Seminario Ing. Andrea Galliani AEEG 2012 - TPG

L’incidenza delle fonti
rinnovabili sui mercati e sulle
bollette elettriche
Genova,
26 novembre 2012
Corso di Impianti per l’Energia
Ing. Andrea Galliani
Direzione Mercati
Responsabile Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto
ambientale
Autorità per l’energia elettrica e il gas

PRIMA PARTE
GLI OBIETTIVI EUROPEI
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Politiche ambientali europee per il futuro
A partire dalla situazione attuale, caratterizzata da una forte
dipendenza dal petrolio, l’Unione europea si pone i seguenti obiettivi
strategici:
‣ sostenibilità, perseguita tramite la riduzione delle emissioni dei
gas serra;
‣ sicurezza dell’approvvigionamento, perseguita tramite la
differenziazione delle fonti, lo sviluppo delle fonti rinnovabili e
l’efficienza energetica al fine di dipendere meno da combustibili
importati;
‣ competitività, perseguita tramite la differenziazione delle fonti, lo
sviluppo delle fonti rinnovabili e l’efficienza energetica, al fine di
risentire meno della volatilità dei prezzi degli idrocarburi e dai continui
aumenti.
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Obiettivi europei al 2020
A inizio marzo 2007, il Consiglio europeo si è prefissato di
raggiungere entro l’anno 2020:
a) la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di almeno il 20%
rispetto al 1990, con la proposta di incrementare l’obiettivo al 30%
in caso di accordo internazionale;
b) una quota del 20% di energie rinnovabili sul totale dei consumi
energetici lordi dell’Unione europea, con un contributo minimo del
10% di biocarburanti al consumo di combustibili per autotrazione in
ciascuno dei Paesi membri;
c) risparmio dei consumi energetici dell’Unione europea del 20%
rispetto alle proiezioni, contenute nel recente Libro verde
sull’efficienza energetica della Commissione europea. Questo
obiettivo non è vincolante (a differenza dei primi due) essendo
implicito negli altri sopra riportati.
A seguito di tali decisioni è stato implementato il pacchetto climaenergia
europeo, approvato il 18 dicembre 2008. 4 di 51

I vincoli derivanti dalla nuova direttiva
in materia di fonti rinnovabili
(direttiva 2009/28/CE, parte del pacchetto
clima-energia europeo)
Individua degli obiettivi vincolanti nazionali definiti come “contributo
dell’energia da fonti energetiche rinnovabili al consumo lordo di
energia entro il 2020”. In particolare, per l’Italia il vincolo è pari al 17%.
A denominatore vi sono i Consumi finali di energia (prodotti energetici
forniti a scopi energetici all’industria, ai trasporti, alle famiglie, ai
servizi, all’agricoltura, alla silvicoltura e alla pesca) + Servizi ausiliari
per la generazione di elettricità e calore + Perdite di distribuzione di
elettricità e calore.
A numeratore vi sono i Consumi finali di energia rinnovabile
(elettricità, calore, trasporti) + Misure di cooperazione internazionale
(scambi statistici, progetti comuni).
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I vincoli derivanti dalla nuova direttiva
in materia di fonti rinnovabili
(direttiva 2009/28/CE)
Individua anche degli obiettivi vincolanti nazionali definiti come
“contributo dell’energia da fonti energetiche rinnovabili al consumo lordo
di energia destinata ai trasporti entro il 2020”. In particolare, per l’Italia il
vincolo è pari al 10%.
A denominatore vi sono i Consumi finali di energia per i trasporti, pari ai
consumi di benzina + diesel + biocarburanti consumati solo nel trasporto
su strada e su rotaia (non sono considerati i settori aereo e marittimo) +
elettricità consumata nei trasporti (quella attribuibile alle fonti rinnovabili
per trasporti su strada è moltiplicata per 2,5).
