Lo sviluppo delle reti obiettivi e valutazione dei benefici

Lo sviluppo della rete obiettivi e valutazione dei benefici

BOZZA

Pia SaracenoOsservatorio Energia REF

Workshop Consumers’ Forum

Roma, 4 giugno 2009

REF Lo sviluppo della reteBozza 4 Giugno 2009 2

Agenda

• I benefici teorici dello sviluppo della rete e i costi delle strozzature

• Come si definisce il piano di sviluppo della rete in Italia e come si remunerano gli investimenti

• Il costo dei rinvii: un esercizio sul caso Sicilia

• I ritardi realizzativi tra intoppi burocratici ed opposizioni locali

• I nuovi orientamenti del 1195


I potenziali benefici dello sviluppo della rete

• Maggiore Efficienza produttiva Possibilità di dispacciamento impianti elettrici

più efficienti

Riduzione delle perdite

Incremento della sicurezza

Riduzione livello riserva operativa

Minore capacita di generazione per adeguatezza a medio termine

• Miglioramento della risposta dinamica del sistema

• Altri benefici

Riduzione potere di mercato

Benefici ambientali

La riduzione costi variabili e fissi di

generazione è misurabile con modelli

di simulazione basati sui costi.

Vi è può essere trade off tra potenziali

benefici derivante da un investimento

in rete: maggiore capacità disponibile

sul mercato verso aumento sicurezza o

riduzione riserva per condivisione tra zone

Occorrerebbe valorizzare la perdita

di benessere connessa all’interruzione.

Operazione complessa che richiede ipotesi

e metodi per dare valore

all’ energia non fornita

Orientamenti di policy determinano peso e

valore dei benefici da assegnare all’aumento

della dimensione geografica del mercato ed

al raggiungimento obiettivi rinnovabili

e altri benefici ambientali.

La metodologia utilizzata per valutare la

condotta degli operatori e misurare i benefici

presenta margini di arbitrarietà

Possibili misure dei benefici


Come misurare i benefici

Si dovrebbe

• Definire una funzione obiettivo che consideri complessivamente il welfare totale di produttori e consumatori. Disegnando uno sviluppo ottimale di Rete e Parco elettrico

• Definire un orizzonte temporale in cui valutare il beneficio e gli scenari di riferimento sui quali misurare il beneficio derivante dallo sviluppo della rete

• Stabilire la complementarietà dei diversi interventi di sviluppo della rete

• Mettere a punto una metodologia che consenta di considerare le possibili fonti di incertezza e di rischio

Nell’esperienza pratica dei vari paesi non sono ancora stati messi a punto

approcci e metodologie in grado di valutare i benefici della espansione della rete.

Nella maggior parte dei paesi gli investimenti sono realizzati nell’ambito

di una pianificazione regolata o, con approccio misto, prevedendo

incentivi regolatori e/o FTR di lungo periodo (per finanziare le nuove Merchant Line)


Italia i costi di una rete congestionata: la zonalità

Deviazione standard CCT annui baseload

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Nord C_Nord C_Sud Sud Sicilia Sardegna

2005 2006 2007 2008 2009

Numero medio di zone di mercato

1.5

2

2.5

3

3.5

4

gen

naio

febb

raio

ma

rzo

apri

le

ma

ggio

giu

gno

lug

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sto

sett

em

bre

ott

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re

nov

em

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dic

em

bre

2005 2006 2007 2008 2009

CCT Base Load

euro Mwh

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

Nord C_Nord C_Sud Sud Sicilia Sardegna

2005 2006 2007 2008 2009*

Prezzi Ipex

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

200

5fe

bm

ar

apr

ma

gg

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ga

go

set

ott

nov

dic

200

6fe

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200

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bm

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200

9fe

bm

ar

apr

ma

g

Eu

ro/M

Wh

PUN Nord Centro Nord Centro Sud

Sud Sicilia Sardegna


In costi di una rete congestionata: gli oneri di dispacciamento

Andamento costi di dispacciamento

0

1

2

3

4

5

6

7

8

05

feb

mar

ap

rm

ag

giu

lug

ag

os

et

ott

no

vd

ic 06

feb

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*

Eu

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0%

2%

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10%

12%

14%

Uplift in % del PUN (dx) Uplift (sx)

0

100

200

300

400

500

600

Calabria Sardegna Sicilia Centro

Sud

Centro

Nord

Nord Sud

Milio

ni d

i euro

luglio 2005-giugno 2006 luglio 2006-giugno 2007 luglio 2007-giugno 2008

Gli oneri sono aumentati

nella seconda parte 2008

Crisi e cambiamento nella

Regolazione del

dispacciamento

riducono l’uplift all’inizio

2009 ma poi torna il tredn di

aumento


Dall’avvio della liberalizzazione le congestioni e gli oneri per la loro soluzione sono aumentati perché?

