Non è facile individuare un numero che indichi il fabbisogno di energia di una famiglia; questo dipende fortemente dalle abitudini energetiche: il “verdetto” definitivo lo può dare solo la lettura di un anno di fatture elettriche.
Per esemplificare, si può, in larga massima, affermare che una famiglia media di 3 persone al centro Italia (se non [...]
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Uno Rinnovabile il 26 luglio 2010
Da alcuni anni ormai gli impianti fotovoltaici si stanno diffondendo (siamo vicini ai 1000 MW installati) e, quindi, il pannello fotovoltaico è un oggetto quasi familiare che solo da lontano può essere confuso con un pannello solare termico. Infatti, mentre quest’ultimo è tendenzialmente di colore nero e presenta uno spessore abbastanza elevato (dai 15 ai 20 cm) il pannello fotovoltaico è relativamente sottile (solo qualche centimetro) ed ha colore blu cangiante se è di silicio monocristallino e grigio scuro, se in silicio monocristallino. In questi due casi, poi, si possono distinguere le celle e, quindi, un pannello fotovoltaico in silicio cristallino mostra una superficie divisa in riquadri. Detto che i pannelli in silicio crsitallino sono i più diffusi, esistono moduli in film sottile e/o silicio amorfo che, essendo realizzati non con celle ma con diffusione di materiale fotosensibile, hanno una superficie uniforme all’occhio per lo più di colore grigio scuro.
A parte l’aspetto, quello che differenzia i pannelli fotovoltaici dai pannelli solari termici è il fatto che i primi utilizzano l’energia solare e la convertono direttamente in energia elettrica, mentre i secondi, convertono l’energia solare in energia termica, per lo più riscaldando acqua che circola al loro interno. In buona sostanza, si tratta di due tecnologie diverse per utilizzare la stessa fonte primaria: l’energia solare è trasformata in energia elettrica utilizzando pannelli fotovoltaici mentre è straferita sottoforma di calore ad un fluido nei pannelli solari termici.
Recentemente sono state proposte, a livello di prototipo, soluzioni in grado di effettuare entrambe le conversioni con un unico dispositivo che in pratica, incorpora due pannelli distinti: uno solare termico ed un fotovoltaico. Per incrementare la producibilità di energia, spesso in queste soluzioni si utilizza anche le tecnica della concentrazione solare: utilizzando specchi o lenti, la radiazione solare captata da un determinata superficie, viene concentrata su superfici più piccole dove sono disposte celle fotovoltaiche “evolute” e sistemi di captazione del calore.
Queste soluzioni che, probabilmente, rappresentano una delle più interessanti novità in termini di utilizzo dell’energia solare, comportano un utilizzo minore di materiale fotosensibile e permettono la produzione di energia termica a temperature più facilmente utilizzabili negli impianti realizzati per la produzione di acqua calda sanitaria e/o riscaldamento.
Tornando alle tecniche “convenzionali” per la produzione di energia elettrica dal sole è opportuno precisare che la taglia di un impianto e la potenza di un modulo si misurano in Wp (Watt di picco) per indicare la potenza “nominale” del modulo e dell’impianto: il valore esatto di questo parametro dipende dalle condizioni ambientali. Si deve sapere, infatti, che la potenza dei moduli è data dai costruttori a 25°C e, per un modulo in silicio cristallino, essa decade di circa 4% ogni aumento di temperatura paria 10°C.
Similmente, la potenza di un pannello fotovoltaico non si mantiene costante nel tempo: le attuali tecnologie permettono ai costruttori di garantire un decadimento delle prestazioni dei pannelli cristallini pressoché lineare nel tempo e non superiore al 20% nei 25 anni: in pratica, questo significa che, mediamente, un modulo con queste caratteristiche vede le sue “potenzialità” degradarsi di un fattore pari allo 0,8% annuo.
Una caratteristica interessante degli impianti fotovoltaici è che il livello di manutenzione richiesto è molto basso: non essendo presenti parti soggette ad usura, è provato che il costo annuale di manutenzione di un impianto fotovoltaico varia fra lo 0,5 e l1% dell’investimento sostenuto.
Le installazioni ad oggi realizzate utilizzano per lo più pannelli con celle di tipo mono cristallino e policristallino (generalmente indicati come pannelli in silicio cristallino). Si stanno affacciando da meno tempo sul mercato impianti realizzati con moduli in film sottile, silicio amorfo. Grande aspettative relativamente alla riduzione del costo dell’energia prodotta sono rivolta ai moduli in Tellururo di Cadmio anche se in questo caso, la presenza del Cadmio suscita qualche perplessità vista la pericolosità per la salute umana di questa sostanza quando è libera e non chimicamente legata al tellurio.