A numeratore vi sono i Consumi finali di energia rinnovabile per i
trasporti, pari ai consumi di elettricità da fonti rinnovabili per trasporti non
su strada + (consumi di elettricità da fonti rinnovabili per trasporti su
strada) * 2,5 + (biofuel sostenibili di 2° generazione + biofuel sostenibili
da rifiuti) * 2 + altri biofuel sostenibili utilizzati nei trasporti.
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Alcune considerazioni, con riferimento
all’Italia - 1
‣ Obiettivo di utilizzo di fonti rinnovabili per l’Italia = 17% (nel 2010 è
stato raggiunto il 10,1%).
‣ Gli obiettivi europei sono definiti rispetto al consumo finale di energia
primaria anziché alla disponibilità di energia primaria.
‣ Il consumo finale è pari alla disponibilità di energia primaria ridotta
delle perdite derivanti dalle conversioni energetiche che sono tanto più
rilevanti quanto più sono bassi i rendimenti medi. Questi ultimi sono più
elevati nel caso della produzione di calore rispetto al caso della
produzione di energia elettrica.
‣ Ciò implica che l’indicatore su cui si basa la verifica del raggiungimento
dell’obiettivo, attribuisce alla produzione di calore da fonti rinnovabili
un’importanza maggiore rispetto alla produzione di energia elettrica.
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Alcune considerazioni, con riferimento
all’Italia - 2
‣ Per raggiungere l’obiettivo vincolante del target al 2020 (il 17% per
l’Italia), è possibile agire, anche simultaneamente, su quattro fronti:
aumentare i consumi di energia elettrica prodotta da fonti
rinnovabili;
aumentare i consumi di calore prodotto da fonti rinnovabili;
aumentare l’utilizzo di biocarburanti;
ridurre i consumi finali totali di energia primaria.
‣ In linea teorica, se si volessero ridurre i consumi di combustibili fossili,
la dipendenza energetica dai Paesi non UE e l’impatto ambientale
(questa è in effetti la finalità delle decisioni dell’Unione europea),
occorrerebbe porre sullo stesso piano il maggiore utilizzo di fonti
rinnovabili e il minore consumo di energia.
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Alcune considerazioni, con riferimento
all’Italia - 3
‣ 1 tep di maggior produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili
corrisponde a 11,63 MWh elettrici. Se ciascuno di essi fosse valorizzato
con gli attuali strumenti incentivanti (300 €/MWh nel caso di impianti
fotovoltaici; 80 €/MWh per le altre fonti), si avrebbe un onere annuo
variabile tra circa 3500 euro (nel caso di fotovoltaico) e 930 euro (nel
caso di altre fonti rinnovabili);
‣ 1 tep di maggior produzione di energia termica da fonti rinnovabili
corrisponde a 11,63 MWh termici. Se ciascuno di essi fosse valorizzato
ipotizzando un incentivo unitario pari a 30 €/MWh, si avrebbe un onere
annuo pari a circa 350 euro;
‣ 1 tep di riduzione dei consumi finali per effetto di interventi di
risparmio energetico potrebbe essere valorizzato con gli attuali
strumenti incentivanti (titoli di efficienza energetica). Se ciascuno di essi
fosse valorizzato a 100 €/tep, si avrebbe un onere annuo pari a circa 100
euro.
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Alcune considerazioni, con riferimento
all’Italia - 4
‣ Qualora il maggiore utilizzo di fonti rinnovabili e il minore consumo di
energia fossero posti sullo stesso piano converrebbe promuovere
soprattutto l’efficienza energetica, nei limiti del possibile poiché
l’efficienza energetica non è una risorsa inesauribile.
‣ Invece, poiché, nel caso specifico dell’Italia, l’aumento di 1 tep nei
consumi finali da fonti rinnovabili è equiparato alla riduzione di quasi 6
tep nei consumi totali di energia, aumentano i costi che
complessivamente dovrebbero essere sostenuti per soddisfare l’obiettivo
(l’aumento è stimabile tra circa 250 e 500 euro/tep).
