“Capacity, no nuove centrali termo ma mantenere almeno 40 GW al 2032”

Quotidiano Energia -  Per garantire l’adeguatezza del sistema elettrico italiano da qui al 2032 non servono nuove centrali termoelettriche ma occorre migliorare la disponibilità dell’attuale parco per fronteggiare i rischi siccità/calo import e serve garantire la sostenibilità economica degli impianti nell’ottica di preservare almeno 40 GW.

In sintesi sono queste le conclusioni a cui arriva il Rapporto adeguatezza 2022 pubblicato da Terna.

Tale analisi tiene conto non solo delle ormai note dinamiche legate alla transizione energetica ma anche delle nuove sfide poste dalla guerra in Ucraina, con “la necessità di far fronte a una sempre maggiore instabilità degli approvvigionamenti energetici come conseguenza diretta del contesto geopolitico”. Instabilità che “si traduce per l’Italia nella necessità di una valutazione sempre più attenta e mirata sia dell’utilizzo della fonte gas ai fini della copertura della domanda di energia sia dell’effettivo contributo atteso dell’import di elettricità dai Paesi limitrofi”.

Il rapporto introduce inoltre per la prima volta, in coerenza con quanto indicato da Acer nella Decisione 24/2020, l’analisi di sostenibilità economica degli impianti e la conseguente stima sulla loro dismissione.

Come detto, Terna afferma che nei prossimi 10 anni occorrerà mantenere un meccanismo di supporto che garantisca il mantenimento di almeno 40 GW termoelettrici (sostanzialmente a gas), senza il quale si rischierebbe invece di andare sotto di 3 GW.

I principali esiti: il medio termine (2027-2028)
Per Terna “il sistema elettrico italiano risulterà mediamente adeguato e non necessiterà di nuova capacità”.

Ciò considerando la contemporanea presenza di quanto già contrattualizzato nelle aste del capacity market 2022/23/24, di quanto previsto dal Piano di sviluppo della Rtn (in particolare il Tyrrhenian link) e l’assenza di ulteriori dismissioni oltre a quelle già previste per gli impianti a carbone, o drastiche riduzioni dell’import alla frontiera Nord.

Le analisi effettuate hanno comunque evidenziato il permanere di uno specifico rischio relativo al possibile verificarsi di una situazione di periodi prolungati di alte temperature, bassa piovosità e una contemporanea riduzione della disponibilità di import dai paesi confinanti. Situazione che porterebbe il valore del Lole a oltre 20 h/anno. Come noto, il Lole è il numero atteso di ore in cui il valore di Eens (la quota parte attesa di domanda non coperta, in un dato periodo, per vincoli del parco di generazione e/o del sistema di trasmissione) è superiore a zero.

Tali condizioni, rimarca il rapporto, sono considerate poco probabili dai modelli probabilistici “tarati” sui dati storici ma “si sono effettivamente verificate proprio nell’estate del 2022”.

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”.

I principali esiti: il lungo termine (2030-2032)
Grazie al rilevante aumento delle rinnovabili, dei sistemi di accumulo e di un ulteriore sviluppo della rete di trasmissione, “il sistema elettrico italiano risulta ampiamente adeguato e potrebbe quindi rinunciare, oltre alle centrali a carbone già dismesse, anche a una parte del parco di generazione a gas ‘inerziale’ (43,7 GW di Capacità disponibile in probabilità, 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”.

Sempre sul lungo termine, le analisi Eva (Economic viability ssessment) 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.

Tale livello afferma Terna, “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)”. Per il Tso, ciò “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”.

Le analisi hanno inoltre evidenziato che nella maggior parte delle simulazioni effettuate le aree maggiormente critiche risultano essere il Centro Nord e il Centro Sud. L’area Nord diventa critica quando si assume una importante riduzione della disponibilità di import. I periodi a maggior rischio di inadeguatezza sono strettamente legati ai valori elevati del carico residuo del sistema che tendono a verificarsi in corrispondenza di un alto valore della domanda (tipicamente a fronte di temperature estreme in estate e inverno) e di un basso contributo della generazione rinnovabile, soprattutto fotovoltaica (durante quindi le fasce serali/notturne).

Capacità obiettivo trasporto: al via la consultazione
Intanto Terna ha avviato la consultazione sul Rapporto di identificazione delle capacità obiettivo 2023, ossia “la capacità di trasporto che è economicamente efficiente realizzare, perché i benefici marginali sono maggiori dei costi marginali”.

Il documento presenta i risultati delle analisi di identificazione del valore target, condotte in entrambi gli anni orizzonte 2030 e 2040 negli scenari contrastanti policy (“Fit for 55” al 2030 e “Distributed Energy” al 2040) ed inerziale (“Late Transition” al 2030 e al 2040) sviluppati da Terna e Snam e pubblicati il 1° agosto 2022.

L’applicazione della metodologia all’anno di lunghissimo termine, rimarca il Tso, costituisce una novità rispetto alle precedenti edizioni, implementata in seguito ai suggerimenti pervenuti in sede di verifica expert-based.

In sintesi, è emerso che i valori di capacità obiettivo addizionali al 2030 coincidono per le sezioni interne con il set di valori intermedi tra quelli individuati dalle strategie di sviluppo nei due scenari Late Transition e Fit-For 55 (in esito all’applicazione del least regret). Mentre per i confini esteri coincidono con la capacità di trasmissione associata ai progetti già pianificati nel Piano di sviluppo 2021.

Al 2040, si riferiscono per le sezioni interne e per i confini esteri ai valori individuati dalle strategie di sviluppo nei due scenari Late Transition e Distributed Energy.

Il termine per le osservazioni è lunedì 27 febbraio. Il 20 febbraio dalle 10 alle 13 Terna ha organizzato un seminario per illustrare il rapporto e raccogliere eventuali commenti e spunti di riflessione.