Rapporto Adeguatezza Italia 2019 - Terna

Rapporto Adeguatezza Italia 2019Contesto, scenario e principali risultati

21 novembre 2019

1

Agenda

2

▪ Contesto di riferimento

▪ Concetto di adeguatezza

▪ Rapporto Adeguatezza Italia

Trend di evoluzione della capacità installata

Contesto di riferimento

3

77

58*

2012 2018

Focus Termoelettrico

[GW]

Evoluzione delle capacità Installata per fonte

[GW]

0

18 204

910

4

2730

2008 2013 2018

FotovoltaicoEolico

* Capacità termoelettrica disponibile: 58 GW

Capacità termoelettrica installata: 62 GW

8892

97102 105

110

123128 128 126

120 117 117 118

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Bioenergie Geotermoelettrico Fotovoltaico

Eolico Idroelettrico Tradizionale

Focus Eolico e Fotovoltaico

[GW]

Le variazioni sul mix di generazione sono imputabili al profondo mutamento che ha interessato il

parco di produzione nazionale negli ultimi anni.

Si è assistito, infatti, a uno sviluppo senza precedenti della capacità FER (principalmente

fotovoltaica ed eolica) e al conseguente decommissioning del parco termoelettrico

Trend di evoluzione della copertura del fabbisogno


4

Picchi di copertura del fabbisogno da FER (2018)

[%]

Aprile 1 alle 14:00 Maggio

13 Maggio

82%

62%

46%35%

Orario Giornaliero Mensile Annuale

Evoluzione della copertura del fabbisogno elettrico per fonte

[TWh]

Il mix di produzione italiano è fortemente variato negli ultimi anni.

La generazione da impianti termoelettrici si è ampiamente ridotta, a fronte di un incremento della

quota FER sul fabbisogno elettrico che ha raggiunto nel 2018 un valore medio annuale pari al 35%,

con punte giornaliere di copertura del carico oltre l’80%.

330 337 340 339320

330 335 328318 311 317 314 321 321

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Saldo estero ed en destinata ai pompaggi BioenergieGeotermoelettrico FotovoltaicoEolico IdroelettricoTradizionale

Termo

72%

FER*

14%

Termo

50%

FER*

35%

* FER non include energia prodotta da impianti idroelettrici di pompaggio

Punte di carico e margine di adeguatezza


5

18

25 25

6 57 7

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Massima punta del carico

[GW]

Minimo margine di adeguatezza annuo

[GW]

Lo switch stagionale del picco di carico tra i mesi invernali e quelli estivi e l’attuale

decommissioning del termoelettrico comportano una forte riduzione del margine di adeguatezza

con impatti sulla gestione in esercizio del sistema elettrico.

55 56 57

5352

56 5654 54

52

60

5456

58

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Negli ultimi anni, si è assistito a uno switch stagionale del picco

della domanda che fino al 2008 si verificava nella stagione

invernale.

Dal 2009, invece, il picco di domanda si è verificato nei mesi

estivi principalmente a causa del maggior ricorso a impianti di

climatizzazione elettrici.

Il decommissioning del termoelettrico e il contestuale

andamento della punta di carico ha impatti

sull’adeguatezza del sistema.

Nel 2018, il margine di adeguatezza si è ridotto a circa

7 GW, valore circa pari alla capacità di import, oltre 3

volte inferiore ai valori del 2013.

Punta invernale

Punta estiva

Scenari elettrici del Piano Nazionale Energia e Clima


6* Dati provvisori MiSE, comprende impianti di pompaggio

** Idroelettrico include pompaggio (7,4 GW in produzione e 6,5 GW in assorbimento)

Il raggiungimento degli obiettivi PNIEC implica un’importante trasformazione del parco di

generazione a favore di un ampio sviluppo di impianti FER

Capacità installata[GW]

Produzione nazionale di energia elettrica [TWh]

Phase-out carbone 2025

Pri

nc

ipa

li t

arg

et

PN

IEC

35%

55%

18%

30%

2018* 2030 2018* 2030

Quota FER - elettrico Quota FER - totale

Copertura FER

Sc

en

ari

20

30

8

2

4850

6

22 23

10 1820

515

5

2018 2030 PNIEC

Carbone Olio combustibile Gas naturale Nuovi accumuli

Idroelettrico* Eolico Fotovoltaico Altre FER

FER

54GW

FER

93GW

174123

49

49

18

40

23 756

71916

2018 2030 PNIEC

Tradizionale Idroelettrico Eolico Fotovoltaico

Geotermica Bioenergie

FER

114 TWh

FER

187 TWh

x3,3

x2,3

Tradizionale

174 TWhTradizionale

123 TWh

Obiettivi di decarbonizzazione Europei e Nazionali


7

▪ L’Italia ha già raggiunto gli obiettivi 2020

▪ L’implementazione del Clean Energy Package a livello nazionale è definita nel cosiddetto «Piano

Nazionale Integrato Clima ed Energia» (PNIEC) che propone obiettivi sfidanti per l’Italia ma

pienamente raggiungibili.

