È quanto emerge dal Rapporto Adeguatezza Italia 2023 pubblicato da Terna. Ecco le sfide del sistema italiano
Il sistema elettrico italiano risulterà mediamente adeguato e non necessiterà di nuova capacità. È quanto emerge dal Rapporto Adeguatezza Italia 2023 pubblicato ieri da Terna, con il quale analizza l’evoluzione attesa del sistema nei prossimi anni e individua le risorse necessarie per mantenere il sistema elettrico adeguato.
RISCHI SPECIFICI IN CASO DI TEMPERATURE ESTREME
Con il termine “adeguatezza” si intende la capacità del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto dei requisiti di sicurezza e qualità̀ del servizio. “Le analisi effettuate hanno comunque evidenziato il permanere di uno specifico rischio relativo al possibile verificarsi” di “periodi prolungati di alte temperature che determinano picchi nel fabbisogno di energia elettrica, causati dalla maggiore richiesta di condizionamento estivo”; “prolungate condizioni di scarsa idraulicità dovute a mesi siccitosi, con conseguente calo della produzione idroelettrica e della disponibilità della capacità termoelettrica con tecnologia a ciclo chiuso (CCGT o impianti a carbone) situata sui fiumi, in ragione delle conseguenti limitazioni al funzionamento dei sistemi a condensazione ad acqua”; “riduzione della potenza termoelettrica disponibile in concomitanza dei periodi ad alta temperatura, dovuti a fenomeni di derating termico per vincoli dovuti ai limiti alle temperature dell’acqua del mare in prossimità degli scarichi delle centrali, resi più difficili da rispettare in ragione dell’aumentare delle temperature marine (limiti ATS)”.
SISTEMA ITALIANO IN FASE DI CAMBIAMENTO VERSO LE RINNOVABILI
Terna ha spiegato nel rapporto che il sistema elettrico italiano “sta attraversando una fase di continui e profondi cambiamenti” legati alla produzione di rinnovabili che rappresentano “una straordinaria opportunità di rendersi maggiormente indipendenti dai combustibili fossili che espongono il Paese a rischi di approvvigionamento di natura geopolitica o collegati a tensioni sui mercati internazionali”.
LE SFIDE GESTIONALI DEL PASSAGGIO DAL TERMOELETTRICO ALLE RINNOVABILI NON PROGRAMMABILI
La progressiva sostituzione della generazione termoelettrica programmabile a gas con fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) implica infatti “la necessità di affrontare e superare importanti sfide nella gestione del sistema elettrico, quali: garantire l’adeguatezza del sistema, considerando l’aleatorietà delle FRNP e quantificando opportunamente il contributo di accumuli ed import; gestire la progressiva riduzione della potenza regolante e dell’inerzia, a seguito della sempre minore presenza in servizio di capacità rotante programmabile; gestire le problematiche di regolazione di tensione (sovratensioni e buchi di tensione) e di instabilità di frequenza (oscillazioni e separazioni di rete non controllate); mitigare l’aumento delle congestioni di rete legato allo sviluppo delle FER, per sua natura non omogeneo rispetto ai centri di consumo”.
LA SFIDA DEGLI APPROVVIGIONAMENTI A CAUSA DELLA SITUAZIONE GEOPOLITICA
A queste sfide si è aggiunta recentemente “anche la necessità di far fronte a una sempre maggiore instabilità degli approvvigionamenti energetici come conseguenza diretta del contesto geopolitico. Tale instabilità, che interessa tutta l’area europea, si traduce per l’Italia nella necessità di una valutazione sempre più attenta e mirata sia dell’utilizzo della fonte gas ai fini della copertura della domanda di energia sia dell’effettivo contributo atteso dell’import di elettricità dai Paesi limitrofi, soggetti anch’essi alle medesime criticità. Il RAI 2022 ha evidenziato nel medio termine rischi di adeguatezza corrispondenti al contemporaneo verificarsi di alte temperature e bassa idraulicità, situazione che di fatto si è già verificata nel corso dell’estate 2022, determinando l’erosione del margine di adeguatezza per le aree Nord e Centro Nord”.
“Nello scenario di lungo termine (2033), grazie al rilevante aumento delle FRNP, dei sistemi di accumulo e di un ulteriore sviluppo della rete di trasmissione, il sistema elettrico italiano potrà rinunciare, oltre alle centrali a carbone già dismesse, anche a una parte del parco di generazione a gas. A riguardo, si ricorda che la restante parte della capacità di generazione termoelettrica, ancora necessaria a garantire l’adeguatezza, potrebbe non essere sostenibile economicamente con i soli mercati spot – si legge nel report -. Infatti, secondo le analisi di sostenibilità economica eseguite sia sul medio che sul lungo termine, l’importante incremento delle FRNP e accumuli determinerà una sostanziale riduzione delle ore di funzionamento del parco di generazione termoelettrica da fonte fossile, con conseguente contrazione dei margini di guadagno. Secondo le simulazioni effettuate, la capacità complessivamente stimata “in uscita per insostenibilità economica” (ovvero con margini di contribuzione inferiori ai costi fissi) risulta pari a 14,8 GW nel medio termine e ben 19,7 GW nel lungo termine. Se ciò accadesse, la capacità termica disponibile si ridurrebbe a valori ben inferiori al minimo necessario per garantire l’adeguatezza nei due orizzonti temporali (circa 39 GW contro i 50,2 GW necessari nel medio termine e circa 33 GW contro i 41 GW necessari nel lungo termine)”.
