Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione

Aprile 2004 - Marzo 2005
Rapporto sulle attività
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00197 Roma
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Rapporto sulle attività
Aprile 2004
del Gestore della rete
Marzo 2005
di trasmissione nazionale
www.grtn.it
Rapporto sulle attività
Aprile 2004
del Gestore della rete Marzo 2005
di trasmissione nazionale
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Consiglio di amministrazione
Presidente
Carlo Andrea Bollino
Vice Presidente
Ernesto Sciommeri
Amministratore Delegato
Luca d’Agnese
Consiglieri
Vito Amoia
Paolo Arrigoni
Italo Giorgio Minguzzi
Francesco Parlato
Indice
Prefazione. Sei anni di attività del GRTN
3
Parte prima
Attività di trasmissione del 2004
Introduzione
1 Il sistema elettrico nazionale nel 2004
Introduzione
1.1 Sintesi del bilancio in energia nel 2004
1.2 Le importazioni e il transito sulla rete di interconnessione
nel 2004
1.3 L’equilibrio tra immissioni e prelievi nell’esercizio 2004
1.4 Previsioni della domanda di energia elettrica
9
11
16
23
31
2 La sicurezza del sistema elettrico italiano
Introduzione
2.1 Il Piano di Difesa: attività realizzate nel 2004 e azioni
future, criticità affrontate nel 2004
39
2.2 Misure transitorie per garantire la copertura di fabbisogno:
servizio di interrompibilità e capacity payment
51
2.3 Attività internazionali per la sicurezza svolte in ambito
UCTE
58
3 Andamento della qualità del servizio di trasmissione
nel 2004
Introduzione
3.1 Indisponibilità degli elementi di rete
3.2 Continuità del servizio: energia non fornita
3.3 Andamento dei sovraccarichi
3.4 Andamento della frequenza e della tensione di esercizio
4 Attività di mercato
Introduzione
4.1 Sistema Italia 2004: descrizione del funzionamento
dei mercati
4.2 Processo di implementazione di Sistema Italia 2004
4.3 Attività di settlement svolte dal GRTN
4.4 Assegnazione diritti utilizzo della capacità di trasporto
per l’interconnessione con l’estero e risoluzione
delle congestioni
4.5 Attività svolte in ambito ETSO e SETSO
63
66
68
72
81
84
87
102
105
5 Lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale
Introduzione
5.1 Attività svolte nel periodo per lo sviluppo della rete
5.2 Il Piano di Sviluppo 2005
5.3 La concertazione territoriale
5.4 Collaborazioni di sviluppo in ambito europeo
5.5 Allegato: tabelle riepilogative sui principali interventi
realizzati nel periodo aprile 2004 - marzo 2005
111
114
127
138
Conclusioni
145
142
Parte seconda
Gestione energia CIP6, fonti rinnovabili,
cogenerazione e gruppo GRTN
Introduzione
149
1 Gestione energia CIP6
Introduzione
1.1 Bilancio energetico ed economico
1.2 Proiezioni di lungo periodo: produzione attesa,
costi e conseguenze su fabbisogno A3
153
2 Altra energia prodotta da fonti rinnovabili
Introduzione
2.1 Certificati Verdi
2.2 La qualificazione degli impianti a fonte rinnovabile
2.3 Garanzia di Origine dell’energia prodotta da fonti
rinnovabili
2.4 Certificazione RECS alle fonti rinnovabili
2.5 Promozione delle fonti rinnovabili in Europa
157
163
170
173
174
176
3 Impianti a cogenerazione
Introduzione
3.1 Quadro regolatorio di riferimento
3.2 Attività svolta dal GRTN
181
182
4 Il gruppo GRTN
Introduzione
4.1 Analisi bilancio del GRTN
4.2 Il Gestore del mercato elettrico
4.3 L’Acquirente Unico
189
201
209
Conclusioni
219
Rapporto sulle attività
del Gestore della rete Aprile 2004
Marzo 2005
di trasmissione nazionale
Prefazione. Sei anni di attività del GRTN
A sei anni dal “Decreto Bersani” e dalla nascita del GRTN, la prima
fase del processo di liberalizzazione del mercato elettrico in Italia è
stata portata a compimento. Sul lato dell’offerta, l’ex monopolista
produce meno del 50% del fabbisogno di energia del Paese e si sta
ritirando dalla proprietà della rete elettrica. Lo spazio lasciato libero da Enel è stato colmato da una pluralità di concorrenti, italiani e
stranieri. La borsa elettrica è stata avviata ed è arrivata alla piena
operatività. Sul lato della domanda, tutte le utenze non domestiche
possono scegliere il loro fornitore: circa il 50% dei consumi ormai
viene acquistato sul mercato libero. D’altra parte, a tutela dei clienti vincolati è stato creato l’Acquirente Unico. La proprietà della rete
è stata privatizzata e resa indipendente. Dopo anni di stasi si è ripreso a costruire, sia nell’ambito della produzione che nel sistema di
trasmissione. Ma star dietro alla crescita dei consumi nazionali di
energia resta un’impresa complicata. Il cambiamento della tipologia
dei consumi degli italiani sta portando i picchi estivi della domanda
a superare quelli invernali, invertendo lo schema tradizionale per
avvicinarsi ai ritmi tipici delle economie più sviluppate in condizioni
climatiche analoghe. I fatti accaduti nell’estate del 2003 hanno
determinato alcuni interventi nel sistema elettrico. Sul fronte della
capacità produttiva, 10.000 MW di potenza sono già in cantiere e
altri 10.000 MW sono già stati autorizzati. Il margine di riserva della
disponibilità elettrica, che nel 2003 era nullo, negli ultimi 24 mesi è
tornato ai livelli del 2000, superando un tranquillizzante 10% della
domanda, anche grazie al nuovo assetto regolatorio con l’avvio
della borsa e del capacity payment. Le interconnessioni con l’estero
sono state rafforzate. Sul fronte della sicurezza della rete, sono stati
affrontati gli elementi di criticità emersi con il blackout del settembre 2003, intervenendo sui sistemi di controllo e avviando una collaborazione più stretta con i Gestori esteri. Ma basta guardare un
po’ più in là per scoprire una stagione di nuove sfide.
Il 2005 apre il secondo capitolo della liberalizzazione, in una fase di
continua crescita dei consumi. Se nei primi cinque anni abbiamo
assistito alla spinta delle importazioni dall’estero di energia a prezzi favorevoli, come elemento propulsivo per il mercato, ora c’è biso-
3
gno di sviluppare una produzione nazionale di energia veramente
competitiva, alternativa all’import, per estendere la liberalizzazione
dalla fascia dei grandi clienti alla platea dell’utenza di massa. Una
vera concorrenza sul fronte della produzione si svilupperà soltanto
intervenendo sul parco centrali – che oggi bruciano combustibili
troppo costosi e hanno rendimenti bassi – sostituendole con impianti di nuova generazione, destinati a migliorare l’efficienza del sistema. Nei prossimi cinque anni, quindi, l’obiettivo sarà favorire lo sviluppo degli investimenti in nuove tecnologie per far abbassare i
costi e rendere il sistema più sicuro. Per ottenere questo obiettivo è
fondamentale garantire la presenza di un quadro regolatorio chiaro e di un mercato stabile, che creeranno un clima favorevole all’insediamento delle nuove strutture.
Ma i soli interventi sulle centrali non bastano: bisogna rafforzare la
rete e superare le strozzature, altrimenti non si risolverà il problema del costo dell’energia. Fin dagli anni Settanta, la rete si è sviluppata a un ritmo inferiore a quello della crescita della domanda.
Bisogna, quindi, risolvere alcune congestioni storiche. Altre sono
relativamente nuove perché il processo di liberalizzazione della produzione ha portato allo sviluppo di nuovi impianti, che sono collegati in punti diversi rispetto alle vecchie centrali. Dopo la battuta
d’arresto dovuta all’esplosione delle preoccupazioni ambientali a
livello popolare negli anni Novanta, l’approccio allo sviluppo è cambiato e ora il trend si sta invertendo. Si riaprono i cantieri e si cominciano a vedere le prime realizzazioni, come quella dell’elettrodotto
internazionale “San Fiorano - Robbia” d’interconnessione con la
Svizzera. Su questo fronte, il GRTN si è già impegnato per sviluppare un sistema nuovo di concertazione con gli Enti Locali. Ma c’è
ancora molto da fare.
Un’altra variabile che guida il nostro sviluppo sono i processi di liberalizzazione e di riconnessione di nuove aree in Europa. Secondo
l’ultimo rapporto della Commissione europea sullo stato di attuazione del mercato interno dell’elettricità, uno dei principali impedimenti allo sviluppo di un mercato competitivo è la scarsa integrazione fra i mercati nazionali. In alcuni casi sono carenti le infrastruttu-
4
re di interconnessione fra i Paesi e non si riesce ancora a risolvere in
modo soddisfacente il problema dei “colli di bottiglia”. Nell’ottobre
2004 la rete dei Balcani è stata riconnessa alla rete dell’Europa centrale e si sta determinando uno spostamento dei flussi di energia
dall’area orientale verso il resto del sistema UCTE. I Paesi dell’Est
rappresentano un’importante riserva di capacità di generazione a
costi competitivi. Questo spostamento determina degli impatti
anche sulla rete italiana, in previsione di un incremento delle importazioni dall’area dell’Est Europa.
Il secondo problema messo in evidenza dal rapporto della Commissione
è che non sempre risultano soddisfatti i requisiti della terzietà dei
Gestori delle reti di trasmissione elettrica. Nella nuova fase di liberalizzazione, l’indipendenza della rete è fondamentale. Sotto questo
profilo, in Italia siamo a buon punto. La separazione della rete di trasporto dalle società di produzione e vendita è sostanzialmente completata sia per la gestione sia per la proprietà. E ora si stanno adottando nuove misure che accentueranno ulteriormente l’indipendenza e l’efficienza della rete con il completamento della riunificazione
tra gestione e proprietà. Ne conseguono i vantaggi di un operatore
integrato, che pianifica e realizza gli investimenti in sicurezza e nuove
tecnologie, coordinando le esigenze strutturali con le possibili risposte del mercato.
Per il Gestore della rete, la liberalizzazione è soprattutto uno strumento per garantire lo sviluppo della sicurezza del sistema, e costi
dell’energia più bassi. L’avvio della borsa elettrica, con la partecipazione attiva della domanda dall’inizio del 2005, aumenta la trasparenza del mercato e incentiva la competizione, innescando un processo che dovrebbe portare a una riduzione dei prezzi. Lo sviluppo
di un mercato dei derivati che permetta di coprire il rischio di volatilità del prezzo, previsto nei piani del Gestore del mercato, permetterà di offrire agli operatori un ulteriore meccanismo di flessibilità.
La gestione economica di tutte le fonti rinnovabili e assimilate,
quindi CIP6 e Certificati Verdi, sarà al centro dell’attività del
Gestore nei prossimi anni, dopo lo scorporo delle attività di trasmissione e dispacciamento per l’integrazione con Terna. Lo sviluppo di
5
un mercato organizzato contribuirà al coordinamento delle esigenze di tutela ambientale in rapporto al crescente fabbisogno di energia. E l’avvio di una certificazione volontaria, come la Garanzia
d’Origine e i certificati RECS, stimoleranno le aziende più sensibili a
impegnarsi su questi temi.
Ma oltre allo sviluppo degli strumenti idonei alla crescita del mercato libero, resta fondamentale la tutela del mercato vincolato.
Bruxelles ha fissato entro l’estate 2007 il termine ultimo per l’apertura del mercato libero anche a tutti i piccoli consumatori, inclusi
quelli domestici. Ma non è detto che la liberalizzazione teorica vada
di pari passo con una crescita effettiva del numero di utenti che
cambiano fornitore. Per ora il ruolo attivo dell’Acquirente Unico, a
tutela delle condizioni di fornitura del mercato vincolato, ha garantito prezzi competitivi con quelli del mercato libero. Per vincere la
scommessa della liberalizzazione sarà essenziale incrementare la
capacità produttiva, aumentando la concorrenza e riducendo le
strozzature di rete, per conseguire un abbattimento generale dei
prezzi dell’energia in Italia. Solo allora i clienti idonei potranno
cogliere i maggiori benefici della liberalizzazione, realizzando il
disegno di cui sono state gettate le basi sei anni fa.
6
Attività di
Parte
trasmissione
prima
del 2004
Introduzione
Per abbattere il prezzo dell’energia in Italia e coprire il fabbisogno,
non basta aumentare la produzione: bisogna ampliare la rete di trasmissione. È quello che sta facendo il Gestore della rete di trasmissione nazionale, per riuscire a realizzare il nuovo piano di potenziamento delle infrastrutture, che prevede investimenti per 2,1 miliardi
di euro da qui al 2014. Se nel 2004 l’azione del Gestore si è concentrata soprattutto sulla sicurezza, il 2005 è l’anno dello sviluppo. I
rischi, tuttavia, sono destinati a permanere qualora i vincoli locali
bloccheranno lo sviluppo della rete: perciò il GRTN fa appello a
tutte le parti in causa perché sia garantito al nuovo piano un percorso di successo. Dal ‘95 a oggi, infatti, il tasso di utilizzo della rete
è cresciuto del 25%, a causa di un costante aumento dei consumi a
fronte di un blocco sostanziale della costruzione di nuove linee di
trasmissione, ponendo l’Italia in grave ritardo rispetto al resto
dell’Europa, dove invece alla crescita della domanda ha fatto seguito un parallelo sviluppo della rete elettrica, contenendo l’aumento
del tasso di utilizzo della rete nello stesso periodo a un modesto 2-3%.
Il piano del GRTN prevede 3.120 km di nuovi elettrodotti e 57 nuove
stazioni per garantire un incremento del 20% della capacità di trasformazione (15.000 MVA in aggiunta agli attuali 80.000 MVA).
Al di là della quantità complessiva delle opere, il piano punta a risolvere il problema delle strozzature che ora caratterizzano la rete
elettrica italiana, aggravato dalla localizzazione degli impianti di
produzione sul territorio nazionale spesso lontani dai centri di consumo. La maggior parte delle centrali in costruzione o autorizzate
sono collocate a Nord-Ovest e a Sud-Est del Paese. Se fra questi due
estremi non ci saranno collegamenti adeguati, le strozzature della
rete impediranno di trasmettere l’energia prodotta laddove serve,
con notevoli ripercussioni anche sulla formazione dei prezzi nella
borsa elettrica.
Già oggi ci sono aree che producono molta più energia di quanta ne
consumino, come la Puglia o la Calabria, ma non possono esportarla tutta verso le regioni fortemente deficitarie, come la Campania,
proprio per le carenze delle infrastrutture di rete. Le centrali pugliesi attorno a Brindisi non possono essere sfruttate appieno perché
9
manca la linea di collegamento con la Campania, bloccata da anni
per le resistenze locali. E fra i nuovi impianti autorizzati ci sono da
un lato 5.000 MW tra Puglia e Calabria, dall’altro 3.000 MW tra
Piemonte e Lombardia. Ecco perché fra gli interventi considerati più
urgenti dal piano, già in via di realizzazione, c’è il completamento
dell’elettrodotto a 380 kV “Matera - Santa Sofia”, tra Puglia e
Campania, insieme a quelli di uguale capacità “Rizziconi - Laino” in
Calabria e “Turbigo - Rho” in Lombardia.
Gli altri investimenti fondamentali del piano sono tredici interventi, da realizzare entro il 2009, distribuiti su tutto il territorio nazionale, dal Piemonte al Friuli Venezia Giulia, dal Veneto alla Sicilia,
compresi i tre nuovi cavi sottomarini: Sardegna e continente,
Sardegna e Corsica, Sicilia e continente. Sul fronte dell’interconnessione con l’estero, avrà priorità il collegamento con la Slovenia, da
Udine a Okroglo, nella Valle della Sava. Per coniugare le necessità
di sviluppo della rete con le esigenze del territorio, il GRTN sta sperimentando un approccio nuovo: prima le parti coinvolte si accordano sui criteri per trovare le localizzazioni più idonee, anche sulla
base delle preoccupazioni locali, in seguito viene individuato il tracciato ottimale, tenendo conto delle incompatibilità ambientali. Con
questo nuovo sistema si punta a integrare meglio lo sviluppo della
rete elettrica con le altre caratteristiche del territorio, individuando
le alternative accettabili quando il progetto è ancora a uno stadio
iniziale: la fase della progettazione dell’opera segue e non precede
la fase del dialogo per la realizzazione di un bene comune. E i primi
frutti si vedono. Dopo un decennio di stasi, si ricomincia a mettere
a segno qualche risultato. La linea “S.Fiorano - Robbia”, appena
completata, è il primo nuovo elettrodotto d’interconnessione con
l’estero costruito sull’arco alpino dopo quasi vent’anni. La realizzazione di questa importante infrastruttura consente di aumentare di
circa il 15% l’import di energia elettrica sul territorio nazionale, lungo
quel percorso di liberalizzazione e di apertura dei mercati tracciato
dall’Unione europea con le nuove direttive.
10
1 Il sistema elettrico nazionale nel 2004
Introduzione
Produzione in crescita, importazioni in calo. Sono questi gli aspetti
salienti del bilancio energetico nazionale 2004 rilevati dal sistema
statistico del GRTN. L’ampliamento delle riserve disponibili, sia alla
punta estiva che alla punta invernale, segnala che l’emergenza del
2003 è superata. Da notare anche una maggior disponibilità della
potenza installata, che può essere ricondotta all’avvio della borsa
elettrica e all’istituzione del capacity payment. Il sistema cerca di
adeguarsi al fabbisogno e di affrontare una svolta storica nei consumi che ha portato a un aumento significativo della domanda estiva e al progressivo allineamento con i valori di picco invernali,
com’è normale in tutti i Paesi più sviluppati.
1.1 Sintesi del bilancio in energia nel 2004
Nel 2004 come mostra la tabella n.1 la richiesta di energia elettrica
sulla rete ha raggiunto i 322 miliardi di kWh, con un aumento dello
0,4% rispetto al 2003 (320,7 miliardi di kWh). La richiesta è stata
soddisfatta per l’85,8% dalla produzione nazionale, per un valore
pari a 276,3 miliardi di kWh al netto dei consumi dei servizi ausiliari e dei pompaggi e con un aumento del 2,5% rispetto al 2003.
I dati del bilancio
sono desunti
dai “Dati Statistici,
per il 2003”
(consolidati) mentre
quelli del 2004
sono ricavati dai
“Dati provvisori di
esercizio 2004”.
1
La restante quota di fabbisogno (14,2%) è stata coperta dalle
importazioni nette, per un valore pari a 45,6 miliardi di kWh contro
i 51,0 del 2003. Analizzando l’andamento dei flussi commerciali con
l’estero, le importazioni continuano a registrare, come l’anno precedente, una flessione (-9,8%), raggiungendo i 46,4 miliardi di kWh
contro i 51,5 miliardi di kWh del 2003. Le esportazioni, invece, sono
passate da 0,5 miliardi di kWh a 0,8 miliardi di kWh con un sensibile incremento percentuale, pari a +52,7%.
Le due tabelle seguenti riassumono il bilancio provvisorio di energia
elettrica in Italia per l’anno 2004 e le variazioni rispetto all’anno
precedente, evidenziando le voci in entrata (produzione e import) e
1
in uscita (destinazione per copertura fabbisogno ed export) .
11
Bilancio dell’energia elettrica in Italia (anno 2004 - valori provvisori)
Bilancio
Variazioni
2004
2003
GWh
%
300.370
293.865
6.505
2,2%
13.723
13.682
41
0,3%
286.647
280.183
6.464
2,3%
46.426
51.486
-5.060
-9,8%
791
518
273
52,7%
10.308
10.492
-184
-1,8%
Richiesta totale Italia
321.974
320.659
1.315
0,4%
Totale consumi
301.400
299.789
1.611
0,5%
20.574
20.870
-296
-1,4%
(6,4%)
(6,5%)
321.974
320.659
1.315
0,4%
Produzione lorda
Servizi ausiliari
Produzione netta
Ricevuta da fornitori esteri
Ceduta a clienti esteri
Destinata ai pompaggi
Perdite
in % della richiesta
Richiesta totale Italia
Tabella n.1
La domanda
La destinazione dell’energia elettrica in base alla tipologia di mercato
mostra un aumento nel tempo della quota a copertura dei consumi
dei clienti idonei, cioè del mercato libero, e una speculare riduzione della quota dei clienti vincolati. Nel 2004 i consumi del mercato
vincolato rappresentano il 50,2% del totale, contro il 55,3% del
2003. Il mercato libero, viceversa, si attesta sui 129 miliardi di kWh,
con un aumento del 14%. Questo incremento è dovuto anche
all’estensione della soglia di idoneità a tutti i clienti non domestici
avvenuta il 1° luglio del 2004. La tabella n.2 mostra, infine, una stabilità della quota di autoconsumo che rappresenta nel 2004 il 7,0%
dei consumi totali.
12
Consumi di energia elettrica in Italia per tipologia di mercato
(anno 2004 - valori provvisori)
Bilancio
Variazioni
2004
2003
GWh
%
Mercato vincolato
151.400
165.597
-14.197
-8,6%
Mercato libero
129.000
113.115
15.885
14,0%
Autoconsumi
21.000
21.077
-77
-0,4%
301.400
299.789
1.611
0,5%
Totale consumi
Tabella n.2
La distribuzione dei consumi per settore economico, illustrata nella
tabella n.3, mostra un modesto aumento della quota destinata al
terziario, il cui consumo raggiunge nel 2004 i 77,2 miliardi di kWh,
con un aumento dello 0,4% rispetto al 2003; in leggera flessione
risultano i consumi del settore domestico (-0,3%) mentre si mantengono sopra la media gli incrementi del settore industriale (+1%
rispetto al 2003), che si attestano sui 154,2 miliardi di kWh, per una
quota pari al 51,2% dei consumi totali.
Consumi di energia elettrica in Italia per settore economico
(anno 2004 - valori provvisori)
Consumi
Variazioni
2004
2003
GWh
%
5.200
5.162
38
0,7%
Industria
154.200
152.721
1.479
1,0%
Terziario
77.200
76.890
310
0,4%
Usi domestici
64.800
65.016
-216
-0,3%
301.400
299.789
1.611
0,5%
Agricoltura
Totale consumi
Tabella n.3
13
La produzione nazionale
La potenza netta installata alla fine del 2004 sul territorio nazionale registra una crescita complessiva di circa 1.200 MW (+1,5%)
rispetto al 2003. Il maggior incremento in valore assoluto è da attribuire agli impianti di tipo termoelettrico (+953 MW), mentre in termini percentuali è da segnalare l’incremento di potenza derivante
dall’installazione di centrali eoliche e fotovoltaiche (+19,2%).
Nella tabella n.4 è riportata la potenza efficiente netta installata
per tipologia di impianto nel 2004 e nel 2003.
Variazione di potenza netta installata
2004
2003
Variazioni
MW
%
Potenza idrica
20.770
20.660
110
0,5%
Potenza termica
57.000
56.047
953
1,7%
643
665
-22
-3,3%
1.045
877
168
19,2%
79.458
78.249
1.209
1,5%
Potenza geotermica
Potenza eolica e fotovoltaica
Totale potenza netta
Tabella n.4
Nel 2004 la produzione netta nazionale è cresciuta del 2,3%, come evidenziato nella tabella n.5. I dati relativi alla produzione al netto dei servizi ausiliari, nel corso dell’anno 2004, evidenziano il sostanziale aumento del 10,1% rispetto al 2003 della produzione idroelettrica.
La produzione termoelettrica al netto dei servizi ausiliari ha raggiunto nel 2004 i 231,6 miliardi di kWh, pari all’80,8% della produzione nazionale, con un aumento dello 0,7% rispetto al 2003.
La produzione netta da fonti rinnovabili geotermiche, eoliche e
fotovoltaiche ha fatto registrare un aumento del 7% rispetto al
2003, raggiungendo i 7 miliardi di kWh. L’aumento è stato particolarmente sensibile per la produzione eolica e fotovoltaica (+25,6%),
14
Produzione di energia elettrica in Italia per fonte di generazione
(anno 2004 - valori provvisori)
Produzione
Variazioni
2004
2003
GWh
%
48.730
44.277
4.453
10,1%
244.375
242.784
1.591
0,7%
Produzione geotermica lorda
5.428
5.341
87
1,6%
Produzione eolica e fotovoltaica lorda
1.837
1.463
374
25.6%
300.370
293.865
6.505
2,2%
660
627
33
5,3%
12.753
12.748
5
0,0%
308
305
3
1,0%
2
2
0
-
Totale servizi ausiliari
13.723
13.682
41
0,3%
Produzione idrica netta
48.070
43.650
4.420
10,1%
231.622
230.036
1.586
0,7%
Produzione geotermica netta
5.120
5.036
84
1,7%
Produzione eolica e fotovoltaica netta
1.835
1.461
374
25,6%
286.647
280.189
6.464
2,3%
Produzione idrica lorda
Produzione termica lorda
Totale produzione lorda
Servizi ausiliari idrici
Servizi ausiliari termici
Servizi ausiliari geotermici
Servizi ausiliari eolici e fotovoltaici
Produzione termica netta
Totale produzione netta
Tabella n.5
rispetto al modesto aumento della produzione geotermica (+1,7%).
Per quanto riguarda i combustibili utilizzati per la produzione termoelettrica, si osserva nel 2004 un maggior ricorso ai combustibili
solidi (carbone e lignite), che aumentano del 21,4% rispetto al 2003,
arrivando a coprire il 19,3% della produzione termoelettrica complessiva. Si registra invece una riduzione del 28,3% della generazione alimentata da prodotti petroliferi, a fronte di un aumento della
produzione da gas naturale dell’8,2% rispetto all’anno precedente.
La ripartizione e le variazioni dei combustibili utilizzati nella produzione termoelettrica nazionale sono indicati nella tabella n.6.
15
Produzione termoelettrica lorda per combustibile in Italia
(anno 2004 - valori provvisori)
Produzione lorda
Variazioni
2004
2003
GWh
%
47.100
38.813
8.287
21,4%
126.950
117.300
9.650
8,2%
5.405
5.303
102
1,9%
Prodotti petroliferi
47.155
65.771
-18.616
-28.3%
Altri combustibili solidi
15.660
13.592
2.068
15,2%
1.195
1.116
79
7,1%
910
889
21
2,4%
Totale produzione termoelettrica lorda 244.375
242.784
1.591
0,7%
(1)
Combustibili solidi
Gas naturale
(2)
Gas derivati
(3)
Altri combustibili gassosi
Altre forme di energia
(1)
Combustibili solidi: Carbone, Lignite
(2)
Gas derivati: Gas d’altoforno, Gas di cokeria, Gas da acciaieria a ossigeno
(3)
Prodotti petroliferi: Ceneri da olio, coke di petrolio, distillati leggeri, GPL, Gas di raffineria,
Gasolio, Olio combustibile, Orimulsion, Petrolio Grezzo
Tabella n.6
1.2 Le importazioni e il transito sulla rete di interconnessione
nel 2004
Le importazioni dall’estero rappresentano per l’Italia una quota
considerevole di energia elettrica a copertura del fabbisogno. Nella
figura n.1 sono riportati i saldi degli scambi di energia registrati
sulla rete per l’anno 2004 dall’estero e tra le diverse macroaree in
cui è suddiviso il sistema elettrico del Paese.
16
Saldo movimenti fisici di energia (GWh)
Figura n.1
17
I movimenti fisici di energia da e verso l’estero mostrano transiti di
energia in entrata dalla frontiera settentrionale concentrati su
Francia e Svizzera, anche se con valori in sensibile diminuzione
rispetto all’anno precedente. Per quanto riguarda l’interscambio
con la Slovenia, si registra viceversa un incremento. Con riferimento agli spostamenti interni, i flussi maggiori si registrano dal Nord
verso il Centro, dove converge anche il flusso proveniente dal Sud e
dalla Sicilia, area elettrica integrata con il resto del sistema.
Le importazioni di energia elettrica infatti sono calate nel 2004,
scendendo del 9,8% rispetto al 2003. Questa flessione dipende
essenzialmente dai provvedimenti di riduzione della massima capacità di trasporto sulla rete d’interconnessione, adottati in seguito al
blackout del 28 settembre 2003.
Le azioni messe in atto dal GRTN si sono inserite in un programma
articolato lungo due direttrici principali: la prima, di natura congiunturale, finalizzata alla riduzione delle importazioni in esercizio;
la seconda, di natura strutturale e di più lungo termine, orientata a
rivedere i valori della massima capacità di trasporto sull’interconnessione, precedentemente determinati da un’apposita task force
creata con i Gestori delle reti dei Paesi confinanti. In particolare, il
Gestore della rete ha provveduto a rivedere al ribasso i valori di Net
Transmission Capacity (NTC) validi a partire dal 1° gennaio 2004. La
riduzione si è realizzata all’interno di un nuovo approccio al calcolo dei valori di NTC, in accordo con gli altri Gestori europei, che valuta un più ampio quadro di possibili assetti di rete e flussi produttivi
per assicurare in ogni circostanza l’esercizio in sicurezza.
Conseguentemente, il GRTN ha determinato e provveduto a concordare con tutti i Gestori di rete confinanti la massima capacità di trasporto sulle linee d’interconnessione con l’estero a partire dal 1°
gennaio 2004 e sino al completamento delle iniziative di rafforzamento della sicurezza della rete, articolate nei periodi diurno e notturno per singolo Paese confinante e per periodo invernale ed estivo. I valori adottati sono riassunti nella tabella n.7.
18
Valori NTC validi dal 1/01/04 al 18/05/ 04 (MW)
Francia Svizzera
Austria
Slovenia
Totale
frontiera
nord
Inverno-giorno (06:00-22:00)
2.650
2.800
220
380
6.050
Inverno-notte (22:00-06:00)
2.450
1.600
180
340
4.570
Estate-giorno (06:00-22:00)
2.400
1.950
200
300
4.850
Estate-notte (22:00-06:00)
2.250
1.550
180
270
4.250
Tabella n.7
È stata infine definita la capacità disponibile in importazione dalla
Grecia all’Italia pari a 300 MW, e 500 MW in esportazione dall’Italia
verso la Grecia. Il GRTN ha provveduto ad assegnare i diritti fisici
d’importazione secondo quanto disciplinato dal Decreto del Ministro
delle Attività Produttive del 17 dicembre 2003 e la successiva
Delibera dell’Autorità n. 157/03, prevedendo la possibilità di aumentare le quote di capacità di trasporto assegnate, qualora fosse stato
migliorato il livello di sicurezza dei sistemi elettrici interconnessi.
Su questo tema il GRTN ha contribuito ad attivare, sin dagli ultimi
mesi dell’anno 2003, una specifica task force tecnica, composta dai
rappresentanti di ETRANS e dei Gestori di rete confinanti, con lo
scopo di definire e sviluppare le iniziative necessarie a raggiungere
un appropriato livello di sicurezza sull’interconnessione settentrionale. I requisiti necessari per il raggiungimento di nuovi livelli di
sicurezza sono stati già definiti. Gli effetti connessi alla gestione di
contromisure in tempo reale concordate con i Gestori confinanti ha
consentito la definizione di un aumento dei valori di NTC, da applicare per il restante periodo estivo e invernale dell’anno 2004, come
riportati nella tabella n.8. Gli aumenti di capacità sono stati resi
operativi il 15 luglio 2004 per il periodo estivo e il 1° ottobre 2004
per il periodo invernale.
19
Valori NTC validi dal 15/07/04 (MW)
Francia Svizzera
Austria
Slovenia
Totale
frontiera
nord
Inverno-giorno (06:00-22:00)
2.650
2.800
220
380
6.050
Inverno-notte (22:00-06:00)
2.500
2.630
210
360
5.700
Estate-giorno (06:00-22:00)
2.400
2.170
210
330
5.100
Estate-notte (22:00-06:00)
2.270
1.880
190
310
4.650
Tabella n.8
Questi accordi hanno consentito al Gestore di aumentare le quantità di diritti fisici d’importazione assegnati ai singoli operatori per
l’anno 2004 tramite opportuni coefficienti moltiplicativi.
I criteri adottati dalla task force tecnica hanno costituito la base per
la determinazione dei nuovi valori di NTC con l’entrata in esercizio
della nuova linea d’interconnessione “S. Fiorano - Robbia”, avvenuta il 23 gennaio 2005. Nel mese di ottobre 2004 è stato reggiunto,
infatti, l’accordo tra i Gestori di rete esteri confinanti, che ha portato alla definizione dei valori complessivi di NTC su ciascuna frontiera elettrica, compresa la nuova linea.
20
Elettrodotto di interconnessione “S. Fiorano - Robbia”
La linea elettrica “S. Fiorano - Robbia”
è il primo nuovo elettrodotto di interconnessione con l’estero sull’arco alpino
realizzato dopo quasi 20 anni:
l’ultima linea entrata in servizio sulla
frontiera nord, infatti, risale al 1986
(elettrodotto “Rondissone - Albertville”,
tra Italia e Francia). Dal punto di vista
tecnico la linea, realizzata dalla società
Terna, è lunga 46 km, per complessivi
123 sostegni e 1.600 tonnellate di
conduttori.
Il costo dell’investimento è di circa 60
Mln€. I lavori sono iniziati a maggio
2004 e sono stati completati in soli 7
mesi, contro i 12 di solito necessari,
impiegando una media di 260 risorse
umane al giorno e 5 elicotteri per il
trasporto delle strutture.
Questi, in sintesi, i benefici che apporterà l’elettrodotto:
• incremento della capacità di importazione di 1.100 MW, portando la quota complessiva
tt ta 7.150 MW (+15%);
• progressiva riduzione del costo, a motivo del differenziale di prezzo dell’energia elettrica
tt tra l’Italia e la maggior parte dei Paesi europei, per le imprese e le famiglie;
• aumento della sicurezza del servizio.
I lavori per alcune opere di “razionalizzazione” sul territorio attraversato dall’elettrodotto
prevedono:
• l’interramento di oltre 100 km di linee;
• la messa fuori servizio di quasi 700 km di vecchie linee.
Figura n.2
21
I nuovi valori di NTC sulla frontiera settentrionale, distinti tra periodo invernale ed estivo e tra giorni feriali e festivi, sono riportati
nelle figure n.3-4.
7500
7000
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Slovenia
Austria
Svizzera
0h-7h 7h
8h-23h
Lunedì e post-festivi
24h 0h-7h 7h
8h-23h
24h 0h-7h 7h
Martedì - Mercoledì - Giovedì
Venerdì
6600
6000
6600
7150
6600
6000
6600
7150
6600
6000
6600
7150
Francia
6000
MW
Valori NTC - Inverno 2005
8h-23h
24h
Sabato e pre-festivi
0h-24h
Domenica e festivi
NTC globale per fasce orarie e giorni della settimana
Figura n.3
7500
7000
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Slovenia
Austria
Svizzera
0h-7h
7h-23h
Lunedì e post-festivi
24h 0h-7h
7h-23h
Martedì - Mercoledì - Giovedì
Venerdì
24h 0h-7h
5500
5500
6050
5500
5500
6050
5500
5500
6050
Francia
5500
MW
Valori NTC - Estate 2005
7h-23h
24h
Sabato e pre-festivi
NTC globale per fasce orarie e giorni della settimana
Figura n.4
22
0h-24h
Domenica e festivi
È stata determinata anche la capacità disponibile in importazione in
Italia dalla Grecia e di esportazione dall’Italia verso la Grecia, i cui
valori sono riportati nella tabella n.9.
Valori NTC frontiera meridionale
Periodo
Inverno
periodo notturno (22h-6h)
(1)
(2)
Estate
periodo diurno (6h-22h)
300
300
0
(3)
100
(4)
(1)
mesi di gennaio, febbraio, marzo, ottobre, dicembre
mesi di aprile, maggio, settembre e novembre; 0 MW per i mesi di giugno e luglio
(3)
per la domenica dalle 0:00 alle 24:00
(4)
tutti i giorni con l’esclusione della domenica
(2)
Tabella n.9
1.3 L’equilibrio tra immissioni e prelievi nell’esercizio 2004
Nel periodo invernale del 2004, la potenza richiesta dal sistema elettrico nazionale ha registrato un nuovo massimo storico nel mese di
dicembre, con un valore di 53.606 MW alle ore 17 di giovedì 16,
segnando un incremento dello 0,4% rispetto alla punta di domanda invernale del 2003 (53.403 MW, ore 17 di mercoledì 10 dicembre).
Il periodo estivo è stato mediamente caratterizzato da condizioni
metereologiche favorevoli, con consumi inferiori a quelli del 2003.
Ma i brevi periodi di caldo torrido hanno provocato picchi record
nei consumi. In particolare a luglio, la potenza richiesta sulla rete
elettrica nazionale ha fatto segnare il massimo storico del periodo
con il valore di 53.507 MW alle ore 11 di venerdì 23, con un incremento dello 0,8% rispetto alla punta estiva registrata l’anno precedente (53.105 MW del 17 luglio 2003).
Da notare che il valore della punta di fabbisogno estivo ha continuato anche nel 2004 il suo progressivo avvicinamento a quello
invernale: a luglio dell’anno scorso (con una punta di 53.507 MW) la
23
differenza con la punta invernale è stata di soli 99 MW, mentre nel
2003, nonostante le temperature estive torride da record, la corrispondente differenza era stata di circa 300 MW.
Il confronto tra il fabbisogno normalizzato nel giorno di punta estiva e quello alla punta invernale mostra le differenze nell’esercizio
del dispacciamento rispetto alla gestione delle risorse disponibili,
nel periodo invernale e nel periodo estivo. Le differenze di andamento mostrate nella figura n.5 sono peraltro tipiche dei due periodi in esame.
Confronto del fabbisogno nei giorni di punta estiva (23/07/04)
e punta invernale (16/12/04)
MW
23/07/04 53.507 MW
16/12/04 53.606 MW
55000
50000
45000
40000
35000
30000
25000
1
2
3
4
5
23 luglio 2004
Figura n.5
24
6
7
8
9
10
11
12
13
Ore
16 dicembre 2004
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Si nota come l’andamento del fabbisogno nel giorno della punta
invernale 2004 sia stato più concentrato nella richiesta, dato che il
valore del carico alla punta del pomeriggio (dalle 16 alle 18) è sensibilmente più elevato rispetto al resto delle ore diurne. Invece nel
giorno di punta estiva del 2004 il fabbisogno è rimasto a valori elevati per un maggiore numero di ore, cioè dalle 7 del mattino fino alle
18 del pomeriggio. Ciò determina, nella situazione estiva, un prolungamento dell’utilizzo delle risorse di generazione e un’esigenza di
riserva in energia maggiore.
Le figure n.6 e 7 mettono a confronto le potenze effettivamente
disponibili e i relativi fabbisogni in potenza del giorno della punta
estiva e invernale, con i rispettivi dati dell’anno precedente.
Disponibilità produzione alla punta estiva di fabbisogno
MW
62.000
6.551
60.058
60.000
Fabbisogno
58.000
56.000
1.286
54.000
54.391
53.105
53.507
Riserva
52.000
50.000.
Potenza disponibile
0
17 luglio 2003
23 luglio 2004
Figura n.6
25
Disponibilità produzione alla punta invernale di fabbisogno
MW
8.145
61.751
Fabbisogno
62.000
5.781
60.000
59.184
58.000
56.000
54.000
53.403
Riserva
53.606
52.000
50.000.
Potenza disponibile
0
10 dicembre 2003
16 dicembre 2004
Figura n.7
La disponibilità di generazione complessiva, sensibilmente più alta
rispetto al 2003 sia nel periodo estivo che in quello invernale, ha permesso di coprire agevolmente il fabbisogno, consentendo di mantenere sufficienti margini di riserva operativa a fronte di eventuali arresti di impianti di generazione o di possibili congestioni di rete.
Si osserva che, a fronte di un aumento di potenza netta di generazione installata di circa 1.200 MW (1,5% rispetto al 2003), l’aumento della
riserva disponibile è stato di ben 5.265 MW alla punta estiva e di 2.364
MW alla punta invernale.
In tutto il periodo estivo, considerato maggiormente critico per il sistema elettrico, nel 2004 si evidenzia un netto miglioramento del margine di riserva disponibile rispetto a quello del 2003 (vedi figura n.8).
26
Andamento del margine di riserva in potenza al picco settimanale del 2004
confrontato con il 2003
Riserva 2004
10000
Media 2004 = 8.980
8000
6000
=7.300
4000
Riserva 2003
2000
Media 2003 = 1.680
0
1/6
8/6
15/6 22/6 29/6
6/7
13/7 20/7 27/7
3/8 10/8 17/8 24/8 31/8 7/9
14/9 21/9
Figura n.8
Questi risultati estremamente positivi sono dovuti a una combinazione di fattori favorevoli di carattere ambientale e di azioni condotte dal
GRTN, volte ad aumentare la capacità disponibile. Di seguito si riportano i fattori principali che hanno determinato questo risultato.
• Le punte settimanali di fabbisogno a consuntivo sono state, rispetto ai valori attesi, inferiori del 2% su media annua e del 5,3% nel
periodo critico giugno-luglio (anche se alla punta estiva 2004, il 23
luglio, si è registrato il nuovo record storico). Questo risultato è da
attribuire principalmente al favorevole andamento delle temperature (l’impatto delle temperature sul fabbisogno in potenza è
stato stimato in circa 500 MW per grado centigrado rispetto alla
media di periodo), che si sono mantenute al di sotto della media
stagionale degli anni precedenti (vedi figura n.9);
27
Andamento delle temperature estive 2004 e 2003
Massimo-minimo ‘95-’04
2003
2004
Media 2003-2004
42
37
32
27
22
17
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
Figura n.9
• L’elevata produzione idroelettrica riscontrata nel corso del 2004,
dovuta alle abbondanti precipitazioni nella prima metà dell’anno,
unitamente a una coordinata gestione delle riserve idriche, ha consentito un forte utilizzo di questa risorsa nei periodi critici. Il valore
della potenza idroelettrica disponibile è stato, rispetto alle previsioni, in sensibile crescita e ancor di più nei periodi estivi considerati
critici. La figura n.10 mostra l’andamento degli invasi dei serbatoi
idroelettrici durante l’anno. Come si vede, da una percentuale minima di invaso registrata a inizio anno, attraverso adeguate politiche
di gestione, si sono create le condizioni che hanno consentito di
raggiungere ad aprile il massimo storico di invaso, garantendo il
massimo della producibilità nel periodo estivo.
