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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

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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

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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

Prodotta

Immessa

Prelevata

Consumata

Rete elettrica

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

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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)

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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

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CONTO ENERGIA EI

Per i punti 7 e 7bis l’entità vale 30

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La remunerazione dipende da diversi fattoriCoefficienti 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 …)

Sviluppi regolatoriSviluppi regolatori

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Capiti i regimi di sostegno bisogna ora realizzare l’impianto ……..

Autorizzazioni

Connessione alla rete

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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

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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)

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TICA : Testo Integrato Connessioni AttiveRegole 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))

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Regole per il corrispettivoFER e CAR

Corrispettivo determinato convenzionalmente sulla base dei costi medi per la connessione

Fonti tradizionali Corrispettivo a “costo documentato”

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TICA : Testo Integrato Connessioni AttiveStruttura dei corrispettivi

CM importo €/(kW*Km) 11

CP importo €/kW 5

CRF importo fisso € 50CRV importo variabile €/kW 0,5

Corrispettivi per la connessione di impianti di produzione di energia elettrica

Corrispettivo unitario misto

Corrispettivo unitario potenza

Corrispettivo per richiesta connessione

Vale sempre il concetto di “potenza ai fini della connessione” PFC = P richiesta – P eventualmente già disponibile

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TICA : Testo Integrato Connessioni Attive

Sono state riviste le tempistiche e il quadro degli indennizzi automatici

È stata razionalizzata la procedura

È stato razionalizzato il criterio alla base delle comunicazioni: Ricevimento (il momento da cui parte un termine) Invio (il momento in cui si compie un’azione entro un

certo termine)

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Richiesta di connessione

Data ricevimento richiesta

Data invio

Invio preventivo

30 GL + 1 g per ogni 150kW eccedente i primi 100kW

Accettazione preventivo

Data ricevimento

Data invio

30 GL

Presentazione richieste

autorizzazioni

Documenti utili per

autorizzazioni

Autorizzazioni in proprio da parte del SR

Inizio lavori impianto produzione

Completamento connessione

30 GL 90 GL

+ 15G/km linea MT

+ 30G/lm linea AT

+ 90 G/km linea AT-cavo

LS

LCComunicazione ultimazione lavori

Comunicazione ultimazione lavori

Attivazione connessione

20 €/g

20 €/g

10 G20 €/g

Max (20 €/5% corrispettivo)

giorno

120 giorni max

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Procedure sostitutiveDi carattere amministrativoIntervengono su due profili

Elaborazione del preventivo Dopo 60 giorni di ritardo

Realizzazione della connessione Dopo 120 giorni di ritardo

Passi della procedura sostituiva Il distributore deve inviare all’Autorità tutta la

documentazione utile per il profilo in esame AEEG verifica la mancanza di cause di ritardo “esterne”

al distributore AEEG dispone l’esecuzione delle attività

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Realizzazione in proprio della connessionePer gli impianti FER connessi a tensione > 1 kV è

sempre possibile richiedere la realizzazione in proprio della connessione

Accettazione preventivo

Indicazione di voler realizzare in proorio la

connessione

Documenti utili per la

realizzazione in proprio

10 GL

Comunicazione ultimazione lavori

Collaudo e attivazione connessione

20 €/g

20 GL

20 €/g

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Connessione cogenerazione ad alto rendimentoHa gli stessi diritti delle FER

All’atto della richiesta: dichiarazione 42/02 Per i successivi anni, per ciascun anno in cui non si

verifica la condizione di CAR Restituzione del 30% del corrispettivo a “costo

documentato” Per un massimo di 4 anni

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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”

Prodotta

Immessa

Prelevata

Consumata

Rete elettrica

Certificati verdi

Conto energia fotovoltaico Conto energia immessa

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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

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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 diOperatore di mercato (in quanto cede l’energia elettrica ritirata nel

sistema delle offerte)Utente del dispacciamento in immissioneUtente del trasporto in immissioneSoggetto “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

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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

Quale prevedibilità del prezzo di Quale prevedibilità del prezzo di ritiro ?ritiro ?

