Roma, 25 novembre 2013
Introduzione alle fonti rinnovabili
Centro Studi Safe
Sapienza - Università di Roma
Facoltà di Economia
Rinnovabili sui consumi di energia primaria
Fonte: WEO 2012. IEA
Altre fonti 86
%
Idroelettrico
2,2%
Altre FER 0,8%
Biomasse
spurie
7 %
Biomasse
moderne
4 %
Biomasse 11
%
Altre fonti 92
%
Idroelettrico
2,2%
Altre FER 1 %
Biomasse
moderne
4,9% Mondo OCSE
Altre fonti
82%
Idroelettrico
3%
Altre FER 4%
Biomasse
spurie
4%
Biomasse
moderne
7%
Biomasse
11%
Altre fonti
82%
Idroelettrico
3%
Altre FER 6%
Biomasse
moderne 9%
2035
2010
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
2035 NPS
2010
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
2035 NPS
2010
Rinnovabili elettriche
Generazione elettrica mondiale 2010-2035, TWh
TWh
Fonti fossili 68%
Fonti fossili 58%
FER 30%
FER 20%
Nucleare 13%
Nucleare 12%
Fonte: elaborazione SAFE su dati IEA * New Policies Scenario WEO 2011
TWh
Generazione elettrica mondiale da FER 2010-2035, TWh
Idroelettrica
81,6%
Eolica
8,1%
da Bioenergia
7,9%
Geotermica
1,6%
Solare FV
0,8%
Idroelettrica
50,1%
Eolica
23,6%
da
Bioenergia
13,1%
Geotermica
2,8%
Solare
FV
7,5%
Oceanica
0,5%
Solare
CPS
2,5%
FER nel mondo: prospettive sempre più verdi
Fonte: elaborazione SAFE su dati IEA
FER in crescita al 2035 in tutti gli scenari IEA (peso FER mix energia primaria: 14 - 26%; peso FER mix elettrico: 24 - 48%)
Al 2035 contributo significativo FER diverse da bioenergie e idroelettrico in particolare nello scenario 450 (29% nel mix FER di energia primaria; 46% nel mix
FER di energia elettrica)
Fonte: elaborazione SAFE su dati IEA
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2010 2035 CPS 2035 NPS 2035 450
Idroelettrico Bioenergie Altre FER
Domanda di energia primaria da FER,
2010 - 2035
Mte
p
* ** ***
Produzione elettrica mondiale da FER, 2010 - 2035
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2010 2035 CPS 2035 NPS 2035 450
Idroelettrico Bioenergie Eolico Fotovoltaico Altre FER
TWh
* ** ***
* Current Policies Scenario ** New Policies Scenario ** * 450 Scenarios
+27%
Capacità installata elettrica mondiale
2000, 2012 e proiezioni IEA al 2035
Le stelle della galassia elettrica…
Fonte: elaborazione SAFE su dati IEA, Observ’ER, REN21
LEADER CAPACITÀ IDRO AL 2012
Nuove installazioni nel 2012: più della metà in Cina (15,5 GW) Crescente interesse in Turchia Filiera matura in Europa e Nord America: sviluppo futuro pompaggi
LEADER CAPACITÀ GEOTERMICA AL 2012
Crescita negli ultimi 10 anni molto lenta Buone prospettive future: dagli attuali 11,7 a18,5 GW installati al 2015 Nel 2012 80% della produzione concentrata in USA, Filippine, Indonesia, Messico
Nuova Zelanda ed Italia
LEADER CAPACITÀ EOLICA AL 2012
Cina: leader del mercato seppur con trend in declino rispetto al 2009-2011 2012: anno record per USA e crescente interesse in Brasile Grande potenziale per eolico off-shore: al 2012 5 GW installati totali (leader
Europa UK con 2,9 GW totali)
LEADER CAPACITÀ FV AL 2012
2012: raggiunto il record di 100 GW di capacità mondiale installata Europa domina ancora il mercato con 70 GW operativi CSP: leader Spagna e USA + sviluppi impianti «ibridi» in MENA
LEADER CAPACITÀ BIOMASSA E RIFIUTI AL 2012
Oltre 1/5 della produzione mondiale di elettricità da biomassa in USA Previsto sviluppo per impianti cogenerativi 2012 2035 NPS X % Tasso di crescita annuale composto 2000
