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 6.3.4. "Sviluppo di scenari – Seconda fase". Il lavoro qui descritto rappresenta un punto finale delle 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 in particolare il modello MATISSE (Markal Times Scenari per il Sistema Elettrico) ed il modello Rete T&D. 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 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 di Riferimento, avente le caratteristiche delineate nel precedente rapporto [6] e di una serie di varianti (alternative) di scenario. Vi hanno contribuito 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 MATISSE, 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 (All. 1 e 2 ). In quest’ultima fase del lavoro sono state introdotte, in particolare in MATISSE, alcune nuove funzionalità che hanno consentito di attuare la rappresentazione di un certo numero di leve di governo della domanda come dell’offerta. Lo sviluppo del lavoro ha inoltre consentito di sviluppare progressivamente un certo numero di scenari “di lavoro”, in una prima fase, e successivamente lo Scenario di Riferimento che rappresenta un obiettivo centrale dell’attività. Successivamente sono state studiate delle varianti di scenario che consentono di valutare lo scostamento da quello di riferimento a seguito di alcune scelte diverse di input. Nell’ambito di uno di questi scenari è stato ripercorsa la valutazione dell’impatto sulle reti elettriche, attraverso il sistema modellistico Rete T&D. Lo scenario di riferimento rappresenta quello che nell’ambito del Progetto può considerarsi lo scenario di massima verosimiglianza o “business as usual”, per quanto incerta in realtà possa essere l’evoluzione del futuro sistema elettrico.

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 MATISSE, 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 MATISSE. Il modello MATISSE predisposto col generatore di modelli TIMES 1 , nella fase finale del Progetto è stato realizzato nella forma completa prevista. E’ capace cioè di elaborare l’ottimizzazione a minimi costi del parco di generazione (offerta) e di quello dei consumi finali (domanda). Come tale viene consegnato, con il database strutturato per costruire in tal senso la modellazione del sistema elettrico nel generatore di modelli TIMES. L’utente interessato può dunque riprodurre il modello stesso, una volta disponga di TIMES e del software ausiliario necessario. Le modalità d’uso sono state descritte in modo dettagliato nell’All.1. Si ricordano gli elementi caratteristici del modello stesso. MATISSE è alimentato con dati di domanda di servizi energetici soddisfacibili con il vettore elettrico. I dati sono forniti in evoluzione negli anni (dal 2004 al 2030) e ripartiti per ogni regione e per ogni livello di tensione e per settore di uso finale. I dati sono stati definiti dalle analisi della domanda effettuate in collaborazione con AIEE nell’ambito del sottoprogetto EDEN e sono strutturati anche per settore economico di uso finale (domestico, industriale, terziario, agricolo con ulteriori ripartizioni all’interno di questi). Parco di generazione, rete elettrica e tecnologie di uso finale sono stati rappresentati su quattro livelli di tensione (AAT, AT, MT e BT). 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 Ad esempio, le tecnologie termoelettriche (circa 260 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) 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)

− 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. I grandi 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 − 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 enegli scenari qui considerati 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 a Porto Tolle, 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 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 e microcogeneratori per il settore residenziale e terziario a gas naturale collegati 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 MATISSE 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). Lo sviluppo del lavoro ha consentito i tempi per studiare in modo esteso solo scenari separatamente di domanda e di offerta. Mentre per i primi si rimanda alla reportistica del sottoprogetto EDEN, il presente rapporto riporta i risultati sugli scenari dell’offerta. Questi scenari vedono, in ragione dei costi assunti, il pieno utilizzo delle possibilità di importazione di energia elettrica dall’estero, grazie ai prezzi vantaggiosi ipotizzati. Ne beneficiano 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 regioni 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 sensibilmente variabile in funzione delle incentivazioni considerate, e l’apporto in energia spesso non è affatto trascurabile. L’introduzione di leve costituite da incentivi allo sviluppo delle rinnovabili, sia sotto forma di vincolo all’installazione secondo valori prefissati di capacità (MW) nel corso degli anni, sia sotto forma di importo fisso per ogni kWh prodotto, ha consentito di valutare la progressiva penetrazione di questi impianti e di constatare la possibilità (pur con tante incertezze sulla reale fattibilità, pensando alle difficoltà realizzative) di raggiungere le quote di produzione previste da documenti strategici nazionali ed europei, e soprattutto a quale costo. Anche la presenza di vincoli alle emissioni nazionali di CO 2 è stata oggetto di modellazione, considerando anche la possibilità di utilizzare permessi o crediti, a costi predefiniti e variabili negli anno secondo profili ipotizzati, in alternativa a misure di reale riduzione attraverso la diversificazione dei combustibili o altro.

Il quadro che deriva dai risultati appare coerente con le ipotesi introdotte, e fornisce indicazioni di interesse intrinseco. Si riconoscono le difficoltà del sistema elettrico italiano a sottrarsi alla dipendenza energetica dall’estero, essendovi scarse risorse endogene, rinnovabili e non. Per queste ultime, comunque, il modello fornisce risposte su come le diverse alternative impattano sulle diverse regioni dell’Italia, in termini tecnici ed anche economici. I dati di uscita dello scenario MATISSE sono stati utilizzati, come detto, anche 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. I dati di domanda elettrica sono 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 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 discreto grado di rappresentatività dell’uscita di Distraplan. Analogamente è stata analizzata con il codice LODEN ed il software ad esso collegato la situazione evolutiva delle reti di trasmissione AT e AAT. I risultati sono anche in questo caso riportati e discussi nel rapporto e forniscono una prima stima degli investimenti nel settore delle reti e, confrontata con la precedente applicazione allo scenario BASE Forzato [20], le differenze conseguenti alle diverse ipotesi di scenario. Si tratta di investimenti consistenti, ma in buona parte sono differiti nel tempo (salvo alcuni collegamenti critici) a causa dei margini di capacità oggi esistenti. I risultati ottenuti riguardo all’offerta sono stati presentati nel corso di un Convegno appositamente organizzato a Roma insieme con AIEE e con il Politecnico di Torino. Oltre ai risultati ottenuti dai diversi scenari MATISSE di medio-lungo periodo è stata commentata per completezza la situazione dell’offerta elettrica nel più breve periodo, ossia la situazione attuale, attraverso uno studio di settore predisposto in collaborazione con il prof. Luigi Marsullo di Finpublic Srl. Il presente rapporto conclude con le necessarie indicazioni necessarie agli utenti potenziali della ricerca, istituti nazionali e locali (Regioni) di programmazione strategica nel settore elettroenergetico, nonché Università, per scaricare e utilizzare gli strumenti software messi a punto.