Savona, 8 luglio Andrea Galliani

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1 Stato di utilizzo e di integrazione degli impianti di produzione alimentati dalle fonti rinnovabili e degli impianti di cogenerazione ad alto rendimento Savona, 8 luglio 2016 Andrea Galliani Direzione Mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico 1

2 Evoluzione del mix produttivo nazionale Grafico elaborato a partire da dati Terna Il mix produttivo nazionale è cambiato radicalmente in pochi anni 2

3 MW Potenza efficiente lorda installata in Italia dal 1931 a oggi Evoluzione della potenza installata Impianti eolici e fotovoltaici Impianti nucleotermoelettrici Impianti geotermoelettrici Impianti termoelettrici convenzionali Impianti idroelettrici Grafico elaborato a partire da dati Terna La potenza FER sta aumentando ma la termoelettrica sta diminuendo 3

4 Andamento della produzione termoelettrica lorda in Italia Produzione lorda da impianti termoelettrici Altri combustibili Prodotti petroliferi Gas derivati Gas naturale Combustibili solidi [GWh] La produzione termoelettrica sta diminuendo. 4

5 MW Impianti di produzione combinata di energia elettrica e termica: evoluzione della potenza installata dal 1991 a oggi Vapore a cond. e spillamento Vapore a contropressione Motori a combustione interna Turbine a gas con recupero Cicli combinati

6 100% 90% 80% 70% Incidenza percentuale dei combustibili utilizzati per la generazione termoelettrica in Italia nel 2014 Totale: 90,36 TWh Totale: 85,15 TWh 12,5% 22,6% 2,7% 2,7% 2,0% 0,1% Altri combustibili 60% 47,9% Prodotti petroliferi 50% 40% 1,6% Solidi Gas derivati Gas naturale 72,6% 30% 20% 35,3% 10% 0% Impianti con sola produzione di energia elettrica Impianti con produzione combinata di energia elettrica e calore 6

7 Generazione distribuita 100% Totale: 64,31 TWh Totale: 51,97 TWh Totale: 279,83 TWh 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% GD GD-10 MVA ITALIA Geotermica 0,3% 0,0% 2,1% Eolica 6,8% 2,2% 5,4% Biomasse, Biogas e Bioliquidi 17,9% 19,1% 6,7% Solare 32,4% 40,7% 8,0% Idrica 22,3% 23,7% 21,5% Fonti non rinnovabili 20,3% 14,3% 56,3% 7 di 65 7

8 Sviluppo della generazione distribuita Idrica Biomasse, Biogas e Bioliquidi Fonti non rinnovabili Geotermica Eolica Solare Produzione (GWh) La produzione da generazione distribuita sta aumentando. 8 8 di 65

9 Alcune considerazioni (1/2) La struttura del portafoglio di generazione di energia elettrica in Italia sta subendo profondi cambiamenti in un arco temporale molto ristretto. Tali cambiamenti riguardano essenzialmente: la forte crescita delle fonti rinnovabili negli ultimi dieci anni, sia in termini di potenza installata (40% nel 2014 a fronte del 24% nel 2004), che di produzione (circa 43% nel 2014, a fronte di circa 18% nel 2004) e conseguente riduzione dell incidenza delle fonti fossili, soprattutto dell olio combustibile, ormai quasi del tutto inutilizzato (1,7% del totale prodotto nel 2014). Si sta anche assistendo a una decrescita della potenza installata derivante dalla dismissione o messa in conservazione di impianti termoelettrici anche di elevata taglia, non pienamente compensata dalla nuova installazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili (riduzione di 3,5 GW di impianti termoelettrici tradizionali a fronte di un aumento di 0,67 GW da fonti rinnovabili). 9

