La variazione del mix produttivo italiano e gli effetti sul mercato elettrico Dott. Ing. Massimo Rivarolo Scuola Politecnica Università di Genova DIME Sez. Maset massimo.rivarolo@unige.it
Contenuti Mix produttivo attuale in Italia e influenza delle FER Gli strumenti incentivanti in Italia per le FER e i loro costi Il DM 5 luglio 2012 (fotovoltaico) e il DM 6 luglio 2012 (altre FER) Gli effetti della diffusione delle FER sulla rete e sul mercato elettrico ESERCIZIO: Impatto economico delle FER su scala nazionale
Il sistema elettrico italiano: gli attori AEEGSI (Autorità per l Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico) È un ente indipendente, istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481, che opera nell ambito della regolazione del mercato libero dell energia elettrica e del gas con il compito di garantire: promozione della concorrenza e dell efficienza nel settore dei servizi di pubblica utilità; adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e redditività; fruibilità dei servizi e diffusione in modo omogeneo sull intero territorio nazionale; definizione di un sistema tariffario certo, trasparente e basato su criteri predefiniti; tutela degli interessi di utenti e consumatori. Terna S.p.A. È la società responsabile della trasmissione e del dispacciamento dell energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione sull intero territorio nazionale. È inoltre responsabile dell attività di programmazione, sviluppo e manutenzione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN).
Il sistema elettrico italiano: gli attori GSE (Gestore dei Servizi Energetici) è una società per azioni con il compito di erogare gli incentivi previsti per le fonti rinnovabili e assimilate, per la cogenerazione ad alto rendimento, per l efficienza energetica, per i biocarburanti. Possiede e gestisce i dati relativi all obbligo europeo relativo alle fonti rinnovabili. Si occupa anche della commercializzazione dell energia elettrica che accede ai regimi commerciali speciali (ritiro dedicato e scambio sul posto). GME (Gestore dei Mercati Energetici) è una società per azioni con il compito di organizzare e gestire il mercato elettrico e del gas secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e di concorrenza tra produttori, assicurando una adeguata disponibilità della riserva di potenza.
Il sistema elettrico italiano: gli attori Fonte: AEEGSI (2015)
IL MIX PRODUTTIVO ENERGETICO IN ITALIA
Variazione mix produttivo in Italia Fonte: Relazione 308/2015/I/EFR www.autorita.energia.it
Confronto con altri Stati
Potenza installata in Italia (1931 2013)
Rinnovabili: Potenza installata
Potenza installata in Italia -Valore totale pari a circa 128 GW -Circa 50 GW (39%) sono fonti rinnovabili - Il contributo idroelettrico è rimasto circa costante (22 GW) - Aumento vertiginoso delle FER non programmabili, quali eolico (circa 9 GW) e solare (18 GW) negli ultimi anni. -Lieve diminuzione del termoelettrico, in termini di potenza.
Produzione di energia in Italia
Produzione da impianti termoelettrici
Produzione da rinnovabili
Produzione di energia elettrica in Italia -Produzione totale di circa 290 TWh, in calo -Circa 178 TWh (61,4%) da impianti fossili, in forte calo con Quasi scomparsa dei prodotti petroliferi - Impianti a carbone per soddisfare il base-load (circa 45 TWh) -E le fonti rinnovabili?? - La loro produzione è di 112 TWh e oggi incidono per il 38,6% del totale: nel 2004 il loro contributo era solo il 19%! -La forte crescita di FER non programmabili (eolico e Soprattutto fotovoltaico) ha avuto forti effetti sul mercato.
Rinnovabili: 2000 vs 2013 Fonte: GSE
Evoluzione fotovoltaico Potenza INSTALLATA (2013) Energia PRODOTTA (2013) ORE OPERATIVE EQUIV. 18053 MW 21589 GWh 1200 h
Evoluzione eolico Potenza INSTALLATA (2013) Energia PRODOTTA (2013) ORE OPERATIVE EQUIV. 8561 MW 14897 GWh 1700 h
INCENTIVAZIONE DELLE RINNOVABILI IN ITALIA
Strumenti per la promozione delle FER Strumenti di comando e controllo Strumenti economici Altri strumenti Ordini e imposizioni Es: limiti imposti, obblighi, standard Strumenti di prezzo Es: tariffe fisse, premi, sussidi, tasse Strumenti di quantità Es: incentivi sotto forma di titoli negoziabili Es: semplificazioni, priorità, esoneri, detrazioni
Strumenti incentivanti (1) Strumenti di comando e controllo: consistono nella definizione di imposizioni o divieti. Necessitano di penali o sanzioni nei casi in cui vengono disattesi. Strumenti economici di prezzo: consistono nella definizione di un prezzo di ritiro di un bene o nella definizione di una tassa o di un contributo a fondo perduto. Sono semplici da applicare ma difficili da determinare in modo corretto (non devono essere né troppo bassi né troppo alti), per cui potrebbero non raggiungere l obiettivo desiderato. Necessitano di continua verifica e aggiornamento.
