Il presente rapporto costituisce la sintesi delle attività di ricerca svolte nel periodo gennaio 2007 – febbraio 2008 nel progetto “Analisi di scenari di sviluppo dei sistemi di generazione e di trasmissione” dell’Area “Governo del Sistema Elettrico”, una delle quattro Aree di ricerca definite nell’accordo di programma triennale tra il Ministero per lo Sviluppo Economico e CESI RICERCA S.p.A., stipulato il 21 giugno 2007. Gli obiettivi e l’articolazione del progetto sono descritti nel documento “Piano annuale di realizzazione 2007” rev. 1 del 3/12/2007. Il presente progetto, previsto di durata biennale, continua una parte del lavoro svolto nel WP 1.1 “Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione” descritto nel “Piano annuale di realizzazione 2006”. Nel periodo di riferimento sono state sviluppate attività relative alla simulazione ed al confronto di scenari di sviluppo del sistema elettrico nazionale, all’acquisizione di dati sperimentali sulle concentrazioni dei gas serra in atmosfera, all’analisi di previsioni modellistiche e di indicatori di cambiamento climatico ed al progetto di una banca dati relativa ad emissioni e permessi delle imprese coinvolte nel sistema europeo di Emissions Trading. In particolare, il prodotto di tali attività, previsto nel “Piano annuale di realizzazione 2007”, è articolato nei seguenti punti: • analisi di scenari focalizzata sul sistema di generazione (confronto fra scenario base e scenari che descrivono ipotesi di interventi per il contenimento dell’effetto serra); • raccolta e diffusione di dati sull’andamento della concentrazione dei principali gas serra, studi sugli indicatori di Cambiamento Climatico, previsioni modellistiche dei cambiamenti climatici attesi sul territorio nazionale; • progetto di una banca dati di contabilità delle emissioni di gas serra, delle quote e dei relativi diritti / crediti per le imprese dei principali settori energetici e manifatturieri coinvolti nel sistema europeo dell’Emissions Trading e nel più ampio sistema di obiettivi di riduzione delle emissioni che deriva dall’adesione al Protocollo di Kyoto.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 4/29 1 INTRODUZIONE Il presente rapporto costituisce la sintesi delle attività di ricerca svolte nel periodo gennaio 2007 – febbraio 2008 nel progetto “Analisi di scenari di sviluppo dei sistemi di generazione e di trasmissione” dell’Area “Governo del Sistema Elettrico”, una delle quattro Aree di ricerca definite nell’accordo di programma triennale tra il Ministero per lo Sviluppo Economico e CESI RICERCA S.p.A., stipulato il 21 giugno 2007. Gli obiettivi e l’articolazione del progetto (che ha durata biennale) sono descritti nel documento “Piano Annuale di realizzazione 2007” rev. 1 del 3/12/2007. Nel presente progetto, che continua una parte del lavoro svolto nel 2006 (WP 1.1 “Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione”) sono state sviluppate attività relative alla simulazione ed al confronto di scenari di sviluppo del sistema elettrico nazionale, all’acquisizione di dati sperimentali sulle concentrazioni dei gas serra in atmosfera, all’analisi di previsioni modellistiche e di indicatori di cambiamento climatico ed al progetto di una banca dati relativa ad emissioni e permessi delle imprese coinvolte nel sistema europeo di Emissions Trading. 2 ANALISI DI SCENARI DI SVILUPPO DEL SISTEMA DI GENERAZIONE Nel Marzo 2007 il Consiglio dell’Unione Europea, sulla base della comunicazione della Commissione “Una politica energetica per l’Europa” [1], ha approvato un piano d’azione [2] mirato a: • aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti; • garantire la competitività delle economie europee e la disponibilità di energia a prezzi accessibili; • promuovere la sostenibilità ambientale e lottare contro i cambiamenti climatici. Tali obiettivi dovranno essere perseguiti mediante una serie di misure, tra cui le principali sono: • il raggiungimento di una quota del 20% di energie rinnovabili sul totale dei consumi energetici dell’UE entro il 2020; • una riduzione dei consumi energetici dell’UE del 20% rispetto alle proiezioni per il 2020, come stimato dalla Commissione nel suo Libro Verde sull’efficienza energetica; • una riduzione delle emissioni di gas serra di almeno il 20% entro il 2020 rispetto alle emissioni del 1990; • una quota minima del 10% di biocarburanti sul totale dei consumi di benzina e gasolio per autotrazione dell’UE entro il 2020. Relativamente alla penetrazione delle energie rinnovabili nel sistema energetico, il target europeo del 20% dovrà tradursi in obiettivi nazionali differenziati, in base ad un’equa ripartizione che tenga conto dei diversi punti di partenza e potenzialità, lasciando ai singoli Stati la facoltà di decidere obiettivi nazionali per ogni specifico settore (elettricità, riscaldamento e refrigerazione e biocarburanti, in quest’ultimo caso con la citata quota minima del 10%). La proposta della Commissione Europea (si veda [3]), ufficializzata il 23 Gennaio 2008, prevede per l’Italia un obiettivo di penetrazione pari al 17% della domanda di energia finale. In questo contesto, è stato effettuato un aggiornamento delle stime di potenzialità delle fonti rinnovabili per la produzione elettrica a livello nazionale, già effettuate nella precedente attività di Ricerca di Sistema. Per ogni tecnologia è stato valutato il potenziale teorico disponibile in funzione delle caratteristiche specifiche del territorio italiano e, sulla base dei molteplici vincoli esistenti e/o ipotizzabili, si è giunti all’identificazione del potenziale effettivamente raggiungibile (si veda la Tabella 1). Si noti che tale potenziale non è legato ad una determinata data futura, bensì costituisce una sorta di

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 5/29 “limite massimo ragionevolmente ipotizzabile”, sotto determinate ipotesi. Ovviamente, ipotesi diverse, come spesso si trovano in studi similari disponibili in letteratura, porterebbero a valori diversi. Peraltro, come si nota dalla tabella, molti valori ivi riportati corrispondono a range più o meno ampi e non a valori precisi, a testimonianza della significativa incertezza che inevitabilmente caratterizza questo tipo di studi. Fonte Producibilità [TWh] Grande idroelettrico 34,9 Piccolo e mini-idro 15,3 Eolico onshore > 12 Eolico offshore 2 – 6 Fotovoltaico tetti > 7 Fotovoltaico a terra > 12 Solare termodinamico 6 – 9 Geotermico 7,5 RSU frazione biodegradabile1 9,5 Biogas 3,2 Biomasse (fonti attuali) 5 Biomasse (nuove colture) 2,3 – 23 Totale rinnovabile ~ 115 – 145 Tabella 1: Potenziali raggiungibili di sviluppo delle fonti rinnovabili per la produzione elettrica in Italia. In queste valutazioni ulteriori svolte nel 2007 tese ad esplorare la penetrazione delle diverse tecnologie rinnovabili è stato considerato soprattutto l’aspetto legato ai costi attuali di produzione e le proiezioni sul loro andamento dei prossimi due decenni. In tale ottica, i siti potenzialmente disponibili per la realizzazione di impianti potrebbero essere idealmente classificati sulla base dei parametri che concorrono a determinare il rispettivo costo di produzione dell’energia, quali la disponibilità e/o il costo proprio della fonte, la facilità d’accesso, la vicinanza alla rete di trasmissione e la necessità d’interventi più o meno rilevanti di predisposizione dell’area. Sulla base di questa classificazione dei siti o delle risorse (fonte e tipologia, ad esempio nel caso delle biomasse) potenzialmente disponibili per costi crescenti dell’energia prodotta, si può ipotizzare che la composizione del parco di generazione da fonti rinnovabili evolva ricorrendo in ogni momento alla tecnologia più conveniente sulla base della fascia di costo non ancora completamente sfruttata nei termini precedentemente specificati. I valori di potenziale raggiungibile così determinati sono stati presi in considerazione dal Ministero dello Sviluppo Economico nel contesto della redazione del position paper del Governo Italiano (si veda [4]) sullo sviluppo delle fonti rinnovabili al 2020. Oltre ai dati di potenziale, si è proceduto a rivedere i parametri di costo e prestazione sia per le tecnologie rinnovabili che per quelle a combustibili fossili, fornendo nel contempo delle stime della loro evoluzione al 2030, anche nella prospettiva di ricorrere al sequestro e cattura della CO2. In particolare, nell’ambito del modello MATISSE, è stata inserita un’ulteriore tecnologia di generazione da carbone con cattura e sequestro della CO2 post combustione, installabile solo in determinate regioni italiane (Puglia, Sardegna e Veneto) nelle quali sono disponibili siti in cui stoccare la CO2 stessa, al fine di ridurre al minimo i costi di trasporto della CO2 sequestrata. La disponibilità della tecnologia è stata ipotizzata a partire dal 2016, per un potenziale massimo di installazione di 4300 MW nell’arco temporale fino al 1 Si ipotizza che tale frazione possa corrispondere a circa il 50% dei RSU termovalorizzati.