LA TRANSIZIONE ENERGETICA AL 2030: SFIDE E OPPORTUNITÀ

Matteo Giannì

Studi e Monitoraggio di Sistema

Roma, 19 Giugno 2019

RAPPORTO DELLE ATTIVITÀ 2018

IL GSE NEL 2018 IN PILLOLE

Ambiti Meccanismi Attività Quantità

Rinnovabili Elettriche CIP 6 Incentivo ex CV Conti Energia FV TO DM 6/7/2012 DM 23/6/2016 Scambio sul posto Ritiro dedicato

1.300.000 Contratti

800.000 Impianti FER-E

67 TWh energia elettrica

rinnovabile incentivata

Rinnovabili Termiche Efficienza Energetica Conto Termico

Certificati Bianchi CAR

100.000 Richieste

3 Mtep energia fossile

risparmiata

Rinnovabili Trasporti CIC Biometano

6.000 partite di

biocarburanti

11 mln Gcal biocarburanti

Emissioni CO2 EU ETS

Piccoli emittori 139

sessioni d'asta

93 MtCO2 Permessi emissivi

allocati

Costi incentivi Benefici

2,6 mld€ investimenti green

- 45 MtCO2eq gas serra nell’atmosfera

45.000 occupati

- 117 milioni barili di petrolio nella bolletta

energetica nazionale

11,6

1,7

0,6 1,5

FER elettriche

FER termiche - Efficienza

FER trasporti

EU ETS

15,4 mld€

2

Nel 2017 la quota dei consumi finali lordi coperta da fonti rinnovabili calcolata dal GSE è stata pari al 18,3% Secondo le stime preliminari GSE, nel 2018 la quota FER potrebbe attestarsi intorno al 18,1% Da 5 anni la quota dei consumi soddisfatti da rinnovabili è superiore al target 2020 definito dalla direttiva 2009/28/CE, ma negli

ultimi 6 anni i consumi totali da FER sono cresciuti debolmente (tra 20 e 22 Mtep, con tendenza media di circa +0,3 Mtep/anno)

MONITORAGGIO STATISTICO FER

Quota FER dei consumi totali

3 *preliminari

Consumi finali lordi ed energia da FER [Mtep]

13,0% 12,9%

15,4% 16,7% 17,1% 17,5% 17,4%

18,3% 18,1%

8,1% 8,6% 9,2% 9,9%

10,5% 11,2%

12,0% 12,9%

13,8% 15,1%

17,0%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018* 2019 2020

Dato rilevatoTraiettoria PAN

Scenario PNIEC al 2030: 30%

17,4 16,5 19,6 20,7 20,2 21,3 21,1 22,0 21,8

133,3 128,2 127,1 123,9 118,5 121,5 121,1 120,4 120,8

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018*

FER TrasportiFER RiscaldamentoFER ElettricheCFL Complessivi

RINNOVABILI PER REGIONE

4

1,9 Mtep

0,3 Mtep

3,3 Mtep

0,2 Mtep

0,5 Mtep

0,9 Mtep

2,1 Mtep

0,7 Mtep

1,4 Mtep 1,4 Mtep

0,5 Mtep 0,5 Mtep

1,0 Mtep

0,7 Mtep

0,2 Mtep

1,2 Mtep 1,3 Mtep

0,4 Mtep

1,0 Mtep 0,8 Mtep

0,7 Mtep

Idraulica (normalizzata)Eolica (normalizzata)SolareGeotermicaBioenergiePompe di calore

L’installazione e l’utilizzo di impianti FER varia sul territorio italiano sulla base di numerose condizioni quali la ventosità, l’orografia, la disponibilità della fonte energetica e la rigidità climatica. Al nord prevale l’idroelettrico, al sud eolico.

Lombardia, Veneto e Piemonte sono le Regioni che contribuiscono maggiormente al totale FER in Italia.