2020EU 20-20-20

2030Clean Energy Package

Riduzione emissioni gas serra (risp. al ‘90) - 20% - 40%

Quota FER nei consumi finali ≥20% ≥30%

≥17%

≥32%

Efficienza energetica (rispetto a scenario BAU) + 20% +35%+ 24% +32,5%

…contributo settori non-ETS (risp. al 2005) -10% -13% -30% -33%

….contributo settori ETS (risp. al 2005) -21% - 43%

Quota FER nei consumi elettrici** ≈35%

≥17%

≥50% ≥55%

Obiettivi per il 2020 (“20-20-20”) e per il 2030 (“Clean Energy Package”)

Per avviare la decarbonizzazione, l’Unione Europea ha fissato degli obiettivi macro per il 2020 e 2030:

(1) Riduzione emissioni GHG (2) Quota FER nei consumi finali (3) Efficienza energetica

≈26%

n/r* n/r*

* I cosiddetti settori ETS (Emissions Trading System) non sono soggetti a target nazionali, ma un sistema cap-and-trade per certificati CO2

che viene gestito a livello europeo.

** Non esistono target vincolanti per la quota FER nei consumi elettrici. Si riportano numeri indicativi, definiti nei piani nazionali.

▪ Oltre 50 GW di solare e 18 GW di eolico installati al 2030

▪ +6 GW di impianti di accumulo rispetto al 2017

▪ Investimenti rete di trasmissione per ca. 13 €mld nei prossimi 10

anni

▪ Phase-out carbone entro il 2025


▪ +10 GW di interconnessione con l’estero rispetto al 2017

▪ Investimenti rete di trasmissione per ca. 15 €mld nei prossimi 10

anni

▪ Obiettivo di ridurre la quota del nucleare nel mix di produzione al

50% entro il 2035

Sfide energetiche in Italia, Francia, Germania e UK al 2030.


8

34%

55%

20%

40%34%

65%

28%

50%

2017 2030 2017 2030 2017 2030 2017 2030

Italia, Francia, Germania e UK affronteranno la sfida comune di integrare massivamente le FER nei loro sistemi con un

profondo cambiamento del mix di produzione. Questo obiettivo potrà essere raggiunto solo attraverso forti

investimenti nelle infrastrutture di rete, capacità di generazione e sistemi di accumulo.

1 Fonti di Energia Rinnovabile comprendono le tecnologie fotovoltaiche, eoliche, idroelettriche, biomasse e geotermiche.2 In aggiunta, il Piano per la Protezione del Clima (governo tedesco) prevede 100 €mld di investimenti al 2030 nel settore energetico.

Evoluzione quota FER1 su consumi finali lordi di elettricità

(2017-30, %)

Fonte: Eurostat, 2019, draft NECPs


▪ +10 GW di capacità a gas rispetto al 2017

▪ Investimenti rete di trasmissione per ca. 76 €mld al 2030 per

connettere nord (alto potenziale di produzione FER) con il sud (alto

consumo)2

▪ Phase-out carbone e lignite entro il 2038

▪ Fino a 30 GW di solare e fino a 54 GW di eolico installati al 2030

▪ Fino +5 GW (scenario Consumer Evolution) di capacità a gas

rispetto al 2018

▪ Incremento della capacità sull’interconnessione

da 3 a 4 volte rispetto alla capacità attuale di 4 GW

▪ Phase-out carbone dopo il 2023 - 2024

Impatti delle FER sulla gestione del Sistema Elettrico


Le variazioni del contesto (incremento FER e dismissione di impianti termoelettrici) causano

infatti già oggi, e in misura maggiore negli scenari prospettici, significativi impatti sulle attività di

gestione della rete da parte del TSO

Non programmabilità

impianti FER

Localizzazione impianti

FER

Cluster Impatti sulla gestione del Sistema Elettrico

Riduzione dell’inerzia del sistema

Riduzione di risorse che forniscono regolazione di frequenza e tensione

Crescente ripidità della rampa serale del carico residuo

Aumento congestioni di rete per distribuzione non coerente degli impianti

FER rispetto al consumo

Crescenti problematiche di gestione del sistema, dovute all’aumento della

Generazione Distribuita

Caratteristiche tecniche

impianti FER

Riduzione del margine di adeguatezza

Crescenti periodi di over-generation nelle ore centrali della giornata

9

Fattori abilitanti della transizione energetica


10

▪ Azioni di regolazione di

sistema

• Capacity Market per promuovere investimenti in impianti

termoelettrici di nuova generazione

• Aste e contratti di acquisto di energia a lungo termine (PPA)

per impianti rinnovabili

• Contrattualizzazione a termine tramite procedure competitive

per nuova capacità di accumulo, anche idroelettrico

• Evoluzione della struttura e dei prodotti negoziati sul

mercato dei servizi per far fronte alle nuove esigenze

(regolazione di tensione, inerzia,…)

