FederIdroelettrica. Principali novità regolatorie in materia di generazione distribuita

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1 FederIdroelettrica Principali novità regolatorie in materia di generazione distribuita Ing. Alessandro Arena Direzione Mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico Solarexpo The Innovation Cloud Renewables Grid technologies E-mobility Efficiency Fiera Milano Rho, 9 maggio 2014 Prezzi minimi garantiti

2 Prezzi minimi garantiti: finalità Duplice finalità: 1.assicurare la sopravvivenza economica agli impianti di minori dimensioni che sfruttano risorse marginali o residuali che, in quanto tali, non potrebbero essere altrimenti utilizzate; 2.garantire una remunerazione minima, qualunque sia l andamento del mercato elettrico. Valori dei prezzi minimi garantiti riconosciuti agli impianti idroelettrici dall anno 2008 all anno 2013 Quantità di energia elettrica ritirata su base annua Anno 2008 Anno 2009 Anno 2010 Anno 2011 Anno 2012 Anno 2013 [ /MWh] [ /MWh] [ /MWh] [ /MWh] [ /MWh] [ /MWh] fino a kwh 142,1 146,6 147,6 150,0 154,1 158,7 oltre kwh fino a kwh 90,0 92,9 93,5 95,0 97,6 100,5 oltre kwh fino a kwh 77,6 80,1 80,7 82,0 84,2 86,7 oltre kwh fino a kwh 72,2 74,5 75,0 76,2 78,3 80,6 Prezzi minimi garantiti: novità - 1 Con la deliberazione 618/2013/R/efr, a seguito del processo di consultazione avviato con il documento per la consultazione 486/2013/R/efr, sono stati ridefiniti i valori dei prezzi minimi garantiti per gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW per i quali è consentito l accesso al ritiro dedicato. A differenza di quanto previsto con la deliberazione ARG/elt 103/11, si è ritenuto opportuno, per ogni fonte, definire i rispettivi prezzi minimi garantiti che riflettano i reali costi di esercizio e di combustibile (comprensivi della maggiorazione pari al 10% necessaria al fine di garantire un adeguata remunerazione e di tenere conto di possibili differenze tra i costi di gestione effettivi e quelli medi assunti come riferimento nel Rapporto del Politecnico di Milano) e non più definire un prezzo minimo garantito di base che non è rappresentativo dei costi di gestione. Ciò appare coerente con le finalità dei prezzi minimi garantiti.

3 Prezzi minimi garantiti: novità - 2 Dal Rapporto del Politecnico di Milano è emerso che sarebbe opportuno definire scaglioni progressivi solo nel caso degli impianti idroelettrici poiché solo per tali impianti i costi di gestione appaiono fortemente influenzati dall effetto scala e diventano particolarmente rilevanti per basse produzioni. Pertanto, sono stati definiti gli scaglioni progressivi solo nel caso degli impianti idroelettrici. Si è ritenuto opportuno confermare per gli impianti idroelettrici gli scaglioni progressivi già individuati con la deliberazione ARG/elt 103/11 e, poiché i costi di gestione di tali tipologie impiantistiche appaiono inferiori ai prezzi medi di mercato dell energia elettrica in corrispondenza di produzioni rilevanti, si è ritenuto opportuno limitare l applicazione dei prezzi minimi garantiti ai primi 1,5 milioni di kwh annui. Prezzi minimi garantiti: novità - 3 Si è ritenuto opportuno non continuare ad aggiornare, in aumento, per gli anni successivi al 2014, la parte dei prezzi minimi garantiti previsti per gli impianti idroelettrici a copertura dei canoni relativi alle concessioni idroelettriche nonché dei costi relativi alla tassazione sull immobile (pari a 25 /MWh), per evitare di utilizzare la componente tariffaria A 3 per coprire i continui incrementi delle tassazioni registrati negli ultimi anni.

4 Prezzi minimi garantiti: novità - 4 Si è ritenuto opportuno, al fine di consentire una maggiore apertura del mercato, che i vantaggi relativi ai prezzi minimi garantiti si possano applicare anche nel caso in cui l energia elettrica sia commercializzata sul libero mercato, fermo restando il fatto che tale energia elettrica rispetti i requisiti che le consentirebbero di accedere al ritiro dedicato. In tali casi, occorre siglare una convenzione con il GSE sulla base della quale il medesimo GSE: a) riconosce a conguaglio, al termine di ciascun anno solare, la differenza, se positiva, tra: il prodotto tra i prezzi minimi garantiti e la quantità di energia elettrica immessa (limitatamente alla quantità di energia elettrica a cui tali prezzi sono riferiti su base annuale solare) e il prodotto tra il prezzo zonale orario e la medesima quantità di energia elettrica immessa di cui al precedente alinea; b) applica un corrispettivo a copertura dei costi amministrativi determinato dal medesimo, previa verifica positiva del Direttore della Direzione Mercati dell Autorità. Prezzi minimi garantiti: novità - 5 Prezzi minimi garantiti per l'anno 2014 per gli impianti idroelettrici: tabella di sintesi Quantità di energia elettrica ritirata su base annua Prezzo minimo garantito (*) [ /MWh] fino a kwh (151,8-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (104,5-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (66,0-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 oltre kwh e fino a kwh (57,2-25)*(1+ FOI 2013/100)+25 (*) Con il termine "FOI 2013" si intende il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat nell'anno Tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall Istat nell'anno 2013 rispetto al 2012: 1,1% Prezzi minimi garantiti per l'anno 2014 per gli impianti idroelettrici Quantità di energia elettrica ritirata su base annua Prezzo minimo garantito (valore vigente per l'anno 2014) [ /MWh] fino a kwh 153,2 oltre kwh e fino a kwh 105,4 oltre kwh e fino a kwh 66,5 oltre kwh e fino a kwh 57,6

