1. MERCATO
ITALIANO
DELL’ENERGIA
ELETTRICA
Oltre la grid parity
ISBN: 978-88-907760-0-7
Editore: enmoveme
Autori: Umberto De Martinis, Felice Lucia, Laura Crisci
Anno: ottobre 2012
Mastergem 23/01/2012

2. 1. Politiche energetiche
2. Mercato dell’energia elettrica
3. Sviluppo della rete elettrica
4. Incentivi per la produzione di energia
elettrica da fonte rinnovabile
5. Valutazione degli investimenti in impianti a
fonte rinnovabile
6. Grid parity

3.  EUROPA
Piano 20 20 20 Pacchetto clima-energia
Direttiva 2009/28/CE
Energy Roadmap 2050
 ITALIA
Piano d’Azione Nazionale (PAN)
D. lgs. 28/11
Burden sharing
Piano strategico per il triennio 2012-2014
Strategia energetica nazionale (SEN)

4. Piano 20 20 20 Pacchetto clima-energia (2008)
Obiettivo: ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra, portare al
20% il risparmio energetico e aumentare al 20% il consumo di fonti
rinnovabili (rispetto al 1990) e il 10% sull'uso di bio-combustibili.
Sei le misure proposte: Sistema di scambio di quote di emissione,
Ripartizione degli sforzi di riduzione tra gli Stati membri, Cattura e
stoccaggio di CO2, Promuovere le energie rinnovabili, Riduzione del
CO2 delle auto, Riduzione dei gas a effetto serra nella ciclo di vita dei
combustibili.
Direttiva 2009/28/CE (2009)
Fissa obiettivi vincolanti per ogni paese membro in termini di quota di
energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia.
Tale obiettivo per l’Italia è fissato pari al 17%.
Energy Roadmap 2050 (2009-2011)
Si esaminano diversi scenari finalizzati a conseguire una riduzione
(rispetto al 1990) dell’80% delle emissioni di gas a effetto serra che
comportano un calo dell’85% delle emissioni di CO2 legate all’energia,
entro il 2050.

5. Emissioni di gas serra dell'UE - verso una riduzione interna dell'80%
(fonte: COM(2011)0885)

6. PAN-Piano d’Azione Nazionale (2010)
Illustra la strategia nello sviluppo delle FER e disegna le principali linee d’azione per ciascuna
area di intervento (Elettricità, Riscaldamento - Raffreddamento e Trasporti) sul consumo
energetico lordo complessivo. Per conseguire l’obiettivo nazionale , opera su due fronti: la
riduzione del Consumo Finale Lordo (CFL) e l’incremento dell’impiego delle FER. Prevede
che il CFL al 2020 sia pari a 133 Mtep e conseguentemente l’obiettivo del 17% richiede uno
sviluppo delle FER pari a 22,6 Mtep.
D. lgs. 28/11 (2011)
Recepimento della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti
rinnovabili.
Burden sharing (2012)
Il DM 15 marzo 2012 definisce, per ciascuna regione e provincia autonoma, i valori di CFL e
quindi gli obiettivi di sviluppo delle FER all’anno 2020 e negli anni intermedi.
Piano strategico triennio 2012-2014 (AEEG 2012)
Linee d’azione del processo di decarbonizzazione della produzione di energia elettrica:
Regolazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica; La transizione
verso un nuovo di paradigma di mercato all’ingrosso dell’energia elettrica; Aumento della
capacità del sistema elettrico di gestire variazioni di offerta e di domanda; Adeguatezza della
capacità di generazione anche a fronte della crescente quota di produzione da fonti
energetiche intermittenti; Miglioramento degli attuali sistemi di tutela di prezzo per i
consumatori domestici e per le piccole imprese; Rafforzamento del meccanismo dei titoli di
efficienza energetica .
SEN - Strategia energetica nazionale (consultazione 2012)
Il documento delinea un mix d’interventi sia nel settore della green economy (rinnovabili,

10. Il mercato elettrico all’ingrosso è composto dal mercato del giorno prima (DA day ahead),
dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali idonei possono vendere/acquistare energia
elettrica per il giorno successivo ; dal mercato infragiornaliero (ID intra day), dove i
produttori, i grossisti ed i clienti finali possono modificare i programmi di immissione/prelievo
determinati su DA e dal mercato per il servizio di dispacciamento, sul quale Terna S.p.A si
approvvigiona dei servizi di dispacciamento necessari alla gestione ed al controllo del
sistema elettrico, che si articola in fase di programmazione (MSD ex-ante) e Mercato del
Bilanciamento (MB).