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 6/29 2030. Il possibile contributo di tale tecnologia al contenimento delle emissioni climalteranti del parco di generazione elettrica nazionale è stato valutato mediante le analisi di scenario i cui risultati sono descritti nel seguito. Nell’ambito dello studio delle tecnologie di generazione innovative si inquadra peraltro la partecipazione ai progetti europei EISOFAR – Roadmap for a european innovative sodium cooled fast reactor, ELSY – European Lead cooled system e SARNET – Light water reactor severe accident research and management, partecipazione che si sviluppa in modo coordinato con le unità ENEA attive nel settore e anch’esse partner negli stessi tre progetti. Venendo all’attività di simulazione ed analisi di scenari di sviluppo del sistema di generazione effettuata con il modello MATISSE, essa è stata finalizzata prevalentemente alla valutazione dell’efficacia e dei costi di possibili meccanismi di incentivo allo sviluppo delle fonti rinnovabili. A tale riguardo, si evidenzia che, oltre ai valori dei parametri caratterizzanti gli scenari (domanda, costi dei combustibili, importazioni, costi delle tecnologie di generazione, potenziali delle fonti rinnovabili, prezzi e disponibilità di permessi e crediti di emissione di CO2, ecc.) definiti autonomamente da CESI RICERCA, sono state nel corso dell’anno prese in considerazione molteplici varianti derivanti sostanzialmente da: • interazioni con ENEA, che contestualmente ha portato avanti un’attività di simulazione di scenario sull’intero sistema energetico nazionale, utilizzando il modello MARKAL-MACRO Italia (si veda ad esempio [5][6][7]); • interazioni con il Ministero dello Sviluppo Economico, derivanti dalla partecipazione, insieme con ENEA, ai tavoli di supporto tecnico finalizzati alla definizione delle policy nazionali nel contesto degli obiettivi europei di sviluppo delle fonti rinnovabili al 2020; • interazioni con operatori del settore (ad es. ENEL, Edipower, Sorgenia, ecc.), prevalentemente relative ai costi attuali delle principali tecnologie di generazione. Un’ulteriore variabile che è evoluta nel corso dell’anno 2007 è il quadro normativo relativo agli incentivi alle fonti rinnovabili. Se relativamente al fotovoltaico lo schema incentivante è stato definito dal decreto MSE del 19 Febbraio 2007, riguardo alle altre fonti si sono susseguite diverse proposte legislative, ed in particolare: • il sistema d’incentivazione proposto nell’emendamento 1.0.200 al disegno di legge n. 691 “Delega al Governo per completare la liberalizzazione dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale e per il rilancio del risparmio energetico e delle fonti rinnovabili, in attuazione delle direttive comunitarie 2003/54/CE, 2003/55/CE e 2004/67/CE”; • il sistema d’incentivazione definitivamente approvato, specificato dall’Articolo 2, commi da 143 a 161, della Legge Finanziaria 2008, che a sua volta ha subito qualche variante nel corso del lungo iter seguito al Senato ed alla Camera. La combinazione tra diversi valori dei parametri di scenario (di volta in volta concordati con i vari soggetti sopra citati) e le varianti di schemi legislativi di incentivazione che si sono susseguiti nel corso del 2007, ha portato all’effettuazione di un rilevante numero di simulazioni di scenario e di conseguenti analisi dei risultati ottenuti. Nel seguito si descriveranno sinteticamente i risultati dell’analisi di scenario effettuata più di recente, finalizzata alla valutazione di costi ed efficacia dello schema di incentivazione attualmente in vigore, ossia quello approvato e previsto dalla Legge Finanziaria 2008, integrato, per quanto riguarda il fotovoltaico, dal decreto MSE del 19 Febbraio 2007. Più in particolare, obiettivo dello studio è confrontare i risultati dell’applicazione di tale schema di incentivazione con quelli di un ipotetico sistema finalizzato a minimizzare l’esborso per incentivi, erogando a ciascuna tecnologia rinnovabile il contributo minimo indispensabile per renderla più competitiva, in termini di costi di produzione, della tecnologia da fonte fossile attualmente di riferimento, ossia il ciclo combinato a gas naturale; tale meccanismo, non considerando i costi indiretti legati all’“inefficienza” del sistema (ritardi autorizzativi, contenziosi con comunità ed enti locali, compensazioni ambientali, ecc.), non può evidentemente trovare applicazione pratica, tuttavia è in grado di fornire un riferimento sul livello minimo teorico di incentivi da erogare. Lo studio è stato realizzato simulando l’effetto dei sistemi di incentivazione sopra citati in scenari di sviluppo del sistema elettrico nazionale su orizzonti temporali di lungo termine (fino al 2030).

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 7/29 Lo strumento di simulazione utilizzato è, come detto, il modello multi-regionale MATISSE, sviluppato da CESI RICERCA in collaborazione con il Politecnico di Torino e con AIEE, nell’ambito delle attività di Ricerca di Sistema, che utilizza l’approccio «bottom-up» TIMES, che a sua volta rappresenta la più recente evoluzione del generatore di modelli MARKAL, sviluppato e distribuito dall’Energy Technology Systems Analysis Programme (ETSAP) dell’International Energy Agency (IEA). Il modello MATISSE, descritto più in dettaglio in [8] e [9], è in grado di combinare i vincoli energetici, socio-economici ed ambientali di scenari opportunamente predisposti dall’utente, per determinare le configurazioni ottimali (in termini di minimo costo complessivo) del sistema elettrico, sia dal lato domanda, mettendo in competizione le diverse tecnologie di uso finale per la fornitura dei servizi energetici richiesti dai vari settori, sia dal lato offerta, mettendo in competizione le diverse tecnologie di generazione disponibili per soddisfare la domanda, il tutto su orizzonti temporali dell’ordine di qualche decina d’anni. In particolare, ai fini del presente studio la domanda elettrica non è liberamente determinata dal modello, bensì viene esogenamente imposta. Relativamente alle assunzioni principali che caratterizzano gli scenari analizzati, ci si è uniformati alle più recenti valutazioni effettuate da ENEA nel contesto delle simulazioni di sviluppo dell’intero sistema energetico nazionale effettuate con il modello MARKAL-MACRO Italia. In particolare: • si sono considerati due scenari di domanda, denominati BASE ed EEAP (Energy Efficiency Action Plan, che prevede l’implementazione di misure volte ad incrementare l’efficienza energetica negli usi finali); la domanda BASE raggiunge un valore di circa 410 TWh al 2020 e di circa 459 TWh al 2030, mentre la domanda EEAP risulta in tali anni inferiore, rispettivamente, di circa 44 e 42 TWh; • una ulteriore differenziazione tra lo scenario BASE e quello EEAP si ha anche sui prezzi previsti per i diritti (permessi e crediti) di emissione di CO2: mentre nel primo scenario si è ipotizzato, fino al 2030, un prezzo costante pari a 10
/tCO2, nel secondo scenario tale prezzo è previsto crescere linearmente da 10
/tCO2 nel 2008 a 37,5