27

Prendendo ad esempio …..

Un impianto di 3 MW con producibilità annua di 5 GWh

Ore di produzione nell’anno a piena potenza: 1667Ore 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

20052005ora PUN CALB CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

1 31,3 32,2 31,1 31,2 31,0 33,8 32,3 31,22 28,9 29,9 28,7 28,8 28,7 31,5 30,1 28,83 28,4 29,4 28,1 28,2 28,1 30,8 29,7 28,24 30,4 31,2 30,2 30,3 30,2 32,8 31,9 30,35 36,0 36,7 35,8 35,9 35,7 38,4 37,5 35,96 46,7 47,6 46,6 46,7 46,2 48,8 49,1 46,77 60,8 61,9 60,8 61,0 60,2 62,5 64,3 61,08 74,2 75,6 74,4 74,6 73,3 75,4 78,8 74,69 83,6 85,4 84,0 84,4 82,5 84,4 89,2 84,4

10 84,1 85,8 84,5 84,9 82,9 84,7 89,9 84,911 79,1 80,7 79,5 79,9 77,8 80,1 84,6 79,912 74,3 75,7 74,6 75,0 73,2 75,4 79,2 75,013 70,7 71,9 70,9 71,3 69,8 72,0 75,1 71,314 71,9 72,7 72,0 72,4 71,0 72,9 75,7 72,415 74,4 75,2 74,4 75,0 73,5 75,4 78,5 75,016 75,3 76,3 75,4 76,1 74,3 76,5 80,2 76,117 75,3 76,5 75,2 76,1 74,0 76,6 81,2 76,118 73,1 74,9 73,0 74,1 71,4 74,9 81,2 74,119 68,9 70,9 68,9 69,9 67,1 70,9 77,8 69,920 62,2 64,0 62,2 63,1 60,5 64,6 70,1 63,121 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,022 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,023 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Prezzi medi nell'intervallo di produzione

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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 25 26

prima ora intervallo produzione

pre

zzo

med

io u

nit

ario

inte

rval

lo d

i pro

du

zio

ne

(€/M

Wh

)

PUN

CALB

CNOR

CSUD

NORD

SARD

SICI

SUD

20062006ora PUN CALB CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

1 43,7 43,8 43,6 43,6 43,1 49,2 44,9 43,62 41,4 41,5 41,3 41,3 40,8 47,0 42,8 41,33 40,7 40,7 40,6 40,5 40,2 46,5 42,2 40,54 42,9 42,8 42,7 42,7 42,4 48,8 44,5 42,75 49,0 48,9 48,7 48,7 48,4 55,5 50,7 48,76 60,1 60,2 59,9 59,9 59,5 66,5 62,3 59,97 76,7 77,0 76,6 76,6 76,1 82,4 79,8 76,68 93,4 94,0 93,5 93,6 92,5 98,3 97,3 93,69 106,1 106,9 106,3 106,5 105,1 109,6 110,7 106,4

10 106,3 107,4 106,7 106,8 105,0 109,9 112,1 106,811 99,2 100,3 99,6 99,7 97,9 103,5 105,2 99,712 91,5 92,4 91,8 91,8 90,4 96,1 96,9 91,813 85,7 86,3 85,9 85,9 84,6 90,6 90,4 85,914 88,9 89,4 89,2 89,2 88,0 93,4 92,7 89,215 93,7 94,4 94,1 94,1 92,7 98,2 97,3 94,116 96,1 97,5 96,9 96,9 94,8 101,4 100,4 96,917 95,4 97,7 96,2 96,3 93,6 101,4 101,4 96,218 91,8 94,8 92,6 92,6 89,8 98,4 99,8 92,619 85,6 89,0 86,5 86,5 83,4 92,3 94,6 86,520 77,0 79,8 77,5 77,5 74,9 84,8 85,6 77,521 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,022 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,023 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Prezzi medi nell'intervallo di produzione

