mercoledì, giugno 29, 2011

Effetto del fotovoltaico sulla bolletta elettrica

Il fotovoltaico ha fatto negli ultimi tempi notevoli passi in avanti nella competitività economica rispetto ad altre fonti energetiche, ma occorre anche valutare il costo a carico del sistema elettrico nazionale legato alla necessità di impegnare alcune centrali elettriche convenzionali al minimo della potenza per rispondere velocemente a brusche variazioni di potenza rinnovabile. In questo puntuale articolo, disponibile anche sul sito di Aspoitalia, Domenico Coiante mette nel conto del kWh fotovoltaico anche questo fattore.

Scritto da Domenico Coiante


Introduzione


Tempo addietro è comparsa sulla stampa la notizia che nei prossimi 20 anni il fotovoltaico e le altre fonti rinnovabili e assimilate con le loro incentivazioni costeranno complessivamente agli utenti sulla bolletta elettrica circa 120 miliardi di euro, cioè circa 6 miliardi all’anno. Naturalmente, la notizia ha suscitato allarme e indignazione nell’opinione pubblica con pesanti pressioni presso il governo perché provvedesse a ridurre i sussidi in particolare al fotovoltaico, indicato erroneamente come il principale responsabile delle enormi spese. Questo clima d’allarme ha prodotto come risultato il decreto ministeriale del 4° Conto Energia con tariffe incentivanti più basse del 20-25% rispetto alle precedenti e smorzate progressivamente nel tempo per i nuovi impianti.


Proviamo a verificare le cifre di questo allarme. Nel 2010 la potenza fotovoltaica, complessivamente istallata, era di 3470 MWp (leggere qui). Fissiamo l’attenzione su questi impianti e seguiamone la produzione energetica nel tempo. La produttività media degli impianti in Italia è di circa 1200 kWh/kW, per cui saranno prodotti annualmente circa 4,2 TWh fotovoltaici, a cui sarà attribuito un incentivo totale (tariffa media tra le varie tipologie d’impianto = 300 €/MWh, CE vigente nel 2010) di circa 1,26 miliardi di €/anno per i prossimi venti anni. Anche se la potenza prevista dal piano governativo aumenterà di ulteriori 3000 MWp nei prossimi anni, siamo ben lontani dalla cifra che è stata sbandierata. In ogni caso, nei vari commenti che hanno accompagnato la campagna di stampa è passata per vera l’affermazione che le incentivazioni fanno salire la bolletta elettrica degli utenti in misura pari alla loro entità. Ed è soprattutto questo concetto che ha provocato la reazione indignata dell’opinione pubblica. Si è trattato di un tipico equivoco dovuto alla cattiva informazione, poiché, come già un altro lavoro ha cercato di chiarire (leggere qui), il peso delle incentivazioni si traduce in bolletta mediante un meccanismo indiretto, che ne attenua l’effetto, potendo arrivare in qualche caso addirittura ad abbassarne il costo.
In questo lavoro proveremo a verificare i risultati precedenti, utilizzando un modello di riferimento più completo, in modo da approssimare meglio l’impatto sulla bolletta delle incentivazioni erogate ai produttori fotovoltaici.

Prezzo del kWh in rete
Il grafico di Fig.1 rappresenta l’andamento tipico del prezzo di acquisto del kWh da parte della rete elettrica nazionale in un giorno feriale, nella fattispecie martedì 3 maggio 2011.

Quel giorno, il prezzo è variato da un minimo di 47 €/MWh nelle ore notturne fino ad un massimo di circa 99 €/MWh nelle ore di punta della mattina. Il prezzo medio è stato di 72 €/MWh (linea nera orizzontale). Per questioni esemplificative, che appariranno chiare in seguito, supponiamo che, in quel particolare giorno, il contributo da parte dei sistemi fotovoltaici sia stato praticamente trascurabile.
La successiva Fig.2 mostra il grafico corrispondente dei volumi di MWh scambiati sul mercato elettrico nello stesso giorno.

