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Discussione: L'era solare? Si, ma con la Market-Parity

  1. #1
    Super_Mod

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    Predefinito L'era solare? Si, ma con la Market-Parity



    [Download Studio Market-Parity_Caffarelli-Intellienergia]

    Cari amici, pubblico un breve e semplice scritto e un link per scaricare un mio studio output di mesi di lavoro, relativo alla Market Parity.
    Spero possano essere utilizzati come spunti di riflessione.
    L'esigenza di approfondire l'argomento "Market Parity", è nata a valle della pubblicazione SEN 2017 i cui obiettivi fotovoltaici al 2030 sono a mio modesto parere complicati da raggiungere.
    Non si possono realizzare altri 35 GW, senza l'apporto dell'esercizio di una nuova classe di potenza che supera il multimegawatt.
    Il limite che osservo io, non è nell'assenza di incentivi superabile con la stabilizzazione della componente vendita sempre più convergente ad un PUN prospettico comunque in crescita, o con l'arrivo di aste neutre e PPA.
    Il limite non è neanche nella rete elettrica, che nel tempo è stata "addomesticata" all'implementazione della generazione distribuita e al multimegawatt. Nel tempo lo sarà anche all'utility scale
    Il limite a parer mio è quello autorizzativo.
    Buon lavoro
    AC

    Secondo studi di settore SPE (Solar Power Europe), a livello mondiale la potenza fotovoltaica totale nello scenario High al 2021 potrebbe raggiungere i 950 GW.
    Si è dunque prossimi ad 1 TW solare, limite che ancora pochi anni fa sembrava irraggiungibile.
    Ed invece l’accelerazione è stata impressionante, grazie anche alla capacità progressiva delle architetture di rete di adattarsi all’implementazione della generazione distribuita, multimegawatt, e presto utility scale fotovoltaica (P>50 MW).
    Che la si chiami resilienza del sistema elettrico, o in altro modo – questo è un fatto.
    Nessun analista si sarebbe aspettato un 2017 con 100 GW di nuova potenza installata a livello globale. Al timone Cina e India, gli Usa nonostante l’incertezza dettata dall’attuale orientamento governativo pro fossile, la confermatissima Germania e la new entry Francia.

    In Italia nel 2017, se saranno confermate le tendenze dei primi 11 mesi (382 MW installato, +12% rispetto allo stesso periodo del 2016), si registreranno oltre 400 MW sul mercato primario, che andranno ad aggiungersi ai 19,26 GW già in esercizio distribuiti su di un totale di 732 mila impianti.
    Tra i drivers della crescita a livello mondiale si osservano la convenienza dell'autoconsumo, i contratti PPA, gli obiettivi europei, lo sviluppo dei sistemi di accumulo trainato dall’urgenza di fornire elettricità ad oltre 100 milioni di persone off-grid tra Africa e Asia, incentivi fiscali, lo sviluppo prepotente della mobilità elettrica, e i costi tecnologici in discesa.
    Siamo entrati a pieno titolo nell’era solare. Anche questo è un fatto.

    Mediando gli studi prospettici di settore, nel triennio 2017-2020 si installeranno in italia in media circa 590 MW/anno per un totale prossimo ad altri 2,5 GW aggiuntivi. Tale stima per l’anno 2017 è risultata leggermente sovradimensionata rispetto al totale installato, che come in precedenza riportato dovrebbe si superare i 400 MW, mantenendosi in ogni caso al di sotto dei 420 MW. Mancano all'appello 170 MW, nulla a confronto di quanto mancherebbe al 2030 in termini di nuova potenza installata rispetto agli obiettivi posti dalla SEN (Strategia Energetica Nazionale), se queste fossero le tendenze sul mercato primario anche per il decennio 2020-2030.
    Nel mix di produzione elettrica al 2030, l’obiettivo SEN è infatti pari a 72 TWh da produzione fotovoltaica.
    Ragionando in termini di 1.300 ore equivalenti, (ed ipotizzando un revamping 100% sul parco fotovoltaico che ne necessiterà), significa che al 2030 dovranno trovarsi in esercizio circa 55 GW fotovoltaici.

