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Studio, il sistema elettrico dovrà investire oltre 800 milioni per gli obiettivi della SEN

where Milano when Mar, 09/07/2019 who roberto

L’Analisi dello stato attuale e delle possibili evoluzioni dei mercati elettrici in Italia dell’Energy&Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano

Il raggiungimento degli obiettivi rete-elettrica.jpgal 2030 fissati dalle Strategia Energetica Nazionale determinerebbe un costo netto per il sistema pari a circa 835 milioni €. I maggiori costi dello scenario determinato dalla "SEN" sono riconducibili ad un sistema poco flessibile, in cui gli impianti rinnovabili, i sistemi di accumulo e la domanda non possono fornire servizi di bilanciamento. Risulta quindi evidente la necessità di identificare "nuove" risorse di flessibilità che possano permettere il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo del sistema elettrico nazionale fissati dalla SEN, senza minarne la sicurezza di funzionamento e - soprattutto - con costi per il sistema più contenuti. E’ quanto emerge dallo studio dal titolo "Analisi dello stato attuale e delle possibili evoluzioni dei mercati elettrici in Italia"  dell'Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano ed RSE, con il contributo di JRC ed il supporto di Axpo, Edison, Enel X, E.On, EP Produzione, Epq, ERG e Siram.

 
Lo studio punta ad analizzare lo stato attuale e le prospettive di sviluppo del Mercato per i Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia, con particolare attenzione alle potenzialità delle soluzioni adottabili per il superamento delle "criticità" che attualmente caratterizzano tale mercato. Il documento, articolato in 5 sezioni, prende le mosse da un'analisi critica dell'attuale assetto del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia, da cui emerge che la massiccia diffusione delle FRNP - conseguente al perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione - determina una serie di "criticità" di gestione del sistema elettrico, ascrivibili all'attuale assetto regolatorio del MSD, ai sensi del quale solamente i grandi impianti di produzione (di taglia superiore a 10 MVA) programmabili forniscono le risorse necessarie alla regolazione del sistema. Alla luce di queste premesse, lo studio intende valutare l'ampliamento della platea di soggetti che possono offrire servizi di regolazione, sia in forma singola che aggregata, come soluzione per il superamento di suddette criticità.
 
L'impatto atteso dell'evoluzione del mercato elettrico italiano sul funzionamento del MSD e sui relativi costi è analizzato con riferimento a su 2 scenari alternativi: scenario “Base”, di evoluzione tendenziale del sistema a policy attuali; e  scenario “SEN”, il quale prevede obiettivi più ambiziosi per il nostro Paese, definiti all'interno della SEN. L'Italia, che con la Delibera 300/2017 dell'ARERA si è inserita pienamente in questo solco tracciato a livello europeo, si trova in una prima fase di progetti pilota che hanno coinvolto diverse tipologie di aggregati virtuali, tra cui in particolare le Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM), analizzate in dettaglio nella Sezione 5. L'analisi di due possibili scenari "evolutivi" del sistema elettrico nazionale - che riguardano la diffusione di ”nuove” risorse di flessibilità - fa emergere che la partecipazione delle FRNP alla fornitura di servizi di riserva a scendere (limitata prudenzialmente al 50% sull'approvvigionamento totale delle risorse approvvigionate) determinerebbe una riduzione dell'onere sostenuto dal TSO del 60% rispetto allo scenario "SEN" senza interventi. La partecipazione dei sistemi di accumulo e delle UVA, in aggiunta alle FRNP, determinerebbe un'ulteriore riduzione del costo da movimentazioni per la predisposizione di margine, il quale si riallineerebbe sui valori ottenuti per lo scenario "Base".

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