I mercati liberalizzati dell energia: 1. Le tariffe di fornitura di elettricità e gas 2. Economia delle fonti di energia Walter Cariani ISNOVA Scrl Corso formazione per EM ed EGE Napoli, 13 maggio 2019 1
I mercati liberalizzati dell energia: 1. Le tariffe di fornitura di elettricità e gas La riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici e 2
Le Commodities Energia Elettrica e Gas Analisi delle tariffe: attività mirata a ridurre il costo energetico agendo sui contratti di fornitura delle Commodities Caratteristiche della Commodity E.E. : l elettricità possiede le caratteristiche ideali per essere utilizzata come vettore energetico primario nei processi produttivi. Pro: elevata trasportabilità, elevata flessibilità (conversione in altre forme di energia) Cons: tecnologia complessa, elevato costo di produzione; non (facilmente) immagazzinabile Caratteristiche della Commodity Gas : chi utilizza il gas è interessato all energia termica in esso contenuta e ricavabile mediante la sua combustione ma - per ragioni tecniche legate al funzionamento dei misuratori quando lo acquista lo paga in base al volume consumato. Pro: maggiore efficienza energetica e duttilità rispetto all olio combustibile; gestione logistica semplificata per l utente finale; minore impatto ambientale rispetto al carbone Cons: sistema di distribuzione a rete complesso (stoccaggi); vincolo fisico fra paese produttore e compratore (tubo); problemi paesi di transito (eliminabili con la tecnologia della liquefazione) 3
Il gas naturale liquefatto (GNL) Negli ultimi 20 anni, la tecnologia ha consentito di superare alcuni dei problemi menzionati mediante il processo di liquefazione (da cui l acronimo GNL: gas naturale liquefatto) che consente di trasportare il gas in ogni angolo del globo mediante apposite imbarcazioni. 1. nel paese esportatore, il metano viene portato allo stato liquido raffreddandolo a -160 C a pressione atmosferica e successivamente caricato su navi metaniere, che conservano il gas in tali condizioni; 2. arrivato a destinazione il GNL viene scaricato nel terminale di importazione, dove viene riscaldato, riportato allo stato gassoso e immesso in rete. Nonostante la filiera del gas liquefatto necessiti di ingenti capitali, attualmente circa un terzo del volume mondiale di gas naturale commercializzato viene trasportato via mare come GNL. Questo è possibile perché, sebbene una metaniera costi molto di più di una petroliera, la convenienza di trasformare in liquido il gas naturale sta nel fatto che il suo volume si riduce di circa 600 volte, facilitando e rendendo economico il trasporto via mare. 4
Lo shale gas (gas di scisto) Shale gas: gas naturale ricavato da particolari rocce sedimentarie. Perlopiù a base di argilla, che si sono formate in centinaia di milioni di anni in aree del pianeta coperte da acqua superficiale. Il particolare tipo di giacimento non convenzionale da cui viene prodotto questo gas, intrappolato nella microporosità della roccia, è costituito da argilla scarsamente permeabile; pertanto questi giacimenti non possono essere messi in produzione spontanea, come avviene per quelli convenzionali, ma necessitano di trattamenti per aumentarne artificialmente la permeabilità. Giacimenti di questo tipo si trovano solitamente tra i 2.000 e i 4.000 metri di profondità, pertanto è necessario effettuare dapprima una perforazione verticale per raggiungere lo strato di rocce, e successivamente una perforazione orizzontale, seguita da estensiva <hydraulic fracturing», o «fracking» che consiste nello sparare acqua ad alta pressione con alcuni additivi chimici, in modo da frammentare la roccia e far uscire il gas presente nella shale. Con le tecniche messe a punto intorno agli anni 2010, il recupero di gas da questo tipo di giacimento corrisponde a circa il 30% del totale di gas presente in sito, contro il 70% di recupero nei giacimenti convenzionali. È dunque necessario perforare un numero molto più consistente di pozzi per ottenere una quantità di gas naturale che permetta la continuità produttiva di un campo. 5
La Filiera Elettrica La Filiera del Gas 6
