Elettricità 2.0: tra smartizzazione e resilienza del Sistema elettrico ita 25 06 2015

Elettricità 2.0: tra smartizzazione e resilienza del Sistema elettrico ita 25 06 2015 Relatore: dott.ing. Alessandro Caffarelli - Consigliere Ordingroma

overcapacity 2001 - Calo dei consumi per crisi economica - Esplosione FER / IAFR multimegawatt - Esplosione FER / Generazione Distribuita - Implementazione Efficienza Energetica - Eccessivi investimenti in turbogas dopo liberalizzazione Mercato Elettrico - Concorrenza carbone su gas naturale Overcapacity & Oversupply 2012 Evoluzione mercato elettrico pag. 2

stato dell arte 40% 6% 3% 21% 30% Evoluzione mercato elettrico / Bilancio elettrico ITA al 2012 pag. 3

stato dell arte Febbraio 2015 Evoluzione mercato elettrico / Distribuzione % ITA per tipologia di produzione pag. 4

overcapacity Anno 2001 Domanda [20 GW ; 52 GW] Potenza netta a disposizione circa 50 GW Situazione critica per sicurezza elettrica Anno 2011 Domanda [22 GW ; 56 GW] Potenza netta a disposizione circa 118 GW (76 termoelettrici, 20 hydro + geo, 6 importazioni, FER non programmabili) Situazione critica Overcapacity (effetto liberalizzazione mercato elettrico) FER non programmabili priorità di dispiacciamento naturale (ma effetti su termoelettrico enfatizzati. Vero problema termoelettrici è calo della domanda ed eccesso investimenti in realizzazione CCGT) Nel 2011 Termoelettrici sotto le 3.000 ore con aumento eff.generazione dal 40% al 47% Situazione critica per i Termoelettrici difficoltà nel ripagare gli investimenti dell ultimo decennio per la realizzazione di nuovi impianti Evoluzione mercato elettrico pag. 5

overcapacity Anno 2013 Domanda Max 53,9 GW Potenza netta a disposizione circa 135GW Situazione critica Overcapacity 80 GW? NO! Potenza netta a disposizione NON coincide con capacità disponibile perché: i) FER non programmabili hanno fattore di disponibilità < fonti convenzionali ii) Ci sono impianti di generazione in manutenzione iii) Occorre garantire capacità di riserva In UE circa il 40% della capacità totale risulta essere non disponibile Evoluzione mercato elettrico pag. 6

overcapacity Source Prof. Alessandro Marangoni Diminuiscono le ore equivalenti ma aumenta efficienza CCGT a MW invariati TWh quasi costanti Evoluzione mercato elettrico pag. 7

overcapacity Dal 2012 non entrano in esercizio CCGT Evoluzione mercato elettrico pag. 8

overcapacity Enel ha annunciato la chiusura di 12 GW che si sommano ai 2,5 GW chiusi nel 2014. 23 centrali (turbogas obsoleti, carbone, olio combustibile), 700 lavoratori in parte riallocati in parte pensione. Phase Out vecchie centrali: i) Riconversione a IAFR (biomasse?) PHASE OUT Porto Tolle 2,46 GW ad olio combustibile. ON dal 1984 da riconvertire a Biomassa 20 MW alimentata materiali da risulta del parco del delta del PO? Riconversioni IAFR presentano 2 ordini di grandezza inferiori a generazione convenzionale ii) Reindustrializzazione (data center, altro?) iii) Spazi urbani, musei, altro? In totale nel prossimo triennio dovrebbero essere dismessi 20 GW Evoluzione mercato elettrico / Phase Out pag. 9

overcapacity Termoelettrici nel 2013 sotto le 1.600 ore equivalenti Situazione critica per i Termoelettrici difficoltà nel ripagare gli investimenti dell ultimo decennio per la realizzazione di nuovi impianti Difficoltà anche per chi alimenta il parco convenzionale termoelettrico fornendo gas contrattualizzato a livello internazionale con sistema TOP Take Or Pay (contratti di approvvigionamento del gas naturale, ai sensi del quale l acquirente è tenuto a corrispondere comunque, interamente o parzialmente, il prezzo contrattuale di una quantità minima di gas prevista dal contratto, anche nell eventualità che non ritiri il gas) Possibili soluzioni Overcapacity: i) Elettrificazione dei consumi ad esempio in ambito residenziale (pompe di calore con tariffa dedicata e riduzione bolletta. Esternalità positive riduzione emissioni CO2 maggiore efficienza rispetto a caldaia a gas) ii) Sviluppo della mobilità elettrica (costi auto elettriche ancora proibitivi e possibile competizione con biometano già dotato di parco auto significativo oltre 600 mila veicoli ITA ha primato in UE) iii) Capacity Market iv) Flexibility Payment Evoluzione mercato elettrico / Soluzioni Overcapacity pag. 10