10 Alcune considerazioni (2/2) il correlato aumento del peso delle fonti aleatorie e in particolare del solare e dell eolico (21,8% del totale installato nel 2014 a fronte di poco più dell 1% nel 2004; circa 13,4% del totale prodotto nel 2014, a fronte di poco meno dell 1% nel 2004); l incremento del peso degli impianti di generazione di piccola taglia, prevalentemente connessi alle reti di distribuzione. Nel 2014 gli impianti con potenza inferiore a 10 MVA rappresentavano il 20% della potenza installata: circa 15 punti percentuali in più rispetto al Il loro peso in termini di produzione è passato dal 4,7% del 2004 al 18,6% del 2014, con +4,8 TWh rispetto al Nel 2013 e nel 2014 è proseguita la contrazione dei consumi di energia elettrica, anche per effetto della crisi economica: 297 TWh nel 2013 e 291 TWh nel 2014 (i consumi sono stati 319 TWh nel 2008 e 303 TWh nel 2004). Sta diminuendo ancora di più il prelievo di energia elettrica dalle reti perché buona parte della generazione distribuita è realizzata presso i centri di consumo. 10

11 Questioni afferenti l accesso e l utilizzo delle reti elettriche 11 di 1165

12 Preventivi di connessione accettati: potenza Preventivi accettati per richieste di connessione in BT e MT Potenza [MW] TOTALE Fotovoltaico 3335,4 2654,5 883,6 394,6 357,9 Eolico 86,4 119,6 142,0 188,9 70,7 Biogas e biomasse 414,8 372,7 154,8 148,2 37,0 Altro 85,6 75,8 104,0 211,0 124,2 Idroelettrico 198,3 261,1 28,9 293,7 132,9 Stanno diminuendo i preventivi accettati relativi a impianti fotovoltaici. 12

13 Preventivi di connessione accettati ripartizione % % di preventivi accettati perrichieste di connessione in BT e MT 100% Totale: MW Totale: MW Totale: MW Totale: MW Totale: 723 MW 90% 80% 70% Potenza 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Altro 2,1% 2,2% 7,9% 17,1% 17,2% Idroelettrico 4,8% 7,5% 2,2% 23,8% 18,4% Biogas e biomasse 10,1% 10,7% 11,8% 12,0% 5,1% Eolico 2,1% 3,4% 10,8% 15,3% 9,8% Fotovoltaico 80,9% 76,2% 67,3% 31,8% 49,5% 13

14 Preventivi di connessione accettati numero Preventivi accettati per richieste di connessione in BT e MT Numero Idroelettrico Altro Biogas e biomasse Eolico Fotovoltaico Gli impianti fotovoltaici tendono a essere più piccoli ma ancora numerosi. 14

15 La saturazione virtuale delle reti elettriche Potenza [GW] Preventivi tuttora validi in attesa di connessione Connessioni attivate 8,6 GW afferenti alla distribuzione e 62,8 GW afferenti alla trasmissione Anno Si è attenuato il problema della saturazione virtuale delle reti. Sicuramente gli interventi di regolazione effettuati dall Autorità dal 2011 in poi hanno avuto effetti positivi. Necessario continuare l azione di monitoraggio. 15

16 Questioni afferenti i mercati elettrici e il dispacciamento 16 di 1665

17 Evoluzione del profilo dei prezzi su MGP 1,5 1,4 Rapporto tra il PUN medio orario e il PUN medio complessivo 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Anno 2010 Anno 2012 Anno 2014 Anno

18 60% Andamento dell'efficienza netta degli impianti di produzione di energia elettrica 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Motori a combustione interna Turbine a vapore a condensazione Cicli combinati Efficienza netta complessiva per impianti di sola produzione di energia elettrica Efficienza netta totale per la produzione di energia elettrica (inclusa la cogenerazione)

19 Il profilo di carico residuo (1/2) Carico soddisfatto da generazione non rilevante (in particolare eolico e PV) Rampa 19