Distributori e Fornitori Distributore di EE: è il proprietario o il responsabile della rete di distribuzione locale. Il distributore attiva nuovi allacciamenti o modifica quelli esistenti, ad esempio aumentando la potenza disponibile per la fornitura del cliente. Fornitore di EE: è il soggetto con cui il cliente stipula il contratto per la fornitura di elettricità, quindi l operatore che vende e fattura i kwh consumati indipendentemente da come l energia è trasportata fino all utente finale (soggetto privato operante in regime di libera concorrenza). 7
Dati di fornitura Codice P.O.D: Point of Delivery è il codice alfanumerico (composto da 14 o 15 caratteri che inizia per «IT»), che identifica in modo univoco sul territorio nazionale il punto di prelievo dell energia elettrica. Tensione di fornitura misurata in Volt e indicata per livelli: - Bassa tensione per allacciamento fino a 1.000V - Media tensione per allacciamento fino a 35kV - Alta tensione per allacciamento oltre 35kV fino a 220kV - Altissima tensione per allacciamento oltre 220kV 8
Dati di fornitura Potenza impegnata: è la potenza contrattuale definita con il fornitore e stabilita tenendo conto delle esigenze dell utente finale. Sulla base della potenza impegnata si paga la quota potenza relativa ai corrispettivi per i servizi di rete. Nel caso di potenza impegnata superiore a 30 kw si addebita considerando il prelievo massimo rilevato nel mese. Potenza disponibile: è la massima potenza erogabile sul punto di consegna durante l intero periodo di riferimento della fattura. Nel caso di forniture con misura della potenza massima prelevata, la potenza disponibile corrisponde alla potenza per la quale è stato versato il contributo per la connessione. 9
Componenti della tariffa elettrica Prezzo di vendita dell energia è il costo della componente energia Tariffa di trasporto Remunera i servizi di Trasporto (AT), Misura e Distribuzione locale (MT, BT) Tariffa di dispacciamento Remunera TERNA per l erogazione dei servizi necessari per il mantenimento dell equilibrio della rete elettrica Oneri di sistema (o maggiorazioni A, UC, MCT) Coprono i costi generali del sistema elettrico Accise Sono le imposte sul consumo dell energia elettrica 10
Componenti della tariffa gas Prezzo di vendita del gas è il costo della componente energia Tariffa di trasporto Remunera i servizi di Trasporto (su rete nazionale e regionale), Misura e Stoccaggio Tariffa di distribuzione Remunera il servizio di trasporto su rete locale Oneri di sistema (o maggiorazioni A, UC, MCT) Coprono i costi generali del sistema gas Accise Sono le imposte di consumo sul gas naturale 11
Corrispettivi energia Energia attiva: misurata in kwh o in MWh rappresenta la quantità di energia elettrica consumata dall utenza finale. Questa è l energia utile per la produzione di lavoro e si paga con prezzo monorario o prezzo differenziato per fasce orarie, secondo quanto definito in fase contrattuale con il fornitore. Energia reattiva: misurata in kvarh o in MVarh è la componente secondaria necessaria per il funzionamento di carichi induttivi (motori, trasformatori, ecc). L assorbimento di energia reattiva non produce lavoro, però provoca maggiori perdite sulle linee di trasmissione e distribuzione. Per questo motivo sono presenti delle penalità, in caso di eccessivo abbassamento del cosφ (fattore di potenza). 12
Fasce di consumo Produrre energia in particolari orari giornalieri (ore di punta) costa di più che in altre. L articolazione per fascia dei corrispettivi di vendita consente di avere il corretto segnale di prezzo e di far percepire il costo dell energia consumata incentivando a consumare quando l energia elettrica è meno cara. 13
Fasce di consumo Fasce orarie come definite da ARERA Fasce orarie proposte da alcuni operatori 14
Fasce di consumo Schema a e Fasce orarie (AEEG 181/06) Schema a 2 Fasce orarie (Peak Off Peak) 15
Perdite di rete o di sistema Sono le perdite di energia, misurate in kwh o MWh, che si manifestano nel trasporto dell energia dai siti di produzione al luogo di fornitura (consumo) 16
Servizi di rete per il trasporto dell energia La suddivisione degli importi che sono pagati per tale attività comprende: Quota fissa: importo indipendente dai consumi finali a copertura dei costi sostenuti per i servizi di rete ( /cliente/mese) Quota potenza: da calcolare in proporzione alla potenza impegnata ( /kw/mese) Quota variabile: calcolata in proporzione alla quantità complessiva di energia elettrica trasportata dalla rete e destinata al cliente finale ( /kwh) 17
