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Energy Management

Energy Management

Attraverso la nostra funzione Energy Management e con la nostra produzione partecipiamo attivamente all'equilibrio del sistema energetico nazionale: non siamo infatti solo produttori, ma diamo il nostro contributo anche ai servizi di rete assumendo così il ruolo di operatori di sistema.

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Fonti non programmabili

  • Mercato di riferimento
    Mercato di riferimento(1) 2017 2018
    Mercato Rinnovabile Italia (2) (GWh)    
    Produzione da fonti rinnovabili 85.618 88.932
    di cui    
     Idroelettrica 37.530 43.785
     Geotermica 5.785 5.867
     Eolica 17.492 17.523
     Fotovoltaico 24.811 21.757
         
    Prezzo di cessione (Euro/MWh)    
    Prezzo di riferimento elettricità - Italia (baseload) (4) 54,0 42,8
    Tariffa incentivante (ex certificati verdi) - Italia 107,3 100,1
    Prezzo energia elettrica zona Centro-Sud 51,6 41,6
    Prezzo energia elettrica zona Sud 49,8 40,4
    Prezzo energia elettrica Sicilia 60,8 47,6
    Prezzo energia elettrica Sardegna 51,5 41,6
    Valore unitario medio di cessione energia ERG - in Italia (5) 147,1 139,0
    Feed in tariff - Germania(6) 91,7 92,6
    Feed in tariff - Francia(6) 88,3 88,7
    Feed in tariff - Bulgaria(6) 81,9 84,0
    Prezzo energia elettrica - Polonia 36,5 33,4
    Prezzo certificato di origine - Polonia 8,5 10,8
    Prezzo energia elettrica - Romania (7) 28,7 27,3
    Prezzo "certificato verde" - Romania (8) 29,0 29,5

    (1) Produzione stimata per il mese di dicembre
    (2) Fonte: Terna S.p.A. rapporto mensile sul sistema elettrico. Dati stimati, soggetti a rettifica
    (3) Fonti considerate: idroelettrica, geotermoelettrica, eolica e fotovoltaica
    (4) Prezzo Unico Nazionale- Fonte GME S.p.A.
    (5) Il valore medio in Italia non considera la Feed in Tariff di 123,8 Euro/MWh riconosciuta all'impianto di Palazzo S.Gervasio
    (6) I valori di Feed in Tariff all'estero si riferiscono ai prezzi ottenuti dagli impianti eolici
    (7) Il prezzo EE Romania si riferisce al prezzo fissato dalla società con contratti bilaterali
    (8) Prezzo riferito al valore unitario del "certificato verde" (il numero dei CV riconosciuti e letempistiche sono descritte nella sezione scenario Romania)
     

  • Scenario di riferimento - Italia
    Nel 2017 la produzione elettrica nazionale (netta) pari a 213.108 GWh (+3,6%) è stata coperta per il 32% da fonti rinnovabili; in particolare, tale produzione deriva per il 14% dall'idroelettrico, per il 6% dall'eolico, per il 10% dal fotovoltaico e per il 2% da fonte geotermica.

    Rispetto al 2016 risulta in crescita la produzione fotovoltaica (+13%), mentre hanno registrato un decremento la produzione idroelettrica (-12%), eolica (-7%) e geotermica (-2%).

     

Fonti non programmabili - Scenario normativo

  • Italia
    Il sistema di incentivazione in Italia prevede, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili in esercizio entro il 201218 e titolari del diritto a ricevere "certificati verdi" (CV), la conversione di tali certificati in un feed-in premium (FIP) a partire dal 2016 e per il residuo periodo di diritto all'incentivazione.

    Quanto al valore della FIP per il 2017 l'Autorità ha reso noto con la Deliberazione 31/2017/R/EFR del 27 gennaio 2017 il valore medio annuo registrato nel 2016 del prezzo di cessione dell'energia elettrica ai fini dell'incentivo, pari a 42,38 Euro/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2017, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente19, è pari a 107,34 Euro/MWh. Ai sensi del D.M. 6 luglio 2012, gli impianti eolici di capacità superiore a 5 MW realizzati a partire dal 2013 (entrati in esercizio dopo aprile 2013) accedono invece agli incentivi tramite la partecipazione ad un'asta al ribasso.

