Master T.E.R.S.O. La Struttura del Sistema Elettrico e dei Meccanismi di Incentivo delle Fonti di Energia Rinnovabile Daniele Cocco Dipartimento di Ingegneria Meccanica Università degli Studi di Cagliari cocco@dimeca.unica.it Cagliari, Dicembre 2008

Consumo Mondiale di Energia 11000 milioni di tep nel mondo Ovvero circa 5 litri/giorno a persona (circa 10 in Italia)

Produzione di Energia Elettrica

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale 21,64 Rendimento medio= = 37,2% 58,21

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Bilancio Energetico Nazionale

Il Sistema Elettrico a Rete G Impianti di produzione Reti in Alta e Altissima tensione G U U U Reti in Media tensione Reti di distribuzione in Bassa tensione Utenti finali G U U

Il Sistema Elettrico Produzione Trasporto Distribuzione Impiego Produzione in MT (fino a 25000 V Produzione Trasformatori Elevatori Reti in AT (220-380 kV) Trasporto Stazioni Ricevitrici e Cabine Primarie AT/MT Reti in AT (60-150 kV) e MT (15 kV) Distribuzione Cabine Secondarie MT/BT Reti in BT (400 V) Impiego

Vincoli del Sistema Elettrico È necessario un continuo ed istantaneo bilanciamento fra l’energia prodotta e quella prelevata a causa dell’assenza di stoccaggi; È necessario uno stretto controllo della frequenza e della tensione, nonché della massima potenza transitabile sulla rete; La domanda elettrica sulla rete è soggetta a notevoli variabilità giornaliere, settimanali e stagionali; Il percorso dell’energia elettrica sulla rete non è di fatto tracciabile.

Gestione del Sistema Elettrico È necessaria pertanto la presenza di un soggetto che coordini la produzione delle centrali elettriche in relazione alle esigenze della rete (richieste dell’utenza, carichi sui rami, caratteristiche dell’energia, etc.), ovvero il Dispacciatore; Fino al 1999 questo ruolo è stato ricoperto dall’ENEL che era anche l’unico soggetto autorizzato a produrre, trasportare e distribuire l’energia elettrica in Italia; A sua volta l’ENEL è nata nel 1962 con la legge di nazionalizzazione del settore elettrico attraverso la fusione di circa 1270 diverse imprese che operavano nei settori della produzione, trasporto e distribuzione dell’energia;

Gestione del Sistema Elettrico Produttori e autoproduttori Mercato dei Certificati Verdi Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) Rete Elettrica TERNA S.p.A. Grossisti di energia Mercato Elettrico GME Acquirente Unico AU Distributori locali di energia Consumatori finali

Gestione del Sistema Elettrico Dal 1.11.2005 la società TERNA S.p.A. ha riunito in un unico soggetto la proprietà della rete di Trasmissione e la funzione di Gestore della Rete Nazionale (prima in capo al GRTN), con il compito di mantenere, gestire e sviluppare la rete di trasporto (dispacciamento), garantendo a tutti pari condizioni di accesso alla rete ad ai suoi servizi; Il Gestore dei Servizi Elettrici, GSE, è una S.p.A. (di proprietà del Ministero dell’Economia) con compiti di promozione e incentivazione nei settori delle fonti rinnovabili e del risparmio energetico. Il GSE è azionista unico del Gestore del Mercato Elettrico (GME) e dell’Acquirente Unico (AU);

La Produzione dell’Energia La produzione e l’importazione di energia elettrica sono attività liberalizzate e non più in capo ad un unico soggetto monopolista (“Decreto Bersani” Dlgs 79/99). Dal 1° gennaio 2003 nessun operatore può produrre o importare più del 50% dell’energia elettrica prodotta o importata in Italia. Questo ha comportato la vendita sul mercato di circa il 50% delle centrali elettriche originariamente di proprietà dell’ENEL; Attualmente, l’ENEL rappresenta ancora il maggiore produttore italiano, seguito da Edipower, Edison e Endesa (con quote dell’ordine del 7-10% della potenza elettrica lorda installata);

