Rinnovabili: L'integrazione nei sistemi elettrici di eolico e fotovoltaico
Alessandro Clerici ha commentato i principali risultati del report "Variable Renewbles Integration in Electricity Systems - How to get it right" redatto dal CESI e dal WEC per indagare sull'integrazione delle rinnovabili non programmabili con i sistemi elettrici dei principali paesi mondiali. Il rapporto vuole fornire spunti e consapevolezza su tutte le sfide da superare per la pianificazione delle rinnovabili non programmabili.
Milano,
(informazione.it - comunicati stampa - energia)
Il WEC (World Energy Council) insieme al CESI – società leader mondiale nel testing e nella certificazione, nella consulenza e nell’ingegneria per il settore elettrico e per l'ambiente - ha formato nel 2014 un gruppo di studio internazionale al fine di esaminare le problematiche legate all'integrazione delle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) nei sistemi elettrici. Dal gruppo di lavoro comprendente 32 paesi che rappresentano circa il 90% della totale potenza mondiale installata di eolico e fotovoltaico è nato un rapporto atto ad aumentare la consapevolezza dei problemi tecnici, economici e di mercato che devono essere accuratamente valutati nella pianificazione delle FRNP.
Il rapporto "Variable Renewables Integration in Electricity Systems – How to get it right" è stato lanciato dal World Energy Council (WEC) il 20 settembre 2016 unitamente al CESI, Global Partner del 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 l'eolico e fotovoltaico pone anche per la loro variabilità (figura 1 e 2) alcuni problemi quando assumono una quota sensibile del mix di produzione di energia elettrica.
Vedi figura 1 allegata - Variabilità annuale e giornaliera in Irlanda della produzione dell’intero parco di generazione eolico (fonte: CESI)
Vedi figura 2 allegata - 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
La capacità installata globale di fonti rinnovabili è più che raddoppiata in 10 anni da 814 GW nel 2004 a 1712 GW nel 2014 e la crescita è stata principalmente trainata da eolico e solare fotovoltaico, che sono passati 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 energia elettrica da FER la quale è il 23% contro il 77% da centrali convenzionali e nucleare.
La quota di energia eolica e solare nella produzione di energia elettrica globale è tuttavia ancora relativamente modesta – 4% del totale nel 2014 – e ciò può essere spiegato sia con il valore ancora ridotto della loro 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).
L'andamento degli investimenti in energie rinnovabili e della capacità installata sempre crescente insieme con gli sviluppi tecnologici hanno portato ad una rapida riduzione della spesa in capitale per molte tecnologie rinnovabili. Il solare fotovoltaico ha fatto registrare una diminuzione nei paesi OCSE, con costi per kW installato dimezzati tra il 2010 e il 2014 e ancora di più in paesi non OCSE.
Gli investimenti 2015 in FER, con esclusione dei grandi impianti idroelettrici superiori a 50 MW, hanno visto per la prima volta i paesi emergenti con 156 miliardi di dollari superare i paesi OCSE (130 miliardi di dollari); i globali 286 miliardi di dollari superano gli investimenti in impianti convenzionali. L’Europa che è stata leader nello sviluppo di eolico e fotovoltaico grazie a forti politiche di sostegno ora ridottesi, ha raggiunto nel 2015 i 49 miliardi di dollari, 21% in meno rispetto al 2014; il mercato si è spostato verso l’Asia con Cina in testa (nel 2015 con ben il 36% dei totali investimenti mondiali nelle FER), ma con interessanti sviluppi anche nelle Americhe ed in Africa.
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 8760 ore annue e questo ha portato, a fine Giugno, nelle aste per grossi impianti a prezzi offerti estremamente bassi: fino a 28 $/MWh in Marocco, 38 $/MWh in Perù e tra i 40-55 $ / 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% e questo ha prodotto - nel primo semestre del 2016 – prezzi delle aste pari a 30 $/MWh negli Emirati Arabi Uniti, 35 $/MWh in Messico e 48-55 $/MWh in Perù e Sud Africa.