• Partecipazione di «nuove» risorse di flessibilità al mercato

dei servizi di dispacciamento: domanda, generazione distribuita,

accumuli

• Integrazione progressiva con i mercati dei servizi europei

• Digitalizzazione della rete di trasmissione (asset e processi) e

della gestione del Sistema Elettrico

Investimenti di

Rete

Segnali di

prezzo di lungo

termine

Evoluzione e

Integrazione dei

Mercati

Innovazione e

digitalizzazione

Azioni necessarieProgetti e Interventi

Piano S.O. 19-24Fattore abilitante

• Potenziamento dorsali Nord-Sud e rinforzi di rete Sud e Isole

• Investimenti per regolazione tensione ed aumento inerzia del

sistema

• Interconnessioni con estero

• Interventi per la resilienza


sistema

▪ Progetti per la gestione del

sistema elettrico

▪ Progetti di innovazione

▪ Interventi strutturali


infrastrutture

Agenda

11




Dimensioni chiave del sistema elettrico

Concetto di adeguatezza

12

Sistema Elettrico dotato di risorse di produzione,

stoccaggio, controllo della domanda e capacità di

trasporto sufficienti a soddisfare la domanda

attesa, con un margine di riserva in ogni dato periodo

Il nuovo contesto mette sotto pressione tutte le dimensioni chiave che il TSO deve tenere

sotto stretta osservazione per gestire correttamente il Sistema Elettrico

Approcci deterministici e probabilistici per valutare l’adeguatezza


13

I modelli per valutare l’adeguatezza possono essere distinti in due principali classi: deterministici e probabilistici

Nei modelli deterministici le variabili sono definite e fisse,

pertanto, indipendentemente dal numero di volte in cui il calcolo

sarà effettuato, si otterrà sempre il medesimo output a partire dal

medesimo seti di variabili in input.

Nei modelli probabilistici le variabili tengono in considerazione

le variazioni (casuali e non) delle variabili di input, e quindi

forniscono risultati in termini di "probabilità".

Uno dei modelli probabilistici maggiormente utilizzato, è il modello

Monte Carlo.

La forte presenza di FRNP nel sistema elettrico necessita un passaggio delle metodologie di analisi di

adeguatezza verso approcci probabilistici.

Il metodo Monte Carlo nei sistemi elettrici


14

I vari anni Monte Carlo costruiti rappresentano un set di possibili stati futuri del sistema.

Carico Generazione Indisponibilità

Anno «i» Monte Carlo

Anno «i»

L’uso del metodo Monte Carlo permette di considerare

opportunamente specie su orizzonti temporali di

medio-lungo termine:

- l’aleatorietà legata ai fenomeni climatici, che

hanno un impatto sempre più forte sia sulla

domanda di energia elettrica (considerando la

progressiva elettrificazione dei consumi), sia

sulla generazione da fonte rinnovabile non

programmabile (irraggiamento, ventosità)

- la disponibilità di generazione termica,

sempre più ridotta e, in parte, vetusta, e quindi

maggiormente soggetta a guasti e/o

indisponibilità per manutenzione;

- la disponibilità di capacità di trasmissione

sempre più esposta a fenomeni climatici intensi

che possono causare il fuori servizio

contemporaneo anche di più elementi di rete.

Ogni stato futuro del sistema così costruito è caratterizzato, poi, da una probabilità di accadimento data dalla

combinazione delle probabilità di accadimento associata ai singoli elementi modellizzati (valore domanda,

disponibilità della generazione, guasti, manutenzioni, ecc.)

Indicatori di adeguatezza


15

- Media: il valore medio di ENS o LOLE di tutte le simulazioni effettuate.

- P50 (mediana): il valore della distribuzione per il quale si verificano le seguenti due

condizioni: il numero di eventi con valore >P50 è esattamente uguale al numero di eventi

per il quale valore <P50.

- P95 (1 in 20 anni): il valore della distribuzione per il quale il 95% dei valori identificati sono

inferiori di P95. Il valore di P95 fornisce una misura degli eventi di alto impatto ma bassa

probabilità.