    Il D.M. 23 giugno 2016 ha disciplinato le aste che si sono tenute nel corso del 2016. Quanto alla disciplina sugli sbilanciamenti, con la Delibera 419/2017 dell'8 giugno 2017 l'Autorità per l'energia ha disposto una revisione delle modalità di calcolo del segno di sbilanciamento aggregato zonale vigente basata sul bilancio energetico della macrozona; tale nuova modalità di calcolo è entrata in vigore il giorno 1° settembre 2017. Da quella data è tornata in vigore la modalità di fissazione del prezzo di sbilanciamento di tipo single price per tutte le unità non abilitate (sia di produzione che di consumo).

    L'Autorità ha inoltre introdotto un corrispettivo di non arbitraggio macrozonale al fine di sterilizzare eventuali arbitraggi tra prezzi zonali all'interno della medesima macrozona. Lo scorso aprile 2017 sono state comunicate dall'AEEGSI, alle società interessate ERG Hydro S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A., le delibere emesse nell'ambito delle procedure avviate con la Delibera 342/2016 per l'adozione tempestiva di misure prescrittive e/o di regolazione asimmetrica e la valutazione di potenziali abusi nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica ai sensi del Regolamento (UE) n. 1227/2011 (REMIT), potenzialmente commessi nel recente passato da alcuni operatori dei mercati elettrici (incluse ERG Power Generation S.p.A. e ERG Hydro S.r.l.).

    I principali contenuti degli atti sopra indicati sono rappresentati da una modifica della metodologia utilizzata per definire i risultati della ricognizione rispetto a quella utilizzata nelle comunicazioni inviate alle medesime società nel settembre 2016, e la specifica indicazione della non sussistenza di profili di illegittimità dei comportamenti ai fini del Regolamento (UE) n. 1227/2011 (REMIT).

    Con le due successive delibere approvate a gennaio e febbraio 2018 l'Autorità ha chiuso le procedure relativamente ai provvedimenti prescrittivi per ERG Hydro S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A. È previsto che entro marzo Terna provveda alla quantificazione del valore da restituire a seguito delle due indicate delibere. Si stima che gli eventuali impatti economici non siano significativi.
  • Germania
    Il sistema di incentivazione per l'eolico in Germania è del tipo feed-in tariff/feed-in premium, a seconda della data di entrata in esercizio dell'impianto:

    • gli impianti in esercizio entro luglio 2014 accedono a tariffe di tipo FIT e, su base opzionale, a tariffe di tipo FIP più un "management premium" (EEG 2012);

    • gli impianti entrati in esercizio da agosto 2014 a dicembre 2016 possono beneficiare esclusivamente di una tariffa di tipo FIP ai sensi dell'EEG 2014;

    • gli impianti in esercizio dal 2017 in poi accedono ad incentivi di tipo FIP tramite aste al ribasso ai sensi dell'EEG 2017.

    Per gli impianti eolici autorizzati entro la fine del 2016 e in esercizio entro il 2018, è comunque previsto un periodo di transizione durante il quale è possibile continuare a beneficiare delle tariffe previste dall'EEG 201420 di valore decrescente in relazione all'effettiva nuova potenza installata nel periodo.

    La tariffa vigente al 1° gennaio 2017 per gli impianti che entrano nel regime transitorio è pari a 83,8 Euro/MWh per i primi 5 anni di esercizio, e 46,6 Euro/MWh per i successivi 15 anni.
    L'applicazione della tariffa massima prevista per i primi 5 anni può essere estesa al restante periodo: l'estensione varia in funzione del rapporto tra le ore effettive di funzionamento dell'impianto e le ore di riferimento (pari a 3.300 ore)21. Per gli impianti che accedono al sistema delle aste, l'incentivo, di durata ventennale, è pari alla tariffa FIP aggiudicata, corretta attraverso l'applicazione di un fattore correttivo specifico di impianto, in funzione dell'effettiva ventosità del sito (Reference Revenue Model), che può essere rivisto ogni 5 anni in base all'effettiva resa dell'impianto nei precedenti 5 anni di esercizio.

