Con la relazione 339/2016/I/EFR del 24 giugno 2016, l'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico fa il punto sullo stato di utilizzo e di integrazione degli impianti di produzione alimentati dalle fonti rinnovabili e degli impianti di cogenerazione ad alto rendimento.
La relazione descrive inizialmente il proseguimento dell'evoluzione del mix produttivo di energia elettrica in Italia, evidenziando la crescente diffusione delle fonti rinnovabili, in particolare non programmabili e della generazione distribuita.
Successivamente il documento descrive il recente sviluppo del sistema elettrico, sia in termini di accesso alle reti elettriche sia in relazione all’evoluzione dei mercati e del dispacciamento, soffermando l’attenzione sugli effetti delle più recenti deliberazioni dell’Autorità.
La relazione riporta poi i dati aggiornati relativi all'impatto degli strumenti di sostegno alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione ad alto rendimento, in termini di quantità di energia elettrica incentivata e di oneri coperti tramite le bollette elettriche. Viene dato spazio anche alle prime considerazioni relative ai Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU) e ai sistemi ad essi equiparati (SEESEU) sulla base dei dati numerici resi disponibili dal GSE.
Infine sono riportati e discussi alcuni dati di dettaglio relativi alla cogenerazione ad alto rendimento.
Tutti i dati numerici riportati nella Relazione derivano da rielaborazioni a partire da dati tratti dalle pubblicazioni di Terna (in relazione al mix produttivo) e dai dati più recentemente resi disponibili dal GSE (in relazione ai regimi commerciali speciali e agli strumenti incentivanti) o da Terna (in relazione al dispacciamento).
I CAMBIAMENTI. Nel 2014 e nel 2015 (sulla base dei dati preliminari disponibili) continuano a essere evidenti i cambiamenti che la struttura del portafoglio di generazione di energia elettrica sta subendo in Italia.
Più in dettaglio:
- le fonti rinnovabili sono sempre più diffuse, sia in termini di potenza installata (circa 51 GW nel 2014 su un totale nazionale di 125 GW, pari al 40,3% a fronte del 24% nel 2004), sia in termini di produzione (circa 121 TWh nel 2014 su un totale nazionale di 280 TWh, pari al 43,1% a fronte del 18% circa nel 2004) e conseguente riduzione dell’incidenza delle fonti fossili;
- assume sempre più rilievo l’incidenza delle fonti aleatorie e in particolare del solare e dell’eolico (circa 22% del totale installato nel 2014 a fronte di poco più dell’1% nel 2004; più del 13% del totale prodotto nel 2014 a fronte di poco meno dell’1% nel 2004);
- gli impianti di produzione di media e piccola taglia sono sempre più rilevanti. Nel 2014 gli impianti di potenza fino a 10 MVA rappresentavano il 20% della potenza installata: circa 15 punti percentuali in più rispetto al 2004. Il loro peso in termini di produzione è passato dal 4,7% del 2004 al 18,6% del 2014, con +4,8 TWh rispetto al 2013.
La produzione lorda di energia elettrica è in riduzione (nel 2014 è pari a 280 TWh rispetto ai 290 TWh del 2013, valori notevolmente inferiori al massimo di 319 TWh raggiunto nel 2008 e ai 303 TWh nel 2004) per effetto del calo nei consumi finali di energia elettrica (dal valore massimo di 319 TWh negli anni 2007 e 2008 sino a 297 TWh nell’anno 2013 e a 291 TWh nell’anno 2014) imputabile soprattutto alla riduzione dei consumi in ambito industriale (da 155 TWh nell’anno 2007 sino a 125 TWh nell’anno 2013 e circa 122 TWh nell’anno 2014): ciò fa sì che l’incidenza delle fonti rinnovabili sulla produzione lorda e sui consumi finali di energia elettrica sia ancora più marcata.
Si sta anche assistendo a una decrescita della potenza installata derivante dalla dismissione o messa in conservazione di impianti termoelettrici anche di elevata taglia, non pienamente compensata dalla nuova installazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili (riduzione di 3,5 GW di impianti termoelettrici tradizionali a fronte di un aumento di 0,67 GW da fonti rinnovabili).