/tCO2 nel 2030; • per quanto riguarda le importazioni di energia elettrica, esse si differenziano tra lo scenario BASE e quello EEAP solamente dopo l’anno 2020, periodo in cui le importazioni BASE si attestano su circa 45 TWh/anno, mentre quelle EEAP risultano mediamente di circa 2,5 TWh/anno superiori; • i prezzi dei combustibili fossili non risultano invece differenziati tra gli scenari BASE ed EEAP ed i loro andamenti futuri derivano da previsioni di fonte IEA; in particolare, per il carbone si prevede una sostanziale costanza dei prezzi sull’orizzonte temporale considerato, mentre per i combustibili (gas, olio e gasolio) i cui prezzi sono indicizzati a quelli del petrolio, si prevede un calo dell’ordine del 20% fino al 2020, seguito da una leggera risalita; • per quanto riguarda i parametri relativi a costi e prestazioni delle principali tecnologie di generazione, sia da fonti fossili che da fonti rinnovabili, si sono utilizzati i valori determinati dallo studio effettuato da CESI RICERCA citato in precedenza, in accordo con le indicazioni fornite dagli operatori del settore con cui si sono avuti contatti; • per quanto riguarda infine i potenziali delle fonti rinnovabili considerati raggiungibili agli anni 2020 e 2030, per la determinazione dei relativi valori (riportati in Tabella 2) ci si è basati sia sui risultati dello studio descritto in precedenza (si veda la Tabella 1), sia sui valori previsti al 2020 dal position paper del Governo Italiano (si veda [4]) sullo sviluppo delle fonti rinnovabili. Relativamente ai sistemi di incentivazione modellati, essi sono i seguenti. Sistema RCP (Riferito ai Costi di Produzione) • Gli incentivi sono modellati come contributi sulla produzione (in
/MWh), attribuiti alle diverse tecnologie rinnovabili per tutta la rispettiva vita tecnica; • gli incentivi sono differenziati per ciascuna delle tecnologie rinnovabili prese in considerazione e sono tali da portarne il costo di produzione, detratto dell’incentivo, ad un livello pari al 90% del costo di produzione di un ciclo combinato, comprensivo del costo relativo alle emissioni di CO2; • negli anni dell’arco temporale di simulazione (fino al 2030) in cui vengono introdotte nuove tecnologie rinnovabili, tipicamente caratterizzate da costi decrescenti nel tempo, i relativi incentivi vengono ri-determinati di conseguenza, sempre con riferimento ai costi del ciclo combinato nei medesimi anni;

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 8/29 • non viene imposto alcun tetto né all’esborso per incentivi complessivo per il sistema, né alla quantità complessiva di produzione elettrica incentivabile, al fine di consentire il massimo sviluppo possibile alle fonti rinnovabili considerate. In sintesi, l’obiettivo è, come detto, di non incentivare nessuna tecnologia più dello stretto necessario a renderla competitiva con il ciclo combinato: in tal modo, lo schema di incentivi modellato tende ad essere particolarmente “parsimonioso”. Idealmente, si intende infatti valutare l’effetto sullo sviluppo delle fonti rinnovabili dell’incentivazione minima indispensabile da erogare a tale scopo. Tipologia Producibilità annua 2020 [TWh] Producibilità annua 2030 [TWh] Biogas discarica 1,7 1,7 Biogas fermentazione 1,6 1,6 Geotermico 9,82 9,8 Solare termodinamico 3,1 7,0 Fotovoltaico tetti 5,4 9,0 Fotovoltaico a terra 1,2 2,4 Eolico on-shore 18,6 18,6 Eolico off-shore 4,0 6,0 Biomassa scarti agro-industriali 5,1 5,1 Biomassa filiera corta 2,5 2,5 Idroelettrico esistente 36,0 36,0 Nuovo piccolo idroelettrico (tra 1 e 10 MW) 5,5 5,5 Nuovo mini-idroelettrico (< 1 MW) 1,8 1,8 RSU frazione biodegradabile 4,0 4,9 Totale Rinnovabile 100 TWh 112 TWh Tabella 2: Potenziali di sviluppo delle fonti rinnovabili ipotizzati agli anni 2020 e 2030. Sistema CVDT (Certificati Verdi Differenziati per Tecnologia) Si tratta del sistema attualmente in vigore, approvato nella Legge Finanziaria 2008, le cui caratteristiche principali sono le seguenti: • l’incentivazione è differenziata per le varie fonti, assegnando a ciascuna di esse, per 15 anni, un numero di CV per MWh prodotto pari ad uno specifico coefficiente che può variare da 0,8 a 1,8; • i CV emessi dal GSE sono collocati sul mercato ad un prezzo pari alla differenza tra un valore di riferimento, inizialmente di 180
/MWh, e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica definito dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, registrato nell’anno precedente; • fino al raggiungimento della copertura del 25% del consumo interno di energia elettrica da fonti rinnovabili, il GSE è obbligato a ritirare i CV in eccesso rispetto alla quota d’obbligo al prezzo medio dei CV registrato nell’anno precedente; ai fini del presente studio, tale previsione è stata implementata semplicemente non ponendo limiti alla quantità di produzione rinnovabile incentivata; 2 È il valore definito nel position paper del Governo italiano sullo sviluppo delle fonti rinnovabili, nel quale è stata ipotizzata una disponibilità di circa 2,3 TWh, aggiuntiva rispetto ai 7,5 TWh riportati in Tabella 1, dovuta ad una possibile nuova generazione di geotermico.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 9/29 • gli impianti rinnovabili di taglia inferiore al MW possono optare, in alternativa ai CV, per una tariffa fissa di ritiro dell’energia prodotta, anch’essa valevole per 15 anni. Per il solare fotovoltaico, come detto, si è ipotizzato che restino in vigore gli incentivi previsti dal decreto MSE del 19 febbraio 2007. Inoltre, i livelli di incentivazione, sia per le fonti che godono dei CV, sia per quelle che godono di altri tipi di incentivi, vengono comunque aggiornati riducendoli in misura pari alla riduzione dei costi di produzione che si verifica in seguito alla progressiva introduzione di nuove tecnologie nell’arco dell’orizzonte temporale considerato. Nella seguente Figura 1, a titolo di esempio, sono messi a confronto gli incentivi previsti per le varie tecnologie nell’anno 2014 dai due sistemi RCP e CVDT. Figura 1: Incentivi erogati alle diverse tecnologie rinnovabili nel 2014, in base ai sistemi RCP e CVDT. Il costo di produzione è scomposto nel costo di riferimento (corrispondente al 90% del costo del ciclo combinato – in verde scuro) e, in verde chiaro, nel minimo incentivo necessario a rendere competitiva la fonte corrispondente. Venendo ai risultati, in Figura 2 è riportata la produzione da fonti rinnovabili ottenuta con i due sistemi di incentivazione. Si nota come il sistema CVDT, più “generoso”, determini una produzione superiore al sistema RCP. Entrambi i sistemi peraltro appaiono in grado di avvicinare il potenziale ipotizzato al 2030, rimanendo invece leggermente al di sotto nel 2020. A titolo di confronto, in figura è riportato anche il livello di produzione rinnovabile ottenibile in un ipotetico scenario privo di incentivazione. Si noti inoltre che, in tutti gli scenari, il livello di produzione dell’idroelettrico attualmente esistente è stato considerato per semplicità costante sull’orizzonte temporale analizzato, e pari ad un valore piuttosto conservativo (36 TWh), tenendo conto sia della prevista riduzione della piovosità causata dai cambiamenti climatici, sia dell’applicazione della normativa sul Deflusso Minimo Vitale.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 10/29 Figura 2: Andamento della produzione da fonti rinnovabili senza incentivazione e con i sistemi RCP e CVDT. In termini di incentivi, dalla Figura 3 si nota come l’ammontare erogato dal sistema CVDT sia grosso modo doppio rispetto al sistema RCP: tale “generosità” dovrebbe essere in grado di compensare le “inefficienze di sistema” sopra citate, che affliggono lo sviluppo delle fonti rinnovabili in Italia. Suddividendo gli ammontari erogati sulla domanda finale, dal 2020 in poi l’incentivazione RCP peserebbe per circa 8-9
/MWh, mentre l’incentivazione CVDT peserebbe per circa 17-19
/MWh. Figura 3: Esborsi per incentivi alla produzione da fonti rinnovabili negli scenari CVDT e RCP. Dal punto di vista economico di sistema, l’incremento di produzione rinnovabile ottenuto negli scenari RCP e CVDT, rispetto ad uno scenario privo di incentivazione, comporta:

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 11/29 • maggiori costi di investimento e di O&M, dovuti alla maggiore onerosità delle tecnologie di generazione da fonti rinnovabili; • minori costi dovuti alla riduzione dei consumi di combustibili fossili e degli acquisti di permessi e crediti di emissione di CO2, in seguito alla riduzione delle emissioni stesse. In Tabella 3 sono sintetizzati tali extra-costi/risparmi ottenuti negli scenari RCP e CVDT, rispetto allo scenario privo di incentivazione. Si nota ad esempio che, sull’intero periodo che si estende fino al 2020, il sistema RCP comporta circa 22 G