Dati 2017

0

5

10

15

20

25

30

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

GW

EVOLUZIONE DELLE FERE ELETTRICHE: STATISTICHE

5 *preliminary

18 19 19 20 20 21 21 22 24 27 30

41 47 50 51 51 52 53 54

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Solar BioenergyWind GeothermalHydro

51 54 48 47 54 48 51 48 58

69 77 83 92

112 121 109 108 104 115

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

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2016

2017

2018

0

10

20

30

40

50

60TWh

*

* *

*

Potenza: grande stock di idroelettrico, incremento progressivo dell’eolico e delle bioenergie, crescita esplosiva del FV tra il 2010 e 2013, ora prima fonte

Energia: idro è di gran lunga la prima fonte rinnovabile, con ampie fluttuazioni; FV seconda fonte

Potenza cumulata FER(GW) Produzione elettrica FER (TWh)

FOTOGRAFIA DEL FOTOVOLTAICO ITALIANO NEL 2018

6

Distribuzione regionale della potenza Size (kW) n° MW % n° % MWC<=3 279.681 760 34% 4%3<C<=20 476.396 3.445 58% 17%20<C<=200 54.209 4.244 7% 21%200<C<=1.000 10.878 7.413 1% 37%1.000<C<=5.000 948 2.328 0% 12%P>5.000 189 1.917 0% 10%Total 822.301 20.108 100% 100%

Autoconsumo: 5,1 TWh – 38,3%

N

Distribuzione per settore Statistiche: 822.301 impianti - 20,1 GW

13%

16%

49% 22%

P (MW)

3% 82%

4%

11%

AgricolturaResidenzialeIndustriaTerziario

241 256 373 478 533 611 683 552 528 370 245 267

43% 44% 40%

33% 36% 36% 38% 35%

39% 41% 48% 50%

Produzione netta [22.265 GWh]Produzione netta degli impianti che autoconsumano [13.390 GWh]Autoconsumi [5.137 GWh]% autoconsumo/Pnetta imp. che autoconsumano

EVOLUZIONE ONERE DI INCENTIVAZIONE

7

Scenario di evoluzione dell’onere di incentivazione Asos (mld€)

12,7

14,4

12,5

11,6

11,4

11,2

11,1

11,1

11,0

10,4

10,0

9,4

8,7

7,4

7,1

6,7

5,5

1,9

0,9

0,6

0,6

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

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2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

CIP6SSPRIDDM 23/06/2016DM 6/07/2012TOI ex CVConto Energia

Al 2030 l’onere degli attuali meccanismi di incentivazione potrebbe ridursi a circa 6,7 mld€, principalmente per le scadenze di impianti ex-CV e TO

Dopo il 2030 è attesa una rapida riduzione dell’onere per il termine del Conto Energia FTV

Scenario evolutivo dell’onere ASOS che considera: scadenza dell’incentivazione degli impianti in esercizio e relative rimodulazioni progressivo ingresso di impianti a progetto (DM 23/6/2016 e DM 6/7/2012) e di impianti fotovoltaici in SSP (circa 400 MW) prezzo dell’energia crescente che dai livelli attuali, intorno a 60 € MWh, sale fino a circa 69 €/MWh al 2030, coerentemente con gli

scenari del Piano Energia e Clima

29,8 29,3 28,4 27,7 28,2 27,9 28,5 28,2 27,9 27,5 27,6 27,9 28,1 28,3 28,5 28,6 28,7 28,8 28,9 29,0

24% 27%

31% 33% 33% 34% 34% 34%

36% 37% 38% 39% 40% 41% 42% 45%

47% 50%

53% 55%

0,0 %

10, 0%

20, 0%

30, 0%

40, 0%

50, 0%

60, 0%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Consumi interni lordi di energia elettrica rilevati (Mtep)Consumi interni lordi di energia elettrica previsti (Mtep)Quota FER-E rilevata (%)Quota FER-E prevista (%)

