Il sottoprogetto “EDEN – Evoluzione della Domanda di Energia Elettrica”, nell’ambito del progetto di Ricerca di Sistema “ Scenari evolutivi nel medio-lungo termine del Sistema Elettrico italiano” [1], ha il compito di studiare le conseguenze al 2030 dello sviluppo dei consumi e dei relativi impatti sul sistema elettrico nazionale per gli effetti: null della modifica della pratica tecnologica corrente conseguente all’evoluzione della tecnica e all’utilizzo delle tecnologie ritenute più efficienti dal punto di vista energetico ambientale, null della variazione della localizzazione geografica dei consumi a livello territoriale per individuare i siti di produzione elettrica ed i conseguenti adeguamenti delle reti di trasmissione e distribuzione, null delle politiche di intervento nella promozione delle tecnologie innovative e dell’uso efficiente dell’energia. Per la costruzione del modello che simula la complessa rete di relazioni che caratterizzano il sistema economico energetico è stato utilizzato MARKAL-TIMES [2, 3], un generatore di modelli tecnico- economici di minimo costo, dipendenti dal tempo, del tipo “bottom up” sviluppato nell’ambito dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (IEA). Un’importante peculiarità del modello, che lo distingue da strumenti analoghi già realizzati per il settore energetico aggregato, è la dimensione spaziale. Il sistema della domanda (e dell’offerta) di energia elettrica viene descritto per ciascuna delle venti Regioni nelle quali è suddiviso il territorio italiano. Questo permette di identificare geograficamente i carichi e di superare lo schema “a singola sbarra”, secondo il quale tutti i carichi e tutti i generatori risultano connessi ad un unico punto, rendendo di fatto impossibile lo studio dell’evoluzione delle reti elettriche. Dal lato dell’Offerta la “regionalizzazione”, oltre a consentire lo studio degli impatti della localizzazione dei siti produttivi in corrispondenza alle necessità di consumo, rende anche evidenza degli scambi e dei transiti di energia elettrica fra e attraverso le regioni, contribuendo ad accrescere l’accuratezza nelle stime della consistenza degli impianti di trasporto. Infine, un tale modello rappresenta uno strumento in grado di facilitare la coerenza a livello nazionale fra i diversi piani energetici regionali, consentendo di ottenere un quadro organico e coordinato fra gli obiettivi di sviluppo locale. Il presente documento è finalizzato alla previsione territoriale della potenza elettrica richiesta in Italia passando dalla determinazione delle curve di carico, onde consentire il dimensionamento di massima della rete di trasmissione e distribuzione. A partire dalle previsioni dei consumi di energia localizzati sul territorio,

descritti in [7], le previsioni della potenza alla punta per i diversi ambiti territoriali sono ottenute attraverso la modellazione statistica del carico, i cui fondamenti teorici possono essere desunti in [6]. Gli oggetti territoriali trattati sono: – Italia (intero territorio nazionale), – Regioni (le 20 regioni nelle quali è suddivisa amministrativamente la nazione), – Provincie (le 103 province nelle quali sono suddivise le regioni), – Ambiti (raggruppamenti di comuni di una stessa Provincia aventi concentrazione abitativa omogenea: alta, media e bassa) 1 . Di ogni oggetto territoriale sono calcolate per il periodo 2005÷2030 le potenze previste in ingresso ai tre livelli di tensione (BT, MT e AT) per tre istanti: – l’istante di punta annua dell’oggetto, – l’istante di punta estiva del sistema nazionale (corrisponde al contributo del carico dell’oggetto al picco estivo), – l’istante di punta invernale del sistema nazionale (corrisponde al contributo del carico dell’oggetto al picco invernale). I risultati di dettaglio delle previsioni per il periodo 2005÷2030 riferiti a Regioni, Province, Ambiti e livelli di tensione sono contenuti nel CD Rom allegato al Rapporto, dove sono riportati due database (realizzati in ambiente MS Access) relativi ai due Scenari evolutivi esaminati: – “Scenario di Riferimento” corrispondente alle analisi esposte in [4]; – “Scenario Efficienza” con le previsioni delle potenze derivanti dall’applicazione di provvedimenti di risparmio energetico all’evoluzione prevista con lo “Scenario di Riferimento”, così come descritto in [8]. I risultati salienti sono riassunti nelle seguenti Tabella I e Tabella II; si osservi che dal 2005 la punta nazionale del carico su base annua è prevista manifestarsi in estate anziché in inverno, come è stato invece fino al 2004. Nello Scenario di Riferimento, essa registra una crescita dai 53,6 GW del 2004 (dicembre) ai 55,1 previsti per il 2005 2 , per poi portarsi nel 2010 a 62,4 GW, nel 2020 a 75,4 GW e superare gli 84 GW nel 2030. I tassi di crescita medi annui sono attesi pari al 2,5% nel primo quinquennio, per poi scendere al 1,9% nel decennio 1 Per la definizione di Ambito si veda: http://www.autorita.energia.it/consumatori/sintesi_qualita/territorio.htm 2 In effetti già il 28 giugno, a estate appena iniziata, è stata raggiunta una punta record di 54,1 GW. Le condizioni climatiche particolari del mese di luglio non hanno consentito il superamento di tale valore.