di extra-costi di produzione, a fronte di un’erogazione di incentivi pari a circa 29 G
. Il sistema CVDT invece, sullo stesso periodo, comporta circa 25 G
di extra-costi di produzione, a fronte però di ben 69 G
di incentivi erogati. 2006-2020 2006-2030 Valori cumulati (RCP) Costi [G
] Quantità [u.m.] Costi [G
] Quantità [u.m.] Costi di investimento 24,3 58,8 Costi di O&M + biomassa 9,4 20,4 Combustibili fossili -10,3 -53 Mtep -26,3 -134 Mtep Emissioni CO2 -1,33 -130 MtCO2 -3,03 -300 MtCO2 TOTALE extra costi 22,1 50,0 Incentivi cumulati 28,7 67,2 2006-2020 2006-2030 Valori cumulati (CVDT) Costi [G
] Quantità [u.m.] Costi [G
] Quantità [u.m.] Costi di investimento 27,0 62,2 Costi di O&M + biomassa 11,9 25,1 Combustibili fossili -11,5 -73 Mtep -29,3 -167 Mtep Emissioni CO2 -2,03 -197 MtCO2 -3,83 -385 MtCO2 TOTALE extra costi 25,4 54,1 Incentivi cumulati 69,1 151,1 Tabella 3: Differenze tra i valori cumulati dal 2006 fino al 2020 e fino al 2030 dei principali elementi di costo degli scenari RCP e CVDT, rispetto allo scenario privo di incentivazione, a confronto con il valore cumulato di incentivi erogati nello stesso arco temporale. Per quanto riguarda le emissioni di CO2, dalla Figura 4 si può notare come entrambi i meccanismi di incentivazione siano in grado di portare ad una riduzione di circa 20 MtCO2/anno dal 2020 in poi, rispetto ad uno scenario privo di incentivazione. Quest’ultimo scenario, peraltro, già gode di un significativo contributo di riduzione delle emissioni (area grigia in figura) fornito dagli impianti a carbone con tecnologia di cattura e sequestro della CO2. Tale contributo, corrispondente al potenziale di 4300 MW ipotizzato, passa da circa 19 MtCO2/anno al 2020, fino a circa 24 MtCO2/anno verso la fine dell’orizzonte temporale considerato. Ciononostante, lo sviluppo delle fonti rinnovabili determinato dai sistemi di incentivazione modellati non è in grado di portare ad una riduzione delle emissioni, che, al contrario, aumentano progressivamente nell’arco del periodo oggetto della simulazione. Risulta quindi evidente la necessità di implementare misure aggiuntive, in particolare nell’ambito dell’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali. Interventi significativi di tale tipo, quali quelli ipotizzati nel citato scenario EEAP (Energy Efficiency Action Plan), che peraltro sconta anche prezzi più elevati dei permessi / crediti di emissione, possono fornire un contributo determinante nel condurre a profili emissivi maggiormente sostenibili. 3 Si noti che la differenza di emissioni tra gli scenari RCP / CVDT e lo scenario privo di incentivazione, al fine di valutarne il costo, viene valorizzata al prezzo dei permessi / crediti di emissione ipotizzato.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 12/29 Si noti che, mentre i target emissivi fino al 2012 sono già stati fissati dai Piani Nazionali di Assegnazione I e II, gli obiettivi settoriali dal 2013 in poi non sono ancora definiti. Tuttavia, la proposta della Commissione Europea del 23 Gennaio 2008 (si veda [10]) prevede, per l’insieme dei settori soggetti al sistema di Emissions Trading a livello europeo, una riduzione del 21% rispetto alle emissioni del 2005. Se si applicasse un’analoga riduzione al settore termoelettrico nazionale4, si otterrebbe un valore obiettivo al 2020 pari a circa 112 MtCO2, leggermente al di sotto del livello delle emissioni ottenuto nello scenario EEAP. Si noti inoltre che la “decisione di assegnazione” delle quote di emissione al settore termoelettrico nazionale per l’anno 2012 è pari a 75,9 MtCO2, valore a cui potrebbe aggiungersi parte delle quote riservate ai nuovi entranti che, per l’insieme dei settori produttivi soggetti ad Emissions Trading, vale 16,9 MtCO2 come media annua. Il target emissivo per il settore termoelettrico risulta quindi già al 2012 molto più restrittivo del valore di 112 MtCO2 sopra ipotizzato per il 2020: è quindi ragionevolmente ipotizzabile che il vincolo emissivo al 2020 non sarà meno stringente di quello già definito per il 2012, nel qual caso sarà necessario fare ampio ricorso ai meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto. Figura 4: Emissioni di CO2 nei vari scenari analizzati. 3 OSSERVATORIO SUI CAMBIAMENTI CLIMATICI 3.1 Monitoraggio della concentrazione atmosferica dei gas serra CESI RICERCA dal 1989 effettua, presso la stazione del Plateau Rosa dell’INAF-IFSI di Torino (3480 m.s.l.m.), il monitoraggio della concentrazione atmosferica dei principali gas serra (attualmente CO2, CH4 ed O3) e delle grandezze meteorologiche, che rappresentano una preziosa informazione al fine della 4 Tale assunzione è piuttosto forte: non necessariamente, infatti, l’obiettivo di riduzione percentuale (21%) valido per l’insieme dei settori ETS a livello europeo si tradurrà in un identico obiettivo per ogni singolo settore a livello nazionale.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 13/29 valutazione della rappresentatività del dato di concentrazione in termini di caratterizzazione del fondo naturale, ovvero della componente locale o regionale della misura eseguita. La stazione di monitoraggio, data la quota, è generalmente posta al di sopra dello strato di rimescolamento atmosferico, risultando pertanto adatta a misurare la concentrazione del fondo naturale dei composti gassosi climalteranti. Le attività relative all’acquisizione dei dati, gestione/manutenzione della stazione di misura e elaborazione di base dei dati acquisiti sono sinteticamente descritte nel seguito. • Misura di CO2 I valori sono stati acquisiti, salvo per periodi di difficoltà di accesso alla stazione (chiusura impianti funivie) e per la riduzione del numero di trasferte dovuto ad un necessario e contingente contenimento dei costi, garantendo una copertura comunque sufficiente dell’anno 2007. Oltre alla manutenzione ordinaria, è stata avviata una verifica dei flussi in uso e della qualità delle misure effettuate per cercare di ottimizzare e ridurre il consumo delle miscele di gas standard utilizzati, al fine di poter aumentare l’autonomia temporale della stazione tra due visite di manutenzione. Le misure di CO2, ottenute nel corso del 2007 nelle diverse fasi del processo di validazione e riferibilità alla scala internazionale della NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration statunitense), sono riportate nella seguente Figura 5. I tre grafici mostrano la procedura per la validazione e la riferibilità delle misure alla scala internazionale della NOAA. In alto a sinistra è mostrato l’andamento delle misure grezze, in alto a destra è visibile l’andamento delle misure preselezionate e nel grafico in basso è, invece, mostrato l’andamento delle misure validate e riferite alla scala di misura della rete internazionale (utilizzate anche per l’attività di ricerca del progetto europeo CarboEurope-IP). • Misura di CH4 Lo strumento messo in funzione nei primi mesi dell’anno ha evidenziato, inizialmente, una ampia variabilità dei risultati che ha imposto, nel corso dei mesi, una messa a punto della catena di campionamento e misura (includendo la riferibilità della misura, inizialmente agli standard SIAD – Società Italiana Acetilene e Derivati, e, nella fase finale, agli standard della NOAA). Negli ultimi mesi dell’anno i dati relativi alla misura del metano (CH4) sono pertanto da considerarsi di qualità ottimale ed il processo di acquisizione a regime operativo, anche grazie alla disponibilità degli standard di riferimento. • Misura di O3 La misura dell’ozono è proseguita nel corso dell’anno effettuando diverse misure di confronto mediante un calibratore opportunamente tarato dall’INRIM – Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica di Torino e in dotazione al Laboratorio Metrologico sito in CESI RICERCA (sede di Milano). • Misura delle grandezze meteorologiche La misura delle grandezze meteorologiche è stata garantita per buona parte delle variabili monitorate presso la stazione di misura. Nella Figura 6 sono riportati a titolo di esempio gli andamenti di alcune di queste variabili (temperatura, pressione atmosferica, velocità e direzione del vento).