• La complessità autorizzativa per sviluppo reti è una difficoltà non solo italiana UNCTE indica un tempo medio a livello europeo di 7-10 anni (ritardi accertati nel 59% dei casi del PEI pari a 10 anni rispetto ai programmi originari)

• Le difficoltà appaiono più radicali in Italia: consistenza rete+1.2% all’anno contro +2.5% in Europa e +2.9% domanda italiana: il tasso di utilizzo della rete italiana è aumentato fino ad un valore superiore del 50% del livello europeo (dati di Terna)

• La consistenza della rete cresce meno mentre il parco impianti (+18%) più della media europea (tra il 6.6% della Germania e crescita nulla in Austria)

• L’assenza di coordinamento e le diverse tempistiche nelle durate dei processi per centrali (5/7 anni) e sviluppo delle reti (oltre 10 anni) ha ulteriormente amplificato i problemi: ma lo sviluppo della RETE è destinato a rincorrere le decisioni di sviluppo del parco?

• I problemi sono stati enfatizzati dal fatto che le nuove centrali hanno contribuito solo marginalmente nei primi anni della liberalizzazione al riequilibrio territoriale tra domanda ed offerta. La domanda è cresciuta di più nelle aree già ongestionate


Agenda







Come si definisce il piano di sviluppo in Italia

Gli input previsionali sono: i dati sulla crescita della domanda di energia elettrica;

lo sviluppo atteso e l’evoluzione tecnologica del parco produttivo (ri-potenziamenti di impianti esistenti e realizzazione di nuove centrali);

l’evoluzione dei differenziali di prezzo e del surplus di capacità disponibile per l’importazione alle frontiere nell’orizzonte di medio e lungo periodo;

le richieste di interconnessione con l’estero attraverso linee private;

le connessioni di utenti e di impianti di distribuzione alla RTN;

gli interventi di sviluppo programmati dai gestori delle reti di distribuzione e di altre reti con obbligo di connessione di terzi interoperanti con la RTN, nonché tutti i dati utilizzati per la pianificazione dello sviluppo;

le richieste di interventi di sviluppo su impianti della RTN formulate dagli operatori;

le esigenze di razionalizzazione degli impianti di rete per la

pianificazione territoriale e il miglioramento ambientale.

I criteri e gli obiettivi di pianificazione sono delineati anche nel Codice di Rete, dove si prevede che Terna, nell’attività di sviluppo della RTN persegua l’obiettivo

“...della sicurezza, dell’affidabilità, dell’efficienza, dellacontinuità degli approvvigionamenti di energia elettrica

e del minor costo del servizio di trasmissione e degliapprovvigionamenti. Tale obiettivo è perseguito anche attraverso un’adeguata azione di pianificazione degli interventi di sviluppo della RTN, volta all’ottenimento di un appropriato livello di qualità del servizio di trasmissione e alla riduzione delle possibili congestioni di rete, nel rispetto dei vincoli ambientali epaesaggistici”.

Nella pianificazione non si

assumono come input obiettivi di

welfare della collettività

Le scelte non poggiano quindi su

valutazioni di tipo economico.

