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2017-12-13 13:52

Sviluppo ed Integrazione di Eolico e Fotovoltaico nei Sistemi Elettrici

UNA SINTESI DEL RAPPORTO CESI-WEC

di: 
Alessandro Clerici*

Fra le fonti energetiche rinnovabili, eolico e fotovoltaico hanno avuto un forte sviluppo a livello mondiale grazie ad una forte riduzione dei loro costi di investimento (CAPEX) e di esercizio e manutenzione (OPEX) dovuti alle migliorie, alle innovazioni tecnologiche ed al notevole aumento dei volumi. A giugno 2016, in nazioni caratterizzate da forte vento o alta insolazione e da bassi costi locali per installazione, esercizio e manutenzione e bassi oneri finanziari, per grossi impianti dell'ordine delle centinaia di megawatt, ci sono state offerte record per il prezzo del chilowattora: alcuni investitori, in Africa e Medio Oriente, hanno siglato contratti con valori leggermente inferiori ai 30 Dollari per MWh!
Pubblichiamo una sintesi relativa al rapporto "Variable Renewables Integration in Electricity Systems – How to get it right" (1) che è stato presentato dal World Energy Council (WEC) il 20 settembre 2016 insieme al CESI, Global Partner del WEC, dopo 2 anni di attività del gruppo di studio comprendente 32 paesi che rappresentano circa il 90% della potenza mondiale installata di eolico e fotovoltaico, rinnovabili che pongono sfide per la loro integrazione, data la loro variabilità.

Nella prima parte dell'articolo viene riassunta la situazione a livello mondiale delle rinnovabili e la situazione nei 32 paesi, con particolare riferimento ad eolico e fotovoltaico. Dallo studio emerge come il tasso di penetrazione di eolico e fotovoltaico abbia raggiunto valori elevati in alcuni paesi. In particolare 14 dei 32 dei paesi esaminati hanno una capacità installata di eolico e fotovoltaico superiore al 20% del picco annuo di carico, per 9 paesi si supera il 40% (e l'Italia si trova in tale gruppo con il 45% circa) e per 3 paesi si supera il 70% (Spagna 72%, Danimarca 96% e Germania 102%).
Fa seguito un capitolo che riporta una sintesi dei costi di CAPEX ed OPEX di impianti eolici e fotovoltaici ampiamente trattati nell'Annesso 1 del rapporto.
Nell'ultima parte dell'articolo sono riportate le considerazioni del rapporto WEC relative agli impatti delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) sulle centrali convenzionali, sul mercato elettrico, sulla rete di trasmissione e distribuzione e sui consumatori; inoltre, vengono evidenziate le soluzioni tecnologiche e regolatorie atte ad integrare efficacemente le FRNP come emerse dai rapporti delle 32 nazioni. Si evidenziano, in particolare, i risultati del "country case" relativo all'Italia.
Si conclude con una sintesi dei messaggi principali dello studio.

Lo studio ed il rapporto del WEC  

Nel 2014 il WEC insieme al CESI – ben noto per i suoi laboratori e la sua attività di prove e certificazione e per le sue consulenze /ingegneria nel settore dei sistemi elettrici e  dell'ambiente - ha lanciato un gruppo di studio per aumentare la consapevolezza delle problematiche tecniche, economiche e di mercato legate all'integrazione delle FRNP nei sistemi elettrici; si rimanda alla Fig.1 per l'indice del rapporto finale.

Figura 1 – Indice  del rapporto WEC

Le fonti energetiche rinnovabili (FER) offrono molti benefici, come ad esempio la mitigazione delle emissioni di CO2, la riduzione delle importazioni di combustibili fossili e la creazione di nuovi posti di lavoro, solo per citarne alcuni.

Allo stesso tempo, la recente espansione di FRNP come eolico e fotovoltaico pone anche per la loro variabilità (figura 2 e 3) alcune sfide quando assumono una quota sensibile del mix di produzione di energia elettrica.

 

Figura 2 - Variabilità annuale e giornaliera in Irlanda della produzione dell'intero parco di generazione eolico (fonte: CESI)


Figura 3 - Variabilità stagionale e giornaliera in Italia della produzione di un impianto di generazione fotovoltaico da 3kW nella zona di Firenze (fonte CESI)

Lo stato attuale delle fonti energetiche rinnovabili nel mondo

Relativamente agli  ultimi 10 anni, la Tabella 1 fornisce un quadro sia sullo sviluppo della capacità degli impianti elettrici di produzione a livello mondiale e sia la produzione di energia elettrica dalle varie fonti al dicembre 2014. In particolare, la capacità installata globale di fonti rinnovabili è più che raddoppiata (da 814 GW nel 2004 a 1712 GW nel 2014) e la crescita è stata principalmente guidata da energia eolica e solare, che sono passate da 48 GW e 3 GW nel 2004 a 370 GW e 181 GW rispettivamente nel 2014. L'idroelettrico è ancora la più grande fonte di energia elettrica rinnovabile e rappresenta il 73% della produzione di elettricità da FER.