‣ Inoltre, conviene privilegiare, almeno nei limiti del potenziale
disponibile, l’utilizzo delle fonti rinnovabili per la produzione di calore.
‣ La scelta di privilegiare l’utilizzo delle fonti rinnovabili per la produzione
di energia elettrica, con gli attuali strumenti incentivanti, è comunque una
scelta costosa.
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Il Piano d’Azione Nazionale (PAN)
Consumo finale lordo da fonti rinnovabili nel 2008 e obiettivo al 2020
2008 2020
Consumi
da FER
Consumi
finali lordi
FER/Consumi
finali lordi
Consumi
da FER
Consumi
finali lordi
FER/Consumi
finali lordi
[Mtep] [Mtep] [%] [Mtep] [Mtep] [%]
Elettricità 5,18 30,40 17,04% 8,50 32,23 26,39%
Calore 3,24 58,53 5,53% 10,46 61,19 17,09%
Trasporti 0,72 42,62 1,70% 2,53 39,63 6,38%
Trasferimenti da altri Stati - - - 1,13 - -
Consumo finale lordo 9,14 131,55 6,95% 22,62 133,04 17,00%
Trasporti per l'obbligo 10% 0,34 39,00 0,87% 3,44 33,97 10,13%
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Il trend nazionale a consuntivo
Fonte: GSE
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L’anno 2010: confronto tra Piano d’Azione
Nazionale (PAN) e dati a consuntivo
Fonte: GSE
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Considerazioni conclusive - 1
‣ Sebbene il settore della produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili sia stato quello su cui, fino ad oggi, è stata posta la maggiore
attenzione, i tassi di crescita più marcati sono attesi nel settore della
produzione del calore e nel settore dei biocarburanti.
‣ Peraltro, l’utilizzo delle fonti rinnovabili per la produzione di calore è
molto importante ai fini del raggiungimento dell’obiettivo al 2020 perché è
elevato il potenziale e perché è la soluzione meno costosa.
‣ I dati contenuti nel PAN potrebbero essere già oggi oggetto di modifica.
Infatti, l’obiettivo indicato nel PAN approvato nel giugno scorso per il
fotovoltaico era pari a 8 GW, per una produzione attesa di 9,65 TWh
(corrispondente a 0,83 Mtep). Alla fine del 2011 erano già installati
impianti fotovoltaici per 13 GW. Si stima che nel 2016 venga raggiunto un
obiettivo indicativo di potenza installata a livello nazionale di circa 23 GW,
per circa 27,7 TWh, corrispondenti a circa 2,38 Mtep.
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Considerazioni conclusive - 2
‣ La maggior produzione dal fotovoltaico rispetto a quanto indicato nel
PAN (1,55 Mtep prodotti in più corrispondenti a 18 TWh) potrebbe, ad
esempio, comportare l’azzeramento del trasferimento da altri Stati e una
riduzione di 0,45 Mtep derivanti dall’energia elettrica prodotta da altre
fonti rinnovabili, mantenendo costante tutto il resto.
‣ Poiché la produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici è
attualmente quella che presenta il valore unitario dell’incentivo più
elevato, è evidente che l’aumento della produzione fotovoltaica a scapito
di produzioni da altre fonti rinnovabili comporti maggiori costi per il
sistema.
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Come raggiungere gli obiettivi al 2020.