Si vede chiaramente come il prezzo possa variare seguendo il volume delle vendite, che, a sua volta, è determinato dal tracciato orario della richiesta di elettricità degli utenti. Questa è stata massima, intorno ai 43000 MWh, nelle ore di punta e minima, intorno ai 26000 MWh, nelle ore notturne. In ogni caso, la richiesta oraria d’elettricità non è scesa mai sotto i 26000 MWh.
Si possono identificare tre fasce di richiesta, che si sovrappongono nel corso della giornata. La prima è quella sempre presente di circa 26000 MWh, che costituisce il cosiddetto carico di base. A questa si va a sommare gradualmente, a partire dalle prime ore della mattina, una fascia intermedia, detta del carico medio, a cui si sovrappongono i picchi di richiesta della mattina e del pomeriggio, detti carichi di punta.
Responsabile di far combaciare nel tempo la fornitura d’elettricità con le esigenze degli utenti è il Gestore dei Sistemi Elettrici (GSE), a cui è affidato il sistema d’immissione nella rete elettrica nazionale e di regolazione dei flussi d’energia provenienti dai vari generatori in connessione. Nell’odierna situazione di liberalizzazione, gli impianti di produzione elettrica sono di proprietà privata, mentre la rete di distribuzione ed i sistemi di smistamento (dispacciamento), misurazione e controllo del flusso energetico sono rimasti pubblici. Dal GSE, sotto la supervisione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas, dipende anche la fatturazione dei costi sostenuti dall’intero sistema elettrico nei confronti dell’utente finale, cioè la determinazione delle varie voci di spesa presenti nella bolletta degli utenti.


Per capire, grossolanamente, come avviene l’intero processo, conviene far riferimento allo schema sommario, riprodotto in Fig.3. Esso è basato, per semplicità, su un’analogia idraulica dei flussi energetici. La rete di distribuzione è schematizzata in un solo blocco, a cui affluiscono i contributi dei diversi tipi di generatori e da cui si diparte l’elettricità diretta alle varie utenze, anch’esse rappresentate da un solo blocco.




Partiamo dagli utenti. I dati della richiesta di energia pervengono istante per istante al sistema di controllo e dispacciamento, che provvede a regolare i “rubinetti” d’immissione nella rete elettrica dei flussi d’energia provenienti dai generatori convenzionali, attingendo da quelli dedicati rispettivamente alle diverse fasce di richiesta del carico. Per lo scopo di questo lavoro, come si capirà meglio nel seguito, l’idroelettrico, il geotermoelettrico e le biomasse sono considerati all’interno dei blocchi rappresentativi dei generatori convenzionali delle due fasce più alte, in quanto si tratta di sorgenti di energia programmabili, non casualmente intermittenti.
I flussi provenienti dai generatori fotovoltaici e dalle altre nuove fonti rinnovabili intermittenti sono immessi direttamente in rete senza subire alcuna modulazione perché godono per legge della priorità di dispacciamento.
Il sistema di controllo fa in modo che l’energia totale immessa in rete corrisponda istante per istante a quella richiesta dagli utenti nell’arco della giornata ed è per questo che, oltre a regolare i “rubinetti”, esso programma fin dal giorno prima l’istante d’accensione dei vari generatori e la durata del loro intervento. Risulta, perciò, definita fin dal giorno prima la quantità di kWh che ciascun generatore dovrà fornire ed è stabilito, mediante gara al ribasso1 il prezzo della fornitura. Questo tipo di trattative si svolge il giorno prima della fornitura ed è detto perciò “mercato del giorno prima”. Vengono abilitati a fornire energia quei generatori che offrono il prezzo più basso1.
Un altro aspetto importante, di cui si deve tenere conto, è che gli utenti non solo richiedono la quantità di energia di cui abbisognano, ma chiedono anche che tale energia sia fornita a tensione e frequenza costanti. Detto in altri termini, essi richiedono anche la garanzia del mantenimento, da parte della rete, del livello di potenza.
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1Nota
In realtà, nel Mercato Elettrico italiano viene usato il sistema di aggiudicazione detto del “prezzo marginale”, le cui modalità sono abbastanza complicate da spiegare e che non premiano il prezzo più basso in assoluto. Tuttavia, i termini imprecisi qui usati rendono concettualmente più immediata la comprensione del meccanismo d’azione dell’offerta di energia rinnovabile sulla formazione del prezzo. Per chi ne volesse sapere di più sul funzionamento del mercato elettrico consigliamo la lettura edificante del cap.2 del testo di S. Zabot e C. Monguzzi intitolato “Illusione Nucleare”, Ed. Melampo 2011