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 14/29 Figura 5: Andamento della concentrazione atmosferica dell’anidride carbonica (CO2) per l’anno 2007. Figura 6: Andamento della temperatura (interna ed esterna alla stazione), della pressione atmosferica e dell’intensità e direzione del vento nel corso del 2007.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 15/29 • Attività di collaborazione in campo nazionale e internazionale Per quanto riguarda la partecipazione a reti nazionali ed internazionali, le attività sono state le seguenti: * Rete nazionale Green-Net: sono stati mantenuti i contatti e presentate alcune memorie a convegni scientifici al fine di promuovere l’idea di una rete nazionale per la misura dei gas serra. Una ulteriore collaborazione è nata nell’ambito delle proposte PRIN in cui sia CESI RICERCA che ENEA sono stati inseriti come collaboratori in un possibile progetto relativo all’approccio della modellistica per la valutazione dei pozzi e delle sorgenti dei gas serra in ambito nazionale. * Progetto CarboEurope-IP: sono stati forniti i dati di CO2 relativamente all’attività di monitoraggio in continuo dell’anno 2006 (come da routine, la spedizione viene effettuata con almeno un semestre di ritardo), nonché i dati in continuo delle grandezze meteorologiche (1° semestre 2006). Attualmente i dati della CO2, relativamente all’anno 2007, sono già stati validati e riferiti alla scala NOAA. * Reti mondiali GLOBALVIEW-CO2, GAW, CDIAC: sono stati inviati i dati definitivi del monitoraggio in continuo della CO2, relativi all’anno 2006. • Miscele standard di taratura È stato predisposto un “Memorandum Of Understanding” con la NOAA al fine di avviare la procedura per l’acquisto di miscele standard primarie per la misura dell’anidride carbonica (5 miscele standard poste intorno ai seguenti valori di concentrazione: 360, 370, 380, 390 e 395 ppm), del metano (2 miscele standard a concentrazione intorno a 1700 e 1900 ppb) e del monossido di carbonio (2 miscele standard a concentrazione intorno a 150 e 250 ppb). 3.2 Analisi della variabilità degli estremi climatici Nel corso del 2006 si era iniziata un’attività di analisi degli indici di cambiamento climatico sul territorio nazionale, allo scopo di valutare quanto l’evoluzione del clima in atto sulla regione italiana possa influenzare il sistema elettrico nazionale e, quindi, come questo debba adattarvisi. L’attività 2006, che ha preso in considerazione i dati di 11 stazioni meteorologiche italiane, nel 2007 è stata estesa ai dati di 61 stazioni del data base climatico dotate di CliNo 61-90. Il termine CLINO, dall’acronimo inglese CLImate NOrmals, è un’elaborazione statistica su base trentennale (ad es. trentennio 1961–1990) per le variabili meteorologiche monitorate dalle stazioni al suolo. Il range temporale standard di riferimento è stato scelto dalla WMO. I codici di analisi e controllo di qualità delle serie storiche climatiche di precipitazione e temperatura giornaliere utilizzati sono ClimDex e RclimDex, prodotti da un gruppo di esperti del Climate Change Detection Monitoring and Indices (ETCCDMI), sponsorizzato dalla Commissione di Climatologia della WMO – World Meteorological Organization e dal Progetto “Climate Variability and Predictability”. Gli indici utilizzati (30 indici di cui 18 relativi alla temperatura massima e minima giornaliera e 12 alla precipitazione atmosferica: si veda anche [11][12]) sono di tipo quantitativo (misura del dato), e qualitativo (numero di giorni di evenienza del fenomeno) e le informazioni ottenute, in genere, hanno una risoluzione temporale annuale. La visualizzazione ed analisi di mappe climatiche per ogni indice è stata sviluppata al fine di poter studiare non soltanto le tendenze temporali, ma anche la distribuzione spaziale di queste tendenze. Le mappe mostrate nelle figure seguenti rappresentano soltanto i trend significativi (livello di significatività   0.05) e l’intensità di tale tendenza è indicata dalla dimensione del cerchio. Inoltre, la tendenza significativa alla diminuzione e all’aumento dell’indice sono mostrate, rispettivamente, con i cerchi di colore blu e rosso. Questo lavoro è stato realizzato grazie alla collaborazione del CNMCA (Centro Nazionale di Meteorologia e Climatologia Aeronautica). Le metodologie di elaborazione ed analisi delle serie sono state riportate nel rapporto di Ricerca di Sistema relativo all’attività sviluppata nel corso del 2006 (si veda [13]) ed i risultati ottenuti sono stati oggetto di alcune memorie presentate a Convegni e Conferenze Nazionali e di una pubblicazione sulla “Rivista di Meteorologia Aeronautica”.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 16/29 Tra gli svariati indici utilizzati e ritenuti d’interesse primario per la definizione dei regimi pluviometrici e termometrici sulla penisola italiana si riportano, in Figura 7, i risultati ottenuti relativamente all’indice R1 e R10 (numero di giorni per anno con precipitazioni > 1 mm e > 10 mm) nel periodo 1951-2006. Di fronte ad un segnale prevalentemente negativo per il numero di giorni piovosi su gran parte dell’Italia peninsulare (indice R1) e, con l’intensificazione del fenomeno delle precipitazioni moderate (indice R10) sul Tirreno e la Sicilia, è possibile ipotizzare, dal punto di vista sinottico, uno spostamento delle zone ciclogenetiche verso Sud. L’aumento delle intensità delle precipitazioni (indice SDII) implica, per ciascun fissato regime pluviometrico, un incremento delle intensità degli estremi (indice R95p). Un altro indice utile per le precipitazioni nevose è quello relativo ai “Frost Days” (FD: numero di giorni per anno in cui Tmin < 0 °C) che risulta comodo per la valutazione della conservazione al suolo del manto nevoso nei mesi invernali, informazione di interesse per i rifornimenti dei bacini idrici. Dall’analisi delle tendenze si riscontra un intenso segnale negativo soprattutto per le stazioni montane (si precisa che nelle aree meridionali tale indice non è calcolabile, in quanto la condizione Tmin < 0 °C non è tipica di tali regioni). Figura 7: Variazioni significative dell’Indice R1 (a sinistra) e R10 (a destra) nel periodo 1951- 2006. Per quanto riguarda invece l’indice HWDI (durata in giorni dell’onda di calore, calcolata come l’occorrenza dell’evento in cui per almeno 6 giorni consecutivi la temperatura resta maggiore della temperatura massima media giornaliera del CliNo 61-90 di 5 °C) si nota un aumento generale sull’intero territorio nazionale. Se a questo indice si aggiungono quelli di Summer Days (SU) e Tropical Nights (TR) si evince chiaramente come le temperature massime, sia in termini di singolo evento giornaliero che di lunga durata (onda di calore), siano significativamente in aumento sulla penisola italiana. In Figura 8 sono, invece, riportate le tendenze per le stazioni risultate statisticamente significative per le coppie di indici Tn10 (Cold Nights), Tn90 (Warm Nights), e Tx10 (Cold Days), Tx90 (Warm Days), che indicano rispettivamente lo spostamento delle code (10° e 90° percentile) per le distribuzioni delle temperature massime e minime giornaliere. Risulta evidente che il trend sul 90° percentile è sostanzialmente in aumento e quello relativo al 10° percentile sostanzialmente in diminuzione: l’informazione che si può ricavare è quella di una simultanea traslazione e dispersione della distribuzione delle temperature giornaliere.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 17/29 Figura 8: Variazioni significative per le coppie di indici Tx10 (Cold Days), Tx90 (Warm Days) e Tn10 (Cold Nights), Tn90 (Warm Nights). I principali risultati ottenuti in merito all’attività di ricerca svolta si possono quindi riassumere nelle seguenti considerazioni: • gli indici di cambiamento climatico legati alla variabile temperatura mostrano un chiaro spostamento degli estremi meteoclimatici verso temperature più elevate e verso una maggiore frequenza di accadimento di tali eventi; il numero di giorni con temperature elevate e la lunghezza delle ondate di calore è chiaramente in aumento su tutta la penisola italiana; • gli indici legati alla variabile precipitazione sembrano indicare un probabile spostamento, in senso statistico, dell’area ciclogenetica verso le estreme regioni meridionali, con una tendenza alla “continentalizzazione” del Centro-Nord.