Introduzione
Il 1992 può essere considerata la data fondamentale: le Nazioni Unite
organizzarono a Rio de Janeiro la Convenzione sopra il Cambiamento Climatico,
con l’obiettivo di elaborare norme comuni per limitare l’emissione dei gas
considerati responsabili dell’”effetto serra”, fino a stabilizzare la loro
concentrazione nell’atmosfera e prevenire pericolosi cambiamenti climatici
imputabili alle attività umane. Il Protocollo di Kyoto del 1997, riprendendo le
conclusioni della Convenzione, vincola legalmente i paesi aderenti a ridurre le
emissioni di sei “gas serra” entro il 2008 – 2012 [2].
Per ottemperare agli impegni presi a Kyoto, a livello mondiale è stato dato un
impulso deciso allo sviluppo tecnologico della produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili o con alta efficienza energetica, affinché questa possa
rappresentare, entro il 2008 – 2012, una percentuale significativa del mix di
generazione. Questo processo comporta costi non indifferenti per i sistemi
elettrici, in quanto si tratta di integrare installazioni di generazione che si basano
su tecnologie emergenti, ancora spesso in fase di sperimentazione, che non
garantiscono il livello di affidabilità raggiunto ormai dagli impianti che utilizzano
combustibili fossili tradizionali. Al giorno d’oggi la fonte rinnovabile più
sviluppata nel mondo risulta essere l’energia eolica, che presenta i tassi di crescita
più interessanti e che ha dato vita alla creazione di un nuovo settore industriale
dedicato [1].
Nello stesso tempo, in molti paesi è stato avviato un processo di
trasformazione dei sistemi elettrici nazionali: da una gestione centralizzata,
statale, in mano a un unico operatore monopolista verso una gestione basata su
meccanismi di mercato, liberalizzata, deregolata, incentrata sulla competizione.
La fornitura di energia elettrica non viene più considerata un servizio pubblico,
ma un bene venduto e comprato secondo le leggi della domanda e dell’offerta e
nuovi soggetti possono entrare nel mercato. In questo contesto si pone il problema
di integrare l’ottimizzazione della gestione tecnica del sistema, per salvaguardarne
la sicurezza e l’affidabilità, con la necessità di minimizzare i costi di operazione,
tipica di ogni mercato.
Questa doppia evoluzione (allacciamento in rete di un numero sempre
crescente di impianti di generazione distribuita e creazione di mercati
dell’elettricità) ha fatto nascere problemi di carattere tecnico – economico per
l’integrazione delle installazioni di cogenerazione e a fonti energetiche rinnovabili
nei sistemi elettrici. Nel caso specifico degli impianti eolici, uno dei fattori che
ostacolano maggiormente il loro ingresso nel mercato dell’energia elettrica è la
difficile prevedibilità del vento e la tuttora ridotta precisione dei modelli
II
Introduzione
matematici di predizione, che porta a errori fra la potenza generabile programmata
(per un dato periodo di tempo) e quella realmente prodotta. Al giorno d’oggi, non
esistono sistemi efficienti ed economici per immagazzinare energia elettrica, e
questo fa sì che le installazioni eoliche non siano dispacciabili, come le centrali
tradizionali, ma immettano tutta la loro produzione direttamente in rete.
Scopo della tesi
In questa tesi, svolta presso l’Instituto de Investigacion Tecnologica della
Universidad Pontificia Comillas de Madrid, si è presa in considerazione la
generazione eolica in Spagna, nel contesto di liberalizzazione del settore elettrico
iniziata negli anni ’90. In particolare, si è studiato il peso, da un punto di vista
economico, che può avere il costo dell’errore di predizione di potenza generata
per un’installazione eolica che partecipi al mercato dell’elettricità e che sia
costretta a negoziare nel mercato dei servizi ausiliari la quantità di energia
prodotta in eccesso o in difetto. Non si considera nessun modello di predizione in
particolare, in quanto l’approccio al problema è di tipo probabilistico, basato su
studi presenti nella letteratura. Ogni grandezza implicata viene caratterizzata
matematicamente in funzione delle variabili da cui dipende. Inizialmente si
analizzano le variabili fisiche (tempo di predizione, dimensione della regione,
potenza predetta) da cui dipende l’errore probabilistico di predizione, che è poi
calcolato in funzione di queste, per tre casi di studio (un parco eolico, insieme di
quindici parchi, produzione eolica totale spagnola). Tale errore è poi valutato
economicamente in base al prezzo dell’uso di energia di riserva terziaria (variabile
a seconda del periodo di tempo considerato) necessaria per bilanciarlo. Infine, si
considera il peso percentuale di questo costo aggiuntivo sull’introito lordo annuo
dell’installazione eolica, derivato dalla vendita dell’energia elettrica prodotta nel
mercato, e si fa un’analisi comparativa dei risultati ottenuti per i tre casi di studio.
