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Matched Legal Cases: ['art. 7', 'art. 13', 'art. 5', 'art.6', 'art. 5', 'art. 6', 'art.13']

Pubblicato: 09 Dicembre 2006
Gli articoli 5 e 6 del Decreto del Ministro delle Attività Produttive di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio, d'intesa con la Conferenza unificata, 28 luglio 2005, recante “Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare”, così come modificati dal Decreto 6 giugno 2006, hanno stabilito i criteri per la determinazione dell’entità dell’incentivazione per gli impianti fotovoltaici di potenza nominale inferiore e superiore ai 20 kW, fino a un massimo di 1 MW. Grazie a questo dispositivo, l’energia elettrica fotovoltaica ceduta alla rete gode dei benefici economici previsti per le energie rinnovabili dal Decreto n. 387/2003 e, in aggiunta, di una tariffa incentivante graduata in funzione della taglia dell’impianto, per un periodo di vent’anni.
Il decreto in questione, atteso da tempo, attua la normativa comunitaria e nazionale relativa alla promozione delle fonti rinnovabili di energia e rappresenta un tentativo di estendere al nostro paese il sistema tedesco di incentivazione del solare fotovoltaico, che ha prodotto ad oggi risultati incoraggianti, 400 MW. Il sistema di incentivazione si definisce in “conto energia”, perché finanzia l’effettiva produzione di energia, a differenza dai sistemi in “conto capitale” come il precedente programma “10000 tetti fotovoltaici”, che sostengono invece le spese d’investimento iniziale.
1) Decreto del Ministro delle Attività produttive, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio (di seguito DECRETO), recante criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici, in attuazione dell’art. 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
2) Decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità.” (di seguito DECRETO QUADRO)
3) Delibera n. 224/00 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas “Disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici con potenza nominale non superiore a 20 KW.” (di seguito DELIBERA SCAMBIO SUL POSTO)
4) Delibera n. 34/05 dell’ Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas “Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica di cui all’art. 13, commi 3 e 4 del decreto legislativo 29 dicembre 2003 n. 387 e al coma 41 della legge 23 agosto 2004 n. 239.” (di seguito DELIBERA PREZZI RITIRO ENERGIA ELETTRICA)
1) Non superiore a 20 KW.
2) Tra 20 KW e 50 KW.
3) Superiore a 50 KW, fino a 1000 KW.
L’art. 5 del DECRETO prevede che l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici di potenza nominale non superiore a 20 KW benefici della disciplina di cui all’art.6 del DECRETO QUADRO, cioè delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia, determinate dall’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas. In altre parole, l’utente non può vendere l’energia prodotta, ma solo scambiarla con il gestore. L’Autorità, con la DELIBERA SCAMBIO SUL POSTO ha stabilito che lo scambio sul posto dell’energia elettrica consegnata e riconsegnata tra utente e gestore viene effettuato annualmente attribuendo all’energia fotovoltaica ceduta alla rete le stesse tariffe fissate dal gestore per la fornitura dell’energia elettrica (su fasce orarie o no). Effettuata la compensazione a titolo di scambio, qualora permanga un saldo positivo viene riportato a credito negli anni successivi. In aggiunta a questo regime, l’art. 5 del DECRETO ha ora fissato delle tariffe agevolate per l’energia ceduta alla rete: 0,445 euro/KWh per 20 anni, per le domande relative al 2005 e il 2006, lo stesso valore decurtato però del 5% all’anno per le domande successive al 2006. Dopo 20 anni termina il regime incentivante e rimane solo lo scambio sul posto.
Considerando che, con il sistema dello scambio sul posto, non è possibile valorizzare economicamente la quota di energia prodotta in eccesso rispetto a quella autoconsumata dall’utente, il decreto prevede la possibilità di optare per il sistema di incentivazione previsto per gli impianti di potenza superiore.
L’art. 6 del DECRETO stabilisce che l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici di questo tipo è ritirata alle condizioni fissate dall’Autorità ai sensi dell’art.13 comma 3 del DECRETO QUADRO. L’Autorità ha determinato tali condizioni con la DELIBERA PREZZI RITIRO ENERGIA ELETTRICA. Il gestore della rete riconosce ai produttori un prezzo minimo garantito in funzione della produzione annua.
In aggiunta al riconoscimento di queste condizioni, l’energia elettrica prodotta ha diritto per vent’anni a una tariffa incentivante di 0,46 euro/KWh per le taglie tra i 20 KW e i 50 KW e di un massimo di 0,49 euro/KWh per quelle superiori ai 50 KW. Le tariffe effettivamente assegnate agli impianti superiori ai 50 kW, ammessi a finanziamento sono determinate attraverso un meccanismo di gara al ribasso. Anche qui è prevista una decurtazione del 5% l’anno per gli impianti realizzati dopo il 2006. Dopo 20 anni termina il regime incentivante e rimane solo il regime Acquirente unico.
Cerchiamo ora di individuare i fattori tecnico-economici che determinano la convenienza economica dell’investimento.