I Principali Produttori Potenza lorda dei principali produttori di energia elettrica in Italia nel 2005 Dati in MW 24,0% 2,9%

Bilancio dell’energia elettrica Bilancio dell’energia elettrica in Italia nel 2000 e nel 2005 Dati in GWh

Bilancio dell’energia elettrica Centrali Elettriche Ausiliari Consumi interni Pompaggi Generatore Import Export Rete Elettrica Perdite di rete Consumi Finali Utenti Finali

Il Bilancio dell’energia elettrica Bilancio per fonti nel 2000 e nel 2005 Dati in GWh Rinnov. 16,4%, di cui Idro 11,9%

Potenza lorda in Italia dal 1934 al 2004 Evoluzione storica Potenza lorda in Italia dal 1934 al 2004

Produzione elettrica dal 1884 al 2004 Evoluzione storica Produzione elettrica dal 1884 al 2004

La Trasmissione dell’energia TERNA è una S.p.A. quotata in borsa dal 2004 che ha come attività il trasporto dell’energia elettrica e la gestione del sistema elettrico. Il pacchetto di maggioranza (30%) è detenuto dalla Cassa Depositi e Prestiti (Ministero del Tesoro). TERNA è proprietaria di oltre il 97% delle linee di trasmissione elettriche nazionali, in particolare: 9587 km di linee a 380 kV 9753 km di linee a 220 kV 19716 km di linee a 60-150 kV 357 stazioni di trasformazione e di smistamento 3 centri di teleconduzione La sua attività viene remunerata attraverso una tariffa stabilita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG).

Il Dispacciamento dell’Energia La complessità del sistema a rete e i vincoli tecnici legati alla produzione, trasporto e distribuzione dell’energia elettrica rendono necessaria la presenza di un coordinatore (dispacciatore) in grado di operare il controllo su tutti gli impianti di produzione. Al dispacciatore, ovvero a Terna spetta il compito di adeguare l’offerta alla domanda, controllare la tensione e la frequenza, nell’ambito dei vincoli imposti dai flussi massimi di energia transitabili sui rami della rete. A tal fine Terna programma in anticipo (la settimana prima e il giorno prima) il piano di produzione degli impianti in relazione alla domanda attesa, secondo il criterio dei minimi costi e con un adeguato margine di riserva di capacità produttiva. In relazione poi agli scambi effettivi sul mercato, Terna opera quindi il necessario adeguamento della produzione in tempo reale agendo sulla regolazione degli impianti di riserva.

Il dispacciamento dell’energia Copertura diagramma orario - 8 giugno 2006

Il Mercato Elettrico in Italia Produttori di energia elettrica Mercato Elettrico Contratti Bilaterali (scambi di energia) Scambi di energia Risorse per il dispacciamento Grossisti Elettrici (contratti fornitura) Acquirente Unico Distributori finali Clienti Idonei Clienti Vincolati

I Clienti Idonei e Vincolati Cliente Vincolato: non può scegliere un fornitore di energia elettrica diverso dal distributore locale Cliente Idoneo: può scegliere liberamente il proprio fornitore di energia, esso cioè può rifornirsi sul mercato vincolato oppure su quello libero Cliente Libero: è il cliente idoneo che ha esercitato tale facoltà stipulando un contratto con un nuovo fornitore. Dal 1° Luglio 2004 sono clienti idonei tutti gli utenti finali non domestici Dal 1° Luglio 2007 sono clienti idonei anche gli utenti domestici (che potranno scegliere di rimanere vincolati)