Servizi di rete per il trasporto dell energia Tariffa di distribuzione: Corrispettivo a copertura dei costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione e le relative attività commerciali (fatturazione, gestione contratti, etc.) Entità dei corrispettivi a copertura dei costi di distribuzione è fissata dall ARERA mediante apposite opzioni tariffarie e pubblicata sul sito internet dell ARERA. La tariffa per il servizio di distribuzione è composta da una quota fissa (c ), una quota per la potenza assorbita (c /kw/anno) e una quota per l energia prelevata (c /kw). 18
Oneri generali di sistema Si tratta di componenti (A, MCT, UC) fissate per legge, destinate alla copertura di oneri diversi e pagate da tutti i clienti finali di energia elettrica, eccetto I clienti finali con consumi mensili superiori a 12 GWh che sono esentati dal pagamento di queste componenti. Le aliquote relative alle componenti tariffarie A, MCT e UC sono fissate dall Autorità e aggiornate periodicamente sulla base delle esigenze di gettito e coprono gli oneri sostenuti nell interesse generale del sistema elettrico. 19
Oneri generali di sistema Componenti A (incentivi a rinnovabili, sviluppo attività di ricerca, smantellamento centrali nucleari,.): prevedono corrispettivi espressi in c per punto di prelievo e in c /kwh: componente A2 a copertura dei costi di smantellamento delle centrali nucleari componente A3 a copertura degli incentivi destinati alla promozione di impianti a F.R. componente A4 a copertura finanziamenti tariffari speciali (a favore di RFI ex FF.SS.) componente A5 a copertura di finanziamenti nell ambito dello sviluppo delle attività di R&S per il sistema elettrico nazionale componente As a copertura del bonus elettrico destinato alle famiglie in condizione di disagio economico e fisico. 20
Oneri generali di sistema Componenti UC e MCT (promozione efficienza energetica, perequazione dei costi di distribuzione,.): coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico e prevedono corrispettivi espressi in c per punto di prelievo e in c /kwh: Componente UC3 a copertura del sistema di perequazione dei costi di distribuzione Componente UC4 a copertura del sistema volto a garantire pari trattamento per i consumatori connessi a sistemi elettrici minori (ad es. nelle isole minori) Componente UC6 componente a copertura dei costi sostenuti per la remunerazione volta al miglioramento del servizio elettrico Componente UC7 componente a copertura degli oneri derivanti da misure e interventi dell efficienza energetica negli usi finali (CB/TEE) Componente MCT componente a copertura del sistema di compensazione a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo di combustibile nucleare fino al definitivo smantellamento degli impianti 21
Dispacciamento Corrispettivo per il servizio svolto dal Gestore della Rete Nazionale (oggi TERNA) per garantire in ogni istante l equilibrio tra la domanda e l offerta di energia elettrica. E fissato e aggiornato periodicamente dall AEEG e dal GME e consiste in una quota fissa e una variabile correlata ai kwh prelevati. 22
La riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici 23
La Direttiva Efficienza Energetica 2012/27/CE (art. 15, c.4) Gli Stati membri assicurano la soppressione, nelle tariffe per la trasmissione e la distribuzione, degli incentivi che pregiudicano l'efficienza generale (ivi compresa l'efficienza energetica) della produzione, trasmissione, distribuzione e fornitura di energia elettrica o di quelli che potrebbero ostacolare la partecipazione della gestione della domanda, nei mercati di bilanciamento e negli appalti per servizi ausiliari. Gli Stati membri provvedono affinché gli operatori di rete siano incentivati a migliorare l'efficienza di progettazione e funzionamento delle infrastrutture e, nel quadro della direttiva 2009/72/CE, che le tariffe consentano ai fornitori di migliorare la partecipazione dei consumatori all'efficienza del sistema, compresa la gestione della domanda in funzione delle situazioni nazionali. 24
Struttura progressiva: cosa significa? Introdotta in pochi Paesi (soprattutto negli anni Settanta) con motivazioni sociali ed ambientali: fino al 2014 l Italia era l unico Paese europeo. Dal 2015 anche la Vallonia usa una «tariffa progressiva», ma impostata in modo molto diverso (sconto in energia, crescente con dimensione nucleo). 25