overcapacity Le FER non programmabili modificano le dinamiche di costruzione del prezzo dell energia sul mercato Le FER non programmabili spostano i prezzi di picco verso le ore serali, ore in cui diminuisce il contributo di GW «verdi» per assenza FV (parziale recupero termoelettrici) Le FER non programmabili contribuiscono a ridurre il prezzo dell energia, come le analisi sul peak shaving mostrano chiaramente. I calcoli condotti nell Irex Annual Report stimano in circa 1,4 miliardi il risparmio ascrivibile al solo fotovoltaico nel 2012; risparmio in parte neutralizzato però dalla crescita dei prezzi del termoelettrico al venir meno della produzione fotovoltaica, per 586 milioni di euro Benefici FER non programmabili al 2030: saldo positivo stimabile tra i 18 e i 49 G (fonte: Irex). Il calcolo comprende esternalità come effetti sull occupazione, riduzione emissioni, l indotto, la diminuzione fuel risk, riduzione del prezzo dell elettricità. Evoluzione mercato elettrico / Effetto FER non programmabili pag. 11

Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Anno 2013 Fonte: Moody s: - Variazioni negli anni del prezzo /MWh Effetto FER non programmabili sui prezzi energia Peak Shaving Effect all ingrosso nel corso della giornata Le FER non programmabili, in particolare il fotovoltaico, modificano la curva giornaliera di prezzo. I prezzi medi rimangono sostanzialmente invariati mentre aumentano i prezzi nelle ore preserali, ore in cui diminuisce il contributo di GW «verdi» per assenza FV (parziale recupero termoelettrici). Mentre nel periodo 2004-2008 la correlazione fra andamento della domanda e del prezzo dell elettricità era quella attesa, a partire dal 2009-2010, ma in modo più accentuato nel 2011 e nel 2012, durante le ore diurne è evidente il peak shaving effect, provocato dalla crescente penetrazione della produzione elettrica da parte degli impianti fotovoltaici.

Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Anno 2013 Fonte: Assoelettrica Effetto FER non programmabili sui prezzi energia Peak Shaving Effect Le FER non programmabili, in particolare il fotovoltaico, modificano la curva giornaliera di prezzo. I prezzi medi rimangono sostanzialmente invariati mentre aumentano i prezzi nelle ore pre-serali, ore in cui diminuisce il contributo di GW «verdi» per assenza FV (parziale recupero termoelettrici)

eclissi fotosolare Nel picco diurno il PUN in una giornata di tempo discreto, come ieri, era a circa 50 euro/mwh, 40 euro più basso rispetto ad oggi, quando, con un meteo in parte coperto e 4 GW di FV in arresto forzato dalle 7 alle 14, è schizzato a quasi 90 euro/mwh (88,16 euro). Se moltiplichiamo lo scostamento del PUN di ieri dalla media di marzo per la quantità di energia scambiata sul MGP (839.139 MWh), risulta che il fermo parziale del fotovoltaico e le limitazioni alle interconnessioni ci hanno fatto pagare circa 9,2 milioni di euro in più. Inizialmente Terna aveva disposto il distacco di 7,3 GW di pv, 200 MW wind per 24 ore 20 marzo 2015 19 marzo 2015 Evoluzione mercato elettrico / Eclissi fotosolare pag. 14

eclissi fotosolare Evoluzione mercato elettrico / Eclissi fotosolare pag. 15

capacity market Termoelettrici pretendono remunerazione flessibilità (disponibilità e contributo alla rapidità di entrata in esercizio) con meccanismo Capacity Payment (in vigore dal 2017?). Contributo drenato dalle bollette degli italiani. Capacity Market meccanismo che remunera dunque la potenza che i convenzionali possono mettere a disposizione (anziché la produzione) potrebbe soffrire di mercato congestionato fortemente «Overcapacitivo», e con sviluppi prospettici di efficientamento produttivo (ed in parte stabilizzante) delle FER non programmabili, a cui si sommeranno a breve virtuosismi nel campo dell efficienza energetica a riduzione dei consumi (dal 2016 oltre 10 mila aziende energivore (>2,4 GWh) dovranno dotarsi di EGE ed andranno ad implementare tecniche efficienti per la riduzione dei consumi). Il D. Lgs. 115/08 ha introdotto la figura dell Energy Manager identificandola nel soggetto che ha le conoscenze, l esperienza e la capacità necessarie per gestire l uso dell energia in modo efficiente. Successivamente, il DLgs. 4 luglio 2014, n. 102, ha previsto la certificazione di tale figura con la qualifica di EGE (Esperto in Gestione dell Energia) a fronte della norma UNI CEI 11339, sulla base di uno schema di certificazione ed accreditamento predisposto da Accredia, sentito il CTI, ed approvato dal MISE Evoluzione mercato elettrico / Capacity Market pag. 16