    Occorrerà dunque installare circa 35 GW aggiuntivi al parco fotovoltaico attualmente in esercizio. E come sarà possibile realizzare quindi 2,7 GW/anno per 13 anni fino al 2030, se le stime non vanno oltre i 600 MW/anno?
    I drivers che guideranno il mercato primario in Italia, saranno: i) l’implementazione storage nei sistemi fotovoltaici a generazione distribuita con l’abbattimento dei costi dei sistemi di accumulo, ii) l’aumento dell’autoconsumo con conseguente accelerazione «Grid Parity», iii) le detrazioni fiscali per persone fisiche confermate al 2018, iv) il super-ammortamento fiscale confermato per il 2018 al 130% per le persone giuridiche.

    Ma non basta, bisognerà anche realizzare ed esercire fotovoltaico in Market-Parity, scalato ad una nuova classe di potenza impiantistica “Utility scale” (P>(10;50) MW). In pratica è possibile affermare che un impianto viene esercito in Market Parity in assenza di incentivi, quando il costo di generazione del kWh è inferiore al prezzo dell’energia sul mercato elettrico.
    Se già esiste, oppure come, dove, e quando potrà essere raggiunta la Market-Parity, è possibile approfondirlo all’interno dello studio linkato a seguire.

    Al fine di verificare l'esistenza della Market-Parity per centrali di produzione elettrica da fonte solare fotovoltaica (classe di potenza Utility scale e Zonale multimegawatt), si è condotta una sensitivity analysis (16.000 simulazioni) sugli output di redditività dell’investimento solare fotovoltaico (VAM, IRR, DSCR), nel caso caso finanziamento 15 anni, equity 30%, tasso 3%, e sul LEC, nell’ipotesi che il soggetto responsabile cliente produttore sia fiscalmente assimilabile ad una società di capitali, facendo variare il costo del kWp installato nel range [520,00€/kWp;1.000,00€/kWp] e le ore equivalenti nel range [1.000 kWh/kWp;2.200 kWh/kWp].
    [Download Studio Market-Parity_Caffarelli-Intellienergia].
    All'interno dell'elaborato è possibile trovare le definizioni, la spiegazione della metodologia utilizzata per l'analisi, gli output e le conclusioni.
    Ultima modifica di alessandro74; 03-02-2018 a 17:47
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  2. #2
    Seguace

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    Ciao Alessandro.
    Innanzitutto complimenti per il lavoro davvero impressionate svolto.
    Volevo anch'io partire dalle Conclusioni.

    Autorizzare nuovamente campi a terra come fatto in passato sarà di fatto impossibile nella mia regione (Puglia). Ed io sono d'accordo con questa politica.
    Si devono utilizzare tutte le superfici coperte ad oggi esistenti e non sfruttate. Ci sono migliaia e migliaia di mq a disposizione sui tetti delle aziende. Spesso c'e' ancora amianto.....

    Io sto realizzando impianti Fotovoltaici da 50 kW - 100kW - 200 kW sui tetti di capannoni Industriali, ovviamente in scambio sul posto (con grande soddisfazione mia e dei committenti)

    Avendo a disposizione dei tetti enormi (già esistenti.......) un'azienda potrebbe anche decidere di realizzare in proprio ed andare in RID realizzando impianti da 1MW ed oltre tutto sommato a basso costo rispetto a quanto costerebbe farli a terra.

    Con tutti i problemi che ci sono in giro tipo furti che costringono ad ulteriori spese tipo guardiania armata, videosorvglianza, allarmi vari...per finire ai disastri meteo tipo alluvioni e trombe d'aria..... ritengo che il business del "RID" sia conveniente solo alle Utility tipo EON, Edison, Sorgenia, ENEL, A2A etc.....

    Per tutti noi conviene fino alla morte lo scambio sul posto......anzi se lo si portasse a 1 MW ed oltre sarebbe molto meglio
    Per non parlare dello "scambio altrove" portato a 1 MW ed esteso a tutti. Sarebbe il massimo!
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  3. #3
    Seguace

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    Ciao Menekken confermo in pieno il rid non conviene con i prezzi attuali , anzi sono convinto che alla fine dei vari CE molti piccoli impianti in rid ( inf a 100 kw) verranno chiusi in quanto non vi è convenienza economica a meno che tra 10/20 la corrente abbia prezzi molto diversi.
    Il calcolo è molto semplice sebbene approssimativo , spesa dichiarazione consumo , assicurazione , servizio di misura , contabilità , guasti di inverter e perdita di producibilità , bolletta contatore di immissione ecc....

  4. #4
    Seguace

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    Il futuro è la generazione distribuita/smart grid e lo scambio sul posto li dove c'è consumo.

