Alberto Gelmini, Fabio Lanati, Michele Benini, Massimo Gallanti Sviluppo Sistemi Energetici - RSE
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Introduzione
I sistemi elettrici presentano diversi vincoli tecnici particolarmente complessi (ad esempio: limiti di trasporto della rete e vincoli di fles- sibilità degli impianti di generazione) che hanno effetti rilevanti sulla gestione operativa e che sono solo parzialmente, in maniera approssimata, o per nulla, rappresentabili nei modelli energetici di lungo termine; questi ultimi, infatti, si basano su una discretizza- zione temporale a grana molto più grossa di quella oraria, indispen- sabile per la simulazione del mercato/sistema elettrico.
A partire dai risultati per il settore elettrico dello Scenario di Riferi- mento BASE, in termini di capacità di generazione e di domanda elettrica all’anno 2030, RSE ha quindi svolto con appositi strumenti una simulazione del mercato elettrico (simulazione BASE) ed una valutazione delle criticità nell’esercizio in sicurezza del sistema (si- mulazione BASE_RIS).
Nella simulazione BASE si rappresenta il funzionamento del mer- cato del Giorno Prima (MGP) che non tiene conto di molti dei vincoli necessari per la sicurezza del sistema elettrico; questi invece sono ripresi in una seconda simulazione, BASE_RIS, dove si aggiungono i vincoli orari di riserva (secondaria, terziaria pronta e di sostitu- zione, sia a salire sia a scendere). In questo modo si ha una simula- zione più vicina all’esercizio reale del sistema elettrico e, di conseguenza, dei risultati più precisi sulla adeguatezza/sicurezza del sistema. Per contro, ci si allontana dalle dinamiche di funziona- mento del Mercato del Giorno Prima, ottenendo prezzi non più rap- presentativi di tale mercato.
Per quanto riguarda i dati di input delle simulazioni, il parco ter- moelettrico dispacciabile alimentato a combustibili fossili risultante dallo scenario BASE per l’anno 2030, a confronto con il 2015, è ri- portato in Tabella 32.
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Lo scenario BASE è inoltre caratterizzato da uno sviluppo contenuto delle fonti rinnovabili con una produzione, al 2030, superiore del 18% rispetto a quella dell’anno 2015, come mostrato in Tabella 33. Al fine di rappresentare nelle simulazioni il modello zonale del mercato elettrico italiano, si è provveduto a definire una ripartizione zonale delle produzioni da fonti rinnovabili (Tabella 34), tenendo in conto:
la distribuzione attuale; •
CAPACITÀ E PRODUZIONE DA FER AL 2015 E PROIEZIONI AL 2030 NELLO SCENARIO BASE TABELLA 33 Tipologia 2015 2030 - BASE GW TWh GW TWh Fotovoltaico 18,9 22,9 25,2 32,3 CSP 0,2 0,8 Eolico on-shore 9,2 14,9 11,2 24,2 Eolico off-shore 0,3 0,8 Geotermico 0,8 6,2 0,9 6,9
Idroelettrico (pompaggio escluso) 18,5 45,5 18,0 49,8
di cui serbatoio + bacino 12,8 25,8
di cui acqua fluente 5,2 24,0
Biomassa e rifiuti (solo quota FER) 4,0 19,4 3,5 13,7
TOTALE rinnovabili 108,9 129
PARCO TERMOELETTRICO DISPACCIABILE AL 2015 E PROIEZIONI AL 2030 NELLO SCENARIO BASE TABELLA 32
Tipologia – MW 2015 2030 - BASE
CCGT 40.900 45.500
Carbone 8.700 5.300
Olio 3.200 820
OCGT e altri a gas naturale 6.750 3.640
le proiezioni dell’installato al 2020 basato sulle richieste di con- •
nessione (TERNA);
i potenziali di sviluppo zonali (solo per le fonti con significativi •
incrementi al 2030).
Riguardo allo sviluppo atteso della rete di trasmissione nazionale, esso è stato modellato mediante l’incremento delle capacità di tran- sito interzonali, nell’ipotesi di completa implementazione del Piano di Sviluppo di TERNA 2016 (Tabella 35).