Le previsioni della LEGGE 96/2013 (art. 4, c.1) Al fine di favorire l'efficienza energetica e ridurre l'inquinamento ambientale e domestico mediante la diffusione delle tecnologie elettriche, nell'esercizio della delega legislativa per l'attuazione della direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2012, il Governo è tenuto a introdurre disposizioni che attribuiscano all'autorità per l'energia elettrica e il gas il compito di adottare uno o più provvedimenti volti ad eliminare l'attuale struttura progressiva delle tariffe elettriche rispetto ai consumi e ad introdurre tariffe aderenti al costo del servizio. 26
Perché è stata necessaria una riforma della tariffa elettrica domestica? Le previsioni del D.Lgs. 102/2014 (art. 11, c.3) «Con uno o più provvedimenti e con riferimento ai clienti domestici, l'autorità adegua le componenti della tariffa elettrica da essa stessa definite, con l'obiettivo di superare la struttura progressiva rispetto ai consumi e adeguare le predette componenti ai costi del relativo servizio, secondo criteri di gradualità. L'adeguamento della struttura tariffaria deve essere tale da stimolare comportamenti virtuosi da parte dei cittadini, favorire il conseguimento degli obiettivi di efficienza energetica e non determina impatti sulle categorie di utenti con struttura tariffaria non progressiva.» 27
Perché è stata necessaria una riforma della tariffa elettrica domestica? Le previsioni del D.Lgs. 102/2014 (art. 11, c.3) «Su proposta della stessa Autorità, il Ministro dello sviluppo economico, in relazione alla valutazione ex-ante dell'impatto conseguente all'adeguamento e al fine di tutelare i clienti appartenenti a fasce economicamente svantaggiate, definisce eventuali nuovi criteri per la determinazione delle compensazioni della spesa sostenuta per la fornitura di energia elettrica, di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 28 dicembre 2007.» 28
Cosa esattamente si è dovuto riformare? Obiettivi e vincoli della riforma (D.lgs. 102/14, art.11 c.3) 29
Settore Domestico: cosa si paga con la bolletta Le componenti tariffarie definite dall Autorità rappresentano meno del 50% della spesa totale parti che dipendono dalla regolazione dell Autorità «tariffa» in senso proprio Riformare la tariffa domestica senza determinare impatti sugli altri settori impone quindi che vengano mantenuti inalterati i gettiti di: o Servizi di rete pari a ca. 3.100 M /anno o Oneri generali di sistema pari a ca. 3.500 M /anno Oneri generali, 26% Servizi di rete, 13% per un cliente residente con 3 kw e 2.700 kwh/anno IVA e Accise, 13% Servizi di vendita, 46% 30
Serie storica delle componenti di prezzo medio Dal 2011 al 2015: il peso degli oneri generali è triplicato! 31
Le SPESE ANNUE legate al sistema tariffario Le tariffe sono differenziate per: clienti residenti + potenza max 3 kw (D2) non-residenti o con potenza > 3 kw (D3) 32
Struttura progressiva: cosa comporta? 3 milioni di clienti in D2 residenti 3kW con prelievi >3.500 kwh/anno DOPPIO SUSSIDIO INCROCIATO stimabile per difetto in ca. 1 miliardo 7,6 milioni di clienti in D3 (residenti >3kW e tutti i non residenti) 18,8 milioni di clienti in D2 con prelievi <3.500 kwh/anno 33
I clienti benchmark considerati 34
Ripartizione dei clienti domestici italiani in funzione della residenza e dei livelli di prelievo elettrico 35
Le CONSEGUENZE di questo sistema tariffario (1) Una famiglia con consumi doppi di un altra paga il quadruplo per i costi di rete, pur generando lo stesso costo di sistema in quanto il livello di potenza impegnata cioè il più preciso driver di costo - è lo stesso tra le due famiglie o, in altre parole: A parità di energia totale prelevata, 1 sola famiglia grande paga il doppio di 2 famiglie piccole! 36
Le CONSEGUENZE di questo sistema tariffario (2) Oggi il cliente sa quanto vale 1 kwh risparmiato? c /kwh per i soli SERVIZI DI RETE 37
Le CONSEGUENZE di questo sistema tariffario (3) Vengono penalizzate le tecnologie efficienti che richiedono un forte consumo di energia elettrica, quali: 1. Pompe di calore 2. Veicoli elettrici 3. Piastre di cottura a induzione Perché il fuel-switch comporta: maggiore efficienza energetica, ma purtroppo anche maggiori costi di gestione 38