    Produrre tutto in un posto e trasmetterlo in rete è un retaggio del passato (vedi le centrali ENEL che chiudono.....)

    Confermo che già ci sono decine e decine di impianti FTV da 1 MW in abbandono (per tutta una serie di motivi) col conto energia in atto......tariffe "da capogiro" se comparate al RID.

    Fare oggi un multi MW in RID conviene solo ai grossi operatori del mercato libero, ma li ci sono altre logiche...... mica vendono al GSE x 4 soldi.....loro vendono a 0,7 Euro/kWh e passa..... al consumatore.....

    Il mercato del RID appartiene a loro. Mettiamoci una pietra sopra
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  5. #5
    Seguace

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    Concordo su tutta la linea ma come ben sai all' inizio il limite di ssp era 20 kw , poi 200 kw, e non capisco perchè non tolgono i l limite , mentre per quanto riguarda la generazione distribuita sono sempre stato contrario a impianti a terra in quanto di tetti ce ne sono a volontà ma siccome il gse vuole rivendere lui l'energia facendo così ha bloccato moltissimi impianti che avrebbero fatto ssp invece di rid , ecco perchè ad oggi conviene ancora ssp

  6. #6
    Super_Mod

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    Cari,
    ripartendo di nuovo dalle conclusioni io credo che questione non è tanto grid-parity vs market parity o leggasi generazione distribuita vs multimegawatt.
    Anche per me, il fv dei prossimi anni deve essere in grid parity sopra coperture industriali di aziende energivore o sui tetti dei cittadini italiani.
    Ma se ci soffermiamo su alcuni punti a seguire:
    1) quanto installato nel 2017 (poco più di 400 MW a breve i dati ufficiali);
    2) l'obiettivo SEN-2017 di 72 TWh al 2030 da fotovoltaico nel mix di generazione elettrico;
    3) il livello di prenotazione del mercato residenziale che prima o poi dovrà stabilizzarsi, e nel medio periodo probabilmente a leggera pendenza negativa
    4) un mercato primario industriale che senza driver bonifica amianto è destinato a non accelerare (si è lottato per l'estensioni delle detrazioni fiscali alle persone giuridiche nel caso di fotovoltaicizzazione dell'amianto ma fino ad ora senza esito)
    5) il revamping di una porzione del parco attualmente in esercizio, si renderà gradualmente necessario per mantenere un livello di ore equivalenti medio al fine di raggiungere l'obiettivo 72 TWh (stiamo parlando di circa 2 GW di impianti da revampare entro il 2020).
    6) l'o&m spinto per mantenere le produzioni costanti nel tempo ha un suo costo, ed anche se la maggior parte dei clienti produttori questo l'ha compreso - non tutti ancora ci sono arrivati. Diretta conseguenza, è che esiste il rischio che diminuiscano le 1.300 ore equivalenti mediate sul parco totale in esercizio. Aumentano i GW aggiuntivi necessari per arrivare ai 72 TW pv.

    a parer mio, anche nell'ipotesi più ottimistica di un primario da 800 MW/anno, in 13 anni stiamo parlando di circa 10 GW aggiuntivi ai 20 GW attuali.
    Mancano all'appello almeno 25 GW per arrivare 55 GW che generano 72 TWh pv al 2030.

    Ditemi voi come realizzarli, senza la market parity US (o multimegawatt) sul mercato diretto, indiretto, oppure con partecipazione ad aste neutre o PPA su tetti di una certa dimensione.

    Io questo ancora non riesco a capirlo, a differenza probabilmente di chi ha elaborato la SEN-2017
    Ultima modifica di alessandro74; 03-02-2018 a 18:25
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  7. #7
    Seguace

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    Ciao Alessandro74 concordo in pieno aggiungo che siamo sempre in negativo perchè ogni anno che passa il ftv perde minimo 1% ,non possiamo attendere annate come il 2017, ecco perchè ad oggi non ha senso fare rid , conviene ssp e come ben sai con impianti piccoli inf a 200kw fortuna che si chiama SEN ma qualcuno non ha capito come si legge......

  8. #8
    Seguace

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    Qualcuno può cortesemente far girare il documento "schema di decreto FER1"?

    Qualcuno lo ha sottomano?