28
Coefficiente d’invaso dei serbatoi idroelettrici alla fine di ciascun mese
100
90
80
Invaso in aprile ai massimi storici
70
60
50
40
30
20
10
0
G
F
M
Max 1970-2003
Min 1970-2003
2003
2004
A
M
G
L
A
S
O
N
D
Figura n.10
• Un minor tasso di avaria a carico degli impianti termoelettrici: -16%
per le manutenzioni programmate nei periodi critici e -6% su base
annua; ben -65% per limiti ATS (alte temperature allo scarico) nel
periodo critico, quello più soggetto a questo tipo di limitazione.
Alla base di questo risultato oltre ai fattori climatici e alle azioni
di riprogrammazione delle manutenzioni svolte dal GRTN, c’è
soprattutto l’allineamento dei meccanismi di remunerazione degli
impianti di produzione con i periodi ritenuti critici per il sistema
elettrico, determinato dall’avvio della borsa elettrica dal 1° aprile
2004, e la remunerazione della capacità disponibile (capacity payment), che hanno stimolato un deciso aumento della disponibilità
degli impianti di produzione nei periodi più difficili dell’anno, in
particolare quelli estivi.
29
Sintesi delle azioni messe in campo dal GRTN per il recupero della capacità produttiva
Nel corso del 2004 il GRTN ha messo in atto una serie di iniziative volte a ottimizzare
l’utilizzo della capacità produttiva installata sul territorio nazionale, consentendo
di rendere disponibili ai fini dell’esercizio circa 5.700 MW in più rispetto al picco estivo
del 2003, come illustrato nella figura n.11.
Totale capacità recuperata
5.700
Riduzioni manutenzioni/minori avarie
2.500
Ingresso nuovi impianti
2.000
Aumento produzioni idro
900
Altro
300
Questo recupero è stato conseguito attraverso varie iniziative:
• la riprogrammazione delle manutenzioni degli impianti di produzione nei periodi ritenuti
• “non critici” per il sistema elettrico ha ottenuto un recupero stimabile in circa 2.500 MW;
• l’ingresso di nuovi impianti e la riattivazione di alcuni turbogas, precedentemente posti
• in arresto di lunga durata, hanno contribuito rispettivamente per circa 1.200 MW e 800 MW;
• la rimodulazione della produzione dei bacini idrici stagionali in modo da garantire
• la massima disponibilità degli invasi a inizio giugno, come è mostrato nella Figura 12,
• ha comportato un maggior contributo di circa 900 MW.
4.500
Produzione
idroelettrica
Apporti idraulicità
nei bacini
Produzione idroelettrica
2004 rimodulata
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
GFMAMGLASOND
GFMAMGLASOND
GFMAMGLASOND
2002
2003
2004
Figure n.11 e 12
30
1.4 Previsioni della domanda di energia elettrica
Le previsioni della domanda di energia elettrica in Italia hanno
come scopo principale quello di fornire un quadro di riferimento
per le valutazioni relative al Piano di Sviluppo della rete elettrica
nazionale. Si tratta pertanto di previsioni di medio - lungo termine
sia in energia sia in potenza. Tali previsioni si estendono fino al 2015
e sono disaggregate nelle principali macroaree geografiche e in
base ai consumi di energia elettrica nelle principali attività. Sono
riportate anche le previsioni relative all’anno 2010.
1.4.1 Le ipotesi adottate
Sulla crescita economica
Il principale elemento di novità contenuto nello scenario per i
prossimi anni è rappresentato dall’andamento delle quotazioni
del petrolio, che è previsto su livelli decisamente più alti rispetto
a quelli attesi pochi anni fa. In termini quantitativi, dalle ipotesi
di un prezzo di equilibrio di circa 25-28 dollari al barile, gli analisti si attendono, almeno per il prossimo quinquennio, un livello
medio superiore ai 40 dollari al barile, spiegato dalla forte
domanda espressa dai Paesi emergenti dell’Asia e dell’America
Latina.
La crescita del commercio mondiale dovrebbe proseguire con
ritmo sostenuto, giovandosi del positivo andamento delle economie dei Paesi emergenti. Per quanto riguarda gli USA, il tono
della politica di bilancio e di quella monetaria dovrebbe divenire
più restrittivo e il dollaro dovrebbe restare in una situazione di
fragilità, ma questo non impedirà un certo rafforzamento della
crescita economica rispetto alla media dei primi anni di questo
decennio.
In lieve accelerazione anche il PIL dell’Unione Monetaria Europea
e in particolare quello dell’Italia, che dovrebbe portarsi a una crescita dell’1,6% medio annuo grazie, nei primi anni, a un aumento della produttività del lavoro e, su un orizzonte più lungo, al
graduale aumento del tasso di occupazione e all’accresciuta integrazione di lavoratori immigrati.
31
Sulla crescita della domanda elettrica
La crescita contenuta della domanda elettrica del 2004 (+0,4%
rispetto all’anno precedente) costituisce il principale elemento di
discontinuità rispetto all’andamento di lungo periodo; si osserva
peraltro che tale modesto incremento è stato influenzato dal confronto con un valore di consumo singolarmente elevato verificatosi
nel 2003 (+3,2% rispetto al 2002), allorquando la domanda elettrica risultò particolarmente elevata per effetto delle alte temperature estive. Nel 2003 si ebbe infatti a registrare una impennata della
domanda nel settore civile: terziario e domestico; quest’ultimo in
particolare, da tassi medi annui di sviluppo nell’ultimo decennio
prossimi all’1%, si posizionò nel 2003 su un livello pressoché triplo.
In una prospettiva ravvicinata, la maggiore sensibilità della domanda elettrica alle temperature estive comporterà il superamento staL’intensità elettrica
è la quantità di
elettricità (kWh)
consumata da
ciascun settore,
per unità (euro)
del rispettivo
contributo
(valore aggiunto) alla
formazione del PIL.
2
bile della punta estiva rispetto alla punta invernale.
Sulla relazione tra economia e domanda elettrica
Le analisi recenti sull’intensità elettrica2 indicano che l’energia elettrica richiesta per unità di prodotto interno lordo ottenuto è in
Italia su livelli ancora relativamente più bassi rispetto agli altri Paesi
maggiormente industrializzati. Mentre negli altri Paesi l’intensità
viene stimata stazionaria o debolmente calante, in Italia essa mantiene qualche margine di crescita potenziale nel medio periodo.
Nella previsione si sono pertanto ipotizzati due scenari:
• in quello “di sviluppo” dell’intensità elettrica si ipotizza per il
prossimo decennio una crescita dell’intensità complessiva per l’intero Paese, pari a un tasso medio di circa +1,1 % per anno, intermedio tra i livelli riscontrati a consuntivo tra la fine degli anni ‘90
e i primi anni del nuovo decennio;
• un secondo scenario “di saturazione” coerente con un tasso
medio di incremento dell’intensità elettrica pari a uno 0,5% per
anno, sviluppato su una ipotesi di relativamente rapida saturazione delle tendenze in atto nel settore civile.
32
1.4.2 Previsione della domanda di energia elettrica
Per il periodo 2004-2015 si stima, nello scenario “di sviluppo”,una
evoluzione con un tasso medio annuo del 2,7%, tale da consentire
il raggiungimento di 432,0 TWh nel 2015, e con un tasso del 2,1%
per anno nello scenario inferiore, corrispondente a una domanda
elettrica di 405 TWh nel 2015.
Previsione della domanda elettrica in energia
Domanda elettrica
miliardi di kWh
1985
195,0
1990
235,1
1995
261,0
2000
298,5
2003
320,7
Prodotto interno lordo
tassi medi annui
tassi medi annui
Intensità elettrica
tassi medi annui
3,8%
2,9%
0,9%
2,1%
1,3%
0,8%
2,7%
1,9%
0,8%
2,4%
0,8%
1,6%
0,4%
1,1%
-0,7%
Scenario di sviluppo
2004* 322,0
2,7%
2010
1,4%
2,7%
377,0
2,8%
2015
1,2%
1,6%
1,8%
1,1%
1,0%
432,0
Scenario di saturazione
2004* 322,0
1,4%
2,0%
2010
2,2%
2015
0,6%
1,6%
2,1%
363,0
1,8%
0,5%
0,4%
405,0
*Consuntivi provvisori di esercizio
Tabella n.10
Rispetto alla media nazionale, la crescita della domanda relativa
allo scenario di sviluppo sull’intero periodo dal 2004 al 2015 nelle
33
quattro macroaree geografiche (tabella n.11) si manifesterà più
sostenuta al Centro e al Sud (rispettivamente +2,8% e +2,9 %), mentre le aree del Nord Italia e delle Regioni insulari si collocheranno
pressoché in media (rispettivamente +2,6% e +2,7 %).
Previsione della domanda in energia elettrica nelle aree
geografiche (anno 2004 - valori provvisori)
Scenario di sviluppo
Nord(1)
(2)
Centro
(3)
Sud
2003
2004
2010
2015
2004 - 2015
(TWh)
(TWh)
(TWh)
(TWh)
t.m.a.%
176,5
177,2
207,1
235,6
2,6
58,2
58,4
68,4
79,4
2,8
53,1
53,4
62,5
72,9
2,9
(4)
Isole
32,9
33,0
38,9
44,1
2,7
Italia
320,7
322,0
377,0
432,0
2,7
(1)
Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia,
Liguria, Emilia Romagna
Toscana, Umbria, Marche, Lazio
(3)
Abruzzo, Molise, Campania, Puglia, Basilicata, Calabria
(4)
Sicilia, Sardegna
(2)
Tabella n.11
Per quanto riguarda i principali settori di consumo – e sempre con
riguardo allo scenario di sviluppo (tabella n.12) – l’industria si conferma il settore più rilevante sotto l’aspetto dei consumi elettrici:
nel 2015 la sua quota è pari circa alla metà dei consumi (51 %), con
uno sviluppo in linea con quello del totale dei consumi (tasso
medio annuo +2,6 % sull’intero periodo 2004-2015). Nell’ambito
del settore industriale si prospetta nello stesso periodo un andamento più dinamico delle industrie per la produzione di beni fina-
34
li (incluse le altre industrie, +3,3%) e uno sviluppo più contenuto
per le industrie dei beni intermedi (+1,9%). Il terziario, che già
nell’anno 2000 aveva superato nella struttura dei consumi elettrici il settore domestico (+2,0%), si conferma anche nel prossimo
decennio il settore più dinamico (+3,6 %).
Nel 2015 il settore terziario raggiungerà una quota nella struttura
pari quasi a un terzo dei consumi (28%). Sostanzialmente stabile il
contributo del settore agricolo, attorno al 2% nella struttura dei
consumi.
Previsione settoriale della domanda in energia
(anno 2004 - valori provvisori)
Scenario di sviluppo
2003
2004
2010
2015
2004 - 2015
(TWh)
(TWh)
(TWh)
(TWh)
t.m.a.%
5,2
5,2
5,6
5,9
1,2
152,7
154,2
179,3
205,2
2,6
- beni intermedi
71,9
72,5
80,4
89,0
1,9
- non di base e altre
80,9
81,7
98,9
116,2
3,3
Terziario
76,9
77,2
95,7
113,9
3,6
Domestico
65,0
64,8
72,8
80,5
2,0
Totale consumi
299,8
301,4
353,4
405,6
2,7
Perdite di rete
20,9
20,6
23,6
26,4
320,7
322,0
377,0
432,0
Agricoltura
Industria
Italia
2,7
Tabella n.12
1.4.3 Previsioni della domanda di potenza alla punta
Le previsioni della domanda di potenza sulla rete italiana sono
elaborate a valle di quelle sulla domanda di energia elettrica. La
metodologia adottata è quella che muove da una previsione delle
35
ore di utilizzazione3 della potenza alla punta, per arrivare alla previsione della potenza alla punta invernale ed estiva. In considerazione della definizione delle ore di utilizzazione della potenza alla
punta, a parità di domanda di energia elettrica al diminuire delle
ore di utilizzazione corrisponde un fabbisogno di potenza alla
punta maggiore.
L’evoluzione storica delle ore di utilizzazione
L’andamento storico delle ore di utilizzazione della domanda alla
punta invernale (figura n.13) mostra che la graduale fase di crescita in atto fin dalla metà degli anni ‘70 si è stabilizzata all’inizio
degli anni ‘90, toccando un massimo pari a circa 6.000 ore/anno. A
partire dal 1992, le ore di utilizzazione della domanda alla punta
invernale sono sostanzialmente stabili nell’intervallo tra 5.900 e
3
Le ore di
utilizzazione della
domanda alla punta
sono pari al rapporto
tra la domanda
annua di energia
elettrica e la
domanda di
potenza alla punta.
36
6.000 ore/anno.
Nella stessa figura sono riportate le ore di utilizzazione della
domanda alla punta estiva. Si osserva che a una fase di relativa
stabilità attorno a 6.500 ore/anno si è sostituita in anni più recenti una tendenza molto pronunciata alla diminuzione verso livelli
anche inferiori a quelli delle ore invernali.
Ore di utilizzazione della potenza alla punta estiva e invernale
6.800
6.600
6.400
h 6.200
6.000
5.800
5.600
1990
1992
ore invernali
1994
1996
1998
2000
media mobile invernale
ore estive
2002
2004
media mobile estiva
Al fine di rendere più riconoscibile un trend di fondo, nella figura
è inoltre riportata una media mobile centrata a cinque termini
Figura n.13
Metodologia di previsione
La previsione delle ore di utilizzazione della potenza alla punta
invernale ottenuta è quella relativa al cosiddetto “inverno medio”,
sostanzialmente determinata dal trend di fondo. Nel prevedere le
ore di utilizzazione della potenza alla punta estiva si è determinata, con criterio analogo, una “estate media”.
Occorre poi tenere conto in maniera cautelativa della variabilità
delle ore di utilizzazione per ottenere la previsione prudenziale (cui
corrispondono valori di potenza alla punta più elevati) detta convenzionalmente “inverno rigido” ed “estate torrida”. Si osserva che
la variabilità del dato storico della punta nel periodo estivo è maggiore di quella della punta invernale.
37
Risultati
Per l’anno 2015 – sempre con riferimento allo scenario di sviluppo
per quanto attiene la domanda elettrica – la condizione di massimo
fabbisogno in potenza appare quella in condizioni di estate “torrida”, coerentemente con una utilizzazione della potenza alla punta
estiva di circa 5.700 ore/anno, per la quale si avrebbe una domanda
di potenza alla punta pari a circa 76 GW (ipotesi alta), con un incremento di circa 22,4 GW rispetto alla punta del 2004 (tabella n.13).
Previsione della domanda in potenza: scenario di sviluppo
Anno
Ipotesi Bassa [MW]
2004
53.606
2010
62.000
64.000
2015
72.000
76.000
Tabella n.13
38
Ipotesi Alta (estate torrida) [MW]
2 La sicurezza del sistema elettrico italiano
Introduzione
Dopo il blackout del 28 settembre 2003, il GRTN ha sviluppato un
piano per rafforzare la sicurezza del sistema elettrico articolato su
diverse linee di difesa, rivolte sia a evitare la separazione del sistema
italiano da quello europeo, sia a gestire le conseguenze di eventuali
separazioni. Già nel corso del 2004 in almeno sei diverse occasioni i
nuovi sistemi sviluppati sono entrati in funzione e hanno consentito di
gestire in sicurezza disservizi analoghi a quelli verificatisi nel 2003.
2.1 Il Piano di Difesa: attività realizzate nel 2004 e azioni future,
criticità affrontate nel 2004
A seguito delle criticità dell’estate 2003, e secondo le direttive della
Legge 290 del 27 ottobre 2003, il GRTN ha provveduto a elaborare
un piano di miglioramento della capacità di difesa del sistema elettrico nazionale in caso di eventi accidentali.
Questo Piano considera varie tipologie di interventi, sia per affrontare disservizi di rete, sia l’inadeguatezza della produzione come
l’interruzione programmata del 26 giugno 2003, sia altri interventi di carattere generale mirati al rafforzamento delle strutture e
delle condizioni operative. Relativamente ai disservizi di rete il
Piano prende in esame le vulnerabilità emerse e indica gli interventi per rafforzare le tre linee di difesa del sistema elettrico e per
accelerare la ripresa del servizio.
La prima linea di difesa agisce in fase di programmazione e di monitoraggio in tempo reale, verificando che la perdita di un elemento
di rete non porti il sistema a operare in condizioni di emergenza e
consentendo di ripristinare in breve tempo le condizioni di sicurezza e adeguatezza.
La seconda linea è rappresentata da sistemi di difesa automatici
previsti per il controllo delle sezioni critiche, che consentono di prevenire la separazione delle reti con distacchi di carico, o da sistemi
di regolazione della tensione, atti a prevenire possibili fenomeni di
instabilità del sistema elettrico.
La terza linea, infine, è costituita da tutti i dispositivi automatici che
assicurano sia il distacco di carico sia la continuità della generazione,
39
tipicamente operanti in condizioni di separazione della rete, in
modo tale da stabilizzare il valore della frequenza evitando il collasso finale del sistema.
Il Piano di Difesa prende in considerazione, all’interno dei progetti
pianificati, lo sviluppo e il potenziamento di tutte le aree d’interesse per la gestione e l’esercizio del sistema:
P1. Programmazione dell’esercizio
P2. Controllo in linea
P3. Protezioni del sistema e regolazione della tensione
P4. Controllo del transitorio della frequenza (il periodo di tempo in
cui la frequenza è fuori norma)
P5. Riaccensione in caso di disservizio
P6. Verifica degli assetti degli impianti di produzione.
2.1.1 Attività realizzate nel 2004 e azioni future
Nel corso del 2004 le attività del Piano di Difesa si sono focalizzate
sugli interventi più urgenti, individuati analizzando i problemi rilevati durante i disservizi del 2003.
Le azioni, concluse nella prima fase dell’avvio del Piano, hanno interessato in modo particolare il monitoraggio dei flussi di potenza in
tempo reale di porzioni di rete confinanti (in particolare con la
Svizzera attraversata dai flussi maggiori), ma anche la stesura di
procedure per la gestione dell’interconnessione in caso di irregolarità o di emergenze, l’adeguamento di parte delle protezioni sulle
linee d’interconnessione e dei sistemi di regolazione nei principali impianti di produzione, lo studio di un nuovo piano di riaccensione e il rafforzamento dell’infrastruttura di comunicazione, fornendo
ulteriori sistemi di back-up per la trasmissione dati e la telefonia.
Dal 2005 in poi l’obiettivo prioritario del Piano di Difesa si sposta sul
completamento dei progetti pluriennali avviati o in fase di avvio nel
corso del 2005, che mirano alla predisposizione di sistemi innovativi in alcune delle aree d’intervento interessate e di architetture di
business continuity, nonché la progettazione e lo sviluppo d’interventi di più ampio respiro, che interesseranno il graduale potenziamento della gestione del sistema nel lungo periodo. Parte delle atti-
40
vità individuate dal GRTN riguarderanno le società di distribuzione
e di produzione e saranno di fondamentale importanza per il graduale miglioramento dell’affidabilità e della sicurezza del sistema
elettrico, ottimizzando la regolazione della tensione e in casi gravi
contenendo il transitorio di frequenza.
Area P1 – Programmazione dell’esercizio
Nel 2004 il GRTN ha focalizzato la sua attività in quest’area sull’analisi dettagliata dei fenomeni verificatisi durante i disservizi,
anche sulla base di consulenze specialistiche di esperti internazionali del settore, per individuare i possibili punti critici del sistema
e pianificare adeguate contromisure. Sono state condotte analisi
sulla sicurezza, considerando come caso di studio il blackout del
28 settembre 2003.
Sono state rese operative le nuove procedure per la gestione dell’interconnessione italo-svizzera in collaborazione con il gestore
di rete svizzero, ETRANS, e per l’esercizio coordinato dei PST di
Rondissone (Italia) e La Praz (Francia), in collaborazione con il
Gestore di rete francese, RTE. Queste procedure vengono attuate
a seguito di irregolarità che si possono verificare sulle linee d’interconnessione e nelle porzioni di rete limitrofe, o in condizioni
di emergenza. Per migliorare il processo di gestione dell’interconnessione, inoltre, è stato avviato un progetto denominato
Dispatchers’ Exchange, che ha consentito la formazione congiunta degli operatori delle sale controllo di GRTN e ETRANS, un maggior scambio d’informazioni e l’omogenizzazione delle modalità
operative.
Un ulteriore elemento innovativo è stato l’introduzione dello
scambio d’informazioni sugli assetti dei sistemi elettrici tra i vari
Gestori di rete europei attraverso l’utilizzo del DACF (Day Ahead
Congestion Forecast), che consente di prevedere possibili congestioni sull’interconnessione o all’interno delle porzioni di rete
limitrofe ai confini.
A supporto delle decisioni prese nella fase di programmazione sono
stati sviluppati dei sistemi informatizzati per la valutazione della
41
riserva operativa e degli indici di rischio, attualmente in fase avanzata di test, con l’obiettivo di contenere il livello di rischio di disalimentazione entro i limiti di sicurezza prefissati. È stato anche installato
un nuovo applicativo, a sostituzione di quello esistente, per la previsione del fabbisogno di energia elettrica a medio termine e l’attivazione di una procedura per il controllo dell’emergenza gas.
Sono state adeguate al nuovo assetto del settore elettrico le prescrizioni per l’attuazione dei distacchi a rotazione delle utenze
diffuse (PESSE), sotto il coordinamento del Ministero delle Attività
Produttive e in collaborazione con i distributori, per fronteggiare in
modo più efficace eventuali indisponibilità di risorse. A questo fine
è stata formalizzata l’estensione dei distacchi a soggetti diversi da
Enel Distribuzione, sono state riordinate le priorità di distacco delle
utenze, tenendo conto in particolare di quelle privilegiate, e sono
state predisposte modalità di comunicazione più efficienti per ridurre i disagi degli utenti.
Dal 2005 in poi il GRTN si propone di migliorare le procedure di calcolo dei limiti di transito tra le zone di mercato e di avviare uno studio
preliminare sulle verifiche di sicurezza dinamica in esercizio, che consentiranno di prevedere eventuali fenomeni di instabilità del sistema.
Continuerà il perfezionamento della valutazione della riserva disponibile in tempo reale in modo da consentire agli operatori di conoscere le disponibilità delle risorse per ripristinare le condizioni di
equilibrio tra produzioni e carichi.
Sviluppi futuri riguarderanno anche la possibilità di gestire le manutenzioni degli elementi di rete in modo coordinato, consentendo di
migliorare i margini di riserva per quanto possibile e riducendo la
possibilità di sovrapposizione di manutenzioni di elementi che possono portare ad assetti del sistema elettrico insicuri.
Area P2 – Controllo in linea
Gli interventi realizzati nel 2004 in quest’area mirano all’aumento
della capacità di diagnosi preventiva e del monitoraggio della rete
elettrica attraverso il potenziamento dei sistemi attuali e lo sviluppo
di altri più evoluti, con l’utilizzo di tecnologie avanzate. Nel 2004 è
42
stata completata l’integrazione dei dati della porzione di rete svizzera e la visualizzazione delle telemisure dalle stazioni primarie e sono
state avviate le operazioni con i restanti Gestori di rete per ottenere
le informazioni necessarie per il monitoraggio dei principali nodi
delle reti confinanti. L’estensione delle funzionalità del sistema di
monitoraggio ha richiesto l’avvio di una nuova linea di turno presso
la sala controllo, per supervisionare i flussi di potenza di scambio con
l’estero, analizzare le informazioni che giungono dalle reti estere e
svolgere le simulazioni statiche e dinamiche per garantire la sicurezza, prevenendo l’instaurarsi di situazioni critiche alla frontiera con
possibili ripercussioni sul sistema elettrico nazionale.
Il rafforzamento della supervisione in linea verrà dall’impiego
del sistema di monitoraggio a vasto raggio definito Wide Area
Monitoring System (WAMS), basato sulla rilevazione istantanea dei
valori di tensione e corrente e delle relazioni di fase intercorrenti
presso le stazioni. Questo sistema avverte con tempestività gli operatori con segnali precisi, monitorando con accuratezza e in tempo
reale l’insorgenza di eventuali instabilità, anche di tipo dinamico.
Resta al centro delle azioni future di quest’area il potenziamento
delle funzioni di calcolo del sistema di controllo (es.: estensione
della stima dello stato alle porzioni di reti estere, le funzioni di sicurezza automatica, Contingency Analysis, la funzione Sicurezza N-1 a
richiesta dell’operatore della sala controllo ecc.), lo sviluppo di un
sistema di allarmistica evoluto, l’ottimizzazione dell’interfaccia
uomo-macchina all’interno delle sale controllo e la realizzazione di
un simulatore in linea del sistema elettrico per l’addestramento del
personale.
Il GRTN continuerà l’allargamento della visibilità del Centro di controllo, iniziato con la porzione di rete svizzera, su tutta la rete europea confinante, per un’estensione tale da consentire l’applicazione
di contromisure in anticipo rispetto alla segnalazione di operatori
esteri. La stessa estensione dovrà anche consentire la stima dello
stato del sistema interconnesso in modo da alimentare con dati sufficientemente affidabili gli algoritmi di valutazione in tempo reale
della sicurezza.
43
Il completamento del sistema WAMS, inoltre, consentirà di realizzare un monitoraggio più preciso delle variabili critiche che governano l’interconnessione con la rete estera, la gestione di corridoi o
sezioni critiche della rete nazionale, nonché la gestione di aree
della rete a maggior rischio di disservizi. Allo stesso tempo il GRTN
ha deciso di attivare uno studio per individuare nuove potenzialità
di utilizzazione del monitoraggio attraverso il sistema WAMS, considerando la possibilità di effettuare la stima dello stato sulle informazioni fornite dalle apparecchiature periferiche, di individuare i
transitori di frequenza, di monitorare l’andamento della tensione
prevenendo possibili fenomeni di instabilità, di elaborare algoritmi
per l’analisi delle oscillazioni degli angoli di fase. È altresì in fase
sperimentale il monitoraggio in linea delle temperature delle linee
di trasmissione.
Area P3 – Protezione dei sistemi e sistemi di regolazione della tensione
In quest’area è stato avviato l’ammodernamento del sistema
Elaboratore Distacchi Automatici (EDA), per il controllo delle
sezioni critiche, con studi, progettazione e installazione di apparati periferici. Nella sua fase iniziale, il progetto ha integrato l’utilizzo delle utenze interrompibili in tempo reale nel sistema EDA, per
correggere, senza coinvolgere l’utenza diffusa, situazioni di esercizio non sicure, che potrebbero evolvere in stati di emergenza.
Nel contempo è stato completato il sistema di difesa denominato
Banco Manovra Interrompibili, con la connessione, nei primi mesi
del 2004, di tutti i clienti che forniscono il servizio di interrompibilità. In seguito sono stati installati degli apparati di tele-operazione nelle principali stazioni elettriche a 380 kV appartenenti alla
rete svizzera e connessi al sistema EDA, in modo da effettuare dei
distacchi di carico nel territorio italiano, per ridurre la potenza in
importazione a seguito di eventuali disservizi sulle corrispondenti
linee di trasporto.
Per il controllo correttivo delle sezioni interne della rete elettrica
sono stati realizzati i sistemi di telescatto: presso la stazione di
Turbigo, per consentire la massima generazione da parte della cen-
44
trale omonima, e presso la stazione di Redipuglia, per fronteggiare
il grave disservizio che potrebbe presentarsi a seguito di una interruzione del corridoio con la Slovenia, con un forte flusso di potenza proveniente dalla frontiera est.
Inoltre sono stati realizzati degli adeguamenti urgenti del sistema
protettivo della rete primaria di trasmissione su alcune linee d’interconnessione con l’estero e della stazione di Roma Nord.
Nell’ambito della rete di trasmissione è stato realizzato un sistema
per la separazione controllata della rete della Sicilia e di parte di
quella della Calabria, in caso di grave emergenza del sistema elettrico dell’Italia continentale. Lo scopo è di evitare che l’emergenza
si estenda anche alla rete dell’Isola, la quale, superato il proprio
periodo transitorio e raggiunta una nuova condizione di equilibrio,
potrebbe restare in servizio e partecipare al recupero del servizio
elettrico del sistema continentale.
Nel 2004 è iniziata anche la revisione dell’attuale schema gerarchico della regolazione della tensione, attraverso l’azione coordinata
del regolatore centrale e degli otto regolatori regionali, per ottimizzare la tensione di rete. Allo stesso scopo contribuirà l’installazione di reattanze shunt, che assicurano adeguati livelli di qualità e
sicurezza nell’esercizio della rete elettrica e migliorano la ripresa del
servizio, limitando le sovratensioni durante la fase di riaccensione.
Inoltre, in un’analisi tecnica svolta dal GRTN, è stato previsto il
potenziamento del rifasamento delle reti di distribuzione per contrastare il degrado di tensione.
Nei prossimi anni gli interventi sui sistemi di protezione del sistema elettrico si concentreranno sull’evoluzione dell’Elaboratore
Distacchi Automatici (EDA), sull’installazione e/o sostituzione degli
apparati di protezione, sui telescatti automatici degli impianti di
generazione e, infine, sui sistemi di regolazione della tensione,
quali reattanze shunt e condensatori di rifasamento.
Le attività hanno due scopi fondamentali: migliorare le prestazioni dei sistemi di protezione, mettendoli in grado di evitare possibili disservizi o di limitarne le conseguenze, e fornire un’adeguata
regolazione della tensione, che comporta un servizio elettrico di
45
migliore qualità per gli utenti e contribuisce significativamente
alla stabilità del sistema in caso di disservizi.
Grazie all’installazione di nuovi telescatti sarà possibile aumentare
l’utilizzazione della capacità di trasporto tra aree e poli di produzione limitati, mentre l’implementazione delle procedure operative
per la separazione di isole di carico potrà limitare le conseguenze di
un nuovo disservizio generalizzato del sistema elettrico, contribuendo alla rialimentazione delle porzioni di rete disalimentate
attraverso quelle non interessate dal disservizio.
Lo sviluppo futuro dell’EDA si focalizzerà sull’integrazione del
distacco automatico degli impianti di pompaggio, delle utenze diffuse e dei telescatti degli impianti di produzione e sulla realizzazione di un sistema evoluto, in grado di reagire e adattarsi a condizioni
di funzionamento anomale del sistema elettrico. I benefici conseguenti dalla revisione funzionale del sistema EDA possono essere
riassunti in una maggiore flessibilità della logica di distacco a seguito di eventi, quali sovraccarichi, scatto di una o più linee, e nella
riduzione dei tempi di intervento.
Area P4 – Controllo del transitorio di frequenza
L’ultima linea di difesa del sistema elettrico è costituita da tutti i
dispositivi automatici che distaccano i carichi e mantengono positivo il bilancio della rete isolata, assicurando la continuità delle produzioni. In questo modo consentono di riportare la frequenza al
valore utile per ricollegare le reti fra loro. Nel caso in cui il sistema
elettrico presenti una mancanza di produzione rispetto al fabbisogno di energia, si verifica una diminuzione della frequenza che attiva i sistemi di regolazione delle centrali di produzione. Quando la
diminuzione della frequenza non è contenuta dalla capacità di
regolazione delle unità di produzione, intervengono i distacchi
automatici del carico che hanno lo scopo di evitare, per quanto possibile, il collasso del sistema dovuto alla fuoriuscita di tutti i gruppi
di generazione alla frequenza di 47,5 Hz.
Nel 2004 il GRTN ha realizzato degli studi per l’analisi del comportamento dinamico del sistema in presenza di nuove strategie di
46
distacco e di un aumento del carico distaccabile. Ha avviato, inoltre,
un intervento pluriennale che inizierà nel 2005 con l’installazione
sperimentale di circa 60 relè dotati della funzione aggiuntiva di
alleggerimento del carico per minima tensione, oltre che per minima frequenza.
Sul comportamento degli impianti di generazione durante il transitorio di frequenza, il Piano di Difesa si focalizza su due aspetti fondamentali:
1. sulla ridefinizione delle prestazioni standard delle unità di produzione di grossa taglia in caso di gravi transitori di frequenza e/o
di tensione e la conseguente realizzazione delle modifiche per
adeguare i sistemi di regolazione e di protezione delle unità;
2. sullo svolgimento di prove periodiche per migliorare l’affidabilità
delle manovre di rifiuto di carico delle centrali termoelettriche e
per garantire la disponibilità a una riaccensione più rapida del
sistema elettrico.
Insieme ai produttori è stata fatta un’analisi delle possibilità di
regolazione delle unità di produzione a vapore e ripotenziate
durante i transitori di sotto-frequenza. A seguito di questa analisi
sono state modificate le regolazioni di gran parte delle unità di produzione di questo tipo.
Per velocizzare la ripresa del servizio elettrico dopo un blackout, è
stata sviluppata una procedura standardizzata per l’esecuzione delle
prove periodiche della funzione di rifiuto di carico, che permette alle
centrali termoelettriche di continuare ad alimentare i propri servizi
ausiliari in attesa di essere riconnesse al sistema elettrico in fase di
riaccensione. Tale procedura ha l’obiettivo di mantenere l’addestramento del personale ed evidenziare dei difetti negli impianti in
modo che siano sempre idonei a sostenere tale funzione.
Le attività, iniziate nel 2004, interesseranno anche gli anni successivi e vedranno coinvolti tutti i produttori.
Dopo l’installazione sperimentale, già avviata nel 2004 in collaborazione con i distributori, di circa 60 apparecchiature di distacco del
carico dotate della funzione aggiuntiva di alleggerimento del carico
per minima tensione, oltre che per minima frequenza, il GRTN
47
intende iniziare un intervento pluriennale di installazione/sostituzione di tali apparecchiature per aumentare il carico distaccabile.
Inoltre, per impedire la perdita della generazione distribuita durante i transitori di frequenza, il Piano di Difesa sarà focalizzato sull’adeguamento degli interruttori delle dorsali ad alta tensione che
includono impianti di produzione distribuita, abilitandoli alla
richiusura unipolare rapida.
Aree P5 e P6 – Riaccensione del sistema elettrico e verifiche sugli impianti
Con l’intento di ottenere una ripresa del servizio elettrico più rapida
e affidabile e di trovare delle strategie di riaccensione alternative, che
garantiscano il corretto funzionamento dei dispositivi in condizioni di
emergenza, le principali azioni previste in quest’ultima parte del
Piano di Difesa interessano l’adeguamento dell’infrastruttura di
comunicazione, la definizione di un’architettura di teleconduzione
del sistema elettrico in condizioni di emergenza in alternativa a quella in uso durante l’esercizio normale, e il potenziamento del servizio
di ripartenza autonoma delle centrali termoelettriche.
Nel corso del 2004 sono stati ultimati i collegamenti fisici (Electronic
Highway) per lo scambio di dati (telemisure e stato degli interruttori) con Svizzera, Slovenia e Grecia. È stato attivato lo scambio dati
con la Svizzera, mentre prosegue quello con la Francia e con gli altri
Gestori confinanti. Le linee di comunicazione vocale sono state rafforzate, installando linee telefoniche dirette con i Gestori confinanti e sviluppando collegamenti di back-up tramite reti satellitari.
Sulla base di un’analisi tecnica condotta in collaborazione con
Terna, il GRTN ha previsto il potenziamento della struttura di teleconduzione in condizioni di emergenza, rafforzando i sistemi di
telecomunicazione che supportano le funzioni di telecomando e
telecontrollo degli impianti e ripristinando la possibilità di utilizzare gli 11 siti periferici autonomi per manovre di emergenza sugli
elementi di rete. L’adeguamento, avviato nel 2004 per svilupparsi a
partire dal 2005, consentirà anche in condizioni di ridotta funzionalità delle telecomunicazioni una maggiore velocità delle operazioni
su porzioni di rete ridotte in cui gli operatori, correttamente adde-
48
strati e dotati di un’adeguata conoscenza delle reti interessate, possano agire più agevolmente.
Contestualmente è stata analizzata la possibilità di utilizzo delle
unità turbogas, destinate alla produzione di punta, per incrementare il servizio di prima riaccensione del sistema elettrico. Anche in
questo caso, dopo aver individuato gli interventi ingegneristici proponibili, sono state adeguate sette unità di produzione turbogas.
Infine sono state portate a termine le prime ispezioni presso 5 centrali di produzione maggiori appartenenti alle diverse società, per
verificare il corretto funzionamento dei sistemi delle centrali e il
rispetto delle prescrizioni stabilite nelle regole di connessione del
GRTN. Per il proseguimento di tale attività il GRTN affiancherà alle
attività di verifica diretta (per lo più realizzate in caso di eventi anomali) la raccolta sistematica dei parametri di regolazioni di centrale
in autocertificazione.
Conclusi i principali adeguamenti e potenziamenti dell’infrastruttura di comunicazione, gli sviluppi in quest’area si baseranno sull’attuazione delle nuove strategie di riaccensione per ottenere una
maggiore flessibilità e capacità di generazione di avviamento del
processo.
Infine, il Piano di Difesa continuerà a concentrarsi non soltanto sugli
aspetti tecnici ma anche sull’addestramento del personale.
2.1.2 Andamento della sicurezza nel 2004 e utilizzo dei sistemi
di difesa
Sebbene siano nella loro fase iniziale di sviluppo e quindi non ancora pienamente efficaci, le azioni contenute nel Piano di Difesa
descritte nel paragrafo precedente, hanno consentito di prevenire e
in qualche caso di gestire in sicurezza alcuni disservizi verificatisi nel
corso del 2004.
In qualche caso è stato possibile attuare le nuove procedure operative previste dal Piano di Difesa o sono intervenuti i sistemi automatici, riducendo l’impatto del disservizio e prevenendo possibili degenerazioni dell’evento. I primi interventi a favore della sicurezza
hanno, quindi, contribuito in modo decisivo alla prevenzione o al
49
contenimento delle irregolarità, soprattutto di quelle che hanno
interessato le linee d’interconnessione con l’estero e le porzioni di
rete dei Paesi confinanti. Basandosi su procedure operative di
gestione dell’interconnessione e dell’import dall’estero, definite e
concordate in collaborazione con i Gestori di rete confinanti, il
GRTN ha cercato di migliorare le capacità di reazione degli operatori a fronte di un disservizio. In tal senso ha contribuito in modo
notevole anche l’inserimento della nuova linea di turno presso il
Centro nazionale di controllo, il cui scopo è quello di supportare gli
operatori già presenti nella supervisione delle porzioni di rete estere, utilizzando il sistema di scambio di dati sugli assetti delle reti
(DACF, Day Ahead Congestion Forecast) e l’estensione della visibilità del sistema di controllo ai principali nodi dei sistemi confinanti.
Sul fronte dei sistemi automatici di difesa un notevole contributo al
miglioramento dell’andamento della sicurezza è stato dato dall’estensione dell’interrompibilità e dall’asservimento delle utenze
interrompibili all’Elaboratore Distacchi Automatici (EDA) che, grazie
a delle logiche preimpostate, consente il distacco di carico a seguito
dell’apertura di una delle linee principali di interconnessione.
La disponibilità di questi primi interventi, completati nel 2004, ha
permesso di fronteggiare alcune situazioni di emergenza che si
sono verificate durante la gestione del sistema elettrico, riportate
schematicamente nella tabella n.14.
50
Principali disservizi su frontiera nord (2004)
Data
Disservizio
Conseguenza su esercizio
30 marzo
Interruzione linea estera 132 kV
Mese-Breccia per allarme bombe
Nessuna conseguenza
12 aprile
Interruzione linea esterna 380 kV
Bulciago-Soazza per allarme bombe
Nessuna conseguenza. Applicazione
procedure di emergenza
per riduzione import estero
(600 MW notturni 1000 MW diurni)
15 giugno
Sciopero Francia con apertura linea
380 kV Venaus-Villadorin (9-11 am)
Nessuna conseguenza. Applicazione
procedure di emergenza
per riduzione import estero
(800 MW diurni)
29 giugno
Sciopero Francia con apertura linea
380 kV Rondissone-Albertville
Attivazione relè amperometrica 20’
su Venaus-Villarodin. Per evitare
l’apertura è stato ridotto l’import
(750 MW) e aperto l’interruttore
congiuntore a Piossasco
7 ottobre
Scatto Rondissone-Albertville
Distacco interrompibili (750 MW)
attivati tramite EDA
2 novembre
Scatto Rondissone-Albertville
Distacco interrompibili (350 MW)
attivati tramite EDA
Tabella n.14
2.2 Misure transitorie per garantire la copertura di fabbisogno:
servizio di interrompibilità e capacity payment
Per far fronte alle emergenze o per incentivare la disponibilità di
capacità produttiva sono stati sviluppati due meccanismi di remunerazione che inducono i produttori e i clienti idonei a offrire al GRTN
la propria collaborazione in caso di necessità straordinarie. Nel 2004,
al servizio d’interrompibilità con preavviso è stato aggiunto anche un
servizio analogo senza preavviso, per complessivi 3.000 MW circa. Per
incentivare la disponibilità di capacità produttiva, il GRTN nel 2004 ha
individuato 63 giorni di alta criticità e 65 di media criticità, distribuiti
su tutti i mesi dell’anno, a esclusione di aprile e ottobre.
51
Servizio di interrompibilità
Il servizio di interrompibilità del carico, con o senza preavviso, consente al GRTN di disporre di una quantità di potenza a cui ricorrere
nelle emergenze:
• nel caso di interrompibilità istantanea, per ricostituire con rapidità riserva e bilanciamento in tempo reale;
• nel caso di interrompibilità con preavviso, per limitare alle situazioni di effettivo rischio per il sistema elettrico nazionale il ricorso
all’attivazione di procedure di alleggerimento del carico distribuite.
Le condizioni di questo servizio, prestato da clienti idonei finali
disponibili all’interruzione dei prelievi di energia elettrica, sono fissate dalla Delibera n. 151/03 (come modificata e integrata dalla
Delibera n. 155/03) e dalla Delibera n. 02/04 dell’AEEG.
Il GRTN ha usufruito del servizio di interrompibilità già dal 2001:
fino al 2004, agli operatori disponibili all’interruzione del carico
veniva assegnata una riserva di capacità di trasporto sull’interconnessione con l’estero.
Per l’anno 2004, le previsioni relative all’aumento dei consumi elettrici e l’andamento del parco di generazione hanno indotto il GRTN a
comunicare agli organi istituzionali competenti l’esigenza di disporre, almeno per un triennio a partire dal 1° gennaio 2004, di una capacità interrompibile istantanea pari a 1.750 MW e di un’ulteriore capacità interrompibile con preavviso di pari entità.
Agli operatori interrompibili senza preavviso, il GRTN aveva già assegnato, per l’anno 2004, 1.200 MW di capacità di trasporto sull’interconnessione con l’estero tramite aste disciplinate dall’Autorità (600 MW
per il periodo 2002-2004 e ulteriori 600 MW per il periodo 2003-2004) e
nel corso del mese di dicembre 2003 ha assegnato ulteriori 550 MW.