* La capacità per «Altre FER» installata al 2000 non comprende Biomassa e Rifiuti
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
Idroelettrico Altre FER
GW
0
200
400
600
800
1000
1200
Biomassa e
Rifiuti
Geotermico Eolico Solare
FV
Solare
CSP
Energia dal
mare
GW
+ 6,6%
+1,9%
*
+2,3%
n.d
+ 4,9%
+ 3,3% + 6,1%
+ 6%
+26,4%
+ 42,7%
+ 8,1%
+ 19,3%
+ 15,7%
+ 261,6%
+ 15,9%
… e quelle "termiche" e dei biocarburanti
Fonte: elaborazione SAFE su dati OECD/FAO, REN21
Al 2021 la produzione di biocarburanti raddoppierà rispetto al 2012
Maggiori produttori di bioetanolo continueranno ad
essere USA (44% produzione addizionale), Brasile (29%) e UE (12%)
Nuovi entranti nel mercato del bioetanolo: Cina, India e Thailandia
UE produrrà circa la metà del biodiesel al 2021,
seguita da USA, Argentina, Brasile ed India
83% della biomassa consumata nel 2012 destinata alla produzione di calore
Tra 2011 e 2012 capacità installata per solare termico è
aumentata del 14%. Cina ed Europa contano la maggior parte della capacità installata a livello mondiale
2/3 della capacità di produzione di calore geotermico
installati in soli 5 paesi: USA, Cina, Svezia, Germania e Giappone
0
50
100
150
200
250
300
350
Biomassa Collettori solare Geotermia
GW
t
2005 2012
Capacità installata termica mondiale 2006 e 2012
X % Tasso di crescita annuale composto
+ 4,2%
+ 15,9%
+ 13%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Etanolo Biodiesel
Mld
lt/a
nn
o
2001 2012 2021 X % Tasso di crescita annuale composto
Produzione di biocarburanti mondiale 2001, 2012 e proiezioni FAO al 2021
+ 14,3%
+ 8,9%
+ 32,7%
+ 7,10%
Investimenti in calo…
65
40
0
50
100
150
200
250
300
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Nuovi investimenti in energie rinnovabili nel mondo, 2004 - 2012
Mld
$
100
146
172 168
227
279
244
Nuovi investimenti in energie rinnovabili nel mondo per tecnologia, 2012
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Mld
$
Fonte: elaborazione SAFE su dati REN 21
Nuovi investimenti in FER pari nel 2012 a 244 miliardi $ (- 12% vs 2011)
Declino investimenti imputabile alla riduzione delle politiche di supporto in
Europa e negli USA e al declino dei costi delle tecnologie di eolico e fotovoltaico
Nel 2012 solare ha coperto il 57% dei nuovi investimenti in fonti rinnovabili, eolico il 33%
Circa il 96% degli investimenti destinati al settore solare va al fotovoltaico (135 mld $
su 140 mld $)
Tot. 1.441 Mld $
… e geograficamente in mutamento
Investimenti tendenzialmente in calo nei paesi
industrializzati (- 29% 2012 vs 2011) e in ascesa nei
paesi in via di sviluppo (+ 19% 2012 vs 2011)
USA: Tot. Investimenti* 265 Mld $
BRASILE: Tot. Investimenti* 59 Mld $
EUROPA: Tot. Investimenti* 590 Mld $ CINA:
Tot. Investimenti* 258 Mld $
Fonte: elaborazione SAFE su dati REN 21
AMERICHE:*** Tot. Investimenti* 54 Mld $
AFRICA E MEDIO ORIENTE: Tot. Investimenti* 28 Mld $
INDIA: Tot. Investimenti* 55 Mld $
Maggiori investitori in FER
Nuovi investitori in FER
Legenda
* *Escluse Cina ed India * **Esclusi Brasile e USA
* 2004-2012
ASIA ED OCEANIA**: Tot. Investimenti* 130 Mld $
Supporto alle rinnovabili: una priorità globale?
Politiche di supporto alle FER
Politiche di
supporto in crescita
Politiche di supporto in diminuzione
Fonte: elaborazione SAFE su dati Bloomberg New Energy Finance, E&Y, KPMG
Grid Parity. Quando? E per chi?
