1

Eolico: il potenziale nazionale al 2030 tra rinnovamento del parco e nuovi impiantiConvegno ANEV – Fiera di Rimini

Fabio Bulgarelli

Rimini 8 novembre 2017

2

Evoluzione del mercato elettricoIl nuovo paradigma energetico

PATHWAY TO 2°C - From “Low Carbon Economy Index 2016”, PWC

RES e vettore elettrico unica strada per decarbonizzazione

Ruolo TSO centrale in questo processo

RES ENERGY SHARE IN GLOBAL

FINAL ENERGY CONSUMPTION

Fonte: IRENA 2017

3

88%

62%

39%

Orario Giornaliero Mensile

Evoluzione del mercato elettrico

Maggio

Maggio

21

Maggio

21alle

3.00PM

ITALIA – COPERTURA DELLA DOMANDA DI ENERGIA

ELETTRICA DA PARTE DELLE RES (%) – 1H2017*

* INCLUDE IDROELETTRICO

Picchi di fabbisogno orario coperto da RES crescente

CAPACITÀ INSTALLATA EOLICO E FOTOVOLTAICO (GW)

• Max produzione oraria 2017 Eolico: 6.375 MWh (08/03 ore 17)

• Max produzione oraria 2017 Solare: 13.191 MWh (08/04 ore 14)

10,6

45,9

Key Points

• Riduzione termico convenzionale

• Margine di riserva ridotto a 6 GW nel 2015 e 5 GW nel 2016

RIDUZIONE POTENZA INSTALLATA TERMICO (GW)

0,4

19,6

3,5

9,6

0

5

10

15

20

25

2008 2017

FTV

EOL

VOLUMI MSD (TWh)

7775

72

67

62

57

52

40

45

50

55

60

65

70

75

80

2012 2013 2014 2015 2016 lug-17 2020

Maggiori movimentazioni MSD per garantire sufficienti livelli di

riserva rotante e per regolazione di tensione

Già al netto

di 3,4 GW

installati ma

indisponibili

Ipotesi Adequacy

Report 2016

22,0

26,2 25,428,1

31,3

16,4

0

5

10

15

20

25

30

35

2012 2013 2014 2015 2016 1H2017

4

Evoluzione del mercato elettrico

ITALIA – SCENARI PDS 2017 di CAPACITÀ INSTALLATA

Impianti eolici e fotovoltaici (GW)

Prospettive di ulteriore sviluppo RESANDAMENTO COSTI IMPIANTI EOLICI e FOTOVOLTAICI

(100=costo 2012)

Fonte: Bloomberg New Energy Finance

FTV 2017: 19,6 GW

EOL 2017: 9,6 GW

6

28 29 3235

4438

57

Fino ad oggi Domani

ANDAMENTO COSTI IMPIANTI EOLICI e FOTOVOLTAICI

(100=costo 2012)

Fonte dati FTV: Rapporto GSE 2016

Fonte dati Eolico: pvXchange

100

87

71100

93

75 75

53

0

20

40

60

80

100

120

2012 2013 2014 2015 2016

FTV Eolico

27

Gli obiettivi SEN3 di penetrazione delle

rinnovabili al 50% prevedono uno

sviluppo ulteriore di capacità rispetto agli

scenari ipotizzati nel PdS (ipotesi SEN

51GW di fotovoltaico e 17GW di eolico)

5

Adeguatezza

Evoluzione del mercato elettrico

Fabbisogno: Punta giornaliera (Perimetro Italia)

Giu-Ago15-16 vs Giu-Ago17*

(*) Dati provvisori

Andamento dello SWE settimanale Lombardia

Adequacy issue estate e inverno:

carattere strutturale: phase

out impianti termici

carattere contingente: punte

fabbisogno per temperature

sopra/sotto la media, livelli

idraulicità, riduzioni import per

nuke in Francia

Il Summer Outlook 2017 Entso-e

sottolinea il rischio adeguatezza

per l’Italia

MAF 2017 con criticità Nord e Sicilia

6

-

20

40

60

80

100

120

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

01020304050607080910111213141516171819202122232425262728293031

€\MWh

GW

Gennaio Fabbisogno media giornaliera PUN media giornaliera

0

20

40

60

80

100

120

140

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

€/MWh

GW

Luglio

Fabbisogno media giornaliera PUN media giornaliera

• Picchi di prezzo

contenuti e

limitati ad alcuni

giorni

• Max PUN

orario: 144,6

€/MWh

• Punta di

fabbisogno di

60,2 GW

Evoluzione del mercato elettrico Scarcity prices

• Picchi di prezzo

contenuti e

limitati ad alcuni

giorni

• Max PUN

orario: 162,4

€/MWh

• Punta di

fabbisogno di

53,5 GW

• Segnale di prezzo in

condizioni di stress

limitato

• Curva di domanda

anelastica e

sottostima dei

consumi

• Approvvigionamento

di riserva nel sistema

italiano attraverso

MSD a valle di MGP

• L’approvvigionamento

di riserva con contratti

(come in altri paesi

europei) o con una

sessione MSD

antecedente a MGP

può dar luogo ad

aumento PUN

Luglio 2015

Gennaio 2017

7

Fattori abilitanti della transizione energetica• Potenziamento dorsali Nord-Sud e rinforzi di rete Sud e Isole

• Interconnessioni con estero

• Investimenti per regolazione tensione ed aumento inerzia del sistema

• Nuove tecnologie: Reti ad alta capacità - Investimenti in FACTS(Flexible AC Transmission System) e real time grid management system

Investimenti di Rete

• Aste di capacità per garantire segnali di prezzo di lungo periodo• Strumento per adeguatezza e di mitigazione tensioni dei mercati

Capacity Market

• Pompaggi Idroelettrici: strumento per adeguatezza e sicurezza delsistema (regolazione frequenza e/o di tensione) e permettono di aumentarepenetrazione FER (riducendo il fenomeno dell’overgeneration). Sinergiecon settore idrico

• Accumulo Distribuito: in alternativa e/o combinazione con idro

Sistemi di Accumulo

• Domanda (UVAC): partecipazione da giugno 2017

• Generazione Distribuita (UVAP): partecipazione da novembre 2017

• Potenza Reattiva

• Unità non programmabili (non abilitate)

• Nuovi prodotti/servizi

Apertura MSD

• Progetto TERRE per lo scambio cross-border di energia di bilanciamentoda riserva terziaria: 2019

• Progetto XBID (Cross Border Intra Day) per la creazione di unapiattaforma unica europea per il mercato infragiornaliero: 2019

Integrazione Mercati

8

Principali InterventiInvestimenti di Rete (I)

PRINCIPALI INTERVENTI

INFRASTRUTTURALI PdS 2017

Chiaramonte Gulfi-

Ciminna

Paternò-Pantano-

Priolo

Avellino Rinforzi Nord Calabria

Reinforcement North

Calabria

Montecorvino-Avellino-

Benevento II

Colunga-Calenzano

SACOI 3

Deliceto-Bisaccia

Foggia-Gissi

Removal of Center-South/Center

North restrictions

Progetti Pubblici

Progetti Privati

Italy-Austria

Italy-France

Italy-Montenegro

Italy-Switzerland

Italy-Slovenia

Italy-Tunisia

• Il PDS 2018 richiederà

uno sforzo aggiuntivo in

termini di focalizzazione

sugli investimenti a

maggiore utilità elettrica

• Adeguatezza attraverso

rinforzo delle dorsali,

riduzione costi MSD,

risoluzione vincoli di

rete per stabilità di

tensione, integrazione

rinnovabili e riduzione

dell’overgeneration sono

i driver per PDS 2018

DRIVER INVESTIMENTI TERNA E PDS 2018

• Potenziamenti dorsale

Nord-Sud

• Focalizzazione su

investimenti per

regolazione tensione ed

aumento inerzia del sistema

• Utilizzo nuove tecnologie

(es. Linee alta capacità) e

risorse (FACTS, DTR per

aumento capacità linee)

• Rinforzi di rete nella zona

Sud e Isole

• Interconnessioni con estero

ex lege 99/09

9

10

ACB 1.0 ACB 2.0

Qualità del servizio e

sicurezza

Benefici su MGP

Benefici su MSD

Integrazione RES

Resilienza

Aspetti Ambientali

e Sociali

Cost Benefit AnalisysInvestimenti di Rete (II)

• Gli interventi di sviluppo rete sono guidati da razionali di tipo

tecnico, economico e ambientale sulla base di una Cost Benefit

Analisys (ACB) che vincola il PdS

• La Delibera 627/2016 ha introdotto la nuova metodologia di analisi

costi benefici (ACB 2.0) che ha incluso tra i macro-indicatori

economici nuovi indicatori ambientali

MACRO-INDICATORI

DETTAGLIO INDICATORI AMBIENTALI

• riduzione esternalità negative associate a:

− emissioni di CO2

− altre emissioni non CO2 né gas

effetto serra (SOx, NOx)

• variazione in termini di km occupati da

infrastrutture lineari di trasmissione:

− del territorio occupato da reti

elettriche

− di occupazione di aree di interesse

naturale/sociale/paesaggistico

11

• Aste di Capacità per garantire il rispetto degli obiettivi di Adequacy del sistema elettrico

• Offre segnali di prezzo di lungo periodo, riduce i rischi di investimento ed il costo per i consumatori

• Minimizza il rischio di copertura del carico e garantisce adeguatezza nel medio periodo

• Favorisce investimenti in nuova capacità in grado di rispondere alla crescente penetrazione di FRNP

(come gli OCGT o CCGT in grado di funzionare anche in assetto open cycle) e/o il mantenimento in esercizio

della capacità più efficiente

SEN: sviluppo di capacità di stoccaggio per almeno 5 GW in grado di accumulare produzione intermittente per

circa 5-7 TWh fino a 7-8 h al giorno e ridurre la overgeneration*

Pompaggi idroelettrici

• Contribuiscono alla copertura del fabbisogno e alla costituzione di adeguati margini di riserva

• Forniscono servizi pregiati grazie a elevata flessibilità e capacità di regolazione di frequenza/tensione

• Sinergie positive sul sistema idrico integrato

Accumulo distribuito

• In alternativa/combinazione con i pompaggi, prestazioni di solito inferiori in termini di riduzione overgeneration

Capacity Market e Sistemi di Accumulo

CAPACITY MARKET

SISTEMI DI ACCUMULO

* Tagli della produzione rinnovabile

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Apertura MSD Partecipazione domanda e generazione distribuita a MSD

• Partecipazione del titolare dei punti di prelievo o

del soggetto aggregatore (BSP)

• Soglia minima di riduzione del consumo pari a 5

MW per almeno 3 ore consecutive

• Abilitazione solo “a salire”

• Baseline riferita al consumo effettivo nel quarto

d’ora precedente l’ordine di dispacciamento

• Possibilità di prestazione del servizio anche con

impianti di generazione

• Abilitazione dell’UVAC solo ad MSD. Per MGP i

punti di prelievo restano nella UC

• Quantitativo contrattualizzato: 86 MW

• Partecipazione del titolare di UP non rilevanti o

del soggetto aggregatore (BSP)

• Soglia minima di modulazione pari a 5 MW per

almeno 3 ore consecutive

• Abilitazione per servizi “a salire” e “a scendere”

• Validazione del gestore di rete alla richiesta di

aggregazione da parte del titolare dell’UVAP

• Non è prevista contrattualizzazione a termine

• Prossimi passi: Avvio qualificazione UVAP dal

1°Novembre 2017

UVAC UVAP

• Potenza Reattiva: progetto pilota per contrattualizzazione del servizio di regolazione di tensione in zone

caratterizzate da maggiori problemi per stabilità di tensione Invio a breve proposta al regolatore

• UP Rilevanti non ancora abilitate: progetto pilota per la partecipazione delle UP rilevanti oggetto di

abilitazione volontaria a MSD Invio ad Aeegsi entro l’11 dicembre 2017

• UVAM: progetto pilota per la partecipazione a MSD delle unità virtuali abilitate miste (UVAM) caratterizzate

dalla presenza di unità di produzione e unità di consumo Invio ad Aeegsi entro il 9 aprile 2018

ULTERIORI PROGETTI PILOTA

13

Conclusioni

• Necessari investimenti importanti in capacità rinnovabile e infrastrutture di rete

• Segnali di prezzi a termine fondamentali tanto per RES che per guidare dismissione ed

efficientamento rinnovo capacità termica

• Capacity market strumento fondamentale per far fronte all’adeguatezza, guidare il

progressivo phase out del termico meno efficiente ed il rinnovo/efficientamento per far

fronte alle esigenze di adeguatezza e sicurezza del sistema

• Accumuli (idroelettrici in particolare) soluzione per rispondere a problematiche di

adeguatezza, sicurezza (alte prestazioni dinamiche) ed esigenza di penetrazione FER

(riduzione overgeneration)

• Polarizzazione del mercato verso i servizi di rete. Necessario aumentare la disponibilità di

risorse che partecipano a MSD (domanda, non programmabili, GD, accumuli)

• Terna impegnata in progetti pilota per ampliare il novero di risorse in grado di fornire

servizi di dispacciamento