    Il prezzo base d'asta eolica per il 2017 è pari a 70 Euro/MWh per un contingente complessivo di 2.800 MW. Nel corso delle tre sessioni del 2017 i valori medi di aggiudicazione sono scesi progressivamente attestandosi, nell'ultima sessione di novembre 2017, a 38,2 Euro/MWh (valore medio di aggiudicazione delle sessioni di maggio e agosto pari rispettivamente a 57,1 Euro/MWh e 42,8 Euro/MWh). Le Citizens Energy Companies (Cooperative), a differenza degli altri operatori che si aggiudicano il prezzo offerto in base al meccanismo "pay-as-bid", ottengono il prezzo marginale nazionale e, per l'esenzione dall'obbligo di aver ottenuto il titolo autorizzativo prima dello svolgimento dell'asta, hanno avuto riconosciuta la quasi totalità dei contingenti previsti. A luglio 2017 sono state approvate dal Parlamento tedesco alcune modifiche alla EEG 2017, prevedendo, tra l'altro, che, a partire dal 2018, per poter partecipare alle aste i progetti delle Cooperative devono aver conseguito l'autorizzazione ambientale (BImschG, abbreviazione di Bundes-Immissionsschutzgesetz, Atto federale di controllo dell'inquinamento).

    Alla luce dei bassi valori di aggiudicazione raggiunti nel corso delle aste del 2017, BNETZA (il Regolatore tedesco per i servizi di rete) ha deciso di innalzare il prezzo base d'asta per il 2018, portandolo da 49 Euro/MWh previsto dall'EEG (pari alla media delle tre tariffe più alte aggiudicate nelle tre aste precedenti incrementate dell'8%) a 63 Euro/ MWh, per tutte le aste che si svolgeranno nel corso del 2018 (1° febbraio, 1° maggio, 1° agosto e 1° novembre 2018). Nel 2018 e 2019 si terranno quattro aste (1° febbraio, 1° maggio, 1° agosto e 1° ottobre) per un contingente complessivo di 2.800 MW/anno e tre nel 2020 (1° febbraio, 1° giugno, 1° ottobre) per un contingente di 2.900 MW/anno previsto anche per gli anni successivi.

    Tra 2018 e 2020, sono inoltre previste delle aste multi-tecnologiche eolico on shore e fotovoltaico per un contingente di potenza complessivo di 400 MW. I volumi assegnati saranno dedotti dal rispettivo contingente annuo riservato alla specifica tecnologia. L'obiettivo è raggiungere una quota di rinnovabili del 40-45% al 2025, del 55-60% al 2035, e dell'80% al 2050.

    20 In proposito il BNetzA ha reso noto che: (i) 8.365 MW di nuova capacità eolica dovrebbe entrare in esercizio tra il 2017 e il 2018 (5.000 MW nel 2017 e 3.365 MW nel 2018) accendendo alle FIP ai sensi dell'EEG 2014; (ii) 475 MW di capacità, che avrebbe avuto diritto ad accedere alle FIP di cui all'EEG 2014, ha scelto invece di partecipare alle aste che si terranno nel corso del 2017-2018.  

    21 Il rapporto tra le ore effettive di funzionamento dell'impianto e le ore di riferimento (pari a 3.300 ore) oscilla tra un minimo dell'80% (al di sotto del quale la tariffa massima verrà applicata a tutta la durata del periodo di incentivazione) e il 150% (al di sopra del quale la tariffa massima verrà applicata solamente nei primi 5 anni).
  • Francia
    Il sistema di incentivazione per l'eolico on-shore è di tipo feed-in tariff (FIT) disciplinato dal Decreto 17 giugno 2014, per gli impianti che hanno stipulato la domanda di acquisto della produzione di energia elettrica entro dicembre 2015, e di tipo FIP più un premio (con un valore complessivo comunque in linea con la FIT di cui al Decreto 17 giugno 2014), per gli impianti che hanno stipulato o presentato la domanda di acquisto della produzione di energia elettrica nel corso del 2016, ai sensi del Decreto 13 dicembre 2016.