flexibility payment Remunerazione della funzione di back-up da parte dei cicli combinati sulle FER non programmibili, mediante un meccanismo ad hoc, denominato Flexibility Payment, limitato agli interventi di bilanciamento delle rinnovabili non programmabili, per i quali va stabilito un merit order: priorità agli impianti modificati per aumentarne la flessibilità e ubicati nella zona dove è richiesto il back-up, in seconda battuta quelli non flessibilizzati, ma della medesima zona. Si deve inoltre garantire la massima trasparenza per il meccanismo di pricing e l opzione cicli combinati va messa in concorrenza con l offerta da parte di accumuli esistenti o commercialmente disponibili. Riflessione FREE anno 2013 nel contesto di audizioni parlamentari: L INTRODUZIONE DEL MECCANISMO DEL FLEXIBILITY PAYMENT, DETERMINEREBBE L IMPLEMENTAZIONE NELL ARCHITETTURA DI RETE DEI VIRTUAL POWER SYSTEM HYBRID. PROPRIO PER QUESTO MOTIVO SI RITIENE A MAGGIOR RAGIONE STRATEGICA, LE RE- INTRODUZIONE DEI SAAE Evoluzione mercato elettrico / Flexibility Market pag. 17

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Rete con utenze passive alimentate da utenze attive convenzionali e IAFR, quest ultime dotate di reti private in alimentazione diretta sulle utenze passive. Predisposizione di back-up convenzionale per IAFR non programmabili, remunerato in capacity-payment (sulla produzione) per i produttori convenzionali Back-up Anno 2013

oversupply Termoelettrici nel 2013 sotto le 1.600 ore equivalenti Situazione critica per i Termoelettrici difficoltà nel ripagare gli investimenti dell ultimo decennio per la realizzazione di nuovi impianti Difficoltà anche per chi alimenta il parco convenzionale termoelettrico fornendo gas contrattualizzato a livello internazionale con sistema ToP Take or Pay (contratti di approvvigionamento del gas naturale, ai sensi del quale l acquirente è tenuto a corrispondere comunque, interamente o parzialmente, il prezzo contrattuale di una quantità minima di gas prevista dal contratto, anche nell eventualità che non ritiri il gas). ToP in rinegoziazione da maggio 2014 Eccesso di offerta nel 2013 Oversupply Mecato Gas / Soluzioni Oversupply pag. 19

Trasformazione del mercato globale Gas Upstream Shale-Gas & spin-off Tight-Oil driver 2005 Evoluzione mercato gas contesto mondiale pag. 20

driver Trasformazione del mercato globale Gas Upstream Shale-Gas & spin-off Tight-Oil in USA rivoluzione energetica? Shale-Gas: gas non convenzionale racchiuso in formazioni di rocce, la cui estrazione è realizzata per mezzo di perforazione idraulica con impiego di solventi e pompaggio di sostanze liquide (fracking). Esternalità ambientali negative da approfondire in altro contesto Evoluzione mercato gas contesto mondiale pag. 21

driver Upstream Shale-Gas & spin-off Tight-Oil in USA rivoluzione energetica? Sicuramente è uno dei driver, e NON solo nel campo energetico (geopolitico) Upstream shalegas & light Tight oil entro il 2030 USA esportatore netto spostamento dei baricentro scambio idrocarburi cambio equilibri geopolitici cambio gestione area mediorientale? Russia, Cina? Già oggi 2015, shalegas ha causato crollo del prezzo gas in USA (3$/MBTU vs 10$/MBTU applicati da Russia a UE) maggiore competitività Gas rispetto a carbone USA esportatore carbone in UE Effetto domino e dipendenza tra mercati gas e EE e tra materie utilizzate per copertura consumi energetici Evoluzione mercato gas contesto mondiale pag. 22

gas UE & ITA In UE 80% Gas commercializzato in ToP ITA hub horizon 2030 Evoluzione mercato gas contesto europeo pag. 23