I punti chiave della RIFORMA del sistema tariffario 1. La struttura tariffaria progressiva viene completamente eliminata nel 2018: ci sono due anni di transizione per rendere gli effetti più graduali. 2. La riforma è attuata diversamente su «servizi di rete» (cost reflective) e «oneri generali di sistema» (parafiscali). 3. Viene «liberata» la potenza, cioè: la tariffa non è più differenziata in funzione della potenza impegnata ma solo della residenza; aumenta la granularità dei livelli di potenza impegnabile. 39
Il percorso di GRADUALITA della riforma tariffaria 2016-2018 Con la delibera 582/2015/R/eel, l Autorità ha definito il percorso triennale di transizione delle strutture tariffarie per clienti elettrici domestici: avvio il 1 gennaio 2016, completamento per componenti di trasporto dal 1 gennaio 2017, e completo superamento della progressività dal 1 gennaio 2018. 40
La nuova TARIFFA DI RETE aderente ai costi Spesa annua solo per SERVIZI DI RETE [ ] Viene adottata una struttura tariffaria trinomia (TD), fortemente riflessiva dei costi delle attività di rete: /punto per misura e commercializzazione /kw per distribuzione BT, MT, AT /kwh per trasmissione (coerente con la struttura tariffaria adottata per clienti BT altri usi) 41
I nuovi corrispettivi per ONERI GENERALI DI SISTEMA (1/2) Spesa annua per ONERI GENERALI [ ] 2 diverse strutture tariffarie: per clienti Non-Residenti (c /punto/anno + c /kwh) per clienti Residenti (solo c /kwh) 42
ONERI DI SISTEMA: impatti sulle «seconde case» (2/2) Nel sistema tariffario vigente fino al 2016 l intero fabbisogno di gettito degli oneri generali di sistema assegnati al settore domestico (circa 3,5 miliardi di euro) era soddisfatto tramite applicazione di corrispettivi variabili (c /kwh) e crescenti al crescere dei consumi (cioè progressivi). Con il nuovo sistema tariffario si è deciso di superare la struttura progressiva e di raccogliere circa il 25% del gettito tramite applicazione di quote fisse ( /punto/anno) ai soli clienti non residenti. L introduzione di questa quota fissa consente di ridurre il valore del corrispettivo variabile applicato a tutti i clienti e quindi di contenere la bolletta di chi usa l abitazione per tutto l anno. Nel 2017, a fronte di una quota fissa di 135 /anno applicata ai clienti non residenti (circa 6 milioni), si evitano aumenti di spesa per i residenti (23 milioni), di entità compresa tra 17 e 52 /anno per coloro che hanno consumi compresi tra 1.500 e 3.200 kwh/anno. 43
L impegno di POTENZA (1/5) 1. introdurre livelli di potenza contrattualmente impegnata con un passo più fitto rispetto all attuale per liberare la possibilità di scelta per i clienti, ottimizzando costi e utilizzo delle reti 2. forte riduzione degli oneri in capo ai clienti finali previsti in caso di variazioni del livello di potenza contrattualmente impegnata (contributo in quota fissa previsto a favore dei distributori per la copertura degli oneri amministrativi) 3. mettere a disposizione, tramite bolletta o portale internet, informazioni relative alla massima potenza prelevata mensile, su base quartoraria, 44
L impegno di POTENZA: quali opportunità di risparmio? (2/5) I risultati di un analisi statistica su 918 POD domestici con P = 3 kw misurati per un anno con cadenza quartoraria suggeriscono che: non tutti i clienti domestici utilizzino a pieno la potenza disponibile ed esista dunque un potenziale di risparmio. Il 15% degli utenti NON ha prelevato una potenza media superiore a 2,5 kw nei 15 minuti. Dal 1 gennaio 2017 tutti i clienti connessi in Bassa Tensione (domestici e non domestici) hanno la possibilità di scegliere un livello di potenza impegnata tra i seguenti possibili valori definiti dall art.3, c.3 del TIT: «L esercente rende disponibili livelli di potenza contrattualmente impegnata: a) fino a 6 kw, con potenze modulabili in aumento o riduzione di 0,5 kw; b) oltre 6 kw e fino a 10 kw, con potenze modulabili in aumento o riduzione di 1 kw; c) oltre 10 kw e fino a 30 kw, con potenze modulabili in aumento o riduzione di 5 kw.» 45
L impegno di POTENZA: dati disponibili in bolletta (3/5) 46
L impegno di POTENZA: dati disponibili in bolletta (4/5) Se si vuole ridurre la potenza senza correre il rischio di veder aumentare il numero di «scatti» del limitatore di potenza, l unico dato a cui fare riferimento è il massimo dei massimi mensili (Pmax). 47
L impegno di POTENZA: quanti vale 1 kw di potenza?(5/5) Per tutti i clienti domestici con limitatore di potenza: Come risparmiare grazie ai dati disponibili in bolletta? 48
