Daniele Cocco Dipartimento di Ingegneria Meccanica Università degli Studi di Cagliari

La Struttura del Sistema Elettrico e dei Meccanismi di

Incentivo delle Fonti di Energia Rinnovabile

Master T.E.R.S.O.

Daniele CoccoDipartimento di Ingegneria Meccanica

Università degli Studi di Cagliari

[email protected]

Cagliari, Dicembre 2008

Consumo Mondiale di Energia

11000 milioni di tep nel 11000 milioni di tep nel mondomondoOvvero circa 5 litri/giorno a Ovvero circa 5 litri/giorno a persona (circa 10 in Italia)persona (circa 10 in Italia)

Carbone22%

Petrolio40%

Gas naturale23%

Nucleare7%

Rinnovabili8%

Produzione di Energia Elettrica

Il Bilancio Energetico NazionaleSolidi

Gas naturale

Petrolio RinnovabiliEnergia Elettrica

Totale

1 Produzione 0,629 9,959 6,111 12,732 29,4312 Importazione 16,57 60,605 108,374 0,78 11,058 197,3873 Esportazione 0,196 0,327 28,904 0,001 0,244 29,6724 Variazione scorte -0,035 -0,932 0,337 0 0 -0,635 Consumo Interno Lordo (1+2-3-4) 17,038 71,169 85,244 13,511 10,814 197,776

6 Consumi e Perdite -0,517 -0,835 -6,591 -0,086 -43,156 -51,1857 Trasformazioni in Energia Elettrica -11,892 -25,284 -9,434 -11,598 58,208 08 Totale Impieghi Finali (5+6+7) 4,629 45,05 69,219 1,827 25,866 146,591

Industria 4,432 16,97 7,495 0,265 11,899 41,061Trasporti 0 0,384 42,568 0,157 0,853 43,962

Civile 0,008 26,525 6,625 1,252 12,653 47,063Agricoltura 0 0,171 2,617 0,153 0,461 3,402

Usi non Energetici 0,189 1 6,492 0 0 7,681Bunkeraggi 0 0 3,422 0 0 3,422

Il Bilancio Energetico NazionaleConsumo Interno Lordo 2005: 197,78 MTep

9%

36%

43%

7% 5%

Solidi Gas naturale Petrolio Rinnovabili Energia Elettrica

Il Bilancio Energetico Nazionale

0

10

20

30

40

50

60

70

80

(%)

Mondo Italia Sardegna

Carbone Petrolio Gas naturale Nucleare Rinnovabili Import

Il Bilancio Energetico NazionaleTrasformazioni Energia Elettrica 2005: 58,21 MTep

20%

44%

16%

20%

Solidi Gas naturale Petrolio Rinnovabili

Rendimento medio=21,64

58,21= 37,2%

Il Bilancio Energetico NazionaleImpieghi Finali 2005: 146,59 MTep

3%

31%

47%

1%

18%


Il Bilancio Energetico NazionaleImpieghi Finali 2005 - Industria: 41,06 MTep

11%

41%

18%

1%

29%


Il Bilancio Energetico NazionaleImpieghi Finali 2005 - Trasporti: 43,96 MTep

0%

97%

2%0% 1%


Il Bilancio Energetico NazionaleImpieghi Finali 2005 - Civile: 47,06 MTep

0%

56%

14%

3%

27%


Il Sistema Elettrico a Rete

GU

G

G

U

U

U

U

Reti in Alta e Altissima tensione

Impianti di produzione

Utenti finali

Reti in Media tensione Reti di

distribuzione in Bassa tensione

Il Sistema Elettrico

ProduzioneProduzione in

MT

(fino a 25000 V

Trasporto

Distribuzione

Impiego

Reti in AT (220-380 kV)

Reti in AT (60-150 kV) e MT

(15 kV)

Reti in BT (400 V)

Trasformatori Elevatori

Stazioni Ricevitrici e Cabine Primarie

AT/MT

Cabine Secondarie

MT/BT

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

Consumatori finali

Rete Elettrica

TERNA S.p.A.

