1 Incentivazioni ed azioni dellAutorità per lenergia elettrica e il gas Marco Pezzaglia Direzione Mercati Autorità per lenergia elettrica e il gas Modena – 5 marzo 2008

2 Punti chiave per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili Regime di sostegno Connessione alla rete Accesso al mercato Trasparenza e informazione Autorizzazioni Considerazioni obiettivi al 2020

3 Tipi di regimi di sostegno I regimi di sostegno si suddividono in due macrocategorie Regimi di mercato (metodi di quantità - certificati verdi) Regimi amministrati (metodi di prezzo - conti energia) In Italia convivono entrambi i meccanismi Certificati verdi Possibile per tutta la produzione Il nuovo sistema lavora per impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007 Conto energia per energia immessa Possibile per la sola produzione di potenza < 1 MW Conto energia per energia prodotta Possibile per la produzione fotovoltaica

4 Prodotta Immessa Prelevata Consumata Rete elettrica Certificati verdi Conto energia fotovoltaicoConto energia immessa

5 ….. Ma come entrare nei regimi di sostegno ? Bisogna essere soggetti aventi titolo (produttori da FR rispondenti a certe caratteristiche) Accesso a quali regimi di sostegno ? Certificati verdi (possibile per tutti i produttori da FR) Remunerazione in conto energia immessa (possibile solo per impianti di potenza < 1 MW) Remunerazione in conto energia prodotta (possibile solo per impianti fotovoltaici) Bisogna seguire determinate procedure Qualificazione IAFR presso GSE (Certificati verdi) Ancora da definire per remunerazione in conto energia immessa Realizzazione di un impianto fotovoltaico secondo quanto stabilito dal DM 19 febbraio 2007 e accesso alle procedure del GSE

6 La finanziaria 2008 Per quanto riguarda, in particolare, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il regime di sostegno si basa sullintroduzione dei seguenti elementi: per gli impianti di potenza fino a 1 MW, regime alternativo tra prezzo onnicomprensivo riconosciuto allenergia elettrica immessa in rete (feed-in tariff) e sistema di certificati verdi per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, sistema di certificati verdi; La feed-in tariff è differenziata per fonte, viene stabilita per via ministeriale ed erogata per un periodo pari a 15 anni Il sistema di certificati verdi (CV) prevede che il CV sia corrisposto in ragione di ogni MWh prodotto (moltiplicato per un determinato coefficiente aggiornato dal MSE a seconda della fonte primaria utilizzata) per 15 anni con un prezzo di riferimento determinato come differenza tra un parametro di riferimento stabilito per via ministeriale (oggi posto pari a 180 /MWh) e il prezzo medio di ritiro dellenergia elettrica rinnovabile, nellambito del ritiro dedicato (d.lgs. 387/2003 e deliberazione dellAutorità n. 280/07)

7 COEFFICIENTI CV Per i punti 7 e 7bis il coefficiente vale 1,8 Il CV vale (al massimo) 180/MWh - Prezzo medio ritiro dedicato anno precedente (2007: 67,12 /Mwh) = 112,88 /MWh

8 CONTO ENERGIA EI Per i punti 7 e 7bis lentità vale 30

9 La remunerazione dipende da diversi fattori Coefficienti moltiplicatici e valori della remunerazione omnicomprensiva possono essere aggiornati ogni 3 anni (con decreto MSE) assicurando la congruità della remunerazione Il prezzo medio del ritiro dedicato è il prezzo medio aritmetico dei prezzi di vendita nella borsa elettrica dellanno precedente Il conto energia fotovoltaico è ad esaurimento… fino a nuovo decreto (anche se attualmente cè ancora spazio …)

Sviluppi regolatori

11 Capiti i regimi di sostegno bisogna ora realizzare limpianto …….. Autorizzazioni Connessione alla rete

12 Autorizzazioni Il percorso autorizzativo è dimostrato essere uno dei maggiori scogli per lo sviluppo dello sfruttamento delle rinnovabili Il monitoraggio del corretto sviluppo del mercato rientra tra i compiti dellAutorità Autorità non è direttamente incaricata dalla materia autorizzativa, ma interessata al fine di vigilare sulle condizioni per la promozione della concorrenza e dellefficienza della produzione

