
DM 6 luglio Old draft RE 2016 Old draft RE 2016 New draft New draft opt Tetto
18Contatore: l’alba di un nuovo DM FER?
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- La revisione della metodologia del contatore allontana il costo indicativo di incentivazione dal tetto massima di spesa di 5,8 miliardi, creando uno
spazio di almeno 350 milioni (che nel caso dell’interpretazione ottimistica supera i 500 milioni)
- Il Governo - con diversi esponenti – ha da tempo annunciato di essere al lavoro per un nuovo DM di incentivazione, con effetti a partire dal 2017
e con un’accresciuta importanza di meccanismi competitivi come le aste
- Abbiamo – a puro titolo esemplificativo e senza alcuna finalità predittiva o indicativa – immaginato tre diversi possibili scenari di allocazione di
nuovi incentivi, caratterizzati dal comune costo di incentivazione fissato – appunto – in 350 milioni di euro/anno
- Il primo scenario (SMALL TECH) prevede uno sbilanciamento a favore delle piccole taglie – con circa 1.420 MW di incentivi rilasciati (raddoppio
dei contingenti per piccole taglie rispetto a DM FER 16)
- Il secondo scenario (LARGE TECH) prevede uno sbilanciamento a favore delle grandi taglie – con circa 2.900 MW di incentivi rilasciati
(triplicazione del contingente per grandi eolico rispetto a DM FER 16) per un costo di 350 milioni. Tale scenario potrebbe coinvolgere anche il
rinnovamento dei parchi eolici esistenti e in phase out
- Il terzo scenario (NEW TECH) prevede uno sbilanciamento a favore di “nuove fonti” come l’eolico off-shore e il solare termodinamico,
caratterizzate tuttavia da costi di incentivazione più alti: per tale ragioni gli incentivi erogati sarebbero circa 1.250 MW
SMALL TECH LARGE TECH NEW TECH
Large Small Large Small Large Small
EOLICO 800 MW 120 MW 2.400 MW 60 MW 480 MW 36 MW
IDROELETTRICO 30 MW 160 MW 90 MW 80 MW 18 MW 48 MW
BIOMASSE 50 MW 180 MW 100 MW 90 MW 30 MW 54 MW
GEOTERMICO 20 MW 60 MW 40 MW 30 MW 12 MW 18 MW
SOLARE CSP - - - - 100 MW -
EOLICO OFF-SHORE - - - - 450 MW -
TOTALE 900 MW 520 MW 2.630 MW 260 MW 1.090 MW 156 MW
19I tempi del nuovo DM
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Passaggio Descrizione
Pubblicazione del Decreto FER Il DM sembrerebbe chiuso – al netto di alcune richieste degli
Tempistiche incerte, probabilmente entro fine maggio operatori sugli impianti ex CV. Si attende solo la firma del Ministro
Pubblicazione procedure del GSE Dettaglieranno gli aspetti operativi per l’accesso all’incentivazione,
Entro e non oltre il 20 giugno 2016 riempiendo anche alcune aree grigie di normativa
Pubblicazioni Bandi Aste e Registri Indicheranno i contingenti (ridotti nel caso dei registri?) e le
Al più tardi entro il 20 luglio 2016 tempistiche di partecipazione alle procedure competitive
Apertura aste e registri Sarà possibile iscrivere i propri progetti mediante il portale
Entro 10 giorni dalla pubblicazione dei bandi informatico predisposto dal GSE
Pubblicazione DTR GSE Disciplineranno le condizioni alle quali saranno consentiti interventi
Entro 90 giorni dall’approvazione del DM di manutenzioni e sostituzioni. Vale anche il per il FV
Chiusura aste e registri Ultimo giorno utile per poter effettuare l’iscrizione (e dunque per
60 giorni dopo l’apertura poter disporre dei requisiti di partecipazione)
Pubblicazione esito aste e registri Si definisce la prima graduatoria dei vincitori delle procedure – a
Entro 30 giori dalla chiusura delle aste e dei regitri seguito di eventuali rinunce possono verificarsi scorrimenti
Cessazione di efficacia del DM Fatte salve alcune eccezioni (vincitori di aste, impianti idro, impianti
30 giorni dopo il 1 dicembre 2016 – data indicata dal DM DM 6 luglio) non si accettano nuove richieste di incentivazione
Nuovo DM 2017 Il Governo ha più volte annunciato di essere al lavoro su un nuovo
Nuovo provvedimento di incentivazione? provvedimento di supporto alle FER (aste diffuse? pluriennale?)