La Delibera n. 151/03, per il triennio 1 gennaio 2004 - 31 dicembre 2006,
prevede che:
• gli operatori cui sia stata assegnata capacità di trasporto sulle linee
d’interconnessione con l’estero, per l’anno 2004, possano fornire il
servizio d’interrompibilità istantanea rinunciando ai diritti di utilizzo di quella capacità e ottenendo un corrispettivo di 21 €/MWh
applicato all’energia mediamente importata nel corso del 2003;
52
• il GRTN individui, sulla base di criteri e di procedure non discriminatorie, gli operatori che possono prestare il servizio di interrompibilità con preavviso, che viene remunerato sulla base di un corrispettivo unitario di 8 €/MWh applicato alla quota degli effettivi
consumi di energia elettrica prelevata resa disponibile per il servizio dal singolo soggetto interessato.
Di conseguenza il GRTN ha proceduto all’assegnazione pro quota di
1.750 MW di capacità interrompibile con preavviso tra i clienti finali del mercato libero allacciati a reti con obbligo di connessione di
terzi in possesso dei requisiti tecnici d’interrompibilità, pubblicati
sul sito del GRTN.
Nei primi mesi del 2004, alcuni soggetti risultati assegnatari di capacità interrompibile con preavviso hanno comunicato la rinuncia, in
tutto o in parte, della potenza loro assegnata: questo ha portato a
ridurre il numero di carichi destinati al servizio rispetto a quelli preventivati con la richiesta di assegnazione. Sulle riassegnazioni della
potenza non coperta, pari a 593 MW, le richieste sono state limitate a 35 MW.
Nella tabella che segue si riporta il numero dei soggetti che hanno
prestato il servizio di interrompibilità per l’anno 2004 e la potenza
contrattuale, con la suddivisione della potenza offerta per settori di
attività e localizzazioni.
53
Servizio di interrompibilità del carico
Numero clienti
Potenza contrattualizzata [MW]
Senza preavviso
85
1.739
Con preavviso
81
1.148
(1)
(1)
assegnatari di capacità di trasporto sull’interconnessione non hanno esercitato la facoltà di
rinuncia di cui alla delibera n. 151/03 per complessivi 11 MW
Ripartizione della potenza
contrattuale per categoria
merceologica [MW]
Interrompibilità
con preavviso
Interrompibilità
senza preavviso
1.164
703
Chimici
263
187
Cementerie
120
153
39
48
105
7
0
13
48
37
1.739
1.148
Interrompibilità
senza preavviso
Interrompibilità
con preavviso
1.213
753
Centro-Nord
172
83
Centro
171
88
57
161
6
1
Sicilia
40
11
Sardegna
80
51
1.739
1.148
Acciaierie - Fonderie lavorazione metalli
Lavorazione legno
Cartiere
Tessile
Altri
Totale
Ripartizione della potenza
contrattuale per zona geografica [MW]
Nord
Sud
Calabria
Totale
Tabella n.15
Il servizio d’interrompibilità del carico, con o senza preavviso, è regolato da uno specifico contratto il cui schema è stato predisposto dal GRTN.
54
Questi contratti prevedono che la remunerazione del servizio d’interrompibilità da parte del GRTN al cliente interrompibile tenga
conto della qualità del servizio prestato, prevedendo delle penalizzazioni se la potenza media assorbita dai carichi interrompibili nel
mese dovesse risultare inferiore a quella contrattualizzata. Ciò
tenendo conto dei necessari periodi di manutenzione e fermata
produttiva dei singoli impianti industriali nel corso dell’anno.
Ferma restando la responsabilità del cliente interrompibile per
quanto attiene il corretto funzionamento e il monitoraggio delle
apparecchiature del distacco del carico, il GRTN ha introdotto strumenti a disposizione degli operatori interrompibili per migliorare la
gestione del servizio stesso, tra i quali:
• il riscontro della potenza media assorbita dai carichi interrompibili;
• la possibilità di comunicare direttamente alcuni parametri necessari alla remunerazione del servizio di interrompibilità, per esempio le ore di manutenzione e fermata produttiva.
Per quanto riguarda, infine, la regolazione delle partite economiche relative al servizio di interrompibilità, l’Autorità, con la Delibera
n. 46/04, ha introdotto uno specifico elemento tariffario, denominato “INT”, a copertura dei costi a carico del GRTN per la remunerazione del servizio d’interrompibilità. A partire dal mese di aprile
2004, questo corrispettivo è stato fatturato dal GRTN a tutti gli
utenti del dispacciamento per punti di prelievo, come stabilito dalla
Delibera n. 48/04.
Capacity payment
Il Decreto legislativo 397 del 19 dicembre 2003 ha definito l’introduzione di un sistema di remunerazione della disponibilità di capacità
produttiva di energia elettrica per garantire la copertura della
domanda nazionale con i necessari margini di riserva.
Il Decreto ha previsto che, in attesa della formulazione di un meccanismo competitivo di remunerazione della capacità, venisse adottato un sistema transitorio amministrato, a partire dal mese di
marzo 2004. Di conseguenza, il GRTN ha provveduto alla determinazione dei giorni critici, cioè di maggiore domanda di elettricità,
55
mentre l’AEEG, con la Deliberazione 48/04, ha definito il corrispettivo di remunerazione e le modalità di calcolo della disponibilità di
capacità per il periodo 2004. Il Decreto ha previsto inoltre che nel
periodo transitorio siano ammesse alla remunerazione tutte le
unità di produzione dispacciabili, con l’esclusione di quelle sottoposte al regime giuridico CIP6, quelle alimentate da fonti eolica, solare, geotermica, del moto ondoso e idraulica ad acqua fluente.
A partire dal 29 luglio 2004 il sistema di remunerazione della capacità produttiva è stato esteso anche agli impianti di produzione
impegnati in contratti bilaterali.
Nel periodo marzo-dicembre sono stati individuati 63 giorni di alta
criticità e 65 di media criticità. Unici mesi senza giorni critici sono
risultati aprile e ottobre.
Disponibilità capacità produttiva
MW medi disponibili remunerati
Alta criticità
Media criticità
Figura n.14
56
38.913
39.769
39.727
Agosto
39.516
Luglio
40.935
39.409
31.140
29.425
Giugno
41.028
Maggio
30.876
Marzo
27.649
30.359
incluso bilaterali
Settembre Novembre Dicembre
Il meccanismo di remunerazione prevede la suddivisione del gettito
disponibile, derivante dall’applicazione della componente tariffaria
CD agli utenti del dispacciamento in prelievo, in due ammontari:
• la quota GCAP pari al prodotto tra 0,05 centesimi di €/kWh e la
stima dell’energia elettrica prelevata dagli utenti del dispacciamento nel periodo compreso tra il 1° aprile 2004 e il 31 dicembre 2004;
• la quota GS pari alla differenza tra il gettito totale e la quota GCAP.
La prima componente è stata distribuita ai produttori nel corso
dell’anno, su base mensile a seconda della disponibilità di capacità produttiva registrata nei singoli giorni critici. L’importo distribuito è risultato inferiore al previsto a causa di una reale disponibilità degli impianti di produzione inferiore a quella prevista. La
seconda componente viene distribuita a consuntivo in base alla
remunerazione ottenuta dagli impianti di generazione disponibili nei giorni critici sui mercati dell’energia.
€
Remunerazione disponibilità Capacità Produttiva Mln€
196,3
107,6
75,9
31,7
88,7
87,2
1,5
Gettito
2004
GCAP1
GCAP1
distribuito
GCAP1
residuo
GS
GS
distribuito
GS
residuo
Figura n.15
57
Il gettito non distribuito nel corso del 2004 verrà utilizzato per la
copertura dei costi associati al meccanismo di remunerazione della
capacità produttiva per l’anno 2005.
2.3 Attività internazionali per la sicurezza svolte in ambito UCTE
Come noto, la forte interconnessione del sistema elettrico europeo
comporta la necessità di una sempre più stretta collaborazione non
solo tra gli Stati membri ma anche tra quelli non appartenenti
all’Unione europea, che culmina in una serie di attività di consultazione e cooperazione multilaterale.
Mentre continua in tutta Europa il processo di liberalizzazione, uno
dei temi maggiormente sentiti, strettamente connesso alla sicurezza tecnica delle reti, è quello dell’adozione di standard e di norme
tecniche comuni e condivise per la gestione dei sistemi di trasmissione nei diversi Paesi europei. Questa armonizzazione rappresenterà
un’ulteriore garanzia di miglioramento della sicurezza delle forniture e degli approvvigionamenti, una maggiore affidabilità delle
transazioni commerciali e uno strumento per monitorare in modo
più incisivo il verificarsi di eventi non desiderati e l’eventuale violazione di regole e principi ritenuti la best practice del settore.
L’armonizzazione delle regole già in vigore a livello nazionale e
l’imposizione di standard minimi da osservare a livello europeo,
sono state promosse anche in occasione dei forum di regolazione di
Firenze e di Atene, nel corso dei quali l’UCTE è stata formalmente
investita del compito di raccogliere in un unico manuale operativo,
il cosiddetto Operation Handbook (OH), l’insieme delle regole e
delle raccomandazioni adottate nel tempo per la gestione delle reti
di trasmissione e d’imporne “legalmente” l’osservanza a tutti i
Gestori. Fino a oggi infatti tali regole sono state applicate su base
meramente “volontaristica” e la loro eventuale violazione non era
legalmente perseguita.
L’UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) coordina le attività operative dei TSO di 22 Paesi europei, figura n.16, con l’obiettivo di garantire la sicurezza dell’esercizio del sistema elettrico interconnesso. La figura n.16 esplicita la corrente affiliazione all’UCTE.
58
UC T E member
UC T E as s oc iated
member
S y nc hronous ly
c onnec ted
S
N
DK
IR L
GB
NL
B
UA
PL
D
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SK
F
A
CH
S LO
H
BG
HR
MK
B IH
P
E
I
YU
GR
AL
MA
MA
DZ
TN
Figura n.16
In tale contesto, l’UCTE, già dal 1950, ha sviluppato raccomandazioni
tecniche di riferimento comune per il sistema europeo, accompagnandone tecnicamente l’estensione e la crescita nel rispetto dei livelli consolidati di qualità e affidabilità.
L’assegnazione all’UCTE della stesura dell’Operation Handbook ha
comportato il costituirsi al suo interno di uno specifico gruppo di lavoro legale, presieduto dal GRTN e composto da rappresentanti degli
altri TSO, con la funzione, tra l’altro, di investigare le strade possibili
per renderlo legalmente vincolante e per meglio regolare i rapporti
tra i Gestori in caso di controversie legate alla rete interconnessa.
59
Ne è scaturito un contratto, il cosiddetto Multilateral Agreement
(MLA), attualmente in fase di sottoscrizione, con il quale tutti i membri dell’UCTE si obbligano, quale requisito base per appartenere all’associazione, a osservare le regole raccolte nell’Operation Handbook e
ad accettare le eventuali conseguenze economiche e procedure sanzionatorie previste per le ipotesi di inadempimento.
Il contratto non ha alcuna rilevanza relativamente ai rapporti con gli
utenti di rete, che continuano infatti a essere regolati nell’ambito
delle rispettive normative nazionali, ma regola i rapporti tra gli operatori di trasmissione.
È evidente il valore, anche simbolico, dell’accordo e dell’OH a esso allegato, che nel loro insieme costituiscono il cosiddetto “pacchetto sicurezza”, pacchetto che in futuro potrebbe essere integrato da un
nuovo organo, interno all’UCTE, con funzioni di controllo preventivo,
che andrebbe a completare la funzione di controllo e di intervento, ex
post, esercitata invece dal MLA.
In occasione della redazione dell’OH e del MLA, è stata compiuta per
la prima volta un’attenta rivisitazione di tutte le regole di esercizio
della rete in essere nei vari Paesi ed è stata raggiunta un’intesa comune sulle modalità di gestione della rete interconnessa con assunzione
delle responsabilità derivanti da eventuali violazioni, cosa che dovrebbe facilitare e accelerare la composizione di eventuali controversie e la
rimessa in pristino del sistema elettrico in caso di perturbazioni e danneggiamenti.
La stipula di un contratto di questo genere contribuisce, inoltre, a rassicurare l’Unione sulla sicurezza e sull’affidabilità del sistema elettrico
europeo in quanto tutti i TSO, sottoscrivendo l’accordo, concordano e
applicano le medesime modalità di gestione della rete.
L’Handbook è strutturato in Policy, molte delle quali corredate da
“Appendici” tecniche. L’organizzazione del manuale attualmente prevede l’introduzione delle seguenti Policy:
• P1 Load-Frequency-Control and Performance
• P2 Scheduling and Accounting
• P3 Operational Security
• P4 Co-ordinated Operational Planning
60
• P5 Emergency Procedures
• P6 Communication Infrastructure
• P7 Data Exchanges
• P8 Operational Training
Le Policy 1, 2 e 3 sono ultimate e costituiranno a breve oggetto di
Accordo Multilaterale tra i TSO (MLA) che le renderà vincolanti per i
TSO stessi. Le restanti Policy sono in fase di stesura.
61
3 Andamento della qualità del servizio di trasmissione
nel 2004
Introduzione
Nel corso degli ultimi anni il livello di utilizzazione della rete di trasmissione è progressivamente cresciuto a causa dell’aumento della
domanda e dei ritardi di realizzazione degli investimenti. Nel 2004
le aree più congestionate sono state soprattutto il Nord-Est, la zona
di Milano e la Campania. Con l’entrata in funzione delle nuove centrali, collocate spesso in aree già attualmente congestionate, questa
situazione potrebbe aggravarsi. L’aumento del tasso di utilizzo della
rete di trasmissione accresce l’importanza della programmazione e
della gestione coordinata dell’indisponibilità delle reti e degli
impianti di generazione, necessari a garantire un uso efficiente
delle risorse di dispacciamento per la copertura del fabbisogno. Nel
2004 ne è derivato un buon livello di tensione e di frequenza, grazie anche a un’alta disponibilità degli elementi di rete, superiore
agli standard europei. Al netto anche degli eventi eccezionali,
l’energia non fornita è calata rispetto al 2003: dato che implica
minori disservizi per gli utenti.
3.1 Indisponibilità degli elementi di rete
Le procedure per la programmazione e la gestione coordinata delle
indisponibilità degli elementi della RTN, delle reti con obbligo di
connessione di terzi e degli impianti di generazione, sono definite
dal GRTN secondo i criteri della sicurezza, dell’affidabilità ed efficienza del servizio nonché del mantenimento della sicurezza degli
approvvigionamenti di energia e di contenimento dei costi associati al sistema elettrico.
La programmazione delle indisponibilità degli elementi di rete connesse ai lavori di sviluppo e manutenzione della RTN e degli impianti di
produzione si svolge quindi attraverso le gestione di tre diversi piani, a
livello annuale, trimestrale, mensile a finestra settimanale scorrevole.
Alla definizione del piano annuale delle indisponibilità si arriva
attraverso un ciclo di attività che prevede:
• l’individuazione per l’anno dei lavori strategici per la RTN, sia per
quanto riguarda le attività di sviluppo che per quelle di manutenzione indispensabili per un corretto esercizio del sistema elettrico;
63
• la determinazione dei vincoli che tali lavori operano sul parco
degli impianti di produzione, costituendo in tal modo una traccia
per l’armonizzazione dei piani di indisponibilità della rete con le
fermate delle singole unità di produzione;
• la valutazione, per ogni settimana dell’anno, dei margini di
potenza utilizzabili in sicurezza per la programmazione della
manutenzione degli impianti di produzione e l’inoltro degli stessi
agli utenti di dispacciamento, insieme ai vincoli di rete di competenza, derivanti dai lavori strategici della RTN;
• l’invio al Gestore delle proposte dei piani annuali della rete e degli
impianti da parte dei soggetti interessati;
• il coordinamento da parte del Gestore di tali piani al fine di rispettare i criteri precedentemente descritti;
• la comunicazione a ogni singolo soggetto interessato dell’approvazione del piano annuale di indisponibilità degli elementi di rete
o degli impianti di produzione di competenza.
Successivamente il piano annuale delle indisponibilità può essere
aggiornato o integrato a livello trimestrale e mensile a finestra settimanale scorrevole.
Complessivamente, delle 3.277 proposte di manutenzione annuali
sulla RTN (livelli di tensione dal 380 kV al 132 kV), ne sono state deliberate l’86% (l’88% per il livello di tensione 380 kV). Analogamente,
per il primo e secondo trimestre 2005, ne sono state deliberate rispettivamente l’85% e l’84% (84% e 80% per il livello 380 kV).
I risultati del processo di programmazione sono misurabili principalmente attraverso:
• l’esito del coordinamento delle manutenzioni degli elementi di
rete collegati a gruppi di produzione con quelle dei gruppi stessi,
quando possibile. Questa azione ha consentito, in particolare, di
ridurre la quantità di energia non ritirata per vincoli di rete da
11,6 TWh (in assenza di coordinamento) a 3,6 TWh; di questi ultimi, tuttavia, va osservato che 1,8 TWh sarebbero comunque risultati vincolati per motivi strutturali (poli di produzione limitata o
particolari assetti di rete) o legati ai cicli di manutenzione delle
unità idroelettriche;
64
• il miglioramento del tasso di indisponibilità reale1 e complessiva2
degli elementi di rete, che è risultato, nel 2004, pari rispettivamente allo 0,848% e 1,869% contro lo 0,877% e 1,887% del 2003.
Questo miglioramento è ancora più significativo se si considera
che il tasso di indisponibilità programmata è stato sostanzialmente identico nel 2004 e nel 2003 e che, viceversa, nel 2004 ha pesato un maggior tasso di indisponibilità per esigenze di sviluppo
della rete. Si è riportato nella figura n.17 il dettaglio dell’incidenza dei diversi fattori sul tasso di indisponibilità complessivo;
• la percentuale di utilizzo dell’energia massima transitabile tra le
sezioni critiche, dovuta a manutenzioni programmate sulle linee
collegate a sezioni critiche inter-area interne al sistema elettrico
italiano. Tale percentuale è risultata, per il piano annuale, pari al
97,995% (con una limitazione complessiva pari a 5,84 TWh annui).
1
L’indisponibilità
reale tiene conto
di quella programmata,
occasionale
e per guasto.
2
L’indisponibilità
complessiva tiene
conto di quella reale,
più quella per
cause esterne e
per esigenze
di sviluppo della rete.
65
Confronto 2004/2003 dell’indisponibilità reale e complessiva
degli elementi della RTN, per tipologia
2003
0,491
0,264
0,115
0,816
0,193
Programmata
Occasionale
Guasto
Cause esterne
Sviluppo rete
2004
0,496
0
0,1 0,2
0,3
0,243
0,4 0,5 0,6 0,7
0,109
0,8 0,9
0,669
1
0,352
1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9
Figura n.17
3.2 Continuità del servizio: energia non fornita
Il valore dell’energia non fornita agli utenti nell’anno 2004 sul perimetro della Rete di trasmissione nazionale (RTN) è risultato pari a
1.586 MWh. Le disalimentazioni considerate sono state causate da
eventi accaduti sulla RTN che hanno prodotto interruzioni nella
continuità della fornitura.
Il valore totale di queste disalimentazioni sull’intero Sistema elettrico nazionale nel 2004 è stato di 3.627 MWh. Questo valore comprende eventi di consistente rilevanza ed eventi di carattere straordinario, che hanno determinato disalimentazioni per circa 1.747
66
2
MWh; tra questi ultimi, vanno annoverate le copiose precipitazioni
nevose che hanno interessato nei mesi di febbraio e marzo 2004
rispettivamente il Nord-Est e il Nord-Ovest dell’Italia e negli ultimi
giorni del dicembre 2004 vaste zone dell’Appennino calabro.
Tra gli eventi di consistente rilevanza, occorre ricordare il guasto (18
gennaio 2004) provocato dallo scoppio di uno scaricatore che ha
comportato la prolungata disalimentazione di un utente connesso
alla rete a 220 kV e l’intervento il 7 ottobre 2004 del dispositivo di
difesa EDA a seguito di un guasto sulla doppia terna a 380 kV
“Rondissone - Albertville” d’interconnessione con la Francia.
La tabella n.16 riporta i valori dell’energia non fornita nel quinquennio 2000-2004, riferita al perimetro della RTN al netto degli
eventi eccezionali verificatisi durante il medesimo periodo; tra questi occorre ricordare il blackout che ha interessato la regione
Sardegna il 22 settembre 2001, l’applicazione del piano di distacchi
a rotazione del 26 giugno 2003 nonché il blackout nazionale del 28
settembre 2003.
Energia non fornita
Anno
MWh
2004
1.586
2003
1.696
2002
1.387
2001
2.540
2000
2.485
Tabella n.16
L’esame dei valori dell’indicatore considerato, mostra in generale il
buon andamento dell’esercizio, evidenziato da un trend in sensibile miglioramento negli anni 2003-2004.
67
3.3 Andamento dei sovraccarichi
Nella figura n.18 sono evidenziate le singole linee a 380 kV sulle
quali si sono verificati transiti superiori all’80% della propria capacità massima, confrontando i valori del 2004 con quelli del 2003. Da
notare la netta riduzione del numero di ore di funzionamento con
transiti maggiori dell’80% per alcune linee dell’interconnessione
Nord, dovuta agli aumentati margini di sicurezza a valle del blackout di settembre 2003, ottenuti diminuendo i volumi delle importazioni, e all’avvio del mercato che ha consentito di risolvere in
modo strutturale le congestioni di rete sia tra zone diverse che
all’interno delle stesse.
In particolare, per quanto riguarda le importazioni, il Gestore della
rete e i TSO esteri si sono dotati di una procedura operativa in
tempo reale che permette di ridurre le importazioni in casi di necessità per il rientro in condizioni di sicurezza. Nonostante ciò le linee
di interconnessione risultano ancora, per tutto il 2004, tra quelle
maggiormente interessate alla funzione di trasporto dell’energia
elettrica.
Risultano molto impegnati anche i collegamenti:
• tra zone di rete che contribuiscono al trasferimento d’energia dal
Nord Italia al Centro Sud del Paese;
• che permettono di trasferire energia dal Nord-Ovest al Nord-Est
dell’Italia;
• appartenenti alle zone con poli di produzione limitata.
68
Ore di funzionamento con transiti > 80% della capacità massima della
linea (confronto 2003/2004)
linea 400 kV
1562,5
1534,25
880,75
596,75
Musignano - Lavorgo
Bulciago - Soazza
Bovisio - Verderio
Bargi - Calenzano
Gorlago - Verderio
Caorso - S. Rocco
Baggio - Turbigo
Bargi - Mrtignone
Poggio a Caiano - Suvereto
Calenzano - Suvereto
Marcinone - La Spezia
Bovisio - Bulciago
Parma Vigheffio - La Spezia
Roma Ovest - S. lucia
Venaus - Villarodin
Piossasco - Venaus
La Spezia - Vignole
Castelnuovo - Trino
Bari Ovest - Brindisi
Cagno - Musignano
Forlì - Ravenna C.
Martignone - S. Damaso
Parma Vigheffio - Rubiera
Rondissone - Albertville
Rondissone - Albertville
2003
2004
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
ore
Figura n.18
Nella figura n.19 si è invece riportata una mappa qualitativa delle
zone geografiche nelle quali sono più alte le probabilità che si verifichino sovraccarichi in condizioni di sicurezza N-1, ossia dovuti al
fuori servizio di un elemento di rete; tra queste si segnalano, come
zone a maggior criticità, la Regione Veneto e la frontiera slovena,
l’area di Milano e la Campania.
69
Aree in cui si sono riscontrati i maggiori sovraccarichi, in sicurezza N-1,
sulla rete di AT e AAT
Figura n.19
70
Alcune di queste aree congestionate (sia a rete integra che in N-1)
corrispondono alle zone nelle quali i transiti si prevedono in ulteriore crescita per lo sviluppo della capacità produttiva.
L’entrata in funzione, dal 1º Aprile 2004, del mercato dell’energia
elettrica, ha tuttavia consentito di ottenere anche segnali economici diretti, basati sul prezzo zonale, dell’effettiva consistenza delle
congestioni tra le principali aree del sistema elettrico italiano. Gli
esiti del Mercato del giorno prima hanno in particolare evidenziato
una notevole frequenza di separazione della sezione Nord - Centro
Nord, che ha notevolmente limitato il flusso dell’energia elettrica dal
Nord verso il Sud Italia, confermando il quadro appena descritto.
Dal 1° dicembre 2004, risolto un contenzioso legale, è stata messa
in esercizio la linea a 380 kV “La Spezia - Acciaiolo”, anche se in
assetto di rete temporaneo, in attesa del completamento dei lavori
nella stazione di La Spezia. Questa circostanza ha consentito di
aumentare i limiti di trasporto a rete integra tra la zona Nord Centro Nord da 2.800 MW invernali (2.400 MW estivi) a 3.600 MW
invernali (3.400 MW estivi). Con la completa entrata in servizio della
linea “La Spezia - Acciaiolo”, prevista per la seconda metà del 2005,
l’ulteriore aumento della capacità di transito sulla sezione Nord Centro Nord sarà di circa 600 MW.
Principali evoluzioni dei vincoli di transito nel periodo invernale
2004
2005
Giorno
Notte
Giorno
Notte
Var.%
Nord - Centro Nord
2.800
2.800
4.200
4.200
50%
Centro Nord - Nord
900
1.800
1.600
2.700
78%
1.800
1.800
2.200
2.200
22%
Monfalcone
900
900
950
950
6%
Priolo
795
795
815
815
3%
Turbigo
Tabella n.17
71
3.4 Andamento della frequenza e della tensione di esercizio
Frequenza
L’andamento della frequenza e la sua qualità nel sistema interconnesso UCTE è il risultato del concorso alla regolazione primaria e secondaria di tutti i sistemi elettrici aderenti a questa organizzazione.
Non contribuiscono al mantenimento della qualità della frequenza
in Italia continentale la Sardegna, in quanto collegata al sistema
UCTE per mezzo di un cavo in corrente continua, e la Sicilia quando
è esercita in rete isolata.
L’UCTE pubblica trimestralmente un rapporto sulla qualità della frequenza e sulla qualità del servizio di regolazione primaria e secondaria nei diversi Paesi membri. Gli indicatori di qualità riportati nel
presente capitolo si riferiscono agli anni 2003 e 2004 e sono rappresentativi della qualità del servizio di regolazione in Italia.
La regolazione primaria di tutti i Paesi UCTE è la prima a intervenire in caso di disservizi, e il comportamento del sistema elettrico italiano in risposta ai transitori di frequenza conferma che il servizio
fornito dalle unità di generazione, così come riscontrato negli anni
precedenti, è globalmente soddisfacente e in linea con quanto prescritto nelle regole per il dispacciamento.
Successivamente la regolazione secondaria interviene nel Paese dove
si è verificato un disservizio (perdita di generazione o potenza) e
serve a riportare la frequenza al suo valore nominale e a mantenere
lo scambio di potenza al valore di programma. Risulta migliore il contributo al mantenimento della qualità della frequenza da parte di un
Paese membro dell’UCTE, quanto più i programmi di scambio sono
rispettati e le deviazioni dal programma sono contenute.
Per quanto riguarda il contributo della regolazione secondaria in
Italia, si nota per l’anno in esame un progressivo e sensibile miglioramento di questo servizio, in particolare a partire dal mese di aprile 2004, data di avvio della borsa dell’energia. Inoltre l’evoluzione
delle prestazioni, seppure non ancora completamente in linea con
la performance della maggioranza dei Paesi interconnessi, lascia
intravedere una tendenza al miglioramento sempre più accentuato.
Prendendo a riferimento l’errore di rete (c.d. ACE - Area Control
72
Error)3 è possibile fornire un indice della capacità della regolazione
secondaria di un Paese di riportare la frequenza e la potenza di
scambio ai valori di programma entro un tempo massimo di 15
minuti. La distribuzione statistica di questo errore è la tipica “campana” (curva gaussiana), tanto più rappresentativa della bontà
della regolazione secondaria quanto più questa “campana” è stretta e centrata sul valore “zero”.
Nel periodo 2001-2003, in assenza di un Mercato dei servizi di
dispacciamento, in Italia detta curva presentava un andamento
pressoché piatto, indice di una ridotta disponibilità dei gruppi di
generazione a fornire regolazione secondaria, in particolare da
parte dei gruppi termoelettrici. In controtendenza rispetto agli ultimi anni, il grafico relativo all’anno 2004, rappresentativo principalmente di tutto il periodo successivo all’avvio della borsa elettrica,
dimostra come la distribuzione statistica dell’errore di rete si stia
concentrando intorno allo zero.
Per confronto, vengono di seguito riportati i grafici dell’”errore di
regolazione medio orario” relativi agli anni 2003 e 2004, estratti dai
rapporti dell’UCTE “Regular Report of the Performance of the
Primary and Secondary Control”.
3
Il parametro
“ACE - Area
Control Error”
riferito a un’ora “h”
è definito come segue:
ACEh=∆Ph+Kr∆fh.
Con ∆Ph =
deviazione media della
potenza di scambio
nell’ora rispetto al
programma (MW).
Con ∆fh =
deviazione media della
frequenza del sistema
nell’ora rispetto alla
frequenza di
programma (Hz).
Con Kr =
“energia regolante”,
valore stabilito su
base statistica
dall’UCTE e
assegnato
annualmente
a ogni Paese
interconnesso
(MW/Hz).
73
Errore di regolazione medio orario ∆P h (MW) Area Control Error - Italia (2003)
40%
30%
20%
10%
0%
-400
-320 -240
-160
-80
0
80
160
240
320
400
Figura n.20
Errore di regolazione medio orario ∆P h (MW) Area Control Error - Italia (2004)
40%
30%
20%
10%
0%
-400
-320 -240
Figura n.21
74
-160
-80
0
80
160
240
320
400
L’osservazione delle due curve (figure n.20 e 21) evidenzia che nell’anno 2004 lo scostamento delle grandezze dal valore medio, rappresentato dalla deviazione standard, è diminuito di circa il 20%,
passando da 182 MW del 2003 a 145 MW. Questo dato conferma il
positivo contributo del servizio di regolazione secondaria ed è da
attribuire principalmente all’avvio della borsa elettrica che prevede
un’apposita sessione di mercato per il reperimento delle risorse per i
servizi di dispacciamento, fra cui il servizio di regolazione secondaria.
Il buon comportamento della regolazione secondaria nei Paesi UCTE,
compresa l’Italia, si è tradotto in una diminuzione delle ore in cui, a livello UCTE, è stato necessario procedere alla correzione del cosiddetto
“errore di tempo”, negli ultimi tempi sempre di segno positivo, indice di
un’eccessiva e generalizzata immissione di energia nel sistema.
Per quanto riguarda la Sicilia si osserva che, nei periodi del 2004 in cui la
rete siciliana è stata esercita in isola di frequenza (circa 150 ore) a seguito dell’apertura programmata per lavori dei collegamenti a 380 kV
“Sorgente - Rizziconi - Scandale - Rossano”, le variazioni di frequenza in
condizioni normali di esercizio sono state contenute entro i limiti previsti per la Sicilia e la Sardegna dalle regole di connessione.
Durante alcuni disservizi nell’esercizio in isola di frequenza della
rete siciliana si è riscontrata una ridotta partecipazione dei gruppi
in servizio alla regolazione primaria che ha determinato risposte
dinamiche di rete diverse rispetto al passato. Questo fenomeno è
correlabile sia a una banda di regolazione primaria più contenuta,
sia alla maggior presenza sul territorio di unità produttive a ciclo
combinato, che hanno presentato risposte dinamiche meno brillanti delle unità termoelettriche tradizionali di taglia analoga. Perciò si
è reso necessario l’incremento della riserva rotante, che ha comportato, per il funzionamento in isola e a parità di fabbisogno, un maggior numero di gruppi in generazione in servizio.
Per quanto riguarda la Sardegna, pur riscontrando nel corso dell’anno 2004, in condizioni di normale esercizio, valori di frequenza
molto vicini a quello nominale, sono da segnalare degli scostamenti superiori in particolare in sovrafrequenza (anche se entro i limiti
delle regole di connessione) nei periodi di manutenzione del SACOI
75
e in quelli di minore fabbisogno, in quanto spesso associati a elevati valori di minimo tecnico dei gruppi termici in servizio. La teleregolazione secondaria in certi periodi è stata insufficiente in termini
di banda disponibile. Sulla base di misurazioni effettuate ogni 15
minuti, il valore della frequenza è stato uguale o superiore a 50,1
Hz per circa 25 ore nell’anno 2004, contro circa 8 ore dell’anno precedente. Soprattutto nei periodi di indisponibilità del cavo SACOI è
stato necessario tenere in servizio un maggior numero di gruppi di
generazione e limitare le produzioni dei gruppi di potenza nominale elevata, per disporre di un adeguato margine di sicurezza in termini di riserva di potenza e di regolazione primaria di frequenza.
Tensione
In ciascun nodo di una rete elettrica si verificano variazioni lente di
tensione legate alle variazioni periodiche di carico (tra le ore diurne e notturne – cicli giornalieri –, giorni feriali e festivi – cicli settimanali –, mesi estivi e invernali) e della potenza generata dalle centrali (giornaliera, settimanale, stagionale) in relazione alle disponibilità di energia primaria e alle strategie ottimali di utilizzazione.
Inoltre, il fuori servizio temporaneo di linee e/o trasformatori e il
sovraccarico di altri componenti di rete, che ne consegue, contribuiscono a far variare, in genere in diminuzione, la tensione ai nodi
nelle rispettive zone di influenza.
In considerazione dell’importanza che il livello di tensione ha per la qualità del servizio, il GRTN, con periodicità annuale, esegue delle analisi statistiche sui valori della tensione nei nodi della rete primaria di trasmissione. Queste analisi mostrano che nell’arco degli ultimi 7 anni le tensioni si
sono mantenute per la maggior parte del tempo in un intervallo entro il
5% del valore nominale, nel rispetto delle indicazioni fornite dalle
Regole tecniche di connessione, mentre per alcuni nodi la tensione è
risultata contenuta sempre entro il 3% del valore nominale.
La dispersione dei valori intorno alla media è stata di circa 4,4 kV,
per la rete a 380 kV, a indicare una generale costanza della tensione che deve interpretarsi come un indice indiretto di una buona
qualità del servizio elettrico.
76
Tuttavia, si è anche osservato, nel tempo, un leggero degrado nel
profilo medio della tensione che solo recentemente è parzialmente
migliorato e si ritiene sarà recuperato totalmente con la futura
entrata in servizio delle numerosi centrali in costruzione, e con l’attuazione delle prescrizioni richieste dal GRTN per quanto riguarda
la regolazione di tensione primaria e secondaria e gli interventi già
progettati per la compensazione della potenza reattiva.
La figura n.22 riporta la media dei valori massimi, minimi e medi
registrati in tutti i nodi elettrici a 380 kV della RTN, nel periodo
1998-2004. Si osserva che quasi ogni anno si sono verificati dei temporanei stati di esercizio in cui le tensioni hanno raggiunto valori del
9% maggiori o minori del valore di riferimento di 400 kV, rispettivamente in condizioni di minimo e massimo fabbisogno, che tuttavia
sono stati efficacemente controllati con azioni correttive di ri-dispacciamento delle produzioni o di variazioni degli assetti della rete.
Relativamente al solo 2004 le tensioni della RTN si sono mantenute
generalmente buone, sempre nei limiti indicati dalle Regole di connessione, con un valore medio di circa 403 kV, calcolato per i nodi della
rete a 380 kV, e di circa 231 kV, calcolato per i nodi della rete a 220 kV.
77
Media dei valori massimi, minimi e medi registrati in tutti i nodi a 380 kV della RTN
negli ultimi 7 anni
440
430
420
410
400
390
380
370
360
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Figura n.22
Per fornire un’idea della variabilità della tensione nella RTN, la figura n.23 mostra la distribuzione della frequenza dei campioni misurati ogni 15 minuti, per gli anni 2003 e 2004, delle tensioni delle
sbarre a 380 kV delle stazioni elettriche di Fano, Candia e Rosara
della dorsale adriatica. Per l’anno 2003 in queste stazioni si sono
registrate tensioni con un valore medio (M) di circa 402,4 kV, conformemente alla media nazionale, tuttavia la distribuzione dei valori
presenta una dispersione (Û) maggiore, pari a 6,6 kV, da attribuirsi
agli elevati transiti di potenza e a fenomeni di tensioni basse specialmente nei periodi estivi di maggiore fabbisogno.
78
20,0
20,0
16,0
16,0
12,0
12,0
8,0
8,0
4,0
4,0
0,0
Distribuzione frequenza [%] 2004
Distribuzione frequenza [%] 2003
Distribuzione di frequenza dei valori di tensione misurati per l’anno 2003 e
2004 alle sbarre a 380 kV di 3 stazioni della dorsale adriatica
0,0
370,0 375,0 380,0 385,0 390,0 395,0 400,0 405,0 410,0 415,0 420,0 425,0
Tensione [kV]
Figura n.23
Le analoghe rilevazioni per l’anno 2004 mostrano un miglioramento dell’andamento delle tensioni della citata dorsale adriatica a 380
kV, con un valore medio superiore a quello dell’anno precedente,
pari a 404,6 kV, e una dispersione minore, pari a 5,0 kV.
79
Per entrambi gli anni l’andamento delle tensioni indicato è considerato nella normalità per questo tipo di rete e per l’area considerata4.
Inoltre, sempre nel 2004, nella rete continentale non si sono verificati stati di esercizio caratterizzati da livelli di tensione non adeguati al
mantenimento della sicurezza e tali da motivare il GRTN a richiedere alle imprese distributrici di agire sui regolatori di tensione sotto
carico dei trasformatori delle cabine primarie, inserite tra la rete rilevante e le reti a media tensione. Al contrario, nella sola rete della
Infatti, se
statisticamente
si può assumere
normale la
distribuzione
di frequenza dei
valori di tensione
per i due periodi
considerati, ne
consegue che
il 95,4% di tali valori,
registrati nel 2003,
sono contenuti nel
campo M ± 2, pari a
402,4 ± 13,2 kV.
Analogamente, per
l’anno 2004, i valori
registrati sono
contenuti nel campo
M ± 2, pari a
406,6 ± 10kV.
Entrambi i campi di
variazione sono
ampiamente contenuti
entro i limiti,
stabiliti dalle Regole
di connessione, di 400
kV ± 5% per la
maggior parte del
tempo di esercizio
del sistema elettrico.
4
80
Sicilia occidentale, in tre occasioni, nel mese di gennaio e per un
totale di solo 10 ore, è stata richiesta l’impostazione conservativa del
riferimento di tensione degli automatismi di regolazione dei citati
trasformatori in modo da mantenere i livelli di tensione a un valore
accettabile, sia pur minore di quello caratteristico dell’area.
4 Attività di mercato
Introduzione
Con l’avvio della Borsa elettrica il 1° aprile 2004, è stato introdotto in
Italia uno strumento fondamentale per la creazione di un mercato
concorrenziale dell’energia dopo la liberalizzazione del settore. La
borsa non è obbligatoria e si suddivide in un Mercato del giorno prima
(MGP), un Mercato di aggiustamento (MA) e un Mercato dei servizi di
dispacciamento (MSD). Con il ruolo attivo della domanda, avviato il 1°
gennaio 2005, il mercato è entrato pienamente in funzione.
4.1 Sistema Italia 2004: descrizione del funzionamento dei mercati
A seguito degli indirizzi fissati nel 2003 dal Ministero delle Attività
Produttive, il 1° aprile 2004 è entrato in vigore il sistema organizzato di offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica fondato su
meccanismi di mercato, denominato Sistema Italia 2004. Questo
sistema si compone, come noto, di due mercati collegati:
• mercati dell’energia elettrica costituiti dal Mercato del giorno
prima (MGP), in cui gli operatori acquistano e vendono energia
elettrica a programma, e dal Mercato di aggiustamento (MA), in
cui possono essere effettuate le modifiche ai programmi preliminari definiti nel MGP al fine di ottimizzare i profili di immissione
e prelievo dalla rete;
• Mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) in cui il GRTN approvvigiona le risorse necessarie a garantire il servizio di dispacciamento dell’energia elettrica, in particolare per risolvere le congestioni di
rete, per acquistare la riserva necessaria alla copertura del fabbisogno e per bilanciare in tempo reale le produzioni con i consumi.
I primi due mercati descritti non sono di tipo obbligatorio, perciò
la vendita e l’acquisto di energia elettrica da parte degli operatori può avvenire anche tramite la stipula di contratti fisici bilaterali. La scelta delle modalità di vendita e di acquisto è lasciata al singolo operatore.
Mercati dell’energia elettrica
I partecipanti ai mercati dell’energia elettrica formulano offerte di
vendita, costituite da una quantità di energia elettrica e da un prezzo
81
minimo a cui sono disposti a vendere, e offerte di acquisto, costituite da una quantità e da un prezzo massimo a cui sono disposti a
comprare.
Tutti gli operatori possono offrire nei mercati dell’energia elettrica,
per ogni ora del giorno successivo, la capacità produttiva delle unità
di produzione che sia nella loro disponibilità e non impegnata in
contratti fisici bilaterali.
La formazione del prezzo è basata sul meccanismo system marginal
price. Ai produttori è riconosciuto il prezzo marginale di equilibrio nella zona di rete in cui è localizzata l’unità di produzione.
Coerentemente con le condizioni previste per il dispacciamento di
merito economico, al fine di gestire le congestioni interzonali, il
mercato dell’energia elettrica può separarsi in zone di rete corrispondenti a ben definite aree territoriali, generando prezzi zonali
diversi nelle singole zone.
I clienti finali, invece, indipendentemente dalla zona ove sono
localizzati, pagano un prezzo unico nazionale, determinato come
media dei prezzi zonali ponderata con le quantità acquistate.
L’equilibrio del Mercato del giorno prima è calcolato tenendo conto
dei vincoli convenzionali di trasporto tra le zone e dei programmi di
immissione e di prelievo dei contratti fisici bilaterali.
Le congestioni di rete dovute alla non compatibilità dei programmi
di immissione e di prelievo con i vincoli effettivi di trasporto sulla
rete rilevante sono risolte nel MSD.
Il Gestore del mercato e i titolari di contratti fisici bilaterali regolano con il Gestore della rete il corrispettivo per la risoluzione delle
congestioni interzonali.
I contratti fisici bilaterali al di fuori del sistema delle offerte sono
liberamente negoziati, senza vincoli temporali, tra un soggetto produttore e un soggetto acquirente: i relativi programmi di immissione e di prelievo devono essere comunicati al gestore della rete.