Chiaramente questi valori non sono estrapolabili a paesi ad esempio come l’Italia caratterizzati da ore equivalenti di vento o sole pari ad 1/3-1/2 dei record sopra citati e con costi del personale ed aree disponibili (vedi quella per l’impianto da 800 MW fotovoltaico negli emirati Arabi) ben differenti.
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 1 riporta una sintesi sui primi 5 paesi per ogni categoria considerata.
L’Italia è la nazione con la maggior produzione percentuale da fotovoltaico rispetto alla produzione nazionale con quasi il 9%.
Con riferimento al potenziale impatto delle FRNP sul sistema generale elettrico nazionale si rimanda alla Figura 3. Germania e Danimarca hanno una capacità installata di FRNP praticamente pari al 100% della domanda massima di picco del paese.
Vedi figura 3 nell’articolo originale –2015- Capacità installata di FRNP (eolico e solare fotovoltaico) in percentuale della domanda di picco nazionale (Fonte: Membri dello studio WEC).
POLITICHE REGOLATORIE PER INCENTIVARE LO SVILUPPO DELLE RINNOVABILI
Le politiche regolatorie delle FRNP mostrano differenze nei 32 Paesi, ma eolico e solare fotovoltaico godono della priorità di dispacciamento in rete nella maggior parte dei casi.
La forma più popolare di incentivo è la tariffa feed-in, ossia un contributo finanziario per kWh di energia prodotta, in uso in molti paesi e costante 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 in Corea e Romania). Altri incentivi possono essere la feed-in-premium (che riconosce un premio alla fonte pulita a cui si aggiunge l’eventuale 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” (India). Le aste di gara per grossi impianti con un prezzo offerto dell’energia abbinato a contratti di acquisto per 15-20 anni (combinato 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 Paesi che hanno partecipato allo studio.
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.
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 4). 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.
Vedi figura 4 nell’articolo originale – Evoluzione del costo di un impianto solare <100kw e="" del="" relativo="" contributo="" governativo="" (feed="" in="" tariff);="" capacità="" annua="" installata="" addizionale="" di="" solare="" fotovoltaico="" in="" germania="" ed="" effetto="" della="" drastica="" riduzione="" dell’incentivo="" feed="" in="" tariff="" dal="" 2012="" (fonte:="" bsw-solar,="">
Italia: gli incentivi per le FRNP sono stati molteplici tra cui certificati verdi, feed in tariff, feed in premium. Gli incentivi per il fotovoltaico sono stati introdotti nel 2005 con delle feed in premium generose di circa 450 Euro/ MWh (Figura 5) e questo ha portato ad una notevolissima crescita dei nuovi impianti (Figura 6). Non appena gli incentivi sia per il vento che per il fotovoltaico (Figura 5) 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 sulla rete Media Tensione dell’ ENEL (Figura 6). 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.
Vedi figura 5 nell’articolo originale – 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).
Vedi figura 6 nell’articolo originale – Evoluzione della capacità installata annua e cumulata di impianti eolici e solare fotovoltaico sulla rete MT ENEL ed effetto della riduzione dell’incentivo (fonte: ENEL Distribuzione).
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 dopo Fukushima 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 ridurre 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).
L’IMPATTO DELLE FRNP SUL SISTEMA ELETTRICO
Impatti sulle flotte tradizionali
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; ciò porta a ritorni economici ridotti rispetto alle previsioni dei loro investimenti e ad un incremento dei costi operativi. Gli impianti sono infatti chiamati , specie in giornate con bassi consumi (festività) ed alta produzione da vento ed /o fotovoltaico a frequenti spegnimenti ed accensioni e/o ad inseguire rapide rampe di carico in discesa al mattino ed in salita in serata. Queste situazioni sono state chiaramente evidenziate nei rapporti nazionali ad esempio di Germania, Italia, Romania e Cina. Bisogna sottolineare che tali fenomeni non hanno causato problematiche e riduzioni nella qualità di servizio dell’energia fornita nei vari paesi.