5 Prezzi minimi garantiti: novità - 6 Prezzi minimi garantiti medi per gli impianti idroelettrici Prezzo medio riconosciuto [ /MWh] Produzione annua [MWh] Prezzi minimi garantiti: novità - 7 L articolo 1, comma 2, del decreto-legge n. 145/13, come modificato dalla legge n. 9/14, prevede che A decorrere dal 1 gennaio 2014, i prezzi minimi garantiti, definiti dall Autorità per l energia elettrica e il gas ai fini dell applicazione dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e dell articolo 1, comma 41, della legge 23 agosto 2004, n. 239, sono pari, per ciascun impianto, al prezzo zonale orario nel caso in cui l energia ritirata sia prodotta da impianti che accedono a incentivazioni a carico delle tariffe elettriche sull'energia prodotta, ad eccezione dell'energia elettrica immessa da impianti fotovoltaici di potenza nominale fino a 100 kw e da impianti idroelettrici di potenza elettrica fino a 500 kw.

6 Prezzi minimi garantiti: novità - 8 L Autorità, con la deliberazione 179/2014/R/efr, ha aggiornato l Allegato A alla deliberazione n. 280/07, come modificato dalla deliberazione 618/2013/R/efr, al fine di recepire quanto previsto dal decreto-legge n. 145/13, prevedendo: che con il termine potenza elettrica nel caso di impianti idroelettrici si intende la potenza efficiente o massima potenza elettrica, definita come la massima potenza elettrica, con riferimento esclusivo alla potenza attiva, che può essere prodotta con continuità, durante un dato intervallo di tempo sufficientemente lungo di funzionamento (almeno 4 ore per gli impianti idroelettrici), supponendo tutte le parti dell impianto in funzione in piena efficienza e nelle condizioni ottimali (di portata e di salto); Prezzi minimi garantiti: novità - 9 nel caso di impianti idroelettrici che accedono a strumenti incentivanti sull energia elettrica prodotta a carico delle tariffe elettriche e che beneficiano anche dei prezzi minimi garantiti, per i quali i produttori, in sede di istanza, hanno comunicato una potenza elettrica fino a 500 kw e una potenza attiva nominale superiore a 500 kw, il GSE verifichi che, sulla base dei dati di misura, non sia mai superata, nel corso dell anno solare, la potenza elettrica di 500 kw; e che, qualora tale potenza sia superata, il GSE provveda a revocare, per il medesimo anno, i prezzi minimi garantiti effettuando i conseguenti conguagli. Tali verifiche si rendono necessarie in quanto la potenza elettrica non è un dato di targa, come invece la potenza attiva nominale, e pertanto potrebbe subire variazioni nel corso degli anni per effetto delle mutate condizioni di portata.

7 Documento per la consultazione 354/2013/R/eel: promozione dell integrazione degli impianti di generazione distribuita nel sistema elettrico Il documento per la consultazione 354/2013/R/eel Con il documento per la consultazione 354/2013/R/eel, l Autorità ha avviato un pubblico dibattito in merito alla revisione della regolazione del dispacciamento, con particolare attenzione alle fonti rinnovabili non programmabili e alla generazione distribuita. Il documento per la consultazione 354/2013/R/eel riporta in allegato uno studio del Politecnico di Milano in cui: vengono individuate le risorse per il dispacciamento che potrebbero essere fornite dalle fonti rinnovabili non programmabili e dalla generazione distribuita o dai carichi connessi alle reti di distribuzione, nonché i requisiti associati a tali funzioni suddividendoli tra requisiti di natura tecnica che dovrebbero o potrebbero essere resi obbligatori e altri servizi che invece dovrebbero o potrebbero essere selezionati tramite procedure di mercato; vengono analizzati criticamente i diversi modelli possibili per l erogazione del servizio di dispacciamento sulle reti di distribuzione (fino ad oggi non interessate da tale servizio) e, per ciascuno di essi, sono ipotizzate possibili modalità di selezione e di erogazione dei servizi e delle prestazioni necessarie.

8 I possibili modelli di dispacciamento per l approvvigionamento delle risorse - 1 Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1): 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): 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. I possibili modelli di dispacciamento per l approvvigionamento delle risorse - 2 Non tutti i modelli di dispacciamento presentati sono compatibili con le normative oggi vigenti, in relazione alla definizione di dispacciamento, alla conseguente concessione a Terna per lo svolgimento di tale attività e alle normative alla base della vigente disciplina dei mercati elettrici. Il percorso intrapreso dall Autorità quindi ha l obiettivo di sfruttare al meglio le potenzialità offerte dalle fonti rinnovabili non programmabili e dalla generazione distribuita, un potenziale oggi ancora non utilizzato in modo ottimale.

9 Grazie per l attenzione Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico Direzione Mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Piazza Cavour, Milano Tel: /290 Fax:

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