Auspicate CONSEGUENZE POSITIVE della riforma Maggiore trasparenza e chiarezza per i consumatori con conseguente maggiore consapevolezza del valore economico dell energia, maggiore possibilità di scelta e facilità di confronto delle offerte sul mercato libero Sinergie con altre riforme e innovazioni in corso (bolletta 2.0, smart meter 2G, etichettatura energetica-economica,...) tese ad aumentare la consapevolezza energetica dei consumatori Riequilibrio della competizione tra vettore elettrico e combustibili/carburanti con effetti positivi sulla riduzione delle emissioni nelle aree urbane e sulla transizione verso un sistema energetico più sostenibile Un eventuale spinta all elettrificazione delle abitazioni consente di aumentare la percentuale di autoconsumo degli impianti di generazione distribuita (oggi mediamente compresa tra il 25% e il 40%) Maggiore efficienza allocativa 49
Possibili CONSEGUENZE NEGATIVE della riforma Rispetto al 2015, l eliminazione dei sussidi incrociati comporta un aumento del peso delle componenti fisse ( /punto e /kw) e una riduzione di quasi tutte le componenti variabili (c /kwh), con paventate conseguenze sulle fasce sociali più deboli sugli investimenti per risparmio energetico e autoconsumo 50
Impatti sulla SPESA ANNUA dei clienti (dopo 3 anni) Ad essere maggiormente penalizzati sono coloro che: consumano poco (perché perdono gli sconti sulle quote fisse e sui primi 1.800 kwh); i non residenti che consumano poco (cioè le seconde case). Ad essere maggiormente avvantaggiati sono coloro che: consumano tanta energia, hanno potenze impegnate superiori a 3 kw, vivono in abitazioni non di residenza (lavoratori o studenti fuori sede). 51
Quali fattori influenzano l entità dei prelievi? Chi preleva poco, guadagna poco? Non sempre: spesso reddito e prelievi non sono correlati tra loro. Ad es.: 52
Quali fattori influenzano l entità dei prelievi? Oggi è molto forte la dipendenza tra prelievi elettrici familiari e numero di componenti il nucleo (oltre che dalla zona geografica): E dagli anni Settanta a oggi è completamente cambiata la distribuzione % delle famiglie in funzione del N di componenti: 53
Quali fattori influenzano l entità dei prelievi? A parità di dimensione del nucleo, l influenza del livello ISEE sui consumi è del tutto trascurabile rispetto a quella di altri fattori 54
I mercati liberalizzati dell energia 2. Economia delle fonti di energia 55
Economia delle Energie Rinnovabili Il mondo attualmente ottiene circa l'85% delle sue forniture di energia dai combustibili fossili (in genere, forniscono energia a un minor costo). Tuttavia, negli ultimi anni il vantaggio di costo dei combustibili fossili sulle fonti energetiche rinnovabili è diminuito e alcune energie rinnovabili sono già competitive, in termini economici, rispetto ai combustibili fossili. I costi dell energia rinnovabile, in futuro, dovrebbero diminuire ulteriormente, mentre i prezzi dei combustibili fossili, probabilmente, saliranno. 56
ll costo livellato dell energia (LCOE) Il confronto dei costi tra le diverse fonti di energia viene di norma effettuato calcolando il costo livellato dell energia (LCOE). Il costo livellato rappresenta il costo medio della produzione di energia (di solito energia elettrica) da una sorgente durante la vita della fonte, inclusi il costo di investimento, il costo del combustibile (se presente) e tutti gli altri costi di esercizio. Per una fonte di energia con produzione costante di energia e senza costi di esercizio, il costo medio dell energia (LCOE) calcolato per chilowattora (kwh) può essere calcolato come: 57
ll costo livellato dell energia (LCOE) Il costo di investimento annualizzato è assimilabile alla rata (costante) di un mutuo. La rata annuale comprende il rimborso sia della quota di capitale sia degli interessi da corrispondere per la vita tecnica di un progetto. Può, pertanto, essere calcolato come: Dove : K = investimento, r = tasso di interesse, t = vita del progetto in anni. 58
ll costo livellato dell energia (LCOE) Esercizio 1 Trovare il costo medio dell energia elettrica per un impianto fotovoltaico con le seguenti caratteristiche e costo esercizio nullo: potenza : 5 kw costo specifico investimento: 3.000 /KW tasso interesse : 5 % vita tecnica impianto: 30 anni fattore di capacità: 0,15 59