Mercato Elettrico

GME

Acquirente Unico

AU

Grossisti di energia

Autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas (AEEG)

Distributori locali di energia

Gestore dei Servizi Elettrici

(GSE)

Mercato dei Certificati Verdi

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

Termoelettrico Idroelettrico Rinnovabili TotaleENEL 28020 14363 991 43374EDIPOWER 7870 740 0 8610Gruppo EDISON 5702 1120 241 7063ENDESA Italia 5465 0 1017 6482Gruppo ENI 5121 0 18 5139Altri 13179 4819 300 18298Totale Italia 65357 21342 2567 88966

Dati in MW

Potenza lorda dei principali produttori di energia elettrica

in Italia nel 2005

24,0% 2,9%

Bilancio dell’energia elettrica

Dati in GWh

Bilancio dell’energia elettrica in Italia nel 2000

e nel 20052000 2005 2005-2000 %

A) Produzione lorda 276656 303672 27016 9,8B) Consumi ausiliari 13336 13290 -46 -0,3C) Produzione netta (A-B) 263320 290382 27062 10,3D) Pompaggi 9130 8648 -482 -5,3E) Saldo con l'estero 44347 44718 371 0,8F) Richiesta rete (C-D+F) 298537 326452 27915 9,4G) Perdite rete 19191 21749 2558 13,3H) Consumi finali (F-G) 279346 304703 25357 9,1

Bilancio dell’energia elettrica

Rete Elettrica

Utenti Finali

Centrali Elettriche

Generatore

Ausiliari

Import Export

PompaggiConsumi interni

Perdite di rete Consumi Finali

Il Bilancio dell’energia elettrica

Dati in GWh

Bilancio per fonti nel 2000 e nel 20052000 2005 2005-2000 %

A) Termoelettrico 218549 246918 28369 13,0Combustibili solidi 26272 43606 17334 66,0Gas naturale 97608 149259 51651 52,9Prodotti petroliferi 85878 35846 -50032 -58,3Altro 8791 18207 9416 107,1

B) Impianti di pompaggio 6695 6860 165 2,5C) Rinnovabili 51385 49894 -1491 -2,9

Idroelettrico 44205 36067 -8138 -18,4Eolico 563 2343 1780 316,2Fotovoltaico 6 4 -2 -33,3Geotermico 4705 5325 620 13,2Biomasse e Rifiuti 1906 6155 4249 222,9

D) Totale (A+B+C) 276629 303672 27043 9,8

Rinnov. 16,4%, di cui Idro 11,9%

Evoluzione storicaPotenza lorda in Italia dal 1934 al

2004

0

10

20

30

40

50

60

70

1934 1944 1954 1964 1974 1984 1994 2004

Po

ten

za e

ffic

ien

te lo

rda

(GW

)

Impianti idroelettrici

Impianti termoelettrici

Evoluzione storicaProduzione elettrica dal 1884 al

2004

0

50

100

150

200

250

300

350

1884 1904 1924 1944 1964 1984 2004

En

erg

ia e

lett

rica

(T

Wh

/an

no

)

Impianti idroelettrici

Impianti termoelettrici

Energia richiesta

La Trasmissione dell’energiaTERNA 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 kV9753 km di linee a 220 kV19716 km di linee a 60-150 kV357 stazioni di trasformazione e di smistamento3 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’EnergiaLa 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’energiaCopertura diagramma orario - 8 giugno

2006

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Po

ten

za o

rari

a (G

W)

PompeSerbatoioModulataTermica Conv.EsteroCIP 6Acqua fluenteGeotermica

Il Mercato Elettrico in Italia

Produttori di energia elettrica

Clienti Idonei

Mercato Elettrico

Grossisti Elettrici

(contratti fornitura)

Clienti Vincolati

Contratti Bilaterali

(scambi di energia)

Acquirente Unico

Distributori finali

Scambi di energia

Risorse per il dispacciament

o

I Clienti Idonei e VincolatiCliente 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 domesticiDal 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

Domanda

Offerta

Prezzo equilibrio

Quantità di equilibrio

€/MWh

MWh

Il Mercato Elettrico

Il Mercato Elettrico

Il Mercato ElettricoScambi sul MGP nel 2004-2006

Il Mercato ElettricoIl Prezzo Unico Nazionale (€/MWh)

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

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

Il Mercato ElettricoLa Tariffa Media Nazionale (€/MWh)

Il Mercato ElettricoI Prezzi Medi nei Paesi Europei

L’Acquirente Unico

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.