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.
In un periodo di caduta della domanda, come quello registrato in Europa, i produttori di elettricità da fonti convenzionali hanno sperimentato una riduzione dei prezzi nella borsa elettrica generata in gran parte dalle rinnovabili, che entrano a prezzo zero nella borsa stessa; ciò ha portato ad uno stallo degli investimenti nelle centrali convenzionali.
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, un nuovo ordine di merito, e ad un aumento dei costi di dispacciamento e per servizi di bilanciamento dovuti a repentini 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 ed in Italia gli oneri di dispacciamento, includendo i servizi ancillari ed i costi di bilanciamento, sono più che raddoppiati dal 2009 al 2013.
Impatti sulla rete di trasmissione e di distribuzione
La maggior parte dei Paesi dello studio hanno evidenziato che vi è stata 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 da centrali nucleari chiuse dopo Fukushima od in chiusura.
L'Italia si trova ad affrontare le stesse sfide con il suo sistema di trasmissione longitudinale già in parte critico prima del forte sviluppo delle FER ed ora con 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.
Lo stesso fenomeno di inversione di flusso di potenza si manifesta alle cabine secondarie con effetti sulla regolazione di tensione ai carichi.
Durante il funzionamento con una elevata percentuale di FRNP collegate alla rete tramite inverter, il sistema è “più debole” (bassa potenza di corto circuito) rispetto ai periodi precedenti caratterizzati da scarsa presenza di rinnovabili.
Impatti sui consumatori
Nel 2014, il meccanismo di incentivazione delle energie rinnovabili tedesco ha determinato un aumento del prezzo di 6,24 centesimi di Euro/kWh per i consumatori (Figura 7) per un totale di circa 24 miliardi di euro in un anno, mentre 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.
La Figura (nell’articolo originale) 8 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( ed in aumento) per clienti domestici e del terziario.
Vedi figura 7 nell’articolo originale - Ripartizione degli incentivi tedeschi imputati in bolletta per fonte, circa 6,24 centesimi di Euro/kWh (fonte: BDEW)
Vedi figura 8 nell’articolo originale – Contributi per finanziare gli incentivi tedeschi alle rinnovabili, 23,6 miliardi di Euro nel 2014, per tipologia di cliente, (fonte: BDEW)
SOLUZIONI 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. Il rapporto elenca una serie di provvedimenti per la soluzione delle sfide principali, provvedimenti che possono essere suddivisi nelle due categorie tra loro complementari: tecnologie (con sistemi di storage e demand response in primo piano) e ridisegno delle politiche di mercato (aggregazioni su aree estese, partecipazione delle FRNP ai servizi ancillari, capacity markets tra le varie proposte). ESEMPI DI COSTI DI SISTEMI EOLICI E FOTOVOLTAICI
L’Annesso 1 del rapporto contiene una notevole serie di dati relativi a recenti costi di capitale e di O&M per impianti eolici e fotovoltaici nei vari continenti ed i risultati relativi alle ultime aste fino ad Aprile 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 (1) riportando qui qualche breve cenno su alcuni risultati. Il CAPEX per impianti fotovoltaici domestici fino a qualche kW di potenza varia da valori attorno a 1000 $/kW in India a circa 3500-4500 $/kW in Giappone e Stati Uniti.
Il CAPEX per impianti fotovoltaici con potenze superiori a qualche MW varia da valori nettamente inferiori a 1000 $/kW in Medio Oriente, India ed America Latina a 2700 $/kW in Giappone.
