Permane comunque uno specifico elemento di criticità corrispondente al contemporaneo verificarsi di una situazione di alte temperature, bassa idraulicità e scarso contributo dell’import
È online il Rapporto Adeguatezza Italia, con cui Terna analizza l’evoluzione attesa del sistema nei prossimi anni e individua le risorse necessarie per mantenere il sistema elettrico adeguato.
NEL MEDIO TERMINE SISTEMA ITALIANO ADEGGUATO
“Nel medio termine (2027-2028), 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), in assenza di ulteriori dismissioni oltre a quelle già previste per gli impianti a carbone e in assenza di drastiche riduzioni del contributo dell’import alla frontiera Nord, il sistema elettrico italiano risulta mediamente adeguato e non necessita di nuova capacità”, si legge nel report.
CRITICITÀ DA ALTE TEMPERATURE, BASSA IDRAULICITÀ E SCARSO CONTRIBUTO DELL’IMPORT
In questo scenario “permane comunque uno specifico elemento di criticità corrispondente al contemporaneo verificarsi di una situazione di alte temperature, bassa idraulicità e scarso contributo dell’import. Tale situazione, che di fatto si è già verificata nel corso dell’estate 2022, determinerebbe per le aree Nord e Centro Nord il superamento dei limiti ammissibili per la adeguatezza”.
OPPORTUNO INDIVIDUARE DELLE SOLUZIONI PER MIGLIORARE LA DISPONIBILITÀ DELL’ATTUALE PARCO DI GENERAZIONE
Nel medio termine quindi, “oltre a monitorare costantemente la realizzazione della capacità già contrattualizzata attraverso le aste del Capacity Market e proseguire nella realizzazione delle opere di rete già pianificate da Terna, si renderà opportuno individuare delle soluzioni per migliorare la disponibilità dell’attuale parco di generazione nei casi di alte temperature e basso livello dei fiumi, anche considerando le forti criticità di disponibilità del parco di generazione francese”.
CONTRIBUTO DI RINNOVABILI, ACCUMULI E INFRASTRUTTURE NEL LUNGO TERMINE GARANTIRA’ ELIMINAZIONE DI PARTE DELLA CAPACITA’ TERMICA
Nel lungo termine (2030-2032) “il sistema elettrico italiano, grazie al contributo derivante dallo sviluppo pianificato di FRNP, accumuli e infrastrutture di rete, potrà rinunciare ad una parte della capacità termica “inerziale” (43,7 GW di CDP corrispondente a 53,6 GW di capacità nominale) sino ad un valore minimo pari a circa 33 GW di CDP (40 GW di capacità nominale). Tale valore minimo target potrebbe risultare anche significativamente superiore se alcune delle ipotesi di scenario non fossero effettivamente verificate”, si legge nel report Terna.
RIDUZIONE PARCO TERMOELETTRICO FINO A 30,2 GW
Sempre sul lungo termine, “le analisi EVA (Economic Viability Assessment) hanno mostrato che la riduzione attesa delle ore di funzionamento della generazione termoelettrica da fonte fossile potrebbe comportare la dismissione per insostenibilità economica di circa 13,5 GW di CDP (17 GW di capacità nominale) riducendo il parco termoelettrico disponibile fino a 30,2 GW di CDP – evidenzia il report -. Tale valore risulterebbe circa 3 GW inferiore al valor minimo necessario per il rispetto degli standard di adeguatezza, portando il LOLE del sistema a circa 50 h/anno (che salirebbero ad oltre 200 in caso di assenza del contributo dell’import). Tale risultato conferma la necessità per il sistema elettrico, anche nel lungo termine, di un meccanismo atto a garantire il mantenimento in esercizio di un quantitativo minimo di capacità”.
LA ZONA NORD PRESENTA CRITICITÀ QUANDO SI RIDUCE LA DISPONIBILITÀ DELL’IMPORT
Le analisi hanno infine evidenziato che, “nella maggior parte delle simulazioni effettuate, le aree maggiormente critiche risultano essere il Centro Nord e il Centro Sud. La zona Nord invece presenta criticità quando si riduce la disponibilità dell’import. I periodi maggiormente rischiosi sono strettamente legati all’aumentare del carico residuo del sistema. In generale, quindi, si verificano in corrispondenza di un altro valore della domanda, tipicamente in corrispondenza delle temperature più estreme in estate e inverno, e di un basso contributo della generazione fotovoltaica, durante quindi le fasce serali/notturne”, ha concluso il report.