A livello di installazioni in Italia (fonte: http://www.ecologiae.com/impianti-fotovoltaici-installazioni-nord-sud/15768/) si riscontra che al 31 dicembre dello scorso anno i pannelli più utilizzati sono quelli in silicio policristallino con una percentuale del 55% sul totale delle installazioni, mentre per il 37% la tecnologia utilizzata per i pannelli è quella a silicio monocristallino; il restante 8% è dato da impianti realizzati con tecnologia a film sottile.
Detti impianti sono installati sia sui tetti di abitazioni che su quelli di capannoni industriali oppure a terra e la loro taglia varia fra i pochi kWp (gli incentivi sono riconosciuti ad impianti di almeno 1 kWp) fino a decine di migliaia di kWp (si parlo in questo caso di MWp megawatt; 1 MWp = 1.000.000 Wp). Non esistono, infatti, in Italia limiti superiori alla taglia dell’impianto.
Uno Rinnovabile il 8 febbraio 2010
Il Gestore dei Servizi Elettrici GSE cambia la modalità per la sottoscrizione della Convenzione in Conto Energia a partire dall’ 11 Gennaio 2010, per snellire la procedura burocratica ed agevolare il produttore nella fase di stipula del contratto.
Rispetto a quanto accadeva prima dell’11 Gennaio 2010 (per accettare la convenzione per la stipula del contratto era necessario collegarsi al portale e stampare la convenzione, firmarla ed inviarla in formato cartaceo al GSE) adesso la convenzione si stipula direttamente sul portale, viene accettata ed è necessaria solo la stampa della Dichiarazione di accettazione della convenzione da inviare in formato cartaceo al Gestore dei Servizi Elettrici.
Secondo la nuova procedura presente sul portale del GSE il Soggetto Responsabile dell’impianto di generazione è tenuto a seguire i seguenti passi :
• Accedere alla sezione “Convenzioni” del portale dedicato alla richiesta degli incentivi utilizzando username e password in suo possesso.
• Selezionare l’impianto per il quale sta richiedendo l’attivazione della convenzione, utilizzando l’apposito menù di ricerca (se in fase di richiesta dell’incentivo non fossero stati inseriti i dati del rappresentante legale relativo a tale pratica oppure i riferimenti bancari del Soggetto Responsabile (SR) , l’applicazione consentirà di farlo);
• Consultazione del testo della convenzione che regola il rapporto contrattuale per l’erogazione dell’incentivo, relativa all’impianto selezionato (dopo aver cliccato sul tasto “Dettagli”);
• accettazione il contenuto della convenzione:
a)nel caso in cui non si rilevassero delle anomalie deve selezionare l’opzione “SI” presente a fine schermate e premere il tasto “Conferma”;
b) nel caso in cui si rilevassero delle anomalie o si volessero presentare osservazioni ai sensi dell’art. 10 bis della Legge 7 agosto 1990, n.241, il SR deve selezionare l’opzione “NO” presente a fine schermata e premere il tasto “Conferma”.
In tale modo si aprirà un’apposita scheda che consentirà al SR di segnalare le difformità o anomalie rilevate; solo dopo la comunicazione da parte del GSE dell’avvenuta risoluzione delle anomalie il SR potrà passare all’attività di cui al punto a);
• stampare e sottoscrizione della “Dichiarazione di accettazione” della convenzione (tale dichiarazione sostituisce la precedente procedura che prevedeva la stampa e la sottoscrizione dell’intera convenzione da parte del SR);
• invio al GSE della Dichiarazione di accettazione sottoscritta, con allegata la fotocopia del documento d’identità in corso di validità del SR (si ricorda che in assenza della fotocopia del documento del SR la convenzione non verrà attivata).
Questa nuova procedura per la stipula del contratto di regolarizzazione dell’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico è un primo passo verso lo snellimento della “burocrazia” ancora oggi troppo presente e faticosa nel campo del fotovoltaico, soprattutto in sede di autorizzazione.
Uno Rinnovabile il 14 dicembre 2009
Siamo all’inizio dei lavori di Copenhagen, dove i grandi della terra dibatteranno sulle soluzioni per salvaguardare il clima del nostro Pianeta e, fra i temi che tratteranno, ci sarà senz’altro quello delle energia rinnovabili.
Nell’augurare loro buon lavoro, si ritiene opportuno fare il punto della situazione delle rinnovabili in Italia e sul potenziale che questo settore ha in serbo per gli anni a venire.
La produzione da parte di fonti rinnovabili di energia ha coperto nel 2008 il 16% del fabbisogno nazionale (per una produzione energetica pari a 58.000 GWh contro un fabbisogno di circa 340.000 GWh), di questa porzione, l’80% è costituito da energia idroelettrica. Questa produzione è stata resa possibile dai 24.000 MW di potenza “rinnovabile” installata che, rispetto al 2007 ha visto aumenti consistenti: +27% di idroelettrico, +10% per le biomasse, +20% per l’Eolico (1000 MW installati nel 2008) e, infine, +400% per il fotovoltaico che arriverà a fine hanno a contare circa 800 MW installati. Questi numeri collocano, l’Italia al quinto posto (dietro a Germania, Svezia, Francia e Spagna) nell’Europa dei 15.