Struttura della tesi
La tesi è così strutturata:
• Il primo capitolo rappresenta una descrizione dell’evoluzione legislativa del
sistema elettrico spagnolo negli ultimi venti anni, con approfondimento della
normativa riguardante il Regime Speciale, sotto cui sono compresi tutte le
installazioni di generazione ad energie rinnovabili e ad alta efficienza
energetica.
• Il secondo capitolo è dedicato alla definizione dei servizi ausiliari del sistema
elettrico spagnolo e alla normativa che li regola.
III
Introduzione
• Nel terzo capitolo si descrive la metodologia seguita per definire l’errore di
predizione di potenza eolica da un punto di vista probabilistico: si valutano le
grandezze fisiche da cui tale errore dipende, si definisce la funzione usata per
il calcolo della probabilità legata ai diversi valori dell’errore considerati e,
infine, si forniscono esempi dell’andamento della probabilità calcolata.
• Nel quarto capitolo viene descritto il metodo utilizzato per calcolare il costo
dell’errore di predizione, a partire dalla probabilità ad esso legata e in
funzione dell’andamento dei prezzi del mercato di riserva terziaria.
• Il quinto capitolo è dedicato alla definizione dei casi di studio: si è
considerata la produzione annua, oraria, di un parco eolico, dell’insieme di
quindici parchi e quella totale spagnola, relativamente all’anno 2003. Per
l’ultimo caso, è stato sviluppato un modello in ambiente Matlab per simulare
la potenza oraria generata, in un anno, dall’intero parco di generazione
spagnola, basandosi sui dati relativi al 2003.
• Nel sesto capitolo si fa un’analisi dei prezzi dell’energia nel mercato
elettrico, evidenziando la dipendenza degli stessi dalla stagione e dall’ora del
giorno considerati.
• Nel settimo capitolo vengono riportati i risultati ottenuti dai calcoli fatti, in
ambiente Matlab, seguendo le metodologie descritte nei capitoli precedenti.
• L’ottavo e ultimo capitolo è dedicato alle conclusioni dello studio.
IV
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
Capitolo 1
Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime
Speciale
1.1 Premessa
Come accennato nell’Introduzione, il sistema elettrico spagnolo, al pari di
molti altri, ha subito negli ultimi anni cambiamenti normativi importanti, con il
duplice obiettivo di incentivare la generazione distribuita di elettricità proveniente
da fonti energetiche rinnovabili o da impianti ad alta efficienza e creare un
mercato dell’energia elettrica alternativo al sistema centralizzato monopolistico
precedente.
In questo primo capitolo si illustreranno i principali passi di questa
evoluzione, con particolare attenzione ai cambiamenti della normativa riguardante
le fonti energetiche rinnovabili e le installazioni ad alto rendimento. Ci si
soffermerà, poi, sulla descrizione della struttura attuale del mercato dell’energia,
per concludere con l’inquadramento della generazione eolica nell’ambito di tale
mercato.
1.2 Il Regime Speciale nell’ambito della regolamentazione del
Sistema Elettrico Spagnolo
Nel dicembre 1999 il Consiglio dei Ministri approvò il Plan de Fomento
de las Energias Renovables en España, per il periodo 2000-2010. L’obiettivo è
raggiungere almeno il 12% dell’apportazione delle energie rinnovabili alla
domanda energetica spagnola entro l’anno 2010 [3], nell’ambito di uno sforzo
generale europeo a diminuire l’impatto ambientale della produzione di energia
elettrica, sancito dal Libro Bianco delle Energie Rinnovabili dell’Unione Europea,
che a sua volta segue la linea decisa nel Protocollo di Kyoto.