0
0,1
0,2
20
11
USD
/kW
h
0,3
0,4 2012
2012
2012
2012
2012
2020
2020
2020
Costi generazione da fonti fossili OCSE
2020
2012
2012
2020
2020
2020
2020
2020
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2020
2020
2020
2020
Costi di generazione delle fonti rinnovabili, 2012 - 2020
*BFB: letto fluidizzato bollente CFB: letto fluido circolante Fonte: IRENA
Idroelettrico, geotermico e alcune tecnologie di biomasse rappresentano
fonti "mature"
Eolico, fotovoltaico e solare a concentrazione sono le fonti che
maggiormente ridurranno i propri costi al 2020
Le FER in Europa
Idroelettrico
16%
Bioenergie
67%
Solare 4% Eolico 9%
Geotermico
4%
Produzione di energia primaria da FER, 2011: 162 Mtep
Produzione lorda di energia elettrica da FER, 2011: 676 TWh
Idroelettrico
46%
Bioenergie
20%
Fotovoltaico
7%
Eolico 27%
Geotermico
1%
Fonte: elaborazione SAFE su dati Eurostat, EurObserv’ER
Produzione primaria da FER in calo del 3% 2011 vs 2010 essenzialmente per riduzione da bioenergie ed idro (- 4% bioenergie; - 16% idroelettrico)
Produzione elettrica da FER in crescita dell’1% 2011 vs 2010 → crescita flebile dovuta a stagione poco piovosa
In ascesa eolico e solare (eolico + 20% mix energia primaria ed elettrica; solare + 63% mix energia primaria, + 100% mix energia elettrica)
FER/CFL: 13%
FER/CFL
elettrici: 20,6%
Il Pacchetto Clima – Energia
Pacchetto approvato dal Parlamento e dal Consiglio europeo nel dicembre 2008. Comprende
quattro direttive (2009/28/CE, 2009/29/CE, 2009/30/CE, 2009/31/CE), una decisione (406/2009/CE
c.d. Effort Sharing Decision) e un regolamento (443/2009/CE)
Vengono definiti una serie di obiettivi con riferimento alle emissioni di gas serra e all’energia
rinnovabile
L’approccio adottato nel definire l’obiettivo sulle FER fa sì che produrre 1 tep attraverso le FER
equivale a risparmiarne 5 facendo efficienza
Il raggiungimento dell’obiettivo sulle FER è particolarmente sfidante
Un obiettivo vincolante sull’efficienza potrebbe facilitare anche il raggiungimento dell’obiettivo
sulle FER
20 Emissioni: - 20% al 2020 vs 1990
Settori ETS: -21% emissioni di GHG (vs
2005) con sistema ad asta per
acquisto quote
Settori non ETS: -10% emissioni di GHG
(vs 2005) nei settori trasporto,
agricoltura ecc.
20 Fonti rinnovabili:
20% dei consumi finali lordi di
energia al 2020; 10% di
biocarburanti nel settore dei
trasporti
206
Efficienza Energetica:
Riduzione dei consumi del 20% al
2020 attraverso un miglioramento
nell’utilizzo efficiente dell’energia
Obiettivi…
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%
Estonia
Svezia
Bulgaria
Romania
Lituania
Austria
Repubblica Ceca
Ungheria
Slovacchia
Polonia
Spagna
Italia
Germania
Portogallo
Slovenia
Finlandia
Grecia
Danimarca
Lettonia
Cipro
Lussemburgo
Belgio
Irlanda
Malta
Paesi Bassi
UK
Francia
UE 27
2011 TARGET
% FER sui consumi finali lordi di energia, 2011 e target 2020
Fonte: elaborazione SAFE su dati Eurostat
Calo dei consumi finali lordi e aumento della produzione da FER
rendono gli obiettivi al 2020 sempre più raggiungibili
In discussione nuovi target al 2030
… con incentivi a sostegno?
