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Electricity market performance under physical constraints

Electricity market performance under physical constraints. Il punto di vista dei produttori Antonio Livrieri Direttore Tecnico Assoelettrica Torino, 25 settembre 2007. ASSOELETTRICA. Associazione nazionale delle imprese elettriche aderente a Confindustria che:

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Presentation Transcript

  1. Electricity market performance under physical constraints Il punto di vista dei produttori Antonio Livrieri Direttore Tecnico Assoelettrica Torino, 25 settembre 2007

  2. ASSOELETTRICA Associazione nazionale delle imprese elettriche aderente a Confindustria che: riunisce 140 imprese tra produttori, autoproduttori e grossisti rappresenta circa l’85% dell’energia elettrica prodotta in Italia il 75% delle vendite sul mercato libero.

  3. Il Sistema Elettrico Italiano: Evoluzione Attesa Autorizzazioni concesse dal MAP per le nuove centrali * Il totale delle autorizzazioni ad oggi concesse dal Ministero delle Attività Produttive per i nuovi impianti è pari a 20.000 MW circa. Di tale potenza circa il 39% è localizzata nella zona Nord, il 13% nel Centro-Sud, e il restante 48% nel Sud

  4. Cicli combinati greenfield: cantieri aperti e impianti avviati Ponti S.M. (MN) • Impianti in esercizio • Impianti in costruzione ≈Impianti parzialmente in esercizio Edison Enipower Sorgenia AEM TO Electrabel/Acea Atel Novara (NO) Livorno Ferraris (VC) Torviscosa (UD)   Moncalieri (TO)     Mantova (MN)  ≈   Ferrara  Leinì (TO) Ravenna (RA)  Vercelli (VC)  Rosignano (LI) Ferrera Erbognone (PV) Voghera (PV) Gissi (CH) EGL Italia Termoli (CB)   Candela (FG) Sparanise (CE) E.ON   Teverola (CE)  Endesa  Brindisi (BR) ASM BS Altomonte (CS)  Scandale (KR) Rezia Energia   Simeri Crichi (CZ) 13.900 MW di cui 9.800 MW già avviati

  5. Ripotenziamenti e conversioni di centrali esistenti: cantieri aperti e impianti avviati Tavazzano (LO) Cassano (MI) ENEL Edison Edipower Endesa Tirreno Power AEM MI • Impianti in esercizio • Impianti in costruzione ≈Impianti parzialmente in esercizio Turbigo (MI) Chivasso (TO) Ostiglia (MN)   Sermide (MN)       Porto Corsini (RA)   Sarmato (PC) Santa Barbara (AR) Vado Ligure (SV)  Piacenza (PC) Pietrafitta (PG)  La Casella (PC) Celano (AQ) Torrevaldaliga Nord(RM)    Torrevaldaliga Sud (RM) Fiumesanto (SS) Brindisi (BR)   17.000 MW circa di cui 12.300 MW già avviati La potenza aggiuntiva, a regime, sarà di oltre 3.000 MW  Mercure (CS)  Sulcis (CA) Termini Imerese (PA)  Priolo G. (SR) 

  6. Criticità: la rete di trasmissione (2) CENTRO Nord – Centro Nord Mancato utilizzo della linea La Spezia – Acciaiolo, che collega il nord al centro, con conseguenti vincoli di esercizio per gli impianti del nord La dorsale adriatica è costituita da una sola linea 380 kV. Vincoli al trasferimento della produzione degli impianti in area sud (Brindisi) verso le aree adriatica e napoletana NORD Est- Ovest Collo di bottiglia per i transiti da Piemonte verso Lombardia ed Emilia, molto elevati per l’importazione da Francia e Svizzera • SUD • Sud Est – Nord Ovest • Collo di bottiglia per i transiti da Puglia • e Calabria verso la zona di Napoli, • caratterizzata da una importante domanda • e da una carenza di produzione locale Vincolo di trasmissione fra le diverse zone Fonte: Terna * Fonte: Analisi Enel su dati GRTN

  7. Criticità: la rete di trasmissione (1) • La localizzazione della nuova potenza di generazione evidenzia la necessità di un rapido intervento sulla rete di trasmissione al fine di consentire un dispacciamento efficiente dei nuovi impianti e non aggravare gli attuali fenomeni di congestione. • Senza il superamento delle congestioni, in particolare nell’area Nord e tra Centro e Sud, non potrà esservi una riduzione dei differenziali di prezzo esistenti tra le diverse zone del Paese. • Sulla base dei piani di sviluppo di TERNA la completa rimozione degli attuali vincoli si renderà possibile solo nel medio-lungo termine. • Un’accelerazione degli interventi volti alla riduzione di tali vincoli appare, quindi, obiettivo assolutamente prioritario.

  8. Valori in €/MWh Evoluzione dei prezzi dell'energia elettrica (1996-2006) Prezzo medio annuo totale clienti +1,3% (in valore reale)* 143,2 +28% 121,9 120,1 115,4 113,8 114,9 113,4 111,5 +57% 109,4 Imposte ed oneri di sistema +150% Combustibili Tariffa base: generazione e trasporto -27% - 42,4 % (in valore reale)* 2006 1996 2000 2002 2003 2004 2005 1999 1998 2006/1996 * Tasso di inflazione 1996-ultimo trimestre 2006 pari a 26,7% fonte Enel

  9. Nuovo assetto del settore elettrico dl 18 giugno 2007, n. 73

  10. Tipologie unità di produzione

  11. Import Derivati petrolio e altri Gas CCGT Carbone Fonti rinnov. incl. pompaggi Variazione efficienza e mix medio di produzione (*) Efficienza media parco termoelettrico ~40% ~50% Energia richiesta in rete (TWh)305364 Fonte: elaborazioni Assoelettrica su dati Terna

  12. Il mix medio di produzione Fonte: elaborazioni Assoelettrica su dati Terna

  13. Mix medio di produzione europeo (%) Nucleare Carbone Gas Petrolio Idroelettrico Altre rinnovabili Ref 2004 Fonte: RWE, World Energy Report IEA

  14. Criticità: le fonti rinnovabili Impianti nuovi o riattivati, qualificati al 30 giugno 2006 (fonte GSE)

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