2010-20 e al 1,1% nel 2020-30. Il tasso medio annuo di incremento della punta nel periodo 2005÷2030 è del 1,7 %. Tabella I: Fabbisogno di potenza alla punta [GW] nei due Scenari e riduzione % del fabbisogno nello Scenario Efficienza (.N.B.: le potenze riportate non sono contemporanee) SCENARIO BASE [GW] SCENARIO EFFICIENZA [GW] RIDUZIONE PERCENTUALE 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030 Piemonte 4,7 5,2 6,2 7,1 4,7 5,2 6,0 6,7 0,02 -0,61 -3,00 -6,27 V.d’Aosta 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 -4,46 -7,09 -8,82 -5,67 Lombardia 12,0 13,6 16,3 17,8 11,4 12,4 14,6 16,8 -5,34 -8,44 -10,17 -5,57 Trentino A.A. 1,1 1,2 1,6 1,8 1,1 1,2 1,5 1,6 -0,64 -1,80 -5,27 -9,99 Veneto 6,2 7,1 8,7 9,6 6,2 7,0 8,4 9,0 -0,41 -1,20 -3,43 -6,15 Friuli V.G. 1,7 2,0 2,3 2,6 1,7 1,9 2,3 2,4 -0,08 -0,50 -2,27 -5,76 Liguria 1,2 1,3 1,6 2,0 1,2 1,3 1,5 1,8 -1,82 -3,39 -6,44 -9,38 Emilia R. 4,8 5,5 6,8 7,5 4,7 5,4 6,5 7,0 -0,22 -0,94 -3,68 -7,79 Toscana 4,0 4,5 5,4 6,0 4,0 4,5 5,3 5,6 -0,14 -0,64 -2,58 -5,70 Umbria 1,0 1,1 1,3 1,4 1,0 1,1 1,3 1,3 -0,46 -1,07 -2,74 -4,84 Marche 1,4 1,6 2,0 2,4 1,4 1,5 1,9 2,2 -1,91 -3,21 -5,01 -6,03 Lazio 4,1 4,7 6,0 7,1 4,1 4,7 5,7 6,4 -0,24 -1,13 -4,62 -10,22 Abruzzo 1,3 1,5 1,8 1,9 1,2 1,3 1,6 1,8 -5,68 -9,02 -10,80 -5,41 Molise 0,3 0,3 0,4 0,4 0,2 0,3 0,3 0,4 -2,41 -3,97 -5,74 -5,96 Campania 3,2 3,6 4,3 5,1 3,2 3,6 4,2 4,8 -0,13 -0,35 -2,48 -6,39 Puglia 3,0 3,3 3,9 4,3 3,0 3,3 3,8 4,0 -0,41 -1,14 -3,42 -6,63 Basilicata 0,5 0,5 0,6 0,7 0,5 0,5 0,6 0,7 -0,32 -0,97 -3,30 -6,89 Calabria 1,0 1,1 1,3 1,6 0,9 1,0 1,2 1,4 -1,64 -3,06 -5,82 -8,47 Sicilia 3,3 3,8 4,4 4,8 3,1 3,4 3,9 4,4 -6,52 -10,30 -12,39 -7,57 Sardegna 1,9 2,1 2,4 2,6 1,8 1,9 2,2 2,5 -4,38 -6,90 -8,46 -4,40 ITALIA 55,1 62,4 75,4 84,3 54,0 60,2 71,2 79,2 -2,05 -3,56 -5,58 -6,09 Secondo lo Scenario Efficienza si registrerebbero punte di potenza pari a 54,0 GW nel 2005, a 60,2 GW nel 2010, a 71,2 GW nel 2020 e 79,2 GW nel 2030, con tasso medio annuo di crescita dal 2005 al 2030 di poco superiore al 1,5% e riduzione rispetto allo Scenario di Riferimento di circa il 6% a fine periodo. Tabella II: Tassi medi annui di crescita nei due Scenari BASE tassi % m.a. EFFICIENZA tassi % m.a. 2005÷10 2010÷20 2020÷30 2005÷10 