IL MERCATO ELETTRICO •Università Roma Tre •Facoltà di Economia
Alessandro Perchiazzi
[email protected] Roma, 22 Aprile 2015
LA FILIERA ELETTRICA
Produzione
Trasmissione
Distribuzione
Vendita
Trasformazione di fonti di energia primaria o rinnovabile in elettricità
Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulla rete ad alta tensione
Trasporto e trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione, per la consegna ai clienti finali
Vendita di energia al cliente finale, misura, fatturazione e customer service
Business in concorrenza
Business regolato (tariffe definite dal regolatore)
Business in concorrenza
TERNA
Struttura azionaria TERNA Altri 5,9%
Cassa Depositi e Prestiti 29,9%
Retail 27,8%
Romano Minozzi 5,4% Investitori UE 11,5%
Investitori USA 4,8%
Investitori UK 6,7%
Investitori Italia 8,0%
RETE TRASMISSIONE NAZIONALE 380-220-150-132 kV
Oltre 63 mila km
Gestione RTN: Terna è la società responsabile in Italia della trasmissione dell'energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione su tutto il territorio nazionale. Gestione del sistema elettrico: Terna esercita le attività di dispacciamento di energia elettrica garantendo l’equilibrio tra l’energia richiesta e quella prodotta.
ASSETTO DEL SETTORE
(PCE)
(IDEX)
(MTE) (IPEX)
GENERAZIONE (CAPACITA’ INSTALLATA)
18,2 %
Hydro Impianti Idro
22,6 GW
59,6 %
Thermal Impianti termoelettrici Carbone- Gas – Olio
74,2 GW
Geothermal
0,6% Capacità installata totale 124,5 GW Impianti Geotermici
0,7 GW Fonte dati: TERNA 2012
Wind
6,9 %
Impianti eolici
8,6 GW
14,8 %
Solar 18,4 GW Impianti solari
GENERAZIONE (BILANCIO ENERGETICO)
Hydro
16,4 % Impianti Idro
54,6 TWh
Thermal
58,1 % Impianti termoelettrici Carbone- Gas – Olio
192,9 TWh
Geothermal
1,7% Impianti Geotermici
Italy Generation 332,0 TWh
5,6 TWh Fonte dati: AEEG 2012
Wind
4,5 % Impianti eolici
14,9 TWh
Solar
6,6 % Impianti solari
21,6 TWh
Import
12,7% Import
42,1 TWh
FOTOVOLTAICO IN ITALIA
Il fotovoltaico in Italia ha visto un incremento esponenziale della capacità installata.
Anche se le ragioni sono molteplici, la principale è legata agli incentivi garantiti dai cosiddetti Conti Energia. Ad ogni impianto di produzione da fonte solare viene riconosciuta una remunerazione complessiva superiore a 0,25 € per kWh prodotto nei primi 20 anni di esercizio, un corrispettivo che garantisce la redditività di questa tipologia di investimento, indipendentemente dalla taglia dell’impianto.
CONTRIBUTO DEI PRINCIPALI OPERATORI ALLA PRODUZIONE NAZIONALE (%)
ASSETTO DEL SETTORE
(PCE)
(IDEX)
(MTE) (IPEX)
GLI ACQUIRENTI
Acquirente Unico (AU): è una S.p.A. con il compito di garantire la fornitura di energia elettrica per il servizio a maggior tutela:
acquista energia elettrica prevalentemente attraverso la Borsa Elettrica (IPEX), mediante contratti con i produttori o importazione dall’estero. rivende l’energia elettrica ai distributori ed alle società di vendita per la fornitura di energia elettrica ai clienti del servizio a maggior tutela a un prezzo regolato dall’Autorità
Grossista: persona fisica o giuridica che acquista e vende energia elettrica senza esercitare l’attività di produzione.
I CONSUMATORI
189,2 TWh
Clienti liberi Persona fisica o giuridica che ha facoltà di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi fornitore di propria scelta.
63,8 TWh
Servizio di maggior tutela
Clienti domestici, piccole imprese con meno di 50 dipendenti, un fatturato annuo o un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro e i cui punti di prelievo nella titolarità delle stesse siano connessi in bassa tensione.
23,1 TWh
Autoconsumo
È la parte della produzione di energia elettrica che viene direttamente utilizzata dal produttore (o impresa produttrice), prima che ne avvenga l'immissione in rete.
I CONSUMATORI Primi venti gruppi di vendita al mercato libero nel 2013 Volumi in GWh; quota percentuale
Clienti liberi 189,2 TWh
Il grado di concentrazione nazionale nel mercato libero è complessivamente diminuito: la quota dei primi dieci gruppi in termini di volumi venduti si è ridotta di 4,5 punti percentuali, essendo scesa al 56,9% dal 61,4% del 2012.
CONSUMI DI ENERGIA Clienti industriali 22,5 % Totale consumi 297,3 TWh
42,0 %
1,9% RETE TRASMISSIONE NAZIONALE 380-220-150-132 kV
Clienti domestici Consumi Agricoli
Oltre 63 mila km TWh Agricoltura Industria Terziario Domestico
2012 5,9 130,8 101,0 69,4
2013 5,7 124,9 99,8 66,9
Var -4,2% -4,7% -1,2% -3,7%
33,6 %
Clienti terziari
ASSETTO DEL SETTORE
(PCE)
(IDEX)
(MTE) (IPEX)
CONTRATTI BILATERALI PCE
I contratti bilaterali PCE sono contratti di fornitura di energia elettrica conclusi al di fuori della borsa elettrica tra due operatori del mercato. Il prezzo di fornitura e i profili di immissione e prelievo sono definiti liberamente dalle parti. Tutti gli scambi avvengono attraverso la Piattaforma Conti Energia.