La quota di energia eolica e solare nella produzione di energia elettrica globale è relativamente modesta – 4% del totale nel 2014 – e ciò può essere spiegato sia con la ancora piccola potenza installata e sia con il minor numero di ore di funzionamento equivalenti all'anno alla massima potenza per dare la totale energia prodotta (la media mondiale è di 2.000 ore per l'eolico e 1.200 ore per il fotovoltaico).

Tabella 1 – Capacità installata globale e produzione di energia per fonte 2004-2014 (fonte: CESI elaborazioni su dati IRENA)


Le Figure 4 e 5 riportano a livello mondiale rispettivamente l'andamento negli ultimi anni degli investimenti in energie rinnovabili e la loro capacità cumulata in servizio. Nei Paesi OCSE, gli investimenti 2015 hanno raggiunto 49 miliardi di dollari in Europa (21% in meno rispetto al 2014), 44 miliardi di dollari negli Stati Uniti e 36 miliardi di dollari in Giappone. E' chiaro come la maggioranza degli investimenti sia passata dai paesi sviluppati a quelli in via di sviluppo con Cina in testa che nel 2015 ha effettuato nelle rinnovabili investimenti  pari al 36% dei totali mondiali di 286 miliardi di $ rispetto al 17% di Europa, 15% negli Stati Uniti e 12,5% nell'emergente Giappone. La totale capacità di fotovoltaico in servizio in EU è passata in 5 anni dal  75% al 43%  della totale mondiale e l'eolico dal 40% al 33%. Questi investimenti  soprattutto in Europa mostrano come le FERNP siano cresciute inizialmente ad un forte ritmo  soprattutto grazie alle politiche e  misure di sostegno facendo da battistrada agli altri.

L'aumento degli investimenti in energie rinnovabili e  gli sviluppi tecnologici hanno portato, come più sopra accennato, ad  una rapida riduzione della spesa in capitale per unità di potenza installata per molte tecnologie rinnovabili. Il solare fotovoltaico ha fatto registrare  nei paesi OCSE costi per kW installato dimezzati tra il 2010 e il 2014 e ancora di più in paesi non OCSE.

Figura 4 - Investimenti globali in miliardi di $, 2004-2015  in energie rinnovabili escludendo centrali idro con potenza superiore a 50 MW (fonte: BNEF)


N.B.: Secondo gli ultimi dati BNEF, gli investimenti del 2016 hanno visto un calo di circa il 18% rispetto ai 286 miliardi di dollari del 2015; dato il calo dei prezzi, la totale potenza installata presenta un calo minore. 

Figura 5 – Capacità installata cumulata mondiale per fonte rinnovabile, 2000-2015 (fonte: IRENA)

I prezzi dei contratti a lungo termine (ad esempio aste e feed in tariff) in $/MWh registrati secondo la IEA (International Energy Agency) a giugno 2015 per alcuni Paesi  per impianti fotovoltaici di taglia superiore ai 5 MW e per impianti eolici a terra  sono ormai valori sorpassati che hanno visto notevoli riduzioni nel primo semestre del 2016.

Le ore equivalenti di utilizzo di centrali eoliche, in alcuni Paesi caratterizzati anche da bassi costi locali come Marocco, Egitto, Brasile nord-orientale, Messico sono, in media, intorno al 50% delle 8.760 ore annue e questo ha  portato, a fine giugno 2016, i prezzi offerti dagli investitori a 28 $/MWh in Marocco, 38 $/MWh in Perù e in un range tra i 40 e i 55 $ / MWh in Egitto, Messico, Sud Africa e Brasile.

Allo stesso modo, gli impianti fotovoltaici in zone molto soleggiate hanno ore equivalenti di utilizzo che si avvicinano al 30% delle totali annue e questo ha prodotto - nel primo semestre del 2016 –  prezzi delle aste per impianti fotovoltaici  pari a 30 $/MWh negli Emirati Arabi Uniti, 35 $/MWh in Messico e 48-55 $/MWh in Perù e Sud Africa.

A seguito della pubblicazione del rapporto sono state registrate ulteriori riduzioni nelle offerte relative alle ultime aste. Per l’eolico in Messico si è scesi a 32 $/MWh e a 40 $/MWh in Cile. Per il fotovoltaico, negli Emirati Arabi e in Messico, le migliori offerte sono scese a circa 25 $/MWh e, in Cile, a 30 $/MWh.

 

Lo sviluppo delle FRNP nei 32 paesi dello studio

Per i 32 Paesi che rappresentano l'89% della capacità installata di FRNP e l'87% della produzione di energia elettrica da tali fonti, la tabella 2 riporta una sintesi sui primi 5 paesi per ogni categoria considerata. I dati dettagliati sono stati raccolti dal gruppo di lavoro WEC per ciascun Paese e sono riportati nell'Annesso 2 del rapporto .

L'impegno della Cina di diversificare il suo approvvigionamento energetico e di diventare un leader mondiale nelle rinnovabili  persiste anche se, in percento della sua globale potenza installata, i valori per eolico e fotovoltaico sono ad oggi non elevati; anche gli Stati Uniti stanno giocando un ruolo importante ed il Giappone specie nel fotovoltaico; l'India ha impressionanti programmi futuri, come dall'Annesso 2.