gas UE & ITA Margine sicurezza 2013 Nel febbraio 2012, rigide condizioni climatiche produzione centrali termoelettriche a olio e contenimento consumi di gas da parte dei clienti industriali che hanno fatto pagare questo servizio costi per sistema ITA Evoluzione mercato gas contesto europeo pag. 24

gas ITA 2/3 Metano +CO2 D.M. 5 dicembre 2013 Sistema incentivante per la produzione Biometano Le modalità di incentivazione previste sono 3, (per iniezione in rete (RiD), cogenerazione o venduto come carburante per i trasporti (CIC)). Delibera AEEG (dopo 18 mesi dal DM) Regole tecniche GSE in uscita http://www.qualenergia.it/articoli/20150424-biometano-consultazione-le-procedure-applicative-l incentivazione Riflessioni: i) Il biometano può essere il nostro shale-gas or light-tight oil? ii) Dal cane a sei zampe, alla mucca carolina? iii) Biometano:rete gas = Fotovoltaico:rete elettrica? Evoluzione mercato gas generazione distribuita pag. 25

gas ITA Riflessioni: i) Il biometano può essere il nostro shalegas or light tight oil? ii) Dal cane a sei zampe, alla mucca carolina? Proviamo a dare delle risposte: - 75% dei mezzi a metano UE si trova in Italia (600 mila veicoli). Al 2020 sarà possibileprodurre 350 milioni di metri cubi di biometano, e coprire il 20% del mercato dell autotrazione. - In seguito trasferimento know-how biometanizzazione all estero (Cina, Turchia, Argentina) - In seguito produzione bio-gnl, per sistemi di trasporto difficilmente elettrificabili (mezzi agricoli, mezzi marittimi?) Driver - Nel 2015 obbligo 5% biofuel per carburanti immessi in consumo. Entro 2020 obbligo 10% biofuel per produttori carburanti fossili Evoluzione mercato gas generazione distribuita pag. 26

gas ITA Riflessioni: iii) Biometano:rete gas = Fotovoltaico:rete elettrica? E valida questa analogia a generazione distribuita? Evoluzione mercato gas generazione distribuita pag. 27

gas ITA Riflessioni: iii) Biometano:rete gas = Fotovoltaico:rete elettrica? E valida questa analogia a generazione distribuita? Evoluzione mercato gas analogia a generazione distribuita pag. 28

gas ITA Riflessioni: iii) Biometano:rete gas = Fotovoltaico:rete elettrica? E valida questa analogia a generazione distribuita? Proviamo a dare delle risposte: - Incentivo con capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora, possono optare per il ritiro GSE a un prezzo pari al doppio del prezzo medio annuale del gas naturale, riscontrato nel 2012 nel mercato di bilanciamento del gas naturale gestito da GME, per un periodo di 20 anni. Incentivo sottodimensionato la rete sarà soprattutto usata per far arrivare il biometano a un distributore con cui si abbia un contratto, oppure bypass rete usando rimorchi con bombole in pressione. Evoluzione mercato gas analogia a generazione distribuita pag. 29

gas ITA Riflessioni: iv) Per biometano in rete o autotrazione rischio offshore ridotto per assenza cogeneratore Biogas Offshore Evoluzione mercato gas no offshore pag. 30

In generale IF [LEC,kWh_fv = LEC,kWh_fonte convenzionale] Grid Parity,fv dove: LEC = Levelized Energy Cost [ /kwh] Ma quale fonte convenzionale? Una, un mix? Segue limite di oggettività nel confronto Nella pratica Grid Parity,fv indica Trade-Off tra costo di generazione del kwh fotovoltaico LEC,fv [ ] e costo di acquisto dell energia elettrica da impresa distributrice [ ] kwh,residenziale ~ 0,17 /kwh ; kwh,industriale ~ 0,13 /kwh Condizione necessaria [Osservabilità] i) IF [LEC,kWh_fv = /kwh,industriale] Grid Parity,fv GP,fv i) gp Condizione suff. [Raggiungibilità] ii) Ǝ GP,fv IRR IRR,Benchmark ; DSCR DSCR,Benchmark GP,fv ii) GP,fv = GP,fv [ ( /kwp, O&M, kwh/kwp, t, Profilo consumatore ) ; IRR ] Dove: /kwp = costo impianto chiavi in mano (comprese le opere infrastrutturali elettriche di connessione) O&M = costi operativi di gestione impiantistica (compresi i costi amministrativi) kwh/kwp = ore equivalenti t = tempo di vita utile impianto r = tasso di attualizzazione IRR = Tasso Interno di Rendimento dell investimento (con e senza leva) Elementi di Grid-Parity pag. 31

