L’attività descritta riguarda un’analisi rivolta al sistema elettrico italiano per valutare dal punto di vista tecnico-economico l’impatto causato da una potenziale futura consistente riduzione della generazione idroelettrica per problemi strutturali e climatici.
La valutazione si basa sui risultati ottenuti da simulazioni dei mercati in uno scenario futuro del sistema elettrico italiano, disegnato in base a criteri dedotti dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima all’anno 2030 (PNIEC 2030).
La metodologia seguita è coerente con quella (“With & Without”) adottata dagli operatori di rete europei per le Analisi Costi-Benefici relative allo sviluppo del sistema elettrico.
Gli strumenti di simulazione utilizzati consistono in programmi di calcolo sviluppati in RSE nel corso delle attività di Ricerca di Sistema. Si tratta, principalmente, dei programmi sMTSIM e RUC.
Lo studio costituisce un aggiornamento e una estensione di quello preliminare condotto nel corso delle attività di Ricerca di Sistema dell’anno 2018. È stato valutato l’effetto di una forte riduzione in termini di apporti naturali, di volumi utili di invaso e di potenze efficienti delle Unità di Produzione negli impianti idroelettrici: tale riduzione è stata ipotizzata nel solo nord Italia. In aggiunta alle valutazioni sui mercati dell’energia, sono svolte ulteriori analisi che riguardano l’approvvigionamento del fabbisogno di riserva.
I risultati in esito al mercato dell’energia hanno dimostrato maggior consumo di combustibile con un aumento della spesa di 419 milioni di euro all’anno e un aumento delle emissioni di CO2 per 2,5 milioni di tonnellate all’anno. Riguardo all’approvvigionamento dei margini riserva è emerso un maggior esborso economico per un valore di 1,4 milioni di euro all’anno, con movimentazioni a salire per 22 GWh/anno, a scendere per 20 GWh/anno e con nuove quantità di energia in eccesso per circa 2 GWh/anno.
Il reperimento dei margini di riserva non dimostra particolari difficoltà conseguenti al venir meno della disponibilità idroelettrica. Questo perché il parco termoelettrico, ingaggiato in modo più consistente nel mercato dell’energia, sopperisce in modo rilevante alle esigenze della riserva. Tuttavia, il nuovo Unit Commitment causato dalla diminuzione della risorsa idroelettrica comporta un aumento del fabbisogno di riserva. Con ciò si giustifica una buona parte dell’aumento dei costi per il reperimento dei margini.