20 Il profilo di carico residuo (2/2) Rischio di taglio della produzione 20

21 Diventa quindi doveroso fare in modo che anche gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili non programmabili partecipino attivamente al funzionamento del sistema elettrico, sia attraverso la fornitura dei servizi di rete, sia attraverso la loro responsabilizzazione in termini di bilanciamento. Al tempo stesso è importante fare in modo che i mercati e la regolazione del servizio di dispacciamento consentano di sfruttare le potenzialità e le caratteristiche di tali impianti e che i gestori di rete possano avvalersi di tali impianti per la gestione delle reti elettriche. Ciò consentirebbe l integrazione e l ulteriore diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili e della generazione distribuita, garantendo allo stesso tempo la sicurezza del sistema elettrico. Possibile riduzione o minor incremento dei costi di dispacciamento determinati dalla presenza di FER 21 di 2165

22 Cosa è stato fatto: i servizi di rete Inizialmente, per i soli impianti eolici di maggiore potenza e di nuova realizzazione, è stata prevista l obbligatorietà della prestazione di alcuni servizi di rete, tra cui la riduzione di potenza in caso di necessità e l insensibilità ai buchi di tensione (deliberazione ARG/elt 5/10). E stata resa obbligatoria l installazione, anche nel caso di impianti di generazione distribuita, di dispositivi che consentano la prestazione di servizi di rete, sulla base delle specifiche tecniche declinate dal CEI e/o dal Codice di rete di Terna. Al riguardo sono state avviate anche azioni di adeguamento degli impianti esistenti. Esempi: intervallo di frequenza entro cui tutti gli impianti devono rimanere connessi; teledistacco per gli impianti connessi alle reti di media tensione di potenza almeno pari a 100 kw. 22 di 2265

23 Cosa è stato fatto: gli sbilanciamenti Si è poi cercato di promuovere migliori previsioni dell energia elettrica immessa in rete, oggi possibili, evitando che i costi dovuti alla scarsa prevedibilità continuino a incidere sulla generalità dei consumatori. L intervento ha voluto attribuire ad una parte degli sbilanciamenti (la differenza tra immissioni reali e programmate) il loro valore di mercato e non più, come prima, il prezzo zonale orario, evitando quindi di caricare le differenze di prezzo, positive o negative, su tutta la collettività. Il valore degli sbilanciamenti, infatti, non dipende dalla fonte né dalla tecnologia e deve quindi essere inteso come prezzo di mercato di tale energia, non come uno strumento penalizzante nel caso in cui non vengano rispettate le previsioni di immissione. Nonostante i continui contenziosi è stata ottenuta una migliore previsione delle immissioni di energia elettrica da fonti non programmabili (deliberazione 281/2012/R/efr, poi sostituita dalla 522/2014/R/eel). 23 di 2365

24 Cosa è stato fatto: i sistemi di accumulo Non vi sono distinzioni tra le diverse tecnologie al fine di non promuovere lo sviluppo di alcune soluzioni a scapito di altre. In più, l Autorità ha disposto che i sistemi di accumulo siano trattati come singoli impianti di produzione o come gruppi di generazione che costituiscono un impianto di produzione (se presente) perché essi possono immettere energia elettrica in rete e perché tale scelta, dal punto di vista dell accesso ai mercati, consente una loro più facile integrazione con gli impianti alimentati da fonti non programmabili (deliberazione 574/2014/R/eel). 24 di 2465

25 Cosa occorre fare Occorre rivedere e aggiornare la regolazione complessiva del dispacciamento affinché sia più aderente alla nuova realtà e consenta una partecipazione più attiva anche da parte di impianti che fino ad oggi non hanno prestato servizi di rete (se non in piccola parte) nonché un maggiore utilizzo di tali risorse da parte di Terna. Occorre anche effettuare approfondimenti in relazione alla futura gestione delle reti di distribuzione per valutare se e come definire una regolazione per il servizio di dispacciamento che coinvolga gli impianti di produzione e i clienti finali connessi a tali reti, sfruttando appieno (e non solo tramite una serie di automatismi) le potenzialità dei dispositivi che già dal 2012 devono essere obbligatoriamente installati sugli impianti di produzione per effetto dell applicazione delle nuove Norme CEI 0-16 e CEI Ciò consentirebbe la partecipazione attiva, da parte dei produttori e da parte dei clienti finali, al mercato elettrico, anche abilitando le unità di GD alla fornitura di risorse per il dispacciamento. 25 di 2565