Distinzione tra Generation Parity,fv e Grid Parity,fv gp Nella pratica Generation Parity,fv indica Trade-Off tra costo di generazione del kwh fotovoltaico LEC,fv [ ] e prezzo energia elettrica sul mercato (borsa) [ ] kwh,mercato ~ 0,06 /kwh Condizione necessaria [Osservabilità] i) IF [LEC,kWh_fv = /kwh,mercato] Generation Parity,fv GP,fv Condizione suff. [Raggiungibilità] ii) Ǝ GP,fv IRR IRR,Benchmark ; DSCR DSCR,Benchmark GP,fv ii) GP,fv = GP,fv [ ( /kwp, O&M, kwh/kwp, t, Profilo consumatore ) ; IRR ] Dove: /kwp = costo impianto chiavi in mano (comprese le opere infrastrutturali elettriche di connessione) O&M = costi operativi di gestione impiantistica (compresi i costi amministrativi) kwh/kwp = ore equivalenti t = tempo di vita utile impianto r = tasso di attualizzazione IRR = Tasso Interno di Rendimento dell investimento (con e senza leva) Elementi di Grid-Parity pag 32.

gp L esercizio di un impianto fv in GP,fv avviene in modalità zonale pura o ibrida assenza di Strutture Feed-In Tariff/Premium Modalità Zonale o Ibrida NO Feed-In Tariff/Premium Modalità Z-A-I: A) Fotovoltaico residenziale in regime di SSP o RID [P<20kWp] B) Fotovoltaico commerciale/industriale in regime di SSP o RID [P<1MWp] C) Fotovoltaico multimegawatt in regime di RID (vendita in modalità indiretta) [P>1MWp] D) Fotovoltaico multimegawatt sul mercato diretto [P>10-20 MWp] In A,B,C, il RID può essere integrale (No consumo) o in copertura consumi (X%) Se Ǝ X% Fotovoltaico zonale in autoconsumo (modalità ibrida) Se X%=0% Fotovoltaico zonale puro Se X%=100% Fotovoltaico in autoconsumo totale Elementi di Grid-Parity pag 33.

gp Storico Prezzo Zonale orario (2008 2014) [Dati GSE - Tool inserito in Simulare_12 [66,346] [67,474] [66,465] [63,700] [75,570] [94,570] [ ]=Media 2008 2014 Unità dimensionali [ /MWh] Elementi di Grid-Parity pag 34.

Storico Prezzo Zonale orario e PUN (2008 2014) [Dati GSE - Tool inserito in Simulare_12 PUN e PZ stanno diminuendo gp PUN [ /MWh] PUN 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 gen-08 giu-08 nov-08 apr-09 set-09 feb-10 lug-10 dic-10 mag-11 ott-11 mar-12 ago-12 gen-13 giu-13 nov-13 apr-14 set-14 2014 Elementi di Grid-Parity PREZZO ZONALE ORARIO[ /MWh] ZONA SICILIA F1 F2 F3 Media Gen 68,13 84,54 42,4 65,02333 Feb 76,61 95,03 54,76 75,46667 Mar 36,36 78,78 48,29 54,47667 Apr 39,92 82,13 45,34 55,79667 Mag 51,55 97,03 64,11 70,89667 Giu 60,32 104,61 59,93 74,95333 Lug 90,6 112,39 80,63 94,54 Ago 94,4 121,87 86,1 100,79 Set 80,45 103,65 70,37 84,82333 Ott 80,21 106,63 75,84 87,56 Nov 60,46 80,61 44,59 61,88667 Dic - - - #DIV/0! Media 67,18273 97,02455 61,12364 75,1103 pag 35.

gp Spread [PZ vs PUN] Peculiarità italica Elementi di Grid-Parity pag. 36

gp Convergenza al PUN e riduzioni PUN PZ_Medio [ /MWh] 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Media 2008/2014 PREZZO ZONALE ORARIO[ /MWh] ZONA SARDEGNA F1 F2 F3 Media Gen 86,82167 77,895 53,25667 72,65778 Feb 78,588 77,96 51,3 69,28267 Mar 72,645 80,575 52,21 68,47667 Apr 63,658 72,794 51,524 62,65867 Mag 79,33667 85,17 59,85333 74,78667 Giu 72,114 83,838 59,018 71,65667 Lug 100,3471 97,24857 62,96857 86,85476 Ago 85,21 94,65857 67,77 82,54619 Set 87,54833 86,76167 62,98 79,09667 Ott 80,16429 82,70286 54,81714 72,56143 Nov 78,26 74,56143 47,96429 66,92857 Dic 87,175 82,09667 53,31333 74,195 Media 84,85495 84,93014 56,92543 75,57017 Elementi di Grid-Parity pag. 37