    La feed-in tariff (FIT), di cui al Decreto 17 giugno 2014, viene erogata per 15 anni, è definita in base all'anno di stipula della domanda di acquisto della produzione di energia elettrica e aggiornata annualmente in base ad una formula legata all'indice del costo orario del lavoro e all'indice dei prezzi alla produzione dei prodotti industriali.

    La tariffa, determinata in base all'anno di stipula, dopo 10 anni di esercizio subisce una riduzione per i successivi 5 anni di incentivazione in funzione del load factor effettivo dell'impianto se le ore annue di funzionamento risultano superiori a 2.400 (altrimenti viene confermata la tariffa iniziale anche per i successivi 5 anni di esercizio).

    Il sistema di FIP più premio introdotto con il Decreto 13 dicembre 2016 (che si applica agli impianti con domanda di acquisto stipulata o depositata nel corso del 2016) si articola in più componenti: la componente incentivo (complément de rémunération), calcolata come differenza tra la FIT vigente (pari a circa 81 Euro/MWh) e il prezzo medio mensile dell'energia ponderato sul profilo eolico nazionale, più il premio di gestione pari a 2,8 Euro MWh, a copertura dei costi di gestione della vendita dell'energia. Il valore complessivo di tale incentivo è comunque in linea con la FIT di cui al Decreto 17 giugno 2014. A maggio 2017, la CRE (l'Autorità per l'energia francese) ha pubblicato le procedure del meccanismo di aste al ribasso per l'accesso ai nuovi incentivi FIP di durata ventennale per gli impianti eolici on-shore costituiti da più di 6 aerogeneratori o da aerogeneratori di potenza superiore a 3 MW ognuno.

    La prima sessione delle aste si è svolta il 1° dicembre 2017 con un contingente di 500 MW e un prezzo base d'asta di 74,8 Euro/MWh, mentre l'ultima asta è prevista il 1° giugno 2020. L'obiettivo è sviluppare tramite questo meccanismo 3 GW di capacità eolica on-shore nel corso degli anni 2017-2020. A dicembre 2017, la CRE ha disciplinato, inoltre, le procedure sulle aste multi-tecnologiche per l'accesso alle FIP spettanti ai nuovi impianti eolici e FV di potenza compresa tra 5 MW e 18 MW previste per settembre 2018.

    Il contingente messo a disposizione è di 200 MW e sono previsti Cap e Floor per l'offerta pari rispettivamente a 90 Euro/MWh e 40 Euro/MWh. Il Decreto del 6 maggio 2017 ha invece disciplinato l'accesso alle nuove FIP per gli impianti eolici on-shore costituiti da massimo 6 aerogeneratori di massimo 3 MW di potenza ognuno, che hanno presentato a EDF la domanda di accesso alla FIP a partire dal 2017. Il valore della FIT sulla base della quale viene calcolato il "complément de rémunération" dipende dal diametro del rotore della turbina, nonché dalla produzione annuale dell'impianto, che se supera una determinata soglia di produzione (plafond), subisce una decurtazione per l'energia prodotta in eccesso.

    Quanto agli obiettivi climatici, la legge sulla transizione energetica del luglio 2015 ha previsto dei target ambiziosi in termini di riduzione delle emissioni (-40% al 2030 rispetto al 1990), riduzione del consumo di energia fossile (-30% al 2030 rispetto al 2012), riduzione dei consumi di energia (rispettivamente del 30% al 2030 e del 50% al 2050 rispetto al 2012), riduzione della produzione di energia nucleare (-50% al 2025) e di aumento delle energie rinnovabili, poi confermati a ottobre 2016.