    Grazie
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  9. #9
    Super_Mod

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  10. #10
    Seguace

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    Questa è bella. "Incentivi" ???
    Ma dove si trovano in questo decreto ? Tariffe ridicole. Possibilità di ribassi del 30% per registri e 70% per le aste. Il Rid a 50 Euro/MW senza vincolo ventennalee menate varie .....e SSP x aziende energivore con valori di storno di 120Euro/MWh sono molto più convenienti di questo decreto. Speriamo che il nuovo governo lo blocchi subito. Questo decreto punta solo alle aste x impianti enormi dei soliti "amici" tipo Enel Eni Sorgenia Eon Edison. Ecco perché tutta questa fretta di Calenda..... Ecco perché.....Tutto quadra. Vergogna!!!!
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  11. #11
    Super_Mod

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    vi allego un documento di analisi preliminare redatto a firma di Elettricità Futura
    File Allegati File Allegati
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  12. #12
    Super_Mod

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    analizzando la bozza di decreto fer 2018 con la reintroduzione del fv, fermo restando che non credo rimanga il fv nel decreto definitivo (quando verrà pubblicato), di fatto si tratta di uno schema incentivante inservibile.
    Premesso che, il fatto che rimangano fuori dagli incentivi i sistemi di accumulo e la bonifica di amianto fotovoltaicizzato, lo trovo a dir poco scandaloso - questo schema mi pare poco utilizzabile anche da produttori multimegawatt o utility_scale.
    Schema cervellotico, pieno di paletti....l'asta al ribasso, le cauzioni, la restituzione degli incentivi netti in caso di exit una tantum oppure la restituzione realtime nel caso di zonali negativi quando saranno introdotti sul mercato i prezzi negativi.
    Sottraendo alla tariffa incentivante l'offerta percentuale in riduzione e lo zonale, se rimane 1 centesimo di euro a kWh è tanto.
    Più liscia la market-parity secca senza incentivi, si va sul mercato diretto o si negozia con un trader e pace. A parte Eni ovviamente.
    Insomma non vedo un pericolo corsa all'incentivo con usura dei contingenti incentivati.
    Nel campo registri, dunque per potenze inferiori a 1 MW, trovo ridicolo in questo caso una riduzione della tariffa fino al 30% del valore della stessa.
    Forse lo schema in questo caso potrebbe interessare chi realizza impianti in grid-parity con percentuali di autoconsumo non rilevante e per potenze tra 500 kWp e 1.000 kWp. Sotto i 500 kWp funziona bene lo SSP in grid-parity inutile complicarsi la vita.
    Insomma due anni per partorire questo aborto di decreto con il doppio aborto della reintroduzione irrazionale del fotovoltaico (no incentivi per accumulo e no incentivi per bonifica amianto).
    Spero in una seconda bozza più sensata, nel frattempo neanche aggiorno Simulare.
    Eppure la SEN al 2030 parla chiaro: 72 TWh da fv nel mix di generazione elettrica.
    Fenomeni veri, menti illuminate. Che amarezza.
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  13. #13
    Seguace

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    Ale...che dirti....concordo.....
    Del resto non potevamo aspettarci di più da dei Genii....Burocrati .... Gestori.....che stanno andando in una direzione totalmente opposta a quella delle reali necessità di un paese evoluto ed energeticamente indipendente. Vergogna.
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  14. #14
    Super_Mod

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    Vi allego due sshot della presentazione "RENEWABLE ENERGY REPORT– 10 Maggio 2018, ad opera dell'Energy&Strategy Group del Politecnico di Milano".

    La presentazione integrale è possibile scaricarla dal seguente link, dopo essersi registrati gratuitamente al portale:
    Renewable Energy Report | Energy & Strategy Group

    Nelle due immagini allegate, è possibile trovare conferma anche da parte dell'Energy&Strategy Group Politecnico di Milano (in riferimento a quanto riportato in questa discussione da parte del Sottoscritto e degli altri utenti) riguardo la necessità di installare altri 35 GW al 2030, di cui 25 GW da centrali fotovoltaiche utiity scale al fine di raggiungere gli obiettivi di produzione riportati nell'ultima Strategia Energetica Nazionale.