La pianificazione della rete è

esplicitamente condizionata dalle

ipotesi sullo sviluppo a lungo termine

del parco di generazione

Il piano contiene sia i nuovi interventi individuati che un aggiornamento degli interventi già presenti nelle edizioni precedenti del piano


La fase di scoping ed approvazione

• Terna presenta la proposta di piano di sviluppo nell’autunno dell’anno precedente

• Avvia la procedura di scoping prevista dalla VAS ed una serie di verifiche preliminari da parte del comitato di consultazione degli Utenti

• Terna predispone il Rapporto ambientale che illustra gli impatti sul patrimonio e sull’ambinte ed esplora le alternative

• A valle della consultazione il piano segue le fasi previste dalla VAS 60 gg istruttoria con il MATT e parere di concerto con i Beni culturali entro

90gg

Nei successivi 60gg MSE verifica la conformità e pubblica sulla gazzetta ufficiale

I tempi tipici sono che CDA di TERNA approva e presenta entro la fine anno n-1 al MATT.

Viene sottoposto a consultazione pubblica nell’anno successivo e MSE approva per la fine

dell’anno n


Gli scenari TERNA con e senza sviluppo RTN: l’adeguatezzaMa PdS 2009 prevede ulteriori slittamenti linee principali

L'evoluzione dei PDS: date di completamento delle principali linee di trasmissione

Linee PdS 2002 PdS 2003 PdS 2004PdS

2005

PdS

2006

PdS

2007

PdS

2008

PdS

2009

Trino-Lacchiarella non indicata gen-05 medio-lungo dic-08 2011 2011 2011 2012

Voghera-La Casella non indicata dic-04 medio-lungo lungo lungo lungo lungo lungo

Udine Ovest-Okroglo / giu-06 medio-lungo feb-09 2010 2011 2013 lungo

Udine Ovest-Redipuglia non indicata dic-06 medio-lungo apr-09 2011 2010 2010 2012

Calenzano-Colunga / non indicata medio-lungo mar-10 2011 2010 2012 2013

La Casella-Caorso / / medio-lungo dic-08 2011 2010 2010 2012

Foggia-Benevento / non indicata medio-lungo feb-08 2010 2009 2010 2012

Sorgente-Rizziconi non indicata dic-06 medio-lungo ago-09 2010 2010 2012 2013

Fonte: elaborazioni REF dati Piani di Sviluppo Terna da 2002 a 2009

Informazioni troppo aggregate non disponibili a livello Zonale

e senza informazioni di dettaglio su ipotesi di rilievo sottostanti

Scenari di sviluppo già irrealistici per l’anno successivo


Le scelte e gli orientamenti dell’Autorità: incentivi allo sviluppo e ipotesi di responsabilizzazione alla realizzazione del piano

• Delibera 5/04 fissava un rendimento (WACC) maggiorato del 2% per gli investimenti nella RNT. Il capitale investito viene calcolato sulla base del costo storico rivalutato una volta che l’investimento entra in esercizio

• Delibera 348/07 differenzia a seconda della tipologia d’investimento realizzato consentendo maggiorazioni: WACC+3% per gli investimenti di sviluppo che ridurranno le congestioni tra zone di mercato e sulle

frontiere

WACC+2% nel caso di miglioramenti alla sicurezza del sistema elettrico ed a quelli rientranti nel piano di difesa

Prevede l’implementazione di indici di efficacia basati sull’analisi costi benefici a partire dal 2012 ed avvia la procedura per la sua identificazione

AGR 188/08 consente a Terna di introdurre gli investimenti in corso di realizzazioni e previsti nel piani di sviluppo tra il capitale riconosciuto a fini regolatori introducendo penalità nel caso di ritardi nella realizzazione

In molti paesi la pianificazione regolata prevede l’applicazione di un’analisi costi benefici per la scelta delle priorità non sempre però i piani hanno caratteristiche vincolanti.

La regolazione incentivante non è molto presente nei diversi paesi eper lo più ha l’obiettivo di rimuovere genericamente eventuali ostacoli


Agenda







Le criticità della Sicilia

La zona si è separata tra il 2007 ed il 2008 nel 34% delle ore e ha pesato per l’8% della rendita di congestione. Nel 2008 le ore di separazione sono quasi raddoppiate (66%delle ore). Il differenziale dei prezzi zonale in base load è stato in media di oltre 30 Euro Mwh nel 2008 sceso a 20 nel 2009. Elevata variabilità dei differenziali

Su MSD la Sicilia ha determinato il 19% degli oneri con solo il 6% dei consumi tra il 2007 ed il 2008 ( circa 320 Mil. Euro)

Principali cause oneri su

MSD:

