Il presente rapporto è stato predisposto nell’ambito del Progetto di Ricerca di Sistema “SCENARI”, Sottoprogetto SCESEL, WP3 "Sviluppo di scenari di evoluzione del Sistema Elettrico (generazione e rete T&D)" e chiude la Milestone 6.3.3 "Sviluppo di scenari – Prima fase". Il lavoro qui descritto rappresenta un punto di convergenza tra diverse attività che hanno portato alla predisposizione degli strumenti per la costruzione di scenari del sistema elettrico italiano nel medio – lungo termine (2000-2030) ed allo sviluppo dei primi scenari. Vi hanno concorso le attività del sottoprogetto EDEN nella definizione della domanda di energia elettrica nel periodo in esame, quelle del sottoprogetto OFFGEN nella definizione delle caratteristiche dei sistemi di trasporto generazione e di trasporto di energia elettrica (inclusi sistemi non convenzionali come ad esempio quelli in sinergia con il sistema ferroviario), oltre alle attività dello stesso sottoprogetto SCESEL nella definizione e nello sviluppo dei modelli idonei per rappresentare gli aspetti generali del sistema elettrico ed i fattori che governano la sua evoluzione nel tempo, insieme alla configurazione degli scenari da sviluppare. In questo rapporto viene presentato il risultato dell’attività che ha portato allo sviluppo di uno Scenario BASE, avente le caratteristiche delineate nel precedente rapporto. Vi ha collaborato il Politecnico di Torino – L.A.M.E., in particolare il prof. Evasio Lavagno e l’ing. Maurizio Gargiulo, che hanno collaborato a sviluppare una prima versione del modello Markal-TIMES, ed il Politecnico di Milano – Dipartimento di Energetica, in particolare il prof. Paolo Chiesa e l’ing. G. Valenti, che hanno collaborato nello sviluppo della modellazione di sistemi cogenerativi. Di entrambi i contributi è allegata la relazione descrittiva. Nell’ambito del sottoprogetto questo Scenario BASE ha una duplice valenza. Ha avuto innanzitutto una sostanziale funzione di test per i modelli in fase di messa a punto, in particolare per quanto riguarda il versante della generazione e degli scambi di energia elettrica sul territorio. La sua ridotta complessità ha consentito di effettuare valutazioni di congruenza, oggettive e soggettive, tra l’input e l’output atteso. In tal senso si inquadra anche la variante di Scenario BASE FORZATO inteso a testare in modo specifico il modello Rete T&D. Come esempio invece di scenario del sistema elettrico italiano, esso non rappresenta ancora uno scenario di massima verosimiglianza o “business as usual”, ma piuttosto quello di un contesto più semplice, “liberal”, privo di particolari vincoli di tipo normativo o ambientale, in cui insomma prevale modo particolare la valorizzazione dei costi industriali. Il lavoro ha richiesto come detto il recepimento di dati ed informazioni provenienti da altri sottoprogetti, oltre al completamento di alcune parti non ancora definite sufficientemente nelle fasi precedenti. Ciò vale sia per il modello Markal-TIMES, che fornisce l’evoluzione il Sistema Elettrico rappresentato nella sua dimensione regionale dal punto di vista energetico, ambientale ed economico, sotto il vincolo del soddisfacimento della domanda di energia complessivamente richiesta dalle utenze elettriche, sia per il

modello Rete T&D che analizza invece l’evoluzione delle reti di trasmissione e distribuzione conseguenti ai risultati forniti dal modello Markal-TIMES. Il modello predisposto col codice Markal nella sua versione più aggiornata, TIMES 1 , è stato alimentato con un profilo, in evoluzione negli anni (dal 2004 al 2030), della domanda di energia elettrica per ogni regione e per ogni livello di tensione. Questo profilo è stato dedotto dalle analisi della domanda effettuate in collaborazione con AIEE nell’ambito del sottoprogetto EDEN. E’ stato rappresentato il parco di generazione all’anno iniziale 2004 e la rete elettrica su quattro livelli di tensione (AAT, AT, MT e BT), secondo le indicazioni indicate nei precedenti rapporti e con le integrazioni discusse nel presente rapporto. Il sistema di generazione italiano all’anno iniziale (2004) è rappresentato in base agli elementi raccolti nell’ambito del Sottoprogetto OFFGEN e SCESEL. I dati originari sono in prevalenza di fonte GRTN con aggiornamenti apportati sulla base di informazioni qualificate. Ogni regione è rappresentata singolarmente