Per ogni anno Monte Carlo simulato viene valutata la quota parte di domanda non coperta definita come Energy Not Supplied (ENS)

Il numero di ore in cui, in un dato periodo, l’ENS è differente da zero è definito come Loss of Load Expectation (LOLE)

In Italia è stato sancito un valore obiettivo del LOLE di tre ore per anno con il decreto ministeriale del 28 giugno

2019, il quale approva la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di

energia elettrica

Agenda

16




Approccio

Rapporto Adeguatezza Italia

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Risultati

Verifica Adeguatezza

Dispacciamento delle risorse al minimo

costo per il sistema

Se il sistema non è adeguato la capacità termica viene incrementata

Capacità termica necessaria a garantire il

sistema adeguato

LOLE EENS

Analisi Monte Carlo

Scenario (es. PNIEC)

Profilo Orario Domanda

Generazione Termica installata

Generazione Idrica/Eolica/FV

Generazione «imposta»

Rete Trasmissione bus-bar

Contributo estero

La valutazione della capacità termica necessaria al rispetto dei vincoli di adeguatezza si basa su un processo iterativo in cui si procede incrementando

gradualmente, a partire da uno scenario iniziale, la capacità termica installata suddividendola tra le varie zone in funzione del livello di ENS stimato in

ciascuna di esse.

Il processo è ripetuto fino all’ottenimento di indicatori di adeguatezza il cui valore medio è inferiore alle soglie

individuate.

Modello

Rapporto Adeguatezza Italia

18

▪ L’intero sistema elettrico italiano viene rappresentato con un modello “multi-sbarra” nel quale le aree di

mercato sono rappresentate da equivalenti bus-bar, ovvero prive del dettaglio della rete di trasmissione e

distribuzione interne a ciascuna area

▪ I vari equivalenti bus-bar sono collegati fra loro attraverso un modello di dettaglio delle diverse

linee presenti in quella sezione di mercato. Ognuna di esse è rappresentata attraverso le sue

principali caratteristiche tecniche.

▪ Il modello è poi aggiornato in coerenza con quanto previsto in termini di sviluppo all’interno del PdS 2019

Italia

Europa

▪ Ai fini deIlo sviluppo del modello, il contributo dell’import è rappresentato mediante

centrali equivalenti (modellizzate in modo tale da funzionare come unità di consumo

nelle ore di export)

▪ Tale passaggio si rende necessario per ottenere un modello sufficientemente

semplice da poter essere risolto iterativamente nell’ambito delle simulazioni Monte

Carlo nel rispetto dei limiti ammissibili di potenza di calcolo e tempi di elaborazione.

▪ Per ciascuna frontiera elettrica, il numero di generatori e le caratteristiche tecniche di

ciascuno di essi sono definiti in modo tale da riprodurre una distribuzione di

probabilità dell’import disponibile allineata con i valori attesi all’anno obiettivo e

ottenuti a partire da simulazioni effettuate sull’intero perimetro europeo (modelli

ENTSO-E MAF 2018).

Problematiche di adeguatezza – target di capacità termoelettrica

Adeguatezza del sistema nel medio-lungo termine

La evoluzione di scenario fino al 2025 prevista nel PNIEC richiede almeno 54 GW di

capacità convenzionale per rispettare gli standard di adeguatezza

▪ Lo scenario PNIEC prevede la dismissione, entro il 2025, di circa 7 GW di impianti a carbone.

▪ Le analisi svolte da Terna(**) hanno evidenziato che per garantire l’adeguatezza del sistema è necessaria l’installazione di

almeno 5,4 GW di nuova capacità termoelettrica efficiente, in aggiunta e in parallelo allo sviluppo delle energie rinnovabili

(valutate pari a circa 12 GW entro il 2025) e di 3 GW di impianti di accumulo

▪ In assenza di nuova capacità termoelettrica al 2025, le ore di LOLE aumenterebbero a circa 30, 10 volte superiori agli standard

di adeguatezza adottati a livello Europeo e nazionale.

Evoluzione parco termoelettrico(*) di produzione 2020-2025 [GW] LOLE in funzione della capacità installata termica [h]

* Termoelettrico tradizionale e rinnovabile (geotermoelettrico e bioenergie)

Sistema adeguato

Sistema

non

adeguato

19** Rapporto Adeguatezza Italia 2019

Target capacità

termica

Il trend di riduzione della capacità di generazione termica continuerà anche nei prossimi anni in particolare per effetto del coal phase-out

(Piano Nazionale Integrato Energia Clima).

567

495,4 54

TOT 2020 Capacitàdismessa

2025 PNIEC(non adeguato)

Nuova genTermoelettrica

(ai finiadeguatezza)

2025 PNIEC(adeguato)

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