Le fonti rinnovabili nel sistema elettrico

Le fonti rinnovabili
nel sistema elettrico
Politiche europee e nazionali per la
promozione delle fonti di energia rinnovabile
Annalisa D’Orazio
Roma, 5 marzo 2007
Struttura dell’intervento
Prima parte – fonti rinnovabili e politica
energetica
Seconda parte – analisi fonti rinnovabili nel
settore elettrico, confronto UE-Italia
Terza parte – valutazione delle politiche
pubbliche per favorire lo sviluppo delle
E_FER
2
Fonti rinnovabili e disponibilità energetiche
Mix fonti energetiche a copertura del
fabbisogno totale (BE Eurostat -UE 15 )
6,39%
15,28%
0,32% 14,63%
24,43%
38,95%
Solidi
Petrolio
Rinnovabili
Gas naturale
Nucleare
Saldo estero elettricità
Mix fonti energetiche a copertura del fabbisogno
totale (BEN-MSE 2005 - ITALIA)
5,41%
6,76%
? Obiettivo 2020 dopo le
nuove linee: 20%
? Per aumentare la
sicurezza energetica
8,53%
35,62%
42,67%
Solidi
Petrolio
Saldo estero elettricità
? Obiettivo 2010 prima
delle nuove linee di
politica energetica
gennaio 2007: 12%
? Per ridurre le
emissioni di gas serra
Gas naturale
Rinnovabili
3
Promozione di fonti rinnovabili in usi energetici (UE 15)
Area/settore di
impiego
Quadro
normativo
Obiettivo
quantitativo
Situazione
2005
Valutazione
Condizioni
Trasformazione in
energia elettrica
dir. 2001/77
Anno base 1997
21% al 2010
34% al 2020
19%
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
Trasporti
(biocombustibili)
dir. 2003/30
Anno base 2003
2% al 2005
5,75% al 2010
1,6%
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
Riscaldamento e
raffrescamento
No dir.
specifica
dir. 2002/91
dir. 2006/32
dir. 2003/8
Anno base 1997
12% al 2010
20% al 2020
8,3%
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
4
Promozione di fonti rinnovabili in usi energetici (Italia)
Area/settore di
impiego
Quadro
normativo
Trasformazione in
energia elettrica
30% fabbisogno
18% consumi finali
d.lgs. 79/99
d.lgs. 387/03
decreto 19 feb
2007
Anno base 1997
25% al 2010
15%
exc.import
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
Trasporti
(biocombustibili)
30% consumi finali
dir. 2003/30
Anno base 2003
2% al 2005
5,75%
al 2010
0,004%
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
Anno base 1997
6% al 2010
2,9%
Risorse ?
Industria ?
Regole ?
Riscaldamento e
d.lgs. 192/05 e
raffrescamento
311/06
43% consumi finali DM luglio 2004
Decr. attuativi
finanz.2007
Attuaz. CHP
Obiettivo
quantitativo
Situazione
2005
Valutazione
Condizioni
5
Valutazione progressi E_FER
Anno
base
1997
% 2005
% 2005
tas.norm.
Ob.vo
2010
Previsioni
Valutazione
Comm. UE
Germania
4,5
10,4
10,8
12,5
??
Danimarca
8,7
25,8
27,3
29,0
??
Spagna
19,9
17,2
21,6
29,4
?
UK
1,7
4,1
4,2
10,0
?
Grecia
8,6
9,1
7,7
20,1
?
Francia
15,0
11,0
14,2
21,0
??
Italia
16,0
15,3
16,0
25,0
??
6
Le emissioni di gas serra da combustione
energetica
? L’industria della trasformazione in energia elettrica
e termica contribuisce al 40% delle emissioni
? I settori di consumo di servizi energetici per
l’ulteriore 60%
7
Tecnologie che possono ridurre le emissioni
di gas serra
? Le energie rinnovabili sono una delle
soluzioni possibili
8
Valutazione riduzione emissioni gas serra
Obiettivo
2010
ETS e
meccanismi
Kyoto
Strumenti
aggiuntivi
(es. E-FER)
Ulteriori strumenti
(es. cattura CO)
+4%
Sì
Sì
No
?
-12,5%
Sì
Sì
No
?
Germania
-21%
Sì
Sì
Sì
?
Grecia
+25%
Sì
Sì
Sì
?
Francia e Fin.
0%
Sì
Sì
Sì
?
Finlandia
0%
Sì
Sì
Sì
?
Lussemburgo
-28%
Sì
Sì
Sì
?
Olanda
-6%
Sì
Sì
Sì
?