Tabella 2 – 2015: Top 5 Paesi per capacità installata in servizio fotovoltaica ed eolica, percentuale di produzione da fonti rinnovabili non programmabili sulla produzione nazionale e percentuale di potenza in stallata in servizio di FRNP sulla domanda di picco (fonte: Gruppo di lavoro WEC)

Con riferimento al potenziale impatto delle FRNP sul sistema generale elettrico nazionale si rimanda alla Figura 6; Germania e Danimarca hanno una capacità installata di FRNP  praticamente pari al 100 per cento della domanda massima di picco  del paese

Figura 6 – 2015: Capacità installata di FRNP (eolico e solare fotovoltaico) in percentuale della domanda di picco nazionale (fonte: Membri dello studio WEC).

Dalle schede paese dell'Annesso 2 del rapporto, viene riportato in Figura 7 un estratto sia per  Stati Uniti e Cina, i due giganti nel campo elettrico che insieme  hanno oltre il 40% della totale potenza installata e dei totali TWh prodotti a livello mondiale.

Figura 7 – Confronto Stati Uniti e Cina per capacità di generazione e produzione elettrica 2015 per fonte (fonte: Membri del gruppo di lavoro WEC)


Per quanto riguarda l'Italia  la situazione relativa al sistema elettrico si può così riassumere al 31/12/2015 come dai dati di Terna

 

                  Totale  capacità installata          118.4 GW

                           Totale capacità di FRNP               28.0 GW

                           Picco di carico                                59.4 GW

                           Minimo carico                                18.6 GW

                           Produzione nazionale                 270.7 TWh

                      Importazioni nette                         46.3 TWh

                        

Per quanto riguarda il mix della produzione nazionale si rimanda alla fig. 8 che segue.         

Figura  8 -  Italia  2015: mix della produzione elettrica nazionale  (fonte: Terna)

La significativa differenza tra il carico annuale di picco e la totale potenza installata può essere principalmente attribuita a fattori come:

- la rapida ascesa delle FRNP  da pochi GW a circa 28;

-i precedenti investimenti  in centrali a ciclo combinato (circa 30 GW negli ultimi 15 anni);

-la riduzione della domanda a partire dalla crisi economica e rispetto agli aumenti previsti nel 2007-2008 per il futuro; nel 2015 si è assistito ad un leggero aumento dovuto in parte ad una estate calda. Si  è  praticamente ritornati nel 2015 alla domanda di prima del 2000;

-la  non prevedibilità di producibilità da centrali soggette a problematiche climatiche/ambientali (idro, eolico, fotovoltaico);

-centrali termiche installate ma non più in funzionamento o non competitive.

 

Costi di capitale e di O&M di impianti  eolici e fotovoltaici nei vari paesi

L'Annesso 1 del rapporto contiene una notevole serie di dati relativi a recenti costi di capitale (CAPEX) e di esercizio e manutenzione (O&M) per impianti eolici e fotovoltaici nei vari continenti ed i risultati relativi alle aste fino a metà 2016.

Alcune nazioni (es. Giappone) hanno fornito anche interessanti analisi relative a valori di LCOE (Levelized Cost Of Energy in $/kWh) in diverse ipotesi di load factors, discount rate, vita degli impianti e costi di decommissioning.

La sensibilità commerciale e politica per tali dati in varie nazioni e per vari progetti non ha praticamente limitato il valore dell'indagine alla quale si rimanda (allegato 1) per i dati raccolti relativi alle varie nazioni di Asia, Europa, Africa, Nord America e Sud America; viene qui fatto un breve cenno su alcuni risultati.

Il CAPEX per impianti fotovoltaici domestici fino a qualche kW di potenza varia da valori vicini a 1.000 $/kW in India a circa 3.500-4.000 $/kW in Giappone e Stati Uniti.

Il CAPEX per impianti fotovoltaici con potenze superiori a qualche MW varia da valori nettamente inferiori a 1.000 $/kW in  Africa, Medio Oriente, India ed America Latina a 2.700 $/kW in Giappone.

Il load factor per impianti fotovoltaici varia da valori inferiori a circa il 10% in Inghilterra  al 30% in alcuni Paesi del Sud America, Medio Oriente ed Africa.

Il load factor per impianti eolici arriva in Marocco fino a valori che superano il 55% da confrontarsi con impianti italiani non ottimali con valori del 18%. Ciò significa che la quota parte del costo del kWh legata all'investimento risulta in Italia oltre 3 volte superiore in valore assoluto a quella relativa al Marocco, a parità di investimento al kW installato.

I servizi di O&M sono generalmente quotati in dollari o Euro per MW installato ed il valore per l'eolico tende ad aumentare con l'età degli impianti. Per uno scopo "full service" i contratti iniziali sono tipicamente in Europa tra i 20 ed i 30 $/MW e questo significa che per 1.600 ore equivalenti (load factor del 18%, come per vari impianti in Italia) si ha una incidenza di 12,5-18,7 $/MWh, valore che decresce in maniera inversamente proporzionale alle ore di utilizzo.