Mercato dei servizi di dispacciamento
Il Gestore della rete garantisce la sicurezza, l’affidabilità e l’efficienza del sistema elettrico, approvvigionandosi, come già accennato,
82
delle risorse necessarie nel Mercato dei servizi di dispacciamento
finalizzato alla risoluzione delle congestioni, alla selezione della
riserva e all’erogazione dei servizi di regolazione e bilanciamento in
tempo reale. Al MSD partecipano le unità di produzione abilitate
dal Gestore della rete. Il mercato è basato sulla presentazione di
offerte di prezzo collegate, separatamente, alla disponibilità ad
aumentare la produzione (offerte di vendita o “a salire”) o alla
disponibilità a diminuirla (offerte di acquisto o “a scendere”) rispetto agli esiti del programma del MA. Le offerte di acquisto/vendita
non sono remunerate al prezzo di equilibrio ma al proprio prezzo di
offerta (pay as bid). Il processo di accettazione delle offerte si svolge
nella fase “ex ante” (a programma) – accettando le offerte utili per
modificare i programmi di immissione e prelievo determinati in esito
ai mercati dell’energia, in modo da risolvere le eventuali congestioni di rete e costituire i margini di riserva necessari alla sicurezza del
sistema – e nella fase “ex post”, durante il giorno di riferimento (in
tempo reale), accettando offerte per bilanciare il sistema.
Regolazione economica del dispacciamento
I produttori e i clienti/grossisti titolari delle unità di consumo sottoscrivono, rispettivamente, contratti di dispacciamento in immissione
e in prelievo con il Gestore della rete.
La regolazione economica del dispacciamento è svolta dal GRTN,
con specifiche attività di settlement, che prevedono la quantificazione e la fatturazione delle partite economiche legate alle transazioni sul MSD e ai corrispettivi di dispacciamento. Queste attività si
inseriscono, in forma integrata, nel più ampio quadro delle attività
di settlement della domanda e dell’offerta di energia e servizi.
Presupposto fondamentale per lo svolgimento delle attività di settlement è la messa a punto di un sistema di misura delle unità di
produzione e di consumo. Il GRTN ha la responsabilità della registrazione e certificazione delle misure degli impianti di produzione connessi alla rete di trasmissione nazionale. La disponibilità delle relative teleletture costituisce la base del settlement dell’energia e dei
servizi forniti dalle unità di produzione rilevanti. La registrazione e
83
la certificazione delle misure riferite alle unità di consumo è affidata alle imprese distributrici, che controllano direttamente i punti
dotati di misuratore orario e i punti non dotati di misuratore orario
con un sistema di load profiling, ovvero di determinazione convenzionale del profilo specifico sulla base del profilo orario dell’area di
appartenenza.
4.2 Processo di implementazione di Sistema Italia 2004
L’avvio del dispacciamento di merito economico ha comportato un
significativo cambiamento nell’ambito del settore elettrico, con
notevoli impatti sulle attività degli operatori. L’implementazione di
Sistema Italia 2004 è avvenuta, tuttavia, in maniera graduale, attraverso fasi distinte. Ciascuna fase operativa è stata preceduta da un
congruo periodo di prove in bianco, necessario a favorire la conoscenza dei nuovi meccanismi di offerta e previsione, oltre che a
garantire la piena operatività dei sistemi informativi di supporto,
quali piattaforme di mercato, interfacce di scambio dati e anagrafiche di impianti.
84
Evoluzione di Sistema Italia 2004
Impianti produzione
non rilevanti
(<10MVA) attivi
Domanda attiva (Fase 3)
Domanda passiva (Fase 2)
Domanda attiva in borsa
Domanda passiva in borsa
(GRTN unico acquirente)
Disciplina degli sbilanciamenti
in vigore
Sbilanciam. gestiti in
Bilanciamento & Scambio
GRTN vende diritti CIP6 e compra
servizi di dispacciamento
Produttori: bilaterali (anche
non bilanciati) o borsa
Offerte bilaterali in borsa
bilanciate e non bilanciate
1 aprile 2004
1 gennaio 2005
Apertura delle
contrattazione su MGP
agli impianti <10MVA
in forma aggregata zonale
1 aprile 2005
Figura n.24
Questo processo può essere distinto nelle seguenti tre fasi.
1) Domanda passiva (dal 1 aprile 2004 al 31 dicembre 2004)
I produttori con impianti di produzione rilevanti (>10MVA) sono abilitati a presentare offerte sia per i mercati dell’energia (MGP e MA) sia
per il MSD, mentre i programmi degli impianti non rilevanti (<10MVA)
sono comunicati a livello zonale dal GRTN. Il fabbisogno orario, in questa fase, è definito a cura del GRTN che svolge il ruolo di unico acquirente nel MGP, formulando per ogni ora del giorno successivo un’offerta di acquisto senza indicazione di prezzo.
85
Il costo sostenuto per l’acquisto dell’energia su MGP trova compensazione con la valorizzazione dei saldi dei contratti di scambio
stipulati tra Gestore della rete e clienti finali o grossisti (tra
cui l’Acquirente Unico). Questi saldi corrispondono alla valorizzazione a prezzo MGP delle posizioni in energia dei contratti, definite sulla base dei consumi a consuntivo, al netto del programma di
bilaterali, import e bande CIP6 a loro assegnate. L’onere per l’acquisto dei servizi di dispacciamento, insieme alla differenza tra il costo
di acquisto dell’energia nei mercati MGP e la valorizzazione dei
saldi dei contratti di scambio, trova compensazione nel corrispettivo per i servizi di dispacciamento in capo al titolare del contratto di
dispacciamento in prelievo.
2) Domanda attiva (dal 1 gennaio 2005 al 31 marzo 2005)
Gli operatori sono abilitati a presentare offerte di acquisto sul MGP.
Il GRTN, per un periodo transitorio pari a un anno, è autorizzato a
integrare queste offerte se il totale delle quantità di acquisto presentate risulta inferiore o superiore al 5% rispetto alla previsione di
fabbisogno. Questa integrazione è consentita in misura da posizionare il totale delle offerte di acquisto così rettificato al limite di una
banda del ±5% rispetto alla propria previsione.
Gli operatori della domanda sono chiamati a formulare, a differenza della fase precedente, previsioni dei propri consumi. Una errata
programmazione comporta conseguenti penalizzazioni per gli sbilanciamenti delle previsioni rispetto ai consumi effettivi.
Si è reso necessario prevedere un congruo periodo di prove prima dell’avvio di questa fase (5 mesi) per favorire la messa a punto degli strumenti e delle capacità previsionali dei consumi attesi, formulando
programmi tesi a minimizzare gli oneri da sbilanciamento.
3) Impianti non rilevanti attivi <10MVA (dal 1° aprile 2005 in poi)
La partecipazione al MGP estesa agli impianti di produzione non
rilevanti (<10MVA) è operativa dal 1° aprile 2005. L’insieme di questi impianti è rappresentato da un elevato numero di unità (circa
2.800) la cui produzione può avere destinazioni diverse: offerta in
86
borsa, offerta sul mercato libero tramite contratti bilaterali, legata
a cessioni di tipo incentivato CIP6 o di tipo amministrato con riferimento al regime previsto dal Decreto 387.
4.3 Attività di settlement svolte dal GRTN
Le attività di settlement previste dalla disciplina di dispacciamento
(Sistema Italia 2004) includono tutte le attività connesse con la
determinazione e valorizzazione delle partite di energia conseguenti agli esiti dei mercati e al reale comportamento degli utenti
del dispacciamento, nonché con la determinazione e la valorizzazione dei corrispondenti corrispettivi di dispacciamento.
Nel 2004 le attività erano sostanzialmente distinte lato immissione,
per il quale era previsto un meccanismo evoluto su base oraria, e
lato prelievo, per il quale era invece previsto il meccanismo semplificato dello scambio.
Settlement della generazione
Le attività connesse alla regolazione economica in esito ai mercati dell’energia (MGP e MA) sono svolte dal GME che quantifica e valorizza
le partite di energia relative a ciascun operatore su base giornaliera.
Il GME effettua in nome e per conto del GRTN alcune attività relative al MSD; in particolare passano attraverso il GME la comunicazione dei prezzi da parte degli operatori e la successiva notifica
delle quantità che sono risultate accettate nelle due fasi del MSD,
ex ante ed ex post. A valle del MSD, il GME comunica al GRTN il programma orario di produzione di ciascuna unità rilevante.
La regolazione economica delle partite in esito al MSD avviene a
cura del GRTN.
MSD
La quantificazione dei volumi di energia e delle corrispondenti partite economiche relative al MSD ex ante è effettuata a valle del mercato stesso sulla base delle singole quantità che risultano accettate.
Gli esiti sono comunicati agli operatori dal GME immediatamente a
valle del mercato.
87
Il settlement del MSD ex post consiste nel calcolo delle quantità di
energia sottese agli ordini di dispacciamento impartiti in tempo
reale alle unità di generazione e corrispondente valorizzazione. Il
calcolo viene eseguito su base 15’ per ciascuna delle unità abilitate
al MSD. Sulla base degli ordini impartiti viene calcolato inoltre il
Piano vincolante modificato (PVM), ovvero il totale di energia che
nel periodo di riferimento (15’) deve essere prodotto dall’unità e
costituisce il riferimento per il calcolo degli sbilanciamenti. La quantificazione delle partite del MSD ex post è effettuato di norma circa
un mese dopo quello cui si riferisce.
Nel periodo aprile-dicembre 2004 il GRTN ha acquistato e venduto
sul MSD rispettivamente 16,6 TWh e 13,8 TWh di energia con un
onere netto pari a 1.116 Mln€.
Solo una quota parte delle unità di produzione (quelle con potenza maggiore o uguale a 10 MVA e con adeguate caratteristiche tecniche) risultano abilitate al Mercato dei servizi di dispacciamento.
Il numero delle unità abilitate è stato, nel corso dei 12 mesi, sostanzialmente stabile (256 unità a dicembre 2004, pari a 49,4 GW su un
totale di circa 72,1 GW di potenza installata).
MSD ex ante
Nel MSD ex ante vengono acquistate e vendute quantità di energia
ai fini dell’approvvigionamento della necessaria riserva di potenza,
della risoluzione delle residue congestioni in esito ai mercati (MGP
e MA) e della copertura dell’errore di fabbisogno residuo. Questo è
pari alla differenza tra la stima della domanda utilizzata nel MGP e
la stima più aggiornata disponibile nel giorno precedente a quello
di flusso.
Nel MSD ex ante sono stati acquistati 8,2 TWh di energia e venduti
8,1 TWh di energia per un onere netto pari a 580 M€.
88
MSD ex ante: quantità (GWh)
Netto GWh
volumi salire GWh
volumi scendere GWh
1.587
1.340
1.430
1.344
848
774
773
756
841
776
763
668
764
754
760
754
788
626
Aprile
Maggio
Giugno
Luglio
Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Figura n.25
Il prezzo unitario di acquisto ha seguito nei primi mesi la dinamica
del prezzo MGP per poi assestarsi negli ultimi mesi poco sopra 82
€/MWh. Il prezzo unitario di vendita è risultato invece più stabile,
mediamente intorno a 22 €/MWh.
89
MSD ex ante: prezzi (€/MWh)
Salire
Scendere
MGP
112,64
93,49
95,48
93,16
88,17
82,14
77,80
85,39
77,44
82,07
82,07
70,74
65,39
61,00
57,55
31,36
18,16
Aprile
59,48
56,34
14,45
Maggio
30,13
29,39
58,21
25,34
20,17
17,04
Giugno
Luglio
20,76
Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Figura n.26
MSD ex post
Nel tempo reale il GRTN acquista e vende quantità di energia ai fini
del bilanciamento della rete tramite l’invio di comandi alle unità di
produzione abilitate.
Nel MSD ex post sono stati acquistati 8,4 TWh di energia e venduti
5,7 TWh di energia per un onere netto pari a 536 Mln€.
La quantità acquistata è risultata in ogni mese superiore alla quantità venduta per la necessità di coprire gli sbilanciamenti negativi
degli impianti di generazione.
90
MSD ex post: quantità (GWh)
Netto GWh
1.043
volumi salire GWh
volumi scendere GWh
1.084
1.057
1.017
971
910
848
769
698
767
679
656
614
620
660
148
38
479
Aprile
Maggio
Giugno
564
612
487
377
Luglio
234
531
144
313
472
Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Figura n.27
Il prezzo unitario di acquisto è risultato sempre inferiore al prezzo
del MSD ex ante per il maggiore utilizzo degli impianti che offrono
servizi a minor prezzo, con un valore medio pari a circa 80 €/MWh,
mentre il prezzo unitario di vendita è risultato invece mediamente
più alto rispetto al MSD ex ante (circa 25 €/MWh), ma con una maggiore volatilità.
91
MSD ex post: prezzi €/MWh
Salire
Scendere
MGP
98,81
86,05
86,40
82,20
79,03
74,55
82,14
77,80
61,00
67,50
70,74
57,55
56,34
65,39
59,48
55,05
82,83
58,21
43,24
28,27
19,55
Aprile
15,28
Maggio
27,70
19,73
16,75
Giugno
31,98
Luglio
19,24
Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
Figura n.28
Corrispettivo di Sbilanciamento
È definito come la valorizzazione della differenza tra l’energia realmente immessa dall’unità nel periodo di riferimento e il totale di
energia che, in esito ai mercati dell’energia e al Mercato dei servizi
di dispacciamento, l’unità deve produrre. Il periodo di riferimento è
pari ai 15’ per le unità abilitate al MSD, mentre è pari a 60’ per le
altre unità. La misura dell’energia immessa è rilevata e registrata
direttamente dal GRTN su base 15’ per tutte le unità rilevanti.
92
Nel caso in cui l’energia immessa in rete sia superiore al programma
lo sbilanciamento è detto positivo e il GRTN, che ha “comprato”
tale energia, remunera l’operatore. Viceversa nel caso in cui l’energia immessa risulti inferiore al programma, il GRTN ha “venduto”
tale energia all’operatore che deve pertanto remunerarla al GRTN.
Il prezzo di valorizzazione dello sbilanciamento è determinato in
base al segno dello sbilanciamento della zona del mercato elettrico
cui appartiene l’unità. Nel caso in cui lo sbilanciamento dell’unità è
di segno opposto a quello zonale, ovvero l’unità ha contribuito a
ridurre lo sbilanciamento della zona, il prezzo applicato allo sbilanciamento è pari al prezzo che si è formato nel Mercato del giorno
prima, ed è pertanto non penalizzante. Nel caso invece in cui lo sbilanciamento dell’unità sia di segno concorde con quello zonale il
prezzo applicato è pari al prezzo marginale MSD, rispettivamente di
vendita e di acquisto nel caso di sbilanciamento negativo e positivo.
In questi casi pertanto l’energia di sbilanciamento viene valorizzata
a un prezzo penalizzante per l’operatore.
Nel corso del 2004 i volumi di sbilanciamento mensile sono stati
mediamente pari a circa 2,2 TWh con un saldo netto pari a circa 260
GWh, per un provento totale pari a 507 Mln€.
Unità Essenziali per la Sicurezza
Le unità di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico sono unità di produzione rilevanti, indispensabili per garantire
con continuità la qualità del servizio di dispacciamento e la gestione in sicurezza del sistema elettrico nazionale; tali unità sono definite al GRTN ai sensi della sezione 2 del Titolo 3 della Delibera AEEG
48/04.
Per il 2004 le unità essenziali per la sicurezza sono state:
• unità termoelettriche: Santa Barbara sez. 1 e 2, Bari sez. 1, 2 e 3,
Bastardo sez. 1 e 2 di Enel Produzione e le unità Napoli Levante
sez. 2 e 3 di Tirreno Power;
• unità idroelettriche: Perreres, Gressoney.
L’onere complessivo nel 2004 è stato pari a 5,7 Mln€.
93
Corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel Mercato
dei servizi di dispacciamento (Uplift)
Il corrispettivo in oggetto è calcolato a chiusura di tutte le partite economiche inerenti l’esercizio del servizio di dispacciamento (figura n.29).
In particolare, il GRTN ha provveduto, nel 2004, a determinare tale
corrispettivo come saldo tra:
• il saldo netto tra gli oneri sostenuti per l’acquisto su MGP e i proventi connessi al servizio di scambio (compresi quelli relativi all’applicazione del corrispettivo di non arbitraggio);
• gli oneri sostenuti per l’approvvigionamento delle risorse nel MSD
ex ante ed ex post;
• i proventi derivanti dall’applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento.
Il valore del corrispettivo unitario è calcolato dividendo il saldo per
il totale dei prelievi registrati nel mese.
Determinazione dell’ammontare del corrispettivo Uplift per l’anno 2004 (Mln€)
3.965
(3.970)
529
(507)
580
MGP
Saldi
Scambio
Figura n.29
94
MSD
ex ante
597
MSD Sbilanciamento
ex post
Uplift
L’onere totale per il periodo aprile-dicembre 2004 è stato pari a
circa 600 Mln€ corrispondenti a un valore unitario del corrispettivo
pari a 2,635 €/MWh. Nei primi 3 mesi si è registrata una rapida crescita del corrispettivo unitario, che ha raggiunto il valore massimo
pari a 5,823 €/MWh nel mese di luglio, per poi assestarsi su valori
compresi tra 1,3 e 2,3 €/MWh.
Corrispettivo Utilizzo Capacità di Trasporto
Il corrispettivo per utilizzo della capacità di trasporto costituisce
l’applicazione degli oneri di congestione, tenendo in conto “rendita di congestione” e “sussidio al prezzo unico”.
Il modello del Mercato elettrico, con la suddivisone in zone e con
capacità di transito interzonale limitata, genera in taluni casi la possibilità di una separazione tra le zone con determinazione di un
prezzo di vendita diverso. In questi casi si crea una differenza tra il
costo della generazione e quanto pagato dal prelievo. Tale differenza prende il nome di rendita di congestione, ed è generalmente di
segno positivo poiché le zone che esportano energia hanno mediamente prezzi più bassi, il che rende la media dei prezzi pagati ai
produttori inferiore a quella dei prezzi del consumo. Il suo valore è
proporzionale al differenziale di prezzo tra zone adiacenti e alla
capacità di transito tra le zone stesse.
Per effetto della presenza di un unico Prezzo nazionale di acquisto
(PUN) gli acquisti in zone con prezzo zonale superiore al PUN “ricevono” un sussidio mentre gli acquisti in zone con prezzo zonale
inferiore al PUN “pagano” il sussidio. Su base nazionale tali quantità si compensano fino ad annullarsi, in quanto il PUN è calcolato
come media dei prezzi zonali pesati sulle quantità acquistate in ciascuna zona.
Il corrispettivo per utilizzo capacità di trasporto, proporzionale al
differenziale tra il prezzo zonale e il PUN, è regolato:
• dagli operatori di mercato in immissione direttamente al GRTN, in
relazione ai programmi di immissione presentati sulla piattaforma
bilaterale in esecuzione di contratti di compravendita conclusi al
di fuori del sistema delle offerte;
95
• dal GME con il GRTN in relazione alle offerte di vendita accettate in
MGP e MA. Infatti gli operatori di mercato in immissione pagano il
corrispettivo implicitamente nel prezzo zonale di vendita.
Nel corso dei primi mesi dalla partenza del dispacciamento di merito economico, si sono registrati significativi differenziali tra il prezzo di alcune zone, in particolare il Nord, e il resto d’Italia.
CCC
Con la Delibera 205/04 l’AEEG ha introdotto strumenti di copertura
del rischio associato alla volatilità del corrispettivo utilizzo capacità
di trasporto (CCC). Si tratta di contratti tra gli assegnatari e il GRTN
che conferiscono all’assegnatario il diritto / obbligo di ricevere / versare al GRTN un importo pari al prodotto tra la quantità acquistata
e il differenziale tra il Prezzo unico nazionale (PUN) e il prezzo registrato nel Mercato del giorno prima per la zona cui lo strumento si
riferisce. A fronte dei CCC resi disponibili dal GRTN per il 2005 nelle
varie zone, sono stati assegnati CCC di validità annuale nella zona
Nord e nella zona Centro Sud e CCC di validità mensile nella zona
Nord. L’assegnazione è avvenuta tramite aste. L’assegnazione
annuale della zona Nord di 2.672 MW ha avuto un prezzo di aggiudicazione pari a 2,35 €/MWh. I quantitativi oggetto delle assegnazioni mensili e i corrispondenti prezzi di aggiudicazione sono riportati nella figura n.30. Le aste relative alle altre zone sono andate
deserte.
96
CCC Mensili
MW
3,5
3,3
Prezzo /MWh
3,3
3,1
3,1
3,1
2,9
2,9
2,9
2,9
2,7
2,3
598
573
565
564
448
443
489
361
188
159
109
46
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Figura n.30
Energia elettrica ceduta ai Gestori di rete
Il Decreto legislativo n. 387/03 e la Legge 239/04 stabiliscono che
l’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili e da impianti alimentati da qualsiasi fonte
di potenza inferiore a 10 MVA (ad eccezione di quella ceduta nell’ambito di convenzioni CIP6 e, per i soli impianti nuovi, di convenzioni 108/97), su richiesta del produttore stesso, possa essere ritirata dal Gestore della rete alla quale l’impianto è collegato.
Il Decreto stabilisce, altresì, che le modalità di ritiro siano stabilite
97
dall’Autorità facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.
L’Autorità ha stabilito, per il 1° trimestre 2004, che il Gestore della
rete di distribuzione cui l’impianto è connesso riconosca il prezzo
all’ingrosso dell’energia e qualora l’impianto sia connesso alla Rete di
trasmissione nazionale il ritiro della stessa sia effettuato dall’Enel Spa.
Unità di produzione non Rilevanti
Nel corso del 2004 per le unità di produzione non rilevanti, ovvero
con potenza nominale < 10 MVA, è stato previsto un trattamento
semplificato essenzialmente caratterizzato da:
• esenzione dall’obbligo di presentazione dei programmi di immissione;
• attestazione ex post dell’energia immessa;
• remunerazione energia con il meccanismo dello scambio;
• corrispettivo di sbilanciamento forfetario proporzionale all’energia immessa (bf);
• esclusione dal Mercato del giorno prima e di aggiustamento.
Nel primo trimestre del 2005 è stato applicato un meccanismo transitorio che, rispetto al 2004, ha abolito il meccanismo dello scambio
e l’applicazione del corrispettivo di sbilanciamento forfetario ma ha
mantenuto l’attestazione ex post dell’energia immessa.
A partire dal 1° aprile 2005 è iniziato il trattamento definitivo che
prevede l’aggregazione delle unità fisiche presenti nella stessa
zona, della stessa tipologia e nella titolarità dello stesso utente del
dispacciamento in unità virtuali. L’unità virtuale è assimilata a una
unità rilevante: infatti l’operatore di mercato può presentare programmi su piattaforma bilaterali e offerte in MGP per l’unità virtuale. Questo schema ha richiesto la costituzione di un completo archivio di anagrafica dei singoli impianti non rilevanti condiviso con i
Gestori delle reti cui gli impianti sono connessi. Una sintetica rappresentazione degli impianti interessati è riportata nella figura n.31.
98
Unità non rilevanti
2574
352
816
1406
Totale UP
non rilevanti
CIP6
Mercato
libero
Cessioni energia
ai gestori di rete
Figura n.31
Settlement della domanda
Nel 2004 i volumi di energia consumati dal mercato libero e dal mercato vincolato sono risultati pari, rispettivamente, a 45% e 55% del
totale. Nelle figure n.32 e n.33 è riportata, per ciascuno dei due
mercati, la suddivisione per tipologia di approvvigionamento relativamente al periodo aprile-dicembre 2004. Si evidenzia che nel mercato libero l’energia è stata acquisita prevalentemente facendo
ricorso a contrattazione bilaterale. Significativamente diverso il profilo di approvvigionamento per il mercato vincolato, la cui energia
è stata acquisita per metà attraverso i contratti di scambio.
99
Mercato libero (TWh)
100,9
59,8
24,6
17,6
(1,1)
Prelievi
ML
100%
Bilaterali
CIP6
Import
Saldo ML
59%
25%
17%
(1%)
Figura n.32
Mercato vincolato (TWh)
125,9
30,9
17,3
15,7
62,0
17,6
Prelievi
MV
100%
Bilaterali
CIP6
Import
Saldo MV
25%
14%
12%
49%
Figura n.33
100
Copertura della domanda di energia: aprile-dicembre 20041
La sostanziale continuità nel 2004 della disciplina del bilanciamento
e scambio in vigore già nel 2003 ha consentito di sviluppare e gestire il settlement della domanda secondo modalità e criteri analoghi,
tenuto conto delle modifiche che a tali meccanismi sono state
apportate dall’Autorità. Tali modifiche riguardano, in particolare:
• il servizio di scambio;
• la identificazione di opportuni corrispettivi finalizzati alla copertura dei costi dei servizi forniti;
• la introduzione del meccanismo del load profiling.
Le principali modifiche relative al servizio di scambio hanno riguardato i tempi di erogazione (periodicità trimestrale anziché mensile),
e l’eliminazione della possibilità di trasferire i saldi economici da un
mese all’altro.
Il meccanismo del load profiling, che prevede la determinazione
convenzionale dei profili di prelievo dell’energia elettrica per i
clienti finali il cui prelievo non è trattato su base oraria, è stato
introdotto dal 1° luglio 2004. Ciò ha avuto un significativo impatto
sia per quanto attiene le procedure di scambio dati tra imprese
1
Risultati delle
attestazioni da parte
Utenti del
dispacciamento
in prelievo
distributrici e GRTN (che ha il compito di rendere pubblici i parametri con cadenza mensile) sia per quanto attiene la nuova valutazione del consumo non orario nei contratti di scambio.
I corrispettivi definiti dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas
comprendono quelli finalizzati alla copertura dei costi sostenuti dal
GRTN per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di
dispacciamento (in particolare il corrispettivo UPLIFT) il cui valore
dipende dall’andamento dei prezzi nei mercati dell’energia e dei
servizi, e quelli definiti ex ante a copertura di ulteriori servizi (in
particolare servizio di interrompibilità del carico e remunerazione
della disponibilità di capacità produttiva).
In sintesi, nel periodo aprile-dicembre 2004, il GRTN ha fornito ai
propri utenti, attraverso il servizio di scambio, energia per 61 TWh
per un controvalore di circa 4 miliardi di euro. Con riferimento allo
stesso arco temporale, il complessivo prelievo attestato dal mercato
libero e dal mercato vincolato è stato pari a circa 25 TWh/mese per
101
un totale di circa 230 TWh. Il valore complessivo dei corrispettivi fatturati dal GRTN a fronte di tale volume di energia è risultato pari a
circa 1.250 Mln€, (di cui in particolare 47,6% Uplift, 28,7% remunerazione servizio di interrompibilità, 15,7% remunerazione capacità
produttiva).
Dal 1° gennaio 2005, con l’avvio del dispacciamento di merito economico con domanda attiva, ha trovato piena applicazione la disciplina che regola lo sbilanciamento orario delle singole unità di consumo relative a ciascun Utente del dispacciamento in prelievo, superando definitivamente il meccanismo dello scambio.
Il GRTN ha conseguentemente avviato una nuova procedura di settlement della domanda, analogamente a quanto già in vigore per
la gestione della generazione delle unità rilevanti, calcolando lo sbilanciamento orario, valutato in base alla differenza tra il programma vincolante presentato e la misura del prelievo ottenuta a partire dai dati orari aggregati forniti dai distributori e dai dati ottenuti con l’applicazione del meccanismo del load profiling, valorizzato
al prezzo di sbilanciamento riferito al segno dello sbilancio finale.
Con la nuova disciplina sono stati contestualmente introdotti, tra
l’altro, alcuni meccanismi di flessibilizzazione (in particolare la piattaforma per la variazione dei programmi preliminari di prelievo e la
gestione di programmi bilaterali sbilanciati), finalizzati ad agevolare
gli operatori acquirenti nella gestione e nell’aggiustamento delle
posizioni conseguenti alla presentazione dei programmi vincolanti.
In particolare attraverso i programmi bilaterali non bilanciati gli operatori di mercato possono presentare programmi di prelievo inferiori, in valore assoluto, ai programmi di immissione comunicati in esecuzione di un contratto. La remunerazione della posizione sbilanciata che ne consegue è assicurata al Prezzo unico nazionale dal GME.
4.4 Assegnazione diritti utilizzo della capacità di trasporto per
l’interconnessione con l’estero e risoluzione delle congestioni
Il Ministero delle Attività Produttive ha disciplinato con il Decreto
ministeriale del 17 dicembre 2004 modalità e condizioni per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto per
102
l’importazione di energia elettrica sulle linee di interconnessione
sulla frontiera settentrionale e meridionale per l’anno 2005.
Il Decreto ministeriale recepisce quanto stabilito dal Regolamento
(CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo, il quale innova profondamente il quadro di riferimento in materia di scambi transfrontalieri di energia elettrica prevedendo in particolare all’art. 6 che “i
problemi di congestione della rete siano risolti con soluzioni non
discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali
economici efficienti ai soggetti partecipanti al mercato e ai Gestori
del sistema di trasmissione”.
L’art. 2, comma 4, del citato Decreto stabilisce che l’utilizzo della capacità di trasporto sia determinato mediante un metodo di assegnazione implicita, sulla base di offerte di vendita e di acquisto di energia
elettrica, relative alla esecuzione di scambi transfrontalieri di energia
elettrica da parte di operatori esteri e nazionali, in coerenza con la
struttura e il funzionamento del mercato elettrico in Italia.
Il GRTN, sulla base di quanto stabilito da AEEG con la Delibera n.
223/04, ha pubblicato un Regolamento per la gestione delle congestioni sulla rete di interconnessione. Il Regolamento prevede in particolare che la congestione che si verifichi sulle frontiere elettriche
venga risolta, mediante:
• l’accettazione di offerte di vendita/acquisto di energia elettrica formulate con riferimento alle zone virtuali nel Mercato del giorno prima;
• la presentazione di programmi di immissione/prelievo in una zona
virtuale in esecuzione di contratti conclusi al di fuori del sistema
delle offerte (contratti bilaterali).
La gestione delle congestioni, in generale, implica che laddove
venga superato il limite di transito tra zone, si verifichi la separazione con conseguente differenziazione dei prezzi di vendita dell’energia. Ciò vale in particolare anche con riferimento alle congestioni
che si verificano tra le zone virtuali estere e il sistema elettrico
nazionale e gli operatori, sia che si approvvigionino direttamente
nel sistema delle offerte, sia mediante contrattazione bilaterale,
sono esposti alla variabilità della differenza tra il PUN (Prezzo unico
nazionale) e i prezzi di equilibrio zonali.
103
L’Autorità ha quindi stabilito le modalità per l’assegnazione, per
l’anno 2005, di coperture dal rischio associato ai differenziali di
prezzo tra zone del mercato elettrico italiano e adiacenti zone estere (CCCI).
La Delibera prevede che il GRTN assegni, mediante procedure concorsuali, CCCI associati alla capacità di trasporto assegnabile dalle Autorità
italiane tenendo conto delle quote di capacità di trasporto riservate.
Le procedure concorsuali per l’assegnazione di CCCI si sono svolte
alla fine del mese di dicembre 2004. L’assegnazione è stata effettuata in base alla potenza media annuale di prelievo relativa a ciascun
contratto di dispacciamento.
Il GRTN ha assegnato un numero di CCCI corrispondente al valore
della capacità di trasporto al 1° gennaio 2005 procedendo quindi a
incrementare il valore dei CCCI assegnati a seguito della entrata in
esercizio commerciale della linea di interconnessione “S. Fiorano Robbia” realizzatasi il 23 gennaio 2005.
Il Gestore della rete, ai sensi di quanto previsto all’art. 5 della
Delibera 224/04, ha assegnato prioritariamente il 26% del numero
di CCCI assegnabili all’Acquirente Unico, procedendo ad assegnare
il numero di CCCI residuo al mercato libero.
Nella tabella n.18 sono riportati i valori di capacità di trasporto assegnati autonomamente da ciascun Gestore di rete estero confinante e
la capacità di trasporto annuale utilizzabile per gli scambi transfrontalieri di energia cui ha corrisposto l’assegnazione di CCCI a partire dall’entrata in esercizio commerciale della “S. Fiorano - Robbia”.
104
Capacità di trasporto per l’anno 2005 sulla
frontiera(1) inverno - feriale periodo h 8.00-h 23.00 (MW)
Francia
Svizzera
Austria
Slovenia
Grecia
Totale
NTC 2005
2.650
3.850
220
430
100
7.250
Contratti a lungo
termine
per vincolato
1.400
600
0
0
Assegnata da altri TSO
597
1.625
110
215
Capacità riservata
(Corsica, RSM,
Vaticano, KHR, Raetia)
149
190
Capacità assegnata dal
GRTN al MV (CCCI)
154
397
50
0
0
601
Capacità assegnata dal
GRTN al ML (CCCI)
349
1.038
60
215
50
1.712
(1)
2.000
50
2.598
339
Con l’entrata in esercizio commerciale della linea di interconnessione “S. Fiorano - Robbia”
Tabella n.18
4.5 Attività svolte in ambito ETSO e SETSO
L’attività del GRTN nelle associazioni internazionali rappresentative dei Gestori di rete in Europa si è svolta in uno scenario internazionale di riferimento che attribuisce importanza via via crescente
all’interazione dei diversi soggetti coinvolti a livello nazionale nel
settore elettrico al fine di consentire un sicuro ed efficace funzionamento del mercato europeo. In tale ottica sono da rilevare i
risultati in ambito ETSO (European Transmission System Operator)
e SETSO (Task Force congiunta dell’ETSO e della SUDEL per favorire la creazione di un mercato elettrico regionale nel Sud-Est
Europa, da integrare con il Mercato Interno dell’Elettricità
nell’Unione europea).
Per quanto riguarda l’ETSO, il Gestore della rete, insieme agli altri
membri dell’Associazione, ha firmato il terzo accordo “Cross
Border Trade”, volto a favorire gli scambi transfrontalieri regolando la “remunerazione” delle reti di trasmissione interessate dal
105
flusso dei transiti generati dagli scambi internazionali. Rispetto
agli accordi siglati negli anni precedenti, quello relativo al 2004 ha
previsto alcune novità, e in particolare:
• l’abolizione della cosiddetta tariffa francobollo, ammettendo
come mezzo di finanziamento del Fondo ETSO, da parte dei Paesi
firmatari, il criterio del net flow, che prevede il versamento di un
corrispettivo parametrato ai flussi fisici netti di importazione e di
esportazione, in eguale proporzione. A ogni MWh, importato o
esportato, è associato il medesimo costo di rete (1,33 €/MWh);
• l’adesione dei Paesi scandinavi e dei Paesi dell’Europa centrale
Ungheria, Slovacchia e Polonia a partire dal 1° luglio 2004.
• la remunerazione delle perdite sulle reti interessate dagli scambi
transfrontalieri.
In occasione del Forum di Firenze (16-17 settembre 2004) la
Commissione europea ha formulato una bozza di linee guida inerenti l’adozione del meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri previsto dall’art. 3 del regolamento comunitario
1228/03, finalizzato alla valorizzazione degli asset di rete con il criterio dei costi incrementali prospettici di lungo periodo (LRAIC). In
particolare, la Commissione chiedeva ai Regolatori di proporre dei
criteri per la definizione di tali costi secondo criteri di uniformità.
La Commissione dei Regolatori europei (CEER) ha evidenziato a sua
volta la non completa rispondenza delle citate linee guida con gli
orientamenti dei Regolatori, auspicando la continuazione delle
analisi da parte di ETSO, ERGEG e Commissione europea circa i possibili modelli da utilizzare nell’individuare le reti interessate dagli
scambi di elettricità cross border e la definizione di LRAIC da applicare per la valorizzazione degli asset di rete.
Con riferimento a quanto sopra, l’ETSO è stata invitata a proseguire
nell’applicazione dell’attuale meccanismo di compensazione per gli
scambi transfrontalieri anche per l’anno 2005 senza incrementare il
valore complessivo del fondo rispetto a quello del precedente anno.
In tale contesto i Gestori di rete hanno firmato un nuovo accordo
CBT in vigore a partire dal 1° gennaio 2005 e valido fino al 31
dicembre, con l’impegno di dare esecuzione alla fase operativa
106
dello stesso e al contempo portare avanti un’analisi circa la possibilità di armonizzare i criteri di valutazione delle reti oggetto di compensazione.
È continuata, inoltre, sempre in ambito ETSO la partecipazione alle
attività della Task Force relativa al “Network Access and Congestion
Management” (NACM) la cui attività comprende:
• la definizione delle procedure per la valutazione della capacità di
trasmissione sulle reti di interconnessione degli Stati (NTC) e la loro
pubblicazione;
• l’analisi e lo sviluppo delle metodologie di assegnazione dei diritti di
utilizzo delle capacità di interconnessione agli operatori di mercato
mediante meccanismi trasparenti e non discriminatori;
• l’analisi e la predisposizione di procedure di gestione delle congestioni di rete transfrontaliere, al fine di garantire la sicurezza di esercizio della rete interconnessa, a preventivo e in tempo reale.
Riguardo alle attività tecniche di NACM svolte in ETSO, il GRTN è attivamente coinvolto nella discussione in corso sulle prospettive future di
adozione di metodi di allocazione coordinata della capacità di trasporto tra Paesi. In particolare, il GRTN:
• ha contribuito alla preparazione del documento di riferimento pubblicato da ETSO ed EUROPEX, l’associazione europea delle borse
elettriche (PXs), sul metodo “Flow-based Market Coupling (FMC)”.
Il metodo FMC propone l’allocazione coordinata dei diritti di utilizzo delle capacità di trasmissione mediante un sistema di aste cosiddette “implicite”, condotte da PXs in modo decentralizzato, cioè
senza la necessità della creazione di un ufficio di asta. Il sistema prevede, a livello di Mercato del giorno prima, l’utilizzo ottimizzato
delle capacità di trasporto di interconnessione tra i Paesi coinvolti,
calcolate dai Gestori di rete, mediante il processo di accoppiamento
dei singoli mercati gestiti dai PXs;
• ha contribuito all’analisi e implementazione di procedure di
gestione delle congestioni di rete transfrontaliere, promuovendo
il coordinamento tra i Gestori di rete nella valutazione delle NTC
e della predisposizione di procedure condivise a livello previsionale e nel tempo reale.
107
• partecipa con gli altri Gestori di rete ai gruppi di lavoro inerenti
l’analisi delle metodologie di ri-dispacciamento coordinato e di
counter-trade preventivo.
Sono stati conseguiti risultati significativi nell’ambito della Task Force
“South-Eastern Europe Transmission System Operator” (SETSO TF),
creata nel 2002 dall’ETSO in collaborazione con SUDEL, che riunisce i
Gestori di rete dell’area del Sud-Est europeo (SEE): Albania, Bosnia Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Former Yugoslav Republic of
Macedonia – FYROM –, Montenegro, Romania, Serbia, nonché i Paesi
UE immediatamente confinanti (Italia, Austria, Grecia, Slovenia,
Ungheria) e la Turchia, ancora in attesa di essere sincronizzata con il
sistema UCTE.
Il GRTN ha coordinato fin dalla sua creazione la SETSO TF, che è
stata costituita nell’ambito del Forum di Atene, presieduto dalla
Commissione europea, per introdurre nell’area le procedure per la
creazione del mercato elettrico regionale del SEE e favorire il relativo
processo di integrazione futura nel Mercato elettrico interno
dell’Unione europea. Oltre alle associazioni tecniche ETSO, rappresentate dalla SETSO TF e UCTE, il Forum di Atene vede la partecipazione
dei ministeri dei Paesi interessati, delle associazioni dei regolatori
(CEER) e dei trader (EFET).
Tra le attività di maggior rilievo svolte dalla SETSO TF, particolare
attenzione meritano:
• la definizione e la realizzazione del primo accordo multilaterale di
“Inter - TSO Compensation Mechanism” (ITC), firmato dalla quasi
totalità dei Gestori di rete dell’area del SEE ed entrato in vigore a
partire dal 1° luglio 2004. Il meccanismo è fondato sui medesimi criteri previsti nello schema ETSO, riprodotti e applicati nell’area del
SEE, e prevede la mutua compensazione economica tra i Gestori dell’area SEE per la remunerazione delle reti dei singoli Paesi utilizzate
negli scambi di energia (il meccanismo ETSO è stato trattato nelle
precedenti sezioni del presente rapporto). La messa in pratica è stata
preceduta da una fase di applicazione virtuale, per il collaudo delle
procedure di calcolo e di gestione, condotta nei primi sei mesi del
2004. Per il 2005, la SETSO TF ha supportato di nuovo con successo la
108
realizzazione dell’accordo ITC tra i Paesi del SEE, in linea con il meccanismo adottato da ETSO in ambito EU. Si prevede di poter sviluppare a breve l’allineamento del meccanismo ITC realizzato in SEE con
quello presente nell’area EU;
• la realizzazione del progetto pilota di allocazione coordinata a livello regionale della capacità di trasmissione fra i TSOs del SEE, nel
periodo luglio-settembre 2004, che ha dimostrato la fattibilità della
metodologia proposta e i benefici attesi in termini di aumento del
trading tra Paesi in sicurezza. Il sistema di allocazione regionale prevede un sistema di aste esplicite coordinate per la selezione delle
transazioni transfrontaliere e l’utilizzo della matrice di sensitività
delle reti (PTDF) per prevedere l’impatto delle transazioni commerciali sui flussi fisici alle interconnessioni. Tale progetto è stato approvato nell’ottobre 2004 dal Forum di Atene e dalla EC, che ha dato
mandato a ETSO e in particolare alla SETSO TF di procedere alla realizzazione del sistema su base “dry-run” (cioè con piena funzionalità ma senza scambio reale di denaro) durante l’estate del 2005, con
il supporto dei regolatori della regione;
• la definizione e l’implementazione in linea con gli standard ETSO
e UCTE delle procedure per il calcolo della capacità di trasmissione transfrontaliera e per lo scambio dati tra i Gestori di rete per
la previsione giornaliera delle congestioni di rete (Day-Ahead
Congestion Forecast);
• il benchmarking dell’andamento della riorganizzazione dei Gestori
dei Paesi SEE in accordo con gli indirizzi comunitari, su mandato
della Commissione europea e in collaborazione con i Paesi “donatori” e con il “patto di stabilità” dei Paesi SEE per lo sviluppo del Grid
Code e il design del mercato regionale.
