Rinnovabili nel sistema elettrico, la fotografia dell’Arera
Negli ultimi anni i cicli combinanti a gas si sono ripresi, la crescita delle rinnovabili ha frenato bruscamente e con essa stanno rientrando problemi quali quello della saturazione virtuale delle reti e quello del peso degli incentivi in bolletta, che nel 2018 non supereranno gli 11,6 miliardi di euro.
Sono questi alcuni degli elemento principali che emergono dalla relazione dell’Arera sullo “stato di utilizzo e di integrazione degli impianti di produzione alimentati dalle fonti rinnovabili” (si vedano anche i dati del Gse presentati a luglio e quelli di Terna).
Nel 2017 rinnovabili al 35% della produzione
Le rinnovabili, ricorda l’Autorità, nel 2017 hanno fornito circa 104 TWh, pari al 35,1% del totale nazionale, a fronte del 18% circa nel 2004, anche se l’anno scorso si sono avuti 17 TWh di energia in meno rispetto al valore massimo, registrato nel 2014, per effetto della scarsa idraulicità.
In termini di potenza efficiente lorda le Fer, incidono nel 2017 per circa 53 GW, pari circa al 45,5% del totale nazionale, a fronte del 24% nel 2004. Rilevante l’incidenza di FV ed eolico (più del 25% del totale installato nel 2017 a fronte di poco più dell’1% nel 2004; quasi il 14% del totale prodotto nel 2017 a fronte di poco meno dell’1% nel 2004).
Le rinnovabili sono utilizzate per lo più tramite impianti di piccola e media taglia connessi alle reti di distribuzione (generazione distribuita). Nel 2016 gli impianti di potenza fino a 10 MVA, non solo alimentati dalle fonti rinnovabili, rappresentavano oltre il 22% della potenza installata: circa 17 punti percentuali in più rispetto al 2004. Il loro peso in termini di produzione è passato dal 4,7% del 2004 al 18,5% del 2016.
Ripresa dei cicli combinati e frenata delle Fer, ma resta il picco di prezzo pre serale
Nell’anno 2016, si è confermato, così come nel 2015, l’aumento del rendimento medio degli impianti termoelettrici rispetto ai valori del 2014, in contrasto con quanto avvenuto negli anni precedenti: tale aumento è imputabile a un maggiore utilizzo dei cicli combinati, a fronte dalla scarsità della risorsa idrica per il funzionamento degli impianti idroelettrici. I cicli combinati presentano un rendimento medio del 52% nel 2016, a fronte del 50% del 2014 e del 55% nel 2004, mentre il rendimento medio degli impianti termoelettrici diversi dai cogenerativi è pari a oltre 40% nel 2016, a fronte del 38% del 2014 e del 41% nel 2004.
È ormai stabilizzata o in lieve crescita la porzione di carico soddisfatta dalla generazione distribuita e dalle fonti non programmabili (in particolare impianti eolici e fotovoltaici), nonché le maggiori pendenze del profilo di carico residuo, coperto tramite impianti programmabili, rispetto al profilo di carico complessivo. Nella zona Sud, in parecchie ore, la produzione da impianti fotovoltaici ed eolici è addirittura superiore rispetto al carico totale (ormai stabilmente anche nei giorni lavorativi).
In relazione al profilo dei prezzi sul Mercato del Giorno Prima (MGP), si conferma quanto già riscontrato negli anni precedenti, e cioè che attualmente i prezzi più alti si formano nelle ore preserali (17-21), ovvero nelle ore in cui cessa progressivamente la produzione fotovoltaica.
Su base media annua, il massimo scostamento positivo rispetto al PUN medio annuo continua a essere più evidente nelle ore preserali, mentre il massimo scostamento negativo, che ancora si presenta nelle ore notturne, continua a essere confrontabile con quello che si registra nelle prime ore del pomeriggio.
Gli incentivi e i regimi speciali
Complessivamente, per l’anno 2017, si stima che i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili (dati di preconsuntivo) siano pari a circa 12,1 miliardi di euro, per una quantità di energia elettrica incentivata pari a circa 65 TWh. Per l’anno 2017, gli oneri complessivamente a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate sono stati pari a circa 12,5 miliardi di euro: infatti ai richiamati 12,1 miliardi di euro occorre aggiungere circa 0,2 miliardi di euro riferiti alle fonti non rinnovabili e circa 0,2 miliardi di euro derivanti da ritiro dedicato e scambio sul posto.
Si stima che, per l’anno 2018, i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili siano in riduzione, pari a circa 11,6 miliardi di euro, e che gli oneri complessivamente a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate si attestino a circa 12,0 miliardi di euro. Tale riduzione è sostanzialmente imputabile al progressivo termine del periodo di diritto all’incentivo per alcuni impianti.
Con riferimento all’accesso ai regimi commerciali speciali (ritiro dedicato e scambio sul posto), si nota una marcata riduzione della quantità di energia elettrica ritirata dal GSE nell’ambito del ritiro dedicato (12 TWh nel 2017 a fronte di 14 TWh nel 2016 e 18 TWh nel 2015) per effetto della fuoriuscita volontaria di numerosi impianti da questi regimi, soprattutto eolici di elevata taglia, tuttora in corso.
Cresce invece il numero di impianti, quasi esclusivamente fotovoltaici, che beneficiano dello scambio sul posto (608.800 impianti nel 2017 a fronte di 562.600 nel 2016 e di 524.600 nel 2015).
I dati sulle connessioni
Con riferimento alle connessioni alle reti elettriche di media e bassa tensione, nel 2017 rispetto all’anno precedente è stato riscontrato un lieve aumento dal punto di vista numerico (+ 4.216 richieste di connessione), a fronte di un lieve calo in termini di potenza richiesta in immissione (- 227 MW).
Su alta e altissima tensione, nel 2017 rispetto all’anno precedente è stato riscontrato un aumento dal punto di vista numerico (+ 2 richieste di connessione) e in termini di potenza richiesta in immissione (+ 952 MW).
Su base pluriennale, si è assistito a una progressiva riduzione del numero di richieste pervenute sia in termine di numero che di potenza: sulle reti di bassa e media tensione, nel 2011 sono state ricevute circa 152.000 richieste per una potenza di 10,8 GW mentre nel 2017 si sono avute circa 56.100 richieste per una potenza di circa 1,4 GW; sulle reti di alta tensione, nel 2011 si erano registrate 430 richieste per una potenza di 15,9 GW mentre nel 2017 solo 104 richieste per una potenza di 3,7 GW. In modo analogo, si è registrata una riduzione, sia in termini di numero che di potenza associata, dei preventivi accettati.
Come anticipato, l’Arera informa che appare sempre più attenuato, rispetto al passato, il problema della saturazione virtuale delle reti (cioè della prenotazione della capacità di rete per la connessione non seguita dalla concreta realizzazione di impianti di produzione) in alcune aree del centro-sud. La potenza associata ai preventivi di connessione accettati e validi è attualmente pari a circa 58 GW (di cui 52,3 GW afferenti alla rete di trasmissione nazionale e 5,7 GW alle reti di distribuzione) a fronte dei 150 GW del 2011.
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