dott.ing. Alessandro Caffarelli Goal.3 Sensitivity Analysis Goal.3 Caso Capannone FV P~1 MWp [Modalità ibrida ed autoconsumo totale] Ricerca del prezzo chiavi in mano /kwp al variare delle ore equivalenti kwh/kwp, tale che la redditività dell investimento si mantenga nell intorno IRR=8% Ǝ GP,fv ii) Rispetto alla condizione di esistenza (raggiungibilità) GP,fv ii) verrà verificata la condizione necessaria (osservabilità) GP,fv i) Caso 1 HP: modalità esercizio ibrida ossia con % autoconsumo [ kwh industriale 0,13 /kwh ; PZ = PUN = 0,075 /kwh con inflazione annua 1,75% ] Caso 2 HP: modalità autoconsumo totale PZ risulta essere un invariante rispetto alla GP,fv Strumenti Goal.1 Sensitivity analysis 1.500 simulazioni Sensitivity Analysis eseguita con software Simulare_10 Si è effettuata una sensitivity analysis (1.500 simulazioni) di tipo bidimensionale al variare della coppia di parametri (A;B) dove: A= costo del kwp installato all-inclusive [ /kwp] [500,00 ; 1.700,00] /kwp B= Ore equivalenti nel range [1.050 ; 1.500 ] /kwh

dott.ing. Alessandro Caffarelli Goal.2 Sensitivity Analysis HP lavoro Casi sensitivizzati: A) Centrale fotovoltaica a terra P=1,01 MWp (P>1MWp RID al prezzo zonale NO prezzi minimi AEEG) Ipotesi di lavoro: - Centrale fv P=1 MWp - NO Feed-In/Tariff - RID per 25 anni Vendita energia in modalità indiretta al prezzo zonale orario (con e senza autoconsumo) - Prezzo zonale orario = PUN ipotesi 0,075 /kwh inflazionato al tasso di inflazione annuo energia (per ipotesi posto pari all 1%) rileva solo nel caso di autoconsumo nullo - Ore equivalenti kwh/kwp variabili nel range [1.050 ; 1.500] - Fattore di disponibilità 100% - Perdita di efficienza annuale 0,65% (totale sistema fotovoltaico sulle ore di produzione) - O&M: 1% investimento inflazionato Istat + 2 manutenzioni straordinarie al 10 e 15 anno 2% investimento - Assicurazione 13 /kwp inflazionati ISTAT - Alimentazione ausiliari centrale e servizi 3k /anno inflazionati ISTAT (fornitura esterna BT). Anche nel caso di autoconsumo per ipotesi si alimentano gli ausiliari e servizi con fornitura esterna BT - NO DDS capannone di proprietà - Oneri gestione RID-GSE pari allo 0,5% del controvalore dell energia immessa in rete -Tasso inflazione ISTAT 1% -Tasso inflazione annuo energia 1,75% - Wacc% 8% ; IRES 27,5% ; IRAP 3,9% - Soggetto responsabile società di capitali - Fin 12 anni, equity 80%, tasso fin 7,5% - Costo all-in range [500,00 ; 1.700,00] /kwp

Caso 1: ibrida Matrice IRR& equity20%_pz=pun dott.ing. Alessandro Caffarelli Goal.1 Sensitivity Analysis %Consumi 52% ~1.050 ore %Consumi 38% ~1.500 ore GP,fv ii)

Caso 1: modalità ibrida Matrice LEC dott.ing. Alessandro Caffarelli Goal.1 Sensitivity Analysis %Consumi 52% %Consumi 38% GP,fv i)

gp Conclusioni La GP,fv è dunque dipendente da una serie variabili che ne condizionano l osservabilità e la raggiungibilità nel breve/medio periodo. Praticamente raggiunta in Sicilia per classi di potenza impiantistica industriale e profili di consumo rilevanti (clienti produttori contemporaneamente fortemente energivori), risulta essere osservabile ma non ancora raggiungibile sempre in Sicilia e nell Italia meridionale, per profili di autoconsumo nullo. Spostandosi verso Nord si contrae lo spettro di osservabilità della GP,fv [LEC ] con condizioni di raggiungibilità al momento non praticabili [IRR < IRR,Benchmark] Elementi di Grid-Parity pag. 42