109
5 Lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale
Introduzione
Dopo un decennio di stasi, in cui la rete elettrica italiana è rimasta
praticamente ferma, nel 2004 si è ricominciato a costruire. La linea
“S.Fiorano - Robbia”, completata in gennaio, è il primo nuovo elettrodotto d’interconnessione con i Paesi transalpini realizzato in
vent’anni. Inoltre, entro il 2006 è prevista la realizzazione di quattro interventi prioritari: l’elettrodotto a 380 kV “Rizziconi - Laino”
che consentirà di aumentare l’affidabilità della rete di trasmissione
in Calabria, l’elettrodotto a 380 kV “Turbigo - Rho” che consentirà
di risolvere alcune congestioni di rete in Lombardia, il completamento della linea a 380 kV “Matera - S. Sofia” che è di fondamentale importanza per il trasporto in sicurezza dell’energia prodotta
dai poli di generazione (attuali e futuri) di Puglia e Calabria, nonché il nuovo cavo sottomarino tra Sardegna e Corsica.
Gli altri interventi urgenti sono: il collegamento con la Slovenia, da
Udine a Okroglo, nella valle della Sava, e sul territorio nazionale la
linea “Trino - Lacchiarella” per l’utilizzo più efficiente della produzione nell’area Lombardia e Piemonte, le linee “Redipuglia - Udine
Ovest”, “Venezia Nord - Cordignano” e “Dolo - Camin” per il rafforzamento della sicurezza nel Nord Est, “Colunga - Calenzano” e
“Fano - Abbadia” per l’aumento dell’interconnessione tra il Centro
Nord e il Centro Sud, la “Foggia - Benevento” e “Montecorvino Benevento” per il superamento dei vincoli che limitano la capacità
disponibile delle centrali di Puglia e Calabria, la “Chiaramonte Ciminna” per l’eliminazione dei vincoli di esercizio delle centrali siciliane e i cavi sottomarini tra Sardegna e Continente (SA.PE.I) e tra
Sicilia e Calabria (Sorgente - Rizziconi).
5.1 Attività svolte nel periodo per lo sviluppo della rete
Elettrodotti e stazioni entrati in servizio nel periodo
aprile 2004 - marzo 2005
Per effetto del completamento degli interventi contenuti nel Piano di
Sviluppo 2004 e portati a compimento nel corso del periodo, gli elettrodotti della RTN sono aumentati di circa 150 km, mentre la capacità di trasformazione è aumentata di circa 1.770 MVA. Di seguito si
111
descrivono i principali interventi realizzati nel periodo considerato,
mentre nelle tabelle contenute nell’Allegato al presente capitolo, si
riportano tutti gli interventi realizzati nello stesso periodo.
Elettrodotto di interconnessione a 380 kV con la Svizzera
“S.Fiorano (BS) - Robbia”/”Gorlago (BG) - Robbia” (km 42)
La linea elettrica “S.Fiorano - Robbia” è stata realizzata in doppia
terna, lunga 42 km per complessivi 123 sostegni e 1.600 tonnellate
di conduttori. I lavori, iniziati a maggio 2004, sono stati completati
in soli 7 mesi, rispetto ai dodici mediamente necessari. I principali
benefici apportati dall’elettrodotto sono:
• aumento della capacità di importazione di 1.100 MW;
• riduzione del costo della fornitura di energia elettrica a causa del
prezzo inferiore della stessa nella maggior parte dei Paesi europei
rispetto all’Italia;
• incremento della sicurezza del servizio.
Elettrodotto a 380 kV “Acciaiolo - La Spezia” (km 100)
Nel mese di settembre 2004, il Tribunale di Pisa ha dichiarato inefficaci le ordinanze del 21/2/86 del pretore di Pisa e i successivi provvedimenti con i quali veniva disposto che l’Enel potesse utilizzare
l’elettrodotto solo in caso di necessità e per periodi di tempo limitati. Così a novembre 2004 è stato possibile ripristinare il normale
esercizio della linea, che consente di garantire un notevole aumento della sicurezza del sistema e di ridurre i vincoli di trasmissione tra
le aree Nord e Centro Nord del mercato dell’energia elettrica.
Stazione a 380 kV di Teramo ed elettrodotto a 380 kV
“S. Giacomo - Teramo” (km 15)
Questi interventi consentono di connettere la centrale idroelettrica
di S. Giacomo (nuovo gruppo da 260 MW) alla rete a 380 kV, con
l’esercizio in sicurezza della centrale stessa. A tale scopo si costruirà
la nuova linea a 380 kV “S. Giacomo - Teramo” di circa 15 km, che
collega la stazione elettrica di S. Giacomo con la nuova stazione a
380 kV di Teramo.
112
Elettrodotto a 380 kV “Candela - Foggia” (km 40)
È stata completata la realizzazione della linea a 380 kV “Candela Foggia”. Questo elettrodotto permette di collegare all’esistente stazione di Foggia la nuova centrale Edison di Candela (FG) da 400
MW. Il progetto della linea ha previsto la realizzazione di una parte
dell’elettrodotto in semplice terna, nel tratto di circa 33 km compreso fra la nuova centrale e l’incrocio con l’esistente linea a 380 kV
“Benevento II - Foggia” e della parte restante (circa 6 km) in doppia
terna insieme all’accesso nella stazione elettrica di Foggia dell’elettrodotto “Benevento II - Foggia”.
Elettrodotto a 380 kV “Rizziconi - Laino”
(completamento tratto “Laino - Altomonte” di km. 42)
È stato completato ed è entrato in esercizio il tratto di linea compreso tra la esistente stazione di Laino e la nuova stazione di smistamento di Altomonte, annessa alla nuova centrale Edison di
Altomonte da 800 MW, per una lunghezza di circa 42 km.
Proseguono invece i lavori per gli altri due tratti, da Altomonte a
Feroleto (circa 108 km) e da Feroleto a Rizziconi (di circa 70 km).
Questo nuovo collegamento consentirà di aumentare l’affidabilità
della rete di trasmissione della Calabria, anche in previsione dell’aumento di capacità produttiva nella stessa regione, e di rinforzare
significativamente l’interconnessione tra la Sicilia e il continente.
Autorizzazioni rilasciate e accordi raggiunti
Nel periodo aprile 2004 - marzo 2005 sono state ottenute, in aggiunta a quelle per gli interventi già realizzati, le autorizzazioni per i
seguenti interventi prioritari:
• elettrodotto a 380 kV “Turbigo - Rho” (Delibera CIPE del
29/09/2004) della lunghezza complessiva di 28 km, di cui 8 in cavo
interrato; in particolare, a seguito delle richieste avanzate dagli
enti interessati, Terna e GRTN hanno provveduto a presentare le
modifiche al progetto originario. Inoltre, grazie alle attività di
concertazione svolte dal GRTN con gli Enti Locali, si sono definite
le misure compensative da realizzare;
113
• elettrodotto a 380 kV “Matera - S. Sofia” per il quale è stata avviata, nel novembre 2004, dalla società Terna, la procedura di valutazione di impatto ambientale e di autorizzazione alla costruzione
e all’esercizio della variante di circa 30 km al tracciato autorizzato
con Decreto del Presidente della Repubblica (DPR) 13/02/2004, per
il suo completamento, sulla base di un accordo di programma sottoscritto dal MAP, dalla Regione Basilicata, dal GRTN e dagli Enti
Locali interessati, in data 29 luglio 2004 e secondo la procedura
prevista dalla legge obiettivo;
• l’elettrodotto d’interconnessione a 150 kV “Sardegna - Corsica”
(SAR.CO.), per il quale è stato avviato l’iter autorizzativo, affidato
a Terna.
5.2 Il Piano di Sviluppo 2005
Criteri generali di pianificazione per lo sviluppo della RTN
Il Decreto Bersani e i successivi provvedimenti per la regolamentazione dell’attività di trasmissione di energia elettrica prevedono che
il GRTN, nel deliberare gli interventi di sviluppo della RTN, persegua
gli obiettivi di aumentare la sicurezza e garantire la continuità degli
approvvigionamenti, ridurre i possibili vincoli rappresentati dalle
congestioni di rete, aumentare l’affidabilità e la qualità del servizio
di trasmissione, nonché l’efficienza ed economicità della trasmissione di energia elettrica, assicurando il rispetto dei vincoli ambientali
e paesaggistici.
Le nuove dinamiche all’interno del settore elettrico rendono particolarmente complessa l’attività di pianificazione. Gli elementi di
incertezza riguardano soprattutto la distribuzione territoriale e la
potenza dei nuovi impianti di generazione e i tempi di realizzazione delle nuove infrastrutture programmate.
L’analisi della distribuzione sul territorio nazionale della nuova capacità produttiva attesa nel triennio 2005-2007, infatti, mostra (vedi
figura n.34) come questa sia distribuita prevalentemente nell’area
Nord (4.050 MW), in due poli di produzione in Puglia e Calabria (complessivamente 2.750 MW) e la restante nell’area Centro Sud (1.100
MW). Questa situazione potrebbe determinare un aggravamento
114
delle congestioni del sistema elettrico nazionale, soprattutto sulle
sezioni Nord - Centro Nord e Centro Nord - Centro Sud, se non verranno realizzati gli interventi ritenuti prioritari per il sistema elettrico
(es. “Calenzano - Colunga” per la sezione Nord - Centro Nord).
Distribuzione della nuova capacità installata attesa entro il 2007
(centrali autorizzate con cantieri aperti)
Nord
4.050
Totale variazione
capacità
installata attesa
nel 2007
7.900 MW
Puglia
1.100
Centro - Sud
1.100
Calabria
1.650
Figura n.34
Negli ultimi 10 anni l’attività di realizzazione di nuovi elettrodotti ha
subito un sostanziale blocco ponendo lo sviluppo della rete in grave
ritardo rispetto alla crescita dei volumi transitati su di essa. Il tasso di
115
utilizzo della rete, rappresenta un indicatore dell’adeguamento
della consistenza della rete alla domanda di energia elettrica (vedi
figura n.35) ed è definito come il rapporto tra i consumi e i chilometri di linea realizzati. Nell’ultimo trentennio i valori del tasso di utilizzo in Italia hanno segnato un trend in costante crescita, mentre la
media dei paesi europei UCTE è rimasta pressoché invariata.
Le difficoltà di carattere autorizzativo, all’origine del blocco dello
sviluppo, trovano le loro radici nella crescente attenzione dei cittadini e delle autorità locali alle tematiche di carattere ambientale.
Ciò rende il vecchio approccio all’iter autorizzativo inadeguato a
garantire la realizzazione degli interventi. Per questo il GRTN sta
adottando una concertazione preventiva della localizzazione delle
infrastrutture di rete con tutti gli attori coinvolti, prima di avviare
l’iter autorizzativo per l’intervento.
Un processo di concertazione di così ampio raggio, attualmente
necessario per la realizzazione di elettrodotti e stazioni, determina
peraltro una dilatazione dei tempi intercorrenti tra la pianificazione e l’entrata in esercizio.
116
Andamento del tasso di utilizzo della rete italiana confrontato con alcuni Paesi
europei UCTE (rete 220/380 kV - 1975-2003)
Crescita
Crescita
consumi
km rete*
CAGR ‘75-’03 CAGR ‘75-’03
180
3,1%
1,3%
Francia
3,5
2,3
Pen. Iberica
3,5
3,0
Svizzera
2,1
1,9
Media UCTE
Germania
2,9
2,8
2,1
2,6
Benelux
3,5
4,0
Italia
160
140
120
100
80
60
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2003
*km linea 380kV + (km linea 220kV/ 3)
Fonte: UCTE, Eurelectric
Figura n.35
Per minimizzare i possibili rischi dovuti a tali aleatorietà, vengono
individuati vari scenari possibili di funzionamento del sistema e sulla
base di questi vengono selezionate soluzioni di sviluppo caratterizzate il più possibile da un elevato livello di flessibilità e polivalenza,
intese cioè come la migliore capacità di adattamento della rete alle
diverse possibilità di evoluzione del sistema elettrico.
Mantenendo ferma l’esigenza di assicurare in ogni caso il rispetto
delle condizioni di sicurezza di esercizio della rete di trasmissione, le
diverse alternative di sviluppo sono inoltre verificate dal punto di
vista tecnico-economico confrontando i costi stimati di realizzazione dell’intervento con i relativi benefici in termini di riduzione degli
oneri complessivi di sistema, al fine di massimizzare il rapporto
benefici/costi.
117
In generale si cerca di adottare soluzioni tecnologiche che consentano di sfruttare al meglio i corridoi infrastrutturali identificati per
accogliere i nuovi interventi di sviluppo e potenziare la capacità
garantita da quelli ad oggi esistenti, valutandone caso per caso i
potenziali benefici e gli eventuali svantaggi/rischi.
I segnali provenienti dal mercato dell’energia elettrica
Il GRTN ha il compito di risolvere i problemi legati alla presenza di
congestioni di rete, anche per ridurre, se possibile, eventuali vincoli che rischiano di condizionare l’operato dei produttori nel mercato dell’energia. Nasce perciò l’esigenza di tener conto sempre di più
dei segnali provenienti dal mercato elettrico, inserendo nel processo di pianificazione degli sviluppi della RTN analisi e considerazioni
sull’andamento del mercato, in particolare:
• separazione in zone del mercato dell’energia a causa dei vincoli di
rete esistenti, cui è associata l’utilizzazione di impianti di produzione meno competitivi a scapito di quelli più convenienti e la formazione di oneri da congestione a carico degli operatori e indirettamente degli utenti finali;
• approvvigionamento nell’ambito del Mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) di capacità produttiva necessaria localmente per
la sicurezza in aree di rete critiche.
Gli obiettivi della pianificazione in quest’area consistono principalmente nella riduzione delle congestioni, sia tra macro-aree di
mercato sia a livello locale, finalizzata al migliore sfruttamento
del parco di generazione nazionale e alla riduzione del prezzo
dell’energia per i clienti del mercato, attraverso il controllo dei
seguenti parametri:
• capacità di scambio con l’estero;
• frequenza di separazione tra le zone di mercato;
• differenziale di prezzo tra aree di mercato e presenza di poli produttivi limitati;
• quote di energia allocate nel Mercato dei servizi di dispacciamento e presenza di impianti di produzione necessari per la sicurezza.
I primi mesi di operatività della borsa elettrica hanno mostrato la
118
presenza di significative congestioni di rete con market splitting
soprattutto tra le zone Nord e Centro Nord, nei periodi (mesi di giugno e luglio) caratterizzati da minore disponibilità di capacità produttiva in presenza di elevati livelli di domanda.
Le esigenze di sviluppo della RTN - Piano 2005
Gli interventi di sviluppo sono stati classificati sulla base dell’urgenza dell’entrata in esercizio dei nuovi impianti in programma, ovvero:
1. interventi prioritari, la cui realizzazione riveste carattere di massima importanza al fine di garantire nei prossimi anni un adeguato livello di affidabilità ed efficienza alla rete di trasmissione per
un corretto funzionamento del sistema elettrico nazionale;
2. altri interventi nel breve - medio periodo (5 anni) e attività di
lungo periodo (10 anni) relative a opere la cui entrata in esercizio risulta, ad oggi, meno urgente dei precedenti.
A causa dei già citati elementi di incertezza che caratterizzano lo
sviluppo della RTN, le attività programmate oltre il 2010 costituiscono solo una parte del volume complessivo degli investimenti ipotizzabile per il lungo periodo e rappresentano solo quegli interventi
per i quali è ad oggi prevedibile un efficace utilizzo degli impianti
Considerando
l’attuazione di tutte
le attività per il
potenziamento della
capacità di
interconnessione con
l’estero, comprese
quelle programmate
nel più lungo periodo
1
in programma. Gli altri interventi del Piano 2005, programmati o in
fase di valutazione da parte del GRTN, consentirebbero di sfruttare
la totalità della capacità produttiva finora autorizzata.
In alcuni casi queste attività sono espresse nel Piano attraverso proposte
di interventi meno definite nel dettaglio e caratterizzate da una maggiore flessibilità in relazione alle esigenze ambientali di localizzazione.
Gli interventi programmati nel Piano di Sviluppo 2005 permetteranno di aumentare la consistenza della RTN per oltre 3.100 km di
nuovi elettrodotti e 57 nuove stazioni elettriche, aumentando la
capacità di trasformazione di circa 15.000 MVA. Con l’attuazione
delle attività previste nel Piano di Sviluppo 2005 si stima che:
• la capacità d’importazione alla frontiera settentrionale potrà raggiungere un valore di circa 8.500-10.000 MW1;
• sarà possibile ridurre vincoli di produzione esistenti o potenziali
per circa 3.500-6.500 MW in funzione delle nuove centrali che
119
verranno via via realizzate, incrementabili di ulteriori circa 2.500
MW nell’ipotesi massima di completa realizzazione di tutte le centrali al momento autorizzate e di tutti i relativi interventi di sviluppo della RTN necessari.
Le tabelle che seguono riepilogano gli interventi sulla RTN previsti
nel PdS, ripartiti in interventi a breve - medio termine e a lungo termine e per livello di tensione.
Il volume complessivo degli investimenti previsti nel PdS, a carico
Riepilogo interventi sulla RTN
Nuove
stazioni
Incremento
linee
[n.]
Interventi a
breve - medio termine
38
19
12.100
2.720
Interventi a
lungo termine
19
5
3.150
400
Complessivo
breve e lungo termine
57
24
15.250
3.120
Tabella n.19
120
Incremento
potenza di
trasformazione
[MVA]
Di cui per
connessione
centrali
[n.]
[km]
Riepilogo interventi sulla RTN suddiviso per livelli di tensione
380-500 kV
220 kV
120-150 kV
Totale
Nuove stazioni [n.ro]
28
6
23
57
Breve - medio termine
20
3
15
38
8
3
8
19
12.050
3.200
0
15.250
Breve - medio termine
9.050
3.050
0
12.100
Lungo termine
3.000
150
0
3.150
Elettrodotti [km]
3.100
-1.000
1.020
3.120
Breve - medio termine
2.500
-450
670
2.720
600
-550
350
400
Lungo termine
Potenza trasformazione [MVA]
Lungo termine
Tabella n.20
dei proprietari di rete, si attesta attorno ai 2.142 Mln€, di cui circa
1.744 Mln€ relativi a interventi pianificati nel breve - medio periodo per esigenze di sviluppo della RTN.
Interventi prioritari di sviluppo e benefici attesi
In aggiunta ai principali interventi in fase di realizzazione (elettrodotti “Turbigo - Bovisio”, “Matera - S. Sofia” e “Rizziconi - Feroleto
- Laino”), sono stati identificati 13 interventi di sviluppo a rilevanza
strategica, che consentono di garantire adeguati margini di riserva
fino al 2010 (vedi figura n.36).
121
Interventi prioritari per il sistema elettrico
Udine O. - Okroglo
Redipuglia - Udine O.
Venezia N. - Cordignano
Trino - Lacchiarella
Dolo - Camin
Fano - Abbadia
Colunga - Calenzano
Interconnessione
Sardegna - Corsica
Foggia - Benevento
Montecorvino - Benevento
Interconnessione
Sardegna - Continente
Chiaramonte - Ciminna
Figura n.36
122
Sorgente - Rizziconi
Questi interventi perseguono gli obiettivi di risolvere le congestioni, migliorare la sicurezza e aumentare la capacità d’interconnessione con l’estero.
In particolare, i maggiori contributi al miglioramento delle congestioni deriveranno dalla realizzazione dei seguenti interventi:
• il nuovo elettrodotto in doppia terna a 380 kV “Trino Lacchiarella” che, in considerazione della produzione esistente e
della nuova generazione che si renderà disponibile in Piemonte e
sul lato occidentale della Lombardia, favorirà la trasmissione di
potenza in sicurezza verso l’area di carico del milanese, con una
contestuale sensibile riduzione delle perdite di trasmissione;
• il potenziamento della capacità di trasporto della rete AAT fra
Venezia e Padova, con la realizzazione di un nuovo collegamento
in doppia terna a 380 kV tra le stazioni di Dolo (VE) e Camin (PD),
al fine di aumentare l’esercizio in sicurezza della rete veneta,
anche alla luce delle nuove interconnessioni e delle centrali esistenti e future che gravitano sul Nord Est;
• la ricostruzione in doppia terna in classe 380 kV (sul tracciato dell’attuale elettrodotto a 220 kV “Casellina - Colunga”2) dell’elettrodotto
“Calenzano - Colunga”, finalizzata a ridurre le limitazioni applicate
2
L’adozione della
soluzione
ripotenziamento
dovrebbe consentire
di limitare le
resistenze a livello
locale sul processo
autorizzativo.
agli scambi tra le aree di mercato Nord e Centro Nord, e in particolare risolvere le congestioni sulla sezione “Bargi - Calenzano”;
• la realizzazione del collegamento SA.PE.I. a 500 kV HVDC fra
Sardegna (Fiumesanto) e Italia peninsulare (Latina), che garantirà
una maggiore sicurezza in termini di copertura del fabbisogno e
flessibilità di esercizio della rete dell’Isola, ridurrà i vincoli di dispacciabilità degli impianti eolici sardi in via di realizzazione e consentirà agli operatori elettrici della Sardegna di aumentare i volumi di
esportazione verso il continente sfruttando le condizioni di mercato;
• la realizzazione dell’elettrodotto in doppia terna a 380 kV
“Montecorvino (SA) - Benevento”, resa necessaria al fine di potenziare la rete di trasmissione ad altissima tensione in Campania a
seguito delle autorizzazioni di nuove centrali in Puglia e Calabria;
• il potenziamento della capacità di trasporto dell’elettrodotto a 380
kV “Benevento - Foggia” (eventualmente utilizzando conduttori ad
123
alta capacità), in previsione dell’entrata in servizio delle nuove iniziative di produzione di energia elettrica interessanti in particolare la Puglia e il Molise;
• il nuovo elettrodotto a 380 kV che collegherà la stazione elettrica
di Chiaramonte Gulfi a quella di Ciminna, finalizzato a creare
migliori condizioni di mercato, riducendo gli attuali vincoli di esercizio delle centrali presenti nell’Isola e a migliorare l’affidabilità e
la sicurezza della fornitura di energia elettrica nella Sicilia
Occidentale e in particolare nella città di Palermo.
Contribuiranno invece prevalentemente al miglioramento della
sicurezza i seguenti interventi:
3
L’intervento
costituisce il primo
passo per un più
vasto progetto
(ancora in fase di
definizione) relativo
al raddoppio della
dorsale adriatica
a 380kV, da
completarsi con un
collegamento tra la
nuova stazione in
provincia di Macerata
e la stazione di
Teramo.
• il nuovo elettrodotto in doppia terna a 380 kV “Redipuglia - Udine
Ovest”, finalizzato a migliorare la sicurezza di esercizio della rete
AAT nel Nord Est del Paese e al contempo ridurre alcuni vincoli sull’importazione dall’estero;
• la trasversale a 380 kV fra le direttrici RTN “Sandrigo (VI) - Cordignano
(TV)” e “Venezia N. - Salgareda (TV)”, che rafforzerà l’anello a 380 kV
del Triveneto, al fine di aumentare la sicurezza di alimentazione dei
carichi, e favorirà lo scambio di energia con l’Austria, ottenendo contestualmente una riduzione delle perdite di trasporto;
• il nuovo collegamento in doppia terna a 380 kV fra la stazione di
Fano3 e la nuova stazione di trasformazione 380/132 kV nell’area di
Abbadia (da raccordare in entra-esce alla linea a 380 kV “Candia Rosara”), che garantirà l’alimentazione in sicurezza del carico previsto nei prossimi anni lungo la fascia adriatica e contribuirà a migliorare la qualità e la sicurezza del servizio di trasmissione ;
• il raddoppio del collegamento a 380 kV “Sorgente - Rizziconi”,
parte in doppio cavo sottomarino attraverso lo stretto di Messina
e parte in linea aerea in doppia terna, che consentirà di migliorare la sicurezza di esercizio della rete fornendo la necessaria riserva all’attuale interconnessione tra Sicilia e continente e offrirà agli
operatori siciliani la possibilità di partecipare più efficacemente
del mercato dell’energia elettrica, favorendo anche lo sviluppo e
l’utilizzazione della produzione eolica dell’Isola.
Infine, con l’obiettivo di incrementare la capacità d’interconnessio-
124
ne con l’estero, garantendo un significativo risparmio annuo sugli
oneri di approvvigionamento, sarà realizzato il nuovo collegamento a 380 kV “Okroglo - Udine Ovest”, che (con opportuni rinforzi
della rete interna a 380 kV, tra il Friuli e il Veneto) consentirà anche
di rimuovere le attuali limitazioni di esercizio della linea a 380 kV
“Redipuglia - Divaccia”4.
Valutazione dell’adeguatezza della RTN
Assicurare la realizzazione di nuove linee di trasmissione nel futuro
significa poter garantire innanzitutto la copertura del fabbisogno
nazionale con adeguati margini di riserva e di sicurezza e in secondo ordine un elevato livello di competitività dei mercati elettrici,
favorendo il pieno utilizzo dei nuovi impianti di generazione.
La presente condizione di equilibrio tra domanda e offerta è prevista permanere (considerando la rete attuale e gli interventi di sviluppo già avviati) anche nei prossimi 2-3 anni. Tuttavia, già con un orizzonte temporale di 5 anni i benefici potenziali derivanti dalle nuove
centrali in costruzione e autorizzate si concretizzerebbero solo in
minima parte se non venissero superate le congestioni di rete attuali e attese in futuro. In questo scenario, dal biennio 2009 /10 in poi,
Al riguadro sono
stati avviati i
primi studi per
l’individuazione del
corridoio ottimale
in collaborazione con
il Gestore di rete
Sloveno (ELES).
4
il sistema elettrico tornerebbe a essere nelle stesse condizioni di deficit di riserva sperimentate nel 2003 (figura n.37). Inoltre, il mancato
rispetto dei Piani di Sviluppo della rete renderebbe poco credibile
l’effettiva realizzazione di molte tra le centrali autorizzate, particolarmente nelle aree già congestionate.
Le proiezioni dei margini di riserva disponibili (inclusa una riserva
strutturale al 20% del fabbisogno) nei prossimi 10 anni evidenziano
che, solo nel caso in cui tutte le centrali autorizzate e tutti gli interventi di sviluppo venissero realizzati, il sistema elettrico potrebbe
mantenere per tutto il periodo opportuni margini di riserva.
125
Andamento margini di potenza
Continente, % del fabbisogno comprensivo del 20% di riserva
20,0%
Scenario A: di minima
crescita domanda e centrali
solo in avanzata costruzione
15,0%
10,0%
In presenza
di interventi
di sviluppo
5,0%
0,0%
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Scenario B: di media crescita
domanda e centrali solo in
avanzata costruzione
+ 50% nuove
-5,0%
Scenario C: di alta crescita
domanda e tutte centrali
a oggi autorizzate
-10,0%
-15,0%
20,0%
15,0%
10,0%
In assenza
di interventi
di sviluppo
5,0%
0,0%
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
-5,0%
-10,0%
-15,0%
Figura n.37
Potenziamento della capacità di trasformazione
In aggiunta alla realizzazione dei nuovi elettrodotti considerati
prioritari riveste particolare importanza anche il potenziamento
della capacità di trasformazione della rete al fine di aumentare,
oltre che la quantità, anche la qualità e la sicurezza dei flussi di
potenza che alimentano le reti con profili di tensione diversi. Le più
importanti stazioni di trasformazione da realizzare nel breve medio periodo sono di seguito descritte:
• la stazione di Asti a 380/220/132 kV risponderà alla maggior
richiesta di potenza della zona di Asti e Alessandria, consentendo
126
di evitare, almeno nel breve periodo, il rinforzo della rete a 132
kV che alimenta tale zona, ottenendo un notevole risparmio sia in
termini economici sia di impatto ambientale;
• la stazione 380/132 kV in provincia di Treviso, da inserire in entra-esce
sulla linea a 380 kV “Sandrigo - Cordignano”, per evitare sovraccarichi in caso di fuori servizio di elementi di rete e mantenere
un’accettabile qualità delle tensioni nell’area del trevigiano;
• il completamento della stazione di trasformazione a 380/132 kV di
Carpi Fossoli (MO), divenuto urgente per fronteggiare la crescente richiesta di energia nell’area delle province di Modena e Reggio
Emilia;
• la stazione a 380 kV in provincia di Macerata, prevista per superare le difficoltà di alimentazione dei carichi in costante crescita
della fascia costiera meridionale delle Marche, che impegnano
notevolmente le attuali linee a 132 kV, soprattutto nel periodo
estivo;
• una stazione 380/220/150 kV nell’area pedemontana a Est del
Vesuvio, che realizzerà un’iniezione di potenza dalla rete a 380 kV
in un punto baricentrico al carico fra le stazioni di Montecorvino
e S. Sofia, consentendo di alimentare in sicurezza gli impianti
della zona Est del Vesuvio, attualmente connessi a una rete in AT
di limitata capacità, e di ridurre l’impegno della rete a 220 kV dell’area, attualmente all’origine di pesanti condizionamenti sull’esercizio.
5.3 La concertazione territoriale
I problemi di accettazione sociale, la complessità delle procedure di
autorizzazione che coinvolgono numerose istituzioni centrali e
locali, le difficoltà di coniugare diverse esigenze hanno da tempo
rallentato lo sviluppo della RTN.
In anni recenti gli sforzi degli interventi normativi si sono concentrati
sull’obiettivo di facilitare il coordinamento dello sviluppo delle infrastrutture energetiche in modo ambientalmente sostenibile. Malgrado
ciò le procedure autorizzative degli impianti elettrici, in particolare gli
elettrodotti, sono andate incontro a difficoltà crescenti.
127
Nemmeno l’istituzione della Valutazione di Impatto Ambientale
(V.I.A.), ha potuto risolvere i crescenti problemi autorizzativi. Infatti,
le procedure previste in ambito V.I.A. richiedono per ogni opera
l’esplicitazione di un piano di interventi già completamente definito e non consentono di valutare nell’ambito del processo autorizzativo diverse alternative.
In questo contesto il GRTN ha predisposto una procedura innovativa di concertazione centrata sull’utilizzo della Valutazione
Ambientale Strategica (VAS) per la localizzazione dei nuovi investimenti di rete che prevede il pieno coinvolgimento degli stakeholder
ancora prima dell’avvio del processo autorizzativo. Ciò al fine di
concordare progressivamente tutte le caratteristiche del progetto
che verrà sottoposto per l’autorizzazione analizzando con livelli di
dettaglio via via più spinto le alternative compatibili con vincoli
ambientali, tecnici ed economici.
5.3.1 Valutazione ambientale strategica: il processo
La Valutazione Ambientale Strategica degli investimenti e più in
generale dei Piani di Sviluppo consente di rendere sostenibile lo sviluppo della RTN attraverso l’integrazione preventiva tra la pianificazione/progettazione delle linee elettriche e la pianificazione territoriale e ambientale (processo di pianificazione integrata).
In particolare la metodologia proposta consente di condividere con
ministeri, regioni ed enti locali le motivazioni delle esigenze elettriche individuate, di esplicitare le esigenze/vincoli di natura sociale,
economica, territoriale e ambientale, di confrontare gli obiettivi di
sviluppo della RTN con i piani di sviluppo nazionali e locali e, infine,
di ottimizzare la localizzazione delle opere e delle tecnologie da
adottare.
Tale obiettivo deve essere perseguito seguendo 4 principi di base
che il GRTN si impegna a perseguire con le controparti nella concertazione. Questi principi sono: condivisione, partecipazione, ripercorribilità e trasparenza.
La concertazione si sviluppa su 3 piani decisionali:
1. sul piano strategico vengono definite le macro alternative di pro-
128
getto possibili a livello nazionale, regionale o provinciale. In quest’ambito è possibile lavorare con i più ampi gradi di libertà consentendo la massima armonizzazione del Piano di Sviluppo della
RTN con i piani ambientali e territoriali;
2. sul piano strutturale, una volta definita l’alternativa strategica
prescelta per l’opera da realizzare, è possibile valutare a livello
regionale o provinciale i possibili corridoi da adottare;
3. sul piano attuativo, all’interno del corridoio individuato, vengono definite nel dettaglio le fasce di fattibilità e le macro scelte
realizzate dell’opera da autorizzare.
5.3.2 Attività in corso per la concertazione preventiva
In generale i tavoli tecnici tra GRTN e Autorità locali affrontano due
principali tematiche: gli aspetti di metodologia della VAS e i criteri
per la localizzazione sostenibile delle opere elettriche.
La metodologia della VAS, sperimentata e oggetto di condivisione
con diverse Regioni, si basa su un modello generale di riferimento,
che deve essere personalizzato sulla base di specificità ed esigenze
regionali.
I criteri per la localizzazione sostenibile si basano su vincoli normativi, urbanistici, pianificatori o di protezione ambientale che determinano l’esclusione, la repulsione o l’attrazione dell’opera, in funzione del tipo di territorio attraversato, delle sue vocazioni e delle
peculiarità paesaggistico-culturali-ambientali.
La condivisione di tali criteri consente di attribuire al territorio esaminato vari livelli di Esclusione, Repulsione o Attrazione, e perciò
denominati i Criteri ERA, secondo la tabella di seguito riportata:
129
Criteri ERA
E1= ESCLUSIONE - vincolo normativo di esclusione assoluta
E2= ESCLUSIONE - vincolo normativo con accordi di merito (urbano
continuo)
E3= ESCLUSIONE - vincolo stabilito da accordi di merito (limitato al
posizionamento dei sostegni nelle aree instabili, nei corsi d’acqua,
in corrispondenza di emergenze paesistico-ambientali)
E4= ESCLUSIONE - vincolo stabilito da accordi di merito con riferimento alle aree protette della Regione (parchi naturali regionali,
riserve naturali orientate, integrate e speciali, aree attrezzate - ex
leggi regionali); parchi naturali nazionali, salvo che venga dimostrata
la strategicità dell’opera proposta, producendo in tal modo la trasformazione della classe di criterio da esclusione in repulsione (R1)
R1= REPULSIONE - ipotesi realizzativa solo in assenza di alternative
e previo rispetto prescrizioni
R2= REPULSIONE - ipotesi realizzativa previo rispetto del quadro
prescrittivo
A1= ATTRAZIONE - ipotesi di migliore compatibilità paesaggistica
A2= ATTRAZIONE - ipotesi preferenziale, previa verifica del rispetto
della capacità di carico del territorio
Tabella n.21
Sulla base dell’analisi delle procedure di localizzazione delle opere
elettriche già applicate nelle esperienze maturate il GRTN ha definito un primo insieme di criteri che vengono validati e personalizzati
per ogni Regione.
Quindi, ciascuna delle Regioni con cui è stata avviata la sperimentazione attribuisce i propri giudizi a ogni elemento territoriale, sulla
base dei quali vengono predisposte le Carte dei Criteri ERA, intese
come rappresentazione e caratterizzazione di un’area territoriale,
ipoteticamente interessata dall’intervento, connotata da vari colori,
in funzione delle categorie ERA che vi insistono.
130
Esempi di applicazioni metodologiche alle componenti Strategica,
Strutturale, Attuativa di ambito regionale
Nel corso del 2004 il GRTN ha sperimentato il processo di VAS del
PdS; nell’ambito delle tre componenti sono stati effettuati diversi
studi. A titolo di esempio si riportano alcune attività realizzate in
Piemonte:
• sul piano strategico regionale la stazione di Asti o Alessandria;
• sul piano strutturale il potenziamento “Cerreto Castello - Biella Est”;
• sul piano attuativo la razionalizzazione della Valdossola Sud.
La stazione di Asti o Alessandria (caso Strategico regionale)
Nel processo di costruzione condivisa a livello strategico regionale,
sono state seguite le seguenti tappe.
La rete a 132 kV che alimenta l’area di Asti e Alessandria (corrispondente all’isola di carico compresa tra le stazioni di Rondissone,
Stura, Balzola e Bistagno) si presenta già attualmente spesso critica
in relazione alla notevole potenza richiesta, trasportata peraltro su
lunghe distanze con poche linee (essenzialmente di distribuzione)
di portata limitata.
Come possibile soluzione è stata prevista la realizzazione di una
nuova stazione di trasformazione nell’area di Alessandria o di Asti,
alimentata rispettivamente dalla rete a 220 o 380 kV. L’intervento,
che consente di evitare il potenziamento della locale rete a 132 kV,
permetterà anche di conseguire una significativa riduzione delle
perdite di trasmissione.
Sono state individuate 4 alternative, tutte tecnicamente valide.
131
Figura n.38
Dall’analisi della compatibilità paesaggistica e ambientale, su base
cartografica, sono stati evidenziati vantaggi e svantaggi di ogni
alternativa. Per la scelta delle alternative si è fatto ricorso ad alcuni
macroparametri/indicatori di valutazione, tecnici, economici, sociali
e ambientali. Dall’analisi comparata delle prestazioni per ciascuna
delle alternative, i risultati ottenuti sono stati riportati in una matrice, in cui si attribuiscono un fondo rosso alle prestazioni più critiche,
verde a quelle meno critiche e giallo ai valori intermedi.
132
Riduzione
delle
congestioni
Costo
Criticità
investimento* socioculturale
Criticità
ambientale
Percentuale
km di linee
da realizzare* di esclusione*
*Valori normalizzati
Figura n.39
Il potenziamento “Cerreto Castello - Biella Est” (caso Strutturale)
Nel processo di costruzione condivisa, a livello strutturale, delle
alternative di corridoio, si è proceduto attraverso le seguenti tappe:
• studio delle alternative di corridoio, per inquadrare l’area di studio, in cui vengono presi in esame una serie di parametri, quali i
limiti amministrativi (regione e province), l’idrografia di base
(fiumi e laghi), l’uso del suolo, le unità litologiche, le aree caratterizzate da frane attive, conoidi attivi a pericolosità molto elevata,
le aree inondabili, i versanti soggetti a fluidificazione della coltre
superficiale. Sono stati, inoltre, considerati gli aspetti floristici e
faunistici ;
• ricerca dei corridoi a minor costo ambientale, attraverso specifici
supporti informativi tipo il GIS (Geographic Information System);
133
Corridoio
individuato
Figura n.40
• individuazione del corridoio ottimale sulla base dei criteri ERA
concordati.
Figura n.41
134
Valdossola Sud (caso Attuativo)
La fase Attuativa sviluppa ulteriormente il criterio della concertazione e costruzione condivisa delle scelte localizzative delle opere elettriche con gli EE.LL.
In questa fase, all’interno del corridoio precedentemente scelto è
stata identificata di concerto con gli Enti Locali la “fascia di fattibilità” nella quale individuare il/i tracciato/i.
La procedura adottata per l’identificazione e la concertazione della
fascia di fattibilità di tracciato è stata la seguente:
1. attivazione di un tavolo tecnico coordinato dalla Regione con un
rappresentante per ogni Ente Locale, Comunità Montana e
Provincia interessata dall’opera;
2. definizione di un programma temporale per lo sviluppo delle
attività;
3. condivisione di tutta la documentazione cartografica e urbanistica;
4. definizione dei criteri territoriali per l’individuazione puntuale
della migliore proposta di fascia di fattibilità di tracciato;
5. individuazione della fascia di fattibilità del tracciato mediante
sopralluoghi svolti in collaborazione con gli EE.LL. e la Regione
competente;
6. individuazione delle eventuali azioni mitigative e compensative;
7. stipula dell’ accordo di programma tra gli Enti coinvolti e il GRTN
ai sensi del DM 22/12/00, art. 2, comma 2 o di un protocollo di
intesa.
Per l’individuazione della fascia di fattibilità sono stati adottati i
seguenti criteri territoriali:
• analizzare le zonizzazioni di dettaglio del Piano Regolatore
Generale Comunale;
• evitare zone in dissesto idrogeologico;
• privilegiare i suoli meno pregiati;
• sfruttare la presenza di quinte verdi o morfologiche per mascherare le linee.
La figura n.42 mostra le fasce di fattibilità individuate.
135
Individuazione fasce di fattibilità
Figura n.42
136
5.3.3 Valutazione ambientale strategica: accordi raggiunti a livello
nazionale e regionale
A livello nazionale l’esigenza di perfezionare le modalità di applicazione dello strumento della VAS allo sviluppo della RTN è stata
affrontata dal GRTN, nel corso del 2004, all’interno di un gruppo di
lavoro con il Ministero dell’Ambiente, il Ministero per i Beni e le
Attività Culturali, il Ministero delle Attività Produttive (MAP) e il
Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti (MIT).
A livello regionale il processo di VAS applicato alla pianificazione
elettrica ha già visto una sperimentazione volontaria con il
Piemonte, la prima Regione firmataria del protocollo d’intesa sulla
VAS nel 2002. In questo ambito, processi di concertazione e collaborazione preventivi hanno permesso di raggiungere soluzioni di sviluppo concordate con gli Enti Locali.
Questi risultati hanno indotto il GRTN e la Conferenza dei Presidenti
delle Regioni e delle Province Autonome a condividere nel marzo
2004 un Accordo di programma che prevede l’applicazione della VAS
allo Sviluppo della RTN su tutto il territorio nazionale mediante la formalizzazione di accordi bilaterali tra GRTN e le singole Regioni.
A oggi il GRTN ha siglato specifici protocolli d’intesa, oltre al
Piemonte, con la Calabria, l’Emilia Romagna e la Lombardia (2003),
la Sicilia, la Campania e la Basilicata (2004), l’Umbria e la Toscana
(2005); altri accordi risultano in via di definizione con Marche, Friuli
V. G., Sardegna e la Provincia autonoma di Bolzano.
Inoltre, il 21 luglio 2004 è stato firmato un Accordo di Programma
con Calabria, Campania, Basilicata e Sicilia che prevede l’applicazione della VAS nella formulazione di ipotesi di sviluppo di opere elettriche che interessino i diversi territori regionali: in tal modo la VAS
viene applicata in un ambito interregionale, in modo da poter affrontare complessivamente e congiuntamente, con le Amministrazioni
Regionali territorialmente interessate, le problematiche relative alla
pianificazione/programmazione di opere di carattere strategico e di
dimensioni provinciali.
Di seguito si riporta lo stato di avanzamento delle attività svolte in collaborazione con le Regioni con le quali si è avviato il processo di concertazione.
