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Il fotovoltaico nella SEN e nel decreto rinnovabili: obiettivi, incentivi e sviluppi futuri

Il settore fotovoltaico italiano è in procinto di vivere una nuova fase molto importante del suo percorso di crescita, proiettato ormai verso uno stadio di completa maturazione. I target europei appena definiti per le fonti rinnovabili (32%) dal recente trilogo comunitario richiederanno molti sforzi su diversi fronti, e il fotovoltaico avrà sicuramente un ruolo da protagonista.

Decreto Rinnovabili 2018-2020: chi vince e chi perde?

L’Europa è in prima linea nella lotta ai cambiamenti climatici, ponendosi obiettivi sfidanti per la produzione di energia rinnovabile e per l’aumento dell’efficienza nell’impiego delle risorse. Anticipando i tempi, rispetto agli obiettivi di sostenibilità, il nostro Paese si dimostra tra i più virtuosi. L’Italia ha già raggiunto il target assegnatole in ambito europeo al 2020, relativo al soddisfacimento del 17% dei consumi finali di energia attraverso tecnologie verdi. L’ottimo livello raggiunto non è però che una tappa intermedia nel percorso di transizione low carbon a lungo termine: un percorso che esula dai confini nazionali, come dimostrato dall’accordo di Parigi, siglato da 195 Paesi nel dicembre 2015 durante la ventunesima conferenza delle parti (COP 21).

Generazione diffusa o big energy company? È ora di scegliere

In Italia, nella bozza del nuovo decreto per l’incentivazione alle fonti rinnovabili (FER) è evidente un orientamento favorevole alle aste e agli impianti di taglia maggiore. Non dobbiamo, tuttavia, dimenticare che il decreto copre solo il prossimo triennio al termine del quale la strada verso gli obiettivi di produzione FER fissati dalla nuova Strategia Energetica Nazionale (SEN) per il 2030 sarà ancora lunga e tutta da tracciare. Non è un caso se nel testo della SEN ritroviamo fianco a fianco, nell’auspicata market parity, i Power Purchase Agreement (PPA), ovvero il superamento delle aste per gli impianti di taglia maggiore, e l’agevolazione dell’autoconsumo.

Incentivazione delle rinnovabili: nuovi problemi, vecchi errori

L’incentivazione delle rinnovabili in Italia incominciò col passo sbagliato. La legge 9 del 1991 tolse il limite di 3 MW posto dalla legge 308/82 alla libera produzione elettrica con fonti rinnovabili e obbligò Enel ad acquistare tale energia a prezzi incentivanti. Estese però questi benefici anche alle fonti “assi­milate” (cogenerazione, utilizzo di calore da processi industriali, gassificazione del tar delle raffinerie).

Raddoppiare le rinnovabili: se la risposta fossero i PPA di Stato?

Si è sempre detto e scritto che quello delle rinnovabili sarebbe un progressivo percorso di avvicinamento al mercato, soprattutto inteso nella sua accezione di “mercato elettrico”.

Questa lunghissima rincorsa tra rinnovabili e mercato, durata più 20 anni (dai primi CIP6 alle ultime aste) sembra finalmente giunta al termine. Non sarà infatti sfuggito a chi legga la stampa di settore o frequenti convegni e simposi che il dibattito sulle rinnovabili è ormai pressoché monopolizzato dal tema della “piena integrazione delle rinnovabili con il mercato”, generalmente declinata in due modelli alternativi: la “market parity” e i PPA.

Regno Unito: la sfidante maturità delle fonti rinnovabili

Negli ultimi anni, la generazione da energie rinnovabili intermittenti (Variable Renewable Energy -VRE), in particolare da solare fotovoltaico ed eolico, ha subito una notevole trasformazione, passando dall’essere una tecnologia di nicchia fino a diventare una fonte standard nel mix di produzione dei paesi UE. Nel Regno Unito, dove la capacità da fonti rinnovabili istallata alla fine del 2017 era di 40,5 GW, le VRE hanno registrato un aumento del 13,3% (4,8 GW) rispetto all'anno precedente. Queste tendenze sono in gran parte ascrivibili all’efficientamento delle tecnologie rinnovabili che risultano sempre meno costose e maggiormente competitive in una ampia varietà di condizioni ambientali in tutto il paese.

L’esito della prima asta di capacità in Irlanda

Il mercato elettrico irlandese sta affrontando una serie di importanti cambiamenti strutturali poiché l’attuale sistema (The Single Electricity Market - SEM) è fortemente regolato e non è in linea con la normativa dell’Unione Europea, che mira a stimolare la concorrenza e ad armonizzare i mercati elettrici dei paesi membri. Pertanto, da qualche anno è cominciato un processo di riforma che porterà alla definizione di un nuovo mercato, I-SEM, che sarà operativo da maggio 2018

Occhiali per un mercato miope

Una delle peculiarità del mercato elettrico europeo, almeno per come lo conosciamo dall’avvio delle liberalizzazioni, è che fatica a guardare lontano nel tempo. Nato con le direttive di fine anni Novanta con l'obiettivo di promuovere la competizione in un settore storicamente rigido e monopolistico, il disegno del mercato Ue si è strutturato intorno alla contrattazione di breve termine, in cui buona parte dell’energia viene scambiata giorno per giorno sulle borse spot. Un sistema ancora oggi dominante ma che a un ventennio di distanza ha iniziato a mostrare alcune criticità, (ri)portando alla ribalta forme di contrattualizzazione di più lungo termine, tra le quali rientrano i cosiddetti meccanismi di capacità.

I capacity mechanisms nel contesto italiano

I meccanismi di remunerazione della capacità rappresentano un elemento centrale nel crocevia tra realizzazione degli obiettivi (nazionali ed europei) di energia prodotta da fonti rinnovabili sui consumi elettrici, graduale eliminazione (phasing out) degli impianti a carbone e implementazione della sicurezza e adeguatezza del sistema elettrico. In questo contesto, i fallimenti di mercato (come problemi di coordinamento e una scarsa elasticità della domanda) che si verificherebbero in un mercato non regolato rendono necessario un intervento dei soggetti competenti, tra i quali un ruolo preponderante è ricoperto dalle Autorità nazionali di regolamentazione

Come funziona il nuovo capacity market UK?

Il capacity market targato UK è stato introdotto con l’avvio nel 2013 della riforma del mercato elettrico britannico, basata sull’implementazione di un importante pacchetto di misure volte ad assicurare forniture energetiche affidabili e a basso contenuto carbonico. Il capacity market è una delle maggiori innovazioni previste dalla riforma ed è un meccanismo che garantisce una remunerazione su base regolare agli impianti "affidabili" (sia lato domanda che lato offerta) in cambio della messa a disposizione della relativa capacità quando il sistema è corto.

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