Proprio dal quadro europeo si possono evincere gli sviluppi che le rinnovabili dovranno avere: la direttiva 20-20-20 prevede infatti, fra l’altro, una riduzione del 20% di emissioni di CO2 entro la fine del prossimo decennio e un 20% di produzione di energia da fonte rinnovabile. Negli obiettivi del Governo Italiano, entro il 2015 il mix di produzione energetica, per quanti attiene all’energia elettrica, dovrà essere 50% da fonti fossili, 25% da fonte nucleare, 25% da fonti rinnovabili.
Questi dati significano che in Italia dovranno essere installati NON MENO di 20.000 MW di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, ad una media di 2.000 MW l’anno, per un investimento complessivi stimabile ad oggi in 50 MILIARDI DI EURO (esclusa IVA al 10%).
L’aspetto confortante è che questo pare proprio fattibile: se si tiene conto dei dati sopra detti, solo sommando eolico e fotovoltaico installati nel 2008 si arriva a 1.800 MW.
Con gli incentivi attuali, 100 kW di eolico permettono di ricavare 60.000 Euro/anno con un tempo di ritorno dell’ investimento (stimato in 500.000 Euro, di cui il 20% in proprio ed resto con capitale preso in prestito), in circa 4 anni e con rendimenti del capitale investito che raggiungono il 12,5%. Per quanto riguarda il fotovoltaico, è già stato pubblicato un articolo dove si evidenziano rendimenti variabili fra il 16% ed il 21%
I problemi che devono essere rimossi sono, ed è questo l’aspetto maggiormente negativo, quelli storici del sistema Italia:
1) Burocrazia ed autorizzazioni
Il frazionamento delle competenze autorizzative fra Regioni, Provincie Comuni rallenta i tempi per la realizzazione degli impianti. Principali responsabili, sono, tuttavia, le regioni, che non hanno sistemi autorizzativi omogenei fra di loro. Anche in occasione della procedura di Autorizzazione Unica, le complicazioni introdotte, la quantità di soggetti chiamati in causa, la quantità di documentazione richiesta, barriere normative, fanno si che i 180 giorni previsti diventino molti di più comportando, purtroppo spesso la mancata realizzazione di impianti.
Non solo: in regioni “appetibili” per gli investitori, quali, ad esempio, Puglia e Sicilia, si sono già manifestati problemi legati alla capacità della rete elettrica di distribuzione e trasporto a fare fronte alla crescita della capacità produttiva locale. Le pesantezze burocratiche rallentano anche lo sviluppo delle infrastrutture di cui le rinnovabili necessitano.
2) Industria manifatturiera mai sviluppata
Per quanto riguarda l’eolico, le industrie italiane agli inizi degli anni ’90 erano all’avanguardia ma ad oggi non detengono più questa posizione, i leader sono ora i Danesi perché negli anni passati proprio in nei paesi scandinavi sono stati realizzati molti impianti eolici, a differenza di quanto succedeva in Italia. Il panorama nel settore fotovoltaico non è diverso, l’unica differenza è che una leadership dell’industria italiana non c’è mai stata. In merito, gli addetti ai lavori possono avere riscontrato negli ultimi due anni l’aumento delle industrie spagnole nelle fiere del settore, mentre esse non erano presenti affatto prima che fosse varato un conto energia in Spagna.
Senza entrare nel merito, sottolineiamo che un impianto per la produzione di moduli in silicio amorfo è assimilato in Italia ad un stabilimento chimico ed i tempi di autorizzazione di un tale impianto sono, in pratica, di circa tre anni.
3) Incentivi e politiche di indirizzo
La differenziazione degli incentivi per la varie fonti rinnovabili e la loro entità sono alla base del rendimento attribuibile all’investimento. È evidente, quindi, che la valorizzazione dell’incentivo piloterà, almeno fino a quando le rinnovabili non produrranno energia elettrica a costi “di mercato”, la tipologia di impianto che gli investitori tenderanno a realizzare. In aggiunta l’aspetto incentivi va inserito in un contesto congiunturale di scarsa disponibilità di denaro pubblico. In merito la componente tariffaria A3 che ciascuno di noi paga in bolletta elettrica ammonta ad oggi a 2.900 Milioni di Euro annui, che restano però solo 1.200 Milioni escludendo le fonti assimilate del CIP6 … I CIP6 e le assimilate sono un’altra triste storia italiana e tutte le volte che qualche governo a provato a porre rimedio i grossi gruppi petroliferi che il massimo vantaggio traggono dai CIP6 sono sempre riusciti a bloccare interventi correttivi.