(1/2)
Fonte: elaborazione SAFE su dati CEER
Nel 2010 supporto alle rinnovabili per unità di energia consumata in
Europa è stato mediamente pari a 7,3 €/MWh
Nella Penisola Iberica si sono registrati i valori più alti (Portogallo 25,5
€/MWh, Spagna 20,6 €/MWh), in Finlandia il più basso (0,2 €/MWh)
Incentivo alle FER per unità di energia consumata, 2010
0
5
10
15
20
25
30
Finlandia Francia UK Italia Germania Spagna Portogallo
€/M
Wh
FER/CFL elettrici:
26,5%
FER/CFL elettrici:
14,5%
FER/CFL elettrici:
6,9%
FER/CFL elettrici:
22,2%
FER/CFL elettrici:
16,9%
FER/CFL elettrici:
33,1%
FER/CFL elettrici:
50%
… con incentivi a sostegno?
(2/2)
Fonte: elaborazione SAFE su dati CEER
Idroelettrico
Eolico
Altri
Fotovoltaico
0
100
200
300
400
500
600
Francia UK Italia Germania Spagna
€/M
Wh
Idroelettrico Eolico Altri Fotovoltaico
Incentivo medio per tecnologie, 2011
Tra le tecnologie rinnovabili, fotovoltaico detiene il livello di incentivo più elevato
Tra i principali Paesi europei, al 2011, la Francia detiene il primato per livello di
supporto al fotovoltaico (519,8 €/MWh) Germania per biomasse (160 €/MWh),
geotermico (212,3 €/MWh), eolico (86,9 €/MWh), Italia per idroelettrico (70,3
€/MWh)
Strumento attraverso il quale viene
incentivata la produzione e/o
l’immissione in rete di energia elettrica
da FER: al produttore viene ritirata
l’energia prodotta e immessa in rete a
una tariffa prestabilita, premiante
rispetto al prezzo di mercato
I sistemi incentivanti in Europa
I sistemi incentivanti dell’UE 28
Feed in tariff Feed in premium
Quota d’obbligo Incentivi sospesi
Feed in
Premium
Premio che viene corrisposto ai
produttori di energia per ogni MWh
generato che si somma al prezzo
dell’energia che si forma sul
mercato. Ex: Conto Energia
Feed in
Tariff
Quote
d’obbligo
Obbligo a carico di determinati
soggetti di
impiegare FER per una percentuale
stabilita dell’energia elettrica prodotta
o venduta. L’obbligo
può essere soddisfatto tramite
autoproduzione o attraverso il mercato
dei CV
L’accidentato cammino delle FER in
in Europa
Troppa fretta nell’incentivare le FER invece che l’efficienza energetica. Evidenti gli squilibri
EFF. EN.
FER
Continue correzioni di rotta
Mancato sistema comunitario da usare per uniformare gli incentivi e scambiarsi titoli di merito
(es. Certificati Verdi o Bianchi)
Assenza di una politica industriale non assistenziale
Fonte: GSE
Costi progressivamente crescenti ed alla fine fuori controllo
Sistemi di incentivazione multipli e scoordinati
Introduzione iniqua e gestione pessima del sistema ETS
Imprudente ed errata la promozione dei biocarburanti per puri motivi mercantili
L’energia in Italia
Consumi finali di energia primaria Consumi finali di energia elettrica
Carbone 9%
Gas 35%
Petrolio 36%
Rinnovabili
15%
Energia
elettrica 5% Carbone 14%
Gas 38%
Petrolio 3%
Rinnovabili
27%
Altri
combustibili
6% Saldo estero
13%
Fonte: elaborazione SAFE su dati GSE *Biomasse solide, biogas, bioliquidi. Nelle FER termiche è compreso anche il calore derivato
Consumi finali termici da FER
*
Consumi finali trasporti da FER Consumi finali elettrici da FER
*
*
*
2012 N
impianti Potenza
MW Produzione
GWh
Prevalenza della taglia degli
impianti
Diffusione impianti
% della potenza
rinnovabile
2.970 18.231 41.874 < 1 MW
73% Nord;
20% Sud; 7% Centro
38%
1.054 8.119 13.407 < 1 MW
1% Nord;
97% Sud; 2% Centro
17%
33 772 5.591 < 20 MW Toscana 2%
478.331 16.419 18.861 3<P=<20 kW 44% Nord; 37% Sud;
19% Centro
35%
2.199 3.801 12.486
< 1 MW
59% Nord; 33% Sud;
8% Centro
8%
L’Italia rinnovabile
I riflessi sul mercato…
(1/2)
Nuove dinamiche volumi:
aumentano le necessità di aggiustamento degli operatori spostate sempre più verso il
real time
riduzione volumi su MGP MTE e aumento su MI (2013: +15%)
Fonte: Elaborazione SAFE su dati GME
0
5
10
15
20
25
30
2008 2009 2010 2011 2012
Volumi MI, 2008-2012
TWh
Volumi MGP per mese, 2009-2013
22.000.000
23.000.000
24.000.000
25.000.000
26.000.000
27.000.000
28.000.000
29.000.000
30.000.000
31.000.000
32.000.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW
h
I riflessi sul mercato…
(2/2)
Nuove dinamiche prezzi:
PUN 2012 a 75,5 euro/MWh, in calo nel 2013
modifica della curva giornaliera: si rafforza la
convergenza picco/fuori picco e cresce
inversione giorno/notte (21% dei giorni)