Il Mercato Elettrico in Italia Il Mercato del Giorno Prima (MGP) è un mercato nel quale gli operatori definiscono il prezzo e le quantità da scambiare il giorno successivo per ogni ora, e quindi i programmi orari di immissione e di prelievo sulla rete. Gli operatori del MGP formulano offerte di immissione e di prelievo per coppie di quantità-prezzo; Il Mercato di Aggiustamento (MA) è successivo al MGP e serve per affinare i programmi di immissione e prelievo dell’energia elettrica; Il Mercato del servizio di Dispacciamento (MSD) serve per approvvigionare la rete della necessaria riserva di capacità produttiva. Gli operatori formulano offerte di aumento o diminuzione di capacità produttiva per le diverse ore del giorno;

La formazione del Prezzo €/MWh Domanda Prezzo equilibrio Quantità di equilibrio Offerta MWh

Il Mercato Elettrico

Il Mercato Elettrico

Il Mercato Elettrico Scambi sul MGP nel 2004-2006

Il Prezzo Unico Nazionale (€/MWh) Il Mercato Elettrico Il Prezzo Unico Nazionale (€/MWh)

Il Prezzo Unico Nazionale 2008 (€/MWh) Il Mercato Elettrico Il Prezzo Unico Nazionale 2008 (€/MWh)

Prezzo Unico Nazionale Dic. 2008 (€/MWh) Il Mercato Elettrico Prezzo Unico Nazionale Dic. 2008 (€/MWh)

La Tariffa Media Nazionale (€/MWh) Il Mercato Elettrico La Tariffa Media Nazionale (€/MWh)

I Prezzi Medi nei Paesi Europei Il Mercato Elettrico I Prezzi Medi nei Paesi Europei

L’Acquirente Unico Struttura del Mercato Vincolato L’Acquirente Unico reperisce l’energia per i Clienti Vincolati. Su circa 35 milioni di utenti, 28 milioni sono utenti domestici. Fino ad oggi meno del 10% dei 7,7 Milioni di Clienti Idonei ha esercitato l’opzione ed è passato al mercato libero.

L’Acquirente Unico L’energia acquistata viene poi ceduta ai circa 150 distributori presenti in Italia. L’85% dell’energia viene distribuita dall’ENEL e il 15% da altri distributori.

Composizione Tariffa Media Al netto delle imposte

Composizione Tariffa Media Al lordo delle imposte

Il Gestore del Sistema Elettrico Incentiva gli impianti alimentati a fonti rinnovabili e assimilate secondo il provvedimento CIP 6/92 Incentiva la produzione di energia da impianti fotovoltaici in accordo al meccanismo del conto energia (DM 28.7.2005, 6.2.2006 e 19.2.2007) Qualifica gli impianti alimentati a fonti rinnovabili, rilasciando loro i relativi Certificati Verdi (Dlgs 79/99) Effettua il riconoscimento (delibera AEEG 42/2002) degli impianti di cogenerazione Rilascia la Garanzia di Origine e i certificati RECS agli impianti alimentati a fonti rinnovabili

I Meccanismi di Incentivazione Viene riconosciuto un prezzo di ritiro dell’energia per un prefissato numero di anni, nonché l’obbligo per il gestore di ritirare tutta la produzione annua (CIP 6/92 e FV) Conto Energia I produttori e gli importatori hanno l’obbligo di produrre una prefissata quota di energia da fonti rinnovabili, oppure di acquistare un equivalente numero di certificati verdi emessi dai produttori di energia da fonte rinnovabile Certificati Verdi Viene riconosciuto un contributo in conto capitale, un finanziamento a tasso agevolato oppure una detrazione fiscale Altre forme

Energia ritirata dal GSE Dati in GWh Dal 2005 l’energia degli impianti mini-idro (<3 MW) viene direttamente ceduta ai gestori della rete (deliberazione AEEG 34/2005) Le eccedenze regolamentate dalla deliberazione AEEG 108/97 sono rappresentate dall’energia elettrica prodotta dagli impianti a fonte rinnovabile entrati in servizio prima del 31 dicembre 1999 (ante certificati verdi)