Per esempio, la legge istitutiva prevede un aggiornamento annuale del valore del Cip6 sulla base del miglioramento tecnologico. Ogni volta che l’Autorità ha tentato di aggiornare (e così ridurre) questo valore, c’è stata una levata di scudi dei produttori di “assimilate”. Alla fine l’Autorità si è arresa. Di fatto, ad oggi, oltre il 7% dell’importo della bolletta elettrica è utilizzato per finanziare impianti di incenerimento che bruciano scarti di raffineria e di lavorazioni industriali, plastica dai rifiuti urbani e assimilati e molte altre sostanze inquinanti.
In relazione a quanto sopra, non pare ammissibile che i detrattori delle rinnovabili utilizzino come argomento avverso il fatto che esse devono essere incentivate: 800 MW di fotovoltaico ad un prezzo medio di 5000 Euro/KW costituiscono un volume di 4 Miliardi di Euro, a cui corrisponde un aliquota IVA del 10%, ossia pari a 400.000 Milioni di Euro, che per gli impianti al servizio delle abitazioni non è detraibile da parte del soggetto responsabile: forse anche questo è un contributo alle casse dello Stato.
Uno Rinnovabile il 9 dicembre 2009
Con l’avvento delle incentivazioni degli impianti fotovoltaici, prima nel 2005, e poi nel 2007, si è verificata una lenta, se comparata con altri paesi europei, ma costante diffusione degli impianti fotovoltaici.
L’ultima versione del “Conto Energia” ha premiato con tariffe incentivanti maggiori, l’integrazione degli impianti negli edifici, si tratta di una politica di indirizzo implicita nel decreto ministeriale del 19 febbraio 2007 che per parola stessa dei sui estensori vuole privilegiare la realizzazione di impianti in grado di produrre energia laddove essa possa anche essere consumata. Meno l’energia “viaggia” sulla rete, meno se ne disperde: la stessa cosa nota per il sistema idrico!
Pare che questa impostazione sarà mantenuta anche nella ridefinizione delle tariffe incentivanti che saranno in vigore dal 2011 in poi.
In questa ottica gli impianti integrati architettonicamente si sono sviluppati e diffusi sul territorio in modo prevalente rispetto a quelli a non integrati e/o a terra. Questo, ad esempio, differenzia lo sviluppo del fotovoltaico in Italia, rispetto alla Spagna, dove l’incentivazione ha portato prevalentemente, alla realizzazione di grandi centrali.
La realtà italiana pare, quindi, già allineata con le politiche sempre più spesso citate del Presidente USA, Barak Obama, che, nel settore, hanno come baricentro la riqualificazione energetica delle abitazioni statunitensi a la realizzazione delle smart-grid.
Ancora una volta ci si trova di fronte ad una grande opportunità: se si considera la tradizione architettonica italiana, si possono intravedere grandi opportunità di sviluppo per la filiera fotovoltaica, in combinazione a quella edilizia: il concetto è quello di pensare non più ad un impianto fotovoltaico montato “sopra” ad un tetto, ma pensare ad un “sistema unitario” in cui il “guscio” energeticamente efficiente è compenetrato dal sistema attivo di approvvigionamento energetico e, elemento non secondario, di gestione dell’energia.
Nello specifico del fotovoltaico, quindi, non tanto e non solo pannelli sempre meglio integrabili architettonicamente, ma apparati di autoproduzione di energia sinergicamente compatibili con gli altri componenti del “sistema” abitazione.
Un ragionamento di questo tipo significa attivare nuovi modi di progettare, nuovi prodotti per l’edilizia, case intelligenti oltre che energeticamente efficienti. L’attuazione del ragionamento passa attraverso, tanto per cambiare, il dialogo: tecnici, probabilmente ingegneri ed architetti soprattutto, che, unendo tecnologia e design potranno senz’altro essere i principali attori di un ulteriore salto di qualità auspicalmente supportato dalla classe imprenditoriale del paese.
Uno Rinnovabile il 3 dicembre 2009
Premettiamo con un po’ di verbosità che uno dei parametri economici con cui si misura la bontà di un investimento è identificato con l’acronimo (inglese) IRR sta per Internal Rate of Return che, in italiano diventa TIR = Tasso interno di Rendimento. Indipendentemente dal nome, questo è il parametro che identifica il tasso di interesse che porta ad avere un Valore Attuale Netto uguale a 0. In modo molto sintetico e schematico, se un progetto porta ad avere un IRR od un TIR maggiore del costo del capitale allora il progetto è conveniente. Ovviamente, qualsiasi investimento, nell’ottica di un progetto finananziario, deve essere verificato confrontandolo con i rendimenti di eventuali altri strumenti finanziari che presentano lo stesso grado di rischio.