Le fonti rinnovabili, il risparmio energetico
e le emissioni di gas serra
Occorrono degli strumenti finalizzati alla promozione delle fonti
rinnovabili e del risparmio energetico, anche ai fini del raggiungimento
degli obiettivi al 2020; occorrono anche strumenti finalizzati a ridurre
l’emissione di gas serra, promuovendo l’efficienza dei processi. A tal
fine analizziamo i seguenti strumenti, con riferimento all’Italia:
‣ Promozione della riduzione dell’emissione di gas serra: emission
trading system;
‣ Promozione del risparmio energetico agli usi finali: titoli di efficienza
energetica (detti anche certificati bianchi);
‣ Promozione delle fonti rinnovabili: certificati verdi o incentivi
amministrati;
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SECONDA PARTE
L’IMPATTO DELLA
PRODUZIONE DI ENERGIA
ELETTRICA DA FER SUI
MERCATI
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MW
42.000
40.000
38.000
36.000
34.000
32.000
30.000
28.000
26.000
24.000
22.000
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
Potenza efficiente lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi
Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti (*)
Impianti fotovoltaici
Impianti eolici
Impianti geotermo-elettrici
Impianti idroelettrici
Impianti fotovoltaici da 3,5
GW nel 2010 a 12,8 GW nel
2011
0
1996anni
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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GWh
85.000
80.000
Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi
Impianti idroelettrici
Impianti geotermo-elettrici
Impianti eolici
Impianti fotovoltaici
Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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EFFETTI SUI PREZZI DI MERCATO
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Considerazioni sui prezzi di mercato - 1
I prezzi del mercato all’ingrosso (Borsa elettrica) si collocano su livelli
mediamente più elevati rispetto ai prezzi prevalenti negli altri principali
mercati europei, evidenziando dei differenziali (dell’ordine di almeno 20
€/MWh) che sono riconducibili a diversi fattori:
‣ differente mix tecnologico produttivo (in Italia gli impianti alimentati a
gas naturale rappresentano per circa i 2/3 delle ore del giorno gli impianti
marginali, ossia quelli che determinano il prezzo);
‣ maggiore costo del gas naturale rispetto alla media europea (maggior
costo variabile degli impianti a ciclo combinato italiani dell’ordine dei 10
€/MWh);
‣ maggior costo variabile di produzione degli impianti termoelettrici
italiani connesso con l’onere di acquisto dei certificati verdi (pari a circa
5-6 €/MWh).
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Andamento medio orario del PUN
2010 vs 2011
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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Considerazioni sui prezzi di mercato - 2
Sta cambiando il profilo di prezzo che si forma sul mercato, in cui si
evidenzia un aumento dei prezzi orari molto più marcato nelle ore
preserali (17-21), ovvero nelle ore in cui cessa progressivamente la
produzione fotovoltaica, rispetto alle ore in cui tale produzione è
presente.
Infatti, la diffusione degli impianti fotovoltaici (la cui produzione è
concentrata nelle ore di picco diurno, in cui cioè fino a pochi mesi fa si
registravano i prezzi di mercato più elevati) comporta una significativa
riduzione del numero delle ore in cui gli impianti termoelettrici hanno
l’opportunità di coprire, prima ancora della quota parte dei costi fissi,
anche le eventuali perdite sui costi variabili registrate nelle ore della
giornata in cui sono costretti a rimanere in servizio a causa dei loro
vincoli tecnici di funzionamento.
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Andamento medio orario del PUN
I trimestre 2011 vs I trimestre 2012:
l’effetto fotovoltaico
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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Considerazioni sui prezzi di mercato - 3
Gli ulteriori incrementi nella generazione fotovoltaica hanno, almeno nel
breve periodo, un effetto sempre minore in termini di variazione dei
prezzi di equilibrio nelle ore di maggiore irraggiamento.
Ciò perché, sino a quando la tecnologia marginale ricorrente – ossia
quella che fissa il prezzo di borsa nella maggior parte delle ore – rimarrà
quella a gas, difficilmente il prezzo di mercato può risultare più basso dei
costi variabili degli impianti a gas più efficienti.
Naturalmente ciò non è più vero qualora il prezzo di mercato dovesse
formarsi senza più l’intervento degli impianti termoelettrici: in tali casi,
infatti, il prezzo sarà fissato da tecnologie correlate alle fonti rinnovabili
incentivate, caratterizzare da un costo variabile pressoché nullo, con
conseguenze sulle stesse dinamiche di mercato ad oggi non del tutto
prevedibili.