13 Connessione alla rete Nellanno 2007 lAutorità ha: regolato la connessione alle reti di bassa tensione (con corrispettivi scontati per le fonti rinnovabili (lo stesso approccio era già stato adottato in precedenza per le connessioni in media e alta tensione con la deliberazione n.281/05) elaborato una bozza di testo unico per la connessione degli impianti di produzione alle reti elettriche (prospettando una semplificazione per le connessioni in media tensione in linea con le regole della bassa tensione) PUBBLICATO RECENTEMENETE IL NUOVO SCHEMA DI TESTO INTEGRATO PER LA CONNESSIONE DEI PRODUTTORI Proseguito il lavoro già avviato nel 2004 al fine pervenire alla compilazione di una regola tecnica di connessione che possa costituire un riferimento unico a livello nazionale. avviato unistruttoria conoscitiva per verificare leffettivo grado di rispetto delle sue disposizioni da parte delle imprese distributrici (risultati Delibera VIS 8/08) Da non dimenticare che lAutorità è intervenuta anche a regolare le condizioni per lo svolgimento dellattività di misura dellenergia elettrica PRODOTTA - deliberazione n.88/07 (dato essenziale per lottenimento di alcune forme di incentivazione – quali il CV e il conto energia fotovoltaico)

14 TICA : Testo Integrato Connessioni Attive Regole distinte tra: rete di distribuzione (a cui devono essere rivolte le richieste per impianti < 10 MW) rete di trasmissione (a cui devono essere rivolte le richieste per impianti < 10 MW) Per la rete di distribuzione e per le FER e la CAR: Si svincola il costo effettivo della soluzione di connessione dal corrispettivo di connessione La discrezionalità necessaria ai distributori per la definizione della soluzione per la connessione ha portato a numerosi contenzioni Si adotta un corrispettivo convenzionale articolato in: corrispettivo unitario in potenza (/kW) corrispettivo unitario misto (/(kW*km))

15 Regole per il corrispettivo FER e CAR Corrispettivo determinato convenzionalmente sulla base dei costi medi per la connessione Fonti tradizionali Corrispettivo a costo documentato

16 TICA : Testo Integrato Connessioni Attive Struttura dei corrispettivi Vale sempre il concetto di potenza ai fini della connessione PFC = P richiesta – P eventualmente già disponibile

17 TICA : Testo Integrato Connessioni Attive Sono state riviste le tempistiche e il quadro degli indennizzi automatici È stata razionalizzata la procedura È stato razionalizzato il criterio alla base delle comunicazioni: Ricevimento (il momento da cui parte un termine) Invio (il momento in cui si compie unazione entro un certo termine)

18 Richiesta di connessione Data ricevimento richiesta Data invio Invio preventivo 30 GL + 1 g per ogni 150kW eccedente i primi 100kW Accettazione preventivo Data ricevimento Data invio 30 GL Presentazione richieste autorizzazioni Documenti utili per autorizzazioni Autorizzazioni in proprio da parte del SR Inizio lavori impianto produzione Completamento connessione 30 GL 90 GL + 15G/km linea MT + 30G/lm linea AT + 90 G/km linea AT-cavo LS LC Comunicazione ultimazione lavori Attivazione connessione 20 /g 10 G 20 /g Max (20 /5% corrispettivo) giorno 120 giorni max

19 Procedure sostitutive Di carattere amministrativo Intervengono su due profili Elaborazione del preventivo Dopo 60 giorni di ritardo Realizzazione della connessione Dopo 120 giorni di ritardo Passi della procedura sostituiva Il distributore deve inviare allAutorità tutta la documentazione utile per il profilo in esame AEEG verifica la mancanza di cause di ritardo esterne al distributore AEEG dispone lesecuzione delle attività

20 Realizzazione in proprio della connessione Per gli impianti FER connessi a tensione > 1 kV è sempre possibile richiedere la realizzazione in proprio della connessione Accettazione preventivo Indicazione di voler realizzare in proorio la connessione Documenti utili per la realizzazione in proprio 10 GL Comunicazione ultimazione lavori Collaudo e attivazione connessione 20 /g 20 GL 20 /g

21 Connessione cogenerazione ad alto rendimento Ha gli stessi diritti delle FER Allatto della richiesta: dichiarazione 42/02 Per i successivi anni, per ciascun anno in cui non si verifica la condizione di CAR Restituzione del 30% del corrispettivo a costo documentato Per un massimo di 4 anni