0

20

40

60

80

100

120

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 25 26

prima ora intervallo produzione

pre

zzo

me

dio

un

ita

rio

inte

rva

llo d

i pro

du

zio

ne

(€

/MW

h)

PUN

CALB

CNOR

CSUD

NORD

SARD

SICI

SUD

20072007ora PUN CALB CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

1 35,7 35,5 35,5 35,6 35,2 39,7 38,4 35,62 32,2 32,0 32,0 32,0 31,7 36,7 35,0 32,03 31,6 31,3 31,3 31,4 31,2 36,3 34,4 31,44 35,2 34,9 34,9 34,9 34,8 40,0 38,0 34,95 42,8 42,6 42,6 42,6 42,3 47,4 45,7 42,66 55,6 55,8 55,6 55,6 54,9 59,7 59,2 55,67 73,9 75,3 75,0 75,1 72,3 77,6 79,7 75,18 91,4 94,3 93,7 93,9 88,9 94,7 99,5 93,99 103,5 107,8 106,9 107,2 100,1 106,6 113,6 107,2

10 103,4 108,3 107,3 107,6 99,3 106,8 115,0 107,611 95,4 99,6 98,6 98,9 91,9 98,4 106,1 98,912 86,8 90,0 89,0 89,3 84,0 89,7 96,2 89,313 81,8 84,5 83,7 83,9 79,4 84,6 90,5 83,914 86,1 88,9 88,3 88,5 83,5 88,7 94,6 88,515 92,0 95,5 95,0 95,3 88,7 95,1 102,1 95,316 95,5 99,9 99,5 99,9 91,2 99,7 107,7 99,917 95,3 100,6 99,9 100,6 89,9 100,8 110,7 100,618 91,5 96,7 96,0 96,8 85,7 97,8 109,0 96,819 85,1 89,4 88,8 89,5 79,7 91,3 102,4 89,520 75,9 79,2 78,6 79,2 71,5 81,3 91,5 79,221 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,022 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,023 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Prezzi medi nell'intervallo di produzione

0

20

40

60

80

100

120

140

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 25 26

prima ora intervallo produzione

prez

zo m

edio

uni

tario

inte

rval

lo d

i pr

oduz

ione

(€/M

Wh)

PUN

CALB

CNOR

CSUD

NORD

SARD

SICI

SUD

2005-2006-20072005-2006-2007PUN-MP PUN CALB CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

2007 76,88 103,4 108,3 107,3 107,6 100,1 106,8 115,0 107,62006 80,01 106,3 107,4 106,7 106,8 105,1 109,9 112,1 106,82005 63,15 84,1 85,8 84,5 84,9 82,9 84,7 89,9 84,9

2006/2005 1,27 1,26 1,25 1,26 1,26 1,27 1,30 1,25 1,262007/2006 0,96 0,97 1,01 1,01 1,01 0,95 0,97 1,03 1,01

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

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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

Obiettivi al 2020Obiettivi al 2020

Interazioni obiettivi 3x20%

Tempo

Energia Fabbisogno SENZA interventi di efficienza energetica

Fabbisogno CON interventi di efficienza energetica

Sfruttamento FER SENZA incrementi

Sfruttamento FER CON incrementi

Limitato dal proprio

potenziale

Obiettivo RE (C-D)/C

Limitato dal proprio

potenziale

Obiettivo FER

A/BA

B

C

Contributo RE alla rioduzione

CO2

Contributo FER alla rioduzione

CO2+

altri interventi

(CCS)Obiettivo Emissioni

Fabbisogno primario

Consumo finale

D

B = f(C-D)

+

35

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

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Potenziali massimi teorici (position paper Governo italiano Settembre 2007)

Power (MW) Energy (TWh) Power (MW) Energy (TWh)