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EFFETTI SUL DISPACCIAMENTO
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Introduzione - 1
‣ Un così rapido sviluppo degli impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili, richiede necessariamente un’altrettanto rapida
evoluzione regolatoria affinché tali impianti possano essere integrati nel
sistema elettrico e possano avere una penetrazione crescente nel tempo
e sostenibile.
‣ In questo contesto, l’obiettivo dell’Autorità in relazione alle fonti
rinnovabili (soprattutto non programmabili) “elettriche” è quello di
promuovere una piena integrazione degli impianti alimentati da tali
fonti nel sistema elettrico affinché la loro penetrazione possa crescere
nel tempo mantenendosi però sostenibile, garantendo la sicurezza del
sistema elettrico medesimo.
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Introduzione - 2
‣ Tale obiettivo si può raggiungere operando in maniera coordinata su
due aspetti:
lo sviluppo delle infrastrutture di rete, ove necessario;
le modalità di gestione delle reti, ovvero il dispacciamento,
promuovendo interventi che riguardino sia i gestori di rete che i
produttori. Occorre un sistema in cui anche le reti di distribuzione,
in particolare quelle dove coesistono produzione e carico,
progressivamente da “passive” diventano “attive” (smart grid).
Analoghe considerazioni devono valere per la gestione degli
impianti di produzione: non è più possibile escludere dall’obbligo
di essere “attivi” gli impianti di piccola taglia (connessi alle reti di
bassa e media tensione) o gli impianti alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili poiché la somma delle potenze
installate è ormai tutt’altro che trascurabile.
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Sviluppo delle infrastrutture di rete
‣ Lo sviluppo delle infrastrutture di rete persegue diversi obiettivi che
vanno dalla realizzazione di nuove infrastrutture all’adeguamento delle
infrastrutture esistenti al fine di modificarne le modalità di gestione (ad
esempio trasformazione di reti passive in reti attive, ecc.).
‣ L’Autorità, nell’ambito dei propri poteri per lo più di natura tariffaria, sta
cercando di promuovere (seppur in via sperimentale) l’accelerazione
nella realizzazione delle reti o degli elementi di rete nelle zone più
critiche (deliberazione ARG/elt 199/11).
‣ In relazione alle smart grids, l’Autorità ha già promosso 8 progetti
dimostrativi su reti reali, attualmente in corso.
‣ Infine, occorre valutare la realizzazione di sistemi di accumulo che
consentano di sfruttare al meglio la rete disponibile. Con la deliberazione
288/2012/R/eel, l’Autorità ha definito i criteri di selezione dei progetti
pilota relativi ai sistemi di accumulo sulla rete di trasmissione dell’energia
elettrica ammessi al trattamento incentivante.
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Problemi riscontrati sul dispacciamento
‣ Il forte sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili sta
comportando il manifestarsi di problematiche tecniche (che possono
mettere in crisi la sicurezza del sistema) ed economiche, in parte
associate all’aleatorietà delle fonti. In ordine di criticità:
1. l’influenza sui sistemi di difesa;
2. l’influenza sull’approvvigionamento di risorse, sia nella fase di
programmazione del Mercato per il Servizio di Dispacciamento
(MSD), sia nella fase di gestione in tempo reale del medesimo
mercato (denominata “Mercato di bilanciamento o MB”).
‣ Le situazioni potenzialmente più critiche si possono presentare nei
periodi diurni estivi dei giorni di basso carico (quali le festività), in cui è
molto elevata la produzione da fotovoltaico.
‣ Tali difficoltà sono ulteriormente acuite per effetto delle carenze
infrastrutturali (scarsa magliatura di rete e impianti termoelettrici di
vecchia generazione con scarse capacità di regolazione) delle zone in
cui le fonti non programmabili sono disponibili.