VENDITORE 1
.......
VENDITORE i . . . . . . .
MWh
MWh €
ACQUIRENTE 1 . . . . . . .
VENDITORE m
MWh €
ACQUIRENTE i . . . . . . .
€
ACQUIRENTE m
MERCATI A TERMINE: MTE - IDEX
MTE è il mercato gestito dal GME su cui sono negoziati contratti a termine sull’energia elettrica con obbligo di consegna;
IDEX è il mercato gestito dal Borsa Italiana su cui sono negoziati contratti futures sull’energia elettrica.
Sottostante: fornitura di 1 MW per la durata di determinati periodi di consegna; Negoziazioni: modalità continua; Contratti in negoziazione: in ciascuna giornata sono contemporaneamente negoziati i seguenti contratti: n.4 contratti settimanali con periodo di consegna ciascuna delle 4 settimane successive a quelli in corso; n.3 contratti/futures mensili con periodo di consegna ciascuno dei 3 mesi di calendario successivi a quelli in corso; n.4 futures trimestrali aventi come periodo di consegna i 4 trimestri Gen-Mar, Apr-Giu, Lug-Set, Ott-Dic a partire da quello successivo a quello in corso; n.2 futures annuale aventi come periodo di consegna l’anno successivo a quello in corso.
MERCATI A TERMINE: MTE - IDEX
Le proposte “Bid” sono offerte di acquisto, “Ask” sono offerte di vendita. Ogni proposta deve indicare quantità e prezzo di offerta.
Le proposte immesse vengono ordinate e visualizzate con un livello di priorità assegnata secondo criteri di: prezzo: assume priorità maggiore la proposta immessa in acquisto (vendita) con il prezzo più superiore (inferiore); tempo: a parità di prezzo si considera l’ordine temporale della proposta.
Le regole dell’abbinamento nel rispetto del limite di prezzo: si abbina la maggior quantità possibile della proposta entrante con la miglior proposta presente sul lato opposto del mercato; nel caso risulti esaurita la quantità della migliore proposta, si passa alle proposte esposte successivamente nel book.
MERCATO A PRONTI IPEX
IPEX (Italian Power Exchange) è un sistema organizzato di offerte, di acquisto e di vendita, di energia elettrica.
VENDITORE 1
.......
VENDITORE i . . . . . . . MWh
MWh €
€
VENDITORE m
MWh €
IPEX - GME MWh
MWh €
MWh € ACQUIRENTE 1 . . . . . . .
€ ACQUIRENTE i . . . . . . .
ACQUIRENTE m
STRUTTURA DEL MERCATO A PRONTI
Produttori vendono
Produttori Consumatori vendono
Consumatori comprano
Produttori Consumatori comprano
I produttori offrono la loro capacità disponibile
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Offerte di vendita (per unità di produzione)
OFFERTE
Offerte composte da una o più coppie quantità (MWh) - prezzo (€/MWh) riferite a ciascuna ora del giorno successivo
OFFERTE
Offerte di acquisto (per unità di consumo)
GESTORE DEL MERCATO ELETTRICO (GME)
CURVA DI OFFERTA
L’offerta e la domanda si riferiscono a ciascuna ora del giorno successivo
€/MWh 50
Ordinata per prezzi crescenti
40 30 20
Offerte senza indicazione di prezzo (PRICE TAKER)
10 0 GW
0
10
20
30
40
50
60
70
CURVA DI DOMANDA
L’offerta e la domanda si riferiscono a ciascuna ora del giorno successivo
€/MWh
Ordinata per prezzi decrescenti
50 40 30 20 10 0 GW
0
10
20
30
40
50
60
70
QUANTITA’ E PREZZI DI EQUILIBRIO
L’offerta e la domanda si riferiscono a ciascuna ora del giorno successivo
€/MWh 50
Curva di domanda
40
Prezzo di equilibrio
30
Curva di offerta
20
Offerte senza indicazione di prezzo
10 0 GW
0
10
20
30
40
50
60
Quantità di equilibrio
70
QUANTITA’ E PREZZI DI EQUILIBRIO
Parametri di influenza Costo combustibili Strategie di offerta
•Curva di offerta
(teoria dei giochi e bidding strategico)
Temperatura Festività
•Curva di domanda
COSTO COMBUSTIBILE
Mix produttivo italiano (2013)
L’alta dipendenza da fonti fossili comporta una forte correlazione tra prezzi MGP e prezzo gas
Costi variabili €/MWh (prezzo gas 24 c€\smc) Idro Nucleare Carbone Gas (CCTG) Olio combustibile
0 €/MWh 10 €/MWh 30-35 €/MWh 50-60 €/MWh 120-130 €/MWh
MERIT ORDER 2012
OLD Gas, Oil, GT
Ranking on variable cost
CCGT
Pumping
CHP Coal Import RES, Others Thermo 0
Who sets the price, % of hours
10
20
30