22 Accesso al mercato Lenergia elettrica prodotta da fonte rinnovabile può accedere al mercato secondo diverse modalità Accesso diretto al mercato (attraverso la borsa elettrica oppure mediante cessione diretta a traders) Accesso indiretto mediante il regime di ritiro dedicato Prodotta Immessa Prelevata Consumata Rete elettrica Certificati verdi Conto energia fotovoltaicoConto energia immessa

23 Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (1) Il soggetto competente per il ritiro dedicato è il GSE che agisce come: Acquirente dellenergia elettrica prodotta e immessa Utente del dispacciamento in immissione per le unità di produzione interessate Utente del trasporto in immissione per lenergia elettrica prodotta e immessa I gestori di rete continuano ad operare un ritiro fisico dellenergia elettrica Ma non ricoprono più alcun ruolo attivo e quindi vengono sgravati da tutti i compiti che la 34/05 aveva loro affidato Il regime dedicato rimane un regime opzionale Una volta scelto però implica il trasferimento completo al GSE delle responsabilità dellaccesso al sistema elettrico (mercato e servizi) Il ritiro dedicato è regolato tra GSE e produttore sulla base di una apposita convenzione predisposta dal GSE e positivamente verificata dalla Direzione Mercati La convenzione è a titolo oneroso: 0,5% del controvalore dellenergia ritirata fino a un massimo di euro

24 Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (2) QUINDI: Si agisce secondo un modello in cui il GSE ritira lenergia e si sostituisce in tutto e per tutto al produttore per laccesso al sistema elettrico dellenergia elettrica prodotta (NB: lo schema però non è incentivante, è solo semplificante) Il GSE sostiene costi in qualità di Operatore di mercato (in quanto cede lenergia elettrica ritirata nel sistema delle offerte) Utente del dispacciamento in immissione Utente del trasporto in immissione Soggetto ritiratore dellenergia prodotta Il GSE ha un ricavo derivante dalla vendita dellenergia elettrica ritirata nel sistema delle offerte Il GSE ribalta con la convenzione i costi sostenuti per laccesso al sistema elettrico dellenergia ritirata (costi relativi al ruolo assunto di operatore di mercato, utente del dispacciamento e utente del trasporto) La parte eventualmente non coperta dal ribaltamento va in A3

25 Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (3) Per la regolazione economica dellenergia elettrica Non si prevede più un contratto di tipo bilaterale come prima tra produttore e distributore al prezzo di cessione (approssimazione del PUN) con conseguente pagamento della CCT (secondo schemi di sconto per potenza). Il prezzo di ritiro complessivo approssimava il prezzo di vendita zonale ma in un modo molto articolato Il ritiro a condizioni di mercato stabilite dal d.lgs 387 è realizzato mediante il riconoscimento del prezzo (zonale) orario È mantenuto limpianto dei prezzi minimi garantiti per i piccoli produttori (< 1 MW) – differenziati per fonte Per quanto riguarda il dispacciamento in immissione, il GSE è responsabile dei punti di dispacciamento relativi alle unità di produzione che si avvalgono del ritiro dedicato e per le medesime presenterà le relative offerte di vendita Introdotte regole per il ribaltamento degli oneri di sbilanciamento per le unità di produzione programmabili

Quale prevedibilità del prezzo di ritiro ?

27 Prendendo ad esempio ….. Un impianto di 3 MW con producibilità annua di 5 GWh Ore di produzione nellanno a piena potenza: 1667 Ore medie giornaliere di produzione: 5 Lesempio fa riferimento ad un produttore in grado di gestire la produzione in termini di quantità e tempo ….. ma costituisce anche la base per le valutazioni nel caso di un produttore che può conoscere con una certa determinazione quando si verificherà la produzione

2005

2006

2007

Esiste una ripetibilità dellintervallo di massimizzazione del ricavo Derivante in sostanza dalla ripetibilità della curva di carico È possibile, note le proiezioni del prezzo medio ai clienti finali, una valutazione di quello che sarà il prezzo zonale Possono influire su questo sensibili variazioni nel parco di produzione nella zona interessata