I primi esempi di investimenti che possono venire in mente, sono quelli di tipo azionario, obbligazionario, futures eccetera; non è questa la sede, per dibattere sul grado di rischio di questi investimenti, certamente quello relativo ad un impianto fotovoltaico è basso vista la disponibilità della sorgente primaria, che, da questo punto di vista, avvantaggia questo tipo di soluzione rispetto, ad esempio altre operazioni nel settore delle rinnovabili. Infatti, il fotovoltaico non pone nemmeno il problema di assicurarsi l’approvvigionamento, della materia prima per la produzione dell’energia elettrica.
È di questo giorni un servizio sul periodico “Capital” che si è posto la domanda di quanto sia il rendimento degli investimenti nel settore delle rinnovabili, rivolgendo la domanda a Matteo Tempia, investment manager di Atmos, holding italiana che opera nel settore degli investimenti nel settore delle rinnovabili.
I parametri che sintetizzano l’operazione legata all’installazione di 1 MWp fotovoltaico a terra sono di sicuro interesse:
- Utile netto in 20 anni 1,62 volte l’investimento iniziale;
- IRR (o TIR) pari a 12%.
Il rendimento dell’investimento è certamente interessante, ma diventa, ci si conceda il termine, entusiasmante nei du casi seguenti:
- impianto parzialmente integrato – IRR = 16,5%
- impianto totalmente integrato - IRR = 21%
Ecco come sono stati dedotti i numeri citati.
Per quanto attiene al fotovoltaico, i parametri fanno riferimento ad un impianto da 1MWp realizzato ad un costo pari a 3.658 Euro/kWp, oggi realistico ma ben inferiore, a quello pensabile solo pochi mesi fa.
Ecco un primo aspetto importante:
il costo per kWp installato di un impianto fotovoltaico, si è fortemente ridotto, soprattutto per impianti di grande taglia.
Nella presentazione del progetto finanziario, si fa poi riferimento ad un equity del 20%, ossia pari a 731.793 Euro.
Al di là delle dichiarazioni di facciata, il secondo aspetto interessante è il seguente:
ad oggi è possibile contare su una leva finanziaria che non supera l’80% dell’investimento, rispetto al 90% su cui era possibile “contare” fino a qualche tempo fa (2008). Una maggiore difficoltà di accedere al credito che, per chi ci riesce, permette tuttavia di operare con indebitamenti e, quindi, costi minori.
Nella tabella presentata sul periodico si riportano infatti questi dati: finanziamento 80% pari a 2.927173 Euro, interessi passivi cumulati per 20 anni 2.073.234 Euro.
Ulteriore elemento di riflessione sui dati dell’articolo di Capital è il fatto che la proiezione finanziaria è sviluppata stimando una producibilità dell’impianto pari a 1250 MWh. In pratica, si stimano 1250 kWh/kWp, ossia valori che il GSE indica compatibili con le zona italiane del centro nord.
In buona sostanza, il progetto finanziario di cui si sta parlando, correttamente non fa riferimento a producibilità “stratosferiche” sovente utilizzate in modo improprio dai commerciali d’assalto del settore, ma piuttosto a parametri ragionevolmente e tecnologicamente conseguibili.
La produzione stimata moltiplicata per la tariffa incentivante assegnata agli impianti non integrati (ossia la più bassa) dal DM 19 febbraio 2007, pari a 352,8 Euro/kWh e poi moltiplicata per un prezzo medio di vendita di 90 Euro/kWh, porta a calcolare un totale di ricavi in 20 anni pari a 10.326.713 Euro, numero ottenuto, tenendo conto di un decadimento dello 0,08% della resa dei moduli fotovoltaici.
A questo punto lo sviluppo economico dell’impianto mostra un costo annuale per manutenzione ordinaria, straordinaria, vigilanza assicurazione, amministrazione pari a 2.744.873 Euro, ossia pari al 27% del valore della produzione. I ricavi netti risultanti prima delle tasse ammontano a 1.849.640 Euro, da cui, detratte imposte per 664.776 Euro, si ricava un utile netto pari a 1.184.864 Euro.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
Una importante novità che è entrata in vigore dal 2008 per quanto attiene ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili è la possibilità di acceso al meccanismo di scambio sul posto per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili di potenza media annua fino a 200 kW entrati in esercizio in data successiva al 31 Dicembre 2007 (Delibera ARG/elt 1/09).
A questo fattore innovativo si aggiunge anche quanto previsto nella delibera ARG/elt 74/08 che è entrata in vigore il 1 Gennaio 2009 ed ha definito un nuovo meccanismo di scambio sul posto.
Mentre il vecchio sistema noto “in gergo” con il nome net-metering si basava su un conteggio differenziale fra i kWh immessi in rete e quelli prelevati, il nuovo meccanismo si basa su una valorizzazione economica dell’energia elettrica immessa e di quella prelevata.
