Strategia Energetica Nazionale 2017

Transcript

1 Strategia Energetica Nazionale 2017 Nuove esigenze e linee d azione Enrico Maria Carlini, Terna Roma, 11 Gennaio 2018

2 Agenda Evoluzione del mercato elettrico Obiettivi SEN per il sistema elettrico Linee d azione Considerazioni finali

3 Fabbisogno energetico e capacità installata 400 Evoluzione mix generativo e fabbisogno annuo (TWh) Situazione 2005: Fabbisogno: 330,4 TWh % FER no idro: 3,6% % FER: Situazione 2016: Fabbisogno: 314,2 TWh % FER no idro: 20,1% % FER: 33, Idrico Altre FER Tradizionale Pompaggi Saldo estero ed energia destinata ai pompaggi Capacità installata per fonte (GW) Geotermoelettico Bioenergie Eolico Fotovoltaico Idroelettrico Altri Gas naturale Solidi Petroliferi Termico non produttivo(*) lug Il massivo sviluppo delle FER e la forte riduzione del parco termoelettrico tradizionale comportano una maggiore complessità operativa e richiedono investimenti infrastrutturali per garantire qualità, adeguatezza, flessibilità e sicurezza 55 GW FER Riduzione capacità installata termoelettrica (GW)

4 Lo sviluppo delle RES MIX PARCO PRODUTTIVO ITALIANO (GW, 2016)* Wind/PV 16% NORTH TOTAL Thermal Wind/PV 41% 62 Wind/PV 30 26% Hydro 22 CONTRIBUTO RES ALLA COPERTURA DELLA DOMANDA Domanda coperta dalle RES 87% * Dati stimati ** Include idroelettrico 1h2017** Wind/PV 41% Center North Center South SARD SOUTH 11.9 Wind/PV 26% Wind/PV % 87% Maggio 21 alle 3.00PM 60% Maggio 21 39% Maggio Wind/PV 36% SICILY 1.0 Orario Giornaliero Mensile Sviluppo RES disomogeneo sul territorio nazionale, concentrato in prevalenza nelle aree a maggior disponibilità delle fonti primarie (Sud e Isole) I parchi di produzione sorgono lontani dai maggiori centri di consumo e richiedono lunghi corridoi di trasmissione Insufficiente capacità di scambio tra le zone di mercato con conseguente overgeneration nel meridione e ridotti margini di riserva a nord Tassi di copertura del fabbisogno da parte della produzione intermittente sempre più elevati, considerato il trend di sviluppo degli impianti eolici e fotovoltaici Crescente richiesta di risorse di flessibilità (TG ciclo aperto, accumuli, DR e interconnessione), per bilanciare la rete a seguito delle rapide fluttuazione del carico residuo (ore serali) Nelle ore di basso carico caratterizzate da alta producibilità eolica/ fotovoltaica, problemi di regolazione di V e instabilità dinamica

5 Impatti sul sistema elettrico Punte estive e invernali e margini di riserva alla punta (GW) Volumi scambiati sul MSD (TWh) Punta massima estiva 53,6 53,0 Punta massima invernale Margine alla punta 15% Margine alla punta 18% 25 aprile 2016: fabbisogno e carico residuo (GW) ,2 25,4 28,1 31,3 16, H Fabbisogno 100% Rinnovabile Residual Load I cambiamenti in atto nel settore energetico (mix di generazione, fabbisogno/punta/ margini di riserva) hanno impatti rilevanti sulle modalità e sui costi di esercizio del sistema Occorre definire nuove regole di mercato e investimenti sulle infrastrutture di rete che dovranno attuarsi in tempi congrui per garantire la sicurezza dell approvvigionamento (SoS)

6 Agenda Evoluzione del mercato elettrico Obiettivi SEN per il sistema elettrico Linee d azione Considerazioni finali

7 SEN 2017: i target sulle fonti rinnovabili +6% +55 TWh di produzione elettrica da FER % sui consumi totali 17,5% 22% 28% 48% 2015 Tendenziale 2030 SEN 2030 SEN 2050 Copertura dei consumi da fonti rinnovabili +17% % sui consumi elettrici 33,5% 38% 55% 88% 2015 Tendenziale 2030 SEN 2030 SEN 2050 La Strategia Energetica Nazionale, varata a novembre 2017, fissa ambiziosi obiettivi su fonti rinnovabili e abbandono del carbone per la produzione elettrica 28% di rinnovabili sui consumi complessivi al 2030 rispetto al 17,5% del 2015 (rinnovabili elettriche al 55%, rinnovabili termiche al 30% e rinnovabili trasporti al 21%) Fonte: SEN 2017