La bolletta elettrica


Entriamo ora nei particolari fissando la nostra attenzione sulle ora di punta mattutina. Dal grafico di Fig.2 si può vedere, ad esempio, che alle 11 di mattina la richiesta d’energia è: E11 = 43000 MWh. Il GSE dovrà pertanto provvedere ad acquistare questa quantità di energia dai produttori con i quali ha stabilito contratti di fornitura già dal giorno prima. Dovrà anche assicurare agli utenti un livello di potenza adeguato, che durante l’ora di fornitura sarà pari ad almeno P11 = 43000 MW, misurati in totale sulle apparecchiature di utenza. Naturalmente la potenza complessiva dei generatori a “bocca di centrale” sarà un po’ più grande di questo valore dovendo tenere conto degli autoconsumi degli impianti e delle perdite di trasmissione fino agli utenti.
Per comodità esplicativa, supponiamo che si verifichi il caso limite peggiore: in quel momento il cielo è nuvoloso su tutta l’Italia e non tira vento. Segue che tutta l’energia richiesta dovrà essere fatta affluire attingendola dai generatori delle tre fasce, perché dalle fonti rinnovabili intermittenti non giunge alcun kWh (o molto pochi).
La spesa per l’acquisto dell’energia sostenuta dalla rete durante quell’ora sarà pertanto:

S11 = V11*E11

Dove V11 è il prezzo unitario, mediato rispetto ai contributi delle tre fasce, pagato dalla rete ai produttori così come è stato fissato dall’asta del giorno prima e come risulta dal grafico di Fig.1.
A questa spesa occorre aggiungere la quota oraria dei costi di gestione dell’intero sistema della rete, che indicheremo come G11, cosicché avremo per la spesa totale oraria ST11:

ST11 = S11 + G11 = V11*E11 + G11

Il recupero di questa spesa avviene mediante l’emissione della bolletta elettrica a carico di tutti gli utenti, a cui pertanto il kWh consumato nell’ora considerata viene a costare (tasse ed altri balzelli esclusi):

CkWh(h 11) = ST11/E11 = V11 + G11/ E11

Quindi, ora per ora, il costo del kWh in bolletta agli utenti è determinato dal prezzo pagato dalla rete ai produttori più la quota aggiuntiva di rimborso delle spese di gestione del sistema elettrico. Poiché il prezzo orario, V, varia a seconda dell’andamento della domanda e dell’offerta sul mercato elettrico, il costo del kWh per l’utente varia di conseguenza. Il costo giornaliero medio si ottiene dalla somma dei costi orari mediata sulle 24 ore.

Effetto dell’energia intermittente sul prezzo


Siamo ora in grado di osservare che cosa avviene per l’immissione dell’elettricità intermittente nella rete elettrica.
Cominciamo dal mercato del giorno prima. Pur essendo aleatoria la quantità esatta di energia che potrà arrivare dalle fonti rinnovabili, potremo tuttavia predire con una certa probabilità di successo l’immissione in rete di un quantitativo d’elettricità oraria sulla base delle previsioni meteorologiche.
Quindi, essendo prioritaria l’accettazione in rete di questo quantitativo, la domanda d’energia rivolta ai generatori convenzionali sarà più bassa che nel caso precedente. Di conseguenza, il prezzo d’acquisto che emergerà dalla contrattazione sarà generalmente minore.
Per comodità d’esposizione, fissiamo l’attenzione sulle ore 11 del picco mattutino e supponiamo il caso migliore: giornata limpida e assolata, ma non ventosa. In tali condizioni, la maggior parte della potenza fotovoltaica sarà a pieno regime e quindi ci sarà un rilevante afflusso d’elettricità da parte di questa fonte con energia e potenza, che indicheremo rispettivamente con Everde e Pverde.
La richiesta del carico è rimasta quella del caso precedente: energia totale = E11, potenza complessiva = P11. Ora però tale richiesta viene soddisfatta da due contributi:

E11 = Everde + Erossa
P11 = Pverde + Prossa

Dove Erossa e Prossa sono rispettivamente le quantità di energia e di potenza provenienti dai generatori convenzionali.
Ricordiamo che ci troviamo in pieno periodo di punta. Quindi, come sopra accennato, la presenza della quantità Everde ha causato una significativa riduzione della richiesta di elettricità “rossa”. Il volume dell’offerta da parte dei generatori convenzionali è restato pressappoco invariato, per cui il calo della domanda si traduce in un abbassamento del prezzo precedentemente pagato dal GSE, che in queste ore raggiungeva il massimo di 99 €/MWh.
Supponiamo che il nuovo prezzo pagato per l’energia sia divenuto ora V11’, con (V11’ < V11).


La spesa per l’acquisto dell’energia da parte della rete diviene:


S11’ = V11’*Erossa + (V11’+ Vinc)*Everde


Dove Vinc è il costo unitario dell’incentivo governativo erogato ai produttori.


La spesa totale sostenuta dal GSE, ( ST’), sarà:


ST11’ = V11’*(Erossa+ Everde) + (Vinc)*Everde + G11’


Dove, come vedremo, anche il costo di gestione della rete assume un valore, G11’, diverso dal caso precedente a causa della presenza delle fonti rinnovabili intermittenti.


Il nuovo costo del kWh in bolletta varrà:


CkWh’ = (ST11’/E11) = V11’ + (Vinc)*(Everde/E11) + (G11’/ E11)


A questo punto sorge la domanda: “Questo nuovo costo sulla bolletta degli utenti è maggiore o minore del caso precedente?” In altri termini: “Quanto costa realmente agli utenti la presenza delle fonti rinnovabili intermittenti in rete?”


Confrontiamo la spesa sostenuta dalla rete in assenza di contributo verde con quella in presenza del contributo verde valutando le condizioni perché le due grandezze siano uguali.


V11’*E11 + (Vinc)*Everde + G11’ = V11*E11 + G11


Cominciamo con introdurre un’ipotesi grossolana esemplificativa. Supponiamo in prima approssimazione che i costi di gestione della rete siano uguali nei due casi. Cioè:


G11 = G11’


Allora potremo scrivere:


(V11- V11’)*E11 = (Vinc)*Everde


Il primo termine dell’uguaglianza rappresenta il risparmio di spesa dovuto all’effetto di abbassamento del prezzo per la presenza del fotovoltaico, il secondo termine è invece la spesa totale sostenuta per le incentivazioni. Pertanto, i due termini si equivalgono solo se il differenziale di prezzo raggiunge il valore:


§V = (V11- V11’) = (Vinc)*(Everde/E11)


In questo caso, il recupero di valore sull’acquisto dei kWh permette di compensare la spesa sostenuta per le incentivazioni e questa voce di costo non grava per nulla sulla bolletta degli utenti. Naturalmente, se il valore recuperato fosse minore, rimarrebbe una parte di spesa per le incentivazioni da recuperare in bolletta, ma si tratterebbe comunque solo di una parte perché è innegabile che la presenza dei kWh fotovoltaici produce l’effetto di abbassamento del prezzo di mercato. Con tutta la cautela dovuta alla schematizzazione del caso, proviamo a mettere alcuni dati nelle formule. Secondo i dati del GSE, la potenza fotovoltaica, istallata nel 2010 era rispettivamente di 3470 MWp. Alle 11 di mattina del nostro giorno assolato del 2011, possiamo supporre che tutta questa potenza stia lavorando al massimo e che, quindi, nell’ora indicata sia immessa in rete una quantità di energia fotovoltaica Everde = 3470 MWh.