Per il fotovoltaico, nel rapporto sono stati menzionati per l'Italia i dati pubblicati in passato e che per 1.350 ore equivalenti di utilizzo davano la seguente suddivisione dei 45 $/MWh: 56% O&M (incluse  forniture di parti di ricambio), 18% affitto del terreno, 10% assicurazione "all risks", 10% telecomunicazioni/monitoraggio, 6% guardiania. Con ridotte ore di utilizzo l'incidenza dell'O&M sul costo totale del kWh assume quindi valori importanti.

Con riferimento ai risultati delle aste sono già stati menzionati i valori record più sopra. Occorre ricordare, a parte i dati di insolazione e vento delle varie località, che i risultati sono influenzati notevolmente dalle diversità per tempistica del contratto di acquisto dell’energia in anni, dalle penali previste, dalla tipologia degli impianti messi in gara (potenza e,  per il fotovoltaico,  se ”roof top” o a terra ), dal tipo di gara (pay as bid o tutti aggiudicati al valore dell’offerta più alta accettata che arriva a completare l’ammontare di potenza messo in gara per il  totale degli impianti), dai costi locali (inclusi quelli finanziari e dell’eventuale connessione alla rete).

In Europa, le aste in Germania e Francia  per impianti fotovoltaici hanno visto,  fino a Giugno 2016, i seguenti valori:

- in Germania tra 70 e 85 €/MWh per impianti con potenze superiori  a 6 MW. Oltre a quelle già lanciate per il fotovoltaico, dal 2017, anche per l’eolico saranno lanciate aste per allocare  500 MW nel 2015, 400 MW nel 2016 e 300 MW nel 2017.

- in Francia (risultati comunicati a fine 2015 per gare lanciate  oltre un anno prima per 800 MW totali) si sono avuti valori medi per impianti “roof top” di circa 130 €/MWh mentre, per impianti a terra, valori medi di circa 120 €/MWh.

In Inghilterra, i dati pubblicati a Febbraio 2015 relativamente a 15 progetti eolici ”on shore” aggiudicati  per totali 750 MW ed a 5 impianti fotovoltaici aggiudicati  per totali 72 MW danno valori tra 80 e 83 £/MWh per l’eolico e tra circa 50 e 80 £/MWh per il fotovoltaico.  

Occorre notare che, da giugno 2016 (data degli ultimi dati considerati dal rapporto WEC CESI) sono stati ufficialmente pubblicati (fino a febbraio 2017) i seguenti risultati di aste in Europa:

- In Francia, impianti fotovoltaici a terra, aggiudicati per totali 160 MW, hanno registrato, nel sud del paese, un valore medio di 62,5  €/MWh. Per l’eolico, è prevista, per  3 GW in tre anni, un’asta a scendere con valore di riferimento di 72 €/MWh per turbine con diametro maggiore di 100 metri.

- In Germania, sono stati aggiudicati 27 progetti fotovoltaici per totali 163 MW ad un prezzo medio di 69 €/MWh. Tale valore è superiore a quello relativo ad impianti in paesi confinanti: ad esempio in Danimarca è di 53,8 €/MWh. Per il fotovoltaico è stato posto un tetto massimo di 2.500 MW/anno che, tuttavia, nel 2016 ha visto il raggiungimento di soli 1.400 MW; 600 MW di fotovoltaico a terra saranno oggetto di una gara. Impianti roof top fino a 750 kW possono ancora usufruire di una tariffa feed in.

- In Italia, le ultime aste per impianti eolici hanno visto i tre vincitori di differenti lotti allineati su un 40% di sconto sul prezzo base con offerte di 66 €/MWh.

 

Politiche regolatorie per incentivare lo sviluppo delle rinnovabili

Le politiche regolatorie delle FRNP dimostrano notevoli differenze nei 32 Paesi, ma eolico e solare fotovoltaico godono della priorità di dispacciamento in rete nella maggior parte dei casi.

La forma più diffusa di incentivo è la tariffa feed-in, ossia un contributo monetario per kWh di energia prodotta, in uso in molti paesi e  valido per un certo periodo di anni  (ad esempio, 20 anni in Germania e Italia). Le spese sostenute da questo sistema sono in genere trasferite ai consumatori finali. Alcune imprese ad alto consumo energetico sono esentate parzialmente dal pagamento di questa componente tariffaria.

I Certificati Verdi sono stati o sono attualmente utilizzati in un certo numero di paesi (ad esempio, la Romania). Altri incentivi possono essere la feed-in-premium (che riconosce un premio alla fonte pulita in aggiunta al prezzo in borsa dell'energia elettrica prodotta) ed i crediti d'imposta. Per finanziare incentivi alle rinnovabili in alcuni paesi  sono state introdotte tasse sui combustibili fossili (ad esempio il petrolio in Algeria e il carbone in India) e, per diminuire i colli di bottiglia da parte del sistema di trasmissione locale, sono realizzati "corridoi verdi". Gare con  aste, specie per grossi impianti, con un prezzo offerto dell'energia  abbinato a contratti di acquisto per 15-20 anni (aggiunto, a volte, a certificati verdi come in Messico) stanno diventando sempre più diffuse  con regole e penali differenti da paese a paese.