8 SEN 2017: phase-out carbone al 2025 Scenario al ~55% rinnovabili & phase-out inerziale carbone Scenario al ~55% rinnovabili & phase-out completo carbone (8 GW) Impianto a Carbone Impianto a Carbone dismesso Fiumesanto Torrevaldaliga Nord Brindisi Sud Sulcis Cluster di investimenti Investimenti in rete Scenario inerziale (Mld ) 6,7 (opere indispensabili: Piano di Sviluppo e Difesa di Terna, potenziamento dorsale adriatica) vs. scenario inerziale + 2 2,4 (Nuovo elettrodotto Sardegna-Sicilia-Continente e potenziamento infrastrutture in Sardegna) Strumenti di flessibilità 4 4,5 - Ulteriore capacità generativa 0,9 (1,5 GW di nuovi OCGT/ CCGT) Ulteriori infrastrutture gas - + 1,3 (+1,9GW OCGT/ CCGT di cui 0,4GW in Sardegna) + 0,5 (infrastrutture di approvvigionamento gas in Sardegna) Totale Investimenti 11,6 12,1 3,8 4,2 Il phase-out totale del carbone anticipato al 2025 e stato oggetto di analisi da parte di Terna; l obiettivo risulta pienamente raggiungibile in sicurezza solo attraverso importanti investimenti infrastrutturali e la partecipazione della domanda ai MSD. Terna ha individuato un set minimo di opere indispensabili, in buona parte già comprese nel Piano di Sviluppo 2017 e nel Piano di Sicurezza 2017 (altre saranno inserite nei successivi Piani annuali). E mandatario rispettare le tempistiche realizzative, anche attraverso la semplificazione delle procedure autorizzative. Fonte: SEN 2017

9 SEN 2017: i target su efficienza energetica e CO 2 Consumi di energia finali* (Mtep) Emissioni di CO 2 nel settore energetico** (MtCO 2 ) -10 Mtep ,6 (-7%) -2,3 (-12%) % - 39% - 63% ,7 (-12%) 28-80% ,6 25 (-6%) 2015 Tendenziale 2030 SEN Industria Servizi e Agricoltura Residenziale Trasporti EU Roadmap 2050* Scenario inerziale Scenario SEN Riduzione dei consumi finali: 10 Mtep al 2030 rispetto al tendenziale Cambio di mix settoriale per favorire il raggiungimento del target europei di riduzione CO2 non-ets, con focus su residenziale e trasporti * Fonte: SEN 2017 *

10 SEN 2017: investimenti nel settore energetico Investimenti previsti dalla SEN al 2030 (% sul totale, mld ) Reti e infrastrutture 17% 30 mld Fonti rinnovabili 20% 35 mld Efficienza energetica 63% 110 mld Totale 100% 175 mld Il percorso accelerato verso la decarbonizzazione e lo sviluppo delle rinnovabili prevede la necessiterà di 175 miliardi di euro di investimenti da qui al 2030, di cui: ben 110 mld sull'efficienza (63%), 35 mld sulle Fer (20%) e 30 mld sulle reti (17%) Nel PdS 2018 di Terna, intensificazione dei processi di valutazione degli investimenti da un punto di vista dell efficacia costi-benefici, al fine di individuare, di volta in volta, le soluzioni che consentano di raggiungere appieno i predetti obiettivi al minor costo per il consumatore