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 18/29 Come accennato in precedenza, alla luce delle variazioni statistiche osservate, è stato intrapreso uno studio dell’influenza delle variabili meteoclimatiche sul settore elettrico, ed in particolare sulla domanda di energia elettrica a livello nazionale. Ai fini di questa attività, che attualmente è in una fase iniziale, con l’obiettivo di completarla nel corso del 2008, è stata avviata una collaborazione con la Funzione Statistiche di TERNA. Grazie all’interesse di TERNA e alla disponibilità nella fornitura dei dati mensili di domanda elettrica nazionale è stato possibile avviare lo studio. Al fine di illustrare una delle possibili applicazioni, nel seguito vengono riportati alcuni risultati preliminari. Con l’ausilio di un semplice modello a Regressione Lineare Multipla (Figura 9), migliorabile aumentando il dettaglio dei dati di input e la complessità del modello stesso, è stato possibile stimare che per ogni incremento di 1°C della variazione della temperatura (in particolare per le temperature estive) vi è una variazione percentuale della domanda elettrica nazionale intorno all’1%. Questa sensibilità sembrerebbe alquanto stabile nel corso degli anni anche se in termini assoluti, ovviamente, risulta in crescita. Tali considerazioni e risultati dovranno essere attentamente rivalutati a seguito delle attività che si svolgeranno successivamente, sempre in collaborazione con la Funzione Statistiche di TERNA. Figura 9: Domanda elettrica nazionale (GWh) e previsione a breve termine effettuata con il modello ARIMA di TERNA e RLM (Regressione Lineare Multipla) realizzato in questo studio (destra). Si è riscontrato un buon accordo tra i due modelli e mediante la RLM si è valutata, come primissima stima, l’influenza della temperatura nazionale sulla domanda elettrica (a sinistra si mostra un esempio relativamente al mese di Luglio). 3.3 Analisi dei risultati dei modelli di previsione dei cambiamenti climatici Come evidenziato in precedenza, oltre alle indicazioni provenienti da analisi statistiche quali quelle citate in precedenza sugli indici di cambiamento climatico, è estremamente importante disporre di previsioni affidabili sull’evoluzione degli eventi estremi (precipitazioni intense, onde di calore e periodi di siccità, forti temporali, etc.) per il loro impatto sulla produzione e sulla domanda di energia elettrica. A tale scopo, nel 2006 un’attività di Ricerca di Sistema (si veda [13]) è stata finalizzata all’analisi delle simulazioni ottenute con i Global Circulation Models (GCMs), per fornire proiezioni dei cambiamenti climatici sull’arco alpino (di rilevante interesse in funzione della produzione idroelettrica). Nel corso del 2007 si sono proseguiti tali studi lungo due direzioni: 1) è stata estesa l’analisi dei GCMs a tutto il territorio nazionale, applicando una metodologia analoga a quella già adottata nel 2006, in modo da poter effettuare un confronto tra le variazioni climatiche attese sull’intero territorio nazionale e le proiezioni, già elaborate, relative alla regione alpina; 2) in linea con quanto effettuato in ambito europeo, nonché internazionale, si è investigato sulle possibilità offerte dai modelli regionali per l’Europa, i quali, innestati nei modelli globali, possono descrivere meglio le forzanti che agiscono a scala regionale, grazie ad una risoluzione spaziale più spinta. Per quanto riguarda il primo punto, sono stati considerati i 20 modelli IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), utilizzati in precedenza, considerando l’area di estensione: long. [5, 19] e lat. [35,

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 19/29 48]. A titolo d’esempio, la Figura 10 mostra l’orografia di uno dei GCMs analizzati, il modello giapponese MIROC3.2 hires. Si sono considerati principalmente i valori mensili della temperatura media dell’aria T e della precipitazione totale P (alcune considerazioni sono state fatte anche per la temperatura del suolo e per la pressione al livello del mare) per i secoli XX e XXI. Per quest’ultimo secolo sono stati ipotizzati tre scenari emissivi di gas serra (A2, A1B e B1), raccomandati da IPCC, quindi tre diverse forzanti per il sistema climatico. Le proiezioni future sono state elaborate attraverso delle medie pesate dei modelli, calcolando le anomalie per i valori medi dei trentenni futuri 2011-2040, 2041-2070 e 2071-2100, rispetto al trentennio di riferimento 1961-1990. Le medie pesate sono state calcolate associando a ciascun modello un peso proporzionale alle rispettive performance dimostrate nella ricostruzione di T e P passate. Tali performance sono state quantificate calcolando gli scarti tra i valori medi annuali di T e P forniti dai modelli ed osservati da una rete di stazioni synop distribuite sul territorio nazionale (Figura 10) negli anni 1951-2000. Figura 10: Area di analisi del modello MIROC3.2.hires e localizzazione delle stazioni di misura utilizzate per la valutazione delle performance dei modelli. La Figura 11 illustra i BIAS dedotti per ciascun modello per la variabile T [°C] (diagramma a sinistra) e la variabile P [%] (diagramma a destra). Dapprima sono state calcolate le anomalie di ciascun modello nei tre scenari emissivi per i tre periodi futuri. Poi, considerando i 5 criteri definiti nel corso dell’attività 2006, si sono elaborate le corrispondenti ensemble means (si veda anche [14][15]). A titolo di esempio, la Figura 12 indica le anomalie di ciascun modello nello scenario A1B. Emerge che tutti i modelli, pur con valori diversi, indicano un incremento della temperatura con valori che, nell’ultima parte del secolo, possono andare da 2°C (secondo il modello CSIRO-MK3.0) a 4.5 °C (come previsto dal modello MIROC3.2-hires). Più ampia è la variabilità nella risposta dei modelli per quanto riguarda la precipitazione, ma tutti, fatta eccezione per il modello MIROC3.2-medres (a risoluzione piuttosto lasca: ~2.8° x 2.8°), descrivono una diminuzione delle precipitazioni per i trentenni futuri.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 20/29 Figura 11: Bias dei modelli calcolati confrontando i valori medi annuali della temperatura T (diagramma a sinistra) e della precipitazione P (diagramma a destra) con le misure della rete synop. Su ciascun diagramma è anche riportata la quota media di tutte le stazioni di misura (hobs) e la quota media orografica di ogni simulazione modellistica, dedotta dalla quota orografica dei punti della griglia di calcolo di ciascun modello, rispetto all’area di indagine. Figura 12: Anomalie di Temperatura (sinistra) e Precipitazione (destra) nello scenario A1B, visualizzate da istogrammi di diversi colori, per differenziare i modelli, nei trentenni 2011-2040, 2041-2070 e 2071-2100 (istogrammi sottili) e anomalie di T e P dedotti con le ensemble means (ultimi 5 istogrammi). Per ciascun modello sono anche riportati i pesi w associati secondo i cinque criteri.
Per quanto riguarda i risultati delle ensemble means, come già ottenuto nelle elaborazioni relative alla regione alpina, non emergono sostanziali differenze negli scenari previsti, applicando diversi criteri di media, se si considera uno stesso scenario emissivo. Invece, alcune importanti differenze emergono al variare di questo: a fine secolo sull’Italia, le proiezioni danno un aumento medio annuale di T da 2 a 5 °C ed una diminuzione di P dal 5 al 15%, con le variazioni maggiori, sia per T che per P, in

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 21/29 concomitanza con emissioni più alte di gas serra, ovvero nell’ipotesi dello scenario emissivo A2 (Figura 13) . Figura 13: Variabilità interannuale della Temperatura (a sinistra) e della Precipitazione (a destra), espressa come anomalie rispetto al periodo di riferimento 1961-1990, nei tre scenari emissivi, ottenuti con 5 criteri di media. Come sintesi dei risultati, la Figura 14 visualizza i valori ottenuti a scala annuale, stagionale e mensile, dei valori di T e P nel trentennio di riferimento e in quelli futuri, dedotti effettuando una media aritmetica dei valori calcolati mediante ensemble means, separatamente, nei tre scenari emissivi. La barra sovrapposta ai diagrammi indica il range di variabilità dei risultati, pertanto è una misura dell’incertezza dei valori ottenuti. Figura 14: Proiezioni future di Temperatura (sinistra) e Precipitazione (destra) sull’Italia. Se si confrontano i risultati ottenuti con quelli dedotti dall’attività 2006, le proiezioni elaborate variano leggermente: rispetto a quanto ottenuto per la sola regione alpina, si prevede sull’Italia un incremento leggermente superiore di T nei mesi estivi. Questo significa che le regioni più densamente abitate saranno soggette ad un riscaldamento maggiore rispetto alle località montane, con i relativi disagi per la popolazione. Nei mesi invernali, invece, si trova un riscaldamento leggermente superiore per le regioni montane, rispetto a quelle di pianura, indice di un’amplificazione del segnale globale sulla regione alpina. Per quanto riguarda la precipitazione, le proiezioni di P relative all’Italia indicano una diminuzione maggiore di 2 punti percentuali nella stagione estiva rispetto a quanto ottenuto per le regioni settentrionali, un dato che può essere interpretato come allarme per una probabile desertificazione delle regioni italiane, in particolare della parte meridionale dell’Italia. I risultati ottenuti sono stati presentati alla Conferenza generale dell’European Geosciences Union (EGU), tenutasi a Vienna nei giorni 15-19 aprile 2007. Per quanto riguarda invece le possibilità offerte dai modelli regionali per l’Europa, si sono considerati i risultati dei modelli climatici regionali con risoluzione spaziale di circa 50 km, sviluppati nell’ambito del Progetto Europeo PRUDENCE, con l’obiettivo di migliorare la previsione climatica sull’Europa, rispetto a quanto dedotto dai modelli globali che hanno una risoluzione spaziale più lasca (circa 100-300 km).