con un parco di generazione che include: − centrali termoelettriche − centrali idroelettriche − centrali a nuove fonti rinnovabili Le tecnologie termoelettriche (circa 145 impianti) sono caratterizzate da parametri essenziali, tra cui i principali sono: − potenza installata (MW) − tipo di combustibile utilizzato, o miscela di combustibili − rendimento (unico valore per ogni condizione operativa) − costo capitale specifico (M€/MW) e costi annui di esercizio, fissi (M€/MWanno) e variabili (M€/GWh) − anno di installazione, durata di vita tecnica ed economica − fattore di disponibilità ("availability factor" – AF) e fattore di carico ("capacity factor" – CF) − fattori di emissione di CO 2 , SO 2 , NO x , particolato, VOC. Gli impianti a cogenerazione del sistema elettrico attuale, in larga prevalenza di tipo industriale, sono rappresentati come impianti a sola produzione termoelettrica (ignorando quindi il valore della produzione di calore), riportandone le caratteristiche tipiche. La rappresentazione della generazione idroelettrica di grande taglia è sostanzialmente basata su raggruppamenti regionali in categorie: impianti a serbatoio (o bacino), ad acqua fluente e di pompaggio, con una quarta categoria per gli impianti idroelettrici minori. Le caratteristiche che definiscono le tecnologie idroelettriche sono: − potenza installata (MW) − costo capitale specifico (M€/MW), costi annui fissi (M€/MWanno) e variabili (M€/GWh) − anno di installazione, vita tecnica e vita economica 1 Sviluppato nell’ambito dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (IEA), ed in particolare all’interno di un progetto multinazionale denominato Energy Technology Systems Analysis Programme (ETSAP)

− fattore di disponibilità AF che descrive in questo caso la disponibilità della risorsa − fattore di carico (CF) per quelli a pompaggio Per quanto riguarda le nuove fonti rinnovabili (situazione esistente 2004), la rappresentazione regionale è attuata accorpando, in macrosistemi equivalenti, gli impianti aventi caratteristiche omogenee, oppure, in alcuni casi, con rappresentazione individuale. Si tratta di geotermico, mini-idraulico, eolico, biomasse e biogas, rifiuti, fotovoltaico. Le caratteristiche che definiscono tali tecnologie sono ancora: − potenza installata (MW) − costo capitale specifico (M€/MW), costi annui fissi (M€/MWanno) e variabili (M€/GWh) − anno di installazione, vita tecnica e vita economica − fattore AF, specificamente utilizzato per definire la disponibilità della risorsa L’evoluzione del sistema di generazione parte dall’insieme di impianti al 2004 come da parco esistente ed è governata, in grande sintesi, dai seguenti criteri: − nessun limite alla disponibilità di combustibili fossili (prevedendo la presenza di gas naturale in Sardegna solo dal 2015) e di biomassa − libera penetrazione di impianti alimentati a gas − impianti a carbone come da situazione odierna, oltre a Torvaldaliga Nord e dando la possibilità di conversione a carbone di Porto Tolle, Rossano Calabro, Montalto di Castro al termine della vita tecnica degli impianti attuali − sostanziale mantenimento negli anni della capacità di generazione da impianti industriali (alimentati da tar, gas derivati, ecc.) − impianti idroelettrici e loro producibilità media mantenuta ai valori attuali − tassi di indisponibilità come da dati storici − nessuna incentivazione (criterio dei minimi costi industriali) Non è considerata inoltre l’opzione nucleare. Circa le interconnessioni con l’estero si ipotizza la realizzazione delle seguenti nuove linee, stimando opportunamente i limiti di energia trasportabile annualmente nel corso del periodo di studio. − San Fiorano – Robbia (1300 MW dal 2005) − Udine – Okroglo (1500 MW , allocata nel 2012) − Cordigliano – Lienz (1000 MW dal 2009) I nuovi impianti installabili a partire dal 2005 fino al 2030 sono limitati alle seguenti tipologie: − cicli con turbina a gas, collegati in AAT o in AT − cicli con turbina vapore a gas naturale a olio o a carbone collegati in AAT − cicli combinati a gas naturale collegati in AAT o in AT − microturbine a gas naturale collegate in MT − generatori a combustione interna alimentati a gasolio collegati in MT. I nuovi impianti a fonte rinnovabile installabili a partire dal 2005 fino al 2030 appartengono alle tipologie mini-idro, a biomassa, eolici on-shore, fotovoltaici.