Remunerazione energia CIP 6 Dati in €/MWh La spesa complessiva nel 2005 è stata pari a circa 5800 M€ (+20 €/MWh sul totale dell’energia richiesta in rete)

Evoluzione energia CIP 6 La spesa per il finanziamento degli impianti CIP 6 si ridurrà drasticamente solo fra circa 10 anni (peraltro alcuni impianti alimentati con RSU devono ancora essere realizzati)

Il Sistema dei Certificati Verdi Il Dlgs 79/99 impone ai produttori e importatori di energia da fonti convenzionali l’immissione di una quota obbligatoria (inizialmente il 2%, il 3,05% al 2006, con un incremento dello 0,75% annuo nel periodo 2007-2012) di energia proveniente da nuovi impianti alimentati con fonti rinnovabili (IAFR) L’assolvimento dell’obbligo avviene mediante l’annullamento di un titolo (il Certificato Verde) conferito alla produzione di energia da fonti rinnovabili per una durata di 12 anni I titoli vengono quindi scambiati su un apposito mercato in maniera del tutto indipendente dallo scambio dell’energia Attraverso il sistema dei certificati verdi, gli impianti convenzionali finanziano in pratica gli impianti a fonte rinnovabile attraverso meccanismi di mercato

Il Sistema dei Certificati Verdi La quota di CV viene calcolata al netto degli assorbimenti interni, per gli impianti con produzione superiore a 100 GWh, al netto della cogenerazione I certificati Verdi vengono emessi per quote pari a 50 MWh prodotti da impianti qualificati dal GSE come IAFR I CV sono attribuiti agli impianti IAFR, a quelli alimentati con rifiuti, con idrogeno e agli impianti di teleriscaldamento (solo per la quota effettivamente usata in teleriscaldamento) L’obbligo dei CV può essere espletato anche mediante l’importazione di energia prodotta all’estero mediante impianti rinnovabili certificati con meccanismi analoghi ai CV

Il Sistema dei Certificati Verdi

La Qualifica di IAFR A seguito del D.lgs. 79/99 è stato conferito al GRTN (ora GSE) il compito di riconoscere la relativa qualifica agli Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR), ovvero alimentati da: energia solare; energia eolica; energia idraulica; energia geotermica; energia delle maree; energia del moto ondoso; energia da prodotti vegetali, biogas e rifiuti (solo per la parte biodegradabile)

La Qualifica di IAFR Gli impianti che possono ottenere la qualifica IAFR sono quelli entrati in funzione dopo il 1 Aprile 1999 a seguito di: Potenziamento/ripotenziamento di impianti; Rifacimento di impianti; Rifacimento parziale di impianti idroelettrici e geotermoelettrici; Riattivazione di impianti preesistenti; Nuova costruzione; Impianti termoelettrici operanti in co-combustione;

La Situazione attuale La producibilità media è di circa 800 MWh/MW Il 44% della potenza deriva da potenziamenti, il 26% da nuova costruzione, il 16% da impianti di cocombustione e il 13% da rifacimenti parziali.

La Situazione futura Il 79% della potenza deriva da nuove costruzioni e il 15% da rifacimenti parziali.

Il Sistema dei Certificati Verdi Numero di CV emessi (50 MWh a certificato)

Il Sistema dei Certificati Verdi La spesa complessiva nel 2005 è stata pari a circa 9300 M€ (+30 €/MWh sul totale dell’energia richiesta in rete)

L’evoluzione dei Certificati Verdi La Legge Finanziaria per il 2008 (L. 244/07) ha introdotto significative modifiche al sistema dei Certificati Verdi, anche se ad oggi mancano ancora i decreti attuativi. Il periodo durante il quale possono essere emessi i Certificati Verdi è portato a 15 anni; Il Certificato Verde viene emesso per quote unitarie pari a 1 MWh; l CV vengono anche emessi per impianti alimentati con idrogeno e per impianti di teleriscaldamento; Viene introdotta una differenziazione del valore dei CV a seconda della fonte primaria utilizzata; Il prezzo unitario di riferimento viene calcolato come differenza fra il valore di 180 €/MWh e il prezzo medio di vendita dell’energia sul mercato calcolato dalla AEEG.