20La grana idroelettrica
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- Gli impianti idroelettrici che producono sulla base di una concessione e che richiedono un nuovo incentivo devono
presentare un’attestazione rilasciata dall’Autorità competente che accerti o confermi che la concessione in oggetto non
Art.4 pregiudichi il mantenimento o il raggiungimento degli obiettivi di qualità definiti dal TUA
- Nel caso degli impianti che iscrivono a registro, l’attestazione va presentata contestualmente all’iscrizione – pena
nuova bozza l’esclusione dalla graduatoria
DM FER - Nel caso di impianti sottosoglia va presentata entro 6 mesi dall’entrata in esercizio – pena la decadenza dell’incentivo.
Fino al momento di presentazione dell’attestazione l’incentivo è comunque sospeso
- Tale prescrizione sembra da collegare alle osservazioni della Commissione UE ricevute dal MiSE il 1 febbraio 2016
L’attestazione a cui fa riferimento l’art.4 rappresenta di fatto una novità nel panorama dell’idroelettrico. Pur in presenza di un
Cosa format predefinito (eventualmente pubblicato da GSE o MiSE) da sottoporre all’Amministrazione, è prevedibile che il rilascio
richiedere dell’attestazione da parte dell’Amministrazione competente – non rientrando in una prassi nota – possa rivelarsi complicato
L’attestazione va rilasciata – presumibilmente – dal soggetto che ha rilasciato la concessione di derivazione (Province,
A chi Regioni, Genio Civile). In alcuni casi (eg. Genio) l’Amministrazione potrebbe in prima istanza dichiararsi incompetente al
richiedere rilascio dell’attestazione
Posto che nel caso degli impianti a registro l’attestazione andrà presentata al più tardi entro fine settembre 2016 (chiusura
Quando procedure), i tempi che intercorrono tra l’approvazione del DM (o di un format predisposto da GSE o MiSE) e il rilascio
richiedere dell’attestazione appaiono estremamente ristretti – specie in considerazione della pausa estiva
Non è chiaro se l’Amministrazione debba attestare che il mancato pregiudizio alla qualità del corpo idrico si riferisca
A quando è temporalmente alla data di richiesta dell’attestazione (estate 2016) o del rilascio della concessione (anche 5-6 anni prima). La
riferita questione rilela in quanto gli obiettivi di qualità di un corso d’acqua possono essere cambiati nel corso del tempo
Tale nuovo adempimento a carico dei produttori idroelettrici potrebbe rivelarsi esiziale per molti soggetti che non riusciranno ad
ottenere nei tempi previsti l’attestazione. E’ plausibile che tale circostanza possa riflettersi sulla graduatoria finale dei registri –
comportando l’esclusione di alcuni soggetti e liberando risorse che sembravano già assegnate
21Il registro idroelettrico: una partita pronta a riaprirsi?
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Registro idroelettrico : max 80 MW
IDENTIKIT DEL VINCITORE: IMPIANTO AUTORIZZATO ISCRITTO A REGISTRI DM 6/7 CON AU “DATATA”
Criterio Categoria Dirimente Commento
MIN 120 – MAX 195 MW (stima
Impianti iscritti nei registri del DM 6 luglio 2012 e in
1 possesso di AU - Tabella C (non vincitori né esclusi)
NO eLeMeNS su scouting AU). Occupazione
totale contingente
Impianti che richiedono volontariamente una riduzione La teoria suggerisce che tutti dovranno
2 tariffaria del 10%
NO
chiedere la riduzione del 10% sulla tariffa
Impianti che potevano accedere direttamente Dirimente per progetti con criterio 1 + 2.