È inoltre stato considerato lo sviluppo delle interconnessioni con l’estero riportato in Tabella 36, che vede un incremento complessivo della capacità di importazione di circa 5,4 GW rispetto al 2016.
RIPARTIZIONE ZONALE DELLE PRODUZIONI
DA FONTI RINNOVABILI AL 2030 NELLO SCENARIO BASE, TWh TABELLA 34
Zona Eolico onshore Eolico offshore Bioenergie Rifiuti non FER FV
CN 0,4 0,0 0,6 0,1 3,7 CS 5,2 0,0 1,5 0,5 4,8 NO 0,3 0,0 8,6 1,7 12,9 SA 2,4 0,1 0,6 0,0 1,5 SI 4,2 0,5 0,2 0,0 2,7 SU 11,7 0,3 2,2 0,2 6,7 Italia 24,2 0,9 13,7 2,5 32,3
LIMITI DELLE CAPACITÀ DI TRANSITO INTERZONALI (MW) AL 2030 TABELLA 35
←
Sezione→
2.100 NO-CN 4.100 3.100 CN-CS 1.900 5.700 CS-SU - 1.150 SU-SI 1.100 300 CN-SA 300 800 SA-CS 1.000SVILUPPO ATTESO DELLE INTERCONNESSIONI CON L’ESTERO AL 2030 TABELLA 36 Frontiera 2016 MW Incremento MW 2030 MW Francia 3.150 +1.200 4.350 Svizzera 4.240 +1.200 5.440 Austria 315 +965 1.280 Slovenia 730 +800 1.530 Grecia 500 - 500 Montenegro - +1.200 1.200 Malta 200 - 200
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La richiesta sulla rete (domanda per usi finali più perdite di rete) al 2030 nello scenario BASE è pari a 335 TWh. Al fine di rappresentare nelle simulazioni il modello zonale del mercato elettrico italiano, si è provveduto a regionalizzare la domanda replicando lo scenario energetico BASE con il modello multiregionale del sistema energe- tico nazionale MONET di RSE, vincolando i consumi nazionali per fonte e settore e lo sviluppo dei singoli settori e sotto-settori indu- striali agli stessi valori dello scenario BASE.
Il modello MONET ha quindi determinato una evoluzione della do- manda nelle varie regioni in funzione della maggior presenza di al- cuni settori di consumo rispetto ad altri.
Nell’effettuazione della regionalizzazione sono stati anche esplici- tati i maggiori consumi per raffrescamento edifici stimati al 2030 in seguito sia alla progressiva diffusione di tale servizio energetico, sia all’incremento delle temperature atteso in funzione dei cambia- menti climatici. Tale incremento di consumi determina una varia- zione significativa nella forma del profilo di carico nel periodo estivo, accentuando i picchi estivi di circa 6,2 GW, fino a determinare un picco massimo di 65,5 GW al 2030.
Per quanto riguarda il saldo netto import/export, per lo scenario BASE è stato assunto il valore di 31 TWh, in linea con quanto risulta dallo scenario EU Reference 2016. Occorre peraltro notare che, simu- lando l’intero sistema elettrico europeo configurando generazione
e carico degli altri Paesi come da scenario EU Reference 2016, il saldo import/export risultante sarebbe pari a 57 TWh: si è peraltro deciso di mantenere il valore di 31 TWh allo scopo di garantire una mag- giore confrontabilità con lo scenario della Commissione e conside- rando l’evoluzione attesa del parco di generazione europeo verso un mix più simile a quello italiano, in seguito a riduzioni attese della capacità nucleare e a carbone/lignite.
Le simulazioni sono state effettuate ipotizzando che la strategia d’offerta della produzione termoelettrica sul mercato elettrico sia quella di garantire almeno il recupero dei costi variabili complessivi (nei limiti concessi dai vincoli di flessibilità delle unità di produ- zione). Si è considerato dunque che il prezzo offerto debba tenere conto dei costi di combustibile medi, dei costi associati delle emis- sioni di CO2, dei costi variabili di O&M e dei costi di accensione.