Il settore delle fonti rinnovabili di energia ha conosciuto, in Spagna, un
forte sviluppo negli ultimi dieci anni, soprattutto grazie a cambiamenti strutturali
1
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
nell’ambito della legislazione. La trasformazione del Sistema Elettrico da servizio
pubblico gestito totalmente dallo Stato a mercato liberalizzato dell’energia ha
portato anche un cambiamento di mentalità più generale: le leggi di
regolamentazione che si sono susseguite hanno dato sempre più importanza a
concetti come l’aumento dell’efficienza energetica, la riduzione di consumi e
perdite e la salvaguardia dell’ambiente, che prima erano lasciati in secondo piano
[4]. In questo contesto i legislatori hanno voluto dare impulso allo sviluppo di
nuove tecnologie di produzione di energia elettrica che rispettassero criteri di alto
rendimento energetico, quindi con minori emissioni di “gas serra”, come la
cogenerazione o l’utilizzo di energie da rifiuti, o tecnologie che sfruttassero
direttamente fonti energetiche rinnovabili, come il sole, il vento, l’acqua, le
biomasse, che hanno la caratteristica di essere “pulite” (ovvero che non hanno
nessun tipo di prodotto di scarto) e inestinguibili, quindi di non avere impatto
sull’ambiente. Inoltre, sia la cogenerazione che le fonti rinnovabili hanno il
vantaggio di essere distribuite sul territorio, diminuendo così le perdite per
trasporto.
Si ripercorrono le tappe principali di questa evoluzione del settore delle
fonti energetiche rinnovabili in Spagna, nell’ambito della trasformazione più
generale del sistema elettrico spagnolo negli ultimi anni. Si punterà l’attenzione
soprattutto sulla filosofia che sta alla base del riconoscimento della peculiarità
delle fonti rinnovabili rispetto a quelle tradizionali di generazione e sulla
metodologia retributiva applicata, nonché sull’influenza che quest’ultima ha avuto
nello sviluppo del settore.
1.2.1 Energie Rinnovabili e Cogenerazione Elettrica nella normativa
precedente alla vigente Legge del Settore Elettrico
A partire dall’ inizio degli anni ‘80, le normative riguardanti la
regolamentazione del settore elettrico hanno preso atto della necessità di
introdurre un sistema di agevolazioni economiche per le tecnologie che sfruttano
le energie rinnovabili, a causa degli alti investimenti iniziali ad esse associati e ai
loro tuttora bassi rendimenti energetici, per incentivarne lo sviluppo, la
penetrazione e l’affidabilità tecnica ed economica [4].
A continuazione si presenta una panoramica di questa evoluzione
legislativa, sia del Mercato Elettrico che del settore delle rinnovabili e della
cogenerazione:
2
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
3
• Legge 82/1980, Decreto Reale (DR) 907/1982:
si stabilisce per la prima volta l’obbligo, per le compagnie elettriche, di
acquistare tutta l’eccedenza energetica generata da fonti rinnovabili e
cogenerazione. Viene anche definita una prima forma di retribuzione
privilegiata per questa energia, rispetto a quella prodotta dalle centrali
elettriche convenzionali (ovvero, termoelettriche a olio combustibile, carbone
o nucleari) [4] [11].
• Marco Legal Estable (MLE) (Nuova Cornice Legale), 1987:
costituisce lo schema di regolamentazione del Sistema Elettrico fino al
dicembre del 1997. Introduce un meccanismo di “costi standard”, stabiliti per
ogni fattore di produzione e usati per determinare le tariffe finali, nonché la
remunerazione per le compagnie elettriche. Non prevede la competizione nella
generazione, né la possibilità, per i consumatori, di scegliere il proprio
fornitore. La filosofia che sta alla base è quella di far coincidere i ricavi della
vendita dell’energia elettrica ai costi totali del sistema, che includono i costi
fissi di investimento (centrali, rete di trasporto e distribuzione, etc.) e quelli
variabili di operazione [4].
• Legge di Ordinamento del Sistema Elettrico Nazionale (LOSEN), 1994:
ha l’obiettivo di iniziare una liberalizzazione del Sistema Elettrico secondo
un’ottica di mercato, ossia con l’introduzione della competitività nella
generazione, per ridurre i costi di produzione e dare impulso all’innovazione,
e di un sistema tariffario basato sui Ucosti marginaliUTP
1
PT, ovvero con prezzi più
vicini agli effettivi costi di produzione. Viene proposta la creazione di un
sistema regolatore ibrido, in cui coesistono un “sistema di generazione
indipendente” e il “sistema tradizionale di generazione regolata” [4] [5].
Il settore delle energie rinnovabili è considerato nel Decreto Reale 2366/1994:
• Decreto Reale 2366/1994 [6]:
unifica la legislazione esistente in tema di energie rinnovabili e
autogenerazione e definisce per la prima volta le categorie del Regime
Speciale nel mercato di produzione:
TP
1
PT Nell’ambito del mercato elettrico, con “Costo operativo marginale” si intende la variazione del
costo operativo totale (essenzialmente in termini di combustibile) dovuta alla produzione di una
“unità” di energia elettrica addizionale [13].
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
4
- Installazioni funzionanti con fonti di energia rinnovabile non idraulica
(sole, vento, maree, moto ondoso, geotermia, etc.);
- Centrali che utilizzano come combustibile rifiuti solidi urbani (RSU),
residui industriali, biomassa;
- Centrali che utilizzano energie rinnovabili, RSU, residui industriali,
biomassa o simili, insieme a combustibili convenzionali, se soddisfano i
requisiti di alto rendimento energetico;
- Centrali di cogenerazioneTP
2
PT (produzione di energia elettrica e calore),
funzionanti con qualsiasi combustibile principale, che presentino i
requisiti richiesti di rendimento energetico;
- Centrali che utilizzano calore residuo, ad alto rendimento energetico;
- Centrali idroelettriche di potenza non superiore ai 10 MW.
Necessariamente, questi impianti devono avere una potenza installata non
superiore ai 100 MW (eccetto le centrali idroelettriche, per le quali il limite è
10 MVA) e devono cedere tutta l’energia prodotta a imprese distributrici.
Viene garantito l’acquisto di tutta l’energia prodotta da queste centrali e una
retribuzione privilegiata rispetto al resto delle installazioni di produzione,
basata sul concetto di “costi evitati variabili” per il settore elettrico, in quanto
a generazione e distribuzione, dipendenti dalla potenza installata, dalle
garanzie di potenza offerte dai singoli produttori (per i vari periodi orari),
dall’energia prodotta e dalla sua qualità in termini di fattore di potenzaTP
3
PT.
1.2.2 La Legge del Settore elettrico del novembre del 1997
A partire dai primi anni ’90 si è assistito a un generale processo di
cambiamento delle normative riguardanti i sistemi elettrici, soprattutto di Europa
e Nord America, con l’obiettivo di trasformare sistemi centralizzati, di tipo
monopolistico, gestiti da compagnie statali, in mercati liberalizzati. Si ritiene che
dinamiche di mercato possano portare all’ottimizzazione tecnico – economica
TP
2
PT La cogenerazione, nota anche come CHP (Combined Heat and Power) è una generazione
sequenziale o simultanea di due diverse forme di energia (meccanica e termica) partendo da una
singola fonte energetica, attuata in un unico sistema integrato (normalmente un motore primario,
un alternatore, un sistema di recupero termico e interconnessioni elettriche) [20].
TP
3
PT Con Fattore di potenza (o cos φ) di una installazione si intende:
22
cos
a
ar
W
WW
φ =
+
, dove WB
a
B è la quantita misurata dal contatore di energia attiva e WB
r
B quella
registrata dal contatore di energia reattiva [33].
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
5
delle risorse utilizzate, con conseguente minimizzazione dei costi per gli utenti
finali.
La Legge 54/1997 modifica il Protocollo del 1996 che aveva impostato la
creazione di un Mercato Interno dell’Energia, in accordo con la Direttiva Europea
96/92/CE. Nel gennaio 1998 nasce un mercato di generazione e vendita
dell’energia elettrica, fra imprese produttrici (rappresentanti le unità di
generazione tradizionale, cogenerazione e rinnovabili), imprese distributrici
(compratori di energia da rivendere ai clienti a tariffa regolata), imprese
commercializzatrici (intermediarie con i clienti qualificati) e clienti finali
(consumatori qualificati e consumatori a tariffa fissa), basato sull’offerta e la
domanda di vendita [4], [7].
• L’organizzazione tecnica del Sistema viene affidata all’Operatore del Sistema
(OS), la compagnia Red Eléctrica de España, S.A. (REE), creata nel 1984.
Dell’organizzazione economica è incaricato l’Operatore del Mercato (OM),
cioè la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.
(OMEL). La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNE) è tenuta alla
supervisione della trasparenza e del buon funzionamento delle operazioni del
sistema.
• Il dispacciamento dei vari gruppi generatori viene stabilito secondo un criterio
economico, in funzione delle offerte di vendita effettuate da ciascun gruppo:
per ogni periodo di programmazione la prima impresa produttrice dispacciata
sarà quella che ha offerto il prezzo minore, poi tutte le altre, finché non viene
uguagliata la domanda di energia. L’energia generata viene retribuita al costo
marginale del sistema elettrico, basato sull’offerta realizzata dall’ultimo
gruppo di generazione necessario per coprire la domanda.
• Il Mercato di Produzione comprende tutti i meccanismi che permettono di
conciliare la libera competenza nella generazione di energia elettrica con
l’esigenza di disporre di un somministro che soddisfi i criteri di sicurezza e
qualità. E’ strutturato in:
- Mercato giornaliero: ogni giorno si ha un mercato giornaliero dell’energia
per i ventiquattro periodi orari del giorno seguente. L’Operatore del
Sistema (R.E.E.) comunica agli agenti partecipanti la previsione della
domanda, le indisponibilità di generazione e la situazione della rete di
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
trasporto. Le offerte di compra – vendita di energia sono presentate
all’Operatore del Mercato (O.M.E.L.), che procede a negoziarle,
determinando così il prezzo marginale e il volume di energia che si accetta
per ogni unità in ogni periodo orario. Una volta risolte le restrizioni
tecniche (per evitare sovraccarichi o instabilità) da parte di R.E.E., si
ottiene il Programma Giornaliero Definitivo.
- Mercato intra – giornaliero: creato nell’aprile del 1998, è gestito
dall’Operatore del Mercato e serve a bilanciare eventuali errori in
generazione o nella domanda creatisi dopo aver già fissato il Programma
Giornaliero Definitivo. Attualmente è organizzato in sei sessioni, al
termine di ognuna delle quali, se i requisiti di sicurezza sono compiuti, si
fissa il Programma Orario Finale. Sia nel mercato giornaliero che in quello
intra – giornaliero l’energia viene negoziata in anticipo rispetto al suo
reale utilizzo, creando il diritto/obbligo a produrre/consumare l’energia
programmata. L’orizzonte di validità di ogni sessione inizia con l’ora più
vicina alla sua convocazione (quando si possono introdurre cambiamenti
nella programmazione senza interferire con l’operazione reale del sistema)
fino all’ultima ora contemplata nel Programma Giornaliero Definitivo.
- Mercato dei Servizi Ausiliari: gestito dall’Operatore del Mercato e
dall’Operatore del Sistema, si occupa di assegnare e remunerare (sempre
secondo un criterio di prezzo marginale) i servizi ausiliari che non siano
obbligatori per gli agenti partecipanti al mercato, ossia i servizi di riserva
secondaria e terziaria. Il mercato di regolazione secondaria tratta la banda
(fisicamente una potenza) di regolazione messa a disposizione del sistema,
il mercato di regolazione terziaria l’energia di regolazione, negoziata
nell’ora stessa in cui verrà utilizzata per ristabilire l’equilibrio fra
domanda e offerta.
- Contratti Bilaterali: possono essere “fisici” o ”finanziari”. I contratti
bilaterali fisici non sono obbligati a presentare offerte nel mercato
giornaliero, non hanno priorità nel sistema e sono tenuti a pagare la parte
corrispondente di oneri di trasmissione e regolazione. I contratti finanziari
non affettano le operazioni del sistema.
In Fig. 1.1 si schematizza ogni mercato in relazione al suo periodo di
applicazione.
6
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
7
Fig. 1.1 Periodi di ogni mercato e orizzonti temporali di applicazione (fonte [35])
• Le reti di trasmissione e distribuzione sono considerate monopoli naturali e
per questo restano attività regolate: tutti gli utenti sono tenuti a pagare
specifiche tariffe per il loro utilizzo. L’Operatore del Sistema (REE) è il
responsabile della gestione della rete di trasporto, nonché, dal 2002,
proprietario dell’84 % della rete stessa [35], per garantirne l’affidabilità.
In Fig. 1.2 è schematizzato il sistema regolatore per il settore elettrico
spagnolo introdotto nel 1997.
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
Produzione
Mercato di
Produzione
Trasporto
Distribuzione
Consumatori a
tariffa regolata
Consumatori
qualificati
R.E.E.
Reg.
Ordinario
Reg.
Speciale
Scambi Internazionali
O.M.E.L.
Compagnie
Distributrici
Società
Commercializzatrici
Flussi di energia
Ministero di
Industria e Energia
C.N.S.E.C.N.E.
Fig. 1.2 Schema del sistema regolatore del settore elettrico spagnolo (basato su dati [35])
La Legge 54/1997, inoltre, distingue chiaramente, nell’ambito della
produzione, fra Regime Ordinario e Regime Speciale. Gli impianti di generazione
compresi nel primo sono quelli cosiddetti “convenzionali”, ovvero alimentati con
combustibili tradizionali, come il carbone, l’olio combustibile, l’energia nucleare.
Queste centrali sono obbligate a vendere tutta la loro produzione nel Mercato
Elettrico, al prezzo marginale del mercato. Il Regime Speciale viene
regolamentato dal Decreto Reale 2818/1998, che sviluppa quanto indicato nella
Legge 54/1997 e amplia le disposizioni del precedente DR 2366/1994.
1.2.3 Il Regime Speciale definito dal Decreto Reale 2818/1998
Il DR 2818/1998 [8] elabora una nuova definizione del Regime Speciale,
che, insieme a quella del DR 2366/1994, resta in vigore tuttora. La filosofia che
sta alla base è incentivare lo sviluppo di tecnologie di produzione di energia
8
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
elettrica che sfruttino fonti energetiche rinnovabili o che presentino elevati
rendimenti energetici, in modo da diversificare il mix di generazione, diminuire
l’impatto ambientale e gli sprechi energetici.
La modifica più importante rispetto al DR precedente riguarda l’ambito di
applicazione del Regime Speciale, che ora viene limitato alle installazioni di
potenza non superiore ai 50 MW, a prescindere dalla fonte energetica che
utilizzano. Inoltre, definisce in modo molto più dettagliato le categorie di
produttori che possono includersi nel Regime Speciale:
a) Autoproduttori che utilizzano cogenerazione o altre forme di produzione
termica di elettricità associata ad attività di carattere non elettrico, ad alto
rendimento energetico:
a.1) Centrali di cogenerazione;
a.2) Centrali che sfruttano energie residuali;
b) Installazioni che utilizzano come energia primaria una qualche energia
rinnovabile, biomassa o biocarburante. Sono ulteriormente suddivise in:
b.1) Impianti solo ad energia solare. Dal 2002 (DR 841/2002) si distingue
fra:
b.1.1) Impianti ad energia solare fotovoltaica;
b.1.2) Impianti ad energia solare termica;
b.2) Installazioni che utilizzano solo energia eolica;
b.3) Installazioni che utilizzano solo energia geotermica, energia dalle
onde, dalle maree, dalle rocce calde e secche;
b.4) Centrali idroelettriche di potenza non superiore a 10MW;
b.5) Centrali idroelettriche di potenza superiore a 10 MW e inferiore a
50MW;
b.6) Centrali che utilizzano come combustibile “principale” (ossia che
rappresenta almeno il 90% dell’energia primaria) la biomassa
primaria, intendendosi con ciò l’insieme di piante cresciute da meno di
un anno utilizzabili direttamente o in seguito a un processo di
trasformazione per produrre energia;
b.7) Centrali che utilizzano come combustibile principale la biomassa
secondaria, ovvero i residui di un primo utilizzo della biomassa, come
letame, fanghi di depurazione di acque residuali, residui agricoli,
forestali, biocombustibili e biogas;
9
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
b.8) Centrali che utilizzano le fonti energetiche incluse nei gruppi b.6) e b.7)
insieme a combustibili convenzionali, per non più del 50%
dell’energia primaria utilizzata;
b.9) Centrali miste dei gruppi precedenti;
c) Installazioni che utilizzano come energia primaria rifiuti non contemplati nel
gruppo b), classificati come segue:
c.1) Centrali che utilizzano come combustibile principale (in questo caso,
almeno il 70% dell’energia primaria ) i Rifiuti Solidi Urbani (RSU);
c.2) Centrali che utilizzano come combustibile principale altri residui non
classificati in precedenza;
c.3) Centrali che utilizzano energie comprese nei gruppi precedenti insieme
a combustibili convenzionali, che però non devono superare il 50%
dell’energia primaria;
a) Installazioni per il trattamento e la riduzione dei rifiuti dei settori agricolo,
dell’allevamento e dei servizi, di potenza minore o uguale a 25 MW, che
rispettino i requisiti di rendimento energetico previsti. Si dividono in:
d.1) Installazioni per il trattamento e la riduzione dei rifiuti dell’allevamento
dei maiali;
d.2) Installazioni per il trattamento e la riduzione dei fanghi;
d.3) Installazioni per il trattamento e la riduzione di altri rifiuti non
contemplati nei gruppi precedenti.
Il DR lascia molta autonomia alle Comunità Autonome spagnole in
materia, rendendole responsabili per tutte le autorizzazioni amministrative da
concedere per la costruzione e gestione di installazioni elettriche che si aggregano
al Regime Speciale, salvo poche eccezioni.
La forma di retribuzione dell’energia introdotta da questo Decreto è
completamente diversa da quella impostata nel DR 2366/1994. Viene introdotto il
concetto di “premio” (“prima”), che consta in un incentivo da aggiungere al
prezzo finale orario medio del mercato dell’energia (che verrà definito in seguito)
e che varia a seconda della fonte energetica utilizzata. . L’introduzione di questo
premio ha come obiettivo l’incentivo delle tecnologie legate alle fonti rinnovabili,
affinché possano avvicinarsi i livelli di efficienza e stabilità finora garantiti solo
dalle tecnologie di produzione elettrica tradizionali (combustibili fossili e
nucleare).
10
Cap. 1 Il Mercato Elettrico Spagnolo e la legislazione del Regime Speciale
11
Queste installazioni, infatti, non sono obbligate a partecipare al mercato e
possono vendere la loro energia ad aziende distributrici a un prezzo regolato e
indicizzato al prezzo medio del mercato, così calcolato:
PrRPm ER= +± (0.1)
dove:
R : retribuzione a cui hanno diritto i produttori in Regime Speciale, (€/kWh);
Pm : prezzo finale orario medio del mercato. E’ il prezzo medio visto dal punto di
vista della domanda, ovvero il prezzo che, ogni ora, viene pagato da chi
compra energia elettrica nel mercato. E’ un valore che tiene conto di:
• Prezzo generato dalla negoziazione fra offerta e domanda nel mercato
giornaliero (prezzo marginale);
• Prezzo degli errori risultanti dalle restrizioni tecniche incluse nel
Programma Giornaliero Definitivo;
• Prezzo ottenuto dalla negoziazione del mercato intra – giornaliero;
• Prezzo ottenuto dalla negoziazione del mercato dei servizi ausiliari;
• Eventuali correzioni, conseguenza di errori o alterazioni della
programmazione oraria finale;
• Costo della garanzia di potenza;
Pr : premio concordato e diverso per ogni tecnologia, (c€/kWh);
ER: complemento per energia reattiva. Se il fattore di potenza dell’energia ceduta
è superiore a 0,9 ER è un positivo per il produttore, se è inferiore
rappresenta invece uno sconto sulla retribuzione.
La parte innovativa di questo sistema di retribuzione è costituita dal
sistema di premi introdotto. Si vuole così incentivare lo sviluppo di tecnologie
giovani e spesso ancora a livello di prototipi. I premi possono essere fissi (per i
gruppi b.1.1, b.2, b.3, b.4, b.6, b.7) o calcolati a partire dalla potenza installata
(per i gruppi a.1, a.2, b.5, c.1, c.2, c.3, d.1, d.2, d.3) con una formula che varia a
seconda della fonte energetica usata, ma che in generale ha la seguente forma:
12
4
3
()
Pr
kk P
k
k
−
= + (0.2)
dove kB
1
B, k B
2
B, k B
3
B, k B
4
B dipendono dalla fonte energetica. In generale, quindi, il premio
diminuisce all’aumentare della potenza installata. Vengono, poi, trattate in modo
Ricevi informazioni sui nostri servizi, sulle offerte e non perdere news e consigli su università e lavoro.