•Alimentazione in sicurezza area

Sicilia Nord Orientale

•Potenza di riserva per sicurezza

rete 150

•Margine di riserva a Palermo

•Riserva di potenza a 220

Su MSD la Sicilia ha determinato il 19% degli oneri con solo il 6% dei consumi tra

il 2007 ed il 2008( circa 320 Mil. Euro)


L’esercizio:valutare l’impatto della costruzione della lineaSorgente- Rizziconi

• Misurare la diminuzione dei costi di produzione: efficienza produttiva

• Valutare i possibili effetti distributivi

Efficienza allocativa in concorrenza perfetta

Impatto sulla struttura di mercato e la concorrenza

Impatto redistributivo tra produttori

• Valutare l’effetto sul benessere complessivo di un investimento

Minori oneri MSD in Sicilia sia per

migliore efficienza produttiva che per

riduzione indispensabilità primo

operatore

L’esercizio con il modello

El-fo++ riproduce i risultati

per il 2008 a partire dalla

struttura della domanda e

dell’offerta effettiva.

Efficienza produttiva ed

allocativa sono misurati

nell’ipotesi di concorrenza

perfetta.

L’impatto della concorrenza

sui prezzi di mercato andrebbe

valutata con modelli di

comportamento strategico dei

diversi operatori sull’intero

sistema Italia

Benefici ambientali da

valutare: diversificazione MIX

produttivo e riduzione

emissioni (più gas e meno

olio, rinnovabili)


Una schematizzazione dei risultati dell’esercizio: riduzione dei costi di sistema e del SMP nella zona congestionata e possibile aumento nella zona esportatrice

Il flusso netto da Calabria

a Sicilia passa da

0.4 TWh a 3.26 TWh

Le ore di congestione

scenderebbero da circa

6000 a

Meno di 1000

Con il cavo

Riduzione netta costi sistema

36M Euro

Riduzione netta rendita=

219M Euro

In concorrenza

perfetta riduzione

esborso consumatori

255M euro


• Migliorano gli indicatori di concorrenza in Sicilia

• Ma aumenta il numero di ore di indispensabilità effettiva del primo operatore in altre aree

• Gli effetti della riduzione della rendita inframarginale dei produttori (efficienza allocativa) possono essere mitigati dall’aumento dei margini nelle altre aree dove è maggiormente concentrata la domanda

• Il primo operatore dovrebbe assorbire per oltre il 50% la riduzione dei margini dei produttori, che ci sarebbe se il mercato funzionasse in concorrenza perfetta

Una schematizzazione dei risultati dell’esercizio: migliora la concorrenza? Ore indispensabilità

Primo operatore

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

MNord MSud MSic MSard Totale

Senza cavo Con cavo

Distribuzione riduzione margini

OP1

OP2

OP3

OP4

OP5

OP6

Altri


Altri effetti da considerare e da quantificare

• Riduzione produzione impianti ad olio sostituiti da impianti a gas: migliora l’efficienza e si riducono le emissioni

• Localizzazione produzioni rinnovabili al sud: in base ai piani regionali il sud dovrebbe concorre per quasi il 70% all’aumento di produzione da rinnovabili (la Sicilia con 3 TWh previsti nel piano regionale ma Terna sconta un contributo maggiore) per raggiungere obiettivi

• Riduzione oneri MSD e loro variabilità: per minori risorse per la sicurezza e per riduzione esercizio potere di mercato su MSD. E’ l’impatto maggiore: dei 320 Mil Euro più della metà forse possono essere risparmiati?


Agenda







La realizzazione del singolo progetto

• Concertazione (tempi indefiniti ) fase opzionale ma volontariamente applicata da Terna e non può essere eliminata Processo condiviso sul territorio. Il rischio in questa fase è l’inerzia che

deriva dal non prendere le decisioni da parte degli Enti locali e le istituzioni

• Autorizzazione comprendente il VIA (quantificabile in due anni circa in linea con i tempi delle centrali) ma la media è poco significativa perché i progetti sono meno numerosi e ciascuno è un caso a se influenzata dai ritardi nell’espressione del parere di compatibilità ambientale

e successiva convocazione della Conferenza dei Servizi da parte del MSE

• La realizzazione (meno di un due anni)

Tempi di realizzazione delle fasi variano ma il collo di bottiglia sembra essere stata la fase concertativa, preliminare alla richiesta del VIA

Dall’approvazione del piano inizia l’iter vero e proprio: 3 fasi


E’ possibile rendere più efficiente il processo?