RINNOVABILI ELETTRICHE: OBIETTIVI DEL PNIEC

8

Nella proposta di Piano Energia e Clima l’Italia ha definito uno sfidante obiettivo del 30% nella quota FER dei consumi finali lordi Nel settore elettrico, ambizioso obiettivo del 55% al 2030, a partire dall’attuale 34%

-

10

20

30

40

50

60

70

80

2010

2011

2012

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2027

2028

2029

2030

TWh

Solare Idrica* Eolica* Bioenergie Geotermica

RINNOVABILI ELETTRICHE: OBIETTIVI PER FONTE

9

Crescita potenza FER fino a 93 GW al 2030, con circa 40 GW in più rispetto al 2017. Contributo principale dal solare fotovoltaico (50 GW al 2030, + 30 GW dagli attuali 20 GW), seguito da eolico (18 GW al 2030, +8 GW rispetto agli attuali 10 GW). Contributi anche da eolico offshore (900 MW) e solare CSP (880 MW)

Crescita energia FER fino a 187 TWh al 2030 (113 TWh al 2017). Maggior contributo dal solare (quasi 75 TWh al 2030, +50 TWh dagli attuali 24 TWh), seguito da eolico (40 TWh al 2030, +23 TWh dagli attuali 17 TWh)

*normalizzata (linea tratteggiata), produzione osservata (linea continua)

Contributi attesi e traiettorie di energia FER per fonte Contributi attesi e traiettorie di potenza FER per fonte

0

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60

2010

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2024

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2026

2027

2028

2029

2030

GW

Idrica GeotermicaEolica on shore Eolica off shoreBioenergie Solare FVSolare CSP

RINNOVABILI ELETTRICHE: PRINCIPALI MISURE E ORIENTAMENTI

10

Procedure competitive e PPA per grandi impianti. In una prima fase meccanismi competitivi, principalmente aste, e contratti per differenza a due vie. Successivamente PPA, favorendo soggetti aggregatori della domanda e delineando il ruolo pubblico

Sostenibilità ambientale e concertazione con il territorio. Priorità al fotovoltaico su edifici o su aree non adatte ad altri usi, e coinvolgimento degli enti territoriali sia in termini di obiettivi (burden sharing regionale), sia per individuare aree idonee

Promozione dell’autoconsumo. Autoconsumo da piccoli impianti con esenzione della quota variabile oneri di sistema, con estensione alle comunità energetiche. Perfezionamento ed estensione dell’obbligo di integrazione FER negli edifici. Promozione dell’accumulo in evoluzione allo scambio sul posto

Preservare e ottimizzare la produzione esistente. Semplificazione autorizzativa, in particolare ambientale, per il revamping e repowering. Semplificazione delle procedure di asta delle concessioni idroelettriche, riqualificare impianti nel rispetto dei vincoli ambientali e altri usi dell’acqua

Strumenti ad hoc per tecnologie innovative con interessante potenziale di riduzione dei costi

Isole minori come laboratorio per elevati livelli di penetrazione FER ed elettrificazione dei consumi, anche con progetti pilota con accumuli, integrazione con sistema idrico e trasporto elettrico

CONSULTAZIONE PUBBLICA ON-LINE DEL PNIEC

11

207 Soggetti hanno partecipato alla consultazione

3.491 Risposte fornite (per tematica)

Al 5 maggio 2019 (data di chiusura della piattaforma on-line) hanno partecipato alla consultazione 207 soggetti di cui il 44% sono cittadini, il 29% associazioni di categoria e il 19% imprese. Il 46% delle 3.491 risposte fornire riguarda tre tematiche: FER Elettriche Grandi Impianti, Sicurezza e Infrastrutture e FER Termiche ed Efficienza Energetica.