32 Trasparenza e informazione LAutorità ritiene di particolare importanza la trasparenza e linformazione delle condizioni per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili A tal riguardo, con la deliberazione n.312/07 ha adottato disposizioni verso il GSE in materia di informazione sulle disposizioni normative e sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento. In particolare, lAutorità ha ritenuto di: prevedere che il GSE, in collaborazione con la Direzione Mercati dellAutorità per le parti di propria competenza, predisponga delle guide di carattere informativo finalizzate a pubblicizzare le disposizioni normative e regolatorie in materia di fonti rinnovabili e cogenerazione ad alto rendimento, nonché sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico delle predette tipologie di produzione di energia elettrica; di attivare, presso il GSE, un Servizio di informazione diretto, o contact center, sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento Entrambi i servizi saranno attivi dall1 marzo 2008

Obiettivi al 2020

Interazioni obiettivi 3x20% Tempo Energia Fabbisogno SENZA interventi di efficienza energetica Fabbisogno CON interventi di efficienza energetica Sfruttamento FER SENZA incrementi Sfruttamento FER CON incrementi Limitato dal proprio potenziale Obiettivo RE (C-D)/C Limitato dal proprio potenziale Obiettivo FER A/B A B C Contributo RE alla rioduzione CO2 Contributo FER alla rioduzione CO2 + altri interventi (CCS) Obiettivo Emissioni Fabbisogno primario Consumo finale D B = f(C-D) +

35 Obiettivi europei Il 23 gennaio 2008 è stata resa nota la bozza di nuova direttiva per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili. AllItalia spetta un obiettivo al 2020 pari al 17% del fabbisogno di energia misurata al consumo (10% di copertura del fabbisogno dei trasporti con biocombustibili). Si mettano a confronto: Gli obiettivi europei Il potenziale italiano (come stimato dal Governo e reso pubblico con il proprio position paper lo scorso settembre 2007) Le previsioni di evoluzione del fabbisogno energetico italiano (dati rilevati dal rapporto European Energy and Transports – trends to 2030 (updates 2005) pubblicato dalla Commissione europea

36 Potenziali massimi teorici (position paper Governo italiano Settembre 2007)

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38 Interazione con gli obiettivi europei Se si mettono a confronto le previsioni di evoluzione del fabbisogno energetico italiano (dati rilevati dal rapporto European Energy and Transports – trends to 2030 (updates 2005) pubblicato dalla Commissione europea si osserva che: con lipotesi di raggiungere lobiettivo del 10% di copertura del fabbisogno di consumo dei trasporti con il potenziale da biocombustibili indicato dal Governo il raggiungimento della quota del 17% passa dal pieno sfruttamento del potenziale massimo teorico stimato dal Governo È possibile ricorrere ad una minore necessità di sfruttamento del potenziale massimo teorico se saranno adottate ingenti misure di risparmio energetico

39 Impatto sul settore elettrico La traduzione elettrica degli obblighi sarebbe la seguente:

40 Obiettivi al 2020 – Costi/benefici Rapporto costo/benefici: La CE, nel suo impact assessment valuta che, nella condizione ottimale, lonere del raggiungimento degli obiettivi di rinnovabile e riduzione di gas serra peserà, al 2020 per: 0,51% (medio) del PIL della UE (70-75 Miliardi di euro) che per lItalia 0,49% PIL Italia (8 Miliardi di euro) Impatto UE: circa 150 euro/cittadinoUE *anno Benefici: 50 Miliardi euro/anno di risparmio spesa petrolifera (con particolari ipotesi) Tra 500 e 1300 Miliardi di euro di risparmio in termini di ricadute sanitarie Ulteriori ricadute positive in termini di benefici industriali I benefici sembrano compensare ampiamente i costi, però: apparirebbe opportuna una stretta azione di monitoraggio

41 Conclusioni Obiettivi molto ambiziosi che necessitano di sforzi rilevanti in tutti i settori interessati Azioni tra loro interagenti La sfida è calibrare le singole azioni nazionali in ununica azione di ottimizzazione al fine di raggiungere gli obiettivi al minimo costo per i consumatori

Grazie per lattenzione Marco Pezzaglia Autorità per lenergia elettrica e il gas Direzione Mercati Responsabile Unità Fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale (Unità FPA) Tel (336)