L impatto delle rinnovabili sul mercato elettrico: Roma 13 settembre 2012

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1 L impatto delle rinnovabili sul mercato elettrico: Roma 13 settembre 212

2 Potenza Efficiente Lorda (MW) (stime) Eolica % Solare % Geotermica % Idraulica % Bioenergie % Totale FER % Produzione Lorda (GWh) Eolica % Solare % Geotermica % Idraulica % Bioenergie % Totale FER % Consumo Interno Lordo CIL (GWh) FER/CIL % FER nel 211: 45,24% programmabili, : 53,76% non programmabili sul totale FER Programmabili: Idraulica serbatoio + bacino (57,75% * del totale idraulica) + Bioenergie Non programmabili: Idraulica acqua fluente, eolica, solare, geotermica Rispetto all energia scambiata sul mercato elettrico, le FER NP rappresentano circa il 25% 2

3 6. MWh Potenza installata / Picco NA NA NA NA 8% 12% 18% 38% 43% Poti installata eolico NA NA NA NA * Pot installata solare NA NA NA NA * * Stima 3

4 Anche l eolicoè passato da una produzione di 4,8 TWh nel 28 a 1,4 TWh nel 211 4

5 GW Richiesta (TWh) Termici (GW) Eolici e fotovoltaici (GW) TWh 9 35, , 33, 32, 31, 3, 29, 28, 27, 26, 25, 5

6 Produzione Lorda (GWh) Eolica % Solare % Geotermica % Idraulica % Bioenergie % Totale FER % Tra le FER programmabili, le bioenergie (biomasse solide, biogas e bioliquidi) sembrano quelle con più alto potenziale di sviluppo. 6

7 Vantaggi Svantaggi Solare Buona Prevedibilità(possibile deltacontenuto tra programmazione e immissione) Agiscein ore in cui il fabbisogno è elevato Collocazione geografica (irraggiamento diffuso su tutto il territorio nazionale) Produzione legata a condizioni climatiche Non è modulabile:critico ore in cui il fabbisogno è basso Eolico Modulabile(es. Spegnimento su input TSO) Produzione legata a condizioni climatiche Minore Prevedibilità rispetto al solare (possibile delta tra programmazione e immissione) Collocazione geografica (concentrazione in alcune zone) 7

8 Il peso crescente della produzione da rinnovabili sta producendo impatti rilevanti sul mercato all ingrosso: prezzi bassi nelle ore di picco a maggior irradiamento solare e aumento dei prezzi nelle ore serali effetto sul mercato e sul bilanciamento 8

9 Picco/Fuori picco lavorativo IPEX Picco/Fuori picco lavorativo EPEX Germania Festivo/Fuori picco lavorativo IPEX Festivo/Fuori picco lavorativo EPEX Germania 2,2 2, 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,

10 Estate 212** Estate 25** Ore diurne Ore notturne Ore diurne Ore notturne /MWh , , , , % µ=89, , ,99783 µ=18, /MWh , , , , , , µ=15, % µ=61, Vol* Vol* Nel 212, nelle ore notturne, quando l energia prodotta da impianti fotovoltaici, presentata a prezzo zero (pto), non è più disponibile, incremento dei prezzi del 21% (nessuna correlazione con fabbisogno) ** µ mesi giugno, luglio, agosto, solo giorno feriali (lun_ven) *Energia registrata in acquisto da unità di consumo reali (solo giorni feriali lun-ven;mwh)

11 Inverno 211_212** Inverno 24_25** Ore diurne Ore notturne Ore diurne Ore notturne /MWh , , , , , , µ=98, % µ=118,94826 /MWh , , , , , , µ=93, % µ=11, Vol* Vol* Impatto sui prezzi del fotovoltaico più contenuto nel periodo invernale ** µ mesi dicembre, gennaio, febbraio, solo giorno feriali (lun_ven) *Energia registrata in acquisto da unità di consumo reali (solo giorni feriali lun-ven;mwh)

12 5. MWh 45. = PUN = PUN Dalle 15 ora decremento quantità prodotta dagli impianti fotovoltaici 14, /MWh 12, ,62 19, 11,94 92,59 94,47 96,21 92,45 93,68 89,58 86,57 84,73 85,56 79,3 8,62 8,92 77,6 75,74 73,71 71,61 7,73 67,54 64,83 64,38 65,64 1, 8, 6, 15. 4, , * µ mesi giugno, luglio, agosto 212, solo giorno feriali (lun_ven) 12,

13 1 maggio 212 (peak) 15 agosto 212 (peak) 3. MWh ore picco (µ = MWh) ore picco (µ = 25.3 MWh) 3. MWh Fotovoltaico (stimato) 1. Fotovoltaico (stimato) Nei giorni non di carico, l energia prodotta da impianti fotovoltaici può assorbire percentuali consistenti dei consumi nazionali

14 Delibera 28/212/R/efr Aumento mercati Intraday Fino al 31/12/212, le unità di produzione rinnovabili non programmabili che presentano offerte senza indicazioni di prezzo su MGP e non partecipano ai successivi mercati MI: In caso di sbilancio, pagano/ricevono prezzo zonale Ricevono un Corrispettivo di Corretta Previsione (CCP) pari, nel 212, a: 3 /MWh*(,15*Energia Immessa - Energia Immessa ora h-energia Programmata ora h ) Non ci sono stimoli per incentivare la corretta previsione degli impianti A partire dal 1 Gennaio 213, progressivo allineamento regime di sbilancio (analogamente a quanto avvenuto per la domanda): Una quota dello sbilancio (2% del programmato fino al 3 giugno; 1% del programmato dal 31 luglio al 31 dicembre), viene valutata a prezzo zonale La restante quota è soggetto al pagamento del prezzo di sbilancio, in regime analogo a quello delle unità di produzione non abilitata a MSD Esistono attualmente due mercati intra-giornalieri che si svolgono nel giorno di consegna fisica: MI3: chiude alle 7.3 del giorno di consegna e copre le ore dalla 13 alla 24 MI4: chiude alle 11.3 del giorno di consegna e copre le ore dalla 17 alla 24 Un incremento dei mercati intraday, con l obiettivo di ridurre il gap tra gate closure e consegna, permette ai produttori di correggere meglio distorsioni derivanti da una non corretta previsione, riducendo rischio di sbilancio Altre soluzioni Sistemi di accumulo (risoluzione congestioni, effetto peak-shaving) Smart grid Smart meter configurati su base oraria (possibilità di attivare politiche di prezzo realtime); partecipazione attiva dei consumatori sul mercato consumatori finali più attiva (implementazione di misure di demande-response ) Integrazione dei mercati europei 14

15 La caratteristica principale delle reti elettriche avanzate (Smart Grid) è quella di riuscire ad integrare il comportamento e le azioni dei produttori e dei consumatori L obiettivo è quello di integrare in rete nuovi servizi e infrastrutture, in modo da ridurre l'impatto ambientale e climatico, accrescere l'autosufficienza e la sicurezza energetica, ridurre i costi e, in generale, aumentare l'efficienza del sistema L utente finale diventa parte attiva nel sistema elettrico I principali effetti dell introduzione di smartgridsono: Integrazione delle FER non programmabili con effetti migliorativi per il dispaciamento Integrazione della microgenerazionedistribuita 15