11. Il sistema elettrico
ATTOR
FUNZIO I
NI
REGOLATO
RI

12. Sicurezza del sistema
Il dispacciamento è il servizio che copre in ogni istante l'equilibrio tra la domanda e l'offerta di energia
elettrica.
Garantire la sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale si traduce in servizi (ancillari) il cui obiettivo è di
mantenere entro limiti prefissati la probabilità di interruzione del servizio e contenere al massimo le
conseguenze negative dei disservizi qualora si verifichino.
I servizi ancillari includono tutti i servizi che si rendono necessari nel momento in cui l’energia elettrica
viene immessa in rete: regolazione primaria di frequenza, regolazione di tensione, riaccensione, ecc.
Prevenire e contenere il rischio di disservizio significa per Terna effettuare una programmazione
preventiva dell’esercizio
Nel mercato dei servizi ancillari, prima della fase di bilanciamento (che si svolge prima della chiusura delle
contrattazioni sui mercati all’ingrosso), utilizzata per risolvere possibili squilibri del sistema dovuti
principalmente a fuori servizio degli impianti e a relativamente modeste variazioni della domanda rispetto
alle previsioni (chiamando i generatori a modulare in aumento o diminuzione le proprie immissioni per
risolvere eventuali congestioni di rete), il Gestore del sistema provvede all’approvvigionamento di
riserva di capacità da utilizzare per mantenere il sistema in equilibrio.
La scarsa prevedibilità della produzione rinnovabile (capacità intermittente e non programmabile) fino a
pochi istanti prima della consegna dell’energia richiede una più elevata capacità di riserva nella fase di
programmazione, con una quota sempre maggiore di capacità flessibile (da fonti tradizionali) mantenuta
inutilizzata per fornire capacità di riserva.
Si rende necessario di un meccanismo di remunerazione della capacità produttiva (introdotto in Italia
con il Decreto Sviluppo), tramite la creazione di appositi mercati o meccanismi incentivanti, utilizzato in
particolare per mantenere in esercizio impianti obsoleti non più remunerativi (garantendo la copertura dei
costi fissi ), ma ancora essenziali per coprire picchi di domanda.

13. Regolazione tariffaria

14. Generazione centralizzata Generazione distribuita
GD: l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MW e connessi, di norma,
alla rete di distribuzione.
La GD determina un impatto della sulle reti elettriche di distribuzione in media e bassa tensione, in riferimento
alla regolazione della tensione, all’incremento del valore della corrente di guasto ed alla selettività delle
protezioni.
Nel mercato liberalizzato, l’applicazione del modello radiale costituisce inevitabilmente una barriera allo
sviluppo. Emergono dunque due esigenze prioritarie: come favorire le generazione di energia elettrica
da FER tipicamente caratterizzata da discontinuità produttiva, piccole taglie e localizzazione decentrata,
e come far partecipare anche i piccoli impianti o i carichi di modesta entità al bilanciamento della

15. Per risolvere questi problemi nell’immediato sono state prese misure regolatorie
volte a prescrivere determinati requisiti agli inverter e alle protezioni di
interfaccia (GD che si adatta alla rete radiale). Per eliminare gli ostacoli allo
sviluppo della GD è necessario trasformare le reti in smart grid (reti
intelligenti) mediante l’ausilio dell’ICT e dello storage.
Una smart grid è una rete attiva con molti nodi, la cui struttura combinata
all’utilizzo delle tecnologie intelligenti, è capace di bilanciare e ridistribuire i
flussi di produzione delle diverse fonti, compensando automaticamente gli
sbalzi che possono portare a black-out. La rete dovrà assicurare, mediante
comunicazione interna, automazione digitale diffusa , software per il
bilanciamento delle tensioni e centri di controllo, la stessa identica stabilità di
prima, prevedendo in tempo e poi correggendo ogni variabilità in pochi
secondi. Può definirsi attiva una rete che non svolge la sola funzione passiva
di alimentare gli utenti finali. L’intelligenza rappresenta dunque il fattore
cruciale nell’adeguamento delle attuali reti di trasmissione e distribuzione
elettrica.
I sistemi di accumulo svolgono un ruolo strategico nei Sistemi Elettrici:
disaccoppiamento temporale tra produzione ed utilizzo dell’energia da fonti
rinnovabili; consentono di immettere in rete l’energia prodotta secondo un
profilo prevedibile; differimento degli investimenti di rete; gestione delle
congestioni (riducono le perdite di produzione per congestioni di rete); servizi
alla rete: riserva, bilanciamento, regolazione di frequenza e di tensione;
riaccensione del sistema; gestione dei picchi di carico (peak shaving),
permettendo di dimensionare la rete sulla potenza media; gestione ottimizzata