free & gp Obiettivi FREE dichiarati nell aprile del 2013: Elementi catalizzatori della GP,fv nel breve medio periodo possono essere: 1) Introduzione incentivi fiscali estesi alle persone giuridiche (per la condizione di raggiunigibilità) 2) Introduzione incentivi fiscali per la fotovoltaicizzazione dell amianto 3) Sblocco dei SEU, re-introduzione dei SAAE 4) Estensione dello SSP per potenze industriali (1 MWp) 1) Ancora non realizzato 2) Ancora non realizzato 3) Realizzato sblocco SEU 4) Realizzato parzialmente estensione dello SSP a 500 kw Cosa si può fare oggi nell ambito della GP e in retroazione verso i SEU? Prospettive nel 2013 pag. 43

Alcuni validi motivi... Forse perché Alessandro Caffarelli forse anche perché stiamo DECONTAMINANDO? Dall amianto al silicio A fine 2012 ammontano a circa 26 mila gli impianti fotovoltaici realizzati in sostituzione di coperture eternit: il 26% del totale impianti realizzati su coperture. Questo parco offeternit, equivale a 20 chilometri quadrati di amianto rimosso, con una tendenza incrementale del 58% rispetto al 2011. Fonte GSE

Alcuni validi motivi... Forse perché Alessandro Caffarelli forse anche perché stiamo DECONTAMINANDO? Dall amianto al silicio AMIANTO FOTOVOLTAICIZZATO

cosa si può fare Schemi di esercizio Soggetto Responsabile pag. 46

cosa si può fare Schemi di esercizio Soggetto Responsabile pag. 47

cosa si può fare Schemi di esercizio Soggetto Responsabile pag. 48

cosa si può fare Schemi di esercizio Soggetto Responsabile pag. 49

Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Correva l anno 2013...

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Rete con utenze passive alimentate da utenze attive convenzionali Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Rete con utenze passive alimentate da utenze attive convenzionali e IAFR Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Rete con utenze passive alimentate da utenze attive convenzionali e IAFR, quest ultime dotate di reti private in alimentazione diretta sulle utenze passive Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione SEU: Sistema Efficiente di Utenza. Caratteristiche:1 produttore, 1 cliente finale, limite di potenza a 20 MW, b) generazione IAFR/CAR c) connessione privata mono-utenza senza obbligo di connessione di terzi, d) localizzazione SEU all interno dell area di proprietà del cliente produttore. Vantaggi cliente finale: energia prodotta ed autoconsumata esente da corrispettivi tariffari (trasmissione, distribuzione, dispacciamento) e da oneri generali di sistema che rimangono applicati all energia prelevata dalla rete del distributore. Vantaggi cliente produttore: energia venduta in PPA ad un prezzo > PZ Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione VPS: Virtual Power System Caratteristiche: aggregazione zonale di impianti IAFR non programmabili Vantaggi: a livello statistico diminuisce l errore sulla prevedibilità dei programmi di produzione migliora il bilanciamento dei flussi di potenza Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione Rete con utenze passive alimentate da utenze attive convenzionali e IAFR, quest ultime dotate di reti private in alimentazione diretta sulle utenze passive. Predisposizione di back-up convenzionale per IAFR non programmabili, remunerato in capacity-payment (sulla produzione) per i produttori convenzionali Back-up Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione VPSH: Virtual Power System Hybrid Caratteristiche: aggregazione zonale di impianti IAFR non programmabili e convenzionali, quest ultimi con funzione back-up per ammortizzare il difetto di programmabilità degli IAFR, funzione remunerata in capacity-payment Vantaggi: a livello statistico diminuisce sostanzialmente l errore sulla prevedibilità dei programmi di produzione migliora sostanzialmente il bilanciamento dei flussi di potenza Back-up Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione SAAE: Sistemi di Auto Approvvigionamento Energetico Caratteristiche: n produttori, m clienti finali riconducibili allo stesso gruppo societario, NO limite di potenza, b) generazione IAFR/CAR/Convenzionale c) k connessioni private senza obbligo di connessione di terzi, d) localizzazione SAAE all interno dell area di proprietà del cliente produttore. Back-up Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione SAAE: Sistemi di Auto Approvvigionamento Energetico Vantaggi: contenendo i SEU/VPSH, migliorano sostanzialmente il bilanciamento dei flussi di potenza. Attualmente, sulla rete lavorano scambiandosi energia in modo spesso non coordinato utenze attive/passive. I gestori devono in principio progettare l architettura di rete per poi gestire il bilanciamento dei flussi di potenza in una dinamica, che evolvendosi anche con l aumento dei GW-IAFR in connessione, è divenuta sempre più complessa. Nel caso in cui il gestore potesse connettersi ad una SAEE, avrebbe il vantaggio di lavorare su un sistemadiscretodi operatori a flussi di potenza già mediati. Back-up Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione SEU: Sistema Efficiente di Utenza. Stato avanzamento normativo: l attuazione dei SEU avrebbe dovuto essere emanata dall'aeeg entro 90 gg dalla data di entrata in vigore del dlgs 115/2008. Allo stato dell arte esiste semplicemente un documento di consultazione del 4 agosto 2011 (DCO 33/11). Quindi ancora niente delibera AEEG Anno 2013

