Incentivazioni ed azioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas

1. Incentivazioni ed azioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas Marco Pezzaglia Direzione Mercati Autorità per l’energia elettrica e il gas Modena – 5 marzo 2008

2. Punti chiave per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili • Regime di sostegno • Connessione alla rete • Accesso al mercato • Trasparenza e informazione • Autorizzazioni • Considerazioni obiettivi al 2020

3. Tipi di regimi di sostegno • I regimi di sostegno si suddividono in due macrocategorie • Regimi di mercato (metodi di quantità - certificati verdi) • Regimi amministrati (metodi di prezzo - conti energia) • In Italia convivono entrambi i meccanismi • Certificati verdi • Possibile per tutta la produzione • Il nuovo sistema lavora per impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007 • “Conto energia” per energia immessa • Possibile per la sola produzione di potenza < 1 MW • “Conto energia” per energia prodotta • Possibile per la produzione fotovoltaica

4. Consumata Prelevata Prodotta Rete elettrica Immessa Certificati verdi Conto energia fotovoltaico Conto energia immessa

5. ….. Ma come entrare nei regimi di sostegno ? • Bisogna essere soggetti aventi titolo (produttori da FR rispondenti a certe caratteristiche) • Accesso a quali regimi di sostegno ? • Certificati verdi (possibile per tutti i produttori da FR) • Remunerazione in conto energia “immessa” (possibile solo per impianti di potenza < 1 MW) • Remunerazione in conto energia “prodotta” (possibile solo per impianti fotovoltaici) • Bisogna seguire determinate procedure • Qualificazione IAFR presso GSE (Certificati verdi) • Ancora da definire per remunerazione in conto energia “immessa” • Realizzazione di un impianto fotovoltaico secondo quanto stabilito dal DM 19 febbraio 2007 e accesso alle procedure del GSE

6. La finanziaria 2008 • Per quanto riguarda, in particolare, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il regime di sostegno si basa sull’introduzione dei seguenti elementi: • per gli impianti di potenza fino a 1 MW, regime alternativo tra prezzo onnicomprensivo riconosciuto all’energia elettrica immessa in rete (feed-in tariff) e sistema di certificati verdi • per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, sistema di certificati verdi; • La feed-in tariff è differenziata per fonte, viene stabilita per via ministeriale ed erogata per un periodo pari a 15 anni • Il sistema di certificati verdi (CV) prevede che il CV • sia corrisposto in ragione di ogni MWh prodotto (moltiplicato per un determinato coefficiente aggiornato dal MSE a seconda della fonte primaria utilizzata) • per 15 anni • con un prezzo di riferimento determinato come differenza tra un parametro di riferimento stabilito per via ministeriale (oggi posto pari a 180 €/MWh) e il prezzo medio di ritiro dell’energia elettrica rinnovabile, nell’ambito del “ritiro dedicato” (d.lgs. 387/2003 e deliberazione dell’Autorità n. 280/07)

7. COEFFICIENTI CV • Per i punti 7 e 7bis il coefficiente vale 1,8 • Il CV vale (al massimo) 180€/MWh - Prezzo medio ritiro dedicato anno precedente (2007: 67,12 €/Mwh) = 112,88 €/MWh

8. CONTO ENERGIA EI • Per i punti 7 e 7bis l’entità vale 30

9. La remunerazione dipende da diversi fattori • Coefficienti moltiplicatici e valori della remunerazione omnicomprensiva possono essere aggiornati ogni 3 anni (con decreto MSE) “assicurando la congruità della remunerazione” • Il prezzo medio del “ritiro dedicato” è il prezzo medio aritmetico dei prezzi di vendita nella borsa elettrica dell’anno precedente • Il conto energia fotovoltaico è “ad esaurimento”… fino a nuovo decreto (anche se attualmente c’è ancora spazio …)