Hydro 40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
5% 10%
14% 12%
58%
1%
• COAL almost running at max of its available capacity • Old traditional plants, almost null contribution to domestic production
5.500
How many running hours, N°
135
• CCGT main price setters, but low running hours due to strong competition and overcapacity
4.600 2.200 340
COSTO VARIABILE CCGT
1
Variable cost of CCGT not flat, varying by operator/plant
GAS LEVEL [SEPT RLZ]
E.ON EDISON
IREN OIL INDEX GAS LEVEL [SEP RLZ]
GSEI
TIRRENO POWER VADO LIGURE5
ENI
ENEL TIRRENO POWER NAPOLI
SORGENIA ALPIQ
A2A
MW cumulated
• CCGT’s show different set of variable costs within the same hour, mainly due to the following factors: Gas sourcing level/indexation Technical parameters (i.e. efficiency) Contractual conditions
BIDDING STRATEGICO 2 CCGT capacity removed strategically in order to help the system to tight the demand-supply 99 Unavailable** (20%)
,19,7
Not bidded
,19,5
CCGT* potential production2012, high load hours (8 am – 10 pm), TWh 100% (Max prod)
Removed Volumes Not accepted
,20,2 ,7,4
Bid NOT competitive SMP+20 €/MWh*** Bid competitive
• 40 TWh removed from the competition on the merchant arena • Removal driven by players’ portfolio strategy, independently from technical performance of the assets (greenfields leveraged as well as worst performers) • Among operators, mainly Enel, A2A and Sorgenia, focus on selectively removing capacity. GSEI benefits from others’ removal
Accepted ,31,7
Competitive Volumes
* Only merchant plants considered, no CHP, Sicily excluded ** Standard historical unavailability ratio *** System marginal price + 20 €/MWh (reflecting variance on CCGT’s variable cost)
ENEL
EDISON
E.ON
A2A
SORGENIA GDF SUEZ
28
STRATEGIE DI OFFERTA (TEORIA DEI GIOCHI)
La teoria dei giochi è una disciplina di studio delle decisioni individuali in situazioni in cui vi sono interazioni tra due o più soggetti tali per cui le decisioni di un soggetto possono influire sui risultati conseguibili da parte di un rivale, secondo un meccanismo di retroazione, e sono finalizzate al massimo guadagno del soggetto. Ipotizzando la presenza di due impianti sul mercato A e B , la decisione di mettere in marcia un impianto dipenderà anche dalle strategie dell’altro. B gira
B si ferma
A gira
entrambi margine negativo
A margine positivo B margine zero
A si ferma
A margine zero B margine positivo
entrambi margine zero
Periodo luglio-09 agosto-09
Consumi GWh 28.670 23.600
Consumi\giorno GWh 925 761
lunedì 19 dicembre 2011 martedì 20 dicembre 2011 mercoledì 21 dicembre 2011 giovedì 22 dicembre 2011 venerdì 23 dicembre 2011 sabato 24 dicembre 2011 domenica 25 dicembre 2011
GWh 937 971 958 943 882 705 625
PUN €\MWh 60,50 71,07
PUN €/MWh 83,54 81,82 82,24 75,69 71,75 90,27 80,54
La teoria dei giochi si verifica nel mercato elettrico poiché questo è spesso contraddistinto da condizioni di overcapacity, ossia sovrabbondanza di offerta che produce spark spread negativi (tipicamente nel week-end).
1.000
95
950 90
900 850
85
800 80
750 700
75
650 600
70 lunedì 19 dicembre 2011
martedì 20 mercoledì 21 giovedì 22 dicembre dicembre dicembre 2011 2011 2011 GWh
venerdì 23 dicembre 2011
PUN €/MWh
sabato 24 domenica 25 dicembre dicembre 2011 2011
CONSUMO ENERGIA
250
Prezzo (€/MWh)
200
150
100
50
0 0
10
20
30
40
50
60
Consumo (GWh)
Il livello dei consumi ed i prezzi MGP risultano fortemente correlati:
A bassi livelli di consumo sono associati prezzi intorno ai 50 €/MWh, mentre nelle ore a consumo di energia elevato ci sono prezzi MGP più alti, con picchi superiori a 150 €/MWh.
TEMPERATURA TEMPERATURA Ora 17* (2006)
55
55
53
53
51
51
49
49 cunsumo GW
cunsumo GW
Ora 10* (2006)
47 45 43
45 43
41
41
39
39
37
37
35
35
0
5
10
15
20
25
temperatura C°
47
30
35
40
0
5
10
15
20
25
30
35
40
temperatura C°
A temperature molto basse o molto alte sono associati consumi elevati, quando la temperatura è intorno ai 20 C°, non ci sono consumi di energia elettrica dovuti a riscaldamenti o condizionatori.