CONNESSIONE ALLE RETI. Per quanto riguarda le connessioni degli impianti di produzione alle reti elettriche, in questi anni si è assistito a una progressiva riduzione del numero di richieste pervenute sia in termine di numero che di potenza: sulle reti di bassa e media tensione, nel 2011 sono state ricevute circa 152.000 richieste per una potenza di 10,8 GW mentre nel 2015 si sono avute circa 50.200 richieste per una potenza di 1,4 GW; sulle reti di alta tensione, nel 2011 si erano registrate 430 richieste per una potenza di 15,9 GW mentre nel 2015 solo 94 richieste per una potenza di 2,2 GW.
In modo analogo, si è registrata una riduzione, sia in termine di numero che di potenza, dei preventivi accettati: sulle reti di bassa e media tensione si sono ridotti da circa 116.700 per una potenza di 4,1 GW nel 2011 sino a circa 39.700 per una potenza di 0,7 GW nel 2015; sulle reti di alta tensione, si sono ridotti da 184 per una potenza di 5,5 GW nel 2011 sino a 42 per una potenza di 0,9 GW nel 2015.
Appare più attenuato, rispetto al passato, il problema della saturazione virtuale delle reti (cioè della prenotazione della capacità di rete non seguita dalla concreta realizzazione di impianti di produzione) particolarmente diffuso in alcune aree del centro-sud. La potenza associata ai preventivi di connessione accettati e validi è attualmente pari a 71,4 GW (di cui 62,8 GW afferenti alla rete di trasmissione nazionale e 8,6 GW alle reti di distribuzione) a fronte dei 150 GW del 2011.
PREZZI SUL MERCATO DEL GIORNO PRIMA. In relazione al profilo dei prezzi sul mercato del giorno prima, si conferma quanto già riscontrato negli anni precedenti e cioè che attualmente i prezzi più alti si formano nelle ore preserali (17-21), ovvero nelle ore in cui cessa progressivamente la produzione fotovoltaica.
Nel 2015, rispetto agli anni precedenti, è stato riscontrato un aumento del PUN medio orario nelle prime ore del giorno e nelle ore centrali e una diminuzione del PUN medio orario nelle ore preserali e serali; comunque, su base media annua, il massimo scostamento positivo rispetto al PUN medio annuo continua a essere più evidente nelle ore preserali, mentre il massimo scostamento negativo, che ancora si presenta nelle ore notturne, continua a essere confrontabile con quello che si registra nelle prime ore del pomeriggio.
PROGRESSIVA RIDUZIONE DEL RENDIMENTO MEDIO DEGLI IMPIANTI TERMOELETTRICI. Si conferma altresì la progressiva riduzione del rendimento medio degli impianti termoelettrici per effetto delle loro nuove modalità di utilizzo: i cicli combinati presentano ora un rendimento medio del 50% a fronte del 55% nel 2004, mentre il rendimento medio degli impianti termoelettrici diversi dai cogenerativi è abbondantemente sceso al di sotto del 40%.
PORZIONE DI CARICO. Si è ormai stabilizzata la porzione di carico soddisfatta dalla generazione distribuita e dalle fonti non programmabili (in particolare impianti eolici e fotovoltaici), nonché le maggiori pendenze del profilo di carico residuo, coperto tramite impianti programmabili, rispetto al profilo di carico complessivo. Nella zona sud, in alcune ore, la produzione da impianti fotovoltaici ed eolici è addirittura superiore rispetto al carico totale (attualmente anche nei giorni lavorativi).
AZIONE REGOLATORIA DELL'AEEGSI. Prosegue l’azione regolatoria dell’Autorità finalizzata a fare in modo che anche gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili non programmabili e di generazione distribuita partecipino attivamente al funzionamento del sistema elettrico, sia attraverso la fornitura dei servizi di rete, sia attraverso la loro responsabilizzazione in termini di bilanciamento. Al riguardo sono stati ottenuti importanti risultati anche in termini di riduzione della cosiddetta quota residua complessiva definita come il prodotto tra lo sbilanciamento e la differenza oraria, in €/MWh, tra il corrispettivo unitario di sbilanciamento e il prezzo zonale orario che sarebbe stato riconosciuto alla stessa quantità di energia elettrica nel caso in cui non ci fossero stati sbilanciamenti. Essa, per l’anno 2015, è stata pari a circa 36 milioni di euro, in netta riduzione rispetto ai circa 41 milioni di euro consuntivati per il 2014 e, soprattutto, rispetto ai 276 milioni di euro del 2012. In più, per effetto delle recenti evoluzioni regolatorie, a partire dal 2015 la richiamata quota residua non è più allocata ai clienti finali ma ai produttori.
