Transcript il fotovoltaico in italia alla sfida del mercato: nuovi

Convegno nazionale di apertura 2014
IL FOTOVOLTAICO IN ITALIA ALLA SFIDA DEL MERCATO:
NUOVI BUSINESS MODEL PER L’ERA DELLA GRID PARITY
Business model per il mercato del fotovoltaico per l’autoconsumo
nei segmenti residenziale e delle utenze industriali/terziarie ‘energivore’
Tommaso Barbetti – Partner, eLeMeNs
La delibera 578 sui SEU: punto di partenza o di arrivo?
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Delibera
578/2013
Punto di Partenza
La delibera che apre il mondo SEU
ƒMolti operatori attendevano la delibera, immaginandola come punto di
partenza per lo sviluppo di business model fino a quel momento non
regolati / non sviluppabili
ƒInvero modelli SEU o assimilabili erano già stati sviluppati in passato,
pur in un quadro regolatorio poco organico
La delibera che mette i SEU al sicuro
ƒMolti operatori si attendevano dalla delibera un
chiarimento definitivo sull'entità dei benifici (e dei
beneficiari) connessi a SEU
ƒInvero l'Autorità non ha agito sul tema delle esenzioni,
essendo tale potestà riservata al Legislatore
20 - 22 TWh di energia SEU o SEESEU già esistente?
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Impianti FV SEU
3.500 MW?
(3.000 - 4.000 MW)
80%
totale
Impianti no FV SEU
3.200 MW?
(3.000 - 3.500 MW)
100%
totale
Impianti SEU:
6.700 MW?
(6.000 - 7.500 MW)
Energia FV SEU:
2,8 TWh?
(2,5 - 3 TWh)
Energia no FV SEU:
18,2 TWh?
(17,5 - 19 TWh)
Energia SEU:
21 TWh
(20 - 22 TWh)
Fonte: eLeMeNS
Business models possibili con una SEU
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Produttore/
Cliente
Titolare della
connessione
Responsabile
acquisti energia
Responsabile vendita
energia
Business model
Coincide
Cliente
Cliente /
Produttore
Cliente /
Produttore
EPC
Non
coincide
Cliente
Cliente
Produttore
EPC
Produttore di energia
Non
coincide
Cliente
Cliente
Cliente
EPC
O&M (Asset
Management?)
Non
coincide
Cliente
Produttore
Produttore
EPC
Produttore di energia
Energy Service
Non
coincide
Cliente
Soggetto terzo
(trader?)
Soggetto terzo
(trader?)
EPC
O&M (Asset
Management?)
Fonte: eLeMeNS
La tentazione del prezzo
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Acquisto da SEU
Acquisto dalla rete
Tasse
Imposte
22 - 35
€/MWh
Oneri di rete
22 - 35
€/MWh
22 - 28
€/MWh
75 - 85
€/MWh
Oneri di sistema
Valore energia
+
Servizi di vendita
Prezzo definito
dalle parti
30 - 45
€/MWh
122- 150
€/MWh
Non tutto il prezzo finale dell'energia può essere scontato con un SEU
ƒAl netto degli aspetti fiscali, sono sempre dovuti i corrispettivi fissi della bolletta (€/kW, €/punto prelievo anno)
La porzione di prezzo finale dell'energia
su cui si può proporre un risparmio
effettivo è pari all'85-90% dell'intero
valore (tasse escluse)
Fonte eLeMeNS
Dalla teoria alla pratica: business case e negoziazione
Impianto FV
Potenza installata = 8 MW
Produzione = 11 GWh
3G
Wh
Pre
zzo
(44 Zona
€ / M le O
Wh rario
)
Prezzo concordato tra le parti
a
ttric
Wh
ele
8G
gia
ner
ell’e h)
e d MW
nal 82 €/
(1
Corrispondenza
produzione/consumo
73%
8 GWh
fi
zzo
Pre
Consumatore
Potenza impegnata = 8 MW
Energia consumata = 16
GWh
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Rete privata
Rete pubblica
Connessione alla rete
Cessione rete:
Prezzo wholesale
Acquisto rete:
Prezzo retail
SEU:
Prezzo concordato
Il prezzo: la negoziazione
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ƒ Il prezzo massimo per il cliente
ƒ Il prezzo minimo per il produttore
Trattativa
Il prezzo massimo - il cliente giusto
Il prezzo minimo - il mix giusto
•Alti prezzi dell'energia = spazio negoziale ampio
•Energivori difficili da aggredire (basso prezzo finale
energia - godono di esenzioni su OGS)
•Piccoli consumatori - residenziale: difficile raggiungere
massa critica
•PMI - servizi come target di maggior respiro?
•LCOE (CAPEX e OPEX) più bassi garantiscono uno
spazio negoziale più ampio
•Corrispondenza produzione/consumo consente di
vendere a un prezzo più basso
•PV fonte con LCOE più basso, resta da verificare
corrispondenza dei profili
La variabile del rischio regolatorio
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ƒ Eliminazione esenzioni Oneri Generali di Sistema
Nessuna
trattativa
ƒ Ribilanciamento oneri fissi e oneri variabili in bolletta
Riduzione
spazio
trattativa
SEU – modificare il percorso di sviluppo
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Rispetto alle modalità di sviluppo tradizionale, con i SEU si modifica significativamente il modello di business e di
sviluppo rispetto al passato
Il beneficio non è più legato a un incentivo o a un prezzo di
vendita all’ingrosso, ma a un mancato costo di acquisto
del consumatore cui si è connessi in SEU
Necessario mutare il mercato di riferimento, passando da
quello all’ingrosso a quello al dettaglio / sviluppare
acquisire distinte per gestire la trattativa
Motore dell’azione non è più il titolare dei terreni / la
contiguità con un punto di connessione alla rete, ma la
presenza di un consumatore con il profilo adeguato
Lo sviluppo cambia completamente paradigma: necessario
adottare una logica di ricerca delle opportunità commerciali
basata su criteri differenti
Il beneficio è tanto più ampio quanto maggiore è la
corrispondenza tra profilo di produzione dell’impianto e
profilo di carico del consumatore
Ipotizzare soluzioni ibride – volte a massimizzare
l’appiattimento della curva di carico e la programmabilità –
può essere un fattore critico di successo
Mutano significativamente sia le logiche di finanziamento,
sia le modalità di relazione contrattuale con il consumatore
finale
La presenza dei SEU apre la strada a modalità nuova di
gestione degli asset fotovoltaici – simili a quelle adottate in
altri settori (comodato d’uso, ecc)
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