TEMPERATURA
Ora 10* (2006)
Ora 17* (2006) 180
180
160
Prezzo (€/MWh)
Prezzo (€/MWh)
160
140
120
120
100
100
80
80
60
60 0
10
20
Temperatura (C°)
140
30
40
0
10
20
30
40
Temperatura (C°)
Temperature estreme comportano prezzi molto alti con picchi di 160 €/MWh. Al contrario, quando la temperatura è intorno ai 20 C°, i prezzi sono 80-100 €/MWh
FESTIVITA’ 2006
180,00
50.000,00
150,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 Prezzi
h
0,00 1
3
5
7
Feriale estate
Prezzi
0,00 1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 h
Domanda
Domenica estate
Sabato estate 180,00
60.000,00
180,00
50.000,00
150,00
50.000,00
150,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
0,00
0,00 1
3
5
7
9
Prezzi
0,00
11 13 15 17 19 21 23
0,00 1
3
5
7
Prezzi
h
Domanda
MW
60.000,00
150,00
€/MWh
180,00
50.000,00
MW
60.000,00
€/MWh
0,00
9 11 13 15 17 19 21 23
Prezzi
h
Domanda
Feriale agosto
0,00 1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 h
Domanda
Sabato agosto
Domenica agosto 180,00
60.000,00
180,00
50.000,00
150,00
50.000,00
150,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
40.000,00
120,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
30.000,00
90,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
20.000,00
60,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
10.000,00
30,00
0,00
0,00 1
Prezzi Domanda
3
5
7
9
0,00
11 13 15 17 19 21 23 h
Prezzi Domanda
0,00 1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 h
MW
60.000,00
150,00
MW
180,00
50.000,00
€/MWh
60.000,00
€/MWh
MW
9 11 13 15 17 19 21 23 h
Domanda
Domanda
0,00
€/MWh
1 Prezzi
0,00
0,00 Prezzi Domanda
0,00 1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 h
€/MWh
0,00
€/MWh
60.000,00
150,00
MW
180,00
50.000,00
€/MWh
60.000,00
150,00
MW
180,00
50.000,00
€/MWh
MW
60.000,00
0,00
MW
Domenica inverno
Sabato inverno
Feriale inverno
MACRO FENOMENI DI MERCATO
Possiamo sintetizzare le principali tendenze emerse dall’osservazione di quanto accaduto negli ultimi anni sul mercato elettrico all’ingrosso a termine in due principali macro fenomeni: OVERCAPACITY: AUMENTO DELLA CAPACITA’ DI GENERAZIONE LEGATO ALLA DIMINUZIONE DEI CONSUMI
MACRO FENOMENI DI MERCATO
RIDUZIONE CLEAN SPARK SPREAD*
* Per Clean Spark Spread intendiamo il margine medio annuale di un impianto a gas, ossia la differenza tra prezzo dell’energia elettrica ed i costi di produzione (componente gas e componente co2)
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
L’MI, attraverso cinque sessioni, consente ai produttori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP, attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita Ore 13:00
Programma Orario Preliminare dell'Unità X (MWh) 20,000
Programma Orario Preliminare dell'Unità Y (MWh) 30,000 25,000
Ore 15:00 d-1
15,000 20,000 10,000
15,000 10,000
5,000 5,000 -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516 171819202122 2324
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516 1718192021 222324
Programma Orario Aggiornato dell'Unità X (MWh) 20,000
Programma Orario Aggiornato dell'Unità Y (MWh) 30,000
Ore 16:45 d-1
Ore 4:15 d
25,000 15,000 20,000 10,000
15,000 10,000
Ore 8:15 d
5,000 5,000 -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516 171819202122 2324
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516 1718192021 222324
Ore 12:00 d
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO (MSD)
Gli operatori sono tenuti a presentare per ciascuna unità di produzione un prezzo di vendita ed un prezzo di acquisto di energia. Si articola in due fasi: Ex ante: l’accettazione si conclude alle 21 del d-1 Ex post: offerte ed accettazione hanno luogo il giorno del dispacciamento
Le offerte sono valorizzate con il meccanismo pay – as – bid, ovvero ciascuna unità viene remunerata al prezzo che ha offerto.
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO (MSD)
Nell’MSD gli operatori possono presentare offerte di disponibilità di aumento e riduzione della potenza immessa o prelevata che Terna utilizza per: risoluzione delle congestioni intrazonali; creazioni della riserva; bilanciamento in tempo reale.
Terna utilizza le risorse per la risoluzione delle congestioni in sede di programmazione allo scopo di eliminare le congestioni sulla rete rilevante generate dai programmi aggiornati cumulati di immissione e di prelievo.
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO (MSD)
Nell’MSD gli operatori possono presentare offerte di disponibilità di aumento e riduzione della potenza immessa o prelevata che Terna utilizza per: risoluzione delle congestioni intrazonali; creazioni della riserva; bilanciamento in tempo reale.
Con regolazione secondaria della frequenza si intende la capacità di ciascun gruppo di variare sotto il controllo del regolatore di rete la potenza erogata al variare della frequenza. Il Gestore utilizza le risorse per la riserva secondaria di potenza allo scopo riportare gli scambi di potenza tra le varie zone di regolazione ai loro valori contrattuali
Il Gestore utilizza le risorse per la riserva terziaria di potenza allo scopo di costituire opportuni margini rispetto alla potenza minima o massima nei programmi cumulati orari finali in fase di programmazione delle unità abilitate. La riserva terziaria di potenza a salire (a scendere) consiste nella presenza di margini nei programmi cumulati finali in fase di programmazione che consentano in tempo reale l’aumento dell’immissione o la riduzione del prelievo (la riduzione dell’immissione o l’aumento del prelievo) di energia elettrica da parte di una unità abilitata nei tempi definiti dal Gestore.
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO (MSD)
Nell’MSD gli operatori possono presentare offerte di disponibilità di aumento e riduzione della potenza immessa o prelevata che Terna utilizza per: risoluzione delle congestioni intrazonali; A fronte di scostamenti dai creazioni della riserva; programmi, Terna bilancia il bilanciamento in tempo reale. sistema elettrico in tempo reale
Gli operatori possono modificare le offerte presentate su MSD sul Mercato di Bilanciamento MB
LO SBILANCIAMENTO
SEGNO ZONALE
Sbilanciamento Unità di Produzione Abilitate (UP) NEGATIVO (UP produce di meno - paga)
POSITIVO (UP produce di più - riceve)
>0
MGP
Min(PminMSD_acquisto;MGP)
<0
Max(PmaxMSD_vendita;MGP)
MGP
SEGNO ZONALE
Sbilanciamento Unità di Consumo (UC) / Unità di Produzione non Abilitate NEGATIVO (UC consuma di più - paga)
POSITIVO (UC consuma di meno - riceve)
>0
Min(PmedioMSD_acquisto;MGP)
Min(PmedioMSD_acquisto;MGP)
<0
Max(PmedioMSD_vendita;MGP)
Max(PmedioMSD_vendita;MGP)
Penalizzazione Situazione neutra Vantaggio
GESTORE DEI SERVIZI ELETTRICI - GSE
Il Gestore dei Servizi Elettrici gestisce lo sviluppo delle fonti rinnovabili sia attraverso l'erogazione di incentivi agli impianti di generazione. Azionista unico del GSE è il Ministero dell'Economia e delle Finanze che esercita i diritti dell'azionista con il Ministero delle Attività Produttive. Il GSE è capogruppo delle due società controllate AU e GME.