L’evoluzione dei Certificati Verdi Fattore moltiplicativo dei Certificati Verdi

L’evoluzione dei Certificati Verdi Tariffa per impianti con potenza inferiore a 1 MW

Il Conto Energia per il FV Il DM 19.2.2007 aggiorna il DM 28.7.2005 e 6.2.2006 e individua le tariffe incentivanti per l’energia prodotta da impianti fotovoltaici La tariffa iniziale è costante e viene erogata per un periodo di 20 anni; la tariffa iniziale diminuisce del 2% per gli impianti che entrano in esercizio nel 2009 e nel 2010 Le tariffe sono differenziate in relazione al grado di integrazione architettonica Non esiste un limite alla potenza massima del singolo impianto, ma un tetto nazionale di 1200 MW annuali e di 3000 MW al 2016

Il Conto Energia per il FV Tariffe in €/kWh Gli incentivi sono riconosciuti per l’energia prodotta, indipendentemente dall’utilizzo diretto o dalla vendita; Tariffe valide per impianti in esercizio entro il 31.12.2008 (successivamente diminuiranno del 2% l’anno); Le tariffe sono incrementate del 5% per soggetti come scuole, Comuni minori, strutture sanitarie pubbliche, impianti realizzati con sostituzione di coperture in eternit, etc. Ulteriori premi sono associati alla contemporanea riduzione del consumo energetico dell’edificio.

Il Conto Energia per il FV Stato avanzamento lavori al 31 marzo 2007; Oltre il 97% degli impianti ha optato per il servizio di scambio sul posto;

Il Solare Termodinamico Il decreto 11 Aprile 2008 ha introdotto specifici incentivi per l’energia prodotta da fonte solare mediante cicli termodinamici, in analogia al fotovoltaico; Le tariffe sono valide per 25 anni e si aggiungono ai ricavi derivanti dalla vendita dell’energia; Gli inventivi valgono anche per impianti con integrazioni di fonti fossili ma le tariffe decrescono al crescere dell’integrazione (0,28 €/kWh fino al 15%, 0,25 €/kWh tra il 15 e il 50% e 0,22 €/kWh oltre il 50%); Gli impianti devono avere l’accumulo termico (1,5 kWh per m2 di superficie captante), superficie captante superiore a 2500 m2 e non devono usare fluidi tossici o nocivi; Gli incentivi sono cumulabili con contributi in conto capitale fino al 10% o conto interessi fino al 25%.

Il Servizio di scambio sul posto Eu Ein Utenze Ec Rete Ep Eout Impianto di produzione Il servizio si applica agli impianti con potenza inferiore a 20 kW (dovrebbero essere 200 kW dal 2008) e consente di riversare in rete l’eccesso di produzione rispetto ai consumi e di prelevare energia dalla rete nei momenti in cui la richiesta è superiore alla produzione; La fatturazione avviene alla fine dell’anno sulla base dei prelievi netti di energia (NET METERING), mentre gli eventuali esuberi netti non vengono remunerati ma portati a credito per l’anno successivo (fino ad un massimo di 3 anni);

Impianto di cogenerazione La Cogenerazione Ec,e Centrale elettrica Ee Ee Ec Impianto di cogenerazione Et Et Ec,t Generatore di calore (Ec,e+Ec,t)-(Ec) IRE= Ec,e+Ec,t La produzione combinata di energia elettrica e termica consente di conseguire un risparmio di energia primaria rispetto alla generazione separata e pertanto viene incentivata