ll costo livellato dell energia (LCOE) Esercizio 2 Trovare il costo medio dell energia elettrica per un impianto idroelettrico con le seguenti caratteristiche e costo esercizio nullo: potenza : 300 kw costo specifico investimento: 5.000 /KW tasso interesse : 5 % vita tecnica impianto: 40 anni fattore di capacità: 0,7 60
Energia Netta I combustibili fossili sono fonti con contenuto di energia molto concentrato. Per ottenere energia, è necessario impiegare energia. I primi giacimenti di petrolio venivano scoperti vicino alla superficie, evitando la necessità di perforazioni profonde e di dover pompare il greggio per grandi distanze verticali. Con il passare del tempo, l'energia necessaria per trovare, estrarre e trasformare l'olio grezzo aumenta. Questo costo energetico per ottenere il petrolio dovrebbe essere dedotto dall'energia ottenuta per riflettere l'energia netta disponibile. L'energia netta è normalmente espressa tramite il rapporto tra l'energia disponibile per il consumo finale e l'energia necessaria per produrla. Un altro termine per "l energia netta" è "energia disponibile su (energia) investita ", o EROI. Un elevato rapporto di energia netta indica la disponibilità di una grande quantità di energia utile rispetto all energia spesa per ottenerla, come si verificava nel caso dei primi depositi petroliferi. L'energia netta è un attributo fisico di una fonte di energia e una componente del costo dell'energia 61
Intermittenza La maggior parte delle forniture di ER non può essere abbinata alla domanda tanto facilmente come nel caso dei combustibili fossili. Le fonti rinnovabili non possono essere evocate in ogni momento in cui abbiamo bisogno di energia. Il problema della corrispondenza della domanda con l offerta è più sentito nel mercato dell'elettricità (dove l'offerta deve corrispondere in ogni momento alla domanda). La maggior parte dei mix di ER includerà fonti che non sono disponibili su richiesta e quindi in questi casi si dovrà affrontare il problema della disponibilità discontinua/aleatoria delle fonti. Diverse sono le opzioni per fronteggiare questo problema: la diversificazione energetica: ad es. l'energia solare è disponibile in quantitativi maggiori d'estate, mentre in molti luoghi l'energia eolica è disponibile in quantità più elevata d'inverno; lo stoccaggio della produzione in eccesso; la costruzione di capacità di generazione in eccesso (ridondanza) rispetto ai fabbisogni; l'eccesso di capacità può essere utilizzato per produrre idrogeno mediante l'elettrolisi. 62
Intensità di capitale La maggior parte delle fonti energetiche rinnovabili richiede investimenti di capitale (per unità di potenza) maggiori di quelli richiesti da impianti alimentati da combustibili fossili. Costo di investimento delle fonti di energia elettrica rinnovabili e non rinnovabili Potenza Nominale (MW) Costo di Investimento ( /kw) Fattore di Carico L'alto costo di capitale della maggior parte delle fonti energetiche rinnovabili evidenzia che il costo dell'elettricità rinnovabile è sensibile ai tassi di interesse. /kw previsto Ciclo combinato a gas naturale 620 917 90% 1.019 Carbone polverizzato 650 3.246 90% 3.607 Idroelettico convenzionale 500 2.936 75% 3.915 Nucleare 2.234 5.530 90% 6.144 Eolico 100 2.213 25% 8.852 Ciclo combinato a Biomassa 20 8.180 90% 9.089 Eolico Offshore 400 6.230 35% 17.800 Solare Fotovoltaico 150 3.873 20% 19.365 Solare a concentrazione 100 5.067 20% 25.335 63
Mix di energie rinnovabili e conservazione dell energia Il costo marginale di un bene o servizio è il costo da sostenere per produrre una unità aggiuntiva del bene o servizio, data la situazione in atto. Per conseguire l'efficienza economica, tutte le fonti di energia all'interno di un dato mercato dovrebbero avere il medesimo costo marginale. Il principio di uguaglianza dei costi marginali ci dice che il costo totale minimo si verifica quando tutti i costi marginali sono uguali. Se il costo marginale di una fonte di energia è inferiore a quello di un altra, significa che non abbiamo sfruttato pienamente la fonte di energia più economica e non abbiamo minimizzato il costo energetico. 64
Parità dei costi marginali (MC) di energia rinnovabile A. B. C. D. E. Idroelettrico: Eolico: Solare PV: Aggregato Conservazione: basso costo iniziale, ma quantità limitata costo più alto, quantità maggiore costo ancora più alto, quantità illimitata Domanda e produzione rinnovabile alta quantità disponibile al MC del solare PV 65