Struttura del Mercato Vincolato

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.

Approvvigionamenti 2005 GWh %Importazioni Contratti annuali 4057 2,6Importazioni Contratti pluriennali 14408 9,1Energia da impianti CIP/ 6 20323 12,9Acquisti sul Mercato 118857 75,4Totale 157645 100,0

Costo di acquisto

Costo dispacciamento

Costo funzionamento

Costo totale Incremento

2004 56,100 2,700 0,040 58,8402005 66,600 6,100 0,037 72,737 23,62006 75,700 7,600 0,047 83,347 14,6

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

Conto Energia

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)

Certificati Verdi

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

Altre forme

Viene riconosciuto un contributo in conto capitale, un finanziamento a tasso agevolato oppure una detrazione fiscale

Energia ritirata dal GSE

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)

Dati in GWh

2001 2002 2003 2004 2005A) CIP 6/ 92 47154 49766 50361 52383 50296

Fonti assimilate 38789 41183 40723 42227 40463Fonti rinnovabili 8365 8583 9638 10156 9833

B) Impianti mini-idro 2769 2897 2411 3064 0C) Eccedenze del. 108/ 97 3603 1347 1140 1218 966D) Totale (A+B+C) 53526 54010 53912 56665 51262

Remunerazione energia CIP 6

Dati in €/MWh

2003 2004 2005A) Fonti assimilate

Imp. nuovi, Fonti fossili 71,54 74,64 94,00Imp. nuovi, Residui e Recuperi 98,50 100,67 120,58Impianti esistenti 60,07 61,85 83,73

B) Fonti rinnovabiliidroelettrico >3 MW 120,74 125,98 151,65Acqua fluente <3 MW 96,00 100,81 120,65Eolico e geotermico 120,50 124,86 143,78Fotovoltaico, biomasse e RSU 175,82 182,29 203,93Potenziamento idroelettrico 86,80 90,11 108,67

C) Totale impianti CIP 6 91,82 95,88 113,29

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

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Pruzione attesa da impianti CIP 6 (GWh/ anno)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 A seguito del D.lgs. 79/99 è stato conferito al GRTN (ora GSE) il compito di riconoscere la GRTN (ora GSE) il compito di riconoscere la relativa relativa qualifica qualifica agli Impianti Alimentati da agli Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (Fonti Rinnovabili (IAFRIAFR), ovvero alimentati da:), ovvero alimentati da: energia solare;energia solare; energia eolica;energia eolica; energia idraulica;energia idraulica; energia geotermica;energia geotermica; energia delle maree;energia delle maree; energia del moto ondoso;energia del moto ondoso; energia da prodotti vegetali, biogas e rifiuti energia da prodotti vegetali, biogas e rifiuti (solo per la parte biodegradabile)(solo per la parte biodegradabile)

La Qualifica di IAFR

Gli impianti che possono ottenere la qualifica Gli impianti che possono ottenere la qualifica IAFR sono quelli entrati in funzione IAFR sono quelli entrati in funzione dopo il 1 dopo il 1 Aprile 1999Aprile 1999 a seguito di: a seguito di:

Potenziamento/ripotenziamento di impianti;Potenziamento/ripotenziamento di impianti; Rifacimento di impianti;Rifacimento di impianti; Rifacimento parziale di impianti idroelettrici Rifacimento parziale di impianti idroelettrici e geotermoelettrici;e geotermoelettrici; Riattivazione di impianti preesistenti;Riattivazione di impianti preesistenti; Nuova costruzione;Nuova costruzione; Impianti termoelettrici operanti in co-Impianti termoelettrici operanti in co-combustione;combustione;