In pratica, il nuovo sistema prevede la compensazione tra il valore associabile all’energia elettrica immessa in rete ed il valore associabile all’energia elettrica consumata, anche in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. In questa operazione si tiene conto, da una parte, della valorizzazione dell’energia immessa nei limiti del valore dell’energia elettrica complessivamente prelevata (al netto delle tasse e degli oneri per l’accesso alla rete) e, dall’altra, degli oneri per l’accesso alla rete, nei limiti della quantità di energia elettrica scambiata.
In effetti, nel caso delle fonti rinnovabili, il GSE, alla luce del nuovo meccanismo di scambio sul posto è tenuto a restituire le componenti variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, agli oneri generali (componenti A e UC) e al dispacciamento.
Il contributo in conto scambio “di acconto” viene erogato dal GSE trimestralmente (calcolato sulla base dei dati di misura dell’energia elettrica in immissione e prelievo risultanti ai gestori di rete e sulla base dell’onere in prelievo stimato secondo un prezzo di riferimento), e una volta l’anno a conguaglio.
La stessa delibera, inoltre, prevede che il GSE riconosca al Soggetto Responsabile dell’impianto incentivato un credito economico in € (e non in kWh) qualora a fine anno il saldo tra energia immessa e prelevata sia positivo. Tale credito va in accumulo di anno in anno e non ha scadenza temporale (a differenza di quanto previsto dalla precedente Delibera 28/06 il cui credito in kWh scadeva dopo 3 anni).
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
La scelta tra tariffa onnicomprensiva e certificati verdi deve essere effettuata al momento della richiesta al GSE di qualifica IAFR (Impianto Alimentato a Fonti Rinnovabili). Si osserva che, esclusivamente per impianti collegati alla rete di distribuzione, prima della fine del periodo di incentivazione, è consentito un solo passaggio da un sistema incentivante all’altro e, in tal caso, la durata del periodo di diritto al nuovo sistema incentivante è ridotta del periodo già fruito con il precedente sistema.
La maggiore o minore convenienza di uno dei sistemi incentivanti non può essere stabilita in maniera univoca poiché le variabili che influenzano la valorizzazione finale dell’energia prodotta sono molte.
Come anche avviene in altri casi nel settore delle rinnovabili è assolutamente indispensabile avvalersi del supporto di figure professionali qualificate, per effettuare un valutazione a priori di tutti i fattori che condizionano la resa tecnica ed economica della soluzione che si vuole intraprendere.
In linea di larga massima, l’analisi delle principali differenze tra tariffa onnicomprensiva e certificati verdi, permette al produttore di avere una prima idea di quale sia la forma di incentivazione che più si adatta alle sue esigenze ed ottimizza l’energia prodotta dall’ impianto.
A tale scopo si devono prendere in considerazione i seguenti punti:
- la tariffa onnicomprensiva incentiva la sola energia elettrica immessa in rete;
- solo il meccanismo dei certificati verdi è compatibile con lo scambio sul posto;
- il prezzo di scambio dei certificati verdi e quello di vendita dell’energia elettrica variano nel tempo mentre la tariffa onnicomprensiva è fissa. In quest’ultimo caso si possono stimare con accuratezza le entrate future, mentre nel primo caso è più complesso fare delle le previsioni poiché queste sono influenzate dall’incertezza connessa al prezzo di vendita del “titolo” certificato verde.
A chiarimento di questo, vengono confrontate le entrate generate dai due possibili scenari di incentivazione sopra descritti (Tabella 4), applicando il calcolo ad un impianto di cogenerazione da 1MW alimentato a biomassa cellulosica prodotta in filiera corta funzionante per circa 8.000 h/anno. Nel confronto proposto si sono assunti i coefficienti moltiplicativi e la tariffa onnicomprensiva riportati nelle Tabelle 1 e 2 e si è assunto un valore costante del prezzo dei certificati verdi, pari a quello attuale.
Riferendoci ai risultati dell’esempio, nell’ipotesi di cui al periodo precedente, a parità di energia elettrica immessa in rete, ad oggi la tariffa onnicomprensiva valorizza maggiormente l’energia prodotta: chiaramente, la tariffa onnicomprensiva risulta tanto più conveniente quanto maggiore è l’energia immessa in rete rispetto all’autoconsumo visto che è solo questa ad essere incentivata.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
La Legge Finanziaria 2008 ha introdotto il meccanismo d’incentivazione noto come “tariffa onnicomprensiva”. Con questo meccanismo, sono incentivabili impianti che producono energia da fonte rinnovabile di potenza superiore ad 1 kWe, con esclusione di quelli fotovoltaici che hanno un meccanismo incentivante dedicato.