Il Potenziale di Efficienza Energetica Se l'efficienza economica richiede l'uguaglianza dei costi marginali per tutte le fonti energetiche, questo deve valere anche per la conservazione dell energia (che può effettivamente rendere disponibile più energia, riducendo la domanda a parità di servizio fornito). Il costo marginale della conservazione di energia dovrebbe corrispondere al costo marginale delle energie rinnovabili (pannello E, slide precedente). Il costo marginale della conservazione è attualmente inferiore al costo dell ER, in particolare rispetto ai costi del solare PV. Pertanto, un importante problema nella sostituzione dei combustibili fossili con le fonti rinnovabili è rappresentato dalla necessità della realizzazione di un ampio programma di sviluppo dell'efficienza e del risparmio energetico. Le tecnologie per una maggiore efficienza sono già disponibili, quindi la questione è in gran parte economica. 66
Il Potenziale globale di Efficienza Energetica 67
Costo medio del kwh risparmiato Realizzare i benefici dell EE richiederà investimenti notevoli (circa lo 0,2% del PIL mondiale). Questi investimenti risultano, in genere, più economici rispetto alla realizzazione di nuovi impianti energetici. Interventi di efficienza energetica ben progettati, a parità di risultato, richiedono attualmente in media costi di fornitura pari a circa la metà dei nuovi impianti. Altri studi e indagini valutano il costo attuale dell EE da 0 a 5 c /kwh. Dal confronto di questo valore con il costo attuale dell'elettricità fotovoltaica (0,20-0,50 ) possiamo dedurre le grandi opportunità di riduzione della domanda di energia attraverso la conservazione. Le stime sul potenziale indicano che l efficienza energetica può essere la prima fonte di energia alternativa. La transizione ad un economia a bassa intensità di carbonio sarà, in parte significativa, una rivoluzione di efficienza e risparmio energetico. 68
La transizione dell energia rinnovabile Dal momento che i combustibili fossili sono finiti e le quantità disponibili possono solo diminuire nel tempo, si può affermare che in un futuro, più o meno lontano, tutta l'energia dovrà essere rinnovabile. Tuttavia, non c'è alcuna certezza di quando questo avverrà o di quanti danni, causati ad es. dal cambiamento climatico, potrebbero verificarsi prima che questa transizione venga completata. Ci sono tre dinamiche che influenzano la velocità della transizione: aumento dei costi dei fossili, diminuzione dei costi delle energie rinnovabili, attuazione di politiche per accelerare la transizione (incluse politiche che internalizzano le esternalità per riflettere i veri costi dei combustibili fossili). 69
Dinamica delle transizioni di energia rinnovabile Aumento dei costi dei combustibili fossili Le energie rinnovabili saranno generalmente adottate quando l energia prodotta con i combustibili fossili sarà diventata più costosa di quella da esse generata. Nella figura a lato, l'incremento dei costi del combustibile fossile è indicato dalla retta (MC fossil ). Diminuzione dei costi delle energie rinnovabili Allo stesso tempo, mentre i prezzi dei combustibili fossili aumentano, le nuove tecnologie probabilmente ridurranno i costi delle energie rinnovabili, come indicato dalla retta dei prezzi in discesa per l'energia rinnovabile (MC renewable ) P MC fossil MC renewab t 1 Time 70
Dinamica delle transizioni di energia rinnovabile Contabilizzazione delle esternalità dei combustibili fossili Se l'unico vincolo fosse rappresentato dalla disponibilità di combustibile, sarebbe necessario attendere molto tempo ancora prima di avere condizioni economiche favorevoli per il passaggio all'energia rinnovabile. Il rischio del cambiamento climatico crea un forte argomento a favore della considerazione dei costi esterni nel prezzo dei combustibili fossili. Le politiche per internalizzare i costi esterni dei combustibili fossili sono mostrati dalla retta dei costi marginali sociali del combustibile fossile (SMC fossil ). SMC fossil si trova al di sopra dell andamento MC fossil, rappresentando i costi sociali dell impiego dei combustibili fossili. L'aumento dei prezzi dei combustibili fossili con imposte correttive riduce il tempo della transizione verso le fonti rinnovabili da t 1 a t 2. 71
Contabilizzazione delle esternalità P SMC fossil MC fossil MC renewab t 2 t 1 Time 72
Grazie per l attenzione walter.cariani@isnova.net 73