Qui di seguito alcuni esempi significativi da alcuni dei 32  Paesi.

Brasile: vengono utilizzate delle aste per tutti i tipi di fonti di energia con contratti a lungo termine. Nel 2015, l'energia eolica è stata la fonte di energia elettrica offerta  più conveniente con 50 $/MWh.

Egitto: vengono adottati degli accordi bilaterali. Inoltre, i componenti degli impianti rinnovabili ed i pezzi  ricambi sono esenti da dazi doganali e l'energia da tasse di vendita.

Germania: la feed in tariff è stato l'incentivo di base. La riduzione del contributo finanziario  ha provocato un rallentamento della capacità installata di fotovoltaico negli ultimi anni (Figura 9). Inoltre, è stato introdotto un cap  di 52 GW per la potenza fotovoltaica installata. Una volta che questo tetto verrà raggiunto, i nuovi impianti di solare fotovoltaico non saranno più supportati dal meccanismo feed-in tariff. Nel 2014 sono state introdotte le aste per il fotovoltaico per impianti sopra i 6 MW e aste per impianti eolici saranno introdotte nel 2017.

Figura 9 – Germania: Evoluzione del costo di un impianto solare <100kW e del relativo contributo governativo (feed in tariff); Capacità annua installata addizionale di solare fotovoltaico  effetto della drastica riduzione dell'incentivo feed in tariff dal 2012 (fonte: BSW-Solar, Beta)

Giappone: tariffa feed-in per l'eolico e per il solare fotovoltaico intorno ai 300-350 $/MWh e ora fino a 450 per spingere lo sviluppo delle FRNP considerando la preoccupazione per il nucleare e la forte riduzione della sua produzione.

Nuova Zelanda: ha un assetto di regole di mercato unico; grazie alla valorizzazione della CO2 evita incentivi diretti alle FRNP ed è in combinazione ad un meccanismo di formazione del prezzo di mercato nodale che tiene conto di eventuali costi aggiuntivi per la trasmissione e distribuzione (ad esempio perdite e congestione) e indirizza la localizzazione dei nuovi impianti.

Corea del Sud: Certificati verdi addizionali vengono riconosciuti alla utility che installa impianti eolici in combinazione con sistemi di accumulo dell'energia al fine di evitare gli impatti delle FRNP sul sistema elettrico.

USA: le differenze di meccanismi di incentivazione cambiano da utility a utility e da stato a stato: vi sono incentivi a livello federale (crediti di imposta), a livello statale (ad esempio scambio sul posto) e locali (deduzioni e soluzioni di finanziamento, tariffe elettriche verdi differenziate).

Venendo all'Italia, gli incentivi per le FRNP sono stati molteplici: certificati verdi, feed in tariff, feed in premium. Gli incentivi fotovoltaici sono stati introdotti nel 2005 con delle feed in premium generose di circa 450 Euro/ MWh (Figura 10) e questo ha portato a una crescita notevole dei nuovi impianti (Figura 11). Non appena gli incentivi sia per il vento che per il fotovoltaico (Figura 11) sono stati drasticamente ridotti o tolti, la crescita annuale delle FRNP ha rallentato da 10 GW nel 2011 a circa 0,5 GW di nuovi impianti installati nel 2015. Attualmente vi sono solo delle aste per impianti di grande taglia con limiti di potenze per bando e le detrazioni fiscali per gli impianti di piccola taglia.

Figura 10 – Evoluzione dell'incentivo per impianti solari fotovoltaici in Euro/MWh con il meccanismo del Conto Energia e capacità annua installata per ciascun Conto Energia (fonte: GSE).

Figura 11 – Italia: Evoluzione della capacità installata annua e cumulata  di impianti eolici e  fotovoltaici connessi alla rete ENEL  (fonte: ENEL Distribuzione).


Lezioni dallo studio WEC  sulle sfide poste dalle FRNP   

Impatti sulle centrali convenzionali

La non programmabilità di eolico e fotovoltaico richiede, all'aumentare della percentuale di FRNP, un aumento della capacità di riserva e la Germania ha provveduto ad incrementarla nuovamente per il 2015/2016 e per il 2016/2017.

Inoltre, con l'aumentare della capacità installata di FRNP e con la loro priorità di dispacciamento si ha una progressiva riduzione delle ore di funzionamento per le centrali elettriche convenzionali (Figura12); ciò porta a loro ritorni economici ridotti rispetto alle previsioni d'investimento e ad un incremento  dei costi operativi. Gli impianti  sono  chiamati, specie in giornate con bassi consumi e alta produzione da vento e/o fotovoltaico, a  spegnimenti ed accensioni e/o ad inseguire ripide rampe di carico in discesa al mattino ed in salita in serata (Figura 13). Queste situazioni sono state chiaramente evidenziate nei rapporti nazionali, ad esempio di Germania, Italia, Romania e Cina. Occorre sottolineare che tali fenomeni non hanno  causato problematiche e riduzione nella qualità del servizio  dell'energia fornita nei 32 Paesi, anche in presenza di FRNP in percentuali impensabili fino a qualche anno fa.