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 22/29 Seguendo la metodologia di analisi condotta dai gruppi di ricerca del progetto PRUDENCE, si è avviata l’analisi dei primi risultati del modello regionale PROTHEUS (risoluzione spaziale di circa 30 km), sviluppato da ENEA e ICTP (International Centre for Theorethical Physics di Trieste). Le simulazioni attualmente disponibili riguardano gli anni 1958-2000, pertanto l’analisi ha considerato questo periodo. Infine, si è realizzata una pagina web (in condivisione con ENEA) per la visualizzazione dell’analisi finora effettuata: essa riguarda la descrizione dei campi atmosferici descritti da PROTHEUS, nonché il confronto di questi con i campi di ERA40, data-set di riferimento per le analisi climatologiche. 4 BANCA DATI PER LA CONTABILITÀ DELLE EMISSIONI DI GAS SERRA Obiettivo dell’attività è la costruzione, in collaborazione con ASSOELETTRICA, di una banca dati di contabilità delle emissioni di gas serra (GHG) delle imprese dei principali settori energetici e manifatturieri coinvolti nel sistema europeo di Emissions Trading e nel più ampio sistema di obiettivi di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra che deriva dall’adesione al Protocollo di Kyoto. La disponibilità di dati affidabili è infatti indispensabile ai fini delle negoziazioni internazionali ed intersettoriali sugli obiettivi di emissione. Il progetto si articola sul biennio 2007-2008; nella prima parte dell’attività si è proceduto alla realizzazione dei seguenti punti: • determinazione delle informazioni e dei dati rilevanti e delle rispettive fonti; • strutturazione di tali informazioni nella banca dati; • definizione delle procedure di popolamento della banca dati stessa. Di seguito verranno evidenziati gli aspetti più rilevanti ed i principali risultati conseguiti in merito ai suddetti punti. • Determinazione delle informazioni e dei dati rilevanti e delle rispettive fonti In collaborazione ed in accordo con ASSOELETTRICA, è stata effettuata un’indagine esplorativa finalizzata all’individuazione delle fonti dalle quali poter acquisire le informazioni ed i dati considerati di interesse per la banca dati. L’indagine ha permesso di individuare nove fonti di informazioni: UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change), CITL (Community Independent Transaction Log dell’Unione Europea), EUROSTAT, MATTM (Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare), WORLD BANK, IEA (International Energy Agency), CAIT (Climate Analysis Indicators Tool del World Resources Institute), ENERDATA, EEA (European Environment Agency). Tali fonti sono state analizzate e si è proceduto ad una schematizzazione e normalizzazione dei dati presenti, sulla base di una serie di attributi, quali l’accessibilità (libera o a pagamento), la tipologia (emissioni, quote, bilanci energetici, ecc.), il livello di aggregazione (per paese, per settore, per impresa, ecc.), il formato (Excel, pdf, html, xml, csv, ecc.), l’ambito geografico, ecc. • Strutturazione delle informazioni nella banca dati La strutturazione delle informazioni nella banca dati è sintetizzata nella seguente Figura 15. I cataloghi costituiscono gli elementi cardine della banca dati e servono a definire i criteri di aggregrazione/disaggregazione dei dati sulla base dei settori produttivi, a determinare l’intensità emissiva di impianti e settori produttivi sulla base di informazioni relative alla produzione di beni e servizi e a qualificare il dato sulla base di un criterio di attendibilità. Il catalogo “settori produttivi” è definito sulla base della classificazione prevista dal Common Report Format for the provisions of inventory by Annex I Parties to the UNFCCC. Esso prevede quattro diversi gradi di aggregazione definiti per settore produttivo, sotto area, area e macro area. L’anagrafica serve a definire in modo univoco le caratteristiche anagrafiche e tecniche degli impianti dei settori produttivi: essa non prevede variazioni nel tempo, se non progressivi aggiornamenti a seguito di dismissioni e/o nuovi ingressi ed è organizzata in impianti che rientrano o meno nel perimetro ETS.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 23/29 L’anagrafica contiene alcuni attributi quali lo stato di appartenenza dell’impianto, la società di appartenenza dell’impianto e la localizzazione dell’impianto su base provinciale/regionale o equivalente. Infine, i dati che servono a popolare la banca dati possono essere relativi alle emissioni / permessi di gas serra degli impianti dei settori ETS e non, oppure ad esempio aggregati a livello nazionale. I dati sono correlati alle rispettive anagrafiche mediante il “codice permessi” e contengono attributi relativi alla fonte emissiva, all’anno, al gas GHG (CO2, CH4, N2O, CFC, HCF; SF6), al Paese ed alla banca dati cui si fa riferimento (solo nel caso delle emissioni). Allo stato attuale: * è stata completata la fase di definizione del catalogo dei settori produttivi; * è stato completata l’anagrafica ETS per l’Italia ed è in corso di completamento quella relativa agli altri paesi appartenenti all’Unione Europea; * è stato acquisito l’inventario nazionale dei gas serra per l’anno 1990 e dal 2000 sino al 2005; * sono stati acquisiti i dati emissivi ETS per gli anni 2005-2006. Per quanto riguarda le procedure di popolamento della banca dati, al momento si è ritenuto sufficiente elaborare i dati definiti ed acquisiti, sopra elencati, mediante fogli Excel, utilizzati come appoggio per un trasferimento diretto nelle relative tabelle del data base, strutturate in maniera analoga. ETS Non ETS Codice produttivo Codice permessi Qualità datiProduzione beni e servizi Settori produttivi A N A G R A F I C A Permessi Settoriale Nazionale D A T I C A T A L O G H I Emissioni Codice produttivo Figura 15: Schema di strutturazione della banca dati per la contabilità delle emissioni di gas serra (in collaborazione con ASSOELETTRICA).

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 24/29 5 ELENCO RAPPORTI 5.1 Deliverables Numero di riferimento Protocollo Titolo 2.1 07005448 Analisi di scenari di sviluppo del sistema di generazione italiano 2.2 07005563 Attività di monitoraggio dei gas serra effettuate dal Laboratorio del Plateau Rosa nel 2007 2.3 07005562 Analisi della variabilità degli estremi climatici 2.4 07005507 Variazioni climatiche sul bacino del Mediterraneo 2.5 07005449 Banca dati sulle emissioni di gas serra: individuazione dei dati e delle fonti, strutturazione della banca dati e procedure di popolamento 2.6 07005450 Sintesi del progetto (anno 2007)

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 25/29 6 DIFFUSIONE DEI RISULTATI Al fine di dare ampia diffusione ai risultati dell’attività di Ricerca di Sistema ottenuti da CESI RICERCA nell’ambito dell’Accordo di Programma con MSE, per quanto riguarda il piano annuale di realizzazione 2007, oltre alla diffusione dei rapporti di ricerca realizzata attraverso il sito aziendale, dal quale saranno resi scaricabili i files, sono state programmate altre iniziative di disseminazione, che vengono qui riportate, distinguendo diverse modalità. Si rammenta che aspetti generali della ricerca sviluppata nell’area Governo del Sistema Elettrico sono divulgati nell’ambito di iniziative di comunicazione organizzate da CESI RICERCA e da associazioni di categoria e/o professionali, con particolare riguardo all’AEIT (Federazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni). Sono state infine valorizzate sinergicamente le partecipazioni a programmi internazionali per diffondere i contributi della ricerca elettrica italiana sia all’estero che in ambito nazionale, ad esempio per quanto riguarda lo stato della ricerca elettrica in Europa e la roadmap delle esigenze future (progetto ERMINE, di cui CESI RICERCA è coordinatore). Ovviamente, le citate interazioni con il Ministero dello Sviluppo Economico (derivanti dalla partecipazione, insieme con ENEA, ai tavoli di supporto tecnico finalizzati alla definizione delle policy nazionali nel contesto degli obiettivi europei di sviluppo delle fonti rinnovabili al 2020), con operatori del settore e con associazioni di categoria quali ASSOELETTRICA, rappresentano la forma più diretta di trasferimento dei risultati della ricerca a beneficio degli utenti del sistema elettrico. 6.1 Articoli su riviste specializzate Autori Titolo Rivista G. Botta, C. Casale, M. Gallanti Considerazioni sui costi di sistema indotti da fonti di generazione intermittenti L’Energia Elettrica no. 2, vol. 84, Marzo / Aprile 2007 Apadula F., T. Colombo, V. Pelino Indici di cambiamento climatico Rivista di Meteorologia Aeronautica no. 3, anno 67 Luglio-Settembre 2007 M. Benini, M. Borgarello, A. Gelmini Incentivazione alle fonti rinnovabili: quanto costa? L’Energia Elettrica no. 5, vol. 84, Settembre / Ottobre 2007 P. Faggian, F. Giorgi An analysis of global model projections over Italy, with particular attention to the Italian Greater Alpine Region (GAR) Climatic Change In corso di pubblicazione