Strumenti incentivanti (2) A loro volta gli strumenti economici di prezzo possono consistere in: Feed in tariff: definizione di un prezzo fisso di ritiro di un bene, quale, ad esempio, l energia elettrica prodotta e immessa in rete. L incentivo, riconosciuto per l energia elettrica immessa in rete, include la vendita dell energia elettrica che, quindi, non rimane nella disponibilità del produttore. L energia elettrica immessa in rete viene ritirata a un prezzo già inclusivo dell incentivo. Feed in premium: definizione di un premio riconosciuto ad un bene, quale, ad esempio, l energia elettrica prodotta. L incentivo non include la vendita del bene che rimane nella disponibilità del produttore, garantendo più flessibilità rispetto al feed in tariff.
Strumenti incentivanti (3) Strumenti economici di quantità consistono nella definizione della quantità di energia elettrica che si desidera incentivare. Necessitano di: definizione di un bene indifferenziato oggetto di negoziazione (titoli); esistenza di una domanda (tramite cui si impone la quantità da incentivare) e di un offerta per questo bene, nonché di un mercato dove si incontrano domanda e offerta; disponibilità di un numero di operatori e di volumi di scambi sufficientemente alti per garantire la liquidità del mercato. Il valore dell incentivo non è noto a priori, ma deriva dal mercato. Esempi sono i Certificati Bianchi (o TEE) e le quote di emissioni di CO 2. Anche i Certificati Verdi (CV) rientravano in questa categoria.
Strumenti incentivanti nei paesi UE Fonte: GSE Feed in tariff e feed in premium Sono strumenti economici di prezzo di incentivazione.
Energia elettrica da FER incentivata
Energia elettrica da FER incentivata
Costo degli strumenti incentivanti (impatto in A3)
Costo degli strumenti incentivanti http://www.autorita.energia.it/ IV trimestre 2015 Tariffa (cliente domestico): 0,19 /kwh Gli oneri generali di sistema hanno rappresentato una quota sempre crescente negli ultimi anni in bolletta elettrica. Sono costituiti da tante voci, le ripartizioni variano a seconda di tipologia di utente. A3 (incentivi alle fonti rinnovabili) rappresenta la componente più significativa.
Prezzo energia elettrica Utenza domestica sino a 3 kw (www.autorita.energia.it)
Vantaggi FER sul mercato elettrico priorità di dispacciamento dell energia elettrica prodotta e immessa in rete (d. lgs. n. 79/99); semplificazioni nelle procedure per la connessione (delibera ARG/elt 99/08 dall 1 gennaio 2009); per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell energia elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro dedicato, delibera n. 280/07 dall 1 gennaio 2008); in alternativa alla cessione dell energia immessa in rete, scambio sul posto (delibera ARG/elt 74/08 dall 1 gennaio 2009). Questa possibilità è prevista per gli impianti fino a 200 kw; incentivi economici, tra cui certificati verdi, incentivi in conto energia (feed in premium), tariffa fissa onnicomprensiva (feed in tariff).
I Certificati Verdi (CV): come sono nati? Dal 2002 al 2015, tutti i produttori di energia elettrica da fonti energetiche convenzionali devono immettere in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili pari al x% dell energia prodotta nel corso dell anno solare precedente, eccedente i 100 GWh, al netto della CAR e dell autoconsumo. La domanda è quindi rappresentata dai produttori di energia elettrica da fonti energetiche convenzionali. La quota d obbligo, inizialmente posta pari al 2%, è cresciuta fino al 7,55% ed è poi stata ridotta fino all abolizione del meccanismo dall 1 gennaio 2016. L offerta è rappresentata dai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili entrati in esercizio tra l 1 aprile 1999 e il 31 dicembre 2012. Ad essi vengono assegnati i Certificati Verdi (CV). I CV sono uno strumento economico di quantità
I Certificati Verdi (CV) Assegnati in riferimento all energia elettrica prodotta nei primi 15 anni a partire dalla data di entrata in esercizio dell impianto; Per i produttori di energia elettrica da fonti convenzionali sono un titolo da acquistare per adempiere all obbligo; Per i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili che ne hanno diritto sono un titolo da vendere, ricavando un vero e proprio incentivo economico riferito alla produzione. Tale ricavo si somma ai ricavi di vendita dell energia elettrica. Possono essere venduti e acquistati attraverso contratti bilaterali stipulati tra le parti oppure partecipando alla borsa dei certificati verdi organizzata dal GME; Il valore dei CV dipende da meccanismi di mercato, non è amministrato Il meccanismo dei CV terminerà il 31 dicembre 2015.