In un periodo  di caduta della domanda, come quello registrato in Europa, i produttori di elettricità da fonti convenzionali  hanno sperimentato una diminuzione dei prezzi  nella borsa elettrica, generata in gran parte dalle rinnovabili che entrano a prezzo zero; ciò ha portato  a una forte contrazione nell'energia prodotta annualmente da centrali termiche (vedi fig 14 per l'Italia) ed uno stallo nei loro investimenti e "stranded assets".

Figura 12 – Italia: evoluzione delle ore di funzionamento annuale di impianti convenzionali  (fonte: Pöyry)

Figura 13 – Italia: profilo di domanda nazionale in una giornata estiva soleggiata e carico residuo  (fonte dati: Terna)

La figura 14   dà una chiara visione dell'andamento dell'energia iniettata annualmente per fonte nel sistema di trasmissione e distribuzione Italiano dal 2000 al 2015 - E' chiaro il crollo (70-80 TWh) dei cicli combinati a gas; il recupero del 2015 è da attribuire  ad una forte riduzione dell'idroelettrico ed in parte dell'eolico. E' pure evidente oltre il raddoppio  di energia dalle rinnovabili trainate da eolico e, specialmente, dal fotovoltaico.

Figura  14 - Italia: evoluzione della domanda  di energia elettrica. TWh iniettati nella rete di trasmissione e distribuzione  includendo le importazioni (fonte: Terna)

La modulazione della potenza elettrica generata da centrali convenzionali per bilanciare la variabilità di produzione da FRNP ha avuto riflessi sulla produzione combinata di energia e calore (CHP), molto diffusa in Paesi come Danimarca, Romania, Austria e Russia.

 

Impatti sul mercato dell'elettricità

La crescita delle FRNP ha avuto anche una forte influenza sui mercati dell'energia elettrica in molti Paesi.

Ad esempio, l'Italia, la Germania e il Giappone hanno visto una riduzione del prezzo all'ingrosso (Figura 15) a causa della priorità di dispacciamento delle rinnovabili; un nuovo ordine di  merito nelle centrali che “vincono” l’entrata a produrre nel mercato del giorno prima e un aumento dei costi di dispacciamento e per servizi di bilanciamento dovuti a  cambiamenti del profilo di produzione degli impianti eolici e fotovoltaici.

Dal rapporto della Germania è emerso come le ore nelle quali sono stati richiesti provvedimenti di ri-dispacciamento sono quintuplicate dal 2010 al 2013 e in Italia gli oneri di dispacciamento, includendo i servizi ancillari ed i costi di bilanciamento, sono più che raddoppiati dal 2009 al 2013.

La Figura 15 mostra chiaramente quanto avvenuto in Italia sul prezzo medio giornaliero in borsa (PUN) negli ultimi anni; il valore massimo si sposta dal mattino alla sera quando non c'è più la concorrenza del solare e gli operatori di centrali convenzionali possono recuperare quanto perso nelle ore di sole. La diminuzione del prezzo in borsa è anche dovuta ad una diminuzione del carico (sovra capacità di produzione) e ad una diminuzione del prezzo del gas.

Figura 15 – Profilo di prezzo all'ingrosso medio giornaliero (PUN) in Italia espresso in €/MWh nel 2007 e nel 2015 (fonte dati: GME)


Impatti sui sistemi di trasmissione e di distribuzione

Lo studio ha evidenziato che nella maggior parte dei Paesi vi è stata e c'è la necessità di espandere le reti elettriche sia di trasmissione che di distribuzione al fine di ridurre i "colli di bottiglia" per non tagliare la produzione da FRNP. Particolarmente  interessanti, da questo punto di  vista, le situazioni in Cina e Giappone.

Gli impatti sono amplificati dalle posizioni geografiche di grandi impianti di FRNP, di solito lontano dai centri di domanda. Un chiaro esempio è il trasporto di elettricità in Germania dal Nord (centrali eoliche) al Centro-Sud dove si trovano i principali carichi non più alimentati od alimentabili nel prossimo futuro da centrali nucleari chiuse dopo Fukushima, o in chiusura.

L'Italia si trova ad affrontare le stesse sfide già in parte evidenziatesi  prima del forte sviluppo delle FRNP  con il suo sistema di trasmissione longitudinale in cui ora si trovano le FRNP specie al Sud, mentre la domanda è principalmente al Nord. Salvo i grossi impianti, in molti paesi  la maggioranza delle FRNP  è connessa alla rete di media e bassa tensione rendendo particolarmente  impegnativo il controllo in tempo reale dalle sale dell'operatore di trasmissione che vede solamente una riduzione dei flussi di potenza nelle cabine primarie ed, al limite, una inversione dei flussi (Figura 15).

Lo stesso fenomeno di inversione di flusso di potenza si manifesta alle cabine secondarie con effetti per la regolazione di tensione ai carichi.