Hydro > 10 MW 14.920 28,50 16.000 30,72

Hydro < 10 MW 2.405 7,50 4.200 12,43

Hydro 17.325 36,00 20.200 43,15On-shore 1.718 2,35 10.000 18,40

Off-shore 0 0,00 2.000 4,20

Wind 1.718 2,35 12.000 22,60Building integrated Pv plants 27 0,03 7.500 9,00

Power PV plants 7 0,01 1.000 1,20

Solar Thermodynamic 0 0,00 1.000 3,00

Solar 34 0,04 9.500 13,20Traditional geothermic 711 5,32 1.000 7,48

New generation geothermic 0 0,00 300 2,24

Geothermal 711 5,32 1.300 9,72Crops and other agro-industry waste 389 2,34 769 5,00

Biodegradabel portion of RSU 527 2,62 800 4,00

landfill gas, sewage treatment, plant gas and biogas 285 1,20 492 3,20

dedicated energy crops 0 0,00 354 2,30

Biomass, Landfill gas and Biological purification 1.201 6,16 2.415 14,50Wave and Tidal 0 0,00 800 1,00

Total 20.989 49,87 46.215 104,17Primary energy replaced (MTOE) 4,29 8,96

Energy (TJ) Energy (TWh) Energy (TJ) Energy (TWh)

Geothermal 8.916 0,21 40.193 0,96Solar heating 1.300 0,03 47.000 1,12

Biomass for civil sector 57.820 1,38 233.333 5,57

Cogeneration (+ district heating) 21.000 0,50 156.600 3,74

Total Biomass 78.820 1,88 389.933 9,31Biofuels 12.600 0,30 25.600 0,61

Biofuels for import 0 0,00 150.400 3,59

Total Biofuels 12.600 0,30 176.000 4,20TOTAL 101.636 2,42 653.126 15,59

Primary energy replaced (MTOE) 2,42 15,59

Total Primary Energy Replaced (MTOE) 6,71 24,55

Electricity

Heating, Cooling and Biofuels

2005 2020

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Consumo interno lordo di energia (kTep)

Consumo finale di

energia per trasporto

(kTep)

Consumo finale di energia (kTep)

Obbligo complessivo

Obbligo energia

trasporto

Obbligo residuo

17% 10% -2005 180.988 43.441 132.648 22.550 4.344 18.2062010 186.530 44.101 137.666 23.403 4.410 18.9932015 195.464 43.637 142.706 24.260 4.364 19.8962020 200.894 43.814 147.738 25.115 4.381 20.734

4.200 20.351

Potenziali massimi teorici. Si suppone che che il potenziale di biocombustibile (4,2 Mtep) vada tutto per la copertura dell'obbligo del 10% di copertura del fabbisogno per il trasporto. Il potenziale massimo teorico residuo (8,96 Mtep derivanti dalla produzione di energia elettrica - per circa 50 TWh - e 11,39 Mtep derivanti da usi termici) deve soddisfare l'obbligo residuo.

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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

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

Produzione destinata al comsumo

Import ConsumoProduzione

da rinnovabile

% sul consumo lordo di

elettricità

% sulla produzione di

energia elettrica

2006 292.474 44.984 337.458 52.272 15,5% 17,9%2016 370.000 50.000 420.000 - 2020 403.017 50.000 453.017 104.017 23,0% 25,8%

(Dati in GWh)

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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

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Conclusioni

Obiettivi molto ambiziosi che necessitano di sforzi rilevanti in tutti i settori interessati

Azioni tra loro interagentiInterazioni obiettivi 3x20%

Tempo

Energia Fabbisogno SENZAinterventi di efficienza energetica

Fabbisogno CONinterventi di efficienza energetica

Sfruttamento FER SENZAincrementi

Sfruttamento FER CONincrementi

Limitato dal proprio

potenziale

Obiettivo RE (C-D)/C

Limitato dal proprio

potenziale

Obiettivo FER

A/BA

B

C

Contributo RE alla rioduzione

CO2

Contributo FER alla rioduzione

CO2+

altri interventi (CCS)

Obiettivo Emissioni

D

B = f(C-D)

+

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

Grazie per l’attenzioneGrazie per l’attenzione

Marco PezzagliaMarco Pezzaglia

Autorità per l’energia elettrica e il gasAutorità per l’energia elettrica e il gas

Direzione MercatiDirezione Mercati

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