Il load factor per impianti fotovoltaici varia da valori inferiori a circa un 10% in Inghilterra a valori vicini 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%. Cio’ 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 $ od € per MW o kW installato ed il valore per l’eolico tende ad aumentare con l’età degli impianti .Per uno scopo “full service” i contratti inziali sono tipicamente in Europa tra i 20 ed i 30 $/kW e questo significa che per 1600 ore equivalenti (load factor del 18% come per vari impianti in Italia non in posti ottimali) si ha una incidenza di 12,5-18,7 $/MWh, valore inversamente proporzionale alle ore di utilizzo. Per il fotovoltaico sono stati menzionati nel rapporto per l’Italia i dati pubblicati che per 1350 ore equivalenti di utilizzo per impianti superiori a 2 MW davano la seguente suddivisione dei 45 $/MWh;56% O&M con forniture parti di ricambio,18% affitto del terreno, 10% assicurazione “all risks”, 10% TLC/monitoraggio, 7% guardiania ed il resto varie. 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.
In Europa le aste in Germania, Francia e Inghilterra per impianti fotovoltaici hanno visto valori nel campo 80-125 $/MWh e impianti eolici on shore in Inghilterra valori prossimi a 120 $/MWh.
DATI SULLA POTENZA INSTALLATA PER DIVERSE FONTI E SULLA PRODUZIONE ELETTRICA NEI 32 PAESI DELLO STUDIO: POLITICHE PER FRNP
Il compendioso annesso 2 dello Studio WEC comprende per ogni nazione che ha partecipato una sintesi dei loro estesi rapporti (reperibili sul sito WEC), riportando tabelle relative alla potenza installata ed alla produzione di energia elettrica dalle diverse fonti, al picco annuale di carico ecc; sono riassunte anche le principali politiche di incentivazione e regolazione del paese per le FRNP. Per il rapporto WEC completo si rimanda alle referenze o collegandosi direttamente con il link Full report - VRES Integration in Electricity Systems 2016: How to get it right. PRINCIPALI MESSAGGI
Le fonti rinnovabili da 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.
Miglioramenti tecnologici ed effetto scala hanno avuto un grande impatto sulla forte riduzione dei costi in capitale e operativi delle impianti a fonti rinnovabili non programmabili.
Nonostante le sfide poste dalla variabilità e dalla difficile programmabilità di elettricità da vento e sole, i vari TSO-DSO ed i produttori di elettricità da centrali convenzionali sono riusciti in tutto il mondo a garantire un affidabile funzionamento dei sistemi elettrici anche con percentuali di potenza da FRNP impensabili fino a pochi anni orsono.
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 loro 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
REFERENZE
[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. https://www.worldenergy.org/publications/2016/variable-renewable-energy-sources-integration-in-electricity-systems-2016-how-to-get-it-right/.
Il rapporto "Variable Renewables Integration in Electricity Systems – How to get it right" è stato lanciato dal World Energy Council (WEC) il 20 settembre 2016 unitamente al CESI, Global Partner del 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 l'eolico e fotovoltaico pone anche per la loro variabilità (figura 1 e 2) alcuni problemi quando assumono una quota sensibile del mix di produzione di energia elettrica.
Vedi figura 1 allegata - Variabilità annuale e giornaliera in Irlanda della produzione dell’intero parco di generazione eolico (fonte: CESI)
Vedi figura 2 allegata - 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
La capacità installata globale di fonti rinnovabili è più che raddoppiata in 10 anni da 814 GW nel 2004 a 1712 GW nel 2014 e la crescita è stata principalmente trainata da eolico e solare fotovoltaico, che sono passati 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 energia elettrica da FER la quale è il 23% contro il 77% da centrali convenzionali e nucleare.
La quota di energia eolica e solare nella produzione di energia elettrica globale è tuttavia ancora relativamente modesta – 4% del totale nel 2014 – e ciò può essere spiegato sia con il valore ancora ridotto della loro 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).
L'andamento degli investimenti in energie rinnovabili e della capacità installata sempre crescente insieme con gli sviluppi tecnologici hanno portato ad una rapida riduzione della spesa in capitale per molte tecnologie rinnovabili. Il solare fotovoltaico ha fatto registrare una diminuzione nei paesi OCSE, con costi per kW installato dimezzati tra il 2010 e il 2014 e ancora di più in paesi non OCSE.