    Quanto agli obiettivi per la crescita dell'eolico onshore, sono previsti 15 GW al 2018 e tra i 22 e 26 GW al 2023 (dagli attuali 11 GW di eolico installato). L'eolico offshore dovrebbe raggiungere i 3.000 MW al 2023, mentre il fotovoltaico dovrebbe passare dai 6.200 MW a 18.200 MW o 20.200 MW sempre al 2023. In base a tali obiettivi di crescita, la Francia si prefigge quindi di arrivare al 2030 ad una capacità totale installata di rinnovabili di 175 GW.
  • Bulgaria
    L'attuale quadro normativo prevede, per i parchi eolici on-shore, una tariffa (feed-in tariff - FIT) a scaglioni in base alle ore di funzionamento, costante in termini nominali.

    La durata dell'incentivazione varia in funzione della data di entrata in esercizio e può essere pari a 12 anni (impianto di Hrabrovo) o 15 anni (impianto di Tcherga). In particolare, al di sotto del primo scaglione (mediamente pari a circa 2200 ore equivalenti annue di funzionamento), la FIT riconosciuta è pari a circa 97 Euro/MWh, mentre le modifiche normative hanno ridotto significativamente il ricavo nel caso di produzioni più elevate. Tali modifiche normative sono attualmente oggetto di ricorso da parte dei Produttori rinnovabili.

    Il 2 marzo 2015 è stato approvato un emendamento alla normativa che non consente l'accesso al sistema di incentivazione per i nuovi impianti. Tale misura, che non ha impatti retroattivi, è giustificata dal raggiungimento degli obiettivi 2020 già nel 2013.
  • Romania
    A fine dicembre 2016 il Governo ha approvato la quota d'obbligo di acquisto e annullamento di "certificati verdi" per gli operatori che vendono energia elettrica e per i grandi consumatori.

    Tale quota, pari al 12,15% nel 2016, è stata ridotta al 8,3% per il 2017. A valle della verifica di conformità alle norme UE sugli aiuti di Stato da parte della Commissione Europea, a fine marzo 2017 il Governo rumeno ha pubblicato l'Emergency Ordinance 24/2017 che ha introdotto importanti emendamenti alla legge n. 220/2008.

    Le principali novità riguardano:
    • l'allungamento del periodo di recupero dei CV trattenuti dal 1° luglio 2013 al 31 marzo 2017 (che deve avvenire a rate costanti nel corso degli anni 2018-2025);

    • il periodo di validità dei CV, che viene esteso al 31 marzo 2032 (solamente i CV emessi prima del 31 marzo 2017 mantengono la validità di 12 mesi);

    • il cap e il floor entro cui può oscillare il prezzo dei CV, posti pari rispettivamente a 35 Euro/MWh (da 57 Euro/ MWh) e 29,4 Euro/MWh (da 27 Euro/MWh);

    • la definizione della quota d'obbligo, che dal 2018 sarà determinata in funzione di un prestabilito volume fisso di CV sul mercato e di una spesa media massima sul consumatore finale che non può superare gli 11,1 Euro/MWh;

    • la creazione di due mercati centralizzati "anonimi" per lo scambio dei CV a partire da settembre 2017: il mercato centralizzato anonimo a termine dei contratti bilaterali di CV (PCTCV) e il mercato centralizzato anonimo spot di "certificati verdi" (PCSCV).
  • Polonia
    Tra maggio e giugno del 2016 il Parlamento polacco, su iniziativa del Ministero dell'energia, ha approvato una serie di emendamenti sia al Regolamento tecnico che sovraintende alla installazione delle turbine eoliche (WTI Act) sia alla Legge rinnovabili approvata nel 2015 (RES Act).

