Alberto Biancardi - Componente Autorità per l'energia elettrica e il gas Seminario di formazione per giornalisti "Dall'Europa all'Italia, capire e comunicare i nuovi scenari dell'energia ", Roma 25 e 26 novembre 2011

1. Sviluppo e nuove tecnologie: quale
regolazione
Alberto Biancardi
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2. Sommario
Lo scenario energetico italiano: l’assetto attuale
I driver del cambiamento
Il nuovo assetto
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3. Lo scenario energetico italiano
Elevata dipendenza dalle importazioni
Ampio utilizzo del gas naturale
Esistenza di potere di mercato in entrambi i settori
Elevata correlazione tra i prezzi di energia elettrica, gas,
petrolio
Prezzo all’ingrosso superiore alla media europea per
energia elettrica e gas
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4. Grado di dipendenza energetica dall’estero
Anno 2010
90%
80%
70%
60%
50%
86,2%
40% 82,1%
30% 63,2%
55,5%
50,3%
20%
29,5%
10%
0%
Italy France Germany Spain UK European Union
4

5. Consumi di energia primaria
Anno 2010
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Italia UE-27
Geotermico, s olare, biomass e 4,4% 7,4%
Carbone 7,9% 16,2%
Elettricità* 8,1% 17,1%
Gas naturale 40,4% 26,0%
Petrolio 39,3% 33,3%
Fonte: Enerdata
*idroelettrico, nucleare, importazioni nette
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6. Le vie di accesso del gas
OLANDA
OLANDA
NORVEGIA SETTALA SERGNANO
NORVEGIA RUSSIA
59,0 RUSSIA
59,0 107,0
107,0
COLLALTO
SABBIONCELLO
BRUGHERIO PORTO LEVANTE
Capacità fisiche di
importazione di tipo (GNL) – 26,4
continuo espresse in M(m3) RIPALTA MINERBIO
standard per giorno e riferite CELLINO
all’inizio dell’anno termico PANIGAGLIA CORTEMAGGIORE S. POTITO COTIGNOLA (RA)
2010-2011. PANIGAGLIA
(GNL)
(GNL)
13,0
13,0
FIUME TRESTE
La capacità di ingresso in
Italia non necessariamente CONCESSIONI ANNI ‘60
corrisponde alla capacità
oltre frontiera e alla capacità CONCESSIONI ANNI ‘70-’80
sottostante contrattualmente. ALGERIA 99,0
ALGERIA 99,0
Siti STOGIT
LIBIA
LIBIA Siti EDISON T&S
29,2
29,2
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7. Composizione del mix di generazione elettrica
Solidi Gas naturale Prodotti petroliferi Altre fonti non rinnovabili Idroelettrico (da pompaggi e da apporti naturali) Altre fonti rinnovabili
100% 2,6% 3,0% 3,3% 3,8% 4,3% 4,6% 4,9% 5,3% 5,7% 6,9% 8,6%
90% 18,4% 16,6% 15,1% 14,1% 12,3%
19,3% 16,5% 13,8% 14,8%
18,3% 18,0%
80% 5,6% 6,0% 6,1% 6,1%
3,2% 5,6% 5,9% 5,9%
5,1%
7,3% 5,5%
70% 11,8% 10,8% 6,0% 6,4%
15,6% 5,4% 3,3%
22,4%
60% 31,0% 27,1%
26,9%
50%
40% 55,0% 54,1%
49,2% 50,3% 50,3% 50,6%
42,8%
39,9%
30% 34,4% 35,0%
35,3%
20%
10%
12,5% 13,2% 15,0% 14,4% 14,1% 14,1% 13,5% 13,6% 13,2%
9,5% 11,4%
0%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fonte: Elaborazione AEEG su dati Terna
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8. Bilancio dell’Energia Elettrica in Italia
Anno 2000 - 2010
Inizio crisi
economica
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
A) Produzione lorda 276.629 278.995 284.401 293.865 303.321 303.672 314.090 313.888 319.130 292.642 302.062
B) Consumi dei servizi ausiliari 13.336 13.029 13.619 13.682 13.299 13.064 12.864 12.589 12.065 11.534 11.315
C) Produzione netta (A‐B) 263.293 265.965 270.783 280.183 290.023 290.608 301.226 301.299 307.065 281.107 290.748
D) Destinata ai pompaggi 9.130 9.511 10.654 10.492 10.300 9.319 8.752 7.654 7.618 5.798 4.454
E) Produzione destinata al consumo 254.163 256.454 260.129 269.691 279.722 281.289 292.474 293.646 299.447 275.309 286.294
F) Ricevuta da fornitori esteri 44.831 48.927 51.519 51.486 46.426 50.264 46.596 48.931 43.433 47.071 45.987
G) Ceduta a clienti esteri 484 549 922 518 791 1.110 1.611 2.648 3.398 2.111 1.827
H) RICHIESTA (E+F‐G) 298.510 304.832 310.726 320.658 325.357 330.443 337.459 339.928 339.481 320.268 330.455
I) Perdite di rete 19.191 19.340 19.766 20.870 20.868 20.626 19.926 20.976 20.444 20.353 20.570
L) CONSUMI (H‐I) 279.320 285.492 290.960 299.789 304.490 309.817 317.533 318.953 319.037 299.915 309.885
Dati in GWh
Fonte: Elaborazione AEEG su dati GRTN - TERNA
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9. Impianti di produzione elettrica
Anni 2000-2010
Potenza lorda (MW) Numero impianti*
Anno Eolici e Eolici e
Idroelettrici Termoelettrici Totale Idroelettrici Termoelettrici** Totale
fotovoltaici fotovoltaici
2000 20.658 57.057 643 78.358 1.965 886 64 2.915
2001 20.744 57.373 670 78.787 1.933 902 92 2.927
2002 20.837 57.703 787 79.327 1.981 932 109 3.022
2003 20.987 59.122 881 80.989 2.005 975 119 3.099
2004 21.073 62.213 1.139 84.424 2.028 999 133 3.160
2005 21.343 65.357 1.646 88.346 2.062 1.026 161 3.249
2006 21.429 69.061 1.916 92.405 2.100 1.072 183 3.355
2007 21.476 72.951 2.801 97.227 2.135 1.087 7.850 11.072
2008 21.641 76.730 3.969 102.339 2.191 1.151 32.260 35.602
2009 21.739 77.407 6.040 105.186 2.256 1.241 71.550 75.047
2010 21.893 79.113 9.284 110.290 2.736 1.573 156.464 160.773
*Dal 2007 sono inclusi nella voce "Eolici e fotovoltaici" gli impianti fotovoltaici incentivati attraverso il "Conto Energia" gestito dal GSE.