I Certificati Verdi (CV) 1 CV = 1 MWh equivalente afferente a produzione da fonti rinnovabili. Dal 2008, il numero dei CV spettanti a un produttore si ottiene moltiplicando l energia elettrica netta prodotta per un coefficiente correttivo. Fonte coefficienti moltiplicativi per la determinazione del numero dei CV Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kw 1,00 Eolica off-shore 1,50 1, Geotermica 0,90 Moto ondoso e maremotrice 1,80 Idraulica 1,00 Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo 1,30 Biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro oppure di filiere corte (entro un raggio di 70 km). 1,80 Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente 0,80
Incentivi al fotovoltaico Strumento economico di prezzo basato sulla definizione di un premio riconosciuto all energia elettrica prodotta (feed in premium) fino al IV conto energia. (cioè impianti entrati in esercizio prima del 27 agosto 2012, come previsto dal DM 5 maggio 2011) L energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici viene incentivata dal GSE riconoscendo un incentivo per i primi 20 anni di esercizio. Tale incentivo, fino al quarto conto energia, non include la vendita dell energia elettrica, che si somma ai ricavi che ne derivano (feed in premium).
Incentivi al fotovoltaico Con il V conto energia (impianti entrati in esercizio dal 27/8/2012 al 6/7/2013): gli impianti fotovoltaici di potenza nominale fino a 1 MW hanno diritto a una tariffa onnicomprensiva da applicarsi all energia elettrica prodotta netta immessa in rete (feed in tariff), nonché ad un premio da applicarsi all energia elettrica prodotta netta consumata in sito (feed in premium); gli impianti fotovoltaici di potenza nominale superiore a 1 MW hanno diritto, per l energia elettrica prodotta netta immessa in rete (che resta nella disponibilità del produttore), ad un incentivo pari alla differenza, se positiva, tra la tariffa incentivante e il prezzo zonale orario di mercato, nonché ad un premio da applicarsi all energia elettrica prodotta netta consumata in sito (feed in premium). Per impianti fotovoltaici entrati in esercizio dopo il 6/7/2013 gli incentivi non sono più in vigore
Incentivi al fotovoltaico Confronto tra Germania e Italia (i due stati europei con maggiore Produzione da fotovoltaico)
Energia incentivata (FV)
Impatto in A3 incentivi FV
Incentivi per le altre FER Il Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 (vigente dal 2013) prevede che: gli impianti alimentati da FER diverse da solare di potenza nominale fino a 1 MW abbiano diritto a una tariffa onnicomprensiva da applicarsi all energia elettrica prodotta netta immessa in rete (feed in tariff); gli impianti alimentati da FER diverse da solare di potenza nominale superiore a 1 MW abbiano diritto, per l energia elettrica prodotta netta immessa in rete (che resta nella disponibilità del produttore), ad un incentivo pari alla differenza, se positiva, tra la tariffa incentivante e il prezzo zonale orario (feed in premium); gli incentivi (il cui valore dipende dalla fonte) siano riconosciuti per la cosiddetta vita utile di un impianto, variabile (in funzione della fonte) tra 15 e 25 anni.
Incentivi per le altre FER Il medesimo decreto prevede che i valori unitari delle tariffe incentivanti siano definiti tramite procedure concorsuali nel caso di: -impianti idroelettrici con potenza nominale superiore a 10 MW -impianti geotermoelettrici di potenza superiore a 20 MW -impianti alimentati dalle altre FER di potenza superiore a 5 MW. Per gli altri impianti i valori unitari delle tariffe incentivanti sono amministrati. Strumento economico di prezzo basato sulla definizione di un premio riconosciuto all energia elettrica prodotta o di un prezzo fisso di ritiro dell energia elettrica prodotta e immessa in rete
Il DM 6 luglio 2012 Novità Il decreto modifica completamente il meccanismo incentivante regolato dal DM 18/12 2008 che prevedeva di poter scegliere tra Tariffa Onnicomprensiva e Certificati Verdi: la tariffa onnicomprensiva rimane immutata (impianti fino a 1 MW) in modo da garantire un ritorno fisso e prevedibile. I CV vengono sostituiti da un sistema meno complesso che ha la caratteristica di premiare energia immessa in rete e non energia prodotta dall impianto
Tariffe incentivanti
Il DM 6 luglio 2012 Per ciascuna fonte, tipologia e classe di potenza è stabilita una Tariffa Base Incentivante che include sia l'incentivo sia la valorizzazione economica dell energia immessa in rete (prezzo zonale dell'energia immessa in rete). Alla Tariffa Base Incentivante si possono aggiungere specifici premi.