E’ il principale fattore limitante per l’espansione su larga scala dei sistemi fotovoltaici. Si può comunque dire che il limite dimensionale di 1 MW di potenza (non esistente ad esempio nel sistema tedesco) e la soglia annuale di potenza installabile, posti dall’attuale decreto non contribuiscono a un processo rapido di crescita della domanda e di riduzione dei costi.
Attualmente i prezzi di mercato si situano in un intervallo variabile tra i 6000 euro/kW e i 7500 euro/kW, in funzione delle condizioni locali e della taglia dell’impianto.
Durante la vita operativa dell’impianto si devono prevedere delle spese di manutenzione ordinaria degli impianti ed altre per far fronte alla necessità di sostituire alcune parti, la cui vita è più corta di quella dell'impianto. Ad esempio, a fronte di una vita operativa d’impianto prevista in 25-30 anni per i moduli PV, la durata dell’inverter è sicuramente minore e lo stesso avviene per alcuni dispositivi elettronici di salvaguardia.
In genere, nell’analisi economica, si preferisce considerare questi costi come una percentuale del costo iniziale d’investimento (20%-25%).
Gli impianti di potenza non superiore ai 20 kW sono esenti dal pagamento dell’IRPEF. Per le taglie impiantistiche di potenza superiore, i ricavi conseguenti alla vendita al gestore di rete dell’energia elettrica prodotta sono soggetti a tassazione. L’entità del carico fiscale è ancora controversa, ma diverse interpretazioni sembrano confermare l’applicazione di un’aliquota fissa del 33% e una variabile in funzione del bilancio aziendale, non inferiore al 4% e una quota di detrazione fiscale di una parte dell’investimento dello stesso ordine di grandezza. Per questo, in attesa di un chiarimento definitivo della questione da parte dell’Amministrazione Fiscale, si ritiene di trascurare l’effetto della tassazione sull’analisi economica degli impianti fotovoltaici.
Impianti di potenza nominale non superiore a 20 kW
Tariffa incentivante: 0,445 euro/kWh;
Tariffa elettrica: variabile in funzione del mercato dell’energia elettrica, attualmente valutabile in circa 0,18 euro/kWh.
Impianti di potenza nominale compresa tra 20 kW e 50 kW
Tariffa incentivante: massima 0,46 euro/kWh;
Tariffa elettrica: 0,095 euro/kWh.
Impianti di potenza nominale compresa tra 50 kW e 1 MW
Tariffa incentivante: massima 0,49 euro/kWh; attualmente l’aggiudicazione della tariffa con il meccanismo di gara previsto dal decreto, avviene su valori un po’ più bassi;
Tariffa elettrica: 0,095 euro/kWh fino a un massimo di circa 400 kW; 0,08 euro/kWh fino a un massimo di circa 800 kW; 0,07 euro/kWh fino a 1 MW.
Le tariffe incentivanti sono soggette annualmente ad un tasso di aggiornamento Istat, ma secondo l’interpretazione Grtn del decreto, rimangono costanti per tutti i vent’anni di applicazione all’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici incentivati. Come vedremo in seguito, ciò determina un peggioramento delle prestazioni economiche degli impianti e mette a rischio la convenienza a lungo termine dell’investimento.
Il tasso di sconto nominale è definito dalla relazione:
(1+k) = (1+h) (1+r)
con “h” ed “r” che rappresentano rispettivamente il tasso d’inflazione e quello dell’interesse reale.
I mutui attualmente concessi dalle banche per sostenere i costi d’investimento necessari alla realizzazione dei pannelli fotovoltaici prevedono dei tassi d’interesse fissi che oscillano intorno al 5,5% e sono in genere rimborsabili in 12 – 15 anni.
Come abbiamo visto, all’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici e immessa in rete, il sistema italiano del conto energia concede due componenti tariffarie, una incentivante, fissa, l’altra legata all’andamento del mercato elettrico. Quest’ultima varierà nel tempo in funzione del tasso d’inflazione maggiorato della cosiddetta deriva, cioè dello scostamento rispetto all’inflazione dei prezzi energetici.
Considerate le condizioni d’insolazione medie in Italia, si assume una produzione energetica degli impianti fotovoltaici di circa 1200 kWh/kW per l’Italia settentrionale, di circa 1300 kWh/kW per l’Italia centrale, di circa 1400 – 1500 kWh/kW per l’Italia meridionale ed insulare.
Durante il periodo di vita degli impianti, occorre considerare una perdita di produttività valutabile mediamente in circa il 10% della produttività teorica.
A partire da questi dati in ingresso ho effettuato l’analisi della fattibilità economica di alcune tipologie di impianti, utilizzando un foglio di calcolo excel appositamente predisposto, che consente di ottenere, cambiando i parametri di base, le prestazioni economiche degli impianti di qualsiasi potenza installata. Naturalmente, solo la progettazione esecutiva dei singoli interventi e l’analisi delle condizioni locali può fornire informazioni definitive in merito a tali prestazioni.
Pertanto, i seguenti commenti ai risultati, per le ragioni enunciate in precedenza, hanno carattere esclusivamente orientativo e non deterministico.