Spagna
+15%
Sì
Sì
Sì
?
Italia
-6,5%
Sì
Sì
Sì
?
Portogallo
+27%
Sì
Sì
Sì
?
Belgio
-7,5%
Sì
Sì
Sì
?
Austria
-13%
Sì
Sì
Sì
?
Irlanda
+13%
Sì
Sì
Sì
?
Svezia
UK
Previsioni
Valutazione
Comm. UE
9
Parte 2 - Le fonti rinnovabili nel settore
elettrico (l’analisi – fonti: Eurostat, EEA, Terna,GSE)
? Sviluppo delle E_FER in UE
? E_FER tradizionali e nuove
? La posizione dell’Italia nello
?
sviluppo delle diverse fonti
Tendenze e crescita delle
E_FER in Italia
10
Sviluppo produzione elettrica rinnovabile
nell’UE 25
? Forte peso della produzione idroelettrica tradizionale (grandi
impianti), già realizzati prima dell’avvio delle azioni di
promozione UE
11
Generazione elettrica rinnovabile
escluso idro
?Crescita maggiore per biomasse solide ed
eolico. Forte accelerazione per l’eolico
12
Sviluppo della produzione elettrica da fonti
geotermiche nei paesi UE
? L’Italia è leader nella produzione geotemoelettrica
? E’ una tecnologia sviluppatasi già dagli anni ’60 in prevalenza
impianti di una certa grandezza (20-60 MW)
? Sviluppo solo recente della micro-generazione geotermica
13
Sviluppo della produzione elettrica di origine
eolica nei paesi UE 25
?L’Italia è in sesta posizione
14
Sviluppo della produzione elettrica da
biomassa solida nei paesi UE 25
?L’Italia è in dodicesima posizione
15
Sviluppo della produzione elettrica
da biogas nei paesi UE 25
?L’Italia è in terza posizione
16
Sviluppo della produzione elettrica da
mini-idro nei paesi UE 25
?L’Italia è in prima posizione
?Non in altre soluzioni di micro-generazione (es.
solare, geotermia)
17
Sviluppo della produzione elettrica di
origine solare nei paesi UE 25
Svezia
Portogallo
Regno Unito
Francia
Lussemburgo
Austria
Italia
Olanda
Spagna
Germania
1999
2000
2001
2002
2003
2004
?L’Italia è in quarta posizione
18
Sviluppo produzione elettrica
da fonti rinnovabili in Italia (quote %)
0,03%
0,25%
1,77%
8,41%
89,55%
1997
0,03%
0,49%
2,62%
8,98%
87,87%
1998
0,03%
0,77%
3,50%
8,47%
87,23%
1999
Idrica
0,03%
0,03%
0,04%
0,05%
0,05%
0,06%
0,07%
1,10%
3,71%
2,14%
6,98%
2,86%
9,36%
3,04%
10,12%
3,32%
12,33%
12,89%
4,69%
6,16%
9,76%
10,67%
10,60%
72,25%
70,29%
2005
2006*
9,15%
86,01%
2000
Geotermica
4,70%
8,18%
84,96%
2001
Eolica
9,51%
80,61%
2002
11,13%
76,42%
76,75%
2003
2004
Biomasse e rifiuti
Solare
19
Sviluppo produzione elettrica
rinnovabile escl. idro (GWh)
35,0
31,0
27,3
6.720,0
22,6
18,5
16,5
15,1
13,7
820,3
14,5
1.228,8
1.822,3
15,6
1.906,2
563,1
5.637,2
6.154,9
4.493,0
3.422,6
2.587,3
1.178,6
1.404,2
1.458,4
1.846,5
2.343,4
3.210,0
231,7
402,5
117,8
3.905,2
4.213,7
4.402,7
4.705,2
4.506,6
4.662,3
5.340,5
5.437,3
5.324,5
5.527,0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006*
Geotermica
Eolica
Biomasse e rifiuti
Solare
20
Sviluppo potenza installata impianti per la
produzione elettrica rinnovabile escl. idro (MW)
43
34
1.210
31
1.200
26
22
20
19
17,7
16,7
272
119
445
164
559
1997
892
1.192
1.087
740
18,5
685
489
780
874
1.131
1.639
1.870
232
363
664
579
621
627
573
707
707
681
711
711
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Geotermica
Eolica
Biomasse e rifiuti
Solare
21
Parte 3 - valutazione delle condizioni di
politica industriale per favorire lo
sviluppo delle E_FER
? Strumenti economico-finanziari: regimi di
sostegno (incentivi economici allo sviluppo
delle E_FER): tutti i paesi sostengono le
E_FER
? Strumenti di promozione delle attività di
progettazione e investimento
(autorizzazioni, connessione, cooperazione,
ricerca): condizioni di sistema rilevanti
22
Strumenti economico-finanziari – 1 Germania
Determinazione tariffe incentivanti ex
lege.