    Le modifiche, promosse dall'attuale Governo conservatore ed anti-europeista, impattano negativamente sulla redditività degli impianti esistenti e rischiano di compromettere lo sviluppo ulteriore dell'eolico on-shore nel Paese. In particolare:
    1. viene introdotto un divieto di installazione di nuove turbine entro distanze prefissate da costruzioni, foreste o aree protette;
    2. dal 2017 viene incrementata la tassazione sugli immobili e assimilati;
    3. si prevede la non applicabilità delle nuove norme in materia di distanze minime per gli impianti che abbiano già ottenuto un permesso a costruire non soggetto a varianti. In caso contrario gli impianti non ancora in esercizio dovranno rispettare la nuova disciplina;
    4. sono previsti requisiti meno stringenti per la definizione di co-combustione dedicata, con possibile riduzione dell'efficacia della norma che dimezzava il numero di Certificati d'Origine riconosciuti alla co-combustione "non dedicata";
    5. viene abbandonato il principio di neutralità tecnologica per le aste, che aveva caratterizzato la prima versione della Legge, a favore di un approccio basato su basket tecnologici;
    6. viene assegnata una maggiore priorità alle tecnologie rinnovabili con alti load factors e agli impianti per la valorizzazione elettrica dei rifiuti;
    7. l'eolico on-shore e il fotovoltaico vengono collocati nel residuale basket "other technologies";
    8. viene abolita la previsione che obbligava i distributori (DSO) ad acquistare la produzione rinnovabile ad un prezzo equivalente alla media dei prezzi dei precedenti trimestri.

    Le prime aste multi-tecnologia (per le nuove installazioni di potenza inferiore a 1 MW) che prevedono il passaggio ad un sistema di incentivazione attraverso procedure competitive per l'assegnazione di contratti per differenza - CfD - sono state effettuate il 30 dicembre 2016.

    A fine settembre 2017 il Governo ha annunciato la cancellazione di tutte le aste previste per l'anno, compresa quella per l'eolico a cui era stato dedicato un basket di 5.175 GWh per 15 anni (corrispondente a circa 145 MW di installato).

    Le prossime aste verranno probabilmente organizzate nel 2018 dopo l'entrata in vigore dell'emendamento al RES Act 2015. A tale proposito, lo scorso dicembre 2017 la Commissione Europea ha annunciato l'approvazione, in base alle norme europee in materia di aiuti di stato, del programma polacco per le energie rinnovabili, che prevede per le installazioni con una capacità superiore a 500 kW un premio rispetto al prezzo all'ingrosso, aggiudicato tramite aste competitive.

    Quanto al meccanismo dei Certificati d'Origine (CO) previsto per gli impianti rinnovabili entrati in esercizio entro giugno 2016, ad agosto 2017 è stato introdotto un emendamento al RES Act 2015 che ha modificato la metodologia di calcolo della Substitution Fee (la penale che si applica in caso di inadempienza dell'obbligo di acquisto dei CO), legando il suo valore alla media annuale ponderata dei prezzi dei CO registrata nell'anno precedente, incrementata del 25%.

    Per il periodo settembre-dicembre 2017 tale penale è stata quindi pari a 92,04 PLN/MWh (in forte riduzione rispetto ai 300,03 PLN/MWh stabiliti in precedenza). Per l'anno 2018, a seguito della chiusura delle contrattazioni del 2017, la penale è fissata in 48,53 PLN/MWh.
  • Regno Unito
    Il sistema di incentivazione nel Regno Unito è ad oggi basato su due sistemi:

    • RO (Renewable Obligation - i certificati riconosciuti sono i ROC), con quote d'obbligo sul consumo di energia elettrica, definite su base annua in base alla (i) produzione FER attesa (aggiungendo un margine del 10% c.d. headroom) ed al (ii) consumo di EE atteso, con l'obiettivo di mantenere il mercato in equilibrio/corto. La quota calcolata per il periodo aprile 2017 - marzo 2018 è pari al 40,9% per la Gran Bretagna ed al 16,7% per l'Irlanda del Nord.
    L'incentivo è riconosciuto per 20 anni. In seguito all'approvazione nel 2016 del nuovo Energy Bill, l'accesso a tale sistema è sostanzialmente previsto per gli impianti programmati entro il 31 marzo 2016 e realizzati entro il 31 marzo 2017. Sono riconosciuti dei grace period se eventuali ritardi nella costruzione non sono direttamente imputabili al produttore;

    • CfD - per i nuovi impianti a fonti rinnovabili viene riconosciuto un incentivo del tipo CfD aggiudicato tramite aste al ribasso multi-tecnologiche. Tale incentivo è riconosciuto per 15 anni (inflazionato). Ad ottobre 2017 Il Governo ha approvato il documento sulla Clean Growth Strategy, la strategia con la quale il Governo britannico promuove una nuova era di crescita economica verde, sostenuta dal più grande aumento della spesa pubblica negli ultimi tre decenni (2,5 miliardi di sterline per sostenere l'innovazione a basse emissioni di carbonio dal 2015 al 2021).
    La Clean Growth Strategy disciplina l'estensione dei tender per i CfD che, però, non prevedono contingenti per l'onshore a meno dei progetti "sulle isole scozzesi remote".

