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1 II FORUM GREEN ENERGY Produzione e distribuzione elettrica: le sfide da vincere per la rete Romano Stasi Segretario Generale ABI Lab Roma, 19 Giugno 2012

2 Le banche e il comparto delle FER Il Settore Bancario è molto attento allo sviluppo del mercato energetico e, in particolare nel comparto delle green energy, in veste di: SOGGETTO FINANZIATORE END USER DI SPECIFICHE TECNOLOGIE L Associazione Bancaria Italiana ha costituito ABI Energia quale Competence Center di ABI Lab sull Energia e Ambiente con l obiettivo di presidiare, tra le diverse attività, il comparto delle rinnovabili sia da un punto di vista tecnico che economico Le banche hanno costituito nuclei di competenze forti sul mercato delle rinnovabili per capirne lo sviluppo futuro e potenziali nuove linee di business Per le banche, nella loro duplice veste, risulta importante approfondire sia le dinamiche del mercato elettrico, di cui sono consumatori finali, che lo sviluppo delle infrastrutture e reti di distribuzione al fine di l evoluzione di futuri investimenti nel settore Forte attenzione delle banche verso la gestione efficiente della rete, le smart grids e la produzione distribuita

3 GLI EFFETTI SUL PREZZO DELL ENERGIA ELETTRICA Si riduce il differenziale di prezzo tra Ore Peak / Off-Peak, a vantaggio di utenze, come i Gruppi Bancari, con profilo di consumi maggiormente concentrato nelle ore centrali della giornata. A partire da Marzo 2012, il prezzo medio mensile dell energia nelle ore pre-serali (F2) risulta maggiore rispetto al prezzo nelle ore di punta (F1). 3 (fonte: ABI Energia)

4 GLI EFFETTI SUL PREZZO DELL ENERGIA ELETTRICA Nelle ore centrali della giornata Forte produzione elettrica da impianti fotovoltaici entra nel mercato elettrico nelle ore centrali della giornata Cresce l offerta di energia a mercato Effetto di merito economico, le fonti rinnovabili hanno costi marginali = 0 I prezzi diminuiscono Veso l annullamento del differenziale di prezzo ore Peak / Off-Peak e nelle ore pre-serali Nelle ore pre-serali (18-22) la produzione fotovoltaica esce dal mercato in corrispondenza con la rampa serale dei consumi Spazio per l offerta da impianti termoelettrici I produttori termoelettrici si trovano a riequilibrare costi fissi e variabili in un arco temporale più limitato I prezzi risalgono 4

5 Analisi svolta su profilo di consumi aggregato di un cluster di Grandi Banche (consumi > 10 GWh/anno) che hanno conferito al Consorzio l incarico a negoziare. Il volume aggregato complessivo è circa pari a 500 GWh/anno. Le negoziazioni effettuate consentono di mitigare l incremento medio del costo dell energia sul mercato all ingrosso. Per l aggregato dei Gruppi Bancari aderenti alle attività di negoziazione di ABI ENERGIA si prevede un costo medio di generazione per l anno 2012 in aumento circa del 2% rispetto al costo 2011 (in relazione ad un incremento del prezzo medio a termine dell energia su piattaforma IDEX +7,5% 2012 vs 2011). Tuttavia aumenta considerevolmente in bolletta il peso degli oneri amministrati (trasporto, oneri di sistema, dispacciamento, accise), che non dipendono dalla particolare scelta del fornitore e rappresentano la parte non negoziata del costo di fornitura. Per le Banche facenti parte del cluster di riferimento, si prevede un costo degli oneri amministrati indicativamente +18% 2012 vs (fonte: ABI Energia) Nota: i costi di trasporto e le accise dipendono dalle caratteristiche del particolare aggregato di consumo (numerosità di punti, tensione di allacciamento alla rete, potenze massime prelevate al quarto d ora nel mese, provincia di appartenenza, livello di consumo mensile di ogni singolo POD, etc ); le stime indicate potrebbero variare anche sensibilmente per un Gruppo Bancario con caratteristiche differenti rispetto all esempio considerato. 5

6 IMPATTO DEGLI ONERI AMMINISTRATI SUL COSTO TOTALE DI FORNITURA Prendendo a riferimento un Gruppo bancario nazionale con consumi elevati (>100 GWh/anno), è possibile evidenziare l evoluzione delle singole componenti di costo della fornitura di energia elettrica (ante IVA) (>100 GWh/anno) Oneri di sistema +37% 2012 vs 2011 (fonte: ABI Energia) Per il 2012, previsione calcolata a partire dall ultimo aggiornamento degli oneri amministrati effettuato dell AEEG e da TERNA per il 2 trimestre Nota: i costi di trasporto e le accise dipendono dalle caratteristiche del particolare aggregato di consumo (numerosità di punti, tensione di allacciamento alla rete, potenze massime prelevate al quarto d ora nel mese, provincia di appartenenza, livello di consumo mensile di ogni singolo POD, etc ); le stime indicate potrebbero variare anche sensibilmente per un Gruppo Bancario con caratteristiche differenti rispetto all esempio considerato. 6