Elettricità ritirata dal gestore di rete in
“conto energia”
Tariffa decrescente negli anni
Impianti entrati in esercizio o ampia
modernizzazione (costi > 50% nuovo
investimento) entro 1 aprile 2000
Durata tariffa 20 anni
Fonti: idro (<20), biogas, RSU,
biomasse solide, geotermica, solare
(<5MW) e fino a raggiungimento
1000 MW, eolico on shore e off
shore
No impianti proprietà pubblica > 25%
Francia
Determinazione tariffe incentivanti ex
lege
Elettricità ritirata da EdF o distributori
non naz. in “conto energia”
Differenziate per fonti. Durata: da 12
(CHP) a 15 (biomasse, biogas, RSU,
geotermia, mini-impianti) ai 20 anni
(idro, solare)
Gare d’appalto per la realizzazione di
investimenti E_FER (prezzo medio di
vendita a EdF compensato da prezzo
serv. pubbl., recuperato in conto
energia)
Tariffe incentivanti per impianti
entrati in esercizio dal 2000 con
potenza < 12MW
Criteri e valori specifici per fonte.
Ultimo aggiornamento luglio 2006
Gare terminate nel 2005: eolico on
shore, eolico off shore, biomassebiogas
Gara in corso: biomasse-biogas
23
Strumenti economico-finanziari – 2 Spagna
Sistema misto: scelta tra market option e
feed in tariff option
Tariffe incentivanti (tariffa “regolata”) in caso
di energia ceduta al distributore o
premio/incentivo rispetto al prezzo energia
venduta
Elettricità ritirata dal distributore in “conto
energia”
Tariffa e premio: calcolati annualmente
come percentuale della tariffa elettrica
media annua
Percentuale differenziata per capacità di
impianto e per fonte (tariffa regolata 575-9080-70)
Percentuale maggiore primi 25 anni (solare
e idro), 15 (eolico, rifiuti, cogener.
trattamento rifiuti), 20 (geotermico,
biomassa, biogas)
Quattro categorie di impianti:
a. Autoproduttori in cogenerazione;
b. Rinnovabili
b.1 Solari (fotovoltaici);
b.2 Eolici on e off shore;
b.3 Geotermici;
b.4 Idrici (mini-idro e idro >10 e < 50);
b.5-b.7 biomassa-biogas-rifiuti agricoli
c. Residui non in c) (RSU)
d. cogenerazione per trattamento rifiuti (>25MW)
Fino a raggiungimento potenza installata da
programmazione nazionale (es. eolico da
13.000 nel 2000 a 20.000 nel 2006)
Monitoraggio piano e aggiornamento tariffe: ogni 4
anni
Tariffa media annua di riferimento 2004: 72,07
€/MWh
2006: scelta 90% market option per eolico
Regno
Unito
(England
/Wales)
Quota obbligatoria di elettricità rinnovabile
per produttori
Energia venduta ai consumatori finali
direttamente o tramite terzi
Produzione rinnovabile certificata (ROCs)
Alternativa: “buy out price” 46,8 €/MWh nel
2005 (premio 60% rispetto a PUN)
Quota d’obbligo: da 3% 2002 a 10,4% 2010 e
mantenimento fino a 2020
Impianti eligibili: autorizzati prima del dic. 1990 e
non ampiamente rinnovati prima del 1989
Regime particolare per biomasse, RSU e cocombustione
24
Review in corso
Strumenti economico-finanziari – 3 Italia
legge 9/91
Italia
d.lgs.
79/99
Italia
d.lgs.
387/03 e
d.lgs.
CHP
Tariffe incentivanti definite ex lege (prov. Cip6/92 e ss + aggiornamenti Aeeg)
Costo evitato + incentivo
In conto energia
Fonti assimilate non coerenti con dir. 2001/77 e d.lgs 387/03
Convenzioni a scadere a termine domande presentate entro giugno 2005
Quote obbligatorie su produttori e import da 2% a 2,70% (2005). Energia immessa
direttamente in rete o acquistata da terzi.