Fonti programmabili

  • Mercato di riferimento
    Mercato elettrico Italia (1) (GWh) 2017 2016
    Domanda  320.437 314.261
    Consumo pompaggi 2.441 2.468
    Import/Export 37.760 37.026
    Produzione interna(2) 285.118 279.703
    di cui    
    Termoelettrica 199.500 190.771
    Idroelettrica 37.530 43.785
    Altre rinnovabili 48.088 45.147
     
    Prezzi di cessione (Euro/MWh)
    PUN (3) 54,0 42,8
    Prezzo zonale Sicilia (baseload) 60,8 47,6
    Prezzo zonale Centro Nord (peak) 63,5 47,6

    (1) fonte: Terna S.p.A. rapporto mensile sul sistema elettrico. Dati stimati, soggetti a rettifica
    (2) produzione al netto dei consumi per servizi ausiliari
    (3) Prezzo Unico Nazionale. Fonte: GME S.p.A.

  • Scenario di mercato in Italia
    La domanda di energia elettrica del sistema elettrico nazionale nel 2017 è stata pari a 320,4 TWh, in aumento (+2,0%) rispetto ai valori registrati nell'analogo periodo del 2016.

    Per quanto riguarda la Sicilia, regione nella quale ERG è presente con il proprio impianto CCGT, nel 2017 si è registrato un fabbisogno di circa 19,1 TWh, in aumento (+1,1%) rispetto al 2016, mentre nel raggruppamento di regioni Abruzzo-Lazio-Marche-Molise-Umbria, in cui ERG è attiva da fine 2015 con i propri impianti idroelettrici, la richiesta di energia elettrica si è attestata a 44,8 TWh (+2,6%).

    Nello stesso periodo la produzione interna netta di energia elettrica è stata pari a 285,1 TWh, in aumento dell'1,9% rispetto al 2016, mentre il saldo netto degli scambi con l'estero ha registrato importazioni nette per 37,8 TWh (+2,8% rispetto al 2016).

    La produzione nazionale (netta) è stata garantita per il 70% da centrali termoelettriche e per il restante 30% da fonti rinnovabili. Rispetto all'esercizio precedente si evidenzia una maggiore produzione da fonte termoelettrica (+5%) ed un calo della produzione idrica (-14%).

    Il valore medio del PUN nel 2017 si è attestato a 54,0 Euro/MWh, in aumento del 26% rispetto al valore rilevato nel 2016 (42,8 Euro/MWh).

Fonti programmabili - Scenario normativo

  • Italia
    Termoelettrico: l'emendamento Mucchetti

    Il periodo di applicazione della disciplina delle Unità Essenziali in base al D.L. 91/2014 e alla Deliberazione 521/2014 e successive modifiche e integrazioni, è terminato in data 27 maggio 2016 a seguito dell'entrata in operatività del citato raddoppio dell'elettrodotto Rizziconi-Sorgente.

    Nel mese di luglio 2016 è stato quindi richiesto il conguaglio del reintegro spettante per l'anno 2015, ai sensi dell'art. 65.28 della Deliberazione 111/06; nel mese di settembre 2016 è stato richiesto l'acconto del corrispettivo di reintegro, relativo al primo trimestre, ai sensi dell'art. 3.1, lettera aa.2) della Deliberazione 521/2014, come modificata dalla Deliberazione 496/2015.

