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
[email protected]
Cagliari, Dicembre 2008
Consumo Mondiale di Energia
Nucleare
7%
Rinnovabili
8%
Carbone
22%
Gas naturale
23%
Petrolio
40%
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
Solidi
1 Produzione
2 Importazione
3 Esportazione
4 Variazione scorte
5 Consumo Interno
Lordo (1+2-3-4)
6 Consumi e Perdite
7 Trasformazioni in
Energia Elettrica
8 Totale Impieghi
Finali (5+6+7)
Industria
Trasporti
Civile
Agricoltura
Usi non Energetici
Bunkeraggi
0,629
16,57
0,196
-0,035
Gas
Energia
Petrolio Rinnovabili
naturale
Elettrica
9,959
6,111
12,732
60,605 108,374
0,78
11,058
0,327
28,904
0,001
0,244
-0,932
0,337
0
0
Totale
29,431
197,387
29,672
-0,63
17,038
71,169
85,244
13,511
10,814
197,776
-0,517
-0,835
-6,591
-0,086
-43,156
-51,185
-11,892
-25,284
-9,434
-11,598
58,208
0
4,629
4,432
0
0,008
0
0,189
0
45,05
16,97
0,384
26,525
0,171
1
0
69,219
7,495
42,568
6,625
2,617
6,492
3,422
1,827
0,265
0,157
1,252
0,153
0
0
25,866
11,899
0,853
12,653
0,461
0
0
146,591
41,061
43,962
47,063
3,402
7,681
3,422
Il Bilancio Energetico Nazionale
Consumo Interno Lordo 2005: 197,78 MTep
7%
5%
9%
36%
43%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Energia Elettrica
Il Bilancio Energetico Nazionale
80
70
60
50
(%) 40
30
20
10
0
Mondo
Carbone
Petrolio
Italia
Gas naturale
Nucleare
Sardegna
Rinnovabili
Import
Il Bilancio Energetico Nazionale
Trasformazioni Energia Elettrica 2005: 58,21 MTep
21,64
Rendimento medio=
= 37,2%
58,21
20%
20%
16%
44%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Il Bilancio Energetico Nazionale
Impieghi Finali 2005: 146,59 MTep
3%
18%
1%
31%
47%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Energia Elettrica
Il Bilancio Energetico Nazionale
Impieghi Finali 2005 - Industria: 41,06 MTep
11%
29%
1%
41%
18%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Energia Elettrica
Il Bilancio Energetico Nazionale
Impieghi Finali 2005 - Trasporti: 43,96 MTep
2%
0%
0% 1%
97%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Energia Elettrica
Il Bilancio Energetico Nazionale
Impieghi Finali 2005 - Civile: 47,06 MTep
0%
27%
56%
3%
14%
Solidi
Gas naturale
Petrolio
Rinnovabili
Energia Elettrica
Il Sistema Elettrico a Rete
G
Impianti di
produzione
G
Reti in Alta e
Altissima
tensione
U
U
U
Reti in Media
tensione
G
U
Reti di
distribuzione in
Bassa tensione
Utenti finali
U
Il Sistema Elettrico
Produzione in MT
Produzione
(fino a 25000 V
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
Autorità per
l’Energia Elettrica
e il Gas (AEEG)
Grossisti di
energia
Produttori e
autoproduttori
Mercato dei
Certificati Verdi
Rete Elettrica
Gestore dei
Servizi Elettrici
(GSE)
TERNA S.p.A.