• Aumentare l’informazione e gli indicatori sui benefici dell’investimento Nel piano di sviluppo mostrando il disegno ottimale di sviluppo ed il ruolo dell’investimento in oggetto

con indicatori anche quantitativi sul benessere. Calcolo del Welfare in concorrenza perfetta ed indicatori di cambiamento nella struttura di mercato, benefici ambientali ecc.

Prevedere se del caso compensazioni per le comunità ospitanti in qualche modo correlate ai benefici attesi

• Formalizzare le varie tappe che scandiscono il processo di concertazione e darne conto nel piano di sviluppo Completandolo con l’indicazione dei colli di bottiglia più rilevanti e frequenti per le diverse tipologie di

progetti

Uno studio recente propone quattro indicatori (economico, geografico, di realizzazione di percezione)

• Aumentare l’informazione sulle cause dei ritardi per i progetti approvati nei piani di sviluppo Costruendo indicatori appropriati che facciano riferimento alle tipologie dei rinvii (probabilmente già

presenti nella prassi interna di Terna)

Rendendo pubblici in modo oggettivo ed esplicito le opere più vulnerabili e con un approccio pro attivo facendo emergere spontaneamente le buone prassi

Responsabilizzando le istituzioni sul costo del non decidere per la collettività e per le comunità ospitanti l’investimento

La codifica delle informazioni avrebbe il vantaggio di consentireagli investitori in generazione di valutare i rischi

Con una stima autonoma del grado di affidabilità del piano un confronto dell’esito ed il progresso dei vari progetti,


Agenda







Filo conduttore: sicurezza energetica e coordinamento tra sviluppo diverse infrastrutture

Art 27 comma 22

• Sospendendo le autorizzazioni a costruire nelle aree interessate dallo sviluppo fino alla conclusione del processo autorizzativo (la misura di salvaguardia perde efficacia dopo tre anni)

• Per sviluppo elettrodotti normati dalla 290/03, in caso di mancata intesa con le regioni, viene costituito un comitato interistituzionale abilitato a rilasciare i certificato e nel caso di mancato accordo se ne assume direttamente la responsabilità il consiglio dei ministri integrato con le regioni interessate che decide a maggioranza

• Tra le opere connesse agli impianti di produzione si includono “interventi di sviluppo ed adeguamento della rete di trasmissione necessari all’immissione in rete dell’energia prodotta “ (l’autorizzazione per la rete viene chiesta dal costruttore della centrale?)

• Semplificazione per interventi su linee esistenti e varianti

Impostazione problematica data la materia concorrente: l’apparente semplificazione

autorizzativa ne accelererebbe i tempi?

La pianificazione della rete e gli incentivi che la regolazione prevede per il suo

sviluppo può accettare di essere condizionata dalle scelte dei costruttori di centrali?


Migliorare la competitività degli energivori: 2000MW di interconnessione dedicati

• Procedure per sviluppo nuova linea merchant (che presenta problemi anche con riferimento a normative europee) previste per i consumatori con almeno 10 MW e consumo medio di 35GWh

• I consumatori che parteciperanno allo sviluppo dell’infrastruttura ottengono il diritto all’esecuzione dei loro contratti d’importazione anche prima della realizzazione della nuova infrastruttura (max 6 anni) a fronte di un corrispettivo fisso stabilito dall’ AEEG. I maggiori oneri eventuali saranno pagati dagli altri consumatori

• I clienti che accedono devono rinunciare al 20% dell’interrompibilità, che tuttavia viene superata con il passaggio ad un meccanismo di mercato previsto nella stessa legge.

La segmentazione del mercato non aiuta la concorrenza .

L’esenzione al TPA di una linea finanziata da una categoria particolare

e realizzata e gestita da Terna

rientra nelle possibilità previste dalla normativa europea?


Grazie per l’attenzione!

Per informazioni:

Osservatorio energia REF

[email protected]

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Lo sviluppo delle reti obiettivi e valutazione dei benefici