11 Agenda Evoluzione del mercato elettrico Obiettivi SEN per il sistema elettrico Linee d azione Considerazioni finali

12 Sviluppo RES: problematiche operative e linee d azione PROBLEMATICHE OPERATIVE CLUSTER D INTERVENTO Margini di riserva, per far fronte agli squilibri tra produzione e carico dovuti a variazioni aleatorie del fabbisogno e all intermittenza delle FER; Overgeneration, quando la produzione da FER non programmabile eccede il carico al netto della produzione da unità di generazione convenzionali che devono restare in servizio per ragioni di regolazione e stabilità del sistema; Flessibilità, per far fronte a elevati gradienti del carico residuo* causati dalle produzione intermittente e in particolare fotovoltaica il cui contributo, in assenza di sistemi di accumulo, insegue la curva di radiazione solare con riduzione nelle ore serali in cui il carico è elevato; Sicurezza N-1, per far fronte alle congestioni sulla rete elettrica, poiché gli impianti da FER vengono realizzati nelle aree geograficamente più favorevoli alla fonte primaria, indipendentemente dalla capacità di trasporto della rete e dai centri di consumo; Regolazione della tensione, in termini di approvvigionamento della potenza reattiva necessaria alla qualità del servizio; Inerzia di rete, in quanto la maggior parte degli impianti da FER danno un contributo limitato o nullo al mantenimento della stabilità dinamica. (*) Differenza tra la generazione FER e il fabbisogno Investimenti di Rete Generazione Storage Mercati dei servizi

13 Azioni necessarie: investimenti di rete - PdS 2017 I benefici delle interconnessioni Linee di intervento Principali progetti Le interconnessioni inter-zonali apportano benefici economici consentono: - Scambio e condivisione di frequency ancillary services (riserva e bilanciamento) - Apertura del mercato a tutte le tecnologie tecnicamente in grado di contribuire agli obiettivi di adeguatezza, sia nazionali che estere - Prezzi dell'energia più competitivi e riduzione costi ambientali (evitano sovrainvestimenti in nuova capacità) La riduzione delle congestioni intrazonali e dei vincoli di produzione alla capacità produttiva: - Consentono il dispacciamento ottimo della della produzione nel MGP - Rendono disponibili maggiori risorse nel MSD - Favoriscono la libera competizione, impedendo le distorsioni del mercato (es. impianti essenziali) Sviluppo interconnessioni con l estero (pubbliche e linee merchant) Investimenti per la regolazione tensione (compensatori) e aumento stabilità del sistema (es. inerzia sintetica batterie) Gestione attiva della rete (es. Dynamic Thermal Rating) e utilizzo tecnologie innovative (es. conduttori alta capacità) Potenziamento dorsale Nord-Sud Rinforzi di rete nella zona Sud e Isole Resilienza e sicurezza Italy-France Italy-Switzerland SACOI 3 Chiaramonte Gulfi- Ciminna Italy-Tunisia Italy-Austria Colunga-Calenzano Montecorvino-Avellino- Avellino Benevento II Italy-Slovenia Removal of Center-South/Center North restrictions Italy-Montenegro Foggia-Gissi Deliceto-Bisaccia Rinforzi Nord Calabria Reinforcement North Calabria Paternò-Pantano- Priolo Progetti Pubblici Progetti Privati Allo studio

14 Focus su generazione e Capacity Market Le FER forniscono un contributo importante al sistema elettrico nazionale in termini di energia ai fini della copertura del fabbisogno. Tuttavia, in alcuni momenti (es. picco serale o giornate nuvolose e non ventose) il loro apporto è molto ridotto. Per questo motivo è indispensabile investire in nuovi impianti a gas (turbogas) e accumuli in grado di effettuare gradienti di variazione del carico molto veloci (rampe, MW/s) o immagazzinare l energia rinnovabile in eccesso da erogare nei giorni di alto fabbisogno (shift temporale, peak shaving, etc.). Gli impianti turbogas, per caratteristiche di funzionamento (ridotti tempi di avviamento, gradienti di rampa e di tempo minimo di permanenza in servizio) sono i più adatti a rispondere alle esigenze di flessibilità un sistema elettrico con forte penetrazione di fonti rinnovabili non programmabili. Il Capacity Market* e uno strumento che fornisce segnali di prezzo di medio-lungo termine e incentiva i potenziali investitori anche in nuova capacità di generazione a gas. Il Capacity Market è uno strumento fondamentale per garantire adeguatezza al Sistema, tutelare i consumatori dal volatilità dei prezzi e ridurre i rischi di investimento. I meccanismi di capacità devono essere integrati nel complessivo disegno di mercato e non essere considerati come misure residuali. (*) Il turbogas a ciclo aperto attualmente rappresenta la tecnologia di punta rispetto alla quale sono definiti il cap al premio (sulla base dei costi fissi) e lo strike price (sulla base dei costi variabili). Per tale tecnologia il mercato della capacità garantisce piena copertura dell investimento (opzione di 15 anni di durata per i nuovi impianti)