più frequenti gli azzeramenti di prezzo (nel
2012 solo a livello zonale: Sud 8 ore; Sicilia 34
ore; Sardegna 69 ore)
Nuove dinamiche volumi:
sbilanciamento a programma crescente
sale al massimo storico l’utilizzo delle opzioni offerte dalla PCE
Fonte: Elaborazione SAFE su dati GME
0
20
40
60
80
2008 2009 2010 2011 2012
sbilanciamento in immissione vs programma
sbilanciamento in prelievo vs programma
%
Sbilanciamenti vs programmi, 2008-2013
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2008 2009 2010 2011 2012
Transazioni Registrate Posizione Netta Turnover
Andamento della PCE, 2008-2012
TWh
0
20
40
60
80
100
120
140
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
€/M
Wh
Giorno medio gen-mag 2013 Giorno medio gen-mag 2006
PUN medio orario gennaio-maggio, 2006-2013
… quelli sulla rete
Fonte: Terna, Piano di Sviluppo 2013
Si acutizzano congestioni sulla rete primaria, soprattutto sulla sezione tra zone Sud/centro Sud con importanti conseguenze:
aumento degli “oneri di congestione” a carico del sistema
necessità di riduzione delle immissioni FER
rischio di insufficienti risorse di regolazione effettivamente utilizzabili
Effetto delle congestioni sulla rete
Limite (capacità di trasmissione)
Produzione intermittente tagliata
Produzione intermittente evacuata
Rinforzi AAT
Stazioni di raccolta AAT
.
02 03 01 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Principali interventi sulla rete 380 kV per favorire la maggiore produzione da FER
… e sul sistema incentivante
Servizi di
vendita 53%
Servizi di
rete 15% Imposte
13%
A3 93%
Altre
componenti
7%
Oneri di
sistema 19%
Composizione prezzo energia elettrica per
cliente domestico tipo
Oneri di incentivazione componente A3, 2012
Fonte: elaborazione SAFE su dati AEEG
Oneri generali di sistema pari a oltre 11 mld € nel 2012 (circa 10 mld € in A3) e previsti pari a oltre 13,7 mld € nel 2013 (12,7 mld in A3) costi progressivamente crescenti e alla fine fuori controllo
Per aumento degli oneri di sistema, peso delle componenti di mercato nella bolletta contratto di 10 punti percentuali dal 2009 a oggi
Per comprimere i costi nel corso del 2012 è stata decisa una riorganizzazione del sistema incentivante che ha portato nel 2013 alla conclusione dell’erogazione degli incentivi del Conto Energia
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
M€
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
I Conto II Conto III Conto IV Conto V Conto Totale incentivi (migliaia di €) (scala dx)
Grande boom del II CE
Andamento variabile delle richieste
con picchi in concomitanza con i
cambi di regimi tariffari e normativi
Costo indicativo annuo degli incentivi
cresciuto da circa 5.550 M€ di fine
2011 ai 6.700 M€, raggiunto il 6 giugno
scorso
La percentuale di penetrazione del
FV nei comuni italiani è aumentata
dal 11% del 2006 al 95% del 2011
In Lombardia installato il maggior
numero di impianti
Primato della Puglia per potenza e
incentivi ricevuti
Numerosità impianti incentivati, energia incentivata per Conto
Energia e incentivi totali erogati (al 31-12-2012)
Numerosità impianti incentivati per Conto e incentivi
totali erogati per Regione (al 31-12-2012)
K€ N
um
ero
Fonte: GME
Vita, morte e miracoli del Conto Energia
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
Primo Secondo Terzo Quarto Quinto
GW
h
Energia incentivata (GWh) Numerosità (scala dx)
2.197 M€
0,9 M€ 482 M€
1.105 M€
Nu
me
ro
7.112 M€
Considerazioni conclusive
Il settore delle rinnovabili è in forte crescita in tutto il mondo con dinamiche
differenti da regione a regione
In Europa la crescita delle rinnovabili è legata al raggiungimento degli obiettivi
ambientali fissati per il 2020
In molti paesi europei è in corso una rivisitazione dei sistemi incentivanti divenuti,
anche per via della crisi economica, un peso quasi insostenibile per il sistema
In Italia lo sviluppo delle fonti rinnovabili ha determinato considerevoli impatti sul
mercato e sulla rete
L’uso delle FER coinvolge interessi e valori diversi ed esula per sua natura dal
campo dei problemi squisitamente tecnici per coinvolgere importanti aspetti
sociali
La riduzione del sistema incentivante sottopone le FER ad un esame di maturità:
come assicurarne il prosieguo dello sviluppo fino alla completa competitività?