    Se non l'avete già fatto, vi consiglio di scaricare il documento integrale in cui è stato inserito anche un intervento del GSE come focus sul fotovoltaico ai sensi della SEN 2017
    Immagini Allegate Immagini Allegate
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  15. #15
    Super_Mod

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    cari amici vi invito a scaricare lo studio della società elemens:

    "Una nuova era per le rinnovabili elettricheI benefici (e i costi) della roadmaptracciata dalla direttiva RED II al 2030"

    Link: http://www.elettricitafutura.it/publ...mpa_update.pdf

    "Il saldo complessivo costi-benefici di uno Scenario RED II, tenendo conto sia degli aspetti di sistema elettrico, sia dell’impattomacro sul sistema paese, risulta fortemente positivo, assestandosi su un beneficio netto di 21,3 Mld € nel periodo 2020 - 2030"

    Altri 45 GW di potenza fotovoltaica tra utility-scale e grid-parity, per una produzione al 2030 di 86 TWh
    Immagini Allegate Immagini Allegate
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  16. #16
    Seguace

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    Ottimo studio e molto interessante per capire come si devono muovere le rinnovabili da qui al 2030 , tuttavia impianti inferiori a 40/50 kw in rid (cessione totale) al termine di incentivi sicuramente verranno spenti e smontati , forse qualcuno attiverà ssp , ma dubito sulla convenienza economica .

  17. #17
    Seguace

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    Dimenticavo di aggiungere ,che spesso ,in molti business-plan ,vengono evidenziati i ricavi e non le spese anzi alcune non vengono nemmeno considerate , molti pensano che chi ha un conto energia attivo incassi cifre spropositate , non posso parlare del primo ,secondo e terzo , ma solo del quarto e quinto conto energia , e per mantenere in vita un impianto di 40/50 kw in rid ci vogliono come minimo 1000/1500 euro anno , quindi buona parte della produzione se ne va in spese , senza contare eventuali balzelli futuri o rotture di inverter o guasti dovuti all'età dell'impianto stesso , purtroppo si sono voluti aumentare i costi fissi in bolletta a scapito del prezzo del kwh , quindi a mio avviso non si premia il risparmio energetico in bolletta , purtroppo questa è la situazione attuale .

  18. #18
    Super_Mod

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    in allegato ultima versione bozza di Decreto Fer elettriche, con premio per rimozione amianto con fotovoltaico (aggiornamemto 6 settembre 2018).
    previsto premio aggiuntivo di 12 euro/MWh per rimozione amianto con fotovoltaico, 700 MW di potenza contingentata fino al 31 gennaio 2021.....equivalgono più o meno ad altri 5 chilometri quadri di amianto rimosso, aggiuntivi ai 20 chilometri quadrati ottenuti con il conto energia che abbiamo conosciuto dal 2007 al 2013.
    ciao
    Ale
    Articoli e presentazioni Alessandro Caffarelli: www.ingalessandrocaffarelli.com/download.html

  19. #19
    Seguace

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    Mi sembra meglio della prima bozza.

    Inserito bonus amianto
    Tolta la restituzione incentivi in caso di exit
    Il decreto conviene sotto i 100 kw andando in omni.
    Oltre si rischia di produrre a 0 in molte ore della giornata.
    Non mi convince la gara al massacro dello sconto tariffa fino al 30% anche per i registri.

    Per le aste sarà un massacro al ribasso.
    Non potrete mai avere un impianto che sia allo stesso tempo bello, performante, affidabile e che costi poco

  20. #20
    Paladino del Forum

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    Per il FTV vedo 11 c€/kWh per potenze <100kWp in tariffa onnicomprensiva, il che riporta alla mente il V conto energia (che in più aveva la tariffa premio sull'autoconsumo).
    Confermate che la TO sarebbe solo sulla quota di energia immessa e non autoconsumata?
    Si potrebbe cominciare ad effettuare un BP per capire i tempi di rientro degli investimenti con queste tipologie di impianti.
    Reputo però che questi incentivi possano andar bene più per impianti che producono più di quanto consumano, dato che per chi consuma (su base annua) quello che produce sarebbe più conveniente lo SSP (che però è un contratto annuale e quindi... del doman non v'è certezza).

    saluti
    Villetta 160 mq zona climatica D in ristrutturazione (casa elettrica - NO GAS)
    Pavimento radiante: passo 10 (5 nei bagni) tutto in BT
    Raffrescamento tramite fancoil - Pompa di Calore: Mitsubishi Zubadan 11,2 kWt
    ACS: accumulo da 350l Viessmann Solarmax (adatto a Pompe di calore) + ST
    Fotovoltaico da 5,4 kWp Aleo + Solaredge con ottimizzatori dal 12/10/2016

  21. RAD
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