Il DM 6 luglio 2012 TARIFFA ONNICOMPRENSIVA: GSE ritira energia - valore tariffa incorpora incentivo e vendita (impianti fino a 1 MW) TARIFFA BASE+INCENTIVANTE: incentivo puro su energia in rete, essa non viene ritirata da GSE che provvede alla determinazione dell incentivo I sulla base dei dati della produzione netta in rete e dei prezzi zonali di mercato. I= Pr Pz + Tb
EFFETTI DELLE FER SUL MERCATO ELETTRICO
Flussi di energia in rete -2004: flussi dal Nord al Sud -2013: per effetto delle FER, specie al Sud, dove la domanda è minore, si è verificata un inversione.
Nuove connessioni -Forte effetto del fotovoltaico. Con la riduzione degli incentivi sul FV (DM 5 luglio 2012) si sono ridotte le richieste.
Nuove connessioni -Un grande aumento di richieste di connessione implica una saturazione della rete, che necessita quindi di potenziamenti.
Saturazione virtuale delle reti -Il problema della saturazione si sta comunque attenuando negli ultimi anni, grazie agli interventi dell Autorità a partire dal 2011.
Efficienza degli impianti termoelettrici - Legame tra diffusione FER e riduzione efficienza
Curva di produzione
Evoluzione del prezzo sul mercato
Il profilo di carico residuo (Italia) - Effetti di FER non programmabili in aumento; - La parte rimanente del carico viene coperta da impianti programmabili; - Cosa fare se le FER non programmabili non producono quanto previsto?
Il profilo di carico residuo (Sud Italia) - Situazione ancora peggiore; - Si rischia il taglio della produzione;
Osservazioni -A partire dal 2011, il prezzo massimo non si ha nelle ore di Max produzione, ma si ha dalle 17 alle 21. -In tali ore NON si ha produzione da fotovoltaico, che invece È massima nelle ore centrali. -In questo contesto gli impianti termoelettrici (es. cicli combinati), che erano progettati al momento della loro installazione per Soddisfare il carico di base e lavorare in condizioni circa costanti e nominali nelle ore centrali,si trovano a lavorare in condizioni di off-design, con richiesta di una grande flessibilità (per cui NON erano progettati).
Come lavorano oggi i cicli combinati? Ad oggi, molti cicli combinati lavorano per un numero di ore nettamente inferiore a quelle di progetto. A causa dei lunghi tempi di accensione/spegnimento e dei costi relativi a tali operazioni, si sceglie spesso di far lavorare gli impianti anche quando non conviene, in quanto il prezzo dell energia elettrica sul mercato è minore. Interventi dell Autorità: rinegoziazione dei contratti del gas naturale, con un suo abbassamento per quanto concerne il prezzo di approvvigionamento.
Soluzioni future -Sviluppo di nuove tecnologie per permettere una maggiore flessibilizzazione degli impianti termoelettrici -Importanza degli impianti idroelettrici a pompaggio, che possono assorbire eccedenza da FER non programmabili durante il giorno e poi restituire tale energia accumulata nelle ore serali (17-21). -Cogenerazione ad Alto Rendimento per i cicli combinati -Si pone il problema delle tecnologie: ha senso investire sulla massimizzazione del rendimento di targa di cicli che non lavorano quasi mai in condizioni di progetto??
Esempio Nel 2012, l incentivazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili ha comportato una spesa complessiva pari a circa 12 miliardi di euro l anno, per una produzione di energia elettrica stimabile in circa 67 TWh all anno. Si supponga, a parità di produzione complessiva di energia elettrica, che: 1)gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sostituiscano cicli combinati, alimentati da gas naturale (approssimabile come CH 4 con PCI = 46 MJ/kg) 2)Il prezzo medio di approvvigionamento del gas naturale all ingrosso sia pari a circa 28 /MWh, mentre il valore di mercato di una tonnellata di CO 2 emessa sia pari a circa 7 /t 3)L aumento dei cicli di accensione e spegnimento degli impianti alimentati da gas naturale, che hanno prodotto circa 130 TWh, nonché il loro prolungato funzionamento a carico parziale comporti una riduzione del loro rendimento medio da 52% a 45%.
Esempio Con tali ipotesi, trascurando tutto quanto non esplicitamente richiamato, si calcoli: 1.il minore costo complessivo annuo per l acquisto all ingrosso di gas naturale; 2.il minore costo complessivo annuo sostenuto per l acquisto di quote di emissione della CO2; 3.il numero degli anni necessari affinché i maggiori costi sostenuti per l erogazione degli strumenti incentivanti nel solo 2012 siano compensati dai sopra richiamati minori costi (a parità di tutto il resto).
La variazione del mix produttivo italiano e gli effetti sul mercato elettrico Dott. Ing. Massimo Rivarolo Scuola Politecnica Università di Genova DIME Sez. Maset massimo.rivarolo@unige.it