16.  FOTOVOLTAICO
Dm Sviluppo economico 5 luglio
2012 (V conto energia)
 FER ELETTRICHE DIVERSE
DAL FOTOVOLTAICO
Dm Sviluppo economico 6 luglio
2012
Concetti di base:
1) Bando con limiti e scadenze
2) Impianti e proponenti devono rispondere a precisi requisiti per l’accesso
3) Limiti di cumulabilità degli incentivi

17. V CONTO ENERGIA
Il DM 5 luglio 2012 si applica agli impianti entrati in esercizio
a partire dal 27 agosto 2012 e cesserà di applicarsi 30 giorni
dopo il raggiungimento di un costo indicativo annuo cumulato
degli incentivi pari a 6,7 Mld €/anno.

19. DM FER ELETTRICHE

22. Per ciascuna fonte, tipologia e classe di potenza è
stabilita una Tariffa Base Incentivante che
include sia l'incentivo sia la valorizzazione
economica dell’energia immessa in rete (prezzo
zonale dell'energia immessa in rete).
Alla Tariffa Base Incentivante si possono aggiungere
specifici premi come per gli impianti: a
bioenergie, cogenerativi ad alto rendimento, che
diano luogo a specifiche riduzioni delle emissioni
di gas serra, geotermoelettrici con reiniezione
del fluido geotermico e con emissioni nulle
Gli impianti > 1 MW di potenza possono richiedere
solo l’incentivo.
Gli impianti sino a 1 MW di potenza possono
richiedere, in alternativa al solo incentivo, il
rilascio di una tariffa onnicomprensiva
corrispondente alla Tariffa Base incentivante più
l'eventuale premio.

23. Requisiti per l’iscrizione alle aste
- titolo autorizzativo o, del titolo concessorio qualora si tratti di impianti:
idroelettrici, geotermoelettrici ed eolici off shore.
- preventivo di connessione redatto dal gestore di rete accettato in via
definitiva dal proponente (per gli impianti eolici offshore di qualsiasi
potenza e per gli impianti con potenza non superiore a 20 MW, il
possesso del titolo autorizzativo è sostituito dal giudizio di
compatibilità ambientale)
- solidità finanziaria ed economica adeguata e dimostrata mediante una
delle seguenti modalità:
- a) dichiarazione di un istituto bancario o intermediario autorizzato, che
attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in
relazione all’entità dell’intervento;
- b)capitalizzazione (capitale sociale interamente versato e/o versamenti
in conto futuro aumento capitale) pari ad almeno il 10%
dell’investimento previsto (da Tab. I dell’Allegato 2 del DM)
- I soggetti che intendono partecipare alle aste devono presentare al GSE
una cauzione provvisoria, in fase di iscrizione alle aste, e una definitiva
in caso di esisto positivo della procedura (modalità specificate
nell’allegato 3 al DM).