2010÷20 2020÷30 Piemonte 1,85 1,71 1,50 1,73 1,46 1,15 V.d’Aosta 2,20 1,61 0,82 1,63 1,42 1,16 Lombardia 2,52 1,81 0,90 1,83 1,62 1,40 Trentino A.A. 3,13 2,36 1,34 2,88 1,99 0,82 Veneto 2,80 2,02 0,98 2,64 1,79 0,69 Friuli V. G. 2,54 1,81 0,91 2,45 1,63 0,55 Liguria 2,09 2,08 2,07 1,76 1,75 1,74 Emilia R. 2,93 2,13 1,07 2,78 1,85 0,63 Toscana 2,43 1,78 0,94 2,33 1,58 0,61 Umbria 2,14 1,56 0,78 2,02 1,39 0,56 Marche 2,75 2,28 1,82 2,48 2,09 1,71 Lazio 2,96 2,40 1,66 2,78 2,03 1,05 Abruzzo 2,88 2,01 0,83 2,14 1,80 1,43 Molise 2,85 2,30 1,74 2,51 2,11 1,72 Campania 2,13 1,94 1,67 2,09 1,72 1,25 Puglia 2,05 1,56 0,91 1,90 1,33 0,57 Basilicata 2,68 2,02 1,15 2,55 1,78 0,77 Calabria 1,98 1,97 1,97 1,69 1,68 1,68 Sicilia 2,38 1,67 0,73 1,54 1,43 1,27 Sardegna 1,89 1,47 0,79 1,35 1,30 1,23 ITALIA 2,51 1,91 1,12 2,19 1,69 1,07

Le Regioni con crescita più marcata dovrebbero essere Lazio, Marche, Molise, Trentino Alto Adige e Liguria, che nello Scenario di Riferimento vedrebbero crescere il proprio carico in media di oltre il 2% annuo. Queste cinque Regioni si confermano le più dinamiche anche nello Scenario Efficienza. Le aree con incrementi più moderati dovrebbero essere invece Sicilia, Valle d’Aosta, Puglia, Umbria e Sardegna, tutte con tassi inferiori al 1,5 % nello Scenario di Riferimento. La composizione di questo secondo gruppo cambierebbe un poco nello Scenario Efficienza, dove Friuli e Toscana prenderebbero il posto di Sicilia e Valle d’Aosta. Il rapporto si articola in un’Introduzione, il Capitolo 2, dove si descrivono le motivazioni e gli obiettivi del lavoro. Il Capitolo 3 riporta la metodologia adottata e, specificamente, i fondamenti su cui si basa la modellazione statistica del carico e il lavoro di calibrazione al quale deve essere sottoposto un Modello del Carico prima del suo utilizzo operativo. Il Capitolo 4 è dedicato alla descrizione del database CAPRI (CArichi PRevisti in Italia), nel quale sono archiviati tutti i risultati di dettaglio delle previsioni. Nel Capitolo 5 vengono presentati e commentati i principali risultati, ottenuti per i due Scenari, relativamente alle potenze richieste sulle reti AT di Regioni e Province, mentre il Capitolo 6 è infine riservato alle considerazioni conclusive.