7 I COSTI PER IL SISTEMA Incentivi e onere in capo alla componente A3 Rappresenta attualmente oltre il 90% del costo degli Oneri generali di sistema (maggiorazioni A-UC-MCT) Per il consumatore crescente impatto degli oneri sul costo totale fornitura (fonte: ABI Energia) 7

8 Potenza installata 2011, eolico e FV Le maggiori spese sostenute dal Gestore della Rete per il mantenimento in sicurezza del sistema elettrico determinano un incremento dei costi di dispacciamento che vengono sostenuti dal consumatori finali Crescita corrispettivo per il servizio di Dispaccimanto (MSD) In considerazione degli impatti sulle reti, in termini di qualità e sicurezza, derivante dalla rapida crescita degli impianti di produzione a fonti rinnovabili emerge la necessità di un attento monitoraggio delle installazioni su tutto il territorio nazionale (fonte dati: MISE Aprile 2012) Registro

9 Alta incidenza dei fattori climatici rende la produzione da fonti rinnovabili difficilmente programmabile (+ - 30% su base annua da produzione eolica) Lo scostamento tra energia prevista e immessa dalle fonti non programmabili provoca sbilanciamenti nel sistema Gli impianti termoelettrici sono chiamati a ribilanciare il sistema (aumento dei costi MSD da parte del Gestore della Rete) La disomogeneità a livello territoriale degli impianti comporta maggiori spese per la gestione degli squilibri e delle congestioni (es. distribuzione FER sud e domanda maggiore al nord) Maggiori spese sostenute per il mantenimento in sicurezza del sistema elettrico determinano un aumento dei costi di dispacciamento sostenuti dai consumatori finali 9

10 Lo sviluppo delle rinnovabili a livello regionale Il decreto BURDEN SHARING definisce e qualifica gli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili FINALITA In attuazione all art. 37, comma 6 del D.lgs n.28 del 2011 e nel rispetto dei criteri di cui al comma 167 dell art. 2 della legge 24 dicembre 2007 n.244, il decreto definisce e quantifica gli obiettivi intermedi e finali che ogni regione e provincia autonoma deve conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali fino al 2020 in materia di quota complessiva da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia ediquota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti MODALITA DI DETERMINAZIONE DEGLI OBIETTIVI REGIONALI E PROVINCIALI Per la quantificazione degli obiettivi vengono presi a riferimento gli obiettivi nazionali definiti nel primo Piano di Azione per le energie rinnovabili. 10

11 Lo sviluppo delle rinnovabili a livello regionale RUOLO DELLE REGIONI Le regioni, al fine di assicurare il raggiungimento degli obiettivi intermedi e finali integrano i propri strumenti per il governo del territorio e per il sostegno all'innovazione nei settori produttivi con specifiche disposizioni a favore dell'efficienza energetica e dell'uso delle fonti rinnovabili Le regioni e le province autonome possono stabilire, i limiti massimi alla produzione di energia per singola fonte rinnovabile in misura non inferiore a 1,5 volte gli obiettivi previsti nei rispettivi strumenti di pianificazione energetica per la medesima fonte. In considerazione dell'impatto sulle reti elettriche degli impianti di produzione a fonti rinnovabili non programmabili e della rapida crescita di tali tipi di impianti, con fenomeni di forte concentrazione geografica, fermo restando il principio dell'autorizzazione unica (di cui all'articolo 12 del decreto legislativo n. 387 del 2003, ed alle linee guida di cui al decreto ministeriale 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 18 settembre 2010, n. 219), la regione o la provincia delegata, nelle more della realizzazione degli interventi di messa in sicurezza del sistema elettrico, puo' sospendere i procedimenti di autorizzazione in corso su motivata segnalazione da parte dei gestori delle reti circa la sussistenza di problemi di sicurezza per la continuita' e la qualita' delle forniture. La sospensione ha la durata massima di otto mesi. 11

12 Lo sviluppo delle rinnovabili a livello regionale SVILUPPO REGIONALE delle FER-E e delle FER-C al 2020 rispetto all anno iniziale di riferimento Espansioni e potenziamenti della rete di trasmissione nazionale e delle interconnessioni con l estero previsti da Terna dovranno essere adeguati anche alla luce della crescita delle fonti rinnovabili elettriche prevista dalla ripartizione nelle regioni peninsulari italiane 12

13 GRAZIE PER L ATTENZIONE Romano Stasi Segretario Generale ABI Lab 13

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