Dato che la richiesta oraria totale è di 43000 MWh, il rapporto (Everde/E11) = 0,087. Inoltre, dal grafico di Fig.1 sappiamo che V11 = 99 €/MWh, mentre per l’incentivo assumiamo un valore medio del CE di circa 300 €/MWh. Avremo:


§V = (Vinc)*(Everde/E11) = 300*0,087 = 26,1 €/MWh Cioè:


V11’ = (V11 - 26,1) = 72,9 €/MWh


Come si può vedere, questo valore è più alto del prezzo della fascia del carico di base (47 €/MWh) ed è all’incirca vicino al prezzo della fascia del carico medio. Se il nuovo prezzo spuntato dal GSE nell’asta del giorno prima fosse pari a questo valore, ne seguirebbe che la bolletta degli utenti non si accorgerebbe della presenza delle incentivazioni. In pratica, il ribasso causato dalla presenza del fotovoltaico pareggerebbe il costo delle incentivazioni. Se poi il GSE riuscisse a spuntare un prezzo di acquisto più basso, allora il nuovo costo in bolletta per gli utenti sarebbe più vantaggioso. Solo nel caso in cui il prezzo d’acquisto fosse più alto di 72,1 €/MWh, allora la bolletta degli utenti aumenterebbe a causa della presenza delle incentivazioni, ma in misura minore del valore dei sussidi, a meno di non voler negare completamente l’effetto calmierante dell’immissione in rete dell’energia fotovoltaica.


Incremento del costo di gestione della rete


Il conto che abbiamo svolto attiene ad una sezione oraria dell’andamento giornaliero del diagramma di carico. Esso ha riguardato soltanto ciò che può accadere in una particolare ora della mattina e l’estensione all’intera giornata non è affatto semplice ed ancora più complicato è ripetere il calcolo nel corso dell’intero anno. Tuttavia, l’aspetto parziale esaminato ci ha consentito di acquisire il concetto fondamentale che il ruolo economico delle incentivazioni è più complesso del puro aspetto aritmetico finora dato per scontato. Una trattazione più completa di questo argomento può essere letta nel lavoro già citato di F. Meneguzzo. Sempre nei limiti della nostra schematizzazione, esaminiamo ora un aspetto che può contribuire a chiarire meglio la situazione, completando l’analisi precedente. Vediamo come il risultato può cambiare in relazione al ruolo che possono giocare i costi di gestione della rete nel caso della presenza delle fonti intermittenti. In altri termini, nel caso reale, l’ipotesi assunta sopra (G11 = G11’) non è vera. Purtroppo, in pratica, si verifica che:


G11’ > G11


Cioè, la presenza delle fonti intermittenti aumenta le spese di gestione della rete.
La spiegazione rigorosa di questo effetto, da sola, richiederebbe una trattazione lunghissima. Per il nostro scopo, ci basta sviluppare alcune considerazioni qualitative. Nel funzionamento normale della rete, quando non sono presenti fonti intermittenti, il gestore è particolarmente attento al caso delle fluttuazioni impreviste dei carichi, a cui egli deve comunque far fronte modulando opportunamente la potenza dei generatori veloci al fine di assicurare agli utenti il livello costante di potenza. Per tale motivo, alcuni generatori sono fatti lavorare al di sotto della loro massima potenza, tenendoli ad una quota percentuale più bassa rispetto al massimo. Ciò implica che la richiesta normale del carico è soddisfatta lasciando un margine di potenza pronta, ma non sfruttata, detta margine di riserva, in modo che, all’occorrenza, sia possibile fronteggiare eventuali richieste improvvise del carico facendo ricorso a tale margine. In condizioni normali, la riserva di potenza non produce kWh, ma contribuisce ugualmente ai costi fissi di produzione che il GSE deve riconoscere ai produttori elettrici. Per tale motivo, il margine di potenza è tenuto sempre al minimo possibile, in pratica esso può arrivare intorno al 3-5%.
Questo costo è considerato all’interno del costo generale di gestione della rete e quindi, nel nostro caso orario, esso si trova all’interno del parametro G11.