Gli investimenti 2015 in FER, con esclusione dei grandi impianti idroelettrici superiori a 50 MW, hanno visto per la prima volta i paesi emergenti con 156 miliardi di dollari superare i paesi OCSE (130 miliardi di dollari); i globali 286 miliardi di dollari superano gli investimenti in impianti convenzionali. L’Europa che è stata leader nello sviluppo di eolico e fotovoltaico grazie a forti politiche di sostegno ora ridottesi, ha raggiunto nel 2015 i 49 miliardi di dollari, 21% in meno rispetto al 2014; il mercato si è spostato verso l’Asia con Cina in testa (nel 2015 con ben il 36% dei totali investimenti mondiali nelle FER), ma con interessanti sviluppi anche nelle Americhe ed in Africa.
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 8760 ore annue e questo ha portato, a fine Giugno, nelle aste per grossi impianti a prezzi offerti estremamente bassi: fino a 28 $/MWh in Marocco, 38 $/MWh in Perù e tra i 40-55 $ / 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% e questo ha prodotto - nel primo semestre del 2016 – prezzi delle aste pari a 30 $/MWh negli Emirati Arabi Uniti, 35 $/MWh in Messico e 48-55 $/MWh in Perù e Sud Africa.
Chiaramente questi valori non sono estrapolabili a paesi ad esempio come l’Italia caratterizzati da ore equivalenti di vento o sole pari ad 1/3-1/2 dei record sopra citati e con costi del personale ed aree disponibili (vedi quella per l’impianto da 800 MW fotovoltaico negli emirati Arabi) ben differenti.
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 1 riporta una sintesi sui primi 5 paesi per ogni categoria considerata.
Vedi tabella 1 allegata – 2015- Top 5 Paesi per capacità installata in servizio eolica e fotovoltaica , 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)
L’Italia è la nazione con la maggior produzione percentuale da fotovoltaico rispetto alla produzione nazionale con quasi il 9%.
Con riferimento al potenziale impatto delle FRNP sul sistema generale elettrico nazionale si rimanda alla Figura 3. Germania e Danimarca hanno una capacità installata di FRNP praticamente pari al 100% della domanda massima di picco del paese.
Vedi figura 3 nell’articolo originale –2015- Capacità installata di FRNP (eolico e solare fotovoltaico) in percentuale della domanda di picco nazionale (Fonte: Membri dello studio WEC).
POLITICHE REGOLATORIE PER INCENTIVARE LO SVILUPPO DELLE RINNOVABILI
Le politiche regolatorie delle FRNP mostrano differenze nei 32 Paesi, ma eolico e solare fotovoltaico godono della priorità di dispacciamento in rete nella maggior parte dei casi.
La forma più popolare di incentivo è la tariffa feed-in, ossia un contributo finanziario per kWh di energia prodotta, in uso in molti paesi e costante 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 in Corea e Romania). Altri incentivi possono essere la feed-in-premium (che riconosce un premio alla fonte pulita a cui si aggiunge l’eventuale 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” (India). Le aste di gara per grossi impianti con un prezzo offerto dell’energia abbinato a contratti di acquisto per 15-20 anni (combinato 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 Paesi che hanno partecipato allo studio.
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.
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 4). 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.
Vedi figura 4 nell’articolo originale – Evoluzione del costo di un impianto solare <100kw e="" del="" relativo="" contributo="" governativo="" (feed="" in="" tariff);="" capacità="" annua="" installata="" addizionale="" di="" solare="" fotovoltaico="" in="" germania="" ed="" effetto="" della="" drastica="" riduzione="" dell’incentivo="" feed="" in="" tariff="" dal="" 2012="" (fonte:="" bsw-solar,="">
Italia: gli incentivi per le FRNP sono stati molteplici tra cui certificati verdi, feed in tariff, feed in premium. Gli incentivi per il fotovoltaico sono stati introdotti nel 2005 con delle feed in premium generose di circa 450 Euro/ MWh (Figura 5) e questo ha portato ad una notevolissima crescita dei nuovi impianti (Figura 6). Non appena gli incentivi sia per il vento che per il fotovoltaico (Figura 5) 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 sulla rete Media Tensione dell’ ENEL (Figura 6). 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.