Durante le ore di funzionamento a bassi carichi (week end e festività) e  con una elevata produzione da FRNP collegate alla rete tramite inverter e pochi impianti convenzionali in servizio, il sistema è "meno potente" (bassa potenza di corto circuito) rispetto ai periodi precedenti caratterizzati da scarsa presenza di rinnovabili; dagli esempi riportati nel rapporto  appare  che cadute di tensione in rete a causa di guasti potrebbero estendersi,  con probabilità scarsa e in particolari situazioni,  su aree più ampie rispetto a quelle precedenti il forte sviluppo delle rinnovabili.

Figura 15 – Italia: Inversione del flusso di potenza in cabine AT/MT (fonte: ENEL Distribuzione)


Impatti sui consumatori  di elettricità

Molti dei costi collaterali sostenuti dal sistema per la diffusione delle FRNP sono generalmente trasferiti al consumatore finale di energia elettrica, e questo in aggiunta agli incentivi diretti, come ad esempio in Germania, Italia, Giappone e Romania.

Nel 2014, il meccanismo di incentivazione delle energie rinnovabili tedesco ha determinato un costo di 6,24 centesimi di €/kWh per i consumatori (Figura16); in totale circa 24 miliardi di euro in un anno. In Italia, si sono registrati incentivi diretti, nel solo 2014, per 13 miliardi di euro. In ogni caso, va ricordato che l'aumento di energia prodotta da FRNP assieme alla riduzione del costo delle fonti fossili, ha portato alla riduzione del prezzo all'ingrosso  come sopra menzionato.

La Figura 17 mostra la ricaduta degli incentivi per le rinnovabili (23,6 miliardi di euro nel 2014) su diverse categorie di clienti in Germania con un chiaro aggravio (e in aumento) per clienti domestici e del terziario.

Figura 16 – Germania: Ripartizione degli incentivi tedeschi imputati in bolletta per tipologia  di FER in  c €/kWh (fonte: BDEW)

Figura 17 – Germania: Contributi per tipologia di cliente per finanziare gli incentivi  alle rinnovabili, 23,6 miliardi di euro nel 2014, (fonte: BDEW)

Per l'Italia la Figura  18 riporta la componente della tariffa A3 (oneri di sistema) che è fortemente influenzata da vento e fotovoltaico.

Figura 18 – Italia: Evoluzione della componente tariffaria A3 in miliardi di euro/anno

Per quanto riguarda l'impatto sui clienti in Italia, nel rapporto WEC vengono riportati i dati GSE relativi a Marzo 2015 ed  alla bolletta elettrica  di un cliente medio domestico che paga 500 €/anno.

La suddivisione percentuale è come segue:

  • 24%     oneri di sistema (componente A3)
  • 18%     trasmissione e distribuzione
  • 13,5%  tasse
  • 44,5%  quota energia

 

Tecnologie e politiche appropriate per una migliore integrazione delle FRNP

La crescente diffusione delle Fonti Rinnovabili Non Programmabili presenta ancora una serie di sfide. Soluzioni efficaci e convenienti aiuteranno a diminuire o eliminare queste sfide. Lo sviluppo di tecnologie e politiche appropriate, tra cui la regolamentazione e il ridisegno del mercato giocano un ruolo fondamentale sia nello sviluppo delle energie rinnovabili e sia nella loro efficace integrazione nei sistemi elettrici. Soluzioni per le sfide principali possono essere suddivise in due categorie tra loro complementari: tecnologie e ridisegno delle politiche di mercato.

 

Tecnologie

Sul fronte delle tecnologie emergono dal rapporto  vari suggerimenti:

- sviluppare e adottare metodologie di previsione meteo d'avanguardia al fine di migliorare le previsioni di produzione degli impianti non programmabili;

- sviluppare la capacità di riserva e la flessibilità di generazione convenzionale da verificare per quanto riguarda costi e remunerazioni con altre possibili alternative (ad esempio storage);

- sviluppare ulteriormente la flessibilizzazione della domanda attraverso programmi di demand side management, per regolare in tempi brevi i carichi al fine di far fronte a carenza temporanea o eccesso di energia da fonti rinnovabili non programmabili;

- tecnologie di accumulo dell'energia possono essere un game-changer e contribuire ad affrontare la sfida dell'intermittenza. Tipologie, caratteristiche e localizzazione di sistemi di stoccaggio con batterie e loro costi dipendono dal  tipo di servizio che sono chiamati a rispondere e dalle caratteristiche dello specifico sistema elettrico (Figura 19 tratta dal rapporto sull'Italia);

- un potenziamento delle reti di trasmissione e di distribuzione, tra cui le interconnessioni transfrontaliere, è vitale pur tenendo in conto le problematiche/tempi per la loro realizzazione a fronte delle opposizioni locali. L'India propone "green transmission corridors" riservati alle rinnovabili e ben remunerati;

- una cooperazione operativa ottimale tra Gestori delle rete di trasmissione (TSO) e di distribuzione ( DSO ) è indispensabile;

- trasferimento dinamico tra diverse aree/nazioni dei bilanciamenti. Ciò, però, implica adeguate infrastrutture di trasmissione.