** Sono considerate le centrali.
Fonte: Elaborazioni Aeeg su dati GRTN/Terna.
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10. Nuova potenza elettrica installata nel 2010 (MW)
CCGT: 1.463 MW (include potenza
per la produzione di calore)
Fotovoltaico: 2.328 MW
Eolico: 916 MW
Stima totale 2011: 12.000
MW
Fonte: Elaborazione Aeeg su dati Terna.
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11. I driver del cambiamento
Obiettivi ambientali europei al 2020: riduzione delle
emissioni di CO2, aumento della produzione da fonte
rinnovabile, efficienza energetica
Integrazione dei mercati energetici europei: terzo pacchetto
Crisi economica e contrazione della domanda aggregata
Nuove tecnologie, in particolare nei sistemi di misura dei
consumi, di gestione dei dati e di comunicazione
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12. Il nuovo assetto del settore del gas naturale
Garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, diversificando
le forniture attraverso lo sviluppo di ulteriori corridoi europei
(corridoio nord-sud ed est-ovest)
Favorire la concorrenza tra gli operatori del mercato italiano,
attraverso la definizione di regole che disciplinano le transazioni
(borsa del gas, mercato del bilanciamento, stoccaggi)
Promuovere l’efficienza negli usi finali, riducendo il consumo a
parità di servizio energetico
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13. I misuratori elettronici nel gas
Clienti industriali e grandi condomini (Gruppi di Misura >G40)
Funzionalità: telelettura e telegestione
Stato di attuazione: livello di adempimento medio circa 67%
% di GdM messi in N° distributori
servizio al 30/06/11 adempienti
100% 72
75%-100% 43
50%-75% 31
25%-50% 10
<25% 42
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14. Il nuovo assetto del settore elettrico
Entrano nel settore centinaia di migliaia di piccoli impianti,
alimentati da fonti rinnovabili, in parte connessi direttamente alle
reti di distribuzione ed in prossimità dei luoghi di consumo
(producers)
Aumenta da domanda di servizi di flessibilità a causa delle
caratteristiche dei nuovi impianti (intermittenti, non programmabili).
Occorre rendere attive anche le reti di distribuzione (smart grid)
I misuratori elettronici consentono di trasferire i segnali di prezzo al
consumatore finale (demand side management). Il focus passa dalla
commodity al servizio energetico
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15. Impianto di generazione La trasformazione in atto
nel settore elettrico
Rete di tipo tradizionale cogenerazione ad alto
rendimento
sistemi di accumulo
Clienti domestici Clienti industriali microturbine
Impianti eolici
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16. I misuratori elettronici nell’elettrico
35 milioni di misuratori installati in bassa tensione
Crono-programma
28,7 milioni presso le famiglie Anno Percentuale
2008 25%
6,4 milioni presso le piccole e medie imprese
2009 65%
2010 90%
2011 95%
Funzionalità da remoto
• Attivazione e disattivazione della fornitura
• Lettura mensile o bimestrale
• Variazione della potenza contrattuale
• Disconnessione e riconnessione
• Cambio di fornitore
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17. I prezzi differenziati rispetto al tempo
Due fasce orarie per il servizio di maggior tutela nel settore elettrico: picco e fuori picco.
La precedente tariffa mono‐oraria prevede un consumo standard nelle ore di picco pari ad 1/3 del
totale
Se il consumatore riesce a ridurre il consumo nel picco al di sotto di 1/3 del totale, a parità di
volume riduce la sua spesa complessiva
Per rendere realizzabile il trasferimento del consumo nelle ore, si è previsto un aumento
automatico della potenza contrattuale da 3 kW a 4,5 kW nelle sole ore di fuori‐picco
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18. Le sfide per il regolatore
Perfezionare l'applicazione dei meccanismi di regolazione
tradizionali nel perseguimento degli obiettivi di: efficienza,
qualità, concorrenza, trasparenza tariffaria, tutela del
consumatore...
Disegnare nuovi meccanismi di regolazione, per contribuire a
gestire il cambiamento ed orientarlo verso nuovi equilibri che
accrescano il benessere collettivo (contenendo i prezzi laddove
possibile)
Coordinare la propria azione con quella degli altri soggetti
coinvolti nel processo di cambiamento, preservando
indipendenza ed autonomia di giudizio
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