24. Cumulabilità degli incentivi
1.I meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto non sono cumulabili con altri incentivi
pubblici comunque denominati, fatte salve le disposizioni di cui all’articolo 26 del decreto
legislativo n. 28 del 2011.
Il diritto agli incentivi e' cumulabile, nel rispetto delle relative modalità
applicative:
a) con l'accesso a fondi di garanzia e fondi di rotazione;
b) con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40 per cento del costo dell'investimento, nel caso di
impianti di potenza elettrica fino a 200 kW, non eccedenti il 30 per cento, nel caso di impianti di potenza
elettrica fino a 1 MW, e non eccedenti il 20 per cento, nel caso di impianti di potenza fino a 10 MW, fatto
salvo quanto previsto alla lettera c); per i soli impianti fotovoltaici realizzati su scuole pubbliche o
paritarie di qualunque ordine e grado ed il cui il soggetto responsabile sia la scuola ovvero il
soggetto proprietario dell'edificio scolastico, nonché su strutture sanitarie pubbliche, ovvero su edifici che
siano sedi amministrative di proprietà di regioni, province autonome o enti locali, la soglia
di cumulabilità è stabilita fino al 60 per cento del costo di investimento;
c) per i soli impianti di potenza elettrica fino a 1 MW, di proprietà di aziende agricole o gestiti in
connessione con aziende agricole, agro‐ alimentari, di allevamento e forestali, alimentati da biogas,
biomasse e bioliquidi sostenibili, a decorrere dall'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi
pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento;
d) per gli impianti di cui all'articolo 24, commi 3 e 4, con la
fruizione della detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari e
apparecchiature;
e) per gli impianti cogenerativi e trigenerativi alimentati da fonte solare
ovvero da biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali,
vi inclusi i sottoprodotti, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro ai sensi degli articoli 9 e
10 del decreto legislativo 27 maggio 2005, n. 102, oppure di
filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70
chilometri dall'impianto che li utilizza per produrre energia elettrica, a decorrere
all'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo

25. Cumulabilità degli incentivi
2. Il premio per la produzione in assetto cogenerativo ad alto endimento di cui in
Allegato 1, ivi incluso il premio per la cogenerazione abbinata al
teleriscaldamento, non è cumulabile con ulteriori incentivi all’efficienza
energetica e alla produzione di energia termica, ivi inclusi quelli di cui
all’articolo 30, comma 11, della legge n. 99 del 2009.
Il regime di sostegno previsto per la cogenerazione ad alto rendimento di cui al secondo
periodo del comma 1 dell'articolo 6 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, è
riconosciuto per un periodo non inferiore a dieci anni, limitatamente alla nuova potenza
entrata in esercizio dopo la data di entrata in vigore del medesimo decreto legislativo, a
seguito di nuova costruzione o rifacimento nonché limitatamente ai rifacimenti di impianti
esistenti. Il medesimo regime di sostegno è riconosciuto sulla base del risparmio di energia
primaria, anche con riguardo all'energia autoconsumata sul sito di produzione, assicurando
che il valore economico dello stesso regime di sostegno sia in linea con quello riconosciuto nei
principali Stati membri dell'Unione europea al fine di perseguire l'obiettivo
dell'armonizzazione ed evitare distorsioni della concorrenza. Con decreto del Ministro dello
sviluppo economico, da emanare entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente
legge, sono definiti i criteri e le modalità per il riconoscimento dei benefìci di cui al presente
comma, nonché, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il
Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, da adottare entro la medesima
data, dei benefici di cui all'articolo 14 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20,
garantendo la non cumulabilità delle forme incentivanti.