137
Stato di avanzamento processo di concertazione
Regione
Firma
accordo
Scambio
dati
Condivisione
processo
Criteri ERA
Sperimentazione
Piemonte
17-1-02
Sì
Sì
Approvati
Fase avanzata
Calabria
8-5-03
Sì
Sì
Da approvare
Avviata
Emilia Romagna
9-5-03
Parziale
In corso
Da illustrare
Avviata
Lombardia
16-5-03
Sì
In corso
Da condividere
Da avviare
Sicilia
14-4-04
Sì
Sì
Da approvare
Avviata
Campania
21-7-04
Sì
Sì
Da approvare
Avviata
Basilicata
21-7-04
No
Da avviare
Da illustrare
Da avviare
Umbria
25-3-05
No
Da avviare
Da illustrare
Da avviare
Toscana
6-4-05
Parziale
In corso
Da condividere
Da avviare
Friuli Venezia Giulia
No
Parziale
In corso
Da approvare
Avviata
Veneto
No
Parziale
In corso
Da condividere
Avviata
Tabella n.22
5.4 Collaborazioni di sviluppo in ambito europeo
Riconnessione Balcani e attività della Task Force SETSO
Dopo gli eventi bellici nella ex Jugoslavia, che condussero alla separazione in due parti della rete elettrica di trasmissione dell’UCTE
(all’epoca UCPTE), il 10 ottobre 2004 è stata effettuata la riconnessione delle due porzioni di rete.
La risincronizzazione delle due zone ha rappresentato per molti
anni un obiettivo prioritario per il sistema elettrico europeo
anche nell’ambito delle associazioni UCTE, SUDEL ed ETSO dove
opera il GRTN. Una significativa ricostruzione di infrastrutture
danneggiate durante il conflitto ha avuto luogo in Croazia e in
Bosnia - Erzegovina. In particolare in Croazia è stata ricostruita la
stazione a 380 kV di Ernestinovo per consentire la riconnessione con
la rete serba, mentre in Bosnia - Erzegovina, oltre alla stazione a 380
kV di Mostar, sono state ricostruite numerose linee a 380 e 220 kV
sia interne che di interconnessione con i Paesi confinanti.
138
Insieme ai Paesi nati dalla ex Jugoslavia, sono stati riconnessi al
sistema principale dell’UCTE, anche la Grecia (in precedenza collegata solo in corrente continua con l’Italia), l’Albania, la Bulgaria e la
Romania. Questi due ultimi Paesi, separatisi dal sistema elettrico
sovietico agli inizi degli anni ‘90, sono rimasti interconnessi in modo
sincrono con i soli Paesi balcanici fino all’ottobre 2004.
Il GRTN, nell’ambito delle associazioni ETSO e SUDEL e in particolare delle attività svolte dalla SETSO Task Force, ha in primo luogo
contribuito all’esecuzione di analisi di rete e simulazioni per verificare l’impatto della riconnessione nei sistemi elettrici dei Paesi balcanici su quelli dei sistemi limitrofi, ivi compreso quello italiano.
Inoltre, il GRTN ha collaborato alla quantificazione delle opere da
ricostruire per la sicurezza del processo di riconnessione, anche in
relazione alla “bancabilità” dei progetti e ha lavorato nel facilitare
la ripresa della collaborazione fra i Gestori dei sistemi elettrici dei
singoli Paesi nati dal conflitto.
La riconnessione rappresentava il principale prerequisito per la progressiva integrazione dei mercati elettrici del Sud Est Europa (SEE),
nell’”Internal Electricity Market” della UE. Transazioni di energia
elettrica sono ora tecnicamente possibili tra tutti i Paesi del Sud Est
Europa (Romania, Bulgaria, Serbia, Croazia, Montenegro, Bosnia Erzegovina, Albania, Former Yugoslav Republic of Macedonia –
FYROM – e Grecia) e tutti i Paesi europei, confinanti e non. Tale
commercio transfrontaliero è, inoltre, al momento facilitato dall’operatività delle procedure di mercato definite e implementate
nel Sud Est Europa a cura della SETSO TF, per l’accesso e l’utilizzo
della rete di interconnessione e per la remunerazione delle reti dei
singoli Paesi utilizzate per gli scambi di energia, mediante il “Inter
- TSO Compensation Mechanism” (ITC).
Adeguamento del sistema elettrico albanese e Albanian Technical
Committee
Il sistema elettrico albanese opera in modo sincrono con il sistema
UCTE al quale è interconnesso attraverso una linea a 400 kV con la
Grecia e attraverso due linee a 220 kV con Serbia e Montenegro.
139
L’esercizio sincrono risale alla fine degli anni ‘80 ma, a causa della
non rispondenza del sistema albanese agli standard richiesti
dall’UCTE nel campo della sicurezza e degli strumenti operativi,
l’Albania non fa parte dell’associazione UCTE.
La rete elettrica albanese è gestita dall’”Albanian TSO” (ATSO),
società istituita nel luglio 2004 e controllata da KESH (Albania
Power Corporation). Nel corso del 2004, ATSO ha espresso la ferma
intenzione di adeguare la propria rete agli standard UCTE.
L’intenzione è stata formalmente supportata da KESH e dal
Governo albanese, e in risposta a tale intenzione, l’UCTE ha istituto
l’Albanian Technical Committee (Albania TC) e ne ha affidato il
coordinamento al GRTN.
L’obiettivo del TC è di verificare l’attuale stato del sistema elettrico dell’Albania e di fornire al Gestore albanese le indicazioni, le
regole e le raccomandazioni alle quali il sistema elettrico albanese dovrà conformarsi nel breve - medio termine, al fine del riconoscimento formale del rispetto degli standard operativi vigenti
nell’UCTE e per il suo ingresso nell’associazione in qualità di membro a pieno titolo.
L’attività del TC comprende anche il monitoraggio dei progressivi
miglioramenti del sistema elettrico e degli strumenti e delle procedure operative. A tal fine sono in corso di registrazione i parametri
fondamentali del sistema elettrico albanese per verificarne il comportamento sia in esercizio normale che durante perturbazioni
interne o verificatesi nel più ampio sistema interconnesso dell’UCTE.
In accordo alle procedure UCTE, partecipano alle attività del TC rappresentanti dei TSO dei Paesi limitrofi (Grecia, Former Yugoslav
Republic of Macedonia –
FYROM –, Serbia, Montenegro e
Romania). Partecipano inoltre rappresentanti delle organizzazioni
che gestiscono la contabilizzazione degli scambi di energia e il
monitoraggio della funzione frequenza-potenza dell’UCTE (ETRANS
- Laufenburg ed EKC - Belgrado).
Fra le azioni più urgenti che dovranno essere svolte nel sistema elettrico albanese si può ricordare:
• la realizzazione di un moderno sistema di controllo che consenta
140
ad ATSO il controllo del proprio sistema elettrico e degli scambi di
energia con i Paesi confinanti;
• la realizzazione della linea a 380 kV “Elbasan - Tirana - Podgorica”
per il collegamento della linea proveniente dalla Grecia a sud con
il sistema elettrico del Montenegro verso nord. Tale elettrodotto è
in parte finanziato dal Governo italiano;
• il potenziamento del parco di produzione con la realizzazione a
breve termine di una centrale a ciclo combinato a Valona nel Sud
del Paese (da notare che attualmente l’Albania applica con modalità giornaliera distacchi programmati di utenza per mancanza di
energia).
Nel medio - lungo termine è invece previsto un elettrodotto dalla
Bulgaria, attraverso la Repubblica di Macedonia. Nel programma
TEN della UE, è anche previsto il prolungamento di tale collegamento fino alle coste italiane con un cavo a corrente continua.
141
5.5 Allegato: tabelle riepilogative sui principali interventi realizzati
nel periodo aprile 2004 - marzo 2005
Elettrodotti completati nel corso del periodo aprile 2004 - marzo 2005
Elettrodotto
Regione
Tensione
[kV]
Lunghezza
[km]
Tipologia
S. FIORANO - ROBBIA/
GORLAGO ROBBIA
Lombardia
380 kV
42
Doppia Terna
VILLABONA - FUSINA 2 der. ALCOA
Veneto
132 kV
8
Singola Terna
ACCIAIOLO - LA SPEZIA
Toscana/Liguria
380 kV
100
Singola Terna
RACCORDI di PAGANICO
Toscana
380 kV
9
Doppia Terna
LIVORNO - AVENZA
Toscana
132 kV
62
Singola Terna
S. GIACOMO - TERAMO
Abruzzo
380 kV
15
Singola Terna
CANDELA - FOGGIA
Puglia
380 kV
40
Singola Terna
(6 km Doppia Terna)
DOGANELLA NAPOLI LEVANTE
Campania
220 kV
1,2
In cavo
LAINO - ALTOMONTE
Calabria
380 kV
42
Singola Terna
RACCORDI ALLA S.E.
di PATERNÒ
Sicilia
150 kV
1,5
Singola Terna
Tabella n.23
Nuove Stazioni e altri interventi in Stazioni esistenti realizzate nel corso
del periodo aprile 2004 - marzo 2005
Stazione
Regione
Tensione [kV]
Tipologia Intervento
FANO
Marche
380/132
Razionalizzazione
TERAMO
Abruzzo
380
Nuova realizzazione
MATERA
Basilicata
380/150
Inserimento in entra-esce
VILLASOR
Sardegna
220/150
Incremento potenza di
trasformazione di 160 MVA.
LACCHIARELLA
Lombardia
380/220/132
Incremento potenza di
trasformazione di 250 MVA
BULCIAGO
Lombardia
380/132
Incremento potenza di
trasformazione di 250 MVA
OSPIATE
Lombardia
380/132
Incremento potenza di
trasformazione di 250 MVA
CAMPOCHIESA
Liguria
220/132
Incremento potenza di
trasformazione di 160 MVA
ARCO
Trentino-Alto Adige
220/132
Incremento potenza di
trasformazione di 40 MVA
MARGINONE
Toscana
220/132
Incremento potenza di
trasformazione di 160 MVA
Tabella n.24
142
Impianti di rete per le connessioni di centrali completati nel corso del
periodo aprile 2004 - marzo 2005
Impianto da connettere
Regione
Tensione [kV]
Centrale EDIPOWER
di Chivasso
Piemonte
380-220
Centrale AEM Torino
di Moncalieri
Piemonte
220
380 MW in antenna alla
S.E.di Moncalieri
Centrale Tassara di Esine
Lombardia
132
10 MW in antenna su
nuova S.E. a 132 kV
in entra-esce alla direttrice
"Piancamuno - Centrale Ceto"
Centrale Eni Power
di Mantova
Lombardia
380
800 MW in antenna su
nuova stazione a 380 kV
collegata in entra-esce
alla linea "Ostiglia - Flero"
Centrale Voghera
Energia di Voghera
Lombardia
380
400 MW in antenna
su nuova S.E.collegata
in entra-esce alla linea
"Castelnuovo - Pieve Albignola"
Centrale Edison
di Torviscosa
380
Friuli
Venezia Giulia
800 MW in antenna
sulla S.E. di Planais
Centrale ENERGIA
di Termoli (CB)
Molise
380
750 MW in antenna
sulla S.E. di Larino
Centrale eolica FRI-EL Campania
di Andretta e Bisaccia (AV)
Campania
150
70 MW in antenna sulla
S.E. di Bisaccia
Centrale ENIPOWER
di Brindisi (BR)
Puglia
380
1.170 MW in antenna sulla S.E.
di Brindisi Pignicelle
Centrale eolica
EOS 1 di Troia (FG)
Puglia
150
84 MW in antenna su
nuova S.E. in entra-esce
sulla linea “Lucera - Troia”
Centrale EDISON
di Altomonte (CS)
Calabria
380
800 MW in antenna sulla
nuova S.E. di Altomonte
Centrale eolica ENEL GREEN
POWER di Tirso (OR)
Sardegna
220
28 MW in antenna su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
”Ottana - Villasor”
Centrale eolica ENDESA
(ex GAMESA) di Florinas (SS)
Sardegna
150
20 MW in antenna su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
“Codrongianos - Serrasecca”
Centrale eolica FRI-EL
di Monte Guzzini (NU)
Sardegna
150
22 MW in antenna su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
”Flumendosa 2 - Villasor”
Centrale eolica IVPC
di Osilo (SS)
Sardegna
150
57 MW in antenna su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
”Codrongianos - Tergu”
Centrale eolica IVPC
di Carlentini (SR)
Sicilia
150
70 MW su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
”Francofonte - Augusta 2”
Centrale eolica IVPC
di Mineo (CT)
Sicilia
150
50 MW in antenna su nuova S.E.
in entra-esce sulla linea
“S. Cono - Scordia”
Collegamento sulla RTN
370 MW in antenna
alla S.E. di Rondissone.
750 MW in antenna su nuova
S.E. a 380 kV in entra-esce alla
linea "Rondissone - Casanova"
Tabella n.25
143
Impianti di rete per le connessioni di cabine primarie e impianti
utilizzatori completati nel corso del periodo aprile 2004 - marzo 2005
Impianto da connettere
Regione
Tensione [kV]
Utente OMVP
di Villar Perosa
Piemonte
132
In antenna su nuova S.E.
in entra-esce alla linea
"Pinerolo N. - Pinasca"
SSE TAV di Pieve Fissiraga
e Fiorenzuola
Lombardia
380
In antenna sulla S.E.
di S. Rocco al Porto
C.P. Chiusa FS
Trentino Alto Adige
132
In entra-esce alla linea
"Bressanone - Cardano"
C.P. Bassanello
Veneto
132
In antenna sulla
S.E. di Camin
C.P. Rivoli
Veneto
132
In entra-esce sulla linea a 132 kV
"Garda - Lizzana der. Maso Corona"
C.P. Vigasio
Veneto
132
Inserita sulla linea
“Nogarole Rocca - Verona C.M.”
SSE TAV S. Benedetto
del Querceto (BO)
Emilia Romagna
132
In antenna su nuova stazione
di "S. Benedetto del Querceto"
C.P. Rubiera Nord (MO)
Emilia Romagna
132
Collegamento provvisorio in
derivazione rigida alla linea a
132 kV “Rubiera - Carpi Sud”
TAV Calenzano (FI)
Toscana
132
Collegamento in antenna
alla S.E. di Calenzano
C.P. Murci (GR)
Toscana
132
In entra-esce alla linea
“Paganico - Manciano”
C.P. Rosia (SI)
Toscana
132
In antenna alla S.E.
di Pian della Speranza
C.P. Le Scotte (SI)
Toscana
132
In entra-esce alla linea
“Gaiole - Siena A”
C.P. ENEL di Capriati
al Volturno (CE)
Campania
150
In entra-esce sulla linea
"Marzanello - Pozzilli"
C.P. ENEL di S. Mauro Forte (MT)
Basilicata
150
In entra-esce sulla linea
"Agri - C.P. Salandra"
C.P. ENEL di Padria (SS)
Sardegna
150
In entra-esce sulla linea
"Suni - Alghero"
C.P. ENEL di Lula (NU)
Sardegna
150
In entra-esce sulla linea
"Nuoro - Siniscola"
C.P. ENEL di Barrafranca (EN)
Sicilia
150
In entra-esce sulla linea
"Terrapelata - Caltagirone"
C.P. ENEL di Mazara 2 (TP)
Sicilia
150
In entra-esce sulla linea
"Mazara - Marsala"
C.P. ENEL di Monreale (PA)
Sicilia
150
In entra-esce sulla linea
"Carini - Casuzze"
C.P. ENEL di Sigonella (CT)
Sicilia
150
In antenna alla S.E. di Paternò
C.P. ENEL di S. Giovanni
La Punta (CT)
Sicilia
150
In antenna alla S.E. di Paternò
C.P. ENEL di Cappuccini (PA)
Sicilia
150
In antenna alla S.E. di Ciminna
Sicilia
150
In antenna alla S.E. di Ciminna
C.P. ENEL di Mulini (PA)
Tabella n.26
144
Collegamento sulla RTN
Conclusioni
Se lo sviluppo della rete è la priorità per il 2005, un ulteriore impulso all’ampliamento delle infrastrutture di trasmissione e al miglioramento dei sistemi operativi per la gestione del sistema verrà dalla
riorganizzazione delle attività dovuta all’integrazione della proprietà e della gestione della rete. Questa è la grande sfida cui va
incontro il sistema elettrico nazionale.
L’unificazione del GRTN con Terna, la società proprietaria di oltre il
90% della rete, sta procedendo in tempi più rapidi di quanto previsto dal DPCM del maggio 2004, che indicava come data ultima del
passaggio delle consegne il 31 ottobre 2005. Il Gestore ha delineato, all’interno della propria organizzazione, il perimetro delle attività da conferire e il loro valore patrimoniale. In gennaio ha predisposto il codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete e già alla fine di febbraio le due società hanno sottoscritto il contratto che dispone il passaggio a Terna di tutte le attività di rete del GRTN, per un controvalore di 180 Mln€.
Al nuovo soggetto, che si chiamerà Terna - Rete elettrica nazionale,
verranno trasferiti 580 dipendenti del GRTN: il personale di tutte le
funzioni tecniche, delle sedi territoriali, la direzione rete, la direzione dispacciamento e parte della direzione commerciale e degli staff
societari. In parallelo al processo di unificazione, la rete è stata progressivamente resa indipendente. Il 12 maggio 2004 l’Enel ha avviato le operazioni per il collocamento in Borsa fino al 50% di Terna.
Un altro 14% della società è stato collocato in Borsa alla fine di
marzo 2005, mentre la fusione con il GRTN è stata preceduta dalla
cessione del 30% alla Cassa depositi e prestiti.
Completato il passaggio di competenze, il GRTN manterrà circa 180
dipendenti e resterà al centro dei flussi economici e finanziari del
sistema elettrico, attraverso la gestione economica di tutte le fonti
rinnovabili e assimilate, dunque dell’energia CIP6 e dei Certificati
Verdi (con un giro d’affari di circa 5 miliardi di euro), oltre all’attività di supporto del gruppo, che comprende anche il Gestore del mercato elettrico e l’Acquirente Unico (con un giro d’affari di altri 7
miliardi di euro). Circa 200 miliardi di kWh dei complessivi 320 del
sistema italiano – due terzi dei flussi di energia – vengono finanzia-
145
riamente regolati dalle diverse società del gruppo.
Con questo passo si compie un salto di qualità nel processo di rafforzamento delle infrastrutture elettriche e si porta a compimento
una fase cruciale della liberalizzazione, che consentirà l’indipendenza della rete, sottoposta a controllo pubblico ma con una sostanziale apertura al capitale privato, capace di garantire forti investimenti e quindi uno sviluppo adeguato all’ammodernamento del sistema
elettrico nel Paese.
146
Gestione energia CIP6
Parte
fonti rinnovabili
seconda
cogenerazione e gruppo GRTN
Introduzione
Il 2004 ha portato a un’accelerazione della riforma del settore elettrico e a un avanzamento significativo sul percorso di liberalizzazione intrapreso nel ‘99, con vaste ricadute non solo sulla trasmissione
e il dispacciamento, ma anche sull’attività di compravendita dell’energia e di sostegno alle fonti rinnovabili, destinata a diventare il
core business del GRTN. L’avvio del Sistema Italia 2004 ha coinvolto,
nell’attuazione delle rispettive competenze, le tre società del gruppo: il GRTN, il GME e l’AU.
L’avvio della borsa elettrica, ormai a regime con la partecipazione
attiva della domanda avviata all’inizio del 2005, ha dotato l’Italia di
un mercato organizzato per le transazioni all’ingrosso di energia
elettrica, analogamente a quanto avviene nei principali Paesi europei, consentendo l’utilizzo di uno strumento ritenuto fondamentale per la trasparenza del mercato, capace di dare segnali chiari a
imprese e clienti finali. Gli operatori di offerta sono liberi di vendere energia elettrica nel mercato organizzato oppure tramite contratti fisici bilaterali. La partecipazione al mercato è pertanto volontaria e la scelta delle modalità di vendita è lasciata al singolo operatore, in funzione delle proprie valutazioni economiche.
L’accelerazione dell’attuazione della riforma intrapresa con il decreto di liberalizzazione ha visto anche l’assunzione, da parte
dell’Acquirente Unico, della titolarità delle funzioni di garante della
fornitura di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato a partire dal 1 gennaio 2004. Dalla stessa data è cessata, di conseguenza, la funzione pro tempore svolta dall’Enel. Anche per le
modalità di assegnazione della capacità d’importazione dall’estero,
il 2004 è stato un anno di svolta. Per la prima volta, infatti, anche al
mercato non liberalizzato sono state assegnate quote di energia
d’importazione ulteriori rispetto a quella dei contratti pluriennali
sottoscritti dall’Enel prima dell’avvio del processo di liberalizzazione. In questo modo si è contribuito alla riduzione del gap nel costo
dell’energia a disposizione del mercato libero e di quello vincolato.
Restano invece affidati al GRTN i meccanismi di sostegno all’energia
prodotta da fonti rinnovabili, finora poco sviluppata nel nostro
Paese. Le modalità di sostegno alla generazione elettrica rinnovabi-
149
le in Italia sono oggi riconducibili a due grandi tipologie: l’incentivo in conto energia, tramite l’attribuzione al titolare dell’impianto
di un prezzo incentivato per il ritiro dell’energia CIP6; e la quota
obbligatoria di produzione, consistente nel rilascio al titolare dell’impianto di Certificati Verdi (CV), che vengono scambiati sul mercato al fine di consentire ai produttori da fonte convenzionale di
adempiere all’obbligo di immettere in rete una percentuale predefinita di elettricità prodotta da fonte rinnovabile. In entrambi i meccanismi, il GRTN gioca un ruolo di primo piano nell’attribuzione
degli incentivi agli impianti di generazione, sia nella fase istruttoria
che nella successiva gestione dell’energia.
Inoltre, il GRTN ha la prerogativa di rilasciare due titoli, di carattere
volontario, per la promozione delle fonti rinnovabili: la Garanzia di
Origine (GO), attestante la produzione da fonte rinnovabile, introdotta dalla Direttiva comunitaria 2001/77/CE anche con la finalità di
favorire gli scambi transfrontalieri di energia rinnovabile; e il certificato RECS (Renewable Energy Certificate System), strumento internazionale di riconoscimento della generazione da fonte rinnovabile e commercializzabile separatamente dall’energia sottostante. Per
tutte queste attività il GRTN, oltre all’emissione dei riconoscimenti
all’energia elettrica prodotta, conduce anche delle verifiche sugli
impianti da certificare.
Al medesimo tempo la normativa italiana contiene disposizioni a
favore della cogenerazione, cioè della produzione combinata di
energia elettrica e calore che rispetti i requisiti definiti dall’Autorità
per l’Energia Elettrica e il Gas nella Delibera 42/02. Anche per la
cogenerazione il GRTN effettua attività di verifica delle dichiarazioni relative agli impianti per i quali gli operatori intendano avvalersi
dei benefici previsti.
150
Riconoscimenti alle fonti rinnovabili
INCENTIVAZIONE
ECONOMICA
PROMOZIONE
CIP6/92
Italia
Certificati Verdi
Italia
Garanzia di Origine
Italia
RECS
Europa
Definizione
Convenzione
Qualifica
IAFR
Riconoscimento
Impianto
Riconoscimento
Impianto
Incentivazione
CIP6/92
Rilascio CV
Rilascio GO
Rilascio RECS
Figura n.43
151
1 Gestione energia CIP6
Introduzione
L’energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e
assimilate che gode di forme di remunerazione incentivata è ritirata dal GRTN, che la rivende agli operatori del mercato libero (grossisti, clienti idonei) e del mercato vincolato (Acquirente Unico),
secondo modalità che vengono fissate di anno in anno con apposito Decreto del Ministro delle Attività Produttive. L’Autorità per
l’energia elettrica e il gas include tra gli oneri di sistema il differenziale che si genera tra i costi sostenuti dal GRTN per l’acquisto dell’energia ritirata dai produttori incentivati e i ricavi derivanti dalla
vendita dell’energia e dei Certificati Verdi (certificati associati alla
produzione di impianti CIP6 a fonti rinnovabili entrati in esercizio
dopo il 1° aprile 1999 e nella disponibilità del Gestore della rete). La
copertura dell’onere sostenuto dal GRTN è a carico della componente tariffaria A3 corrisposta dai consumatori finali.
1.1 Bilancio energetico ed economico
Nel 2004 il GRTN ha ritirato una quantità di energia elettrica da
fonti rinnovabili e assimilate pari a 56,7 TWh di cui:
• 52,4 TWh da impianti remunerati a tariffa CIP6 (secondo la
Deliberazione AEEG n. 81/99);
• 1,2 TWh da impianti che cedono le eccedenze di energia elettrica
e che vengono remunerati secondo la Deliberazione AEEG n.
108/97;
• 3,1 TWh da impianti mini-idro (impianti idroelettrici con potenza
nominale media annua fino a 3 MW), che vengono remunerati
secondo la Deliberazione AEEG n. 62/02.
Il costo medio unitario di acquisto dell’energia per il 2004 è stato pari
a 95,71 €/MWh (al lordo dell’aggiornamento annuale della tariffa
CIP6), corrispondente a un onere complessivo di 5.423,1 Mln€.
La tabella seguente mostra la quantità totale di energia acquistata
dal GRTN, la ripartizione della stessa per tipologia di tariffa riconosciuta e la relativa valorizzazione.
153
Acquisti di energia ex art. 3, comma 12, D.Lgs. 79/99 per
tipologia di remunerazione (anno 2004)
GWh
Milioni di Euro
€/MWh
52.382
5.142,1
98,17
Delibera 108/97
1.218
86,3
70,85
Delibera 62/02
3.064
194,7
63,54
56.664
5.423,1
95,71
CIP6/92 (Delibera 81/99)
Totale
Tabella n.27
Di seguito si evidenzia la ripartizione dell’energia acquistata dal
GRTN relativa agli impianti alimentati a fonti rinnovabili rispetto
agli impianti a fonti assimilate e si riporta il dettaglio degli impianti per tipologia.
Acquisti di energia ex art. 3, comma 12, D.lgs. 79/99 per
tipologia di impianto (anno 2004)
GWh
%
Impianti idroelettrici a serbatoio;
a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW
1.457
2,6
Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW
3.558
6,3
Impianti eolici e geotermici
3.416
6,0
Impianti fotovoltaici, a biomasse a RSU nonché
previo accertamento impianti equiparati
4.675
8,3
Impianti che utilizzano combustibili di processo
o residui o recuperi di energia
18.275
32,3
Impianti che utilizzano combustibili fossili con idrocarburi
25.048
44,2
234
0,4
Totale
56.664
100,0
- di cui da fonti assimilate
43.323
76,5
- di cui da fonti rinnovabili
13.341
23,5
Impianti idroelettrici potenziati
Tabella n.28
154
L’energia prodotta nel 2004 da impianti incentivati è stata collocata dal GRTN sul mercato in base alle modalità previste dal Decreto
del Ministro delle Attività Produttive del 29/01/04.
In particolare, per il 2004, il GRTN ha indicato in 4.600 MW la capacità produttiva assegnabile in modo continuativo.
Sulla base delle modalità per lo svolgimento delle procedure concorsuali definite dall’Autorità, il GRTN ha provveduto a distribuire per l’anno
2004 la capacità produttiva assegnabile con la seguente ripartizione:
• 3.520 MW al mercato libero su base annuale;
• 200 MW al mercato libero su base trimestrale;
• 880 MW al mercato vincolato su base annuale.
La capacità produttiva non assegnabile, intesa come differenza tra
l’energia complessivamente ritirata dal GRTN e l’energia assegnata,
è stata destinata all’Acquirente Unico per il fabbisogno del mercato vincolato.
In sintesi il GRTN nel 2004 ha venduto complessivamente 56,7 TWh
al mercato a un prezzo medio unitario di 50,80 €/MWh, corrispondente a un ricavo totale di 2.878,5 Mln€.
Si riporta nella tabella seguente il dettaglio dei volumi di energia e
dei ricavi ripartiti tra mercato libero e mercato vincolato.
Vendita energia ex art. 3, comma 12, D.Lgs. 79/99 (anno 2004)
GWh
Milioni di euro
€/MWh
Mercato libero
32.676
1.659,0
50,77
Mercato vincolato
23.988
1.219,5
50,84
Totale
56.664
2.878,5
50,80
Tabella n.29
Sono inoltre da includere, tra i ricavi riferiti al 2004, quelli derivanti
dalla vendita dei Certificati Verdi (associati a produzione da impianti CIP6 relativa al 2003), che il GRTN ha venduto a produttori e
155
importatori di energia da fonte convenzionale per l’adempimento
all’obbligo relativo all’anno 2002.
Nel 2004 il GRTN ha venduto un volume di Certificati Verdi pari a
circa 2 TWh per un ricavo complessivo di 163,6 Mln€ (prezzo di riferimento per l’anno 2003 pari a 82,40 €/MWh).
La differenza tra i costi sostenuti dal GRTN per il ritiro dell’energia
dai produttori incentivati e i ricavi derivanti dalla vendita dell’energia e dei Certificati Verdi nella propria titolarità rappresenta il fabbisogno di gettito dalla componente tariffaria A3 necessario per l’equilibrio economico: l’esigenza di A3 per il 2004 è stata
pari a 2.381 Mln€ (importo comprensivo degli ulteriori costi associati all’aggiornamento della tariffa CIP6 per il 2004).
Nel 2005, contestualmente all’avvio del mercato dell’energia con
domanda attiva il Ministero delle Attività Produttive ha adottato un
nuovo schema per l’assegnazione dell’energia CIP6:
• l’energia CIP6 ritirata dal GRTN viene offerta sul mercato dell’energia elettrica;
• la capacità assegnabile per il 2005 è definita dal GRTN in funzione
dell’energia totale che si prevede di acquisire sulla base dei contratti in essere con i produttori e su base statistica prudenziale per
la produzione da fonti non programmabili (5.800 MW);
• la capacità è assegnata per il 40% (2.320 MW) all’Acquirente
Unico per la fornitura al mercato vincolato e per il 60% (3.480
MW) ai clienti idonei del mercato libero;
• l’assegnatario stipula con il GRTN un contratto per differenza in
base al quale versa o riceve la differenza tra la media oraria mensile del PUN del Mercato del giorno prima e 50 €/MWh per il valore della quantità di energia assegnata. L’assegnatario, inoltre, si
impegna ad approvvigionarsi nel mercato dell’energia per quantitativi non inferiori alla quota di energia oraria assegnata.
Entro il 30 dicembre 2004 il GRTN ha provveduto all’assegnazione dei
diritti CIP6 per la quota 2005 destinata al mercato libero. La capacità
disponibile è stata assegnata dal GRTN ai soggetti richiedenti con un
meccanismo di ripartizione pro quota, basato sui consumi medi annui
dichiarati dagli stessi soggetti e certificati dalle imprese distributrici.
156
1.2 Proiezioni di lungo periodo: produzione attesa, costi e
conseguenze su fabbisogno A3
Il volume dell’energia ritirata dal GRTN, ai sensi dell’art. 3, comma
12 del Decreto legislativo 79/99, varia in funzione del numero di
impianti provvisti di convenzione di cessione destinata CIP6/92,
della relativa potenza contrattualizzata e della durata delle convenzioni (che, fermo restando il riconoscimento della tariffa incentivata per i primi otto anni di esercizio dell’impianto, in alcuni casi arriva fino a 15 o 20 anni).
Prendendo a riferimento il numero delle convenzioni in essere alla
fine del 2004 (circa 570 convenzioni corrispondenti a una potenza
contrattualizzata complessiva di 9.370 MW), la produzione storica
degli impianti e le date di scadenza delle rispettive convenzioni, si
determina la produzione CIP6 attesa per gli anni futuri.
Si riporta nel grafico seguente l’andamento della produzione attesa CIP6 per gli anni 2005-2020 (relativa al parco impianti in servizio,
ovvero senza considerare la realizzazione di altri due impianti di
smaltimento rifiuti con convenzioni stipulate ma con cantieri ancora da avviare).
157
Produzione attesa CIP6 2005-2020
GWh
60.000,0
50.000,0
40.000,0
30.000,0
20.000,0
10.000,0
0,0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Anni
Figura n.44
L’ammontare dei costi corrispondente a tale profilo di energia è a
sua volta determinabile associando a ciascuna delle convenzioni
sopra considerate la relativa tariffa (al netto della componente
incentivante per gli eventuali periodi di convenzione eccedenti i
primi 8 anni di esercizio).
Vengono di seguito riportate le stime dei costi per acquisto di energia
CIP6 relativi al periodo 2005-2020 calcolati con riferimento ai valori di
acconto 2005 e suddivisi per tipologia di componente tariffaria (costo
evitato di impianto, esercizio, manutenzione e spese generali connesse; costo evitato di combustibile; ulteriore componente).
Ai fini della rappresentazione dei costi per gli anni successivi al 2005
si ipotizza un incremento annuo costante del 2% per le componenti tariffarie (costo evitato di impianto e ulteriore componente) che
158
vengono aggiornate secondo la variazione dell’indice ISTAT dei
prezzi al consumo per l’intera collettività.
Il costo evitato di combustibile, il cui aggiornamento è funzione dell’andamento del costo delle forniture di gas metano per centrali a
ciclo combinato, ha registrato negli ultimi anni tassi di variazione
molto diversi e pertanto si ritiene opportuno ipotizzare 3 diversi
scenari di evoluzione futura di questa componente:
1. Scenario Base: il corrispettivo resta invariato in termini reali fino al
2020, a cui corrisponde una variazione nominale del 2% su base
annua legata esclusivamente all’andamento atteso dell’inflazione;
2. Scenario Alto: il corrispettivo cresce in termini reali a un tasso del
2% annuo, in linea con la crescita media annua storica della componente dal 1997 al 2004;
3. Scenario Basso: il corrispettivo decresce in termini reali ad un
tasso del 2% ovvero costante in termini nominali.
Proiezioni costi acquisto energia CIP6 2005-2020
Mln€
INC
6.000,0
CEC
5.000,0
CEI
4.000,0
3.000,0
2.000,0
1.000,0
0,0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Anni
Figura n.45
159
Ipotizzando per tutto il periodo considerato un ricavo medio unitario pari a 50 €/MWh per la vendita al mercato dell’energia CIP6, si
determina il fabbisogno di A3 per la copertura dell’onere sostenuto dal GRTN (al lordo di eventuali ulteriori ricavi derivanti dalla vendita dei CV di titolarità del GRTN).
Proiezione fabbisogno A3 2005-2020
Scenario Alto
Scenario Base
Scenario Basso
Mln€
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Anni
Figura n.46
Nel grafico sono rappresentate, oltre alla curva del fabbisogno corrispondente allo scenario base di evoluzione del costo del combustibile, anche quella corrispondente a uno scenario sfavorevole (alto)
e quella corrispondente a uno scenario favorevole (basso).
L’evoluzione del fabbisogno di A3 riflette l’andamento decrescente
del volume di energia CIP6 legato alla scadenza delle convenzioni,
così come la progressiva riduzione del costo medio unitario di acqui-
160
sto per effetto della scadenza del periodo incentivante nelle convenzioni con durata eccedente i primi otto anni di esercizio.
Proiezione aliquota media A3 2005-2020
Scenario Alto
Scenario Base
Scenario Basso
€/MWh
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Anni
Figura n.47
In termini unitari la riduzione nel tempo dell’aliquota della componente A3 è accentuata dalla crescita dei consumi finali; ipotizzando
un volume di consumi finali pari a 286 TWh nel 2005 e un tasso annuo
di crescita pari a 2,5% per gli anni successivi l’aliquota A3 passa da 7,9
€/MWh nel 2005 a 3,8 €/MWh nel 2010, a 1,8 €/MWh nel 2015 fino
a 0,7 €/MWh nel 2020 (valori relativi allo Scenario Base).
161
2 Altra energia prodotta da fonti rinnovabili
Introduzione
La produzione di energia da fonti rinnovabili, oltre che con il meccanismo CIP6, viene promossa anche con il sistema dei Certificati
Verdi. Questi ultimi costituiscono un incentivo in quanto i produttori da fonti non rinnovabili sono obbligati per legge a immettere in
rete almeno il 2,35% (2,70% nel 2005 e 3,05% nel 2006) delle proprie produzioni da fonti rinnovabili. Le forme ulteriori di riconoscimento dell’energia prodotta da fonti rinnovabili presenti quali
Garanzia d’Origine (GO) e il sistema RECS (Renewable Energy
Certificate System) possono essere utilizzate come strumenti di marketing dalle aziende sensibili a questi temi nei confronti dei clienti
che desiderano approvvigionarsi di energia verde.
2.1 Certificati Verdi
2.1.1 Incentivazione delle fonti rinnovabili con i Certificati Verdi
Il “Decreto Bersani” ha posto particolare attenzione allo sviluppo delle
fonti rinnovabili, ai vincoli di emissione di gas serra imposti dal protocollo di Kyoto e a un giusto equilibrio tra gli obiettivi economici e la
tutela ambientale. Il successivo Decreto del Ministero dell’Industria
dell’11/11/99 ha introdotto in Italia una nuova forma di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili che si
basa sull’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale energia
rinnovabile per una quota prefissata dell’energia non rinnovabile prodotta o importata nell’anno precedente (vedi figura n.48).
In particolare i Certificati Verdi sono rilasciati, per i primi 8 anni di
esercizio, all’energia elettrica prodotta annualmente da Impianti
Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR) entrati in esercizio, a seguito
di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento e riattivazione in
data successiva al 1° Aprile 1999 e opportunamente qualificati. Nel
caso di impianti IAFR già incentivati secondo le modalità previste
dal CIP6/92 ed entrati in esercizio in data successiva al 1° Aprile
1999, i CV sono emessi a favore del GRTN, che ha la titolarità dei
medesimi impianti. I CV, che a partire dal 2004 hanno la taglia di 50
MWh, rappresentano titoli negoziabili su di un apposito mercato, in
modo distinto rispetto all’energia corrispondente.
163
Gli operatori possono adempiere all’obbligo di immissione nel sistema elettrico di energia rinnovabile, imposto dal Decreto Bersani,
con le seguenti modalità:
• producendo direttamente energia rinnovabile con impianti qualificati IAFR;
• acquistando Certificati Verdi da produttori IAFR tramite contrattazione bilaterale;
• acquistando Certificati Verdi (di proprietà del GRTN o di privati)
tramite la piattaforma per la contrattazione dei Certificati Verdi
del Gestore del mercato elettrico.
In tale contesto il GRTN, in base al Decreto MICA dell’11/11/99, è
responsabile delle seguenti attività:
• valutazione dell’energia prodotta da fonte non rinnovabile (soggetta all’obbligo di immissione di energia rinnovabile nel sistema
elettrico) mediante autocertificazione dei produttori e degli
importatori;
• valutazione della quota di energia elettrica prodotta con cogenerazione, ovvero produzione combinata di energia elettrica e calore sulla base dei criteri definiti nella Delibera AEEG 42/02, esclusa
dall’obbligo di immissione di energia rinnovabile nel sistema elettrico;
• qualificazione degli impianti IAFR, necessaria e propedeutica alla
emissione di CV;
• emissione e annullamento dei CV.
164
Meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi
GRTN
CV per la
produzione
netta
CV per il
2,35% della
produzione
CV a prezzo
regolamentato
Impianto
qualificato
IAFR
Mercato
dei CV
(GME)
Impianto a
Fonte non
Rinnovabile
Offerte sul
mercato
Transazione
bilaterale
Figura n.48
Recentemente sono stati emessi due importanti provvedimenti legislativi che hanno aggiornato e integrato la normativa in merito alla
regolamentazione dell’incentivazione e alla promozione delle fonti
rinnovabili.
Il primo provvedimento è il Decreto legislativo 29/12/03 n. 387 in
“Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel
mercato interno dell’elettricità”, che ha fornito precisazioni per la
regolamentazione della produzione da fonti rinnovabili e del relativo sistema di promozione e incentivazione con CV e ha introdotto
165
la garanzia d’origine dell’energia prodotta da fonti rinnovabili. In
particolare il Decreto legislativo 387 prevede l’incremento annuale
di 0,35 punti percentuali, a partire dal 2004 fino al 2006, per la
quota di energia rinnovabile da immettere in rete.
Il secondo provvedimento è la Legge 23 agosto 2004 n. 239 sul
“Riordino del settore energetico nonché delega al governo per il
riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia”, con cui
sono stati definiti gli obiettivi della politica energetica nazionale e
individuate le competenze dei soggetti presenti sui mercati di riferimento, siano essi soggetti di carattere pubblico o privato. Con specifico riferimento alle fonti rinnovabili, il testo legislativo provvede
a identificare, quali strumenti per la sicurezza e flessibilità dell’approvvigionamento energetico, la diversificazione delle fonti energetiche primarie e lo sviluppo delle energie rinnovabili, introducendo ulteriori fonti e impianti a cui viene riconosciuto il diritto al rilascio dei CV.
2.1.2 Emissione dei Certificati Verdi
Energia da produrre con fonti rinnovabili
Nel 2004 sono pervenute complessivamente al GRTN autocertificazioni da 135 operatori elettrici relative a produzioni e importazioni
dell’anno 2003.
Nella tabella seguente si riporta la sintesi in energia delle dichiarazioni di importatori e produttori di energia elettrica da fonte non
rinnovabile, disaggregata per le categorie dei produttori, importatori e produttori-importatori.
166
Sintesi dichiarazioni di produttori e importatori
Energia
dichiarata
[GWh]
Energia
soggetta a
obbligo*
[GWh]
Energia
Certificati
Verdi (2%)
[GWh]
Produttori
180.465
177.565
3.551
Importatori
22.755
19.255
385
2.100
1.900
38
205.320
198.720
3.974
Produttori+Importatori
Totale
*Esclude franchigia energia di 100 GWh per operatore
Tabella n.30
Modalità dell’emissione dei CV
Il processo di emissione dei CV, che si attiva su richiesta del produttore, consiste nel deposito su un conto proprietà intestato al titolare di impianto qualificato IAFR, di un quantitativo di CV correlato
all’energia prodotta o producibile dal medesimo impianto.
L’emissione – a valle di una verifica di coerenza della producibilità
attesa dichiarata dal produttore con le caratteristiche tecniche dell’impianto risultanti dai dati di qualificazione IAFR – può avvenire:
• a consuntivo, in base alla produzione effettiva dell’impianto relativa all’anno precedente quello di emissione, indicata nella certificazione UTF fornita dal produttore interessato;
• a preventivo, in base alla produzione stimata dichiarata dal produttore (producibilità attesa), riferita all’anno in corso o all’anno
successivo.
Nel secondo caso il GRTN, quando riceve dal produttore i dati definitivi (copia della comunicazione UTF) effettua la compensazione
necessaria.
I CV possono essere rilasciati, oltre che per le produzioni da impianti
qualificati IAFR ubicati sul territorio nazionale, anche alle importazioni di elettricità da fonte rinnovabile proveniente da Paesi che adottino strumenti di promozione e incentivazione analoghi a quelli
167
italiani e riconoscano la stessa possibilità a impianti sul territorio italiano, il tutto sulla base di accordi stipulati tra il Ministero delle attività
Produttive e il Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio e i rispettivi Ministeri dei Paesi da cui l’energia viene importata.
I CV sono in ogni caso validi per l’anno cui si riferiscono e per l’obbligo dei due anni successivi.