SENZA FORME DI CONTRATTUALIZZAZIONE A TERMINE SISTEMA NON COMPATIBILE CON I REQUISITI DI ADEGUATEZZA
Le analisi effettuate hanno evidenziato quindi che, “senza forme di contrattualizzazione a termine, ovvero meccanismi tali da garantire il mantenimento in esercizio della capacità minima necessaria, il sistema – qualora si affidasse ai soli segnali di prezzo provenienti dai mercati spot – si porterebbe ad un punto di equilibrio economico (in termini di capacità termica disponibile) non compatibile con i requisiti di adeguatezza”, spiega Terna.
In sostanza, “nel medio termine (2028), le analisi hanno evidenziato come la contemporanea presenza di quanto già contrattualizzato nelle aste del CM (‘22, ‘23 e ‘24), di quanto previsto dal Piano di Sviluppo della RTN (in particolare il Tyrrhenian link e l’Adriatic Link), in assenza di ulteriori dismissioni, oltre a quelle già previste per gli impianti a carbone, il sistema elettrico italiano risulterebbe mediamente adeguato e non necessita di nuova capacità”.
Tuttavia, “fenomeni metereologici estremi, come quelli occorsi nell’estate del 2022 e che rischiavano, date le premesse, di ripresentarsi anche nel corso del 2023, possono compromettere la disponibilità del parco di generazione italiano e, conseguentemente, incidere in maniera significativa sull’adeguatezza del sistema”, si legge nel report. Che suggerisce “oltre a garantire il mantenimento in esercizio di una quantità di generazione termoelettrica sufficiente attraverso meccanismi di contrattualizzazione a termine”, la necessità di “promuovere – attraverso il mercato della capacità – l’adeguamento degli impianti termoelettrici dotati di sistemi di raffreddamento ad acqua, attraverso interventi che riducano la dipendenza della produzione di tali impianti dalla disponibilità e dalle temperature dell’acqua, nei periodi più critici dell’anno dal punto di vista dell’adeguatezza del sistema. Con tale obiettivo, tramite un atto di indirizzo, il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha chiesto a Terna di modificare la Disciplina del mercato della capacità”.
RISCHI DI ADEGUATEZZA ULTERIORMENTE ATTENUATI NEL LUNGO TERMINE (2033) GRAZIE AL CONTRIBUTO DERIVANTE DALLO SVILUPPO PIANIFICATO DI FRNP, ACCUMULI E INFRASTRUTTURE DI RETE
“Potenziali rischi di adeguatezza vengono ulteriormente attenuati nel lungo termine (2033) grazie al contributo derivante dallo sviluppo pianificato di FRNP, accumuli e infrastrutture di rete, qualora non vi fossero ulteriori dismissioni oltre quelle previste dagli scenari di riferimento”, ha affermato Terna secondo cui specifiche analisi sulla sostenibilità economica degli impianti di generazione termoelettrica (EVA-Economic Viability Assessment) hanno mostrato, tuttavia, come nel medio e lungo termine le ore di funzionamento attese degli impianti tendono a ridursi comportando un potenziale decommissioning di 14,8 GW nel medio termine e 19,7 GW nel lungo termine. Entrambi gli anni orizzonte mostrano una evidente inadeguatezza nella condizione in cui si ipotizzano dismessi tutti gli impianti termoelettrici risultanti non sostenibili dall’analisi EVA. Al fine di mantenere il sistema elettrico italiano adeguato occorre mantenere in esercizio almeno 50,2 GW di installato termoelettrico nel mediotermine e almeno 41 GW nel lungo termine”.
LE AREE MAGGIORMENTE CRITICHE RISULTANO ESSERE IL NORD, IL CENTRO NORD E IL CENTRO SUD
“Tale risultato conferma la necessità per il sistema elettrico, anche nel lungo termine, di un meccanismo di contrattualizzazione a termine tale da garantire il mantenimento in esercizio di un quantitativo minimo di capacità – ha aggiunto Terna -. Infine, le analisi hanno evidenziato che, nella maggior parte delle simulazioni effettuate, le aree maggiormente critiche risultano essere il Nord, il Centro Nord e il Centro Sud, dove è concentrata la maggior parte della capacità termoelettrica e dove risiede circa l’80% del fabbisogno elettrico. I periodi maggiormente rischiosi sono strettamente legati all’aumentare del carico residuo del sistema. In generale, quindi, si verificano in corrispondenza di un alto valore della domanda, legato tipicamente alle temperature più estreme in estate e inverno, e di un basso contributo della generazione fotovoltaica durante le fasce serali/notturne”, ha concluso Terna.