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 26/29 6.2 Memorie a congressi scientifici Autori Titolo Evento Luogo e data P. Faggian, F. Giorgi Analysis of future climate change projections for the Italian Alpine Region from IPCC AR4 simulations WGNE/PCMDI Systematic Errors Workshop S. Francisco (USA) 12-16 Febbraio 2007 P. Faggian, F. Giorgi Analysis of future climate change projections for the Italian Region from IPCC AR4 simulations European Geosciences Union General Assembly 2007 Vienna (Austria) 15-19 Aprile 2007 L. Baggini, M. Benini, G. Botta, C. Casale, C. Cavicchioli General assessment of exploitable wind resources in Italy IEEE International Conference on Clean Electrical Power Capri 21-23 Maggio 2007 D. Cipriano, D. Heltai, A. Lanza, A. Negri La stazione remota del Plateau Rosa: la misura dell’ozono atmosferico Accademia Nazionale dei Lincei XXV Giornata dell’ambiente Roma 5 Giugno 2007 M. Benini, M. Borgarello, A. Gelmini, S. Vitale Assessment of the need of subsidization for long-term development of RES and micro CHP plants in the Italian power system 9th IAEE European Energy Conference Firenze 10-13 Giugno 2007 F. Apadula, T. Colombo, F. Maimone, V. Pelino Indici di cambiamento climatico Convegno Nazionale di Fisica della Terra Fluida e Problematiche Affini Ischia 11-15 Giugno 2007 F. Apadula, G. Di Sarra, R. Santaguida et al. GREEN-NET: la rete nazionale per la misura dei gas serra Convegno Nazionale di Fisica della Terra Fluida e Problematiche Affini Ischia 11-15 Giugno 2007 A. Gelmini, M. Benini, M. Gallanti A capacity payment model for the Italian electricity market: why it is needed and how can it be designed? Market Design 2007 – Conference on incentives to build new generation in competitive electricity markets Stoccolma (Svezia) 18-19 Giugno 2007 F. Apadula, L. Nigro, T. Colombo, S. De Angelis, F. Maimone, V. Pelino Indici di cambiamento climatico: effetti delle variazioni climatiche sul sistema elettrico Conferenza Nazionale sui Cambiamenti Climatici Roma 12-13 Settembre 2007 M. Gallanti Opportunità e costi di sviluppo delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica in Italia 7o Italian Energy Summit 2007 Milano 26-28 Settembre 2007

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 27/29 M. Benini The role of intelligent system technologies in deregulated electricity markets ISAP 2007 – 14th International Conference on Intelligent System Applications to Power Systems Kaohsiung (Taiwan) 4-8 Novembre 2007 M. Borgarello Scenari di riduzione della CO2 per la produzione elettrica nazionale: efficacia e costi World Energy Congress Roma 13 Novembre 2007 6.3 Presentazioni in occasione di iniziative didattiche e culturali Relatore Titolo Evento Luogo e data M. Borgarello La battaglia dell’Europa contro i cambiamenti climatici Meeting del Kyoto Club Milano 22 Febbraio 2007 M. Gallanti L’evoluzione del parco di generazione e del mix di combustibili: realtà e prospettive di sviluppo del mercato elettrico italiano Milano Finanza MF Conference Milano 24 Maggio 2007 M. Gallanti Opportunità e costi di sviluppo delle fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica in Italia Ecomondo Rimini 7-10 Novembre 2007 F. Apadula Cambiamenti climatici: dubbi e certezze Dottorato di Ricerca in Ecologia Sperimentale e Geobotanica del Dipartimento di Ecologia del Territorio dell’Università degli Studi di Pavia Pavia 5 Novembre 2007 F. Apadula Indici di cambiamento climatico e serie storiche meteoclimatiche Seminario per il corso di Ecologia Applicata, III anno della Laurea in Biologia del Dipartimento di Ecologia del Territorio all’Università degli Studi di Pavia Pavia 5 Novembre 2007 M. Gallanti Scenari di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili Workshop del comitato scientifico e dei gruppi di ricerca del progetto “RINNOVA” Roma 27 Novembre 2007

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 28/29 6.4 Riunioni con operatori Nel contesto del Comitato di Redazione de “L’Energia Elettrica”, a cui partecipano i principali operatori del settore elettrico (produttori, grossisti, associazioni di categoria, ecc.) sono state presentate e discusse le attività di simulazione di scenario su orizzonti temporali di lungo termine, finalizzate alla valutazione di costi ed efficacia degli schemi di incentivazione alle fonti rinnovabili. Come riportato in precedenza, ciò ha dato origine alla pubblicazione sulla rivista di un articolo relativo ai risultati ottenuti, condivisi dal Comitato di Redazione stesso. Si ribadisce inoltre la collaborazione avviata con ASSOELETTRICA, che ha mostrato un forte interesse per lo sviluppo della banca dati per la contabilità delle emissioni di gas serra (si veda il capitolo 4). Sempre sul tema delle emissioni climalteranti, nell’ambito del Kyoto Club, un’organizzazione non profit, nata nel 1998, costituita da imprese, enti, associazioni e amministrazioni locali, impegnati nel raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra assunti con il Protocollo di Kyoto, nel 2007 si è attivamente partecipato agli incontri tematici del gruppo di lavoro sui meccanismi flessibili. Esso si pone l’obiettivo di creare informazione ed individuare strumenti per agevolare un ruolo attivo delle imprese italiane nell’ambito dell’Emissions Trading e dei progetti CDM e JI previsti dal Protocollo di Kyoto. Il gruppo di lavoro è composto da esponenti del mondo industriale, della ricerca, della finanza, della consulenza e da una serie di “special guest”, invitati in quanto rappresentanti delle istituzioni o soggetti particolarmente attivi nel campo dei meccanismi flessibili. In tale ambito, la specifica attività svolta da CESI RICERCA è stata quella di assistenza al coordinamento del gruppo di lavoro, oltre ad una partecipazione attiva ai lavori stessi, anche attraverso l’effettuazione di presentazioni e la redazione di articoli sulla newsletter del gruppo di lavoro. Nel corso del 2007 sono anche state riconfermate le collaborazioni con ENEA e Aeronautica Militare, relativamente all’attività di monitoraggio dei gas serra per la rete nazionale Green-Net, con il CNMCA – Centro Nazionale di Meteorologia e Climatologia Aeronautica, relativamente allo studio degli estremi meteoclimatici, e con la Funzione Statistiche di TERNA, relativamente allo studio della relazione tra variabili meteoclimatiche e la domanda elettrica nazionale. Più in particolare, il 18 e 19 Dicembre 2007 si è tenuta una tavola rotonda presso la sede ENEA di Roma nel corso della quale P. Faggian e D. Ronzio sono intervenuti sul tema “Analisi meteorologica e climatologica delle simulazioni con PROTHEUS”.

07005450 Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Pag. 29/29 7 RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI [1] Commissione delle Comunità Europee: “Comunicazione della Commissione al Consiglio Europeo e al Parlamento Europeo – Una politica energetica per l’Europa”, SEC(2007) 12, Bruxelles, 10 Gennaio 2007. [2] Consiglio dell’Unione Europea: “Conclusioni della Presidenza del Consiglio Europeo di Bruxelles (8-9 Marzo2007)”, 7224/1/07 REV 1, Bruxelles, 8-9 Marzo 2007. [3] Commissione delle Comunità Europee: “Proposta di direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio sulla promozione dell’uso di energia da fonti rinnovabili”, 23 Gennaio 2008. [4] Presidenza del Consiglio dei Ministri – Department for European affairs: “Energia: temi e sfide per l’Europa e per l’Italia – Position paper del Governo italiano”, Settembre 2007. [5] M. Contaldi, F. Gracceva: “Scenari energetici italiani – Valutazione di misure di politica energetica”, ENEA, 2004. [6] F. Gracceva: “Tendenze del sistema energetico italiano secondo un modello MARKAL”, Energia, n. 3, 2005. [7] M. Contaldi, F. Gracceva, G. Tosato: “Evaluation of green-certificates policies using the MARKAL-MACRO-Italy model”, Energy Policy, Vol. 35, Issue 2, Febbraio 2007. [8] AA. VV.: rapporti tecnici del progetto di Ricerca di Sistema SCENARI – sottoprogetto SCESEL – Costruzione e valutazione di scenari di sviluppo del Sistema Elettrico, disponibili su www.ricercadisistema.it. [9] G. Botta, M. Gargiulo, W. Grattieri, E. Lavagno: Il modello MATISSE per la costruzione di scenari del sistema elettrico, «Energia», n. 1 – 2006. [10] Commissione delle Comunità Europee: “Proposta di direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio che modifica la direttiva 2003/87/CE al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario di scambio delle quote di emissione dei gas a effetto serra”, 23 Gennaio 2008. [11] T.R. Karl, N. Nicholls, A. Ghazi: “CLIVAR/GCOS/WMO workshop on indices and indicators for climate extremes: Workshop summary”, Climatic Change, 42, 3-7, 1999. [12] T.C. Peterson, C. Folland, G. Gruza, W. Hogg, A. Mokssit, N. Plummer: “Report of the activities of the Working Group on Climate Change Detection and related rapporteurs”, WMO Tech. Doc. 1071, 143 pp., Comm. For Climatol., World Meteorological Organization, Geneva, 2001. [13] F. Apadula, P. Faggian, V. Martinotti: “Il sistema di generazione ed i cambiamenti climatici”, Rapporto CESI Ricerca RdS n. 07000574, 29 Dicembre 2006, disponibile su www.ricercadisistema.it. [14] N. Christensen, D.P. Lettenmaier: “A multimodel ensemble approach to assessment of climate change impacts on the hydrology and water resources of the Colorado River basin”, Hydrol. Earth Syst. Sci. Discuss., 3, 3727-3770, 2006. [15] F. Giorgi, L.O. Mearns: “Calculation of average, uncertainty range, and reliability of regional climate change from AOGCM simulation via the reliability ensemble averaging (REA) method”, J. Clim., 15, 1141-1158, 2002.