SEU&SAAE Alessandro Caffarelli Comitato di gestione SAAE: Sistemi di Auto Approvvigionamento Energetico Stato avanzamento normativo: il Tar-Lazio, con sentenza n. 6407 (13 luglio 2012) ha sancito l'illegittimità dei SAAE a seguito di un ricorso presentato da Enel distribuzione, secondo cui i SAAE costituiscono una sovrapposizione dei SEU. Ora il Mise può opporsi alla decisione del Tar appellandosi al Consiglio di Stato. Back-up Anno 2013

seu Su energia prelevata (200 MWh) - corrispettivi fissi + corrispettivi variabili trasporto - parte fissa e parte variabile oneri generali sistema (A, UC) - MCT Su energia autoconsumata (150 MWh) - 5% parte variabile oneri generali sistema (A, UC) - 5% MCT 200 MWh 250 MWh 200 MWh 150 MWh Consumo 350 MWh Produzione 400 MWh P> 20 kw (autoconsumo & RiD in Feed-in Premium o TO in Feed-In Tariff) Stato dell arte SEU pag. 62

ogs http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/onerigenerali.htm Oneri Generali di Sistema pag. 63

ogs http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/auc.htm Oneri Generali di Sistema pag. 64

ogs & SEU Oneri Generali di Sistema & SEU pag. 65

qualifica & SEU http://www.gse.it/it/qualifiche%20e%20certificati/qualifiche_seu_seeseu/pagine/default.aspx qualifica SEU pag. 66

prosumer seu Consumi al 1775,99% della primo anno producibilità della Consumi 25 1929,71% producibilità 25 anni anni Autoconsumo 100,00% della producibilità della Autoconsumo 100,00% producibilità 25 25 anni anni Riduzione consumi 5,63% rispetto ai consumi primo anno Riduzione consumi 5,18% rispetto ai consumi anni 25 Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 67

prosumer seu Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 68

prosumer seu Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 69

prosumer seu Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 70

prosumer seu Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 71

prosumer seu impresa forte consumo energia parte variabile OGS c /kw Costo OGS [ ] senza 5% Costo OGS [ ] Risparmio nel h SEU con SEU fare SEU [ ] A(E) 5,58 12.562,02 628,10 11.933,92 UC (E) 0,00 0,00 0,00 0,00 MCT (E) 0,02 40,99 2,05 38,95 12.603,02 630,15 Totale ( /anno) 11.972,86 Energia autoconsumata (kwh/anno) 225.24 6,91 A (E) = A2 + A3 + A4 + A5 +AS + AE + A6 5,577 c /kwh Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 72

prosumer seu A (E) = A2 + A3 + A4 + A5 +AS + AE + A6 5,577 c /kwh Aprire file excel: http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/auc.htm Caso studio prosumer qualificato SEU pag. 73

info servizio 1 Link: http://www.sviluppoeconomico.gov.it/index.php/it/incentivi/energia/bando-efficienza-energetica Info servizio pag. 74

TERMOSIM_1.0 - Simulatore economico in Conto Termico info servizio 2 Italia apr-15 Termosim 1.0 nasce 1) con l'obbiettivo di guidare il soggetto responsabile nel calcolo degli incentivi GSE relativi ai diversi interventi previsti dal DM 28/12/12, il c.d. decreto Conto Termico, 2) per stimare il ritorno economico degli interventi stessi Free Download sw per il calcolo degli incentivi previsti dal sistema incentivante Conto Termico per la realizzazione a) di interventi di efficientamento energetico b)impianti alimentati a fonti rinnovabili, in sostituzione di impianti alimentati a fonti convenzionali, per la produzione di energia termica Link: http://www.intellienergia.com/download/viewcategory/1-free-software.html Info servizio pag. 75

info servizio 3 Info servizio pag. 76

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