    Si ricorda che in data 30 dicembre 2016 erano stati incassati circa 28 milioni come ulteriore acconto del 2015 e circa 18 milioni come acconto del 2016, mentre rimanevano ancora da incassare circa 26 milioni. Nel mese di ottobre 2017 l'Autorità ha avviato l'istruttoria sul costo fisso relativamente alla richiesta di reintegrazione per l'anno 2015. L'istruttoria si è chiusa con la Delibera 745/2017: a fine novembre 2017 è stato incassato l'ultimo conguaglio di competenza 2015 (circa 12,6 milioni di Euro). Sempre nel mese di ottobre 2017 Terna ha effettuato l'istruttoria sul margine di contribuzione della richiesta di reintegrazione (conguaglio) di competenza 2016; con Delibera 841/2017, l'ARERA ha deliberato un acconto straordinario per le UESSE ex D.L. 91/2014 relativo alla competenza 2016. La società ha incassato tale acconto a fine dicembre 2017 (9 milioni di Euro su 12,9 milioni di Euro residui). Il residuo della reintegrazione 2016 sarà incassato nel corso del 2018.


    Reti interne di utenza (RIU)

    Per gli operatori titolari di "sistemi di distribuzione chiusi", tra i quali rientra la "rete interna di utenza" (RIU) di Priolo, l'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema Idrico ha pubblicato la Delibera 539/2015, che introduce fra l'altro la necessità di adottare la separazione contabile e funzionale tra le attività di distribuzione e quelle di vendita dell'energia elettrica all'interno della RIU (il cosiddetto unbundling). Con la successiva Delibera 788/2016, l'Autorità ha previsto la proroga della nuova disciplina al 1° ottobre 2017. Con la Delibera 582/2017, l'AEEGSI ha previsto di prorogare ulteriormente l'entrata in vigore della nuova disciplina RIU al 1° gennaio 2018, al fine di allineare la predetta riforma con l'entrata in vigore della riforma della struttura degli oneri generali di sistema. Infine l'art. 1 comma 91 della Legge 124/2017 (cosiddetta Legge Concorrenza 2017) ha previsto che le norme di separazione funzionale non si applichino ai gestori dei Sistemi di distribuzione chiusi (di cui fanno parte le RIU); ai predetti gestori si applicano esclusivamente le norme di separazione contabile. L'Autorità ha avviato un procedimento atto all'implementazione di quanto stabilito dalla predetta legge (Delibera 613/2017 del 7 settembre 2017).


    Idroelettrico: canoni di concessione

    La Giunta Regionale della Regione Umbria con Deliberazione n. 1067 del 22 settembre 2015 ha proceduto alla rideterminazione dei canoni di concessione per le grandi derivazioni di acqua a scopo idroelettrico. La nuova tariffa unitaria pari a 31,02 Euro/kW di potenza nominale di concessione per modulo, che decorre dal 1° gennaio 2016, è pari al doppio di quella vigente fino al 31 dicembre 2015. Nel dicembre 2015 ERG Hydro S.r.l. ha presentato ricorso al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche di Roma per chiedere l'annullamento della menzionata Delibera. I risultati del periodo prudenzialmente riflettono il suddetto incremento.


    Legge di Stabilità n. 208/2015

    Con l'approvazione della Legge di Stabilità n. 208/2015, è stata varata, con decorrenza dal 1° gennaio 2016, una nuova disciplina per la determinazione della rendita catastale delle unità immobiliari a destinazione produttiva. Nello specifico, la Legge di Stabilità 2016 all'art. 1, commi 21-24 prevede che per le centrali di produzione di energia elettrica non siano più oggetto di imposta le componenti impiantistiche con un conseguente impatto positivo in termini di minori oneri impositivi.

REMIT - Dati relativi alle indisponibilità programmate degli impianti di ERG - Ultimo aggiornamento

In ottemperanza all'obbligo di pubblicazione delle informazioni privilegiate di cui all'art. 4 del Regolamento 1227/2011 UE su trasparenza ed integrità dei mercati energetici all'ingrosso (REMIT), entrato in vigore il 28 dicembre 2011, nei seguenti file sono presenti gli ultimi aggiornamenti dei dati relativi alle indisponibilità programmate e accidentali di entità maggiore o uguale a 100 MW degli impianti di ERG.

REMIT Hydro 

REMIT Thermo
Pagina modificata il giorno 23 lug 2018