26. Strumenti di finaziamento

27. Valore Attuale Netto (VAN) è il valore che assume la somma dei flussi di cassa
Analisi economica futuri attesi dal progetto, nell’istante in cui viene effettuata la valutazione.
degli investimenti Il VAN viene calcolato scontando sino al tempo presente tutto il flusso di
cassa netto del progetto, calcolato come differenza tra i flussi positivi e
quelli negativi di ciascun periodo, e sommando i singoli valori così ottenuti.
Il VAN rappresenta l’incremento o la diminuzione del valore di un
investimento iniziale.
Il tasso interno di rendimento (TIR), o Internal Rate of Return(IRR), è il tasso
di attualizzazione che rende nullo il VAN di un determinato flusso
finanziario, ovvero che rende il valore attuale dei flussi di cassa in entrata
uguale al valore attuale dei flussi in uscita. Il TIR rappresenta pertanto il
massimo tasso d’interesse che un investitore è disposto a pagare per
raccogliere risorse con cui finanziare il progetto. Infatti, se le fonti di
finanziamento hanno un costo (tasso d’interesse pagato ai finanziatori o
costo opportunità nel caso di capitali di rischio) maggiore del tasso interno
di rendimento, l’investitore non avrà convenienza a realizzare l’opera, in
quanto il progetto non sarebbe in grado di realizzare un VAN positivo.
Il “tempo di ritorno dell’investimento” (pay back period) denota l’istante di
tempo che segna l’equivalenza tra i flussi in uscita e i flussi in entrata
nascenti da un progetto.
Debt Service Cover Ratio (DSCR), per ciascuno degli anni della fase operativa di
gestione del progetto, è pari al rapporto tra il flusso di cassa operativo e il
servizio del debito per quota capitale e quota interessi. In uno qualsiasi
degli esercizi di fase operativa, le risorse finanziarie generate dal progetto,
rappresentate dal numeratore, devono essere in grado di coprire il servizio
del debito nei confronti dei finanziatori (rappresentato dal denominatore
del quoziente).
Loan Life Cover Ratio (LLCR), rappresenta il quoziente tra la somma attualizzata
dei flussi di cassa operativi tra l’istante di valutazione (s) e l’ultimo anno
per il quale è previsto il rimborso del debito (s+n) e il debito residuo allo
stesso istante s di valutazione. Il livello di questo coefficiente di copertura è
una funzione diretta della rischiosità del progetto.

28. Due diligence
Due Diligence (DD) sta ad indicare un processo finalizzato a indagare e accertare i contenuti di un’attività di
impresa allo scopo di permettere una valutazione finale, analizzando lo stato dell’azienda, compresi i rischi di
eventuale fallimento dell’operazione e delle sue potenzialità future. In particolare, si tratta dell’analisi di tutte
le informazioni riguardanti l’impresa che promuove l’operazione e all’operazione stessa, con particolare
riferimento alla struttura societaria e organizzativa, al business e al mercato, ai fattori critici di successo, alle
strategie commerciali, alle procedure gestionali e amministrative, ai dati economico-finanziari, agli aspetti
fiscali e legali e ai rischi potenziali.
Due Diligence Tecnica
Analisi della tecnologia proposta, Analisi del processo di produzione dell’energia, Analisi dei materiali, Analisi dei fornitori, Analisi
della gestione dell’impianto, Verifica degli aspetti economici
Due Diligence Legale
Due Diligence Assicurativa
Risk Analisys
Eseguire solo la DD per verificare la validità e la solidità finanziaria di un investimento non è sufficiente.
Infatti ad essa si accompagna sempre una Risk Analysis, al fine di individuare ed analizzare le criticità che
caratterizzano il progetto per ciascuno scenario di riferimento, considerando sia la fase di costruzione sia la
fase di gestione. In corrispondenza di ogni rischio individuato vengono indicati gli strumenti/modalità con cui
esso può essere mitigato..
Fase progettazione
Rischio di pianificazione delle attività, Rischio tecnologico, Rischio di costruzione o di completamento
Fase realizzazione
Rischio di domanda (o rischio di mercato), Rischio di approvvigionamento, Rischio operativo (o di performance), Rischio di
mancata erogazione degli incentivi, Rischio ambientale, Rischio di inflazione, Rischio amministrativo, Rischio politico, Rischio
paese, Rischio legale, Rischio di credito, Rischio di tasso di interesse, Rischio di cambio
Fase gestione
Rischio ambientale, Rischio di inflazione, Rischio amministrativo, Rischio politico, Rischio paese, Rischio legale, Rischio di
credito, Rischio di tasso di interesse, Rischio di cambio

29. FINE DEGLI GRID
INCENTIVI PARITY
La "Dynamic grid parity" è definita come il momento in cui il fatturato (considerando i ricavi,
risparmi, costi e ammortamenti) di un impianto a fonte rinnovabile risulta uguale ai costi di
generazione di un impianto tradizionale. Ad essa è associata il concetto di "Competitività del
valore della produzione", definito come il momento in cui un investitore aggiungere al proprio
portafoglio di scelte un impianto a fonte rinnovabile, avendo raggiunto la stessa attrattività di
un impianto tradizionale, con tecnologia di solito basata su combustibili fossili.

30. Grazie per l’ascolto
Contatto
Laura Crisci
lauracrisci@enmoveme.com