15 Focus sugli stoccaggi I benefici dell energy storage Lo sviluppo di capacità di stoccaggio per almeno 5 GW, in grado di accumulare produzione intermittente, con capacità di accumulo fino a 7-8 ore giorno contribuisce alla sicurezza, adeguatezza e flessibilità del sistema. Nello specifico, essi contribuiscono a: Ridurre il fenomeno dell overgeneration, risolvere le congestioni di rete inter-zonali e contenere i costi del dispacciamento Migliorare la qualità del servizio (servizi di regolazione di frequenza e di tensione) Incrementare i margini di riserva (servizi di primaria veloce, secondaria e terziaria) Contribuire alla riaccensione del sistema elettrico (funzione di black-start) Pompaggi idroelettrici Erogano la massima capacità disponibile nelle ore di punta e per un numero di ore consecutive generalmente maggiore rispetto agli altri sistemi di accumulo Contribuiscono alla copertura del fabbisogno con adeguati margini di riserva e forniscono servizi pregiati, grazie alla loro elevata flessibilità, ovvero la capacità di modificare in tempi rapidissimi produzione e assorbimento, da cui possibilità di fornire riserva pronta e bilanciamento ed elevate capacità di regolazione di frequenza e di tensione Particolarmente necessaria al Sud e nelle Isole, dove tale capacità è carente Un piano di investimenti negli impianti di pompaggio avrebbe ricadute estremamente positive sul sistema idrico integrato generando esternalità positive per tale settore Accumulo elettrochimico distribuito In alternativa e/o in combinazione con gli impianti di pompaggio, l installazione di accumulo distribuito per un totale di 5000 MW e localizzato proporzionalmente alla nuova capacità fotovoltaica contribuirebbe alla riduzione dell overgeneration in modo meno efficace (per circa i 2/3 di quello che si otterrebbe con la soluzione di pompaggio idroelettrico concentrato nelle aree Sud e Centro Sud)

16 Agenda Evoluzione del mercato elettrico Obiettivi SEN per il sistema elettrico Linee d azione Considerazioni finali

17 Scenario SEN 2017 Conclusioni Terna ha individuato le misure minime necessarie per raggiungere i seguenti specifici obiettivi inerenti il processo di decarbonizzazione, garantendo al tempo stesso adeguatezza e sicurezza del servizio elettrico nella transizione: Sviluppo FER (78 GW) elettriche fino ad una penetrazione corrispondente a una copertura del fabbisogno lordo finale del 55% al 2030; Chiusura completa delle centrali termoelettriche a carbone al 2025 (8 GW); Consumo al 2030 di circa 334 TWh. Linee d azione Terna Analisi Costi-Benefici Crescita econ. occupazione e sostenibilità L assetto del sistema energetico italiano prospettato nello scenario SEN 2025 è possibile, ma si sottolinea che: Il phase out potrà avvenire solo a condizione che sino rispettati tempi e condizioni di crescita sia delle nuove risorse rinnovabili sia delle misure finalizzate alla loro piena integrazione, I progetti necessari constano nella realizzazione di nuove infrastrutture di rete previste, capacità a gas, accumuli, lo sviluppo mercato e della partecipazione attiva dei consumatori; Le soluzioni indicate non possono essere singolarmente intese, né sono reciprocamente fungibili. La crescente complessità del sistema elettrico e l evoluzione tecnologica offrono un ampio ventaglio di opzioni per raggiungere gli obiettivi della Strategia. Le opzioni scelte privilegiano almeno due elementi: la rapidità realizzativa e l efficacia costi-benefici. Terna e in prima linea per per recuperare margini importanti di competitività e rilanciare una crescita economica e occupazione sostenibile del Paese.