Principali attività: ritira dai produttori e colloca sul mercato l'energia prodotta da impianti da fonti rinnovabili e assimilate ("CIP 6"); gestisce il sistema di incentivazione dell'energia prodotta da impianti fotovoltaici; emette i certificati verdi (CV) e verifica i relativi obblighi da parte di produttori ed importatori; qualifica gli Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR) e rilascia la Garanzia d'Origine (GO) dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili; effettua il riconoscimento degli impianti di generazione in cogenerazione; partecipa alla piattaforma internazionale di scambio certificati gestita dall'AIB (Association of Issuing Bodies) emettendo i certificati RECS (Renewable Energy Certificate System).
INCENTIVI AL RINNOVABILE In Italia convivono molteplici meccanismi di incentivazione per gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili. In particolare: tariffe incentivanti onnicomprensive (feed in tariff*) CIP6 per l’energia elettrica immessa in rete da impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate che hanno ottenuto tale diritto ("CIP 6"); sistema dei certificati verdi per l’energia elettrica netta prodotta da impianti
alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio fino al 31-12-2012; per impianti alimentati da fonti rinnovabili, a esclusione degli impianti alimentati da fonte solare, di potenza fino a 1 MW (200 kW per l’eolico), tariffe incentivanti onnicomprensive (feed in tariff) o feed in premium** nel caso di impianti > 1 MW entrati in esercizio dopo l’1-1-2013; sistema di Conto energia (feed in premium) per l’energia elettrica
prodotta da impianti fotovoltaici entrati in esercizio fino al 26 agosto 2012 o per impianti solare termodinamici; tariffe incentivanti per impianti alimentati fotovoltaici entrati in esercizio dal 27-8-2012 e fino al 6-7-2013 (attualmente non è più possibile accedere a tali tariffe per impianti di nuova realizzazione);
INCENTIVI AL RINNOVABILE Costo degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (M€)
*Feed in tariff significa che l’incentivo, riconosciuto per l’energia elettrica immessa in rete, include la vendita dell’energia elettrica che, quindi, non rimane nella disponibilità del produttore. **Feed in premium significa che l’incentivo, riconosciuto per l’energia elettrica prodotta, non include la vendita dell’energia elettrica che rimane nella disponibilità del produttore.
CERTIFICATI CO2
Protocollo di Kyoto -16 Febbraio 2005 176 membri ad oggi, 2 categorie: - paesi industrializzati con vincoli di emissione - paesi non industrializzati senza vincoli di emissione
Obiettivi: Riduzione complessiva delle emissioni di gas serra Strumenti e attuazione: Sistema “cap-and-trade”: 1. Vincoli di emissione 2. Meccanismi flessibili REGISTRO ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale): registro italiano delle emissioni. I registri sono banche-dati elettroniche standardizzate suddivise in conti per il rilevamento delle unità e delle transazioni che interessano queste unità (http://www.greta.sinanet.apat.it/).
CERTIFICATI CO2
Clean development mechanism (CDM) – Acquisizione da parte dei paesi industrializzati di crediti alle emissioni, attraverso aiuti per la realizzazione di progetti di tecnologia pulita nei paesi in via di sviluppo =>CERs (Certified Emission Reductions, Art. 12 PK)
Joint implementation (JI)– Attuazione congiunta degli impegni fra paesi industrializzati per la realizzazione di progetti di tecnologia pulita in paesi in economia in transizione =>ERUs (Emission Reduction Units, Art. 6 PK)
Emission trading (ET)– Compravendita di quote di emissioni di gas serra fra paesi industrializzati già detenute dall’assegnazione iniziale (o permesso di emissione) del protocollo di Kyoto. Ad ogni ERU o CER maturato da un p.i., una AAU è eliminata dal pacchetto del p.i. di destinazione. =>AAUs (Assigned Amount Units, Art. 17 PK)
CERTIFICATI CO2
Indipendente dal Protocollo di Kyoto
Linking Directive 2004/101/EC: è possibile far rientrare i CERs (dal 2005) e gli ERUs (dal 2008) nel mercato europeo delle emissioni. Questi infatti vengono convertiti* in EUAs al fine di integrare i meccanismi flessibili con il sistema di Emission Trading (ETS).
PREZZI DEI CREDITI E PERMESSI DI EMISSIONE: 1 credito o permesso (CER, ERU, EUA) = 1 Tonnellata cubica di CO2 EUA prezzo altamente instabile a causa di un’eccessiva immissione di permessi sul mercato (emissioni attese al 2012 sovrastimate): 19-23€ CERs il prezzo segue quello degli EUA, ma si differenzia per: Mercato primario (da progetti) : Spot (15-16€), Forward (contratti ERPA) (8-11€) Mercato secondario (acquisto sul mercato): Spot, % P EUA Forward, % P EUA > P CER primario * Il limite max di utilizzo dei meccanismi flessibili per gli impianti che ricadono nelle diverse attività regolate dalla direttiva ETS ai fini del rispetto dell’obbligo annuale di restituzione delle quote di CO2 è per il settore termoelettrico pari al 19,3% del valore dell’allocazione annuale.