Energia elettrica certificata (CV)
IAFR: impianti Cip6 e non entrati in esercizio (o pot./rip., rifac., riatt.) dopo 1 apr
’99
Fonti: solare, eolica, idro, geotermica, biomasse*, biogas*, rifiuti*, co-combustione*
Prezzo buy out: fissato da GSE (criterio ex d.lgs. 79/99: costo medio unitario Cip6
rinnovabili – prezzo unitario di cessione): 108,92 €/MWh nel 2005 (premio 86%
rispetto a PUN)
Tariffe incentivanti definite ex lege (luglio 2005 e febbraio 2007) per energia
elettrica da fonte solare. Ritirata da distributore, in conto energia (art. 7).
Prezzi di cessione Aeeg microgenerazione
In attesa chiarezza regime per biomasse, biogas e rifiuti (attuazione artt. 5 e 12
d.lgs. 387/03)
Dovrebbe essere stata sospesa la preferenza accordata da legge 239/04 a
impianti a idrogeno, a celle a combustibile e agli impianti di cogenerazione abbinati
al teleriscaldamento
25
Valutazione delle barriere amministrative
allo sviluppo di E_FER
?Tra i paesi esaminati, l’Italia risulta avere elevate barriere
-
-
di natura amministrativa, derivanti principalmente da
No criteri di localizzazione e coordinamento a livello
nazionale creano forti ritardi nel rilascio delle
autorizzazioni (tempo medio 27 mesi per imp. eolico)
Ripartizione competenze e conflitti tutela territoriopromozione rinnovabili
Problematiche legate alla tempistica e allo sviluppo delle
infrastrutture di rete
26
Indice di attrazione degli investimenti
?Le problematiche localizzative possono far
sì che l’Italia sia meno attraente per gli
investitori (con effetti anche sull’industria)
?Nel 2004-2005 il livello di attrazione degli
investimenti in Italia è stato elevato
soprattutto a motivo dell’elevato prezzo
dell’elettricità rinnovabile
?L’indice stimato dal modello E&Y per i
prossimi anni è mediamente elevato, tuttavia
è opportuno eliminare alcune incertezze
regolamentari
27
Indice di attrazione degli investimenti
28
Suggerimenti e proposte
?Meccanismo quote obbligo maggiormente efficiente:
mette in concorrenza fonti tra loro e premia le forme più
economiche di produzione (market based and
“technology neutral scheme”) rispetto a meccanismi che
fissano specifici incentivi per tecnologia (es. feed in
tariffs)
?E’ vero che il meccanismo ha aumentato l’offerta di
E_FER con elevati costi per i consumatori, ciò è dovuto
anche alle criticità dello schema
?E’ opportuno rivedere alcuni aspetti del meccanismo al
fine di: ridurre i costi per i consumatori; dare maggiore
certezza agli investitori; ridurre il rischio “regolamentare”
in caso di caduta del prezzo all’ingrosso; tenere conto
della nascita di un mercato unitario delle emissioni
29
Suggerimenti e proposte
?Piuttosto che annullare il meccanismo (d.d.l. Ronchi)
occorrerebbe dare certezza agli investitori sugli
obiettivi di lungo termine che si intende raggiungere
(penetrazione E_FER e riduzione delle emissioni) e
del ruolo che il meccanismo delle quote obbligatorie
deve avere (quote obbligo nel lungo termine)
?Correlare il costo dell’obbligo (prezzo CV) al prezzo
all’ingrosso dell’elettricità alla luce dell’ETS e delle
aspettative crescenti dei prezzi finali (costo esterno
delle emissioni, variazioni costo fonti fossili)
?Eventualmente introdurre contratti per differenza di
lungo termine (per tenere conto dei diversi costi delle
tecnologie)
30
Suggerimenti e proposte
?Accelerare l’accesso alla rete e rimuovere le
barriere alle attività di pianificazione
?Sistema centralizzato oggi prevalente: fare
maggiori sforzi per lo sviluppo della generazione
distribuita (usi diretti, efficienza energetica, CHP)
?Tariffe di aggiudicazione e cessione energia
strumenti maggiormente idonei per la
promozione della generazione distribuita
31
Suggerimenti e proposte
?Rafforzare la relazione tra Governo e
amministrazioni locali competenti al fine di costruire
consenso nel processo decisionale di sviluppo delle
rinnovabili e ridurre ritardi e incertezze
?Diffondere sul territorio la conoscenza dei benefici
generati dalla differenziazioni delle fonti e dagli usi
di energie rinnovabili e le informazioni sugli
strumenti di incentivazione
?Spingere verso la cooperazione tra chi realizza il
progetto/impianto e gli operatori di rete (sviluppo ai
fini della connessione)
32