I tempi di ritorno dell’investimento sono accettabili per tutte le tipologie di potenza impiantistica. Ma se i tempi di ritorno sono dello stesso ordine di grandezza, i VAN (Valore Attuale Netto) sono a favore degli impianti di potenza maggiore. Questo determina una forte competizione tra i grossi investitori per l’assegnazione degli incentivi relativi agli impianti di taglia maggiore, visto che il DECRETO ha introdotto una forma di aggiudicazione sulla base dei ribassi tariffari proposti dai richiedenti.
Ho considerato anche il caso della detrazione fiscale del 36% per gli interventi di ristrutturazione edilizia e la riduzione del 30% delle tariffe incentivanti, così come prevede il decreto. Il calcolo determina una leggera riduzione dei tempi di ritorno economico dovuta alla detrazione fiscale applicata nei primi dieci anni. La riduzione percentuale degli incentivi spalmata su tutti gli anni di vita dell’impianto provoca però, in negativo, una leggera diminuzione del VAN. La mia impressione, è che sostanzialmente i due regimi, con detrazione e senza detrazione, si equivalgano, e che solo nella progettazione esecutiva dell'impianto si possa stimare con maggiore precisione per quale soluzione propendere.
Esempio: Impianto da 1 MW
Tariffa incentivante: Valore di mercato per accedere alle incentivazioni, inferiore a 0,49 euro/KWh
Tariffa Delibera Autorità: 0,07 euro/KWh
Produzione unitaria annua con decurtazione perdita produttività: 1200 - 1250 KWh/KW
Investimento iniziale escluso IVA: 6.000.000 euro
Costi attualizzati di manutenzione e sostituzione componenti: circa 20%
Tasso d’interesse bancario: 5,3%-5,7%
Tasso d’inflazione: 2,2%
Deriva: 3% - 4%
Tempo di vita dell’impianto: 25 – 30 anni
Valore Attuale Netto: 1.000.000 euro – 1.200.000 euro
Tempo di ritorno dell’investimento: 16-18 anni
Come abbiamo visto, l’attuale sistema incentivante dell’energia fotovoltaica, alle condizioni attuali, consente un discreto ritorno economico dell’investimento, e ciò è attestato anche dal numero elevato di domande di realizzazione di nuovi impianti, che ha indotto il legislatore a rifinanziare il precedente provvedimento per altri 500 Mw.
Il mancato adeguamento delle tariffe incentivanti, durante i vent’anni di applicazione, alla variazione del costo della vita, e quindi alle condizioni di mercato, determina però un sensibile calo delle prestazioni economiche, ma soprattutto, delle notevoli incertezze in relazione all’evoluzione dei costi energetici.
Il picco di Hubbert per la produzione mondiale di petrolio è previsto entro il 2010 dall’associazione scientifica ASPO, ma in realtà per il petrolio convenzionale il picco sarebbe già superato. Questa situazione sta determinando una crescita irreversibile dei prezzi del barile di tipo esponenziale, con tempi di raddoppio di circa 2-2,5 anni. Da questo punto di vista, la situazione si farà ancora più critica quando, raggiunto il punto di massimo, la produzione petrolifera inizierà a declinare, a fronte di una domanda mondiale in continua crescita. Gli effetti sull’economia, in particolare sul costo della vita, saranno rilevanti e non è da escludere un lungo periodo di recessione con tassi d’inflazione e tassi d’interesse in rapida crescita. C’e quindi il rischio nei prossimi anni, di una rapida svalutazione delle entrate economiche derivanti dalla produzione di energia fotovoltaica, in quanto la quota prevalente di questi flussi finanziari deriva da una tariffa incentivante non protetta dall’inflazione, solo in parte compensata dall’aumento della quota dipendente dalle tariffe elettriche, connesso alla crescita esponenziale dei prezzi petroliferi. Inoltre, l’aumento dei tassi d’interesse potrebbe rendere sempre meno conveniente l’investimento.
Sarebbe pertanto auspicabile introdurre nell’attuale decreto modifiche che riducano questi rischi, come ad esempio, la possibilità di aggiornare il valore della tariffa incentivante in funzione dell’evoluzione dell’economia.
Diverso è il discorso per altre fonti rinnovabili come l’eolico o le biomasse, i cui costi di produzione hanno ormai quasi raggiunto la competitività con le fonti tradizionali. L’attuale sistema dei certificati verdi o un moderato regime di sostegno basato sul conto energia, possono servire nella breve transizione verso condizioni di mercato più vantaggiose rispetto alle produzioni convenzionali che renderanno inutili i regimi incentivanti.
1) Sostenere la crescita degli impianti di potenza elevata, al fine di raggiungere più rapidamente una soglia di potenza installata in grado di creare condizioni di mercato favorevoli all’abbassamento dei prezzi, anche eliminando l’attuale tetto di potenza pari a 1 MW.
2) Aumentare del 10% le attuali tariffe incentivanti o, in alternativa, per gli impianti di potenza superiore ai 50 KW, eliminare il meccanismo di gara al ribasso.