CERTIFICATI CO2 Daily QCFI2Z0, QCEREZ0, QCLJ0 Price USD Bbl 140 135
02/01/2008 - 29/04/2010 (LON)
Line, QCFI2Z0, Last Trade(Last) 10/03/2010, 13.25 Line, QCEREZ0, Last Trade(Last) 10/03/2010, 11.8 Line, QCLJ0, Last Trade(Last) 10/03/2010, 81.58
Price EUR
EU ETS volume di scambi €400M/giorno EUA buona liquidità
34 33 32 31
130
30 125
29 28
120 27 26
115
25 110
24 23
105
22
100
21
95
20 19
90
18 17
85
16 80
15 14
75 13 70
12 11
65
10 9
60
8 55
7 6
50
5 .12
.12
01 16
01 18 03 17 01 16 01 16 02 16 01 16 01 18 01 16 01 16
03 17 01 16 01 16 02 16 02 16
Q1 2008
Q4 2008
Q2 2008
Q3 2008
Q1 2009
01 16 01 18 01 16 01 16
Q2 2009
03 17 01 16 01 16 02 16 01 16 01 18 01 16 01 16
Q3 2009
Q4 2009
Q1 2010
01 16
Q2 10
CERTIFICATI CO2
MINISTERO DELL’AMBIENTE E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO
Assegna in accordo con la Commissione Europea l’allocazione nazionale di quote di emissione sulla base del PNA
Il surplus di quote potrà essere venduto o accantonato per gli anni successivi
Asta Governo Nazionale
Per ogni MWh prodotto da un impianto CCGT da 400 MW si emettono circa 0,4 Ton di CO2. Ogni impianto ha l’obbligo di restituire un numero di quote pari alle emissione di CO2 rilasciate nell’anno.
Maturate all’estero
attraverso
progetti
Il deficit di quote potrà essere acquistato sul mercato delle unità di emissione
CERTIFICATI BIANCHI – TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA Il sistema introdotto dai decreti 20 luglio 2004 obbliga i distributori di energia elettrica e di gas naturale a impegnarsi per raggiungere annualmente uno specifico risparmio di energia primaria. I Titoli di Efficienza Energetica (o certificati bianchi) certificano una riduzione di consumo di energia primaria pari ad una tonnellata equivalente di petrolio (tep), e sono emessi dal GME a seguito della certificazione da parte dell'AEEG del risparmio conseguito. Oltre ai Soggetti Obbligati (distributori di energia elettrica e di gas con più di 100.000 clienti finali) possono presentare richiesta per l'assegnazione dei TEE anche le società operanti nei settori dei servizi energetici (le cosiddette E.S.Co. - Energy Services Companies) che abbiano attuato progetti di risparmio energetico a favore dei clienti finali. La compravendita di questi titoli tra i differenti operatori può avvenire tramite contratti bilaterali o in un'apposito mercato organizzato dal GME. 1. Tipo I: attraverso interventi per la riduzione dei consumi di energia elettrica; 2. Tipo II: attraverso interventi per la riduzione dei consumi di gas naturale 3. Tipo III: attraverso interventi diversi da quelli di cui ai punti 1 e 2. Per ogni TEE di Tipo I e di Tipo II presentato per adempire ai propri obBlighi, l' AEEG riconosce ai distributori un contributo che è stato fissato per i 2007 a 100 €/TEE.
CERTIFICATI BIANCHI – TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA
LE COMPONENTI DEL PREZZO FINALE DELL’ENERGIA ELETTRICA 2013* 34.1%
100%
26.4% 39.3% Componente fissa
16.4%
Combustibile
22.9%
Produzione
Trasporto
Imposte e oneri di sistema
Copre i costi di produzione
Copre i costi di trasmissione, distribuzione e commerciali
Imposte erariali, provinciali e comunali, IVA e componenti a copertura dei costi di interesse generale (nucleare, rinnovabili, R&S, stranded costs)
(*) Prezzo medio (include: clienti domestici, industriali e commerciali)
TOTALE
CONFRONTO DEI PREZZI DELL’ELETTRICITA’ IN ITALIA VS ESTERO
l’Europa dei 27 si collocha nella fascia più alta di prezzo dell’elettricità per quanto riguarda i clienti residenziali (solo il Giappone e l’Australia hanno prezzi più elevati) e ancor più per quelli industriali (il solo Giappone si colloca sopra il valore medio europeo). Da ciò è facile comprendere come i prezzi italiani,ben oltre la media europea, rappresentino un fattore critico per la competitività, a maggior ragione se si voglia considerare il contesto mondiale e non solo quello europeo.
COME SI PRODUCE ENERGIA ELETTRICA?
In pratica ci sono 3 fonti primarie: •Termico
• Rinnovabile
• Cicli combinati
• Idroelettrico
• Convenzionale
• Eolico
• Geotermico • Solare
•Nucleare
• Fissione
DIVERSI TIPI DI CENTRALI ELETTRICHE
Centrale idroelettrica
Termoelettrica convenzionale
Centrale a ciclo combinato
Centrale nucleare
DIVERSI TIPI DI CENTRALI ELETTRICHE
Centrale geotermica
Centrale eolica
Centrale solare
Centrale a biomasse/rifiuti
CENTRALE IDROELETTRICA
La produzione di energia elettrica avviene per trasformazione dell’energia potenziale contenuta dall’acqua nel bacino superiore, in energia cinetica attraverso la condotta forzata, la quale fa ruotare il Turboalternatore. La potenza generata dipende dalla portata di acqua e dal dislivello e dalla portata d’acqua. Gli impianti a serbatoio (vedi figura) sono in grado di regolare gli afflussi. Gli impianti fluenti utilizzando la loro portata senza possibilità di regolazione. Gli impianti a pompaggio hanno un serbatoio a valle ed uno a monte, e sono dotati di un sistema di pompaggio che può ritrasferire l’acqua turbinata a monte.