Vedi figura 5 nell’articolo originale – 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).
Vedi figura 6 nell’articolo originale – Evoluzione della capacità installata annua e cumulata di impianti eolici e solare fotovoltaico sulla rete MT ENEL ed effetto della riduzione dell’incentivo (fonte: ENEL Distribuzione).
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 dopo Fukushima 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 ridurre 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).
L’IMPATTO DELLE FRNP SUL SISTEMA ELETTRICO
Impatti sulle flotte tradizionali
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; ciò porta a ritorni economici ridotti rispetto alle previsioni dei loro investimenti e ad un incremento dei costi operativi. Gli impianti sono infatti chiamati , specie in giornate con bassi consumi (festività) ed alta produzione da vento ed /o fotovoltaico a frequenti spegnimenti ed accensioni e/o ad inseguire rapide rampe di carico in discesa al mattino ed in salita in serata. Queste situazioni sono state chiaramente evidenziate nei rapporti nazionali ad esempio di Germania, Italia, Romania e Cina. Bisogna sottolineare che tali fenomeni non hanno causato problematiche e riduzioni nella qualità di servizio dell’energia fornita nei vari paesi.
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.
In un periodo di caduta della domanda, come quello registrato in Europa, i produttori di elettricità da fonti convenzionali hanno sperimentato una riduzione dei prezzi nella borsa elettrica generata in gran parte dalle rinnovabili, che entrano a prezzo zero nella borsa stessa; ciò ha portato ad uno stallo degli investimenti nelle centrali convenzionali.
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, un nuovo ordine di merito, e ad un aumento dei costi di dispacciamento e per servizi di bilanciamento dovuti a repentini 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 ed in Italia gli oneri di dispacciamento, includendo i servizi ancillari ed i costi di bilanciamento, sono più che raddoppiati dal 2009 al 2013.
Impatti sulla rete di trasmissione e di distribuzione
La maggior parte dei Paesi dello studio hanno evidenziato che vi è stata 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 da centrali nucleari chiuse dopo Fukushima od in chiusura.
L'Italia si trova ad affrontare le stesse sfide con il suo sistema di trasmissione longitudinale già in parte critico prima del forte sviluppo delle FER ed ora con 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.
Lo stesso fenomeno di inversione di flusso di potenza si manifesta alle cabine secondarie con effetti sulla regolazione di tensione ai carichi.
Durante il funzionamento con una elevata percentuale di FRNP collegate alla rete tramite inverter, il sistema è “più debole” (bassa potenza di corto circuito) rispetto ai periodi precedenti caratterizzati da scarsa presenza di rinnovabili.
Impatti sui consumatori
Nel 2014, il meccanismo di incentivazione delle energie rinnovabili tedesco ha determinato un aumento del prezzo di 6,24 centesimi di Euro/kWh per i consumatori (Figura 7) per un totale di circa 24 miliardi di euro in un anno, mentre 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.
La Figura (nell’articolo originale) 8 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( ed in aumento) per clienti domestici e del terziario.
Vedi figura 7 nell’articolo originale - Ripartizione degli incentivi tedeschi imputati in bolletta per fonte, circa 6,24 centesimi di Euro/kWh (fonte: BDEW)
Vedi figura 8 nell’articolo originale – Contributi per finanziare gli incentivi tedeschi alle rinnovabili, 23,6 miliardi di Euro nel 2014, per tipologia di cliente, (fonte: BDEW)
SOLUZIONI 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. Il rapporto elenca una serie di provvedimenti per la soluzione delle sfide principali, provvedimenti che possono essere suddivisi nelle due categorie tra loro complementari: tecnologie (con sistemi di storage e demand response in primo piano) e ridisegno delle politiche di mercato (aggregazioni su aree estese, partecipazione delle FRNP ai servizi ancillari, capacity markets tra le varie proposte). ESEMPI DI COSTI DI SISTEMI EOLICI E FOTOVOLTAICI
L’Annesso 1 del rapporto contiene una notevole serie di dati relativi a recenti costi di capitale e di O&M per impianti eolici e fotovoltaici nei vari continenti ed i risultati relativi alle ultime aste fino ad Aprile 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 (1) riportando qui qualche breve cenno su alcuni risultati. Il CAPEX per impianti fotovoltaici domestici fino a qualche kW di potenza varia da valori attorno a 1000 $/kW in India a circa 3500-4500 $/kW in Giappone e Stati Uniti.