Ogni FER ha un suo mix ideale fra ingegneria, economia e scienze sociali ed ogni progetto o attività finisce, per coinvolgere svariati settori della vita comune
C’è quindi spazio e soddisfazione per una vasta gamma di esperienze ed
attitudini personali
Roma, 25 novembre 2013
Introduzione alle fonti rinnovabili
Centro Studi Safe
Sapienza - Università di Roma
Facoltà di Economia
Il Piano di Azione Nazionale delle rinnovabili
Gli obiettivi del PAN:
Si sarebbe dovuto inserire nell’ambito della “Strategia Energetica Nazionale”
I principali obiettivi sono:
riduzione della dipendenza energetica
riduzione delle emissioni di gas climalteranti
miglioramento della competitività dell’industria nazionale e sviluppo di politiche di innovazione tecnologica
Direttiva 2009/28/CE
Ogni Stato membro deve adottare un Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN) nel quale:
1. fissa gli obiettivi settoriali (calore, elettricità, trasporti) di consumo di energia da fonti rinnovabili
2. indica le misure adottate e da adottare per raggiungere gli obiettivi e per rispettare le disposizioni della direttiva
Energia
elettrica Calore Trasporti
I principali interventi settoriali:
Miglioramento reti ed
infrastrutture
Sviluppo sistemi di stoccaggio e
accumulo per superare la
natura intermittente di alcune
produzioni
Realizzazione smart grids
Sviluppo reti di teleriscaldamento
Diffusione della cogenerazione
Immissione di biogas nella rete
Promozione utilizzo FER per la
produzione di calore
Apporto principale da
biofuels (incluso import)
Sostegno al trasporto
elettrico
L’Italia rinnovabile 1/2
Rapporto FER/CFL in continua crescita
Fonti rinnovabili ad oggi molto più sviluppate nel settore elettrico che in quello termico e dei trasporti
Nei consumi elettrici da FER preponderante l’idroelettrico ma forte sviluppo per eolico (tasso di crescita annuale composto 2012 vs 2000 del 30%) e FV (tasso di crescita annuale composto 2012 vs 2000 del 95%)
Nei consumi termici ancora dominanti le bioenergie (oltre 70%)
Nei consumi di biocarburanti prevalente il biodiesel
Consumi finali termici da FER
*
Consumi finali trasporti da FER
Fonte: elaborazione SAFE su dati GSE
Consumi finali elettrici da FER
*Biomasse solide, biogas, bioliquidi. Nelle FER termiche è compreso anche il calore derivato
*
Quota consumi da FER sui consumi finali lordi, 2011, 2020
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
FER elettriche FER termiche FER trasporti
2011 2020
FER/CFL 2011: 11,5%
*
*
Il decreto 28/2011: iter autorizzativi e riforma
degli incentivi
Autorizzazione Unica tempistiche più certe per la sua conclusione: 90 giorni esclusa verifica di
assoggettabilità (da effettuare precedentemente - 90 giorni) e VIA (da effettuare
successivamente - 150 giorni)
Procedura Abilitativa Semplificata: possibilità per le Regioni di estenderne la soglia di
applicazione agli impianti di potenza nominale fino a 1 MW. Lavori da ultimare entro 3 anni a
partire dal perfezionamento della procedura
Comunicazione di inizio lavori: possibilità per le Regioni di estenderne la soglia di applicazione
ad impianti con potenza fino a 50 KW o impianti fotovoltaici e solari termici di qualsivoglia
potenza da realizzare sugli edifici
Riforma incentivi per la produzione elettrica da FER:
revisione, da approfondire con decreto attuativo, degli incentivi per impianti diversi dal