CENTRALE IDROELETTRICA
Punti di forza:
Punti di debolezza:
Fonte assolutamente rinnovabile e
Ingenti e lunghi lavori di costruzione
gratuita
Modifiche territoriali nel bacino imbrifero
Rendimento di conversione assai
(accumulo sedimenti a monte, riduzione
elevato (90%)
materiale a valle)
Totale assenza di emissioni gassose e
Modifiche microclima locale
liquide
Rischio di incidenti gravi durante l’esercizio
Totale assenza di rifiuti solidi
difficoltà ad individuare nuovi siti dove
costruire centrali
CENTRALE IDROELETTRICA Confronto tra l’andamento della produzione idroelettrica e quella complessiva nazionale dai primi anni del secolo ad oggi
CENTRALE TERMOELETTRICA CARBONE
Parco carbone
Caldaia Turbina a vapore Sistema di controllo Generatore elettrico Camino
Ceneri
Trasformatore
La centrale termoelettrica utilizza l’energia termica generata dalla combustione del carbone, trasformandola prima, attraverso un ciclo termico, in energia meccanica e poi, attraverso un alternatore, in energia elettrica. La combustione sviluppata all’interno della caldaia, trasforma l’acqua di processo in vapore che, fortemente surriscaldato, va ad agire sulle palette della turbina. Quest’ultima riesce a trasformare l'energia potenziale del vapore in energia meccanica per poi cederla ad un trasformatore che provvede a trasformarla in energia elettrica in media tensione.
CENTRALE TERMOELETTRICA CARBONE
Punti di forza:
Costo di produzione molto basso
Facilità di reperimento della materia
Punti di debolezza:
Ingenti costi fissi per la costruzione della centrale
prima (concorrenza tra gli estrattori e
Emissioni gassose (SOx, NOx, CO, Polveri)
facilità di trasporto)
Emissione gas serra (CO2, vapori H2O)
Riserve di materia prima prima elevate
Scarichi solidi (ceneri) e liquidi (reflui)
Effetto NIMBY (Not In My Back Yard, lett. "Non nel mio cortile") atteggiamento ostile delle comunità locali alla costruzione delle centrali nei propri territori.
CENTRALE TERMOELETTRICA: la questione CO2 e gas serra
Variazione della temperatura globale (in rosso) e dell’anidride carbonica presente nell’atmosfera (in blu) negli ultimi 1000 anni; la causalità non è da tutti ritenuta provata ma una correlazione pare evidente.
CENTRALE TERMOELETTRICA CICLO COMBINATO TURBO GAS
Una Centrale TurboGas è un tipo di centrale termoelettrica che produce energia elettrica utilizzando come materia prima il gas naturale.
Condensatore
Sistemi di Controllo
Turbina a Gas Generatore Turbina a Vapore
Una centrale CCGT, (Combined Cycle GasTurbine) ovvero centrale a ciclo combinato) e' un impianto all'interno del quale l'energia termica generata dalla combustione di una massa di combustibile viene trasformata, attraverso un ciclo termico, in energia meccanica la quale, attraverso l'alternatore, viene poi trasformata in energia elettrica. Questo ciclo comporta un recupero di energia ed rendimenti elevati.
Caldaia a recupero
CENTRALE TERMOELETTRICA CICLO COMBINATO TURBO GAS Punti di forza:
Costi fissi di produzione bassi (600 €/
Punti di debolezza:
combustibile
KW)
Basse emissioni gassose (SOx, NOx,
Bassa emissione CO2 per kWh prodotto
Assenza di scarichi solidi e liquidi
Altissimo rendimento elettrico (55%)
Tempi di realizzazione veloci (2 anni)
Basso rumore (50-60 dB ai ricettori)
Turbina a vapore meno flessibile di un turbogas a ciclo semplice
CO, Polveri)
Problemi di approvvigionamento del
Impatto ambientale ridotto ma comunque presente
CENTRALE TERMOELETTRICA CICLO COMBINATO TURBO GAS
Variazione della produzione di energia elettrica da gas naturale negli ultimi 15 anni
CENTRALE NUCLEARE
L’energia è prodotta dalla fissione di nuclei pesanti (uranio), i quali sottoposti a bombardamento neutronico, si scindono in due grossi frammenti liberando fotoni ed altri 2-3 neutroni, in grado di auto-alimentare la catena. Il calore viene rimosso tramite circuito ad acqua (o gas, più raramente) che alimenta un ciclo termico tradizionale
CENTRALE NUCLEARE
Al mondo ci sono 435 reattori nucleari in funzione in 31 nazioni per la produzione di energia. Queste centrali contribuiscono per il 16% della produzione mondiale (circa 1 miliardo di persone). In Europa (EU15) il nucleare arriva a coprire il 32% del fabbisogno.
Nuovi reattori sono in costruzione in numerose nazioni fra cui: Russia, Finlandia, Giappone, Cina, India, Ucraina. La Francia ha lanciato un programma nucleare energetico con visione al 2100 (generation III and IV). Nessun paese al mondo, tranne l’Italia, ha spento i propri reattori.