442

562

371

323

509

291

544

449

FER elettriche distribuite

FER elettriche grandi impianti

Misure di integrazione delle FER nei territori e per l’accettazione pubblica

FER Trasporti

FER Termiche ed Efficienza Energetica

Trasporti ed Emissioni

Sicurezza e infrastrutture

Trasparenza e competitività del mercato, tutela deiconsumatori

92

8

61

40

6

Cittadino

Associazione ambientalista

Associazione di categoria

Impresa

Istituzione

PRIMI PASSI: LA BOZZA DEL DM “FER1”

12

La bozza del nuovo DM incentiva, nel periodo 2019-2021, la generazione elettrica da impianti nuovi, potenziati e oggetto di rifacimento delle fonti cosiddette "mature": fotovoltaica, eolica, idrica e gas di depurazione, per una capacità totale di circa 8 GW (di cui 7,4 GW nuovi)

8 bandi di aste competitive per gruppi di tecnologie (con riserve per ciascuna tecnologia se si verificano alcune condizioni) e registri per gli impianti di minori dimensioni

I proprietari degli impianti offrono una riduzione percentuale della tariffa di base: tra il 2% e il 70% per le aste e fino al 30% per i registri L’incentivo è principalmente nella forma di Sliding FiP ("a due vie": il proprietario restituisce al GSE parte dell’incentivo nel caso Pelettrcità> tariffa) e di FiT (≤250kW); premio per gli impianti fotovoltaici installati su superfici in sostituzione di amianto e premio per autoconsumo

Registri: impianti < 1 MW (FV >20kW) Aste (impianti ≥ 1 MW)

A (Eolico, FV)

A-2 (FV sostituzione

amianto)

B (idro e gas di depurazione)

C (rifacimenti

eolico, idro, gas di depurazione)

770 800 80 80

A (Eolico, FV)

B (Idro, gas di

depurazione)

C (rifacimenti eolico,

idro, gas di depurazione)

5.600 110 500

Gruppi

Potenza (MW)

Specifici requisiti finanziari: Capitalizzazione come dimostrazione di solidità economica e

finanziaria Deposito cauzionale (5% temporaneo, 10% definitivo)

Principali criteri di priorità: Gruppo A: impianti realizzati su discariche e altri siti in disuso Gruppo A-2: impianti realizzati su scuole, ospedali e altre strutture

pubbliche; Impianti abbinati a colonnine di ricarica di auto elettriche Offerta di riduzione della tariffa base (max 30%)

ASTE EOLICHE: PASSATO E FUTURO

13

Aste eoliche – tariffe di riferimento e offerte di riduzione Aumento della % di riduzione offerta

nei 4 bandi di aste eoliche (tutti gli impianti ammessi nel 2916 hanno offerto la massima riduzione del 40%)

Promozione della competitività e riduzione dei costi di sistema

La tariffa risultante dall’ultima asta è confrontabile e può essere anche inferiore al prezzo dell’energia attuale e futuro

89 89 89

66

21

127 127 127

110

70

124 115

93

66

96 103

89

75 63

52 43

63

124 124 124

108

69

2012 session 2013 session 2014 session 2016 session 2019 session

€/M

Wh

Possible range Base tariff Min admitted reduction Max admitted reduction Energy price

Potenza richiesta (MW) 442 982 1.223 1.944 Potenza ammessa (MW) 442 465 368 800 Potenza in esercizio(MW) 346 452 306 118 % in esercizio/ammessa 78% 97% 83% 15%

Incertezza nelle prossime aste: le tariffe base della bozza di DM FER-1 possono essere anche inferiori al prezzo dell’energia

?

LE OPPORTUNITÀ DEL DM 14/2/2017 «ISOLE MINORI»

14

Il decreto stabilisce, in coerenza con il quadro comunitario, gli obiettivi minimi di sviluppo di fonti rinnovabili (elettriche e termiche) nelle isole minori da conseguire al 31 dicembre 2020, nonché le modalità di sostegno degli investimenti necessari al perseguimento dei suddetti obiettivi.