Introdotti gli input, il modello Markal-TIMES ha fornito per ogni regione ed anno la stima della composizione e della consistenza del parco di generazione, e tutti i dati di esercizio (energia prodotta) per ogni periodo dell’anno (time-slice). Nel caso dello Scenario BASE la scelta del modello propone da un lato il pieno utilizzo delle possibilità di importazione di energia elettrica dall’estero, grazie ai prezzi vantaggiosi ipotizzati. Ne beneficano in modo particolare le regioni di confine che vedono ridursi le necessità di realizzare nuove centrali, almeno finché la crescita del carico ne impone la ripresa. L’opzione carbone viene anch’essa sfruttata praticamente al massimo delle possibilità consentite, naturalmente con concentrazione delle installazioni nelle regione dove se ne è ipotizzata la possibilità. La pur consistente parte restante degli impianti di generazione necessaria per soddisfare le esigenze del carico viene quindi coperta da impianti a ciclo combinato. Restando sostanzialmente immutata la presenza di grandi impianti idroelettrici, l’apporto delle nuove fonti rinnovabili è massimo (quantunque modesto) per gli impianti già realizzati, resta del tutto marginale o nullo per quanto riguarda i nuovi impianti. Il quadro che ne deriva appare abbastanza coerente con le ipotesi introdotte e quindi sostanzialmente l’esercizio condotto può ritenersi soddisfacente, anche se l’analisi ha individuato alcune manchevolezze residue nel settaggio dei dati di input che saranno comunque rimosse nella fase successiva del lavoro. I dettagli su tutti gli aspetti energetici, economici ed ambientali dello scenario prodotto sono ampiamente riportati nel testo. I dati di uscita dello scenario Markal-TIMES sono quindi stati utilizzati per l’analisi dell’evoluzione della rete di trasmissione e distribuzione con il modello Rete T&D. Per ogni anno e per ogni time-slice (ed in particolare per quello di punta, il giorno estivo), viene utilizzato il dato di domanda di energia elettrica (per i quattro livelli di tensione), l’apporto alla punta di ogni componente del parco di generazione e l’import o export di energia elettrica. Questi dati sono stati introdotti nel codice Distraplan per valutare l’evoluzione della consistenza della rete BT e MT per ogni anno di simulazione. Distraplan determina sulla base di criteri ottimali ed ideali lo sviluppo della rete necessaria per alimentare una data densità di carico (kW di punta e kWh annui per km²) di aree territoriali arbitrarie. L’applicazione è stata fatta con dettaglio provinciale (in realtà con ripartizione di ogni provincia in aree omogenee ad alta, media, bassa densità abitativa), raggruppando poi i risultati per regione. Il confronto con la situazione reale regionale, ad esempio al 2004, ha consentito di valutare il grado di rappresentatività dell’uscita di Distraplan, la necessità di aggiustamenti o di vincoli da introdurre nei dati iniziali per meglio avvicinarsi alla situazione della singola regione, ma anche di valutare o spiegare l’adeguatezza o le carenze delle reti reali di distribuzione rispetto a criteri di ottimalità. Scostamenti sono stati individuati ad esempio in regioni con aree ad alta densità di carico (grandi città) dove le taglie più elevate per i trasformatori ora disponibili ed indicate come ottimali da Distraplan non sono state in realtà utilizzate (se non in piccola misura) perché non disponibili nel corso dello sviluppo passato (che può risalire fino a 30 o 40 anni orsono) o di difficile inserimento in cabine già esistenti.

Analogamente è stata analizzata con il codice LODEN ed il software ad esso collegato la situazione evolutiva delle reti di trasmissione AT e AAT. Ciò è avvenuto considerando una variante di scenario, detto Scenario BASE FORZATO, in cui a scopo di esercizio è stata ipotizzata una possibilità molto maggiore di importazione di energia elettrica dall’estero, sempre ai prezzi competitivi assunti in precedenza. Contando sull’adozione di questa opzione da parte del modello Markal-TIMES si è proposta la situazione di scenario in uscita come input al modello Rete T&D per valutarne le ricadute sulla rete. I risultati ottenuti indicherebbero la necessità di interventi relativamente poco impegnativi, tutto sommato, sulle reti AAT e limitate a pochissime regioni. I risultati sono anche in questo caso riportati e discussi nel rapporto, anche se l’analisi più approfondita è in corso per verificare l’adeguatezza e la coerenza della risposta del modello a criteri più generali di dimensionamento delle reti, per individuare anche in questo caso eventuali correttivi da applicare nella formulazione dei nuovi casi, lo scenario di riferimento e qualche scenario alternativo secondo gli orientamenti espressi nei rapporti CESI RdS A5023330 e A5023332.