10. Sviluppi regolatori

11. Capiti i regimi di sostegno bisogna ora realizzare l’impianto …….. • Autorizzazioni • Connessione alla rete

12. Autorizzazioni • Il percorso autorizzativo è dimostrato essere uno dei maggiori scogli per lo sviluppo dello sfruttamento delle rinnovabili • Il monitoraggio del corretto sviluppo del mercato rientra tra i compiti dell’Autorità • Autorità non è direttamente incaricata dalla materia autorizzativa, ma interessata al fine di vigilare sulle condizioni per la promozione della concorrenza e dell’efficienza della produzione

13. Connessione alla rete • Nell’anno 2007 l’Autorità ha: • regolato la connessione alle reti di bassa tensione (con corrispettivi scontati per le fonti rinnovabili • (lo stesso approccio era già stato adottato in precedenza per le connessioni in media e alta tensione con la deliberazione n.281/05) • elaborato una bozza di testo unico per la connessione degli impianti di produzione alle reti elettriche (prospettando una semplificazione per le connessioni in media tensione in linea con le regole della bassa tensione) PUBBLICATO RECENTEMENETE IL NUOVO SCHEMA DI TESTO INTEGRATO PER LA CONNESSIONE DEI PRODUTTORI • Proseguito il lavoro già avviato nel 2004 al fine pervenire alla compilazione di una regola tecnica di connessione che possa costituire un riferimento unico a livello nazionale. • avviato un’istruttoria conoscitiva per verificare l’effettivo grado di rispetto delle sue disposizioni da parte delle imprese distributrici (risultati Delibera VIS 8/08) • Da non dimenticare che l’Autorità è intervenuta anche a regolare le condizioni per lo svolgimento dell’attività di misura dell’energia elettrica PRODOTTA - deliberazione n.88/07 (dato essenziale per l’ottenimento di alcune forme di incentivazione – quali il CV e il conto energia fotovoltaico)

14. TICA : Testo Integrato Connessioni Attive • Regole distinte tra: • rete di distribuzione • (a cui devono essere rivolte le richieste per impianti < 10 MW) • rete di trasmissione • (a cui devono essere rivolte le richieste per impianti < 10 MW) Per la rete di distribuzione e per le FER e la CAR: • Si svincola il costo effettivo della soluzione di connessione dal corrispettivo di connessione • La discrezionalità necessaria ai distributori per la definizione della soluzione per la connessione ha portato a numerosi contenzioni • Si adotta un corrispettivo convenzionale articolato in: • corrispettivo unitario in potenza (€/kW) • corrispettivo unitario misto (€/(kW*km))

15. TICA : Testo Integrato Connessioni Attive • Struttura dei corrispettivi • Vale sempre il concetto di “potenza ai fini della connessione” • PFC = P richiesta – P eventualmente già disponibile

16. TICA : Testo Integrato Connessioni Attive • Sono state riviste le tempistiche e il quadro degli indennizzi automatici • [da completare]

17. Consumata Prelevata Prodotta Rete elettrica Immessa Certificati verdi Conto energia fotovoltaico Conto energia immessa Accesso al mercato • L’energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile può accedere al mercato secondo diverse modalità • Accesso diretto al mercato (attraverso la borsa elettrica oppure mediante cessione diretta a traders) • Accesso “indiretto” mediante il regime di “ritiro dedicato”

18. Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (1) • Il soggetto competente per il ritiro dedicato è il GSE che agisce come: • Acquirente dell’energia elettrica prodotta e immessa • Utente del dispacciamento in immissione per le unità di produzione interessate • Utente del trasporto in immissione per l’energia elettrica prodotta e immessa • I gestori di rete continuano ad operare un ritiro “fisico” dell’energia elettrica • Ma non ricoprono più alcun ruolo “attivo” e quindi vengono sgravati da tutti i compiti che la 34/05 aveva loro affidato • Il regime dedicato rimane un regime opzionale • Una volta scelto però implica il trasferimento completo al GSE delle responsabilità dell’accesso al sistema elettrico (mercato e servizi) • Il ritiro dedicato è regolato tra GSE e produttore sulla base di una apposita convenzione predisposta dal GSE e positivamente verificata dalla Direzione Mercati • La convenzione è a titolo oneroso: 0,5% del controvalore dell’energia ritirata fino a un massimo di 3.500 euro

19. Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (2) • QUINDI: • Si agisce secondo un modello in cui il GSE ritira l’energia e si sostituisce in tutto e per tutto al produttore per l’accesso al sistema elettrico dell’energia elettrica prodotta (NB: lo schema però non è incentivante, è solo “semplificante”) • Il GSE sostiene costi in qualità di • Operatore di mercato (in quanto cede l’energia elettrica ritirata nel sistema delle offerte) • Utente del dispacciamento in immissione • Utente del trasporto in immissione • Soggetto “ritiratore” dell’energia prodotta • Il GSE ha un ricavo derivante dalla vendita dell’energia elettrica ritirata nel sistema delle offerte • Il GSE ribalta con la convenzione i costi sostenuti per l’accesso al sistema elettrico dell’energia ritirata (costi relativi al ruolo assunto di operatore di mercato, utente del dispacciamento e utente del trasporto) • La parte eventualmente non coperta dal ribaltamento va in A3

20. Sintesi del nuovo schema di ritiro 387 (3) • Per la regolazione economica dell’energia elettrica • Non si prevede più un contratto di tipo bilaterale come prima tra produttore e distributore al prezzo di cessione (approssimazione del PUN) con conseguente pagamento della CCT (secondo schemi di sconto per potenza). Il prezzo di ritiro complessivo approssimava il prezzo di vendita zonale ma in un modo molto articolato • Il ritiro “a condizioni di mercato” stabilite dal d.lgs 387 è realizzato mediante il riconoscimento del prezzo (zonale) orario • È mantenuto l’impianto dei prezzi minimi garantiti per i piccoli produttori (< 1 MW) – differenziati per fonte • Per quanto riguarda il dispacciamento in immissione, il GSE è responsabile dei punti di dispacciamento relativi alle unità di produzione che si avvalgono del ritiro dedicato e per le medesime presenterà le relative offerte di vendita • Introdotte regole per il ribaltamento degli oneri di sbilanciamento per le unità di produzione programmabili

21. Quale prevedibilità del prezzo di ritiro ?

22. Prendendo ad esempio ….. • Un impianto di 3 MW con producibilità annua di 5 GWh • Ore di produzione nell’anno a piena potenza: 1667 • Ore medie giornaliere di produzione: 5 • L’esempio fa riferimento ad un produttore in grado di gestire la produzione in termini di quantità e tempo • ….. ma costituisce anche la base per le valutazioni nel caso di un produttore che può conoscere con una certa determinazione quando si verificherà la produzione

23. 2005

24. 2006

25. 2007

26. 2005-2006-2007 • Esiste una ripetibilità dell’intervallo di massimizzazione del ricavo • Derivante in sostanza dalla ripetibilità della curva di carico • È possibile, note le proiezioni del prezzo medio ai clienti finali, una valutazione di quello che sarà il prezzo zonale • Possono influire su questo sensibili variazioni nel parco di produzione nella zona interessata

27. Trasparenza e informazione • L’Autorità ritiene di particolare importanza la trasparenza e l’informazione delle condizioni per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili • A tal riguardo, con la deliberazione n.312/07 ha adottato disposizioni verso il GSE in materia di informazione sulle disposizioni normative e sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento. In particolare, l’Autorità ha ritenuto di: • prevedere che il GSE, in collaborazione con la Direzione Mercati dell’Autorità per le parti di propria competenza, predisponga delle guide di carattere informativo finalizzate a pubblicizzare le disposizioni normative e regolatorie in materia di fonti rinnovabili e cogenerazione ad alto rendimento, nonché sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico delle predette tipologie di produzione di energia elettrica; • di attivare, presso il GSE, un Servizio di informazione diretto, o contact center, sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento • Entrambi i servizi saranno attivi dall’1 marzo 2008