La Situazione attuale

Potenza Impianti in esercizio al 31.12.2006 (Totale 7294 MW)

58%15%

2%9%

11%0%

5%

Idroelettrico Geotermico Eolico Biogas Biomasse Solare Rifiuti

Numero Impianti in esercizio al 31.12.2006 (Totale 982 impianti)

65%9%

16%4% 3%

1%

2%


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 futuraNumero Impianti in progetto al 31.12.2006

(Totale 505 impianti)

35%

42%

8%9% 2%

4%

0%


Potenza Impianti in progetto al 31.12.2006 (Totale 8009 MW)

19%

66%

1%13%

1%

0%0%


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


17890 2980657804

85337110000

4675839606

18552641

10000

020000400006000080000

100000120000140000

2002 2003 2004 2005 2006

Offerta CV operatori Offerta CV GSE

Numero di CV emessi (50 MWh a certificato)


84,18 82,4 97,39 108,92 125,28

020406080

100120140

2002 2003 2004 2005 2006

Prezzo CV (€/ MWh)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 VerdiLa 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 VerdiFattore moltiplicativo dei Certificati Verdi

Fonte CoefficienteEolica (>200 kWe) 1,0Eolica Offshore 1,1

Solaren.a.

(conto energia)

Geotermica 0,9Moto ondoso e maree 1,8Idraulica 1,0

Rifiuti biodegradabili e biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo

1,1

Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta

1,8 (legge 220/2007)

Biomasse e biogas di cui al punto precedente alimentanti impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con riutilizzo dell'energia termica in ambito agricolo

1,8 (legge 220/2007)

Gas di discarica e gas residuati da processi di depurazione e biogas diversi da quelli di cui al punto precedente

0,8

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

Fonte Tariffa (€/MWh)Eolica (<200 kWe) 30

Solaren.a.

(conto energia)Geotermica 20Moto ondoso e maree 34Idraulica 22Rifiuti biodegradabili e biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo

22

Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta

30

Biomasse e biogas di cui al punto precedente alimentanti impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con riutilizzo dell'energia termica in ambito agricolo

n.a.

Gas di discarica e gas residuati da processi di depurazione e biogas diversi da quelli di cui al punto precedente

18

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

Impianti non integrati

Impianti parzialmente

integratiImpianti integrati

A) 1<P<3 kW 0,40 0,44 0,49B) 3<P<20 kW 0,38 0,42 0,46C) P>20 kW 0,36 0,40 0,44 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.

Tariffe in €/kWh

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;

Impianti Potenza (MW)Inizio lavori

Fine lavori

In esercizio

Inizio lavori

Fine lavori

In esercizio

A) 1<P<20 kW 4774 2057 1402 33,91 11,26 6,71B) 20<P<50 kW 839 128 88 40,53 5,12 3,66C) P>50 kW 56 6 5 32,19 2,32 1,48 Totale 5669 2191 1495 106,63 18,70 11,85

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

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);

Utenze

Impianto di produzione

Rete

Ep Eout

EinEu

Ec

La Cogenerazione

IRE=(Ec,e+Ec,t)-

(Ec)Ec,e+Ec,t

Centrale elettrica

EcImpianto di

cogenerazione

Ee

Et

Ee

Et Generatore di calore

Ec,t

Ec,e

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 CogenerazioneNel 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 VerdiPriorità 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’AUDiritto ai CV per gli impianti di teleriscaldamentoQualifica di cliente idoneo sul mercato del gasRiconoscimento 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 BianchiI 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 BianchiI 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 naturaleLe importazioni di gas per provenienza (Miliardi di m3)

Il Mercato del gas naturaleLa produzione nazionale di gas (Milioni di m3)

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

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

41%

32%

2%

11%5%

4% 5%

Imposte Materia prima

Trasporto Distribuzione

Stoccaggio Commercializzazione al dettaglio

Commercializzazione all'ingrosso

THE END

Documents

Daniele Cocco Dipartimento di Ingegneria Meccanica Università degli Studi di Cagliari