Il sistema della “tariffa onnicomprensiva” può essere scelto come alternativa ai certificati verdi per una certa tipologia di impianti analoga a quella dei certificati che producono energia elettrica da fonte rinnovabile ed hanno potenza inferiore ad 1MWe. Questa taglia si riduce a 200 kW nel caso di impianti eolici.
Se sussistono queste condizioni, il produttore, può chiedere che il suo impianto sia incentivato tramite una tariffa fissa onnicomprensiva che riconosce una certa cifra per ciascun kWhe immesso in rete. In Tabella 2 è riportato il valore della tariffa onnicomprensiva riconosciuto a ciascun tipo di fonte rinnovabile, così come specificato nella Legge Finanziaria 2008.
La tariffa di cui alla Tabella 2:
- viene erogata per un periodo di 15 anni a valore costante in funzione della fonte rinnovabile utilizzata;
- accorpa sia il valore dell’incentivo (inteso come € corrisposto ad ogni kWhel rinnovabile immesso in rete) sia il valore della vendita dell’energia elettrica immessa in rete.
Il dispositivo legislativo prevede che i valori della tariffa onnicomprensiva possano essere variati, ogni tre anni, con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, rimanendo poi comunque costanti per il periodo di erogazione dell’incentivo. Le future variazioni dovranno in ogni caso assicurare la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione dello sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili secondo i concetti già espressi in merito ai certificati verdi.
Per quanto attiene alla cumulabilità degli incentivi, il Decreto Legislativo 18 Dicembre 2008, non solo rimanda all’articolo della Finanziaria 2008 in cui viene sottolineato che: “la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2008, ha diritto di accesso agli incentivi sopra descritti a condizione che i medesimi impianti non beneficino di altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto energia, in conto capitale o in conto interessi con capitalizzazione anticipata”, ma, inoltre, specifica che “…per gli impianti alimentati da biomasse di filiera i certificati verdi e la tariffa fissa onnicomprensiva sono cumulabili con altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto capitale o conto interessi con capitalizzazione anticipata, non eccedenti il 40% del costo dell’investimento..”.
In questo caso è consentito l’uso di una percentuale massima pari al 20% di biomasse non da filiera.
Nello specifico con biomasse di filiera si intendono “le biomasse ed il biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali…oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall’impianto che li utilizza per produrre energia elettrica.”
Un discorso a parte deve essere fatto per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta da biomassa da filiera.
Ad oggi si è ancora in attesa del Decreto del Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali, attraverso cui sarà possibile definire in maniera univoca se la biomassa utilizzata in un impianto per la produzione di energia elettrica è classificabile come biomassa da filiera ai fini dell’incentivazione.
In questo periodo di transizione, il GSE applicherà all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse da filiera, così come definite nel DM 18 Dicembre 2008, il coefficiente moltiplicativo di 1,1 per i certificati verdi e la tariffa di 0,22 €/kWh in caso di tariffa onnicomprensiva.
In seguito all’emanazione del decreto di cui sopra, il GSE procederà in entrambi i casi al conguaglio per tutti quegli impianti che dimostreranno la rispondenza delle biomasse utilizzate alle disposizioni del decreto stesso.
Uno Rinnovabile il 12 novembre 2009
Anche dopo l’entrata in vigore della Finanziaria 2008, il cosiddetto “Conto Energia”, o meglio, il Decreto Ministeriale 19 Febbraio 2007, rimane l’unico meccanismo di incentivazione del fotovoltaico; si può optare per il meccanismo dei certificati verdi solo per gli impianti fotovoltaici che hanno presentato la richiesta di autorizzazione unica entro la data di entrata in vigore della Legge Finanziaria 2008 (31/12/2007).
Il DM sopra citato, garantisce per un periodo ventennale ai Soggetti Responsabili di impianti fotovoltaici di potenza superiore ad 1 kW entrati in esercizio a partire dal 1° Gennaio 2009, una tariffa incentivante articolata secondo i valori (€/kWh) riportati in Tabella 5. I valori riportati sono validi per gli impianti che sono stati e saranno allacciati alla rete nell’anno 2009. Dette tariffe saranno ridotte di un 2% per gli impianti che saranno allacciati alla rete nel 2010 e dovranno poi essere ridefinite per gli anni 2011 e successivi.
Rispetto a quanto ormai noto anche in passato, in data 17 Novembre 2008, con Delibera 161/08, L’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) ha esteso il regime di incentivazione anche ad impianti fotovoltaici costituiti da più sezioni con diverse caratteristiche di integrazione architettonica, fermo restando che il Soggetto Responsabile sia unico e che ciascuna sezione d’impianto sia dotata di una propria apparecchiatura di misura (in precedenza si riconosceva all’impianto nel suo insieme la tariffa incentivante minore). Nel momento in cui viene richiesta la tariffa incentivante per la prima sezione dell’impianto, dovrà essere specificato anche il numero totale di sezioni di cui l’impianto sarà composto e la sua potenza nominale complessiva. Ovviamente anche il parallelo alla rete potrà essere fatto in tempi distinti per ciascuna sezione, nel rispetto del limite massimo di due anni dalla data di entrata in esercizio della prima.