28. Obiettivi al 2020

29. Interazioni obiettivi 3x20% Limitato dal proprio potenziale Obiettivo RE (C-D)/C C Energia Fabbisogno SENZA interventi di efficienza energetica Fabbisogno primario D Consumo finale B = f(C-D) B Fabbisogno CON interventi di efficienza energetica Sfruttamento FER CON incrementi Limitato dal proprio potenziale Obiettivo FER A/B A Sfruttamento FER SENZA incrementi Tempo altri interventi (CCS) Contributo RE alla rioduzione CO2 Contributo FER alla rioduzione CO2 + Obiettivo Emissioni +

30. Obiettivi europei • Il 23 gennaio 2008 è stata resa nota la bozza di nuova direttiva per la promozione dello sfruttamento delle fonti rinnovabili. • All’Italia spetta un obiettivo al 2020 pari al 17% del fabbisogno di energia misurata al consumo (10% di copertura del fabbisogno dei trasporti con biocombustibili). • Si mettano a confronto: • Gli obiettivi europei • Il potenziale italiano (come stimato dal Governo e reso pubblico con il proprio position paper lo scorso settembre 2007) • Le previsioni di evoluzione del fabbisogno energetico italiano (dati rilevati dal rapporto European Energy and Transports – trends to 2030 (updates 2005) pubblicato dalla Commissione europea

31. Potenziali massimi teorici (position paper Governo italiano Settembre 2007)

33. Interazione con gli obiettivi europei • Se si mettono a confronto le previsioni di evoluzione del fabbisogno energetico italiano (dati rilevati dal rapporto European Energy and Transports – trends to 2030 (updates 2005) pubblicato dalla Commissione europea si osserva che: • con l’ipotesi di raggiungere l’obiettivo del 10% di copertura del fabbisogno di consumo dei trasporti con il potenziale da biocombustibili indicato dal Governo • il raggiungimento della quota del 17% passa dal pieno sfruttamento del potenziale massimo teorico stimato dal Governo • È possibile ricorrere ad una minore necessità di sfruttamento del potenziale massimo teorico se saranno adottate ingenti misure di risparmio energetico

34. Impatto sul settore elettrico • La traduzione “elettrica” degli obblighi sarebbe la seguente:

35. Obiettivi al 2020 – Costi/benefici • Rapporto costo/benefici: • La CE, nel suo impact assessment valuta che, nella condizione ottimale, l’onere del raggiungimento degli obiettivi di rinnovabile e riduzione di gas serra peserà, al 2020 per: • 0,51% (medio) del PIL della UE (70-75 Miliardi di euro) • che per l’Italia 0,49% PIL Italia (8 Miliardi di euro) • Impatto UE: circa 150 euro/cittadinoUE *anno • Benefici: • 50 Miliardi euro/anno di risparmio spesa petrolifera (con particolari ipotesi) • Tra 500 e 1300 Miliardi di euro di risparmio in termini di ricadute “sanitarie” • Ulteriori ricadute positive in termini di benefici “industriali” • I benefici sembrano compensare ampiamente i costi, però: • apparirebbe opportuna una stretta azione di monitoraggio

36. Conclusioni • Obiettivi molto ambiziosi che necessitano di sforzi rilevanti in tutti i settori interessati • Azioni tra loro interagenti • La sfida è calibrare le singole azioni nazionali in un’unica azione di ottimizzazione al fine di raggiungere gli obiettivi al minimo costo per i consumatori

37. Grazie per l’attenzione Marco Pezzaglia Autorità per l’energia elettrica e il gas Direzione Mercati Responsabile Unità Fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale (Unità FPA) Tel. 02.65565.271 (336) mpezzaglia@autorita.energia.it