Figura 19 – Progetti pilota di sperimentazione dei sistemi di accumulo per la rete di trasmissione Italiana (fonte: Terna)


Ridisegno delle politiche di mercato

Tra le modifiche di progettazione del mercato emergono dal rapporto:

- appropriate revisioni delle penalizzazioni per emissioni di  CO2 debbono essere implementate, alleviando le problematiche relative a generosi incentivi ed evitando di promuovere in vari casi fonti più inquinanti (vedi Germania che a causa dei bassi valori risultanti dal sistema ETS vicini a 5 €/ton CO2 produce il 40% della sua energia elettrica da lignite/carbone risultando più conveniente della produzione da cicli combinati a gas che non sono utilizzati anche se producono meno della metà delle emissioni di CO2 per kWh generato;

- aree di bilanciamento più grandi: condividere le implicazioni di errori di previsione di FRNP in una regione più ampia offre una naturale riduzione dei costi di bilanciamento del sistema;

- aggregare in un’unica offerta le offerte di singole produzioni da FRNP per facilitare una riduzione della variabilità complessiva della fornitura di energia elettrica;

- servizi ancillari possono essere forniti da FRNP, anche in assenza di sole e vento, con l'aiuto delle nuove tecnologie di inverter. Le responsabilità per il bilanciamento del sistema devono essere condivise equamente tra i partecipanti al mercato, comprese le FRNP;

- una programmazione oraria e/o sub-oraria del mercato elettrico, tenendo conto delle limitazioni tecniche di impianti convenzionali, è indispensabile per un uso più efficiente del parco di generazione con riduzione dei margini di riserva;

- un mercato che definisca prezzi nodali porta ad una opportuna scelta della località di centrali elettriche rinnovabili e ad una loro più agevole integrazione nel sistema elettrico;

- l'introduzione dei mercati della capacità può contribuire a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento, visto che i mercati dell'energia sono spesso insufficienti a garantire l'approvvigionamento in sistemi con una grande quota di FRNP;

- l'introduzione di prezzi negativi è ritenuta da alcuni  di utilità per un efficace mercato elettrico.

 

I messaggi principali dallo studio WEC

- Le fonti rinnovabili non programmabili (vento e sole) offrono molti benefici, come ad esempio la mitigazione delle emissioni di CO2, la riduzione dell'importazione di combustibili fossili e la creazione di posti di lavoro. Tali fonti sono cresciute rapidamente negli ultimi dieci anni e la loro crescita continua e continuerà a livello globale: sono ormai un grande business.

- Miglioramenti tecnologici ed effetto scala hanno avuto un grande impatto sulla riduzione dei costi in capitale e operativi degli impianti a Fonti Rinnovabili Non Programmabili.

- Nonostante le sfide poste dalla variabilità e dalla difficile programmabilità di elettricità da vento e sole, i TSO, DSO e proprietari di centrali di produzione in tutto il mondo sono riusciti a garantire un affidabile funzionamento dei sistemi elettrici anche con percentuali di potenza da FRNP impensabili fino a pochi anni or sono.

- Queste sfide riguardano impianti convenzionali di generazione, reti di trasmissione e distribuzione, mercati dell'energia e la bolletta del consumatore finale.

 - I costi del kWh da FRNP sono fortemente influenzati dalle condizioni locali (ore di vento e sole, costi e tasse e legislazioni locali, condizioni finanziarie, ecc.) ed occorre cautela nell'effettuare generalizzazioni irrealistiche sui costi del kWh riportati per alcuni impianti.

- Fattori come la peculiarità della rete di trasmissione e distribuzione nazionale, tipo / taglia / localizzazione delle centrali convenzionali e di generazione da FRNP influenzano notevolmente la integrazione delle FRNP stesse nel sistema elettrico.

- In nazioni dove esiste un mercato elettrico, le FRNP hanno contribuito ad una riduzione del prezzo del kWh in borsa ma per molti clienti ciò non ha evitato un incremento della propria bolletta.

- Sono necessarie specifiche analisi tecniche ed economiche a lungo termine su ciascun sistema, in combinazione con adeguate politiche di regolazione e incentivazione per pianificare lo sviluppo di FRNP in modo da renderle una reale ed efficace risorsa e non un problema. Particolare attenzione deve essere posta agli incentivi onde evitare eccessivi oneri e reazioni dei clienti ed un possibile collasso degli investimenti non appena gli incentivi calano o vengono eliminati.

 

*Alessandro Clerici,  Presidente Onorario WEC  Italia e Chairman del gruppo di studio WEC "Integrazione delle rinnovabili variabili nei sistemi elettrici"


NOTa

1. World Energy Council Knowledge Network on Renewable Energy Sources Electricity, 2016. Variable Renewables Integration in elec­tricity systems – how to get it right, World Energy Council. Used by permission of the World Energy Council, ISBN: 978 0 946121 51 9, produced in collaboration with Project Supporter CESI S.p.A. www. worldenergy.org/publications/2016/variable-renewable-energy-sources-integration-in-electricity-systems-2016-how-to-get-it-right