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L’influenza sui sistemi di difesa
‣ L’influenza sui sistemi di difesa associata alle fonti rinnovabili non
programmabili deriva dal fatto che per tali impianti, anche tenendo conto
della loro scarsa diffusione, almeno fino al 2008 non è mai stato richiesto
di prestare servizi di rete. Tali obblighi sono stati introdotti nel 2008 per i
soli impianti eolici.
‣ Gli impianti di generazione distribuita, in particolare i fotovoltaici,
presentano ancora sistemi di protezione tarati in modo da prevederne la
disconnessione ogniqualvolta la frequenza fuoriesca dall’intervallo 49,7
Hz - 50,3 Hz. In caso di grave incidente di rete con variazione di
frequenza significativa, si verificherebbe una perdita di generazione pari
all’intera generazione distribuita (effetto “domino”), rendendo di fatto
necessaria l’attivazione del piano di alleggerimento del carico.
‣ Per questo l’Autorità ha previsto, anche per la generazione distribuita,
l’obbligo di modificare le tarature dei sistemi di protezione in modo da
prevederne la disconnessione ogni qualvolta la frequenza fuoriesca
dall’intervallo 47,5 – 51,5 Hz.
31 di 51

L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD - 1
‣ L’influenza sull’approvvigionamento di risorse su MSD trae origine da
due elementi:
a) i profili di produzione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili modificano significativamente l’andamento
dei carichi orari zonali da soddisfare tramite generazione da
impianti programmabili direttamente connessi alla RTN;
b) la carenza di informazioni aggiornate circa il livello e la
localizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili e circa il suo effettivo profilo di produzione orario
zonale non consente né di prevedere adeguatamente la
produzione di tali impianti da offrire sul Mercato del Giorno Prima
(MGP) né di prevedere adeguatamente i fabbisogni orari zonali
residui ai fini dell’approvvigionamento di risorse nella fase di
programmazione di MSD.
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema a)) - 2
‣ L’elevata penetrazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili comporta la riduzione dei carichi residui, con il
conseguente incremento delle difficoltà di costituzione dei margini di
riserva necessari per l’aleatorietà della fonte e del carico.
‣ Per quanto riguarda gli impianti eolici, nelle aree in cui la fonte risulta
disponibile soprattutto nelle ore notturne, l’incremento della produzione
eolica accentua progressivamente la distanza tra il minimo carico
notturno e il massimo carico mattutino: distanza raccordata dalla rampa
di presa di carico “mattutina”.
‣ Invece, in relazione agli impianti fotovoltaici, essendo la produzione
interamente concentrata nelle ore di luce, l’aumento di tale produzione
accentua progressivamente la distanza tra il minimo carico diurno e il
massimo carico serale: distanza raccordata da una rampa di presa di
carico “serale” più ripida della rampa di presa di carico “mattutina”.
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema a)) - 3
‣ Al fine di inseguire le rampe (serale e mattutina) risultano necessarie
azioni rapide di bilanciamento realizzate da impianti programmabili con
elevate capacità di modulazione, rapidi tempi di riposta e trascurabili
vincoli di permanenza in servizio notte/giorno.
‣ Le risorse attualmente utilizzate per questo servizio sono le unità
idroelettriche di produzione e pompaggio, che hanno sia potenzialità di
bilanciamento in riduzione nelle ore notturne e di minimo carico diurno
che potenzialità di bilanciamento in aumento nelle ore di massimo carico
mattutino e nelle ore di massimo carico serale.