Entro il 31 marzo di ciascun anno il GRTN verifica che tutti i soggetti all’obbligo abbiano adempiuto al medesimo, rendendo disponibili sul proprio conto il necessario quantitativo di CV, e comunica
all’AEEG i nominativi dei soggetti eventualmente inadempienti.
Prezzo e domanda dei CV
Il GRTN ha pubblicato nel mese di ottobre 2004 il prezzo di offerta
dei propri CV per l’anno 2004. Il valore, pari a 97,39 €/MWh, è calcolato come differenza tra:
• il costo medio unitario dell’energia CIP6 acquistata dal GRTN nell’anno 2004, prodotta dai soli impianti a fonti rinnovabili che
godono di incentivo, calcolato utilizzando i valori di acconto 2004
comunicati dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico;
• il ricavo medio unitario derivante dalla cessione della stessa energia nell’anno 2004.
Tale prezzo, in un contesto in cui l’offerta di CV da parte dei privati non è sufficiente a soddisfare pienamente la domanda, costituisce
di fatto il prezzo di riferimento per tutto il mercato. Nella tabella
seguente è riportato l’andamento del prezzo di offerta nella disponibilità del GRTN e la quantità di CV emessi a favore dei produttori
qualificati IAFR nel periodo 2002-2004.
168
Prezzo di riferimento e numero di CV emessi a favore di
produttori privati IAFR
Anno riferimento
Prezzo in ?/MWh
Numero CV (taglia 50MWh)
2002
84,18
18.288
2003
82,40
29.628
2004
97,39
58.255*
*Dati provvisori
Tabella n.31
Il GRTN ha provveduto a definire il valore della domanda per l’anno 2004, pari a 3,97 TWh corrispondenti a 79.400 CV di taglia 50
MWh. In base alla producibilità attesa dagli impianti qualificati IAFR
entrati in esercizio commerciale entro il 31/12/04 e a fronte delle
richieste di emissione di CV pervenute, l’offerta di Certificati Verdi
da parte dei produttori privati è stimata in circa 2,92 TWh (pari a
circa 58.400 CV di taglia 50 MWh). La domanda residua (1,05 TWh corrispondenti a 21.000 CV) sarà coperta dai CV a disposizione del GRTN
che saranno venduti al prezzo di 97,39 €/MWh ovvero 4.870 €/CV.
Nella figura n.49 è riportata la ripartizione percentuale del numero
dei CV emessi dal GRTN per l’anno 2004 per tipologia di fonte.
Dal 2004 in poi la Legge Marzano ha previsto l’aumento della quota
obbligatoria da produrre da fonte rinnovabile aumentando progressivamente il valore dello 0,35% all’anno fino al 2006, portandola dall’attuale 2,35% al 3,05%.
169
Ripartizione dei CV emessi per l’anno 2004 per tipo di fonte rinnovabile
Biomasse o rifiuti
15,35%
Fotovoltaica 0,03%
Eolica 15,53%
Idrica 48,25%
Geotermica 20,84%
Figura n.49
2.2 La qualificazione degli impianti a fonte rinnovabile
Requisiti e modalità della qualificazione degli IAFR
Il Decreto MICA dell’11/11/99 e il successivo Decreto MAP del
18/03/03 hanno definito i requisiti necessari alla qualificazione degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili, propedeutica al rilascio dei
Certificati Verdi in base all’energia prodotta dall’impianto.
Ai fini della qualifica IAFR, sono considerate rinnovabili “le fonti
energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del
170
moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica,
gas residuati dai processi di depurazione e biogas). In particolare,
per biomasse si intende: la parte biodegradabile dei prodotti,
rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”.
Tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato
alle fonti rinnovabili sono stati inclusi anche i rifiuti specificati nel
Decreto legislativo 29/12/03 n. 38. Possono inoltre richiedere la qualifica IAFR anche le centrali ibride, ossia quelle definite come “centrali che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di co-combustione, vale a dire gli impianti che producono energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili e di fonti rinnovabili”.
Infine, la Legge 23/08/04, n. 239, prevede il rilascio dei CV anche per
l’energia prodotta da impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per tale scopo. Con riferimento a queste ultime
disposizioni normative, si è in attesa dell’adozione da parte del
MAP di specifiche disposizioni attuative sia per la qualifica IAFR che
per il rilascio dei Certificati verdi.
La qualifica IAFR avviene secondo un’apposita procedura pubblicata sul sito del GRTN, in cui sono riportati i documenti tecnici e autorizzativi richiesti per il riconoscimento dell’impianto in funzione
della sua tipologia e della categoria d’intervento (per es.: nuova
costruzione, potenziamento).
Risultati della qualificazione IAFR al 31.12.2004
L’attività di qualifica IAFR operata dal GRTN nei primi quattro anni
(2001-2004) ha comportato:
• l’esame di circa 1.250 domande di qualifica IAFR, di cui 811 approvate al 31/12/04 (figura n.50);
• circa 160 sopralluoghi sui siti degli impianti, necessari per la verifica tecnica degli interventi presentati nelle domande di qualifica
ed effettuati soprattutto per i rifacimenti parziali o totali.
171
Andamento numero impianti qualificati IAFR
Esercizio
Progetto
Totale
900
Numero impianti qualificati IAFR
800
700
600
500
400
300
200
100
0
31/12/01
31/12/02
31/12/03
31/12/04
Data
Figura n.50
Di seguito, nella figura n.51, si riporta la potenza degli impianti
qualificati IAFR fino al 31/12/04, suddivisi tra impianti “in esercizio”e “a progetto” e articolati per fonte.
172
Andamento numero impianti qualificati IAFR (MW)
Figura n.51
2.3 Garanzia di Origine dell’energia prodotta da fonti rinnovabili
Il Decreto legislativo 387 del 29/12/03 “Attuazione della Direttiva
2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta
da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità”
ha assegnato al GRTN il compito di rilasciare la Garanzia di Origine
(GO) dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili. La GO, che ha lo
scopo di promuovere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, non prevede l’attribuzione di incentivi economici diretti
nella vigente normativa nazionale. Le fonti rinnovabili, a esclusione
173
dei rifiuti di cui all’art. 17 del Decreto legislativo n. 387, e le tipologie degli impianti idonei al rilascio della GO sono le stesse rispetto
a quelle definite per la qualificazione degli impianti IAFR.
Come fatto per la qualificazione degli IAFR, il GRTN ha elaborato
un’apposita procedura per il rilascio di questo titolo agli operatori
che ne fanno richiesta. L’operatore può richiedere la Garanzia di
Origine dell’elettricità prodotta annualmente da fonti rinnovabili
per un impianto già in esercizio alla data di presentazione della
domanda al GRTN.
Similmente a quanto previsto per il rilascio dei CV, le attività principali del GRTN previste per il rilascio della GO sono:
• identificazione di Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili per la
Garanzia d’Origine (IRGO)
• rilascio della GO annuale su comunicazione della produzione rinnovabile a cura dell’Operatore.
Al momento il GRTN ha rilasciato l’identificazione IRGO a circa venti
impianti. La Garanzia di Origine di elettricità prodotta da fonti
energetiche rinnovabili rilasciata in altri Stati membri dell’Unione
europea, a seguito del recepimento della Direttiva 2001/77/CE, è
riconosciuta anche in Italia. Gli operatori che importano energia
elettrica da Stati membri dell’UE, sottoposti all’obbligo di cui all’art. 11
del Decreto legislativo 79/99, per ottenerne l’esenzione devono presentare al GRTN la GO rilasciata nei Paesi membri in cui è localizzato l’impianto da cui è prodotta l’energia importata.
2.4 Certificazione RECS alle fonti rinnovabili
Il sistema RECS e la partecipazione italiana
Il RECS (Renewable Energy Certificate System) è un sistema europeo
di certificazione volontaria che promuove l’utilizzo di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile. I marchi energetici “verdi”
(green label), infatti, si fondano sull’acquisizione di prove circa l’origine rinnovabile della produzione e, quindi, sull’utilizzo di sistemi di
certificazione della produzione. I certificati RECS – emessi a livello
nazionale da competenti organismi – sono titoli commercializzabili
separatamente dall’energia sottostante, della taglia minima di 1
174
MWh, e validi fino alla richiesta di annullamento che avviene nel
momento in cui il detentore dei titoli li utilizza sul mercato. In Italia
possono accedere al circuito RECS tutti gli impianti che producono
energia rinnovabile, secondo le disposizioni della Direttiva comunitaria 2001/77/CE, e che non siano ammessi a beneficiare del regime
dei CV istituito con il Decreto legislativo 79/99.
Aderiscono a questo sistema tutti i Paesi dell’Unione europea a 15
membri (eccezion fatta per la Grecia), cui si aggiungono Svizzera,
Norvegia e Slovenia per un totale di oltre 100 aziende presenti nel
settore elettrico sul lato della produzione o del trading.
Per l’Italia partecipano tutti i maggiori operatori del settore elettrico iscrivendo impianti di generazione, in prevalenza idroelettrici e
in minima parte geotermoelettrici, titolati a richiedere il rilascio dei
certificati. Nel nostro Paese, così come del resto in tutti gli altri aderenti al sistema RECS, i titoli rilasciati sono utilizzati dagli operatori
quali strumenti idonei per dare prova al cliente finale dell’avvenuto consumo di energia rinnovabile.
Il ruolo del GRTN
Il GRTN è il soggetto che in Italia rilascia i certificati RECS in qualità
di membro dell’AIB (Association of Issuing Bodies), associazione
nata nel 2001 con lo scopo di rilasciare questi titoli alle società di
produzione, di cui sono membri Transmission System Operator,
Autorità di Regolazione e Società di consulenza specializzate in
tema di energia. L’emissione dei certificati RECS – che insieme al loro
trasferimento e annullamento è effettuata tramite un sistema informatico di gestione – è subordinata al superamento di una fase
istruttoria secondo l’apposita procedura disponibile sul sito.
Nell’ambito delle iniziative intraprese nella gestione dell’Associazione
il GRTN – in base alla constatazione che molti dei suoi membri erano
stati nominati a livello nazionale quali organismi preposti anche al
rilascio della Garanzia di Origine (GO), prevista dall’art. 5 della
Direttiva 2001/77/CE – ha promosso a fine 2003 l’allargamento dell’oggetto statutario. In tale prospettiva è stato identificato il nuovo
obiettivo dell’AIB ovvero la promozione della standardizzazione
175
delle certificazioni internazionali rilasciate agli impianti di generazione, favorendone lo scambio secondo procedure codificate.
È stata, pertanto, avviata una revisione della disciplina dell’Associazione
al fine di favorire il processo sopra menzionato. Ad oggi, sono diversi i
membri dell’AIB che utilizzano il sistema informatico, nato per il rilascio
dei RECS, per l’emissione e trasferimento della GO.
2.5 Promozione delle fonti rinnovabili in Europa
In ambito comunitario, fino al 2004, l’incentivazione delle fonti rinIl Trattato che
adotta una
Costituzione per
l’Europa – qualora
ratificato dagli Stati
membri – è un passo
avanti per una
maggiore
convergenza delle
politiche nazionali
in materia
energetica e,
quindi, anche per
la promozione
delle fonti
rinnovabili.
1
La Direttiva
2001/77/CE
individua gli
obiettivi nazionali
dei 15 Stati membri.
Per i Paesi
di nuovo accesso
gli obiettivi
sono contenuti
nei trattati
di adesione.
2
novabili – in base al principio di sussidiarietà – è stata considerata
competenza degli Stati membri che hanno, pertanto, scelto le
modalità di promozione più rispondenti alle esigenze nazionali, nel
rispetto della disciplina relativa agli aiuti di Stato sancita dal
Trattato UE. Sono, pertanto, state adottate diverse modalità di
sostegno della generazione rinnovabile con l’introduzione di apposite misure nazionali di politica energetica che hanno tenuto conto
nel medesimo tempo dell’esigenza di raggiungere adeguati livelli di
capacità produttiva e di rispondere ai criteri di sicurezza del sistema
elettrico nel suo complesso1.
Non sono mancati, però, interventi comunitari volti a rafforzare le
misure nazionali. Nel 2001 è stata, infatti, adottata la Direttiva
2001/77/CE con l’obiettivo di promuovere l’incremento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nel mercato interno e
la creazione di basi per un futuro quadro comunitario in materia. La
Direttiva medesima fissa, in quest’ottica gli obiettivi2 che devono
essere conseguiti complessivamente dall’Unione europea al 2010. Si
tratta della produzione di energia rinnovabile per il 12% del consumo complessivo di energia e per il 22,1 % rispetto ai consumi di elettricità all’interno dell’Unione europea. Gli impegni complessivamente assunti a livello comunitario continuano a essere ripartiti a
livello nazionale: per l’Italia l’obiettivo è pari al 25% della produzione di energia elettrica.
La Direttiva dispone, inoltre, nell’ottica del ravvicinamento delle
legislazioni nazionali, che la Commissione europea entro ottobre
2005 predisponga una pubblicazione in cui siano analizzati gli effet-
176
ti della coesistenza di più regimi di incentivazione, valutandone il
rapporto costo-efficacia rispetto al raggiungimento degli obiettivi.
Il medesimo articolo dispone che detta relazione – ove necessario –
possa anche essere corredata da una proposta di quadro comunitario di sostegno delle fonti rinnovabili.
In attesa della pubblicazione della relazione citata, sono stati condotti studi sul grado di convergenza del livello di produzione da
fonte rinnovabile rispetto agli obiettivi individuati; tra questi, in
particolare, il recente rapporto della Commissione europea “The
share of renewable energy in EU” del 27/05/04; con cui sono state
evidenziate anche le diverse modalità di incentivazione adottate
dai Paesi membri dell’UE.
In linea generale le modalità riscontrate in Europa possono essere
ricondotte alle seguenti:
• incentivi in conto energia (feed in tariffs), amministrati ovvero
concorsuali
• sistema di quote obbligatorie o Certificati Verdi
• finanziamenti agli investimenti
• esenzioni fiscali
• green pricing.
L’incentivo in conto energia amministrato rappresenta un sistema in
cui è garantito al produttore il prezzo di acquisto dell’energia per
un certo periodo. Generalmente è il Transmission System Operator
o il Distribution System Operator ad avere l’obbligo di ritirare
l’energia da tali impianti e di remunerare l’energia al prezzo prefissato. Questa modalità richiede naturalmente la predisposizione di
regole speciali per accordare il finanziamento. Rientra in questa
tipologia di incentivazione quella prevista in Italia con il provvedimento CIP6/92. L’assegnazione degli incentivi con modalità concorsuale, invece, prevede l’indizione di un bando in cui sono imposti i
criteri che regolano la quantità della produzione o la capacità dell’impianto di generazione cui i partecipanti devono fare riferimento nella presentazione dell’offerta. Il principale elemento della gara
è il premio atteso. Il vincitore ottiene sia una feed-in tariff che un
premio erogato per un periodo di tempo limitato.
177
Il sistema di quote obbligatorie (spesso accompagnato dal rilascio di
Certificati Verdi) consiste, invece, nell’obbligo per i clienti finali o
per i produttori di provare periodicamente che una certa quantità
di elettricità consumata o prodotta proviene da fonte rinnovabile. I
Certificati Verdi sono lo strumento per verificare che l’obbligo è
stato ottemperato. Lo scambio dei certificati, avvenendo su di un
mercato, dovrebbe avere il vantaggio di migliorare l’efficienza del
sistema. Questo meccanismo prevede un sistema sanzionatorio in caso
di mancato adempimento dell’obbligo in capo al produttore/importatore. Alternativamente, in funzione dell’articolazione del sistema,
può essere il consumatore a dover rispettare le soglie predefinite.
Il supporto all’investimento, come noto, avviene principalmente
attraverso due modalità: a) il finanziamento parziale a fondo perduto; b) l’erogazione di prestiti a tassi agevolati.
Altra modalità di supporto prevista è quella basata su incentivi di
carattere fiscale, spesso attraverso l’imposizione di una aliquota IVA
più bassa rispetto a quella prevista per altri settori.
Infine, il sistema del green pricing, rappresenta una nuova modalità di supporto alla generazione rinnovabile, fondata su presupposti
di carattere volontario. I produttori rinnovabili, infatti, hanno la
possibilità di offrire sul mercato vincolato energia “verde” in cambio di un prezzo maggiore rispetto a quello definito in via amministrata. Questo meccanismo, pertanto, poggia essenzialmente sulla
sensibilità ambientale del cliente e sulla sua disponibilità a sostenere un prezzo maggiore per consumare energie rinnovabili.
Nella tabella che segue è riportata l’indicazione dei meccanismi di
incentivazione, a carattere obbligatorio, vigenti nei Paesi membri
dell’Unione europea secondo le categorie sopra descritte.
178
Meccanismo di incentivazione delle FR in Europa
Paesi
Finanziamenti
agli investimenti
Incentivi in
conto energia
Incentivi
fiscali
Quota obbligatoria/
Certificati Verdi
Austria
Belgio
Cipro
Repubblica Ceca
Danimarca
Estonia
Finlandia
Francia
Germania
Grecia
Ungheria
Irlanda
Italia
Lettonia
Lituania
Lussemburgo
Malta
Paesi Bassi
Polonia
Portogallo
Slovacchia
Slovenia
Spagna
Svezia
Regno Unito
Fonte: Commissione europea, “The share of renewable energy in EU-Countries
report” del 27/5/04
Tabella n.32
179
3 Impianti a cogenerazione
Introduzione
La produzione combinata di energia elettrica e calore in uno stesso
impianto prende solitamente il nome di cogenerazione e può incrementare l’efficienza di utilizzo del combustibile fossile fino a oltre
l’80%, con minori costi e minori emissioni di inquinanti, tra cui i gas
serra, rispetto alla produzione convenzionale di elettricità e calore
separatamente.
Il Parlamento europeo ha recentemente riconosciuto la produzione
combinata come un provvedimento importante tra quelli necessari
per soddisfare il Protocollo di Kyoto e ha incluso tra le proprie priorità la diffusione progressiva di una corretta produzione combinata
di energia elettrica e calore.
3.1 Quadro regolatorio di riferimento
Il Decreto legislativo n. 79/99 dà mandato all’Autorità per l’energia
elettrica e il gas (AEEG) di definire a quali condizioni la produzione
combinata di energia elettrica e calore può chiamarsi cogenerazione e
godere dei relativi benefici di legge. L’AEEG ha pertanto emanato, il
19 marzo 2002, la Delibera n. 42-02, la quale stabilisce che un impianto produce con caratteristiche di cogenerazione quando alcune grandezze caratteristiche del proprio funzionamento, quali il suo Indice di
Risparmio di Energia (IRE) ed il suo Limite Termico (LT), sono rispettivamente maggiori di due valori limite fissati nella Delibera stessa.
I principali benefici che la legislazione attuale riconosce alla cogenerazione sono:
• esenzione dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi;
• diritto all’utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta
in cogenerazione, dopo quella prodotta da fonti rinnovabili;
• prezzi incentivanti per l’energia elettrica prodotta in cogenerazione da impianti di potenza inferiore a 10 MVA;
• diritto al rilascio di Certificati Verdi (per i soli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento);
• qualifica di Cliente Idoneo sul mercato del gas naturale (per la sola
quota di gas utilizzata in cogenerazione);
• possibile ottenimento di “titoli di efficienza energetica” commerciabili.
181
3.2 Attività svolta dal GRTN
Risultati 2004
Nel 2004 sono pervenute al GRTN dichiarazioni per 215 sezioni di
impianto. Il GRTN ha esaminato singolarmente tali richieste, verificando se ciascuna sezione di impianto possedesse i requisiti necessari per essere valutata sistema di cogenerazione nell’anno considerato. Per una parte dei sopralluoghi, il GRTN si è valso della collaborazione di un organismo di certificazione.
Per le dichiarazioni relative a questo anno, i risultati complessivi
sono i seguenti:
• 203 sezioni hanno soddisfatto i requisiti di cogenerazione;
• 3 sezioni non hanno soddisfatto i requisiti;
• 9 sezioni con documentazione insufficiente.
Gli impianti riconosciuti di cogenerazione relativamente alla produzione 2003 hanno una potenza installata complessiva di 6400 MW,
che rappresenta circa l’8% del parco totale di generazione italiano
e l’11% del solo parco termoelettrico.
La figura n.52 riporta la potenza installata negli impianti di cogenerazione suddivisa in funzione dei motori primi: turbine a gas e a
vapore (in ciclo semplice o in ciclo combinato); motori a combustione interna.
182
Potenza installata in impianti di cogenerazione suddivisa in funzione del
ciclo termico impiegato (2003)
3000
Turbogas ciclo comb.
Vapore ciclo comb.
1460
Vapore ciclo semplice
1300
Turbogas ciclo semplice
320
Motori comb. int.
300
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Potenza installata (MW)
Figura n.52
Seguendo il criterio già adottato negli anni precedenti, il GRTN ha
sottoposto a sopralluogo principalmente le sezioni di impianto che
hanno prodotto, nel 2003, più di 100 GWh elettrici. Per tali sezioni,
infatti, il riconoscimento di cogenerazione è di particolare importanza, poiché fa venir meno l’obbligo di immissione nel sistema
elettrico di energia elettrica da fonti rinnovabili in misura pari al 2%
dell’energia importata o prodotta nell’anno precedente ed eccedente i 100 GWh.
183
Gli impianti di cogenerazione italiani hanno prodotto nel corso del
2003 circa 36 TWh elettrici e 36 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 108 TWh. L’energia elettrica prodotta in
cogenerazione è stata pari, sempre nel 2003, al 13% dell’intera produzione elettrica nazionale, e al 15% della produzione di origine
termoelettrica. Il combustibile di più comune impiego è il gas naturale, seguito dal gas di processo e dall’olio combustibile. La figura
n.53 illustra il peso relativo dei principali combustibili impiegati.
Principali tipi di combustibile impiegati per la cogenerazione nel 2003
Gas naturale
54,5
Comb. processo
33,0
Olio comb.
15,5
Coke di petr.
1,9
Gasolio
1,4
Carbone
1,4
0
10
20
30
40
Energia primaria (TWh)
Figura n.53
184
50
60
Come già accennato, gli impianti di cogenerazione di grande taglia
sorgono di solito in prossimità di stabilimenti industriali, i quali utilizzano l’energia termica da essi prodotta, per esempio sotto forma
di vapore. In alcuni casi, lo stabilimento industriale produce, a sua
volta, gas con un contenuto energetico significativo, i quali sono
ceduti all’impianto di cogenerazione per essere utilizzati come combustibili. Ciò accade, per esempio, negli impianti petrolchimici o
siderurgici e nelle raffinerie.
Se l’impianto di cogenerazione è di taglia modesta, l’energia termica prodotta trova solitamente impiego in applicazioni di tipo civile
come il riscaldamento o il condizionamento di ambienti e il teleriscaldamento urbano.
Risultati 2005
Il 31/03/05 è scaduto il termine per l’invio al GRTN delle richieste di
riconoscimento come cogenerazione relative alla produzione 2004.
Sono pervenute richieste per 278 sezioni di impianto.
Come già negli anni precedenti, il GRTN ha esaminato singolarmente tali richieste, verificando se ciascuna sezione di impianto possedesse i requisiti necessari per essere considerata sistema di cogenerazione nell’anno 2004. Nei casi in cui le dichiarazioni sono risultate incomplete, il GRTN ha informato i vari soggetti produttori, molti
dei quali hanno inviato documentazione integrativa.
Per le dichiarazioni pervenute nel 2005, relative alla produzione
realizzata nel corso del 2004, i risultati complessivi dell’esame sono
i seguenti:
• 235 sezioni hanno soddisfatto i requisiti di cogenerazione;
• 11 sezioni non hanno soddisfatto i requisiti;
• per 32 sezioni la documentazione pervenuta è risultata insufficiente.
Un confronto tra i dati sopra riportati e gli analoghi relativi alle domande pervenute nel 2004 consente alcune interessanti osservazioni.
L’incremento nel numero delle domande si spiega facilmente considerando la maggior convenienza della produzione in cogenerazione, dovuta:
185
• all’entrata in vigore della Legge 23/08/04, n. 239, che riconosce il
diritto alla emissione di Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione associati a reti di teleriscaldamento;
• alla nuova disciplina introdotta dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas con la Delibera n. 34/05, che, sotto opportune condizioni, remunera in modo particolarmente conveniente l’energia elettrica prodotta in regime di cogenerazione (prodotta, cioè, conformemente a quanto stabilito dalla Delibera n. 42/02) da impianti di
potenza inferiore a 10 MVA.
Tali due provvedimenti completano, estendendolo agli impianti
medio-piccoli, il quadro legislativo di incentivazione alla cogenerazione, che finora era di fatto orientato soprattutto agli impianti di
grande taglia (esonero dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi;
diritto alla priorità di dispacciamento).
Il principale beneficio che la collettività attende dalla cogenerazione è il risparmio nella quantità di combustibile impiegato per produrre energia. Per valutare quantitativamente questo beneficio,
occorre stimare quanto combustibile primario è stato possibile
risparmiare producendo in cogenerazione, rispetto a quello che si
sarebbe consumato producendo separatamente le stesse quantità
di energia elettrica e di calore. Assumendo un rendimento medio
pari al 36% per la produzione separata di energia elettrica, e
all’85% per la produzione separata di energia termica, si stima che
nel 2004 sono stati prodotti in cogenerazione circa 37 TWh elettrici
e 37 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 107
TWh. Si sono quindi risparmiati, grazie alla cogenerazione, quasi 38
TWh. Si osserva quindi una sostanziale coerenza con le corrispondenti grandezze riferite al 2003.
Il gas naturale si conferma il combustibile più diffuso, seguito dal
gas di processo e dall’olio combustibile (figura n.54).
186
Principali tipi di combustibile impiegati per la cogenerazione nel 2004
Gas naturale
58,9
30,3
Comb. processo
Olio comb.
14,0
2,3
Coke di petr.
1,1
Carbone
0
10
20
30
40
50
60
Energia primaria (TWh)
Figura n.54
La potenza installata totale ammonta a circa 6.700 MW; la figura
n.55 ne riporta la suddivisione secondo il tipo di motore primo.
Rispetto al 2003, si può notare un certo incremento nella potenza
delle turbine a gas in ciclo semplice, tipiche degli impianti di taglia
media e piccola, a conferma di quanto già osservato riguardo alle
più recenti forme di incentivazione alla cogenerazione.
187
Potenza di cogenerazione secondo i vari tipi di motori primi (2004)
3329
Turbogas ciclo comb.
Vapore ciclo comb.
1566
Vapore ciclo semplice
1085
Turbogas ciclo semplice
363
Motori comb. int.
323
0
500
1000
1500
2000
Potenza installata (MW)
Figura n.55
188
2500
3000
3500
4 Il gruppo GRTN
Introduzione
Il 2004 ha rappresentato un anno di grande cambiamento per l’intero gruppo GRTN con riflessi sia economico-finanziari nel bilancio
sia operativi nelle controllate. Con l’avvio della borsa elettrica dal 1°
aprile 2004 e della terza tappa della liberalizzazione dal 1° luglio,
che ha aperto le porte del mercato libero a tutti i clienti finali non
domestici, il ruolo del GRTN e delle due società controllate, il
Gestore del mercato elettrico (GME) e l’Acquirente Unico (AU), è
infatti completamente cambiato.
4.1 Analisi bilancio del GRTN
Di seguito vengono riportati in sintesi i principali dati economici, patrimoniali e finanziari che rispecchiano l’attività del GRTN negli ultimi
quattro anni. Sono da osservare la crescita della redditività in valore
assoluto con il mantenimento di quella percentuale sul capitale e l’incremento sostanziale dell’attività di sviluppo degli investimenti.
189
Dati di sintesi - GRTN S.p.A.
Utile netto
Milioni di euro
14,6
+18%
12,4
11,2
15,4%
16,5%
15,4%
7,4
13,1%
2004
2003
2002
Utile netto
2001
Utile netto/Patrimonio netto
Figura n.56
Investimenti
Milioni di euro
26,7
+73%
15,4
2004
15,3
2003
2002
Investimenti
Figura n.57
190
13,6
2001
Dati di sintesi
2004
2003
2002
2001
Energia elettrica prodotta
286.647
280.183
270.783
265.965
Energia elettrica consumata
301.400
299.789
290.960
285.492
Valore della produzione
13.345,9
6.513,3
6.215,0
6.094,6
Margine operativo lordo
61,0
61,7
90,0
70,0
Risultato operativo
17,7
25,5
41,3
45,0
Dati energetici
Dati economici e finanziari da bilancio
di esercizio (milioni di Euro)
14,6
12,4
11,2
7,4
122,3
110,1
111,5
109,9
(233,8)
159,3
(243,5)
(198,4)
54,3
60,5
64,9
46,0
Utile netto
Immobilizzazioni nette
Capitale circolante netto
Fondo TFR e rischi ed oneri
94,8
80,3
67,8
56,6
(260,6)
128,7
(264,7)
(191,1)
26,7
15,4
15,3
13,6
Consistenza media del personale
771
717
698
684
Consistenza del personale al 31 dicembre
771
745
702
698
Valore della produzione per addetto
(milioni di Euro)
17,3
9,1
8,9
8,9
Clienti (n.)
2.298
1.590
1.650
390
Fornitori (n.)
4.868
2.221
1.580
1640
Patrimonio netto
Posizione finanziaria netta
Investimenti
Altri dati indicatori
3,0%
3,0%
3,0%
3,0%
Patrimonio netto/immobilizzazioni nette
77,6%
72,9%
60,8%
51,5%
Utile netto/Patrimonio netto
15,4%
15,5%
16,5%
13,1%
Patrimonio netto/totale attività patrimoniali
Tabella n.33
La gestione economica per l’esercizio 2004 è sintetizzata nel
seguente prospetto ottenuto riclassificando il conto economico
redatto ai fini civilistici e indicando il confronto con l’anno 2003.
I dati dell’anno 2004 evidenziano la nascita di nuove partite economiche inerenti l’avvio del mercato elettrico che ha sostituito, a partire dal 1° aprile 2004, lo STOVE.
Per una migliore comprensione delle diverse dinamiche relative alle
191
partite energetiche presenti nel bilancio, si è data separata evidenza
delle partite passanti rispetto a quelle a margine. Rientrano nelle
partite passanti quelle riconducibili a componenti economiche di
costo che in relazione al quadro regolatorio vigente hanno trovato
in ogni esercizio copertura integrale in specifiche voci di ricavo. Si
tratta pertanto di attività in cui il GRTN svolge esclusivamente un
ruolo di intermediazione tra le parti senza creare reddito.
Sono state invece ricomprese nella categoria a margine quelle partite costituite da tutti quei ricavi destinati sia alla copertura dei costi
operativi che alla remunerazione del capitale investito e per i quali
non esiste un meccanismo di ribaltamento diretto dei costi.
192
Conto economico riclassificato (migliaia di euro)
2004
2003
2002
13.155.349
6.024.530
6.258.713
-
6.896.636
6.024.530
Partite passanti
Ricavi delle vendite e prestazioni
Ricavi mercato elettrico
Altre componenti dispacciamento
595.747
-
595.747
Bilancio e scambio Del. 36/02, Del. 27/03
Corrispettivi garanzia interconnessione
141.469
13.976
454.694
15.702
904.287
2.876.214
831.610
2.975.282
(313.225)
(1.726)
72.677
2.385.342
160.284
53.500
17.245
13.172.594
6.040.432
1.752.440
199.697
4.354
24.934
116.966
6.375.679
-
595.747
141.469
454.694
3.202
62.033
904.287
5.409.294
63.159
831.610
4.967.104
18.978
15.004
13.172.594
41.260
6.375.679
Partite a margine
Ricavi per vendite e prestazioni
Altri ricavi e proventi
Incrementi di immobilizzazione per lavori interni
125.550
14.653
4.716
128.871
5.687
370
Totale ricavi
Costo del lavoro
Altri costi operativi
Sopravvenienze passive nette
Totale costi
144.919
56.152
27.326
481
83.959
134.928
48.675
24.369
172
73.216
Margine operativo lordo
Ammortamenti materiali e immateriali
Svalutazioni crediti
Accantonamenti per rischi ed oneri
60.960
14.977
18.603
9.659
61.712
16.709
10.985
8.480
(752)
(1.732)
7.618
1.179
Risultato operativo
Proventi finanziari netti
Svalutazione partecipazioni
17.721
6.406
-
25.538
9.311
(11.672)
(7.817)
(2.905)
11.672
Risultato ante componenti straordinarie e imposte
(Oneri) Proventi straordinari netti
24.127
(1.279)
23.177
5.346
950
(6.625)
Risultato ante imposte
Imposte sul reddito dell’esercizio, correnti, differite e anticipate
22.848
(8.260)
28.523
(16.100)
(5.675)
7.840
Utile d’esercizio
14.588
12.423
2.165
Corrispettivi di trasporto quota terzi
Vendita energia cd. CIP6
Contributi da CCSE
Vendita Certificati Verdi nazionali
Accordo ETSO - CBT
Vendita energia
Sopravvenienze attive
Totale ricavi
Costi Mercato elettrico
Altre componenti dispacciamento
Bilanciamento e scambio Del. 36/02, Del. 27/03
Costi interconnessione con l’estero
(e altri acquisti energia)
Canoni proprietari RTN
Costi per acquisto energia CIP6
Accordo ETSO - CBT
Sopravvenienze passive diverse e altre
Totale costi
(99.068)
632.902
(39.413)
49.146
(24.934)
(99.721)
6.796.915
6.040.432
595.747
(313.225)
(58.831)
72.677
442.190
44.181
(26.256)
6.796.915
(3.321)
8.966
4.346
9.991
7.477
2.957
309
10.743
Tabella n.34
193
Partite passanti
Nell’ambito di tale categoria i ricavi delle vendite e prestazioni, pari a
euro 13.155.349.000, subiscono un incremento di euro 6.896.636.000.
Tale incremento è riconducibile essenzialmente al ruolo avuto dal
GRTN nel 2004 nell’ambito del mercato elettrico nel quale ha
espresso la domanda aggregata del sistema sulla borsa elettrica a
partire dalla data di avvio del 1° aprile 2004.
Al valore dei ricavi del mercato elettrico (euro 6.024.530.000), si
deve aggiungere, per effetto della Delibera AEEG 15/05, il saldo
relativo ai margini netti creatisi dalla gestione della garanzia di
interconnessione pari a euro 15.902.000. L’ammontare globale, pari
a euro 6.040.432.000, trova specifica contrapposizione nell’ambito
dei costi del mercato elettrico per lo stesso totale complessivo.
Contribuiscono all’incremento evidenziato anche specifici corrispettivi di dispacciamento istituiti con la Delibera 48/04 quali quello per
la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, quello
per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico e
quello per la copertura degli oneri connessi con la riconciliazione
dell’anno 2001. Tali corrispettivi rilevati per un totale di euro
595.747.000 trovano anch’essi specifico e integrale bilanciamento
nell’ambito dei costi.
Gli incrementi registrati dalle partite regolate dalla Delibera 48/04
sono, in parte, controbilanciati dalle attività di bilanciamento e
scambio (ex delibere 36/02 e 27/03) che si riducono considerevolmente rispetto allo scorso anno passando da euro 454.694.000 a
euro 141.469.000 per effetto del breve periodo cui sono state vigenti nel 2004; ovvero da gennaio a marzo.
Anche le attività di compravendita dell’energia CIP6 contribuiscono
all’incremento dei ricavi per vendite e prestazioni per euro
494.421.000, dovuti principalmente alle maggiori quantità acquistate rispetto all’anno precedente. Anche la compravendita di energia
CIP6 è da considerarsi passante, difatti a fronte di costi complessivi
pari a euro 5.424.087.000 (di cui euro 14.793.000 rilevati tra le
sopravvenienze passive) si sono registrati ricavi per vendita energia
per euro 2.878.460.000 (di cui euro 2.246.000 quali sopravvenienze
194
attive) e contributi da CCSE per euro 2.385.342.000 oltre la vendita
di CV per euro 160.284.000.
La variazione positiva riscontrabile nell’ambito dei corrispettivi di
trasporto destinati alla remunerazione dei proprietari della RTN è
conseguenza essenzialmente dell’applicazione, in corso d’anno,
delle disposizioni contenute nella Delibera AEEG 05/04 che ha introdotto delle nuove fasce orarie nella valorizzazione dei transiti di
energia tra periodi estivi e periodi invernali allo scopo di allineare
la disponibilità degli impianti con i periodi di criticità del sistema
elettrico nazionale.
L’incremento dei ricavi relativi all’accordo ETSO-CBT rispetto al 2003
segue l’incremento dei costi verificatosi in conseguenza sia dell’adesione all’accordo nel 2004 di nuovi Paesi europei esportatori, sia di
diversi meccanismi di definizione dei flussi fisici di transito oggetto
di valorizzazione economica. Tale partita risulta passante in considerazione di ricavi, pari a circa euro 9.659.000, rilevati tra le sopravvenienze attive e destinati alla copertura dell’onere CBT.
La voce vendita energia evidenzia valori solo nell’anno 2003 (euro
24.933.000) in quanto riferita a tipologie non presenti nel 2004
quali le vendite spot e il counter trading.
Partite a margine
I ricavi delle vendite e prestazioni si decrementano di euro
3.321.000 a seguito dell’effetto combinato delle seguenti variazioni: il venir meno della quota CTR per la copertura dei costi delle controllate e la riduzione del contributo dovuto da CCSE sull’ammontare delle componenti A fatturate al mercato libero a seguito delle
diverse modalità intervenute da aprile sulla esazione di tali componenti. Tale riduzione è controbilanciata dall’aumento dei ricavi
caratteristici – suddivisi in base alla nuova normativa in corrispettivi
di trasporto CTR GRTN (euro 88.796.000), di dispacciamento DIS
(euro 27.568.000) e di misura MIS (euro 6.470.000) – generato dai
maggiori volumi di energia transitati su RTN e dall’inclusione della
copertura dei costi sostenuti per il Piano di Difesa.
La voce altri ricavi e proventi si incrementa rispetto allo scorso
195
esercizio di euro 8.966.000 principalmente per un riaddebito di costi
a operatori esteri (euro 7.285.000) non presente nell’anno 2003.
Inoltre in tale voce sono ricompresi principalmente i ricavi nei confronti delle controllate GME e AU per la remunerazione di servizi a loro
svolti dal GRTN (euro 5.009.000), nonché ricavi per riaddebito di costi
per personale distaccato presso altri organismi (euro 1.541.000).
La variazione della voce incrementi di immobilizzazioni per lavori
interni si riferisce alla capitalizzazione di risorse di personale che nel
corso dell’anno sono state dedicate direttamente ad attività di sviluppo di progetti i cui benefici economici si manifestano lungo un
arco temporale pluriennale.
Il costo del lavoro, pari a euro 56.152.000, registra un incremento di euro
7.477.000 rispetto all’esercizio precedente. Tale incremento è da ascriversi alla variazione della consistenza media, passata da 717 a 771 unità,
a una diversa composizione del mix in seguito all’assunzione di personale a professionalità e inquadramento più elevati, nonché agli effetti
incrementativi della retribuzione variabile legata ai premi di risultato
rilevati nell’anno, la cui erogazione avverrà nei primi mesi del 2005.
Gli altri costi operativi che si riferiscono all’acquisizione di risorse esterne relative principalmente a spese di trasmissione dati, spese telefoniche, servizi di edificio e altre più specificamente indicate nella nota
integrativa, si incrementano di euro 2.957.000 per effetto soprattutto
della più intensa attività svolta nel corso dell’anno.
Le sopravvenienze passive nette pari a euro 481.000 (euro 172.000 nel
2003) sono costituite dal saldo di componenti attivi per euro
28.408.000 e componenti negativi per euro 28.889.000.
Le sopravvenienze attive si riferiscono per circa euro 25.963.000 a conguagli e rettifiche riferite allo scorso esercizio circoscritte a casi specifici relativi a rapporti con proprietari della RTN (euro 17.693.000) e a
titolari di contratti di bilanciamento e scambio ex Delibera 27/03 (euro
8.270.000). La quota rimanente pari a euro 2.445.000 si riferisce invece alla definizione dei rapporti con un fornitore per partite non riguardanti l’energia.
Il margine operativo lordo per effetto delle suddette componenti si
attesta a euro 60.960.000.
196
Il risultato operativo di euro 17.721.000 è in flessione rispetto
all’esercizio precedente di euro 7.817.000 per effetto di maggiori
accantonamenti e svalutazioni che superano l’effetto della riduzione degli ammortamenti dovuta all’applicazione, dall’anno in corso,
delle sole aliquote economico tecniche come previsto nel nuovo
diritto societario (Decreto legislativo 6/03).
La gestione finanziaria evidenzia proventi netti in riduzione rispetto all’esercizio precedente per effetto dei più ridotti tempi medi di
giacenza delle risorse finanziarie a seguito di un efficientamento
dei tempi di incasso e pagamento, nonostante i maggiori volumi
intermediati, e di una flessione dei tassi di interesse.
La gestione straordinaria evidenzia un margine negativo (euro
1.279.000) relativo principalmente al saldo netto tra i proventi che
si riferiscono al recupero fiscale derivante dal Decreto legislativo
6/03, pari a circa euro 1.583.000, e gli oneri relativi agli esodi incentivati erogati o accantonati nell’anno pari a euro 2.438.000.
Le imposte indicate si riferiscono alle imposte correnti, IRES (euro
5.980.000) e IRAP (euro 4.700.000), e alle imposte anticipate pari a
euro 2.420.000. La contrazione rispetto allo scorso esercizio è dovuta
alla riduzione del reddito imponibile per effetto delle riprese in diminuzione di fondi tassati utilizzati o rilasciati nell’esercizio, e alla rilevazione delle imposte anticipate non presenti nello scorso esercizio.
L’utile netto dell’esercizio, pari a euro 14.588.000, può beneficiare
oltre che di un onere fiscale più contenuto anche di una mancata
svalutazione delle partecipazioni delle controllate rispetto al 2003
data dall’entrata in operatività delle stesse nel gennaio del 2004, ed
incrementarsi rispetto all’esercizio precedente di euro 2.165.000
pari ad una variazione positiva del 17,4 %.
La sintesi della struttura patrimoniale confrontata con quella dell’anno precedente è riportata nella tabella n.35.