Il CAPEX per impianti fotovoltaici con potenze superiori a qualche MW varia da valori nettamente inferiori a 1000 $/kW in Medio Oriente, India ed America Latina a 2700 $/kW in Giappone.
Il load factor per impianti fotovoltaici varia da valori inferiori a circa un 10% in Inghilterra a valori vicini 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%. Cio’ 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 $ od € per MW o kW installato ed il valore per l’eolico tende ad aumentare con l’età degli impianti .Per uno scopo “full service” i contratti inziali sono tipicamente in Europa tra i 20 ed i 30 $/kW e questo significa che per 1600 ore equivalenti (load factor del 18% come per vari impianti in Italia non in posti ottimali) si ha una incidenza di 12,5-18,7 $/MWh, valore inversamente proporzionale alle ore di utilizzo. Per il fotovoltaico sono stati menzionati nel rapporto per l’Italia i dati pubblicati che per 1350 ore equivalenti di utilizzo per impianti superiori a 2 MW davano la seguente suddivisione dei 45 $/MWh;56% O&M con forniture parti di ricambio,18% affitto del terreno, 10% assicurazione “all risks”, 10% TLC/monitoraggio, 7% guardiania ed il resto varie. 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.
In Europa le aste in Germania, Francia e Inghilterra per impianti fotovoltaici hanno visto valori nel campo 80-125 $/MWh e impianti eolici on shore in Inghilterra valori prossimi a 120 $/MWh.
DATI SULLA POTENZA INSTALLATA PER DIVERSE FONTI E SULLA PRODUZIONE ELETTRICA NEI 32 PAESI DELLO STUDIO: POLITICHE PER FRNP
Il compendioso annesso 2 dello Studio WEC comprende per ogni nazione che ha partecipato una sintesi dei loro estesi rapporti (reperibili sul sito WEC), riportando tabelle relative alla potenza installata ed alla produzione di energia elettrica dalle diverse fonti, al picco annuale di carico ecc; sono riassunte anche le principali politiche di incentivazione e regolazione del paese per le FRNP. Per il rapporto WEC completo si rimanda alle referenze o collegandosi direttamente con il link Full report - VRES Integration in Electricity Systems 2016: How to get it right. PRINCIPALI MESSAGGI
Le fonti rinnovabili da 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.
Miglioramenti tecnologici ed effetto scala hanno avuto un grande impatto sulla forte riduzione dei costi in capitale e operativi delle impianti a fonti rinnovabili non programmabili.
Nonostante le sfide poste dalla variabilità e dalla difficile programmabilità di elettricità da vento e sole, i vari TSO-DSO ed i produttori di elettricità da centrali convenzionali sono riusciti in tutto il mondo a garantire un affidabile funzionamento dei sistemi elettrici anche con percentuali di potenza da FRNP impensabili fino a pochi anni orsono.
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 loro 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
REFERENZE
[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. https://www.worldenergy.org/publications/2016/variable-renewable-energy-sources-integration-in-electricity-systems-2016-how-to-get-it-right/.
ORIZZONTENERGIA - Alessandro Clerici (Senior corporate Advisor di CESI SpA ed Executive Chairman del gruppo di lavoro WEC su integrazione delle rinnovabili non programmabili)
Per maggiori informazioni
Sito Web
http://orizzontenergia.it/news
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