Strategia Energetica Nazionale 2017

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

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

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: 14 350 300 250 200 150 100 50 Situazione 2016: Fabbisogno: 314,2 TWh % FER no idro: 20,1% % FER: 33,4 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Idrico Altre FER Tradizionale Pompaggi Saldo estero ed energia destinata ai pompaggi Capacità installata per fonte (GW) 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Geotermoelettico Bioenergie Eolico Fotovoltaico Idroelettrico Altri Gas naturale Solidi Petroliferi Termico non produttivo(*) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 77 75 72 67 2012 2013 2014 2015 2016 lug-17 2020 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) 62 57 52

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 8.2 39% 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

Impatti sul sistema elettrico Punte estive e invernali e margini di riserva alla punta (GW) Volumi scambiati sul MSD (TWh) 65 60 55 50 45 40 Punta massima estiva 53,6 53,0 Punta massima invernale 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Margine alla punta 15% Margine alla punta 18% 25 aprile 2016: fabbisogno e carico residuo (GW) 35 30 25 20 15 10 5 0 22 26,2 25,4 28,1 31,3 16,4 2012 2013 2014 2015 2016 H2017 35.000 30.000 25.000 Fabbisogno 100% Rinnovabile Residual Load 20.000 15.000 10.000 5.000-1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 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)

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

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

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 116 118 40 40 18 19-2,6 (-7%) -2,3 (-12%) 108 37 17-27% - 39% - 63% 32 32-3,7 (-12%) 28-80% 26 27-1,6 25 (-6%) 2015 Tendenziale 2030 SEN 2030 1990 2015 2030 2050 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 * http://www.roadmap2050.eu/attachments/files/corepresentation.pdf

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

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

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

1 2 3 4 5 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)

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)

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.