CENTRALE NUCLEARE
Punti di forza:
Punti di debolezza:
Nessuna emissione gassosa
Accettazione da parte della società
Nessuna emissione di gas serra
Problema delle scorie
Costi di produzione inferiori al termico
Prezzi fissi di costruzione elevati e non
Altissima densità energetica (quindi grande potenza in “piccoli” spazi): unità
compatibili con assetti societari attuali
del referendum del 1987
> 800 MW
Tecnologia sicura ed affidabile in
Tempi di realizzo (> 5 anni, esclusa burocrazia)
continuo sviluppo (reattori veloci ad uranio naturale)
In Italia arretratezza tecnologica a seguito
Difficoltà di individuazione di siti compatibili con rete elettrica
Riserve di uranio non critiche e praticamente illimitate per l’U238 e
Gestione del combustibile
Torio
Possibilità di un incidente grave
CENTRALE EOLICA
L’energia del vento viene convertita in energia elettrica tramite pale aerodinamiche in grado di alimentare opportuni generatori elettrici.
Aspetti positivi: Nessuna emissione gassosa/liquida/solida Fonte assolutamente rinnovabile
Aspetti negativi: Non competitivo per gli alti costi di produzione Discontinua ed imprevedibile Impatto paesaggistico elevato Bassa intensità energetica
CENTRALE SOLARE-FOTOVALTAICO
Nei moduli fotovoltaici, la radiazione solare è trasformata direttamente in energia elettrica. La versione più diffusa di cella fotovoltaica, quella in materiale cristallino, è costituita da una lamina di materiale semicondutture, il più diffuso dei quali è il silicio. I moduli fotovoltaici in silicio cristallino più comuni hanno dimensioni variabili da 0,5 m² a 2,5 m², e sono necessari circa 7,2 metri quadrati di superficie per ospitare pannelli per un totale nominale di 1.000 Wp (rendimento 14% circa). I pannelli fotovoltaici, hanno generalmente una durata di 25-30 anni.
CENTRALE SOLARE-FOTOVALTAICO
Aspetti positivi:
Energia infinita da fonte assolutamente rinnovabile ed abbondante
Facile installazione e possibilità per diffusione di massa (incentivi)
Aspetti negativi:
Elevati costi di produzione
Scarsa densità energetica
Accumuli insufficienti per gestire periodi di scarsa illuminazione
LE AZIONI NECESSARIE ED IL RUOLO DELLA RICERCA Il costo dell’energia elettrica in Italia risulta particolarmente elevato per una serie di motivi: la composizione delle fonti energetiche utilizzate, la generosità degli incentivi finora concessi alle rinnovabili, le limitazioni della capacita di trasporto della rete che non sempre consentono lo sfruttamento delle fonti di energia a più basso costo variabile , il peso della fiscalità. Vengono di seguito delineate alcune azioni ritenuti efficaci al contenimento dei costi che potrebbero portare a risparmi dell’ordine di 5-10 miliardi di euro annui per la collettività….
L’efficienza energetica L’ammodernamento dei processi produttivi, l’impiego di componenti più efficienti, la realizzazione di nuovi impianti di produzione di elettricità e calore, il miglioramento delle prestazioni energetiche degli edifici. Occorre quindi selezionare gli interventi che determinino un’adeguata remunerazione degli investimenti, applicando un ragionevole livello di incentivazione (defiscalizzazione e/o Titoli di Efficienza Energetica).
La competitività delle fonte rinnovabili Attraverso l’impego di materiali a basso costo, più facilmente reperibili ed elevata automazione nei processi produttivi. Tali azioni dovrebbero portare un calo del 20% sul costo attuale entro il 2030.
La flessibilità della generazione da gas naturale Nonostante lo sviluppo delle FER, la presenza dei CCGT e da considerare certa, in quanto
ideale complemento delle rinnovabili aleatorie. In questa direzione tempi di avviamento più brevi maggiore affidabilità.
LE AZIONI NECESSARIE ED IL RUOLO DELLA RICERCA L’accumulo di energia a basso costo Si renderà necessario a fronte della maggiore aleatorietà delle rinnovabile e della minore disponibilità di fonti programmabili termoelettriche. Assumendo che per fornire un contributo significativo alla stabilità del sistema siano necessari circa 800 MW di potenza dei nuovi accumuli, si determina un investimento stimabile in 1 miliardo di euro.
Il potenziamento della capacità di trasporto della rete Comportando un eliminazione delle strozzature che spesso costringono ad una ripartizione non ottimale del carico tra le varie centrali. Tali investimenti, stimati da qui al 2030 in circa € 9 miliardi includendo anche il rifacimento di linee esistenti, a regime determineranno costi annui dell’ordine di € 0,9 miliardi. Le attività di ricerca e di innovazione in questo settore devono quindi indirizzarsi verso una riduzione dei costi di investimento, a parità di capacità di trasporto fra le aree di rete più critiche.
La rete di distribuzione intelligente La modernizzazione delle reti di distribuzione (nuovo hardware, più completo monitoraggio e riconoscimento dello stato della rete, diffusione sistematica di nuovi sistemi di controllo e comunicazione, protezioni coordinate e flessibili, capacità di interazione con utenti attivi e passivi) da un lato rappresenta una necessità a fronte del crescere della generazione aleatoria, dall’altro un’opportunità per ridurre le perdite energetiche, migliorare la stabilità locale e globale, compensare i picchi di produzione e carico. Anche in questo caso gli investimenti necessari determinano un incremento dei costi annui, in una misura stimata in 0,5 miliardi. La ricerca in questo settore è molto attiva e fornirà da un lato nuove soluzioni per il controllo delle reti, nuove tecniche di comunicazione, sensoristica avanzata.
Nuove fonti programmabili a basse emissioni Si ritiene possano contribuire solo a lungo termine. Tra queste: ■ il carbone con CCS (Carbon Capture and Storage); ■ il nucleare di nuova generazione.