26 Modelli di dispacciamento futuro Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1) è effettuato a livello centrale nella responsabilità di Terna e l utente è responsabile della presentazione di offerte sul MSD (direttamente o tramite un eventuale trader). Dispacciamento Locale del DSO (Modello 2) è effettuato a livello locale dal distributore che è responsabile nei confronti di Terna della presentazione di offerte sul MSD acquistando la capacità tramite un MSD_D a cui partecipa la GD (direttamente o per il tramite di un trader). Profilo di scambio AT/MT Programmato (Modello 3) è effettuato a livello centrale da Terna coinvolgendo le sole unità connesse alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN), mentre il distributore è responsabile di mantenere, nel tempo reale, lo scambio di energia con la RTN il più possibile simile a quello definito in fase di programmazione. L implementazione di uno o più di questi modelli non può prescindere dai codici di rete europei in corso di completamento. 26 di 2665

27 Gli orientamenti dell Autorità (DCO 298/2016) - 1 Gli orientamenti pubblicati dall Autorità sono riferiti a una regolazione transitoria, nelle more della definizione dei codici di rete europei, e si basano sull attuale assetto del dispacciamento. Le innovazioni prospettate sono quelle che possono essere implementate rapidamente, senza ridefinire l attuale assetto. Sono come di seguito riassumibili: Abilitazione a MSD obbligatoria per le unità di produzione che già sarebbero obbligate sulla base delle regole attualmente vigenti (impianti termoelettrici e idroelettrici rilevanti). Abilitazione a MSD facoltativa per le altre unità di produzione e per le unità di consumo (tranne quelle che già beneficiano dell interrompibilità). Terna definisce i criteri per l abilitazione facoltativa (possono essere diversi da quelli già attualmente previsti per l abilitazione obbligatoria) e le modalità di verifica, tramite prove test. 27 di 2765

28 Gli orientamenti dell Autorità (DCO 298/2016) - 2 Le unità di produzione rilevanti non possono essere aggregate e possono partecipare a MSD singolarmente; le unità di produzione non rilevanti che richiedono l abilitazione possono essere aggregate su base zonale (rimane facoltà di Terna definire la dimensione geografica ottimale, eventualmente più piccola della zona se si ravvisano vincoli di rete), anche tra programmabili e non programmabili; le unità di consumo che richiedono l abilitazione a MSD possono essere aggregate su base zonale (con la medesima facoltà di Terna già richiamata). Le unità di produzione non rilevanti che non chiedono l abilitazione a MSD continuano ad essere aggregate su base zonale, per utente del dispacciamento e per tipologia; le unità di consumo che non richiedono l abilitazione a MSD continuano ad essere aggregate su base zonale per utente del dispacciamento. Non è consentita l aggregazione tra unità di produzione e unità di consumo. Gli aggregati devono essere identici sui diversi mercati (MGP, MI e MSD). L aggregatore coincide con l utente del dispacciamento. 28 di 2865

29 Gli orientamenti dell Autorità (DCO 298/2016) - 3 Alle unità abilitate a partecipare a MSD su base volontaria si applicano tutte le condizioni e tutti i corrispettivi già attualmente vigenti per le unità abilitate (quali i corrispettivi di sbilanciamento duali, i corrispettivi per il mancato rispetto degli ordini di dispacciamento, ecc.). Per le unità di consumo abilitate è previsto uno sconto sull uplift. Nel caso in cui vi sia un aggregatore, Terna dialoga con tale soggetto. È sua responsabilità ottemperare agli impegni presi movimentando le unità di produzione o di consumo nella propria responsabilità. 29 di 2965