SOLO IN
3 all’incentivo ai sensi del DM 6 luglio (termine per
POTENZA
Impatto quasi nullo dato il loro numero
commissioning 30/04/17) limitato previsto
SOLO IN Dirimente per progetti con criterio 1 + 2.
4 Impianti titolari di AU
POTENZA Impatto nullo
Dirimente per progetti con criterio 1 + 2.
SOLO IN
5 Impianti antropizzati ai sensi del DM FER 2016
POTENZA
Impatto quasi nullo dato il loro numero
limitato previsto
Anteriorità autorizzazione – a parità di data vale il titolo
6 concessorio
SI Criterio dirimente
Dirimente solo per impianti con stessa
7 Minor potenza dell’impianto NO
datazione AU e concessione
8 Antecedenza data di iscrizione al registro NO Criterio quasi certamente mai dirimente
22Il registro idroelettrico: una partita chiusa?
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Registro eolico: max 60 MW.
IDENTIKIT DEL VINCITORE: IMPIANTO ISCRITTO A REGISTRI DM 6/7 CON AU “DATATA”
Criterio Categoria Dirimente Commento
MAX 137 MW – progetti delle
Impianti iscritti nei registri del DM 6 luglio 2012-
1 Tabella C (non vincitori né esclusi)
NO Tabelle C 2012-2013-2014.
Occupazione totale contingente
La teoria suggerisce che tutti
Impianti che richiedono volontariamente una
2 NO dovranno chiedere la riduzione del
riduzione tariffaria del 10%
10% sulla tariffa
Il criterio 1 e 2 è soddisfatto da
3 Anteriorità autorizzazione SI una potenza > contingente.
Avanzano le AU più datate
Tra impianti con la stessa data AU,
4 Minor potenza dell’impianto NO avanzano i più piccoli. Criterio non
dirimente
Tra impianti con la stessa taglia,
5 Antecedenza data di iscrizione al registro NO avanza chi si è iscritto prima.
Criterio non dirimente
23Il registro bioenergie: una partita aperta?
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Registro bioenergie: max 90 MW
IDENTIKIT DEL VINCITORE: TUTTI I PROGETTI GIA’ ISCRITTI AI REGISTRI + IMPIANTI AGRICOLI < 600 KW + IMPIANTI NUOVI
CON RIDUZIONE TARIFFA. POSSIBILE SPAZIO PER IMPIANTI NUOVI SENZA RIDUZIONE IN BASE AD ANZIANITA’ AU
Criterio Categoria Dirimente Commento
Certamente vincitore chi rispetta il
1 Impianti agricoli di potenza inferiore a 600 kW SI requisito. Limitata occupazione
contingente
MAX 28 MW – certamente vincitore chi
Impianti iscritti nei registri del DM 6 luglio 2012 - Tabella
1 C (non vincitori né esclusi)
SI rispetta il requisto. Limitata occupazione
contingente
La teoria suggerisce che chi è privo di
Impianti che richiedono volontariamente una riduzione
2 SI criterio 1 o 2 dovrà chiedere la riduzione
tariffaria del 10%
del 10%
Impianti WTE con attestazione di corretta gestione del Impatto quasi nullo dato il loro numero
3 ciclo dei rifiuti
NO
limitato previsto
IN Criterio dirimente per i nuovi impianti
6 Anteriorità autorizzazione
POTENZA (non iscritti DM 6 luglio)
7 Minor potenza dell’impianto NO Non dirimente
8 Antecedenza data di iscrizione al registro NO Criterio quasi certamente mai dirimente
24Le prospettive dei grandi, medi e piccoli
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Cosa attendersi dal
Dove siamo oggi Cosa cambia con il DM La strategia da adottare
futuro
- Oltre 2.500 MW di AU - 1/3 dei progetti con AU - Efficientare costi - Pipeline AU: speranza
- Decine di AU in corso può accedere a tariffa - Ottimizzare trading nuovo DM 2017
Il grande
- 1.800 MW in phase out ed essere costruito - Strategia asta - Phase out o new: PPA
eolico nei prossimi 3 anni - Nessun impatto su - Proseguire sviluppo? con supporto fiscale
- Rinnovamento vietato phase out - Guardare secondario - No merchant
- Possibilità di accesso - Strategia registro (Reg
- Lunga coda di progetti
Il medio alla tariffa per pochi vs AD - Riduzione 10%)
sconfitti nei registri del
impianti già iscritti in - Iscrivere nuovi sviluppi - Speranza nuovo DM
eolico e DM 6 luglio 2012
passato in attesa possibile incentivi 2017
- Nuovi progetti in corso
idro - Nessuno spazio per nuovo DM incentivi
di autorizzazione
sviluppi post 2014 2017
-
- Limitata / nulla coda di
- Contingente ridotto - Speranza nuovo DM
progetti sconfitti nei - Ottimizzare costi
rispetto a DM 6 luglio, incentivi 2017
La media registri del DM 6 luglio - Sfruttamento termico
ma più capiente - Stream biometano
biomassa 2012 - Sinergie con altri
rispetto ad altre RES - Sinergie con consumo
- Nuovi progetti in corso strumenti incentivazioni
- Tariffe sfidanti (Alert Milleproroghe)
di autorizzazione
- Unico mercato aperto - Tariffe identiche a - Ridurre al massimo i
- Vivacità in particolare quelle del DM 6 luglio tempi di costruzione
- Speranza nuovo DM
Il micro su idro, wind e biogas - Connessione alla rete - Se in ritardo,
incentivi
- Barlumi di una filiera necessaria entro 31 dic scommettere su nuovo
nazionale? - Costruzione entro lug? DM?
25La convenzione GRIN - problematiche
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- Il GSE ha pubblicato un nuovo schema di convenzione che regolerà i rapporti tra produttore e GSE stesso sugli
impianti aventi già accesso ai CV e ora aventi diritto al Feed-in Premium sino al termine dell’incentivazione
- La convenzione – la cui stipula è necessaria per l’accesso all’incentivazione – regola un’ampia gamma di rapporti tra il
GRIN GSE GSE e il produttore (non solo i tempi di pagamento come originariamente atteso)
- Numerosi aspetti della convenzione hanno sollevato più di una perplessità tra gli operatori – alcune associazioni stanno
preparando un ricorso avverso alla misura
Viene confermato che il pagamento avverrà su base trimestrale e – nel dettaglio – al termine del secondo trimestre
I tempi di successivo alla produzione. Tale schema di pagamento si applicherà sino al termine del periodo di incentivazione – non sono
pagamento previsti graduali allineamenti allo schema di pagamento mensile (pagamento al secondo mese successivo alla produzione). Il
GSE considera lo schema trimestrale come un proseguimento ideale del sistema dei ritiri CV
La convenzione prevede forme di cessione del credito (su base biennale) ad un unico cessionario (escluderebbe– se non con
atto privato – la cessione a un pool di banche). Sarà inoltre prevista una consuntivazione mensile dell’incentivo spettante –
Il factoring anche allo scopo di poter attivare meccanismi di factoring. E’ tuttavia prevista un’ampia serie di possibili compensazioni
(anche a valere su impianti diversi dello stesso gruppo) che renderà assai complesso l’attivazione di factoring che – con ogni
probabilità – sarà accessibile solo da soggetti con elevata reputazione creditizia e a costi elevati
La convenzione prevede un forte sbilanciamento dei rapporti in favore del GSE – consentendo la revoca dell’incentivazione
Le revoche per un’ampissima fattispecie di ragioni e inadempienze, alcune delle quali ritenute minori dagli operatori. Tale aspetto è quello
ritenuto maggiormente critico dagli operatori e dalle Associazioni di categoria
La convenzione prevede – come del resto previsto dalla lettera dell’art.19 del DM 6 luglio – che la valorizzazione dell’incentivo
avvenga sulla base del prezzo dell’energia dell’anno precedente a quello di produzione. Tale aspetto – a differenza di quello di
Il RE2015 cui ai tempi di pagamento – segna una cesura metodologica rispetto a quanto accadeva con i CV (prezzo di ritiro calcolato sul
valore dello stesso anno in cui avveniva la produzione, anche a mezzo di un sistema di conguagli)
La convenzione presenta numerosi aspetti invisi ai produttori: la sua probabile impugnazione rischia di rallentare il processo di
erogazione dell’incentivo, bloccando in particolare gli anticipi (pur limitati) da parte delle banche sulla base delle rendicontazioni di
credito mensili – circostanza critica in particolar modo per i soggetti che sostengono costi di acquisto del combustibile
26Il RE – tempistiche di pagamento a confronto
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Il nuovo FiP – ai sensi dell’art. 19 DM 6 luglio 2012 – verrà rilasciato sulla base del prezzo medio energia (RE) dell’anno precedente.
In termini di competenza economica si tratta di una novità rispetto a quanto previsto fino al 2015 – l’hedging incentivo –energia
diventa meno evidente esponendo maggiormente il produttore alla variazione dei prezzi di mercato
TOTAL REVENUES
APPLICAZIONE RE N-1 (RE2015 PER 2016) 160 ENERGY HIGH
155
- Abbiamo calcolato le total revenues unitarie di un 11,5
150
impianto FiP dal 2015 al 2020 sotto due scenari
opposti di prezzi energia (High + 10% yoy; Low: - 145
€/MWh
5% yoy)
140
- La variabilità del prezzo energia si riflette per il TOTAL REVENUES
41% sulle total revenues 135 BILANCIO ENERGY LOW
- La riduzione sul fatturato 2016vs2015 è di 10,3 2016!
130
€/MWh (quasi 2 ML€ per 100 MW wind) eLeMeNS
125
2015 2016 2017 2018 2019 2020
APPLICAZIONE RE N (RE2015 PER 2016) 160 TOTAL REVENUES
155 ENERGY HIGH
- Abbiamo calcolato le total revenues unitarie di un
impianto FiP dal 2015 al 2020 sotto due scenari 150 6
opposti di prezzi energia (High + 10% yoy; Low: - 145 BILANCIO
€/MWh
5% yoy)
140 2016
- La variabilità del prezzo energia si riflette per il TOTAL REVENUES
22% sulle total revenues 135 ENERGY LOW
- La riduzione sul fatturato 2016vs2015 è di 10,3
130
€/MWh (0,5 ML€ per 100 MW wind) eLeMeNS
125
2015 2016 2017 2018 2019 2020
27Il RE – gli scenari possibili
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- Alcuni operatori caldeggiano una revisione dell’art.19 del DM 6 luglio – a nostro avviso non sono possibili “Interpretazioni autentiche” ma è
necessario una modifica normativa a mezzo di una norma di pari rango (almeno un DM) che riallineai la logica dell’hedging del FiP a quella dei
Certificati Verdi
- L’eventuale adozione del RE anno n (Re 2016 su 2016) richiederebbe necessariamente l’attivazione di un meccanismo di acconti e conguagli,
sulla scorta di quanto già visto nel 2014 e nel 2015 con il GSE
- In particolare, ipotizzando il mantenimento della struttura di pagamento Q+2, gli acconti verrebbero versati nell’anno N sulla base prezzo
energia dell’anno N-1 (es. settembre 2016 – acconto su RE2015), mentre i conguagli nell’anno N+1 una volta noto il prezzo dell’anno N (es.
febbraio 2017 – conguaglio sulla base di RE2016)
- L’effetto di cassa per il GSE sarebbe nullo nel 2016, mentre ci sarebbe un esborso aggiuntivo di 300 milioni nel 2017 – in caso di prezzi
energia crescenti gli esborsi del GSE diminuirebbero rispetto allo scenario RE n-1
anno 2016 Sol1 Sol2
Data Voce Uscite GSE Re n-1 (i.e Re2015) Uscite GSE Re n (i.e Re2016)
set-16 Pagamento Q1-16 656 656 (acconto)
nov-16 Pagamento Q2-16 656 656 (acconto)
Totale FiP 2016 1.312 1.312
Delta Sol1 vs Sol2 0
anno 2017 Sol1 Sol2
Data Voce Uscite GSE Re n-1 (i.e Re2015) Uscite GSE Re n (i.e Re2016)
feb-17 Conguaglio Q1 e Q2-16 0 137 (conguaglio)
mar-17 Pagamento Q3-16 763 843
giu-17 Pagamento Q4-16 763 843
set-17 Pagamento Q1-17 758 758 (acconto)
dic-17 Pagamento Q2-17 758 758 (acconto)
Totale FiP 2017 3.043 3.341
Delta Sol1 vs Sol2 298
28Il RE – la sensitivity
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§ Oltre a compromettere la “pulizia” dell’hedging, l’applicazione del RE2015 in luogo del RE2016 comporta una perdita secca sull’anno
2016 (sull’intero comparto pari a circa 300 milioni di euro)
§ Tale perdità secca potrà essere recuperata nel corso del restante periodo di incentivazione se il prezzo medio dell’energia supererà
determinati livelli di prezzo
§ Il valore di indifferenza – in termini di prezzo medio dell’energia per gli anni di incentviazione residua – è compreso tra 51,6 €/MWh
(impianto con 1 anno di incentivazione residua) e 53 €/MWh (8 anni residui) – flussi di cassa attualizzati al 6%
§ Di conseguenza, l’applicazione del RE2015 è quasi certamente dannosa per impianti prossimi al termine dell’incentivi
§ Per impianti con vita di incentivazione più lunga, in caso di scenari rialzisti il RE2015 potrebbe rivelarsi più conveniente
80
70 51,6 – 53 €/MWh
MEDIA SCENARIO PREZZO MEDIO DI
GROWTH 8 ANNI INDIFFERENZA TRA
REn e REn-1
60
€/MWh
50
40
MEDIA SCENARIO
STAGNATION 8 ANNI
30
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Growth Stagnation eLeMeNS
29Il RE biomasse
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- L’ultima bozza di DM prevede che per il primo semestre 2016 gli impianti a biomasse o a bioliquidi integrati in RIU/SEU valorizzino il proprio
incentivo alle condizioni del DM 6 luglio – si allineano alla regola generale del RE n-1 dal 1 luglio 2016
- La bozza precedente prevedeva un allineamento alla regola generale dal 1 gennaio 2016
BIOMASSE: COMPETENZA BIOMASSE: CASSA
IMPIANTI BIOENERGETICI 140 (valori unitari) 5000 (impianto 10 MW)
120 25,7
Migliaia di euro
- Il secondo semestre del 2015 è stato valorizzato 4000
con i CV – già cedibili a mercato nello stesso 2015 100
2.726
e allineati al prezzo di ritiro calcolato su RE2015 80 3000
€/MWh
- Il primo semestre 2016 vede una riduzione di 26 130,1 130,1 4.554 4.554
60
€/MWh dell’incentivo (che verrà erogato per il 104,4 2000
primo semestre nel Q4-2016) 40
- Dal secondo semestre l’incentivo si riallinea allo 1000 1.828
20
storico
0 0
H2-2015 H1-2016 H2-2016 H2-2015 H1-2016 H2-2016
BIOLIQUIDI RIU: COMPETENZA BIOLIQUIDI RIU: CASSA
135 (valori unitari) 5000 (impianto 10 MW)
IMPIANTI A BIOLIQUIDI IN RIU/SEU
130
Migliaia di euro
4000
- Il secondo semestre del 2015 è stato valorizzato
125 2.552
con i CV – già cedibili a mercato nello stesso 2015 3000
15,7
€/MWh
e allineati al prezzo di ritiro calcolato su RE2015 120
4.554 4.554
- Il primo semestre 2016 vede una riduzione di 16 130,1 130,1 2000
€/MWh dell’incentivo (che verrà erogato per il 115
primo semestre nel Q4-2016) 1000 2.002
110 114,4
- Dal secondo semestre l’incentivo si riallinea allo
storico 105 0
H2-2015 H1-2016 H2-2016 H2-2015 H1-2016 H2-2016 30I WACC di settore secondo Deloitte
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WACC: RES Italy al 30/06/15 (fonte Bloomberg e Deloitte) WACC: RES Italy al 23/05/16 (aggiustamento su Bloomberg e Deloitte)
7% 0,40% 0,40% 7%
Blooomberg
Blooomberg 0,40% 0,40%
6% 6%
5% Deloitte 5%
Deloitte
4,70%
4% 4% 4,70%
6,60% 6,23%
3% BTP 10anni 3%
Giugno 2015 BTP 10anni
2% 2% Maggio 2016
1% 1,90% 1% 1,53%
0% 0%
Free risk Risk RES Italy WACC RES Free risk Risk RES Italy WACC RES
§ Deloitte e Bloomberg hanno pubblicato i rendimenti (WACC) che – nella
loro visione – sono necessari per investire nel settore RES in Italia
§ Il valore è calcolato a partire dal rendimento free risk (bond sovrani a 10 Include
verifiche
anni. 1,9% nel giugno 2016) – cui è aggiunto uno spread legato ai fattori
GSE
di rischio specifici (costruzione, operations, regulations, commodities)
§ Il valore riferito al giugno 2015 indicava valori tra il 6,6% e il 7% - da noi Assente su
ridotti di 37 punti dato l’attuale rendimento dei BTP decennali (1,53%) secondario Soprattutto
§ Il valore calcolato da Deloitte e Bloomberg non distingue le varie fonti – per
alcune possono presentare un rischi specifici maggiori rispetto ad altre o biomasse
– in alcune casi – assenti (e.g. rischio commodity sul combustibile per
impianti a biomasse)
§ Il valore calcolato da Deloitte e Bloomberg non fa inoltre distinizioni tra Risk RES Italy
mercato primario o secondario – con possibili rischi specifici (operations, Free risk Risk Risk Risk Risk market WACC
in particolare) e livelli di leva differenti construction operation regulation
31I WACC di settore secondo il mercato
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WACC Equity
12%
8% 14% Deal 3
M&A PV 15
11% Registri idro (distressed?)
7,5% 13% 2014
Asta eolica
10%
7% 12%
2014
10% M&A
Target su mercato secondario
6,5% 11% Piccolo idro
Fascia Deloitte Bloomberg
9% Rendimento
6% 10% minimo
Rendimento equity: 8%
Deal 2 minimo
8% M&A PV 15
5,5% 9%
equity: 7% Target Target
Deal 1 Fondo 2 Fondo 2
M&A wind 15 PV PV + Wind
7% Deal 1 Target
5% 8% M&A big hydro 15 Fondo 1
Deal 1 PV
6% M&A PV 15
4,5% 7% eLeMeNS
§ La maggior parte delle transazioni sul secondario (con esclusione di distressed e small hydro) sembra avere luogo sul limite inferiore
individuato da Deloitte: gli stessi IRR target dei principali fondi confermano questa impressione
§ Sul primario (aste eoliche, registri idro) le aspettative degli investitore sembrano invece assestarsi appena al di sopra della banda
indicata da Deloitte e Bloomberg
32Applicazione dei WACC di settore – secondario PV e wind
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NPV €/MW NPV €/MW
Impianto FV 1 MW IRR unlevered
END SUBSIDY OPTIMISATION
4% 3.818.000 4.262.000
- II CE, in esercizio il 01/01/2011
- Spalma-incentivi opzione C (taglio secco 8%) 5% 3.579.000 4.002.000
- Ore produzione: 1.400 h/y 6% 3.361.000 3.765.000
- OPEX: 24 k€/y (non include land lease)
6,23% 3.314.661 3.714.000 Deloitte
- Applicazione DM Tariffe (costi GSE)
- Ammortamenti: 4% 6,63% 3.235.000 3.627.000 Bloomberg
- Degradation: 0,5 yoy 7% 3.164.000 3.550.048
- IMU ridotta del 60%
8% 2.983.662 3.353.000
- Scenario prezzi energia: stagnation
9% 2.818.000 3.173.000
NPV €/MW NPV €/MW
Impianto eolico 30 MW IRR unlevered
END SUBSIDY END LIFE
4% 1.395.000 1.688.000
- In esercizio il 01/01/2011 (8 anni incentivi residui)
- FiP ex CV, scenario prezzi stagnation 5% 1.339.000 1.600.000
- Ore produzione: 1.900 h/y 6% 1.287.000 1.519.000
- O&M 25.000 k€/MW + assicurazione all risks + costi
6,23% 1.276.000 1.502.000 Deloitte
connettività GSM
- Applicazione DM Tariffe (costi GSE) 6,63% 1.256.000 1.472.000 Bloomberg
- IMU: 3.500 €/MW 7% 1.238.000 1.445.000
- Royalties 3% fatturato
- Costi per espropri o land lease 8% 1.192.000 1.377.000
9% 1.148.000 1.314.000
33Applicazione dei WACC di settore – asta eolica
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14%
12%
Fascia Deloitte
10% Bloomberg
IRR unlevered
8%
6%
4%
2%
0%
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45%
Sconto offerto in asta
Ore equivalenti annue di produzione 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500
§ Sulla base di un modello con assunzioni simili a quello della slide precedente, abbiamo verificato la sensibilità dell’IRR unlevered al
variare dello sconto presentato in asta e del livello di producibilità dell’impianto
§ Escludendo siti con valori irrealisticamente elevati di produzione, gli IRR target indicati da Bloomberg e da Deloitte possono essere
raggiunti con sconti compresi tra il 10% e il 30%
§ In caso di sconti superiori al 30%, è necessario disporre di siti con producibilità reali superiori alle 2.400 h/y – nel caso di sconti
superiori al 40% è sempre necessario accontentarsi di IRR inferiori al 6% - anche con elevatissima ventosità
34Applicazione puntuale dei WACC di settore – asta eolica
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§ Evidenziati in giallo i valori della matrice offerta/producibilità che comportano valori vicini al range di redditività indicato da Deloitte e
Bloomberg: nessun valore in giallo al di sopra del 35% di riduzione
OFFERTA DI RIDUZIONE PRESENTATA IN ASTA
5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%
104,5 €/MWh 99 €/MWh 93,5 €/MWh 88 €/MWh 82,5 €/MWh 77 €/MWh 71,5 €/MWh 66 €/MWh
1.800 h/y 7,7% 6,9% 6,1% 5,3% 4,5% 3,7% 2,8% 1,9%
ORE EQUIVALENTI DI PRODUZIONE ANNUA
1.900 h/y 8,4% 7,7% 6,9% 6% 5,2% 4,3% 3,4% 2,5%
2.000 h/y 9,2% 8,4% 7,6% 6,7% 5,9% 5% 4% 3,1%
2.100 h/y 9,9% 9,1% 8,3% 7,4% 6,5% 5,6% 4,7% 3,7%
2.200 /y 10,6% 9,8% 8,9% 8,1% 7,1% 6,2% 5,2% 4,2%
2.300 h/y 11,3% 10,5% 9,6% 8,7% 7,8% 6,8% 5,8% 4,8%
2.400 h/y 12% 11,2% 10,2% 9,3% 8,4% 7,4% 6,4% 5,3%
2.500 h/y 12,7% 11,8% 10,9% 9,9% 9% 8% 6,9% 5,8%
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