Regolazione&mercato pv
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Il post incentivi: implicazioni di regolazione e di mercato elettrico
Il fotovoltaico in Italia oltre il conto energia SolarExpo, Convegno nazionale di apertura
Milano, 8 Maggio 2013
Tommaso Barbetti Partner eLeMeNS
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La SEN e il nuovo fotovoltaico: 1 GW annuo?
2.326
9.303
3.577
1.850
650 813 1.138 1.300 1.138
813 650 1,9
10,8
18,8
21,7 23,3
24,2 25,5
27,1 28,7 29,9 30,9
0
5
10
15
20
25
30
35
0
1.000
2.000
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5.000
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9.000
10.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
TWh
MW an
nui in
stall
ati
[Fon
te: eL
eMeN
S]
PV Domanda
2010-2013
2014-2020
CAGR medio
+ 128%R + 0%R
+ 4,5%R + 1%R
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Market parity e Grid parity
MARKET PARITY
Configurazione Remunerazione
PURE GENERATION L’impianto opera
esclusivamente in funzione di cedere energia elettrica
in rete
Ricavi derivanti dalla cessione di energia
elettrica in rete
Modello Prezzo di Riferimento
PREZZO WHOLESALE Prezzi zonali orari nel caso di cessione diretta in rete Prezzo Unico Nazionale
(PUN) nel caso di cessione tramite bilaterali
GRID PARITY
INTERAZIONE CON CONSUMI
L’impianto opera principalmente per coprire il
fabbisogno di un’utenza
Mancati costi di acquisto di energia elettrica dalla
rete
PREZZO RETAIL Prezzo dell’energia elettrica
pagato dal consumatore, comprensivo degli elementi fiscali e parafiscali (oneri di
sistema, T&D, ecc)
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
I riferimenti di prezzo di Grid Parity e Market Parity
Prezzo dell’energia all’ingrosso
Mark
et p
arity
Gr
id p
arity
Fiscalità
Oneri di sistema
Servizi di rete
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Regolazione: il quadrato semiotico del fotovoltaico
CON INCENTIVI
SENZA INCENTIVI
INTERAZIONE CON CONSUMO
PURE GENERATION GRANDE
IMPIANTO A TERRA
IMPIANTO INTEGRATO
MARKET PARITY
GRID PARITY
SEU
SCAMBIO SUL POSTO
CAPACITY PAYMENT
PRIORITA’ DI DISPACCIAMENTO
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Scambio sul posto
▶ Riservato ai piccoli impianti (P < 200 kW), consiste in una sorta di immagazzinamento virtuale dell’energia prodotta in rete e consente di estendere gran parte dei benefici dell’autoconsumo (esenzione dal pagamento di oneri generali di sistema e servizi di rete) all’energia prodotta dall’impianto e non consumata istantaneamente
▶ La SEN parla di necessità di modificarne il funzionamento, “ampliandone l’applicazione […] e modulandone i vantaggi per i produttori, secondo un principio di partecipazione dei produttori rinnovabili ad alcuni costi […], riducendo i benefici per gli impianti che accedono agli incentivi e mantenendoli per quelli che non vi accederanno”
▶ Estensione dello SSP? Fino a che taglia? ▶ Eliminazione dell’esenzione dal pagamento degli oneri di sistema? Solo per impianti
incentivati o anche per i nuovi impianti? ▶ Eliminazione dello SSP per impianti incentivati?
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Scambio sul posto e riferimenti di prezzo
Prezzo dell’energia all’ingrosso
Fiscalità
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Prezzo dell’energia all’ingrosso Bene
ficio
SSP
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Prezzo dell’energia all’ingrosso
Bene
ficio
SSP
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SEU & co.
▶ Riservato a impianti alimentati a fonti rinnovabili o in CAR di potenza inferiore a 20 MW, consiste nella possibilità di cedere l’energia prodotta a un unico utente tramite un cavo privato, evitando così la rete e gli oneri che su essa gravano (oneri generali di sistema e servizi di rete)
▶ Il recentissimo DCO dell’AEEG non vede con favore i SEU e intende sensibilizzare il Legislatore sull’opportunità di “eliminare le distorsioni che derivano dall’esistenza di configurazioni speciali quali appunto i SEU”
▶ Ridefinizione dei criteri sulla cui base viene riconosciuto il SEU? ▶ Eliminazione dall’esenzione dal pagamento degli oneri di sistema? ▶ Eliminazione di qualsiasi vantaggio in termini di esenzioni tariffarie connesse con i SEU? ▶ Eliminazione dei vantaggi connessi a ogni forma di autoconsumo?
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SEU e riferimenti di prezzo
Prezzo dell’energia all’ingrosso
Fiscalità
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Prezzo dell’energia all’ingrosso
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La priorità di dispacciamento non esiste
▶ La c.d. priorità di dispacciamento del fotovoltaico non dipende da un favor concesso dal legislatore, ma dai costi marginali di produzione del FV, pressochè pari a 0
▶ Ciò significa che, una volta che gli impianti sono stati realizzati, produrre un kWh in più non presenta alcun costo aggiuntivo per il produttore, che sarà pertanto disposto ad accettare qualsiasi remunerazione pur di vedere la propria energia ceduta
▶ Pertanto i produttori FV potranno offrire sempre a prezzi più competitivi rispetto alle fonti convenzionali, essendo sempre dispacciate
▶ Il prezzo che percepiranno i produttori FV sul mercato non dipenderà dal valore della loro offerta, ma sarà pari al Prezzo Marginale (offerta dell’impianto che “chiude” la domanda in ciascuna ora e ciascuna zona)
▶ Il rischio di vedersi privati della priorità di dispacciamento non esiste, essendo essa garantita dai meccanismi di funzionamento del mercato elettrico.
▶ La priorità di dispacciamento scompare solo eliminando il merito economico dal mercato
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La formazione dei prezzi sul mercato elettrico
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€/MW
h
DOMA
NDA
Senza FV
Capacity payment?
Con FV
Alta penetrazione FV
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Il peak shaving ha ridotto i prezzi?
25
50
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100
22-25 25-28 28-31 31-34 34-37 37-40 40-43 43-46
PUN
[€/MW
h]
Demand [GW]
0-4.000 MW
4.000-8.000 MW
8.000-12.000 MW
▶ Evidente effetto di riduzione dei prezzi all’aumentare della penetrazione di rinnovabili NP ▶ Le strategie degli operatori non rinnovabili mutano in presenza delle rinnovabili: difficile
(impossibile?) calcolare l’effetto netto tra peak shaving e night recovery ▶ Driver principali dei prezzi sui mercati elettrici rimangono probabilmente domanda e
prezzo del gas
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