OBIETTIVI DEL DM ISOLE MINORI (*)

PERCHE’ UN DM ISOLE MINORI • Sviluppo di tecnologie di maggior tutela

ambientale • Riduzione dipendenza energetica • Consentire sperimentazioni che possono

fornire spunti anche per la terraferma

Obiettivo potenza FER Obiettivo superficie solare termico

kW elettrici m2

(art.2, comma 1, lett. b) (art.2, comma 1, lett. b)Capraia 180 250Giglio 700 780Ponza 720 870Ventotene 170 200Tremiti 240 290Favignana 900 1.070Levanzo 40 40Marettimo 120 150Pantelleria 2.720 3.130Ustica 280 370Alicudi 20 20Filicudi 80 90Lipari 2.110 2.520Panarea 130 200Salina 580 570Stromboli 220 250Vulcano 300 470Lampedusa 2.140 2.370Linosa 170 210Capri 1.000 4.850Totale 12.820 18.700(*) Le pompe di calore concorrono all’obiettivo relativo alla superficie solare termica, assumendo che ogni kW di

potenza elettrica corrisponda a 2 mq di solare termico

Nel 2017 è stato compiuto un importante passo per l’evoluzione energetica delle isole minori, con il DM 14/2/2017. La delibera ARERA 558/2018/R/EFR ha completato il quadro normativo

Incremento capacità e utilizzo degli accumuli • Maggior utilizzo pompaggi esistenti • 6 GW nuovi grandi accumuli (di cui >50% pompaggi sud-Italia) 10 Mld€ • 15GWh di accumuli distribuiti presso produttori FV (80% domestici),

circa 5 Mld€

IMPATTO SVILUPPO FER-E SU SISTEMA ELETTRICO

15

Sviluppo infrastrutture di rete: Sviluppo RTN, secondo PdS Terna, con incremento interconnessioni e capacità interzonale centro Italia (10 Mld), oltre 25 Mld € investimenti rete distribuzione

Flessibilità dell’ offerta e della domanda • Riserva a scendere da FER-E non programmabili • Ricariche auto elettriche intelligenti nei picchi diurni (50%, 4TWh)

11 16

• Criticità sulla rete (overgeneration >10TWh, congestioni interzonali>3000h, mancati margini di riserva) • Per mitigare criticità necessario pacchetto di misure che richiedono investimenti ingenti e strumenti a supporto:

GRAZIE PER L’ATTENZIONE

MATTEO.GIANNI@GSE.IT WWW.GSE.IT

OBIETTIVI GENERALI DEL PIANO

17

OBIETTIVI 2020 OBIETTIVI 2030

EU ITALIA EU ITALIA (PNIEC)

Energie rinnovabili

Energia da FER nei Consumi Finali Lordi 20% 17% 32% 30%

Energia da FER nei Consumi Finali Lordi nei trasporti 10% 10% 14% 21,6%

Energia da FER nei Consumi Finali Lordi per riscaldamento e raffrescamento + 1,3% anno + 1,3% anno

Efficienza Energetica Riduzione dei consumi di energia primaria rispetto allo scenario PRIMES 2007 - 20% - 24% - 32,5% - 43%

Riduzioni consumi finali tramite regimi obbligatori - 1,5% anno (no trasp.)

- 1,5% anno (no trasp.)

- 0,8% anno (con trasporti)

- 0,8% anno (con trasporti)

Emissioni Gas Serra Riduzione dei GHG vs 2005 per tutti gli impianti vincolati dalla normativa ETS - 21% - 43%

Riduzione dei GHG vs 2005 per tutti i settori non ETS - 10% - 13% - 30% - 33%

Riduzione complessiva dei gas a effetto serra rispetto ai livelli del 1990 - 20% - 40%

Principali obiettivi su energia e clima dell’UE e dell’Italia al 2020 e al 2030