Al tempo stesso prosegue l’azione regolatoria finalizzata a fare in modo che i mercati e la regolazione del servizio di dispacciamento consentano di sfruttare le potenzialità e le caratteristiche di tali impianti e che i gestori di rete possano avvalersi di tali impianti per la gestione delle reti elettriche. Ciò consentirebbe l’integrazione e l’ulteriore diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili e della generazione distribuita, garantendo allo stesso tempo la sicurezza del sistema elettrico.
RITIRO DEDICATO E SCAMBIO SUL POSTO. Per quanto riguarda l’accesso ai regimi commerciali speciali (ritiro dedicato e scambio sul posto), si nota una marcata riduzione della quantità di energia elettrica ritirata dal GSE nell’ambito del ritiro dedicato (18 TWh nel 2015 a fronte di 23 TWh nel 2014) per effetto della fuoriuscita volontaria di numerosi impianti, soprattutto eolici di elevata taglia, tuttora in corso. Si rileva altresì un continuo aumento del numero degli impianti, quasi esclusivamente fotovoltaici, che beneficiano dello scambio sul posto (524.600 nel 2015 a fronte dei 480.800 dell’anno precedente).
I COSTI DELL'INCENTIVAZIONE. Complessivamente, per l’anno 2015, si stima che i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili, a consuntivo, siano pari a circa 12,5 miliardi di euro (di cui circa 12,3 coperti tramite la componente A3), in linea rispetto all’anno precedente, per una quantità di energia elettrica incentivata pari a circa 65 TWh. Per l’anno 2015, gli oneri complessivamente a carico del Conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate (in cui vengono versati gli introiti derivanti dalla componente tariffaria A3) sono stati pari a circa 13 miliardi di euro: infatti ai richiamati 12,3 miliardi di euro occorre aggiungere circa 0,5 miliardi riferiti alle fonti non rinnovabili (compresivi degli oneri da versare una tantum per effetto delle risoluzioni anticipate delle convenzioni Cip 6) e circa 0,2 miliardi derivanti da ritiro dedicato e scambio sul posto.
Si stima che per l’anno 2016, i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili siano pari a circa 13,5 miliardi di euro, interamente coperti tramite la componente A3 per effetto del venir meno del meccanismo dei certificati verdi, e che gli oneri complessivamente a carico del Conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate siano superiori a 14,2 miliardi di euro.
In relazione agli anni successivi al 2016 ci si attende una riduzione dell’impatto in A3 derivante dagli strumenti incentivanti: tali oneri dovrebbero stabilizzarsi intorno ai 12,5 miliardi di euro l’anno (ormai quasi tutti imputabili alle fonti rinnovabili).
SISTEMI EFFICIENTI DI UTENZA. Un ulteriore tema affrontato nella Relazione è quello afferente alle qualifiche di SEU o di SEESEU. Sulla base dei dati resi disponibili dal GSE, al 31 maggio 2016 risultano pervenute richieste di qualifica per 22.015 sistemi (il 95% dei quali caratterizzati dalla presenza di impianti fotovoltaici) per una potenza di generazione complessiva pari a circa 7,3 GW. Il 70% delle richieste afferisce a sistemi di potenza inferiore a 20 kW (quasi tutti caratterizzati dalla presenza di impianti fotovoltaici), mentre il 41% della potenza afferisce ai 40 sistemi di potenza superiore a 20 MW. Alla data del 31 maggio 2016 risultano rilasciate 3.703 qualifiche e 3.650 procedure sono in corso di completamento.
COGENERAZIONE AD ALTO RENDIMENTO. Infine, per quanto riguarda la produzione di energia classificata come cogenerativa ad alto rendimento (per la quale le richieste di qualifica sono state presentate al GSE e hanno avuto esito positivo), nel 2014 sono stati prodotti 21,2 TWh di energia elettrica e 27,2 TWh di calore utile, a fronte dei 85,2 TWh di energia elettrica e 56,2 TWh di calore utile afferenti alla totalità della produzione combinata di energia elettrica e calore su scala nazionale. I risparmi conseguiti con la cogenerazione ad alto rendimento sono ora assestati intorno a 9 TWh annui (circa pari a 0,77 Mtep). Una parte dei corrispondenti certificati bianchi è stata oggetto di ritiro da parte del GSE, in alternativa al mercato, comportando costi di ritiro diretto pari a quasi 8 milioni di euro per il 2014, a fronte dei 15 milioni di euro per il 2012 e dei 7 milioni di euro per il 2013, tutti a valere sul fondo alimentato dalle componenti RE e RET delle bollette gas.