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Consumo e consumo residuo medio orario
nella macrozona Continente nei giorni
feriali e festivi dei mesi di giugno 2010 e
2011
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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Consumo e consumo residuo medio orario
nella macrozona Continente nei giorni
feriali e festivi dei mesi di novembre
2010 e 2011
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema a)) - 4
‣ L’Autorità è già intervenuta sul tema specifico, limitatamente agli
impianti eolici rilevanti, per i quali è stata resa obbligatoria la fornitura dei
cosiddetti servizi di rete, tra cui la regolazione di potenza, la riduzione di
potenza, l’insensibilità agli abbassamenti di tensione, compatibilmente
con le caratteristiche degli impianti medesimi. E’ stato anche reso
obbligatorio l’adeguamento degli impianti al fine di renderli monitorabili
da parte di Terna.
‣ Per i motivi sopra esposti e compatibilmente con le caratteristiche
degli impianti, l’Autorità ha esteso tali obblighi agli altri impianti alimentati
da fonti rinnovabili non programmabili, a partire dai fotovoltaici la cui
penetrazione, soprattutto in alcune zone d’Italia sta diventando rilevante.
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema b)) - 5
‣ La carenza di serie storiche, la mancanza di penalizzazioni in caso di
sbilanciamenti (differenze tra programma di immissione e immissione
misurata) e le potenziali inefficienze dei sistemi di previsione, aggravano
i problemi derivanti dall’aleatorietà delle fonti e contribuiscono a:
a) sottostimare sistematicamente la produzione da fonti rinnovabili
non programmabili offerta su MGP e MI dagli utenti del
dispacciamento (produttori o grossisti o GSE);
b) incrementare l’errore di previsione di Terna dei fabbisogni orari
zonali residui da utilizzare ai fini dell’approvvigionamento di
risorse nella fase di programmazione di MSD.
‣ Ciò ha due effetti economici negativi: uno su MGP e uno su MSD.
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema b)) - 6
‣ La sistematica sottostima della produzione da fonti rinnovabili non
programmabili offerta su MGP e su MI ha come inevitabile effetto quello
di rallentare l’espansione dell’offerta concorrenziale su tale mercato e,
quindi, di ritardare la probabile riduzione dei prezzi di MGP, con
particolare riferimento alle ore di minimo carico diurno dei mesi
caratterizzati dalla massima produzione fotovoltaica.
‣ L’incremento dell’errore di previsione di Terna dei fabbisogni orari
zonali residui aumenta inevitabilmente la domanda di capacità di
regolazione idonea a compensare sovrastime o sottostime dei predetti
fabbisogni. Ai fini di mantenere invariato il livello di sicurezza del sistema
elettrico, Terna deve “approvvigionare” maggiori margini di regolazione di
frequenza e potenza e di regolazione di tensione opportunamente
distribuiti sulla RTN.
‣ A parità di altri fattori, ciò implica un incremento dei costi dell’attività di
dispacciamento e della loro volatilità (con maggiori difficoltà previsionali).
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L’influenza sull’approvvigionamento di
risorse su MSD (tema b)) - 7
‣ L’Autorità, nel 2010, ha introdotto un meccanismo premiante in
materia di programmazione delle unità di produzione rilevanti alimentate
da fonti rinnovabili non programmabili. L’Autorità ha anche previsto che il
GSE effettui la previsione giornaliera della produzione aggregata
imputabile alle unità di produzione non rilevanti alimentate da fonti
rinnovabili non programmabili.
‣ Tali interventi non sono però sufficienti. Pertanto l’Autorità sta
rivedendo la disciplina del dispacciamento per le fonti rinnovabili non
programmabili al fine di favorirne l’integrazione nel mercato,
massimizzando i benefici che tali fonti possono apportare su MGP ed MI
(in termini di riduzione dei prezzi) e, di conseguenza, minimizzando le
criticità che tali fonti determinano su MSD.
‣ L’ottimizzazione del servizio di dispacciamento consente di accogliere
una maggiore immissione di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
non programmabili a parità di rete e di risorse disponibili.
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Promozione di una efficiente previsione
dell’energia elettrica immessa in rete - 1
‣ Ferma restando l’esigenza di pervenire rapidamente ad una
situazione a regime che sia il più possibile cost reflective, è stato nel
frattempo previsto un transitorio iniziale.