197
Stato patrimoniale riclassificato (migliaia di euro)
al 31/12/04
31/12/03
Variazioni
Immobilizzazioni nette
immobilizzazioni immateriali
17.659
10.365
7.294
immobilizzazioni materiali
86.832
82.177
4.655
immobilizzazioni finanziarie:
-partecipazioni
16.704
16.704
-
1.110
122.305
871
110.117
239
12.188
crediti verso clienti
credito verso CCSE
credito/(debito) verso controllate
1.295.864
353.695
396.206
1.014.133
361.946
(2.513)
281.731
(8.251)
398.719
ratei, risconti attivi e altri crediti
debiti verso fornitori
5.475
(2.056.000)
3.784
(1.328.178)
1.691
(727.822)
ratei, risconti passivi e altri debiti
crediti/(debiti) tributari per IVA e altre imposte
debito verso CCSE per anticipazione IVA
Totale
Fondi diversi
(147.539)
50.891
(132.373)
(233.781)
(54.302)
(6.386)
650.196
(533.652)
159.330
(60.496)
(141.153)
(599.305)
401.279
(393.111)
6.194
Capitale investito netto
(165.778)
208.951
(374.729)
94.851
80.263
14.588
Indebitamento/(disponibilità) finanziarie nette
debiti verso banche a medio-lungo termine
debiti verso banche a breve termine
disponibilità liquide
12.911
(273.540)
12.911
146.497
(30.720)
(146.497)
(242.820)
Totale
(260.629)
128.688
(389.317)
Copertura
(165.778)
208.951
(374.729)
-altri crediti
Totale
Capitale circolante netto
Patrimonio netto
Tabella n.35
Le immobilizzazioni immateriali al netto degli ammortamenti si
incrementano di euro 7.294.000 per effetto principalmente dell’attività di investimento realizzata nell’anno, pari a euro 13.866.000,
mentre le immobilizzazioni materiali nette si incrementano rispetto
a fine 2003 di euro 4.655.000 e la loro variazione è dovuta a investimenti per euro 12.828.000, al netto della quota degli ammortamenti di competenza, euro 7.900.000, e dei disinvestimenti netti.
Le immobilizzazioni finanziarie sono relative principalmente alla
partecipazione nelle due società controllate AU e GME valutate al
costo e non evidenziano variazioni.
198
Il capitale circolante netto positivo nel 2003 per euro 159.330.000
presenta al 31 dicembre 2004 un saldo negativo di euro 233.781.000
con un incremento di euro 393.111.000.
Al riguardo si segnala che le partite di credito – riferibili a quelle
per energia verso i clienti, le controllate nonché verso la CCSE
(per un totale di euro 2.045.765.000), – vengono pressoché bilanciate dai debiti verso fornitori (euro 2.056.000.000) con un
miglior grado di copertura rispetto all’esercizio precedente di
circa euro 55.623.000. I valori espressi nei rapporti verso le controllate sono conseguenza delle tempistiche di incasso e pagamento oltre che delle rilevazioni contabili per fatture in corso di
ricezione o emissione verso le stesse.
La voce ratei, risconti passivi e altri debiti (euro 147.539.000) comprende anch’essa delle partite legate all’energia, infatti circa
euro 129.100.000 si riferiscono a risconti passivi relativi alla
sospensione dei margini positivi netti realizzati nel 2004 a titolo
di corrispettivi per la capacità di trasporto (artt. 37 e 42 della
Delibera AEEG 48/04), in attesa che venga disposta dalla AEEG la
loro destinazione e, ed euro 9.602.000 alla sospensione di ricavi
percepiti nell’anno e finalizzati, nell’ambito del quadro regolatorio vigente, al finanziamento di investimenti.
La riduzione del credito verso l’erario per IVA e altre imposte
(-euro 599.305.000) è conseguenza di diversi cambiamenti del quadro regolatorio che hanno modificato i flussi di fatturazione.Tale
variazione deve comunque essere confrontata con quella relativa
alla riduzione del debito verso CCSE per anticipazione IVA di euro
401.279.000, che esprime il rimborso effettuato da GRTN alla CCSE
per la restituzione delle anticipazioni dalla stessa effettuate e che
sono proseguite anche nei primi mesi dell’anno successivo a quello
in chiusura.
La variazione dei fondi è legata principalmente all’utilizzo o rilascio
di alcuni di essi avvenuto sia per effetto del verificarsi di eventi per
i quali erano stati costituiti che per le disposizioni da parte della
AEEG intervenute nel corso dell’anno come meglio precisato nella
nota integrativa.
199
Relativamente ai mezzi di copertura si rileva che alla fine dell’esercizio il patrimonio netto si incrementa per effetto del risultato di
esercizio e che il livello delle disponibilità liquide è legato essenzialmente alle risorse esistenti il 31 dicembre 2004 per effetto del seppur
limitato sfasamento temporale esistente tra alcune tipologie di incasso che avvengono negli ultimi giorni dell’anno e i relativi pagamenti
che si realizzano a partire dai primi giorni del mese successivo.
I flussi finanziari generati nell’esercizio 2004 e i loro impieghi sono
rappresentati nel seguente rendiconto finanziario:
Rendiconto finanziario (migliaia di euro)
2004
2003
(115.777)
277.590
14.588
14.977
(36)
(6.194)
23.335
12.423
16.606
13
11.774
(4.365)
36.451
Variazione del capitale circolante netto
393.111
(402.810)
Flusso finanziario operativo
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni immateriali
Investimenti in immobilizzazioni materiali
Investimenti in immobilizzazioni finanziarie
416.446
(366.359)
(13.866)
(12.828)
(239)
(11.418)
(7.753)
(80)
319
-
12
(7.769)
Altre variazioni
Totale
(515)
(27.129)
(27.008)
Flusso finanziario del periodo
389.317
(393.367)
Disponibilità finanziarie nette finali
273.540
(115.777)
Disponibilità finanziarie nette iniziali
Flusso finanziario da (per) attività di esercizio
Utile netto dell’esercizio
Ammortamenti
(Plusvalenze)/Minusvalenze
Rivalutazioni/(Svalutazioni)
Incrementi/(Decrementi) fondi
Totale
Disinvestimenti
Versamenti per copertura perdite controllate
Tabella n.36
Con riferimento alla situazione esistente al 31 dicembre 2004 si può
rilevare che la generazione dei flussi finanziari (euro 389.317.000) è
200
riconducibile essenzialmente alle dinamiche di variazione del capitale circolante netto.
Infatti iI capitale circolante netto si riduce in modo significativo
generando un rilascio di risorse finanziarie di euro 393.111.000
invertendo completamente gli effetti rispetto all’anno 2003, durante il quale aveva assorbito risorse per euro 402.810.000.
L’analisi delle variazioni del capitale circolante è evidenziata nei
precedenti commenti alla situazione patrimoniale cui si rimanda.
4.2 Il Gestore del mercato elettrico
Il Gestore del mercato elettrico è la società, costituita dal Gestore
della rete di trasmissione nazionale S.p.A. in data 27 giugno 2000,
alla quale sono attribuite:
a) la gestione economica e l’organizzazione del mercato elettrico
(art. 5 del Decreto legislativo16 marzo 1999);
b) l’organizzazione di una sede per la contrattazione dei Certificati
verdi (art. 6 del Decreto del Ministro dell’Industria, del Commercio
e dell’Artigianato 11 novembre 1999);
c) l’organizzazione di una sede per la contrattazione dei titoli di
efficienza energetica (TEE) e la predisposizione, d’intesa con
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), delle regole di
funzionamento del relativo mercato (artt. dei DDMM 24 aprile
2001, rispettivamente, in tema di individuazione degli obiettivi
quantitativi per l’incremento dell’efficienza energetica negli usi
finali per il settore dell’energia elettrica e del gas naturale).
4.2.1. Quadro normativo
Mercato elettrico
Con il Decreto 19 dicembre 2003 il Ministro delle Attività Produttive
ha approvato il Testo integrato della disciplina del mercato elettrico e ha attribuito al GME, a partire dall’8 gennaio 2004, la responsabilità delle funzioni relativamente all’organizzazione e alla
gestione del Mercato elettrico.
Successivamente sono state approvate dal GME, e pubblicate sul
suo sito internet, le “Modifiche urgenti del Testo Integrato della
201
disciplina del mercato elettrico”, e tali modifiche sono state rispettivamente approvate, in via provvisoria, con atti di indirizzo del
Ministro delle Attività Produttive.
L’AEEG, con la Delibera del 30 dicembre 2003, n. 168/03, ha definito
le condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale e per l’approvvigionamento delle relative risorse sulla base di un ordine di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del Decreto legislativo 16 marzo 1999,
n. 79. Successivamente, in data 24 dicembre 2004, l’AEEG ha adottato la Delibera n. 237/04 recante “Modificazioni e integrazioni alle
disposizioni delle deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e
il gas 30 dicembre 2003, n. 168/03, e 19 novembre 2004 n. 205/04”.
In data 31 marzo 2004 è stato dato l’avvio al sistema delle offerte di
cui all’art. 5 del Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 e inoltre,
con Delibera 27 marzo 2004, n. 48/04 l’AEEG ha fissato al 1° aprile
2004 la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito
economico. Infine, in base agli Indirizzi del Ministero delle Attività
Produttive del 24 dicembre 2004, a decorrere dal 31 dicembre 2004,
gli operatori ammessi alle contrattazioni nel mercato hanno potuto
effettuare formulazioni attive di offerte di acquisto di energia elettrica sul Mercato elettrico del giorno prima.
Mercato dei Certificati Verdi
Dalla data di entrata in vigore del Decreto 14 marzo 2003 il GME ha
assunto la responsabilità delle proprie funzioni relativamente all’organizzazione e alla gestione della sede di contrattazione dei
Certificati Verdi. A tale sede possono partecipare il GRTN, i produttori nazionali ed esteri, gli importatori di energia elettrica o clienti
grossisti e le formazioni associative (associazioni di consumatori e
utenti, ambientaliste, sindacati).
Il CV è emesso dal Gestore della rete di trasmissione nazionale
(GRTN) su comunicazione del produttore e riguarda la produzione
di energia elettrica da fonti rinnovabili dell’anno precedente o la
producibilità attesa nell’anno in corso o nell’anno successivo.
Il Decreto legislativo 79/99 prevede inoltre che, dal 2002, produttori e
202
importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili
hanno l’obbligo di immettere ogni anno in rete una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili.
Tale quota è pari al 2% dell’energia elettrica prodotta o importata da
fonte non rinnovabile nell’anno precedente, eccedente i 100
GWh/anno (a partire dal 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da fonti rinnovabili da immettere in rete nell’anno
successivo è incrementata dello 0,35% annuo). L’obbligo può essere
soddisfatto anche attraverso l’acquisto di CV relativi alla produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili effettuata da altri soggetti.
Mercato dei titoli di efficienza energetica
Il 2004 è stato caratterizzato dalla emanazione (in data 20 luglio
2004) e dalla successiva entrata in vigore dei Decreti del Ministero
delle Attività Produttive di concerto con il Ministro dell’Ambiente e
della Tutela del Territorio. Tali Decreti, abrogativi dei DDMM 24
aprile 2001, hanno introdotto una nuova individuazione degli
obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo di
fonti rinnovabili che dovranno essere conseguiti dalle imprese di
distribuzione di energia elettrica e dalle imprese distributrici di gas
naturale (con non meno di 100.000 clienti finali al 31 dicembre
2001) attraverso progetti (art. 5) che prevedono misure e interventi
di incremento dell’efficienza energetica negli usi finali.
L’AEEG, con la Delibera 11 novembre 2004 ha, inoltre, definito i criteri e le modalità per il rilascio dei titoli di efficienza energetica. Il
GME ha quindi provveduto a trasmettere all’AEEG uno schema di
regole di funzionamento del mercato dei titoli di efficienza energetica, al fine di acquisire la prescritta intesa.
4.2.2. Mercato elettrico: organizzazione e attività
Il Mercato elettrico organizzato dal GME, come risultante dalle
disposizioni contenute nel Testo integrato della disciplina del mercato elettrico, è costituito dal Mercato del giorno prima dell’energia (MGP), dal Mercato di aggiustamento (MA) e dal Mercato dei
servizi di dispacciamento (MSD).
203
Il MGP ha per oggetto le contrattazioni di energia tra produttori e
clienti tramite offerte di vendita e di acquisto; il MA ha per oggetto la contrattazione, tramite offerte di vendita e di acquisto tra produttori, di quantità di energia che modificano i programmi di produzione risultanti dalle negoziazioni concluse sul MGP; il MSD, infine, ha per oggetto l’approvvigionamento da parte del GRTN delle
risorse per i servizi di dispacciamento.
Fin dalla data di partenza del Mercato elettrico, uno dei principali obiettivi è stato quello di promuovere la trasparenza nelle contrattazioni. Questa attività, prevista dal Testo integrato della
disciplina del mercato elettrico, è stata realizzata anche attraverso la pubblicazione giornaliera degli esiti delle contrattazioni a
livello aggregato garantendo la riservatezza dei dati sensibili per
almeno 12 mesi. A ciò si è aggiunta un’attività di predisposizione
e pubblicazione di rapporti statistici voluta dal GME al fine di
agevolare l’interpretazione degli esiti del mercato da parte di
operatori, regolatori e analisti. Lo strumento scelto dal GME per
veicolare questi dati è stato il sito istituzionale www.mercatoelettrico.org.
Sempre nel corso del 2004, il GME ha elaborato indici di prezzo e
svolto attività di monitoraggio dell’andamento delle contrattazioni in ottemperanza a quanto previsto dal DM 19 /12/03 e dalle
delibere 21/04 e 49/04 dell’AEEG in materia di promozione della
concorrenza e monitoraggio del mercato. Il GME ha fornito supporto statistico e conoscitivo agli operatori istituzionali e ha partecipato con propri contributi e simulazioni ai processi di consultazione promossi dall’AEEG nelle materie regolatorie di interesse.
Il 31/03/04 si è svolta la prima sessione di contrattazione sul Mercato
elettrico. A partire da questa data e fino alla fine del 2004, la partecipazione al mercato è stata appannaggio dei soli operatori produttori, mentre la domanda è stata espressa dal GRTN attraverso la
formulazione di offerte di acquisto per una quantità di energia pari
al fabbisogno nazionale stimato dal GRTN stesso (partecipazione
passiva della domanda). In questo periodo hanno aderito alle sessioni quotidiane del mercato elettrico, circa 18 operatori che, dal
204
31 /03 al 30/12, hanno negoziato circa 67,3 TWh di energia elettrica
per un controvalore pari a 4.194 Mln€.
Nel 2004, il numero degli operatori iscritti al mercato è aumentato
lentamente nel corso dei mesi passando dai 33 di aprile ai 39 di
novembre, per poi arrivare rapidamente a 73 a dicembre in previsione dell’avvio della partecipazione attiva della domanda sulla
borsa dal 1° gennaio 2005.
A partire dal mese di luglio 2004, il GME ha avviato le prove per la
partecipazione attiva della domanda, invitando tutti gli operatori
interessati a svolgere delle simulazioni di contrattazione e avviando
le procedure per l’ammissione degli stessi al mercato.
Le simulazioni sono state svolte utilizzando un clone della piattaforma informatica utilizzata per il mercato reale, sulla quale, nel
rispetto dei principi di riservatezza, sono state quotidianamente
inserite le offerte di vendita realmente presentate dagli operatori
produttori sul MGP. Su questa base dati i grossisti e i consumatori
iscritti ai test hanno potuto pertanto testare le loro strategie di
acquisto, simulando gli effetti del funzionamento di una reale sessione di mercato.
La prima sessione di mercato “reale” con la partecipazione attiva
della domanda si è svolta il 31/12/04. Nei primi tre mesi del 2005
sono stati negoziati 52,7 TWh, per una controvalore di 3.426 Mln€.
Al 31/03/05 gli operatori iscritti al mercato risultavano 79, di questi
nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2005 e il 31 marzo 2005, 25
attivi sul lato offerta e 52 sul lato domanda.
Piattaforma per l’Aggiustamento Bilaterale della domanda (PAB)
Il GME ha predisposto un sistema informatico con il quale gestisce,
ai sensi dell’art. 52.2 della Delibera 168/03, la Piattaforma per
l’Aggiustamento Bilaterale della domanda (PAB).
La PAB consente la registrazione di scambi orari bilanciati di energia elettrica tra gli operatori che gestiscono unità di consumo
appartenenti alla stessa zona geografica. Alla PAB, divenuta operativa a partire dal 31/12/04, sono iscritti 67 operatori e nei primi tre
mesi del 2005 sono stati scambiati circa 2,3 TWh.
205
Le unità non rilevanti e la gestione dell’estero
A partire dal mese di gennaio 2005, infine, il GME ha effettuato
dei test per la simulazione della partecipazione al mercato elettrico delle unità di produzione non rilevanti, escluse dal mercato
elettrico fino al 31/03/05 ai sensi della Delibera 168/03. Anche
questi test, analogamente a quanto accaduto per i test per la partecipazione attiva della domanda, si sono svolti su una piattaforma informatica identica a quella sulla quale si svolge il mercato,
al fine di permettere agli operatori interessati di effettuare delle
simulazioni realistiche.
La prima sessione del mercato elettrico con la partecipazione delle
unità non rilevanti si è svolta il 31/03/05.
Al fine di consentire l’implementazione di meccanismi concorrenziali per l’assegnazione implicita di bande di capacità alle frontiere
estere, nel corso del mese di gennaio 2005 il GME ha inoltre effettuato dei test per permettere agli operatori di presentare offerte sul
mercato elettrico relative a energia proveniente da import, ovvero
destinata all’export. Tali meccanismi sono diventati operativi alla
fine di gennaio stesso.
ETS
L’Electric Trade Simulator (ETS) è un ambiente dedicato alla simulazione del mercato elettrico accessibile a chiunque sia interessato a
svolgere sessioni dimostrative dello stesso. ETS è operativo a partire
dal 1° ottobre del 2004 e le sue sessioni vengono svolte due volte a
settimana.
4.2.3. Mercati per l’ambiente: attività e risultati
Nel contesto delle politiche ambientali, ovvero di sviluppo delle
fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, il GME organizza e
gestisce, inoltre, le sedi di contrattazione dei Certificati Verdi e dei
Certificati Bianchi.
Mercato dei Certificati Verdi
Con l’assunzione di responsabilità delle proprie funzioni con riferi-
206
mento al mercato dei Certificati Verdi (20/03/03), il GME svolge le attività relative al funzionamento di tale mercato. In particolare il GME:
• organizza e gestisce le procedure di ammissione degli operatori
alla sede di contrattazione dei Certificati Verdi;
• predispone l’elenco degli operatori ammessi al mercato;
• emana le regole tecnico-operative per le sessioni di contrattazione denominate “Disposizioni tecniche di funzionamento”;
• organizza e gestisce le sessioni di contrattazione.
Le sessioni di contrattazione relative al mercato dei Certificati Verdi,
nel corso del 2004, si sono svolte almeno una volta al mese nel
periodo aprile-dicembre e almeno una volta a settimana nel periodo gennaio-marzo.
Al mercato dei Certificati Verdi risultavano ammessi, a fine 2004,
oltre al GRTN (operatore di diritto ai sensi dell’art. 15 del Testo integrato della disciplina del mercato elettrico), più di 90 operatori. Il
numero delle sessioni organizzate e gestite dal GME nel corso del
2004 è stato pari a 24.
Il volume complessivo dei certificati negoziati è stato pari a 20.439. I
certificati negoziati riferiti all’anno 2003 sono stati pari a 20.419,
mentre i certificati negoziati riferiti all’anno 2004 sono stati pari a 20.
Nel 2004 il controvalore delle transazioni è stato di circa 202 Mln€,
mentre la quantità di energia sottostante i certificati negoziati è
stata pari a 2.043.900 MWh. Il prezzo medio (media ponderata dei
prezzi con le quantità) dei certificati scambiati è stato pari a 98,88
€/MWh per i certificati con anno di validità 2003 e 97,25 €/MWh per
quelli con anno di validità 2004. Il GRTN ha venduto sul Mercato dei
Certificati Verdi 19.452 certificati con anno di validità 2003.
Nel 2005, fino al 31/03, sono state organizzate 13 sessioni ufficiali
di mercato e sono stati scambiati 21.314 certificati relativi al 2004.
Il GRTN ha venduto sul Mercato dei Certificati Verdi 18.552 certificati, mentre i restanti 2.762 sono stati venduti da altri operatori.
Al 31/03/05 il numero degli operatori ammessi al Mercato dei
Certificati Verdi era 108.
Il controvalore delle transazioni relative ai certificati con anno di
riferimento 2003 è stato di circa 202 Mln€, mentre la quantità di ener-
207
gia sottostante i certificati negoziati è stata pari a 2.041.900 MWh. Per
quanto riguarda invece i Certificati Verdi con anno di riferimento
2004, il controvalore delle transazioni è stato di oltre 124 Mln€, a
fronte di una quantità di energia sottostante di 1.066.700 MWh.
Il prezzo medio (media ponderata dei prezzi con le quantità) dei
Certificati scambiati è stato pari a 116,77 €/MWh per i Certificati
con anno di riferimento 2004 e 98,88 €/MWh per quelli con anno di
riferimento 2003.
Mercato dei Titoli di efficienza energetica
Il GME nel corso del 2004 ha svolto una serie di attività preliminari
all’organizzazione della sede di contrattazione dei Titoli di efficienza energetica: ha predisposto una proposta di regole di funzionamento del mercato e ha tenuto contatti con l’AEEG al fine di pervenire a regole di mercato condivise dalla stessa.
I TEE, i cosiddetti Certificati Bianchi, sono emessi dal GME a favore
dei distributori di energia elettrica e gas al fine di certificare la riduzione dei consumi conseguita attraverso misure e progetti di risparmio energetico volti all’incremento dell’efficienza energetica.
Nel 2004 il GME ha anche partecipato al gruppo di lavoro sui certificati bianchi: “Task XIV: market mechanisms for White Certificates
Trading” organizzato dalla International Energy Agency - Demand
Side Management.
4.2.4. Strategia e strumenti di comunicazione
Nel corso del 2004 l’attività di comunicazione del GME ha avuto lo
scopo principale di informare i partecipanti al mercato sulle modalità operative necessarie a seguito dei numerosi cambiamenti del
quadro regolatorio che hanno interessato il mercato dell’energia.
La realizzazione di un mercato pienamente efficiente e concorrenziale richiede infatti un contatto costante con gli operatori e una
comunicazione trasparente e generalizzata dei dati e delle informazioni di pubblico interesse che si formano sul mercato stesso.
È in quest’ottica che il GME ha realizzato numerosi incontri con gli
operatori consolidando la relazione con il proprio target di riferi-
208
mento. Il GME ha inoltre partecipato a numerosi incontri e convegni di carattere nazionale e internazionale.
Le attività di comunicazione hanno quindi avuto come obiettivo primario la promozione della Società e la diffusione dei risultati dei
mercati da essa gestiti.
Affinché il sito potesse assolvere efficacemente a questo compito e
quindi potesse rappresentare e veicolare la strategia del GME verso
l’esterno, è stato necessario realizzare un restyling grafico e architetturale. La nuova versione del sito si è basata quindi su una logica di comunicazione indirizzata principalmente agli operatori
mirando alla riconoscibilità dell’identità aziendale e all’attendibilità dei servizi offerti garantendo semplicità ed efficienza nella consultazione degli esiti dei mercati gestiti dal GME.
In un momento di particolare importanza per la Società, come la
partenza del Mercato elettrico, la realizzazione di un prodotto editoriale ad hoc è stato lo strumento che ha permesso di contribuire
ulteriormente alla promozione delle attività e della storia del GME.
Si è deciso quindi di realizzare una brochure destinata ad un vasto
bacino di utenza i cui contenuti riguardassero gli aspetti relativi al
settore energetico in generale, al funzionamento della borsa (meccanismi di selezione delle offerte, dettagli sulle sessioni di mercato
ecc.), ai temi ambientali e alle fonti di energia.
La rete di relazioni con i media è stata consolidata e allargata ed è
stata realizzata una cartella stampa che illustra sinteticamente le
attività del GME dedicata al mondo dei media.
4.3 L’Acquirente Unico
Quadro normativo di riferimento
Il Decreto del Ministro delle Attività Produttive del 19/12/03 ha attribuito ad Acquirente Unico, società per azioni costituita dal Gestore
della rete di trasmissione nazionale in base al decreto di liberalizzazione del settore elettrico n. 79/99, la titolarità della funzione di
garante, dal 1° gennaio 2004, della fornitura di energia elettrica per
il mercato vincolato. La funzione di garante comporta l’approvvigionamento dell’energia elettrica e la sua cessione alle imprese
209
distributrici. A seguito della Legge n. 239/04, a decorrere dal 1° luglio
2004 sono idonei tutti i clienti finali non domestici e dal 1° luglio 2007
saranno idonei tutti i clienti finali. Secondo le disposizioni della stessa
legge, i clienti idonei che non esercitano il diritto di recedere dal preesistente contratto di fornitura, continuano a essere approvvigionati
tramite Acquirente Unico.
Dal 1° aprile 2004, data di avvio del sistema della offerte (Borsa elettrica), Acquirente Unico approvvigiona e cede alle imprese distributrici tutta l’energia elettrica fornita ai clienti del mercato vincolato.
La determinazione dei prezzi di cessione ai distributori è effettuata
secondo i criteri stabiliti dalla Delibera AEEG n. 5/04.
Le attività inerenti l’acquisto di energia elettrica
Il fabbisogno del mercato vincolato nel 2004 è stato di 170.198 GWh
(tabella n.37), pari al 52,9% del totale nazionale.
Fabbisogno di energia elettrica nel 2004 (GWh)
Dati aggiornati al 13/04/05
Fabbisogno Totale Mercato Vincolato
GWh
GWh
(%)
Gennaio
27.487
15.296
55,6%
Febbraio
26.554
14.311
53,9%
Marzo
27.757
14.785
53,3%
Aprile
25.176
13.172
52,3%
Maggio
25.753
13.114
50,9%
Giugno
26.468
13.488
51,0%
Luglio
29.041
15.182
52,3%
Agosto
24.033
13.731
57,1%
Settembre
27.298
13.736
50,3%
Ottobre
27.432
14.009
51,1%
Novembre
27.155
14.109
52,0%
27.394
15.265
55,7%
321.548
170.198
52,9%
Dicembre
Totale
Tabella n.37
210
Quota Vincolato
Dal 1° aprile 2004, data di avvio del sistema delle offerte, AU ha iniziato ad approvvigionare tramite detto sistema il fabbisogno di
energia elettrica del mercato vincolato non coperto dalle altre
modalità di acquisto previste dal DM 19/12/03. In totale, attraverso
il sistema delle offerte, sono stati approvvigionati 62.115 GWh
(tabella n.38).
Acquisti di energia elettrica di AU nel 2004 (GWh)
Dati al 31/03/05, in attesa della determinazione del bilancio energia
Tipologie di acquisto
Gennaio-Marzo
Aprile-Dicembre
Totale
1.346
3.341
4.686
3.040
11.429
14.469
849
849
30.321
30.321
Importazioni annuali
Contratti pluriennali import
(1)
Importazioni ex Delibera
AEEG n. 85/04
Contratti bilaterali fisici
CIP6 in banda
1.921
5.809
7.730
CIP6 non assegnabile
4.310
11.949
16.258
22
22
9
9
63.727
74.344
62.115
62.115
- coperti con contratti
differenziali (CfD)
38.356
38.356
- non coperti da CfD
23.759
23.759
125.842
136.459
Energia da impianti minori
(D.Lgs. 387/03)
Energia extra-maglia
Totale acquisti al di fuori della borsa
10.617
Acquisti in borsa:
Totale
10.617
(1)
Per il 1° trimestre 2004, l’energia da contratti pluriennali è stata gestita,
anche in termini economici, da Enel SpA
Tabella n.38
Contratti di importazione annuali
Sulla base della capacità di trasporto assegnatagli dalla Delibera
AEEG n. 157/03, Acquirente Unico, a fine dicembre 2003, ha provveduto a stipulare per l’anno 2004 contratti di importazione selezionati attraverso aste competitive. Gli operatori assegnatari di tali
contratti, sulle frontiere francese, svizzera, austriaca e slovena,
hanno fornito complessivamente 4.686 GWh.
211
Acquisizione di energia a fronte di contratti di importazione
pluriennali
Ad Acquirente Unico è stata trasferita, secondo quanto previsto dal
Decreto del Ministro delle Attività Produttive 19 dicembre 2003,
l’energia elettrica dei contratti pluriennali di importazione stipulati
dall’Enel prima del 19 febbraio 1997, per un quantitativo complessivo nel 2004 di 14.469 GWh.
Importazioni di cui alla Delibera 85/04
Le clausole di interrompibilità e modulabilità del contratto pluriennale di importazione di elettricità tra ENEL ed EdF, permettono al
fornitore EdF di ridurre a propria discrezione le quantità fornite
giorno per giorno. Nel corso del mese di giugno l’AEEG ha destinato all’Acquirente Unico, con la Delibera 85/04, per la rimanente
parte dell’anno 2004, l’utilizzo della capacità di trasporto disponibile per effetto dell’esercizio di tali clausole contrattuali. A seguito di
tale Delibera, Acquirente Unico ha provveduto a stipulare un contratto di fornitura con EdF Trading Limited. L’energia elettrica
importata, nel 2004, è stata di 849 GWh.
Contratti bilaterali fisici
Nel mese di marzo 2004, Acquirente Unico ha svolto un’asta al ribasso
rispetto al PGn (Prezzo di Generazione nazionale) per l’assegnazione di
contratti bilaterali fisici per complessivi 4.800 MW, cioè nei limiti del
25% della domanda del mercato vincolato prevista nell’anno, come fissato negli indirizzi del Decreto MAP del 19 dicembre 2003. L’intero
quantitativo oggetto della gara è stato assegnato a 11 operatori che,
dal 1° aprile al 31 dicembre 2004, hanno fornito 30.321 GWh.
Energia CIP6
Con la Delibera n. 13/04, sulla base del Decreto 29/01/04 del Ministro
delle Attività Produttive, l’AEEG ha disposto, per il 2004, l’attribuzione ad Acquirente Unico di una quota di 880 MW, pari al 20% delle
bande di durata annuale della capacità produttiva assegnabile di
energia CIP6. Ciò in considerazione di una equa ripartizione tra mercato libero e vincolato, come anche sancito dalla decisione del
Consiglio di Stato del 4/02/03. Il fabbisogno di energia elettrica,soddisfatto attraverso l’energia CIP6 in banda, è stato, nel 2004, di 7.730
212
GWh. Inoltre, con la stessa Delibera n. 13/04, ad Acquirente Unico è
stata attribuita, fino al 30/06/04, la capacità produttiva cosiddetta
“non assegnabile”, in quanto non programmabile neppure su base
statistica. L’attribuzione al mercato vincolato è stata prorogata dal 1°
luglio al 31/12/04, per effetto della Delibera AEEG 79/04.
Il fabbisogno di energia elettrica soddisfatto attraverso l’energia
CIP6 cosiddetta “non assegnabile” è stato, nel 2004, di 16.258 GWh.
Energia da impianti minori e da fonti rinnovabili (Decreto
legislativo 387/03)
Il Decreto legislativo n. 387/03 prevede per gli impianti di generazione alimentati da fonti rinnovabili con potenza inferiore a 10 MVA e
per gli impianti di qualsiasi potenza alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili, la possibilità di richiedere al Gestore della rete (di
norma il distributore) il ritiro dell’energia prodotta. L’apporto di questa tipologia di approvvigionamento alla copertura del fabbisogno del
mercato vincolato è stato di circa 22 GWh.
Energia cosiddetta extra-maglia
Acquirente Unico ha il compito, svolto da Enel S.p.A. fino al
31/03/04, di assicurare la fornitura di energia a particolari utenze
elettriche non connesse con la rete italiana. In tali casi la fornitura
avviene tramite distributori o produttori esteri. Nel 2004
l’Acquirente Unico ha acquistato da distributori e produttori esteri
che alimentano tali utenze energia elettrica per circa 9 GWh.
La copertura dal rischio di prezzo
Ai fini della stabilizzazione del prezzo di cessione dell’energia elettrica
alle imprese di distribuzione, AU ha stipulato, tramite procedure
d’asta a evidenza pubblica, contratti differenziali con operatori di
mercato dei punti di dispacciamento in immissione, per la copertura dal rischio di prezzo relativamente agli acquisti nel sistema delle
offerte. La tipologia di contratti differenziali adottata è quella “a
due vie”, che impegnano la controparte di Acquirente Unico a corrispondere la differenza, se positiva, tra prezzo di mercato (detto
prezzo spot) e prezzo definito dal contratto (detto prezzo strike).
Viceversa, Acquirente Unico si impegna a corrispondere alla contro-
213
parte la differenza se negativa. I contratti stipulati per il 2004, a
seguito di quattro successive aste, hanno coperto 38.356 GWh dei
totali 62.115 GWh acquistati in borsa.
I costi di approvvigionamento dell’energia elettrica
Nell’anno 2004 i costi di approvvigionamento sono stati di 8.237,6
Mln€ (tabella n.39). Nel periodo aprile-dicembre 2004, il costo è
stato pari a 7.863,3 Mln€, di cui 7.185,1 Mln€ per “costi energia”
(importazioni, energia CIP6, altri contratti bilaterali fisici, acquisti in
borsa, e altri costi associati quali i contratti differenziali e i Certificati
Verdi), e 678,2 Mln€ per oneri di dispacciamento e servizi.
Costi dell’energia elettrica nel 2004 (milioni di euro)
Costi
Gennaio-Marzo Aprile-Dicembre
Import annuale
47,3
Totale
114,3
161,6
595,0
595,0
51,2
51,2
1.537,9
1.537,9
895,2
1.219,5
Acquisti c.d. extra-maglia
1.,2
1,2
Acquisto energia elettrica
ex D.Lgs. 387/03 (impianti minori)
0,3
0,3
3.844,3
3.8443
128,2
128,2
Energia a fronte di import pluriennale
Import annuale ai sensi
della Del. AEEG n. 85/04
Contratti bilaterali
CIP6
324,3
Acquisti nel sistema delle offerte (scambio)
Contratti per differenza
Certificati Verdi
2,2
Corrispettivi per l'assegnazione
dei diritti d'utilizzo della capacità
di trasporto Del. 168/03 All.A Art.35.2
Totale costi energia (a)
Costi di dispacciamento e servizi GRTN (b)
Totale (a) + (b)
7,1
(1)
10,3
10,3
373,9
7.185,1
7.558,0
0,4
678,2
678,6
374,3
7.863,3
8.237,6
(1)
Include un ammontare di 7.800.151 euro, quale accantonamento a fondo oneri per
acquisto di Certificati Verdi.
Tabella n.39
214
9,3
Le attività inerenti le funzioni di vendita
L’insieme delle imprese distributrici rifornite da AU è costituito da 29
distributori di riferimento (cioè allacciati alla rete di trasmissione
nazionale) e 126 “sottesi” (ossia non allacciati alla RTN, ma alla rete
del distributore di riferimento). Nel primo trimestre 2004, dopo
un’ampia consultazione con tali operatori, AU ha predisposto un contratto tipo per la cessione di energia elettrica per il mercato dei clienti vincolati, approvato dall’AEEG con la Delibera 78/04.
Il contratto prevede che l’impresa distributrice sia responsabile della
misura e del calcolo dell’energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato. Per l’acquisizione di tali misure, Acquirente Unico ha
predisposto tre modelli di bilancio mensile: il primo, utilizzato fino al
mese di riferimento di giugno 2004; il secondo, utilizzato a partire dal
mese di luglio 2004, ossia dall’avvio del cosiddetto Load Profiling, e
infine un modello per quantificare il conguaglio annuale. Per ogni
mese di competenza, AU ha reso disponibile agli operatori interessati,
mediante il proprio sito Internet, il prezzo di cessione dell’energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, calcolato secondo i criteri fissati dalla Delibera AEEG n. 05/04 (figura
n.58). Tenendo conto di tali valori, l’AEEG ha potuto aggiornare trimestralmente la tariffa elettrica per i clienti vincolati, contenendo l’impatto degli aumenti dei prezzi dell’energia elettrica sui quali nel periodo di riferimento hanno gravato i crescenti costi dei combustibili.
215
Prezzi medi di cessione nel 2004
Media
Dicembre
Novembre
Ottobre
Settembre
Agosto
Luglio
Giugno
Maggio
Aprile
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
I prezzi sopra indicati includono gli oneri di dispacciamento e le componenti CD, INT e D
Figura n.58
Analisi del bilancio 2004
Nella tabella seguente vengono riportati i principali indici economici, finanziari e patrimoniali di Acquirente Unico nel 2004. Il confronto con il 2003 non è significativo in quanto Acquirente Unico è operativo dal 1° gennaio 2004.
216
Principali indicatori dell’attività di Acquirente Unico nel 2004
Dati economici
Valore della produzione
Milioni di euro
8.288,3
Costo del lavoro
2,0
Margine operativo lordo
8,3
Risultato operativo
0,1
Utile netto
2,9
Dati patrimoniali e finanziari
Totale delle attività patrimoniali
1.720,0
Immobilizzazioni nette
1,2
Capitale sociale
7,5
Patrimonio netto complessivo
10,4
Disponibilità (indebitamento) finanziaria netta
30,5
Consistenza media del personale (n.)
35
Tabella n.40
Attività per la copertura del fabbisogno del mercato
vincolato nel 2005
Relativamente al fabbisogno del mercato vincolato del 2005, il
Decreto MAP del 17/12/04 ha confermato l’attribuzione della
capacità di importazione riservata all’esecuzione dei contratti pluriennali (1.400 MW dalla Francia e 600 MW dalla Svizzera), e di
una quota del 26% della disponibilità assegnabile da parte del
GRTN.
In base a quest’ ultima attribuzione, in data 28/12/04 AU ha svolto un’asta per l’assegnazione di contratti di importazione annuali
in banda per un totale di 497 MW. Tale capacità di importazione, a
seguito dell’entrata in esercizio commerciale della linea di interconnessione “S. Fiorano - Robbia”, dal 23/01/05, è aumentato a 601
MW. Inoltre il MAP, con Decreto 24/12/04, ha previsto l’assegnazione
ad Acquirente Unico di diritti CIP6 per una quantità, costante in tutte
le ore dell’anno, di 2.320 MW, pari al 40% del totale assegnato.
Dal 1° gennaio 2005, con l’avvio della domanda attiva, Acquirente
217
Unico è diventato soggetto attivo nella formulazione delle proprie
richieste giornaliere di acquisto, elaborate in base alle previsioni per i
giorni successivi, al netto dei contratti di importazione e dell’assegnazione di energia CIP6.
Per la copertura dal rischio di prezzo relativo agli acquisti in borsa per
il 2005 sono state effettuate quattro aste. La tipologia è stata quella dei
contratti differenziali “a una via”, con opzione di estensione della
durata al 2006 e al 2007. Il venditore di CfD a una via è tenuto a corrispondere ad Acquirente Unico la differenza, se positiva, tra prezzo spot
e prezzo di riferimento (strike), contro il pagamento, da parte dello
stesso Acquirente Unico, di un premio fisso. Nel complesso sono stati
assegnati alle controparti 17.725 MW di contratti differenziali.
218
Conclusioni
Il mercato dell’energia in Italia si appresta ad affrontare due sfide
fondamentali: un’ulteriore tappa del processo di liberalizzazione e
la promozione delle fonti rinnovabili. Sul fronte della liberalizzazione, diventa fondamentale introdurre meccanismi di mercato capaci
d’incentivare gli investimenti nella produzione e di proteggere gli
operatori dalla volatilità del mercato. È in questa direzione che si
evolve il sistema, coinvolgendo tutte e tre le società del gruppo:
GRTN, GME e AU.
Sul fronte delle rinnovabili, core business del GRTN dopo il trasferimento a Terna delle attività di trasmissione e dispacciamento,
l’Italia attende ancora una vera accelerazione. Le agevolazioni da
mercato assistito del sistema CIP6, pensato per incentivare le fonti
rinnovabili ma anche per sbloccare il monopolio allora vigente,
stanno arrivando gradatamente a scadenza. La progressiva riduzione degli incentivi CIP6 in favore dei Certificati Verdi introdurrà un
sistema di mercato non più tariffario e pianificato nel sostegno di
queste fonti. Venduti dagli impianti qualificati IAFR, i Certificati
Verdi possono essere acquistati dai produttori di energia elettrica
realizzata con fonti convenzionali, per adempiere all’obbligo
annuale di produrre energia generata da fonti rinnovabili. Insieme
ai Certificati Bianchi (i Titoli di efficienza energetica emessi per certificare la riduzione dei consumi, che possono essere acquistati per
adempiere all’obbligo annuale di risparmio energetico), i Certificati
Verdi rappresentano uno strumento flessibile d’incentivo alla salvaguardia ambientale, rivolto alle aziende che operano nel settore
energetico. Della gestione dei mercati dove vengono contrattati i
Certificati Verdi e i titoli di efficienza energetica si occupa il GME.
Con la piena operatività della borsa elettrica (Ipex), inoltre, il GME
sta avviando anche un mercato di contratti a termine sull’energia, il
Bipex (Block Italian Power Exchange), che consentirà agli operatori
di negoziare anticipatamente, a un dato prezzo, forniture future di
energia elettrica. L’affiancamento delle vendite sul mercato spot
con contratti a termine avvicina così la borsa elettrica italiana al
modello ideale del Nord Pool, dove ormai si scambiano prevalentemente strumenti finanziari derivati. Il GME organizzerà e gestirà il
219
nuovo mercato per venire incontro alle esigenze più volte espresse
dagli operatori della borsa elettrica, conformandosi alle linee d’intervento suggerite congiuntamente dall’Autorità per l’energia e
dall’Antitrust per favorire un assetto concorrenziale della domanda
di energia. L’avvio di un sistema di negoziazione dedicato allo scambio di blocchi di energia elettrica permetterà agli operatori di elaborare strategie di acquisto maggiormente reattive al prezzo, facilitando la partecipazione attiva della domanda in borsa e favorendo l’accesso di un numero maggiore di operatori.
Anche per l’Acquirente Unico si prospetta una crescente sofisticazione delle modalità di acquisto di energia per il mercato vincolato. Non essendoci fino ad oggi in Italia un mercato dei future, l’AU
ha provveduto in proprio sia a definire i prodotti finanziari da
acquistare, sia a gestire le procedure competitive per la selezione
dei fornitori. Ora che il GME si appresta a sviluppare un mercato dei
contratti a termine, anche il sistema negoziale di AU si evolve: per
esempio punta a sviluppare strumenti di garanzia contro il rischio
d’insolvenza delle controparti, che ancora non esistono. In questo
modo l’Acquirente Unico assume un ruolo determinante nel sistema
italiano dove rappresenta un forte elemento di competitività del prezzo sul mercato vincolato rispetto al mercato libero.
220
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222
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