Mercato Elettrico
Acquirente Unico
GME
AU
Consumatori finali
Distributori locali
di energia
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
ENEL
EDIPOWER
Gruppo EDISON
ENDESA Italia
Gruppo ENI
A ltri
Totale Italia
Termoelettrico Idroelettrico Rinnovabili Totale
28020
14363
991 43374
7870
740
0
8610
5702
1120
241 7063
5465
0
1017
6482
5121
0
18
5139
13179
4819
300
18298
65357
21342
2567 88966
Dati in MW
24,0%
2,9%
Bilancio dell’energia elettrica
Bilancio dell’energia elettrica
in Italia nel 2000 e nel 2005
A ) Produzione lorda
B) Consumi ausiliari
C) Produzione netta (A -B)
D) Pompaggi
E) Saldo con l'estero
F) Richiesta rete (C-D+F)
G) Perdite rete
H) Consumi finali (F-G)
Dati in GWh
2000
276656
13336
263320
9130
44347
298537
19191
279346
2005
2005-2000
303672
27016
13290
-46
290382
27062
8648
-482
44718
371
326452
27915
21749
2558
304703
25357
%
9,8
-0,3
10,3
-5,3
0,8
9,4
13,3
9,1
Bilancio dell’energia elettrica
Ausiliari
Consumi
interni
Import
Perdite
di rete
Generatore
Rete Elettrica
Centrali
Elettriche
Pompaggi
Export
Consumi Finali
Utenti Finali
Il Bilancio dell’energia elettrica
Bilancio per fonti nel 2000 e nel 2005
A) Termoelettrico
Combustibili solidi
Gas naturale
Prodotti petroliferi
A ltro
B) Impianti di pompaggio
C) Rinnovabili
Idroelettrico
Eolico
Fotovoltaico
Geotermico
Biomasse e Rifiuti
D) Totale (A+B+C)
Dati in GWh
2000
218549
26272
97608
85878
8791
6695
51385
44205
563
6
4705
1906
276629
2005
2005-2000
246918
28369
43606
17334
149259
51651
35846
-50032
18207
9416
6860
165
49894
-1491
36067
-8138
2343
1780
4
-2
5325
620
6155
4249
303672
27043
%
13,0
66,0
52,9
-58,3
107,1
2,5
-2,9
-18,4
316,2
-33,3
13,2
222,9
9,8
Rinnov. 16,4%, di cui Idro 11,9%
Evoluzione storica
Potenza
lorda in Italia dal 1934 al 2004
70
Impianti idroelettrici
Potenza efficiente lorda (GW)
60
Impianti termoelettrici
50
40
30
20
10
0
1934
1944
1954
1964
1974
1984
1994
2004
Evoluzione storica
Produzione elettrica dal 1884 al 2004
350
Impianti idroelettrici
Energia elettrica (TWh/anno)
300
Impianti termoelettrici
Energia richiesta
250
200
150
100
50
0
1884
1904
1924
1944
1964
1984
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
45
40
Potenza oraria (GW)
35
Pompe
Serbatoio
Modulata
Termica Conv.
Estero
CIP 6
Acqua fluente
Geotermica
30
25
20
15
10
5
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Il Mercato Elettrico in Italia
Produttori di energia elettrica
Mercato Elettrico
Contratti
Bilaterali
(scambi di
energia)
Scambi di Risorse per il
energia dispacciamento
Grossisti Elettrici
Acquirente Unico
(contratti fornitura)
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
Offerta
Quantità di
equilibrio
MWh
Il Mercato Elettrico
Il Mercato Elettrico
Il Mercato Elettrico
Scambi sul MGP nel 2004-2006
Il Mercato Elettrico
Il Prezzo Unico Nazionale (€/MWh)
Il Mercato Elettrico
Il Prezzo Unico Nazionale 2008 (€/MWh)
Il Mercato Elettrico
Prezzo Unico Nazionale Dic. 2008 (€/MWh)
Il Mercato Elettrico
La Tariffa Media Nazionale (€/MWh)
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
A pprovvigionamenti 2005
Importazioni Contratti annuali
Importazioni Contratti pluriennali
Energia da impianti CIP/ 6
A cquisti sul Mercato
Totale
GWh
4057
14408
20323
118857
157645
%
2,6
9,1
12,9
75,4
100,0
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.
Costo di
acquisto
2004
2005
2006
56,100
66,600
75,700
Costo
Costo
dispacciamento funzionamento
2,700
6,100
7,600
0,040
0,037
0,047
Costo totale
Incremento
58,840
72,737
83,347
23,6
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
Certificati Verdi
Altre forme
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)
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
Viene riconosciuto un contributo in conto
capitale, un finanziamento a tasso
agevolato oppure una detrazione fiscale
Energia ritirata dal GSE
A) CIP 6/ 92
Fonti assimilate
Fonti rinnovabili
B) Impianti mini-idro
C) Eccedenze del. 108/ 97
D) Totale (A+B+C)
2001
47154
38789
8365
2769
3603
53526
2002
49766
41183
8583
2897
1347
54010
2003
2004
50361 52383
40723
42227
9638
10156
2411
3064
1140
1218
53912
56665
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)
2005
50296
40463
9833
0
966
51262
Remunerazione energia CIP 6
2003
A) Fonti assimilate
Imp. nuovi, Fonti fossili
Imp. nuovi, Residui e Recuperi
Impianti esistenti
B) Fonti rinnovabili
idroelettrico >3 MW
A cqua fluente <3 MW
Eolico e geotermico
Fotovoltaico, biomasse e RSU
Potenziamento idroelettrico
C) Totale impianti CIP 6
2004
2005
71,54
98,50
60,07
74,64
100,67
61,85
94,00
120,58
83,73
120,74
96,00
120,50
175,82
86,80
91,82
125,98
100,81
124,86
182,29
90,11
95,88
151,65
120,65
143,78
203,93
108,67
113,29
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
60000
50000
40000
30000
20000
10000
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
0
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 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
N umero Impianti in esercizio al 31.12.20 0 6
(Totale 982 impianti)
2%
3%
4%
La producibilità media è
di circa 800 MWh/MW
16%
9%
65%
1%
Idroelettrico
Geotermico
Eolico
Biogas
Biomasse
Solare
Il 44% della potenza
deriva da potenziamenti,
il 26% da nuova
costruzione, il 16% da
impianti di
cocombustione e il 13%
da rifacimenti parziali.