‣ Durante il periodo transitorio, si prevede l’applicazione di franchigie
non differenziate per fonte, entro le quali gli sbilanciamenti
continuino ad essere valorizzati al prezzo zonale orario, come già
oggi avviene. Più in dettaglio, si prevede che i corrispettivi già oggi
vigenti per le unità di produzione non abilitate si applichino
esclusivamente alla quota dello sbilanciamento effettivo che eccede:
a) il 20% del programma vincolante modificato e corretto del punto
di dispacciamento per il periodo gennaio - giugno 2013;
b) il 10% del programma vincolante modificato e corretto del punto
di dispacciamento per il periodo luglio - dicembre 2013.
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Promozione di una efficiente previsione
dell’energia elettrica immessa in rete - 2
‣ Tutto quanto sopra descritto trova applicazione nei confronti degli
utenti del dispacciamento, che non necessariamente coincidono con i
produttori. Infatti, il produttore si potrebbe avvalere, allo scopo, di un
trader. Nel caso di ritiro dedicato, Cip 6, scambio sul posto e tariffa fissa
onnicomprensiva (per gli aventi diritto), la regolazione sopra esposta
trova applicazione nei confronti del GSE che, in tali casi, assume la
qualifica di utente del dispacciamento in immissione.
‣ Per ogni utente del dispacciamento, ciascun punto di dispacciamento
può comprendere una sola unità di produzione rilevante oppure
l’aggregato delle unità di produzione non rilevanti ubicate nella stessa
zona e ricadenti nella stessa tipologia.
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Il dispacciamento delle fonti rinnovabili:
ulteriori interventi necessari
Tenendo conto di quanto detto, è necessario:
a) promuovere una maggiore responsabilizzazione degli utenti del
dispacciamento di impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili in relazione alla prestazione di servizi di rete e
all’efficiente previsione dell’energia elettrica immessa in rete;
b) valutare una più generale revisione dell’attuale disciplina del
dispacciamento tenendo conto del nuovo contesto strutturale e di
mercato e introducendo una vera e propria regolazione del
dispacciamento sulle reti di distribuzione, affinchè siano davvero
“smart”.
Tali interventi consentono di accogliere una maggiore immissione di energia
elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili a parità di rete e di
altre risorse disponibili.
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TERZA PARTE
I COSTI DIRETTI DEGLI
INCENTIVI ALLA
PRODUZIONE DI ENERGIA
ELETTRICA DA FER
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Quantità di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e incentivata
60
55
50
45
Conto energia fotovoltaico
Tariffa fissa onnicomprensiva
Certificati verdi
Cip 6 (solo FER)
40
35
[TWh]
30
25
20
15
10
5
0
2008 2009 2010 2011 2012
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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Costo degli strumenti di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
[Milioni di euro]
10.500
10.000
9.500
9.000
8.500
8.000
7.500
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Conto energia fotovoltaico
Tariffa fissa onnicomprensiva
Certificati verdi
Cip 6 (solo FER)
2008 2009 2010 2011 2012
Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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Grafico elaborato da Autorità per l’energia elettrica e il gas.
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‣ A ciò si aggiungono gli incentivi per le fonti assimilate (Cip 6), in forte
riduzione, che attualmente ammontano a circa 1,3 miliardi di euro
all’anno.
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Totale (II trimestre 2012): 19,09 c€/kWh al lordo delle imposte
Totale (II trimestre 2012): 16,55 c€/kWh al netto delle imposte
Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700
kWh di consumo annuo
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Ripartizione percentuale degli oneri generali
Totale (II trimestre 2012): 3,09 c€/kWh
Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700
kWh di consumo annuo
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I valori riportati sono riferiti ai clienti domestici in maggior tutela (3 kW e 2.700 kWh annui).
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