fotovoltaico che entreranno in esercizio dopo il 31-12-2012 (aste e feed in) e per impianti che
entreranno in esercizio entro il 31-12-2012 (progressivo abbandono dei CV)
modifica del sistema incentivante per il fotovoltaico, da approfondire con decreto attuativo
(Decreto 5 maggio 2011, c.d. Quarto Conto Energia)
Riforma incentivi per la produzione termica da FER: distinzione tra
interventi di piccole dimensioni i cui incentivi saranno definiti con decreto attuativo
interventi di grandi dimensioni cui continueranno ad essere riconosciuti i TEE
Incentivi per i biocarburanti:
introdotta una nuove definizione di biocarburanti comprendente il biometano
introdotta una maggiore incentivazione per biocarburanti prodotti nell’UE, immessi
in consumo al di fuori della rete carburanti, prodotti a partire da rifiuti e
sottoprodotti di origine non alimentare
Iter
Autorizzativi
Riforma degli
incentivi
Decreto di recepimento della direttiva 2009/28/CE. Riorganizza alcuni aspetti della produzione da FER,
tra cui iter autorizzativi ed incentivi, al fine di agevolare il raggiungimento del target sulle rinnovabili
dell’Italia
Il sistema vigente di incentivi alle FER
elettriche
CERTIFICATI VERDI
TARIFFA
OMNICOMPRENSIVA
CONTO ENERGIA
Titoli annuali negoziabili
che attestano la
produzione di energia
elettrica da FER
Ciascun certificato
corrisponde a 1 MWh di
energia rinnovabile
prodotta
I certificati possono essere
venduti ai soggetti
obbligati
I certificati invenduti sono
ritirati dal GSE
La durata dell’incentivo è
di 15 anni
Sistema di incentivazione alle
FER alternativo ai CV
Il valore della tariffa include sia
la componente incentivante
che la componente relativa alla
remunerazione della vendita
dell’energia immessa in rete
E' applicabile agli impianti
entrati in esercizio dal 2008 di
potenza non superiore a 1 MW
(200 KW per gli eolici)
La durata dell’incentivo è di 15
anni
Meccanismo di
incentivazione della
produzione da fonte solare
Le tariffe incentivanti
dipendono principalmente
dalla classe di potenza e
dalla tipologia di integrazione
dell’impianto
La tariffa è costante per tutto
il periodo d’incentivazione
La durata dell’incentivo è di
20 anni
CIP 6
Incentiva l’energia prodotta da
impianti alimentati da fonti
rinnovabili e assimilate
L’energia ceduta al GSE è
remunerata ad un prezzo
amministrato superiore a quello
di mercato
Le tariffe di vendita sono
differenziate in base alla fonte
utilizzata e aggiornate
annualmente dalla CCSE
Il regime CIP6 è da considerarsi
estinto
I nuovi impianti alimentati da
FER, a partire dal 1999, non
possono più accedervi
LA REMUNERAZIONE DELL’ENERGIA PRODOTTA Scambio sul Posto: possono accedervi gli impianti alimentati da FER fino a 200 kW . Consente la
valorizzazione da parte del GSE dell’energia immessa in rete secondo un criterio di
compensazione economica con il valore dell’energia prelevata dalla rete
Ritiro Dedicato: i titolari di impianti FER non programmabili o programmabili fino a 10 MVA possono
accedervi stipulando una convenzione con il GSE per il ritiro di tutta l’energia immessa in rete. Il
GSE riconosce al produttore il prezzo zonale della zona in cui è collocato l’impianto. Gli impianti
fino a 1 MW possono richiedere l’applicazione di prezzi minimi garantiti Fonte: GSE, Aper
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