30 Elementi da approfondire L approvvigionamento delle risorse flessibili, tenendo altresì conto degli sviluppi della disciplina degli sbilanciamenti. La definizione dei prodotti oggetto di negoziazione su MSD, preservando, laddove possibile, l impostazione Central Dispatch System. Il concetto di abilitazione basata sulla neutralità tecnologica in modo da consentire la massima partecipazione possibile delle unità di produzione e/o di consumo, ma anche accumuli. La possibilità di introdurre livelli di aggregazioni a seconda della risorsa fornita. Il nuovo ruolo dei distributori. La figura dell aggregatore e in particolare la fattibilità di modelli di mercato in cui tale figura possa anche non coincidere con l utente del dispacciamento. L interfaccia tra Terna e l aggregatore, tra l aggregatore e i gestori delle unità di produzione e di consumo (clienti, produttori o prosumer), nonché tra i predetti soggetti e le imprese distributrici. 30 di 3065

31 Questioni afferenti i regimi commerciali speciali e gli strumenti incentivanti 31 di 3165

32 Costo degli strumenti di incentivazione Costo degli strumenti di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili [Milioni di euro] Nuovi strumenti incentivanti altre FER Incentivi per fotovoltaico Tariffa fissa onnicomprensiva l. n. 244/07 Incentivi sostitutivi dei certificati verdi Certificati verdi Cip 6 (solo fonti rinnovabili)

33 Quantità di energia elettrica incentivata Quantità di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e incentivata distinta per tipologia di strumento incentivante Nuovi strumenti incentivanti altre FER Incentivi per fotovoltaico Tariffa fissa onnicomprensiva l. n. 244/07 Incentivi sostitutivi dei certificati verdi Certificati verdi Cip 6 (solo fonti rinnovabili) [TWh]

34 70 Quantità di energia elettrica incentivata Quantità di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e incentivata, distinta per fonte 65 Biomasse Solare fotovoltaica Eolica Idrica Geotermica [TWh]

35 [Milioni di euro] Impatto in A3 derivante dagli strumenti di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate e dai regimi commerciali speciali Scambio sul posto Ritiro dedicato Incentivi sostitutivi dei certificati verdi TLR Certificati verdi teleriscaldamento Cip 6 oneri una tantum Cip 6 fonti assimilate Nuovi strumenti incentivanti altre FER Incentivi per fotovoltaico Tariffa fissa onnicomprensiva l. n. 244/07 Incentivi sostitutivi dei certificati verdi FER Certificati verdi fonti rinnovabili Cip 6 fonti rinnovabili

36 Produzione di energia classificabile come cogenerativa (2004/8/CE) dalle diverse tecnologie impiantistiche (anno 2014) 1,07 Produzione lorda totale di energia elettrica Energia elettrica qualificabile come cogenerativa Produzione di energia termica utile 0,87 Focus sulla CAR GWh ,60 Indice elettrico medio ,39 0, Motori a combustione interna Turbine a gas Turbine a vapore in contropressione Turbine a vapore a cond. e spillamento Cicli combinati Produzione combinata di energia elettrica e calore dalle diverse tecnologie impiantistiche in Italia (anno 2014) Produzione lorda totale di energia elettrica Produzione di energia termica utile 2,44 GWh ,34 Indice elettrico medio ,64 0,32 0,45 0 Motori a combustione interna Turbine a gas Turbine a vapore in contropressione Turbine a vapore a cond. e spillamento Cicli combinati

37 Grazie per l attenzione Autorità per l energia elettrica il gas ed il sistema idrico Direzione mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Piazza Cavour, Milano mercati@autorita.energia.it Tel: Fax: