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Dott. Ing. Massimo Rivarolo

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La variazione del mix produttivo italianoLa variazione del mix produttivo italianoe gli effetti sul mercato elettricoe gli effetti sul mercato elettrico

Scuola Politecnica Università di GenovaDIME – Sez. Maset

ContenutiContenutiContenutiContenuti

• Mix produttivo attuale in Italia e influenza delle FER

• Gli strumenti incentivanti in Italia per le FER e i loro costi

• Il DM 5 luglio 2012 (fotovoltaico) e il DM 6 luglio 2012 (altre FER)• Gli effetti della diffusione delle FER sulla rete e sul mercato elettrico

• ESERCIZIO: Impatto economico delle FER su scala nazionale

Il sistema elettrico italiano: gli attoriIl sistema elettrico italiano: gli attoriIl sistema elettrico italiano: gli attoriIl sistema elettrico italiano: gli attori

È un ente indipendente, istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481, che opera

nell’ambito della regolazione del mercato libero dell’energia elettrica e del gas con

il compito di garantire:promozione della concorrenza e dell’efficienza nel settore dei servizi di pubblica utilità; adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e redditività; fruibilità dei servizi e diffusione in modo omogeneo sull’intero territorio nazionale; definizione di un sistema tariffario certo, trasparente e basato su criteri predefiniti; tutela degli interessi di utenti e consumatori.

AEEGSI (Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico)

Terna S.p.A.

È la società responsabile della trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica

sulla rete ad alta e altissima tensione sull’intero territorio nazionale. È inoltre responsabile dell’attività di programmazione, sviluppo e manutenzione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN).


è una società per azioni con il compito di erogare gli incentivi previsti per le fonti rinnovabili e assimilate, per la cogenerazione ad alto rendimento, per l’efficienza energetica, per i biocarburanti. Possiede e gestisce i dati relativi all’obbligo europeo relativo alle fonti rinnovabili.

Si occupa anche della commercializzazione dell’energia elettrica che accede ai regimi commerciali speciali (ritiro dedicato e scambio sul posto).

GSE (Gestore dei Servizi Energetici)

GME (Gestore dei Mercati Energetici)

è una società per azioni con il compito di organizzare e gestire il mercato elettrico e del gas secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e di concorrenza tra produttori, assicurando una adeguata disponibilità della riserva di potenza.


Fonte: AEEGSI (2015)

IL MIX PRODUTTIVO ENERGETICO

IN ITALIA

Variazione mix produttivo in ItaliaVariazione mix produttivo in ItaliaVariazione mix produttivo in ItaliaVariazione mix produttivo in ItaliaFonte: Relazione 308/2015/I/EFR www.autorita.energia.it

Confronto con altri StatiConfronto con altri StatiConfronto con altri StatiConfronto con altri Stati

Potenza installata in Italia (1931 – 2013)Potenza installata in Italia (1931 – 2013)Potenza installata in Italia (1931 – 2013)Potenza installata in Italia (1931 – 2013)

Rinnovabili: Potenza installata Rinnovabili: Potenza installata Rinnovabili: Potenza installata Rinnovabili: Potenza installata

Potenza installata in ItaliaPotenza installata in ItaliaPotenza installata in ItaliaPotenza installata in Italia

-Valore totale pari a circa 128 GW-Circa 50 GW (39%) sono fonti rinnovabili- Il contributo idroelettrico è rimasto circa costante (22 GW)- Aumento vertiginoso delle FER non programmabili, quali eolico (circa 9 GW) e solare (18 GW) negli ultimi anni.-Lieve diminuzione del termoelettrico, in termini di potenza.

Produzione di energia in ItaliaProduzione di energia in ItaliaProduzione di energia in ItaliaProduzione di energia in Italia

Produzione da impianti termoelettriciProduzione da impianti termoelettriciProduzione da impianti termoelettriciProduzione da impianti termoelettrici

Produzione da rinnovabiliProduzione da rinnovabiliProduzione da rinnovabiliProduzione da rinnovabili

Produzione di energia elettrica in ItaliaProduzione di energia elettrica in ItaliaProduzione di energia elettrica in ItaliaProduzione di energia elettrica in Italia

-Produzione totale di circa 290 TWh, in calo-Circa 178 TWh (61,4%) da impianti fossili, in forte calo con Quasi scomparsa dei prodotti petroliferi - Impianti a carbone per soddisfare il base-load (circa 45 TWh)

-E le fonti rinnovabili??

- La loro produzione è di 112 TWh e oggi incidono per il 38,6% del totale: nel 2004 il loro contributo era solo il 19%!

-La forte crescita di FER non programmabili (eolico e Soprattutto fotovoltaico) ha avuto forti effetti sul mercato.

Rinnovabili: 2000 vs 2013 Rinnovabili: 2000 vs 2013 Rinnovabili: 2000 vs 2013 Rinnovabili: 2000 vs 2013

Fonte: GSE

Evoluzione fotovoltaicoEvoluzione fotovoltaicoEvoluzione fotovoltaicoEvoluzione fotovoltaico

Potenza INSTALLATA (2013) 18053 MWEnergia PRODOTTA (2013) 21589 GWhORE OPERATIVE EQUIV. 1200 h

Evoluzione eolicoEvoluzione eolicoEvoluzione eolicoEvoluzione eolico

Potenza INSTALLATA (2013) 8561 MWEnergia PRODOTTA (2013) 14897 GWhORE OPERATIVE EQUIV. 1700 h

INCENTIVAZIONE DELLE RINNOVABILI

IN ITALIA

Strumenti per la promozione delle FERStrumenti per la promozione delle FERStrumenti per la promozione delle FERStrumenti per la promozione delle FER

Strumenti di comando e controllo

Strumenti economici

Altri strumenti

Ordini e imposizioni

Strumenti di prezzo

Strumenti di quantità

Es: limiti imposti, obblighi, standard

Es: tariffe fisse, premi, sussidi, tasse

Es: incentivi sotto forma di titoli negoziabili

Es: semplificazioni, priorità, esoneri,

detrazioni

Strumenti incentivanti (1)Strumenti incentivanti (1)Strumenti incentivanti (1)Strumenti incentivanti (1)

Strumenti di comando e controllo:

consistono nella definizione di imposizioni o divieti. Necessitano di penali o sanzioni nei casi in cui vengono disattesi.

Strumenti economici di prezzo:

consistono nella definizione di un prezzo di ritiro di un bene o nella definizione di una tassa o di un contributo a fondo perduto. Sono semplici da applicare ma difficili da determinare in modo corretto (non devono essere né troppo bassi né troppo alti), per cui potrebbero non raggiungere l’obiettivo desiderato. Necessitano di continua verifica e aggiornamento.

Strumenti incentivanti (2)Strumenti incentivanti (2)Strumenti incentivanti (2)Strumenti incentivanti (2)

A loro volta gli strumenti economici di prezzo possono consistere in:

Feed in tariff: definizione di un prezzo fisso di ritiro di un bene, quale, ad esempio, l’energia elettrica prodotta e immessa in rete. L’incentivo, riconosciuto per l’energia elettrica immessa in rete, include la vendita dell’energia elettrica che, quindi, non rimane nella disponibilità del produttore. L’energia elettrica immessa in rete viene ritirata a un prezzo già inclusivo dell’incentivo.

Feed in premium: definizione di un premio riconosciuto ad un bene, quale, ad esempio, l’energia elettrica prodotta. L’incentivo non include la vendita del bene che rimane nella disponibilità del produttore, garantendo più flessibilità rispetto al feed in tariff.

Strumenti incentivanti (3)Strumenti incentivanti (3)Strumenti incentivanti (3)Strumenti incentivanti (3) Strumenti economici di quantità

consistono nella definizione della quantità di energia elettrica che si desidera incentivare. Necessitano di:

definizione di un bene indifferenziato oggetto di negoziazione (titoli);

esistenza di una domanda (tramite cui si impone la quantità da incentivare) e di un’offerta per questo bene, nonché di un mercato dove si incontrano domanda e offerta;

disponibilità di un numero di operatori e di volumi di scambi sufficientemente alti per garantire la liquidità del mercato.

Il valore dell’incentivo non è noto a priori, ma deriva dal mercato.

Esempi sono i Certificati Bianchi (o TEE) e le quote di emissioni di CO2.

Anche i Certificati Verdi (CV) rientravano in questa categoria.

Strumenti incentivanti nei paesi UEStrumenti incentivanti nei paesi UEStrumenti incentivanti nei paesi UEStrumenti incentivanti nei paesi UE

Fonte: GSE

Feed in tariff e feed in premiumSono strumenti economicidi prezzo di incentivazione.

Energia elettrica da FER incentivataEnergia elettrica da FER incentivataEnergia elettrica da FER incentivataEnergia elettrica da FER incentivata

Costo degli strumenti incentivanti Costo degli strumenti incentivanti (impatto in A3)(impatto in A3)

Costo degli strumenti incentivanti Costo degli strumenti incentivanti (impatto in A3)(impatto in A3)

Costo degli strumenti incentivantiCosto degli strumenti incentivantiCosto degli strumenti incentivantiCosto degli strumenti incentivanti

Tariffa (cliente domestico): 0,19 €/kWh

IV trimestre 2015

Gli oneri generali di sistema hannorappresentato una quota sempre crescente negli ultimi anni in bolletta elettrica.

Sono costituiti da tante voci, le ripartizionivariano a seconda di tipologia di utente.A3 (incentivi alle fonti rinnovabili)rappresenta la componente più significativa.

http://www.autorita.energia.it/

Prezzo energia elettricaPrezzo energia elettricaPrezzo energia elettricaPrezzo energia elettricaUtenza domestica sino a 3 kW (www.autorita.energia.it)

priorità di dispacciamento dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete (d. lgs. n. 79/99);

semplificazioni nelle procedure per la connessione (delibera ARG/elt 99/08 dall’1 gennaio 2009);

per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell’energia elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro dedicato, delibera n. 280/07 dall’1 gennaio 2008);

in alternativa alla cessione dell’energia immessa in rete, scambio sul posto (delibera ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009). Questa possibilità è prevista per gli impianti fino a 200 kW;

incentivi economici, tra cui certificati verdi, incentivi in conto energia (feed in premium), tariffa fissa onnicomprensiva (feed in tariff).

Vantaggi FER sul mercato elettricoVantaggi FER sul mercato elettricoVantaggi FER sul mercato elettricoVantaggi FER sul mercato elettrico

I Certificati Verdi (CV): come sono nati? I Certificati Verdi (CV): come sono nati? I Certificati Verdi (CV): come sono nati? I Certificati Verdi (CV): come sono nati?

Dal 2002 al 2015, tutti i produttori di energia elettrica da fonti energetiche convenzionali devono immettere in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili pari al x% dell’energia prodotta nel corso dell’anno solare precedente, eccedente i 100 GWh, al netto della CAR e dell’autoconsumo.

La domanda è quindi rappresentata dai produttori di energia elettrica da fonti energetiche convenzionali. La quota d’obbligo, inizialmente posta pari al 2%, è cresciuta fino al 7,55% ed è poi stata ridotta fino all’abolizione del meccanismo dall’1 gennaio 2016.

L’offerta è rappresentata dai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili entrati in esercizio tra l’1 aprile 1999 e il 31 dicembre 2012. Ad essi vengono assegnati i Certificati Verdi (CV).

I CV sono uno strumento economico di quantità

I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV)

• Assegnati in riferimento all’energia elettrica prodotta nei primi 15 anni a partire dalla data di entrata in esercizio dell’impianto;

• Per i produttori di energia elettrica da fonti convenzionali sono un titolo da acquistare per adempiere all’obbligo;

• Per i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili che ne hanno diritto sono un titolo da vendere, ricavando un vero e proprio incentivo economico riferito alla produzione. Tale ricavo si somma ai ricavi di vendita dell’energia elettrica.

• Possono essere venduti e acquistati attraverso contratti bilaterali stipulati tra le parti oppure partecipando alla “borsa” dei certificati verdi organizzata dal GME;

Il valore dei CV dipende da meccanismi di mercato, non è amministrato

Il meccanismo dei CV terminerà il 31 dicembre 2015.

I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV)I Certificati Verdi (CV) 1 CV = 1 MWh equivalente afferente a produzione da fonti rinnovabili.

Dal 2008, il numero dei CV spettanti a un produttore si ottiene moltiplicando l’energia elettrica netta prodotta per un coefficiente correttivo.

Fontecoefficienti moltiplicativi per la determinazione

del numero dei CV

Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kW 1,00

Eolica off-shore 1,50

Geotermica 0,90

Moto ondoso e maremotrice 1,80

Idraulica 1,00

Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo

1,30

Biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro oppure di filiere corte (entro un raggio di 70 km).

1,80

Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente

0,80


del numero dei CV


Eolica off-shore 1,

Geotermica 0,90


Idraulica 1,00



1,80


0,80


del numero dei CV



Geotermica 0,90


Idraulica 1,00


1,30


1,80


0,80


del numero dei CV



Geotermica 0,90


Idraulica 1,00


1,30


1,80


0,80


del numero dei CV


Eolica off-shore 1,

Geotermica 0,90


Idraulica 1,00



1,80


0,80


del numero dei CV


Eolica off-shore 1,

Geotermica 0,90


Idraulica 1,00



1,80


0,80

Incentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaico

Strumento economico di prezzo basato sulla definizione di un premio riconosciuto all’energia elettrica prodotta (feed in premium) fino al IV conto energia. (cioè impianti entrati in esercizio prima del 27 agosto 2012, come previsto dal DM 5 maggio 2011)

L’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici viene incentivata dal GSE riconoscendo un incentivo per i primi 20 anni di esercizio. Tale incentivo, fino al quarto conto energia, non include la vendita dell’energia elettrica, che si somma ai ricavi che ne derivano (feed in premium).

Incentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoCon il V conto energia (impianti entrati in esercizio dal 27/8/2012 al 6/7/2013):

gli impianti fotovoltaici di potenza nominale fino a 1 MW hanno diritto a una tariffa onnicomprensiva da applicarsi all’energia elettrica prodotta netta immessa in rete (feed in tariff), nonché ad un premio da applicarsi all’energia elettrica prodotta netta consumata in sito (feed in premium);

gli impianti fotovoltaici di potenza nominale superiore a 1 MW hanno diritto, per l’energia elettrica prodotta netta immessa in rete (che resta nella disponibilità del produttore), ad un incentivo pari alla differenza, se positiva, tra la tariffa incentivante e il prezzo zonale orario di mercato, nonché ad un premio da applicarsi all’energia elettrica prodotta netta consumata in sito (feed in premium).

Per impianti fotovoltaici entrati in esercizio dopo il 6/7/2013 gli incentivi non sono più in vigore

Incentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaicoIncentivi al fotovoltaico

Confronto tra Germania e Italia (i due stati europei con maggioreProduzione da fotovoltaico)

Energia incentivata (FV)Energia incentivata (FV)Energia incentivata (FV)Energia incentivata (FV)

Impatto in A3 incentivi FVImpatto in A3 incentivi FVImpatto in A3 incentivi FVImpatto in A3 incentivi FV

Incentivi per le altre FERIncentivi per le altre FERIncentivi per le altre FERIncentivi per le altre FER

Il Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 (vigente dal 2013) prevede che:

gli impianti alimentati da FER diverse da solare di potenza nominale fino a 1 MW abbiano diritto a una tariffa onnicomprensiva da applicarsi all’energia elettrica prodotta netta immessa in rete (feed in tariff);

gli impianti alimentati da FER diverse da solare di potenza nominale superiore a 1 MW abbiano diritto, per l’energia elettrica prodotta netta immessa in rete (che resta nella disponibilità del produttore), ad un incentivo pari alla differenza, se positiva, tra la tariffa incentivante e il prezzo zonale orario (feed in premium);

gli incentivi (il cui valore dipende dalla fonte) siano riconosciuti per la cosiddetta vita utile di un impianto, variabile (in funzione della fonte) tra 15 e 25 anni.

Incentivi per le altre FERIncentivi per le altre FERIncentivi per le altre FERIncentivi per le altre FER

Il medesimo decreto prevede che i valori unitari delle tariffe incentivanti siano definiti tramite procedure concorsuali nel caso di:

-impianti idroelettrici con potenza nominale superiore a 10 MW

-impianti geotermoelettrici di potenza superiore a 20 MW

-impianti alimentati dalle altre FER di potenza superiore a 5 MW.

Per gli altri impianti i valori unitari delle tariffe incentivanti sono amministrati.

Strumento economico di prezzo basato sulla definizione di un premio riconosciuto all’energia elettrica prodotta o di un prezzo fisso di ritiro dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete

Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012

Novità

Il decreto modifica completamente il meccanismo incentivante regolato dal DM 18/12 2008 che prevedeva di poter scegliere tra Tariffa Onnicomprensiva e Certificati Verdi: la tariffa onnicomprensiva rimane immutata (impianti fino a 1 MW) in modo da garantire un ritorno fisso e prevedibile.

I CV vengono sostituiti da un sistema meno complesso che ha la caratteristica di premiare energia immessa in rete e non energia prodotta dall’impianto

Tariffe incentivanti Tariffe incentivanti Tariffe incentivanti Tariffe incentivanti

Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Per ciascuna fonte, tipologia e classe di potenza è stabilita una Tariffa Base Incentivante che include sia l'incentivo sia la valorizzazione economica dell’energia immessa in rete (prezzo zonale dell'energia immessa in rete).

Alla Tariffa Base Incentivante si possono aggiungere specifici premi.

Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012Il DM 6 luglio 2012

TARIFFA ONNICOMPRENSIVA: GSE ritira energia - valore tariffa incorpora incentivo e vendita (impianti fino a 1 MW)

TARIFFA BASE+INCENTIVANTE: incentivo puro su energia in rete, essa non viene ritirata da GSE che provvede alla determinazione dell’incentivo I sulla base dei dati della produzione netta in rete e dei prezzi zonali di mercato.

I= Pr – Pz + Tb

EFFETTI DELLE FER SUL MERCATO

ELETTRICO

Flussi di energia in reteFlussi di energia in reteFlussi di energia in reteFlussi di energia in rete-2004: flussi dal Nord al Sud-2013: per effetto delle FER, specie al Sud, dove la domanda è minore, si è verificata un’inversione.

Nuove connessioniNuove connessioniNuove connessioniNuove connessioni

-Forte effetto del fotovoltaico. Con la riduzione degli incentivisul FV (DM 5 luglio 2012) si sono ridotte le richieste.

Nuove connessioniNuove connessioniNuove connessioniNuove connessioni-Un grande aumento di richieste di connessione implica unasaturazione della rete, che necessita quindi di potenziamenti.

Saturazione virtuale delle retiSaturazione virtuale delle retiSaturazione virtuale delle retiSaturazione virtuale delle reti-Il problema della saturazione si sta comunque attenuando negliultimi anni, grazie agli interventi dell’Autorità a partire dal 2011.

Efficienza degli impianti termoelettriciEfficienza degli impianti termoelettriciEfficienza degli impianti termoelettriciEfficienza degli impianti termoelettrici- Legame tra diffusione FER e riduzione efficienza

Curva di produzioneCurva di produzioneCurva di produzioneCurva di produzione

Evoluzione del prezzo sul mercatoEvoluzione del prezzo sul mercatoEvoluzione del prezzo sul mercatoEvoluzione del prezzo sul mercato

Il profilo di carico residuo (Italia)Il profilo di carico residuo (Italia)Il profilo di carico residuo (Italia)Il profilo di carico residuo (Italia)

- Effetti di FER nonprogrammabili in aumento;- La parte rimanente delcarico viene coperta da impianti programmabili;- Cosa fare se le FERnon programmabili nonproducono quanto previsto?

Il profilo di carico residuo (Sud Italia)Il profilo di carico residuo (Sud Italia)Il profilo di carico residuo (Sud Italia)Il profilo di carico residuo (Sud Italia)

- Situazione ancora peggiore;- Si rischia il taglio dellaproduzione;

OsservazioniOsservazioniOsservazioniOsservazioni

-A partire dal 2011, il prezzo massimo non si ha nelle ore diMax produzione, ma si ha dalle 17 alle 21.-In tali ore NON si ha produzione da fotovoltaico, che inveceÈ massima nelle ore centrali.-In questo contesto gli impianti termoelettrici (es. cicli combinati),che erano progettati al momento della loro installazione per Soddisfare il carico di base e lavorare in condizioni circa costanti e nominali nelle ore centrali,si trovano a lavorare in condizioni di off-design, con richiesta di una grande flessibilità (per cui NON erano progettati).

Come lavorano oggi i cicli combinati? Come lavorano oggi i cicli combinati? Come lavorano oggi i cicli combinati? Come lavorano oggi i cicli combinati?

Ad oggi, molti cicli combinati lavorano per un numero di ore nettamente inferiore a quelle di progetto.

A causa dei lunghi tempi di accensione/spegnimento e dei costirelativi a tali operazioni, si sceglie spesso di far lavorare gli impianti anche quando “non conviene”, in quanto il prezzo dell’energia elettrica sul mercato è minore.

Interventi dell’Autorità: rinegoziazione dei contratti del gasnaturale, con un suo abbassamento per quanto concerne il prezzodi approvvigionamento.

Soluzioni futureSoluzioni futureSoluzioni futureSoluzioni future

-Sviluppo di nuove tecnologie per permettere una maggioreflessibilizzazione degli impianti termoelettrici

-Importanza degli impianti idroelettrici a pompaggio, che possonoassorbire eccedenza da FER non programmabili durante il giornoe poi restituire tale energia accumulata nelle ore serali (17-21).

-Cogenerazione ad Alto Rendimento per i cicli combinati

-Si pone il problema delle tecnologie: ha senso investire sullamassimizzazione del rendimento di targa di cicli che non lavoranoquasi mai in condizioni di progetto??

EsempioEsempioEsempioEsempioNel 2012, l’incentivazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili ha comportato una spesa complessiva pari a circa 12 miliardi di euro l’anno, per una produzione di energia elettrica stimabile in circa 67 TWh all’anno. Si supponga, a parità di produzione complessiva di energia elettrica, che:

1)gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sostituiscano cicli combinati, alimentati da gas naturale (approssimabile come CH4 con PCI = 46 MJ/kg)2)Il prezzo medio di approvvigionamento del gas naturale all’ingrosso sia pari a circa 28 €/MWh, mentre il valore di mercato di una tonnellata di CO2 emessa sia pari a circa 7 €/t3)L’aumento dei cicli di accensione e spegnimento degli impianti alimentati da gas naturale, che hanno prodotto circa 130 TWh, nonché il loro prolungato funzionamento a carico parziale comporti una riduzione del loro rendimento medio da 52% a 45%.

EsempioEsempioEsempioEsempio

Con tali ipotesi, trascurando tutto quanto non esplicitamente richiamato, si calcoli:

1.il minore costo complessivo annuo per l’acquisto all’ingrosso di gas naturale;2.il minore costo complessivo annuo sostenuto per l’acquisto di quote di emissione della CO2;3.il numero degli anni necessari affinché i maggiori costi sostenuti per l’erogazione degli strumenti incentivanti nel solo 2012 siano compensati dai sopra richiamati minori costi (a parità di tutto il resto).

Dott. Ing. Massimo Rivarolo

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La variazione del mix produttivo italianoLa variazione del mix produttivo italianoe gli effetti sul mercato elettricoe gli effetti sul mercato elettrico

Scuola Politecnica Università di GenovaDIME – Sez. Maset

la variazione del mix produttivo italiano e gli effetti ... · il sistema elettrico italiano: gli...

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