Ulteriore novità è stata introdotta il 2 Marzo 2009, in occasione dell’emanazione di un decreto esplicativo in cui viene sottolineato che hanno diritto alle tariffe incentivanti anche impianti in cui siano utilizzati componenti precedentemente utilizzati in altri impianti purchè questi, non abbiano avuto accesso ad altri incentivi.
Tutti gli impianti fotovoltaici, indipendentemente dal soggetto responsabile, aggiungono ulteriori benefici economici a quelli derivanti dalla tariffa incentivante; essi sono:
- autoconsumo (parziale o totale);
- scambio sul posto con la rete elettrica;
- cessione in rete dell’energia non consumata.
Per la precisione, la cessione in rete e lo scambio sul posto sono fra loro alternativi, infatti il soggetto responsabile deve optare per una delle sue opzioni in sede di domanda di connessione, ossia prima della realizzazione dell’impianto fotovoltaico.
I benefici derivanti dall’autoconsumo sono più che ovvi: la quota parte di energia consumata, non viene prelevata dalla rete provvedendo così a ridurre i costi in fattura elettrica del soggetto responsabile
Lo scambio sul posto, permette di valorizzare l’energia prodotta in eccedenza secondo le modalità accennate al paragrafo precedente; mentre la cessione in rete dell’energia in eccesso o di tutta l’energia prodotta aggiunge un’entrata in moneta che si assomma a quella percepita come incentivo, a sua volta percepito su tutta l’energia prodotta.
La vendita dell’energia prodotta può avvenire sia direttamente che indirettamente. Nel primo caso si parla di vendita indiretta poiché, ai sensi della Delibera AEEG n. 280/07, il soggetto che acquista l’energia immessa in rete è il GSE: a tal fine il soggetto Responsabile dell’impianto stipula con lo stesso GSE una convenzione di ritiro dedicato, indipendentemente dalla rete alla quale l’impianto è connesso. Al momento della stipula, il produttore deve specificare se desidera che il valore dell’energia immessa in rete venga quantificato in base al prezzo orario zonale oppure se desidera essere retribuito in base ai prezzi minimi garantiti (riportati nell’esempio di Tabella 4) che vengono riconosciuti dal GSE limitatamente ai primi 2 milioni di kWh immessi su base annua. Ulteriori dettagli sulla valorizzazione dell’energia immessa in rete sono reperibili sulla “Guida al Conto Energia – edizione n.3 Marzo 2009” redatta dal GSE ed all’art. 6 della Delibera AEEG 280/07.
Per l’energia eccedente i 2.000.000 di kWh annui il prezzo è pari a quello di cessione dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato.
La vendita “diretta” dell’energia può avvenire invece attraverso la vendita in borsa, previa iscrizione del produttore al mercato dell’energia elettrica, o ad un grossista ed è caratterizzata non solo da costi di accesso piuttosto elevati ma anche da una complessità non indifferente, che la rende quindi sensatamente attuabile solo nel caso di grandi impianti di produzione.
Incentivi “dedicati” per le strutture pubbliche
Un importante novità introdotta dalla Finanziaria 2008 riguarda le strutture pubbliche: se il Soggetto Responsabile di un impianto è un Ente Locale, indipendentemente dalle caratteristiche architettoniche dell’installazione, a detto impianto sarà riconosciuta la tariffa incentivante massima, ossia quella che spetta agli impianti integrati architettonicamente.
Ulteriori facilitazioni sono previste per le scuole, sia pubbliche che private, e per le strutture sanitarie pubbliche: si tratta infatti degli unici soggetti aventi diritto agli incentivi previsti dal Conto Energia anche qualora per la realizzazione dell’impianto abbiano ricevuto contributi a fondo perduto in misura superiore al 20% dell’investimento.
Bibliografia
- GSE “Guida al Conto Energia – edizione n.3 Marzo 2009”
- Decreto Ministeriale 2 Marzo 2009;
- Delibera AEEG 10/09;- Delibera AEEG 1/09;
- Delibera AEEG 74/08
- Decreto Ministeriale 18 Dicembre 2008;
- Delibera AEEG 161/08;
- D. Lgs. 24 Dicembre 2007 n. 244 (Finanziaria 2008);
- D. Lgs. 27 Dicembre2006 n. 29 (Finanziaria 2007);
- Legge 29 novembre 2007 n°222;
- Delibera AEEG 280/07;
- Delibera AEEG 90/07;
- Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 (Conto Energia);
- Delibera AEEG 28/06;
- D. Lgs. 79/99 (Decreto Bersani).