Rifiuti
Potenza Impianti in esercizio al 31.12.20 0 6
(Totale 7294 M W)
0%
11%
9%
2%
15%
58%
5%
Idroelettrico
Geotermico
Eolico
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
La Situazione futura
N umero Impianti in progetto al 31.12.20 0 6
(Totale 50 5 impianti)
4%
2%
9%
35%
8%
0%
42%
Idroelettrico
Geotermico
Eolico
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
Potenza Impianti in progetto al 31.12.20 0 6
(Totale 80 0 9 M W)
Il 79% della potenza
deriva da nuove
costruzioni e il 15% da
rifacimenti parziali.
1%
13%
0%
1%
19%
0%
66%
Idroelettrico
Geotermico
Eolico
Biogas
Biomasse
Solare
Rifiuti
Il Sistema dei Certificati Verdi
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
10000
641
18552
46758
39606
85337
110000
57804
17890
29806
2002
2003
2004
Offerta CV operatori
2005
2006
Offerta CV GSE
Numero di CV emessi (50 MWh a certificato)
Il Sistema dei Certificati Verdi
140
120
100
80
60
40
20
0
84,18
82,4
2002
2003
97,39
108,92
2004
2005
125,28
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 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
Fonte
Eolica (>200 kWe)
Eolica Offshore
Solare
Coefficiente
1,0
1,1
n.a.
(conto energia)
Geotermica
Moto ondoso e maree
Idraulica
0,9
1,8
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
Biomasse e biogas di cui al punto precedente alimentanti
impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con
riutilizzo dell'energia termica in ambito agricolo
Gas di discarica e gas residuati da processi di
depurazione e biogas diversi da quelli di cui al punto
precedente
1,8
(legge 220/2007)
1,8
(legge 220/2007)
0,8
L’evoluzione dei Certificati Verdi
Tariffa per impianti con potenza inferiore a 1 MW
Fonte
Eolica (<200 kWe)
Solare
Geotermica
Moto ondoso e maree
Idraulica
Rifiuti biodegradabili e biomasse diverse da quelle di cui
al punto successivo
Biomasse e biogas prodotti da attività agricola,
allevamento e forestale da filiera corta
Biomasse e biogas di cui al punto precedente alimentanti
impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con
riutilizzo dell'energia termica in ambito agricolo
Gas di discarica e gas residuati da processi di
depurazione e biogas diversi da quelli di cui al punto
precedente
Tariffa (€/MWh)
30
n.a.
(conto energia)
20
34
22
22
30
n.a.
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
A) 1<P<3 kW
B) 3<P<20 kW
C) P>20 kW
0,40
0,38
0,36
Impianti
parzialmente
integrati
0,44
0,42
0,40
Impianti integrati
0,49
0,46
0,44
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
A) 1<P<20 kW
B) 20<P<50 kW
C) P>50 kW
Totale
Inizio
lavori
4774
839
56
5669
Impianti
Fine
In
lavori esercizio
2057
1402
128
88
6
5
2191
1495
Potenza (MW)
Inizio
Fine
In
lavori
lavori esercizio
33,91
11,26
6,71
40,53
5,12
3,66
32,19
2,32
1,48
106,63
18,70
11,85
 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
Utenze
Eu
Ein
Rete
Ec
Impianto di
produzione
Ep
Eou
t
 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);
La Cogenerazione
Ec
Ee
Ee
Centrale
elettrica
Ec,e
Impianto di
cogenerazione
Et
IRE=
Et
Generatore di
calore
Ec,t
(Ec,e+Ec,t)-(Ec)
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 riprelevata (es. prodotta di giorno, immessa in rete e riprelevata 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)
5%
11%
4%
5%
41%
2%
32%
Imposte
Trasporto
Stoccaggio
Commercializzazione all' ingrosso
M ateria prima
Distribuzione
Commercializzazione al dettaglio
THE END