La presenza delle fonti intermittenti è vista dal sistema di controllo della rete alla stessa stregua delle fluttuazioni impreviste del carico, con la sola differenza della maggiore ampiezza. Pertanto, per fronteggiare l’eventuale mancanza improvvisa della potenza intermittente, occorre aumentare adeguatamente il margine della potenza di riserva. In conclusione, la connessione in rete dei generatori intermittenti fa aumentare le spese di gestione del sistema elettrico a causa della necessità di tenere un certa quantità di potenza convenzionale attiva, ma non produttiva. La quantificazione di questo concetto è materia di accese discussioni tra i sostenitori ed i detrattori delle fonti intermittenti. La versione più svantaggiosa arriva a considerare la necessità di tenere di riserva una quantità di potenza convenzionale pari a quella delle fonti intermittenti. Senza arrivare a questo caso estremo che farebbe lievitare enormemente i costi, in ogni caso, dobbiamo ammettere che la sicurezza della rete richiede la presenza di un certo numero di generatori convenzionali veloci, tenuti in funzione e pronti a compensare eventuali mancanze improvvise della potenza immessa dalle fonti rinnovabili. La spesa dovuta ai costi fissi di tali generatori fa aumentare il costo di gestione della rete e l’incremento deve essere considerato a carico delle fonti intermittenti. Ciò ha come conseguenza che possiamo ritenere valida la disuguaglianza G11’ > G11, cosa che porta alla nuova condizione generale:

(V11 - V11’)*E11 = (Vinc)*Everde + (G11’- G11)

Il risparmio ottenuto attraverso l’abbassamento del prezzo di acquisto (primo termine) deve ora compensare, oltre alla spesa per le incentivazioni (secondo termine), anche il differenziale di spesa di gestione della rete dovuto alla presenza delle fonti intermittenti (terzo termine).
Pertanto, solo nel caso che sia valida l’uguaglianza precedente, la bolletta degli utenti non subisce una maggiorazione di spesa per la presenza delle rinnovabili e delle relative incentivazioni. Di sicuro, se questo evento aveva una certa probabilità di verificarsi nel caso particolare della parità tra i due costi di gestione della rete, ciò diviene molto improbabile nel caso più generale di maggiorazione di questo costo per la presenza delle fonti intermittenti.
La quantificazione di questa aggiunta di costo impone la conoscenza esatta oraria e giornaliera della configurazione completa della rete con il tipo ed il numero dei generatori tenuti di riserva e la programmazione del loro impiego. Purtroppo, queste informazioni non sono facilmente accessibili ai non addetti ai lavori, come noi siamo, e il loro reperimento ci porterebbe lontano dal concludere.
La conclusione di questo lavoro, sicuramente non esaustivo, suggerisce l’opportunità di analizzare più accuratamente tutti gli elementi che concorrono al bilancio costi-benefici prima di emettere un giudizio definitivo sull’interazione tra le fonti rinnovabili intermittenti e la bolletta degli utenti.

2 commenti:

andrea ha detto...

Andrea Mansoldo

un articolo nella sua cristallina semplicita' molto significativo come risposta alla sig. Corazza di AEEG che aveva criticato le obiezioni riguardo al comunicato recente che per la prima volta esplicitamente attribuiva al rinnovabile la maggior causa degli aumenti in bolletta.
Ovviamente AEEG e' capace di fare questi ragionamenti ed il comportamento e' da considerarsi vieppiu' poco trasparente.
Alcune precisazioni riguardo alle transazioni:
GSE e' solo preposto alle rinnovabili e al pagamento di incetivi ed emissioni legati ad esse.
Terna ha il compito della gestione tecnica delle transazioni di potenza decise dal GME, Gestore del mercato.

A supporto di calcoli piu' raffinati con analoga conclusione vorrei segnalare tale report:

http://www.seai.ie/Publications/Statistics_Publications/Energy_Modelling_Group/Impact_of_Wind_Generation_on_Wholesale_Elec_Costs/Impact_of_Wind_Generation_on_Wholesale_Electricity_Costs_in_2011.pdf

di un calcolo analogo sulla rete Irlandese, considerando in questo caso il diagramma annuale delle curve di carico e di vento (ip. 2009) ove si evince che il costo complessivo, si equivale nella strategia convenzionale ed in quella rinnovabile.
In questo caso gioca a favore l'incentivo sull'eolico Irlandese fissato a 57 Euro/MWh in 2005 ed indicizzato (n.b. incentivo NON si aggiunge al prezzo di mercato).
Sono stati in questo caso considerati anche tutti gli extra costi legati ai servizi di rete ed in particolare alla necessita' di maggior riserva e servizi ancillari in genere per il caso Rinnovabile.

Andrea Mansoldo

Essence ha detto...

Sarebbe possibile quantificare il costo aggiuntivo in bolletta attribuibile alla mancata riduzione delle emissioni di CO2 (con multe relative)?