La Cogenerazione Nel caso in cui l’impianto di cogenerazione soddisfi i criteri dettati dalla deliberazione 42/2002 dell’AEEG (minimi valori per IER e LT) ha diritto ai seguenti incentivi: Esenzione dall’obbligo relativo ai Certificati Verdi Priorità di dispacciamento sulla rete, a parità di prezzo (però solo dopo l’energia da fonti rinnovabili) Per gli impianti sotto 10 MVA, l’energia può essere ritirata ad un prezzo pari a quello pagato dai distributori all’AU Diritto ai CV per gli impianti di teleriscaldamento Qualifica di cliente idoneo sul mercato del gas Riconoscimento dei titoli di efficienza energetica (certificati bianchi) attestanti il risparmio di energia primaria

Novità sullo scambio sul posto Il net metering non tiene conto del differente valore dell’energia elettrica riversata in rete e successivamente ri-prelevata (es. prodotta di giorno, immessa in rete e ri-prelevata la notte per essere consumata); L’utilizzo del servizio di scambio sul posto comporta un costo per il sistema elettrico; Dal 1° Gennaio 2009 (Delibera AEEG ARG/elt 74/08) lo scambio sul posto viene esteso anche agli impianti di cogenerazione ad alto rendimento; Il GSE riconosce agli utenti un contributo monetario a compensazione dei maggiori costi sostenuti tra energia acquistata e energia immessa in rete; Per gli impianti di cogenerazione (ma non per quelli a fonti rinnovabili) le eccedenze di produzione annua rispetto ai consumi interni possono essere vendute.

I Certificati Bianchi I Certificati Bianchi (o Titoli di efficienza Energetica) sono emessi dal GSE in favore di soggetti (distributori di energia elettrica e gas oppure ESCO) a fronte di interventi di riduzione dei consumi di energia primaria. Ciascun titolo viene emesso a fronte del risparmio energetico pari a 1 tep. Per effetto dei DM 20.4.2004 i distributori di energia elettrica e gas (con più di 100000 clienti finali) hanno l’obbligo di conseguire un prefissato obiettivo di riduzione dei consumi di energia primaria (per il 2005, circa 98000 tep per il settore elettrico e circa 58000 tep per quello del gas) Tale obbligo può essere assolto o con interventi in proprio oppure mediante l’acquisto su un apposito mercato di titoli venduti da altri soggetti che non hanno tale obbligo (ESCO) oppure che hanno conseguito titoli eccedenti.

I Certificati Bianchi I certificati Bianchi sono emessi in relazione a 3 tipologie: Tipo I : titoli relativi ad interventi di riduzione dei consumi di energia nel settore degli usi finali dell’energia elettrica; Tipo II : titoli relativi ad interventi di riduzione dei consumi di energia nel settore degli usi finali del gas naturale; Tipo III : titoli relativi ad interventi di riduzione dei consumi di energia in settori diversi dai precedenti; Gli scambi sul mercato dei TEE hanno visto prezzi unitari per i certificati di tipo I intorno a 50-60 € e per i certificati di tipo II intorno a 80-90 €, mentre non sono stati in pratica scambiati titoli di tipo III.

I certificati RECS I Certificati RECS (Renewable Energy Certificate System) sono titoli che attestano la produzione di energia da fonte rinnovabile. Vengono emessi per quote di energia di 1 MWh relativamente ad impianti che non hanno usufruito dei CV; In Europa esiste un mercato su base volontaria dei certificati RECS al quale partecipano circa 150 membri, di cui 17 sono italiani (35 impianti per complessivi 719 MW); I RECS in Italia vengono emessi dal GSE su richiesta degli operatori interessati;

Il Mercato del gas naturale

Il Mercato del gas naturale Le importazioni di gas per provenienza (Miliardi di m3)

Il Mercato del gas naturale La produzione nazionale di gas (Milioni di m3)

Il Mercato del gas naturale La composizione della tariffa media di riferimento (c€/m3)

Il Mercato del gas naturale II trimestre 2007: 66,77 c€/m3 (+0,3% su II trimestre 2006)

THE END