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Mercati elettrici in Italia, analisi attuale ed evoluzione futura

città: Milano - pubblicato il:
fonti energetiche rinnovabili - Mercati elettrici in Italia

Il Politecnico di Milano ha portato a termine l’analisi dello stato attuale dei mercati elettrici in Italia e ha valutato le sue possibili evoluzioni future

Lo studio, realizzato dall’Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano e da RSE, ha analizzato lo stato attuale e le prospettive di sviluppo del Mercato per i Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia, incentrando l’attenzione alle potenzialità delle soluzioni adottabili per il superamento delle criticità che attualmente caratterizzano tale mercato.

Lo studio Analisi dello stato attuale e delle possibili evoluzioni dei mercati elettrici in Italia – a cui hanno contribuito anche JRC con il supporto di Axpo, Edison, Enel X, E.On, EP Produzione, Epq, ERG e Siram – è articolato in 5 sezioni e prende le mosse da un’analisi critica dell’attuale assetto del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia.

Il dato che emerge è che la massiccia diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili (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 ha valutato 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:

  1. scenario Base, di evoluzione tendenziale del sistema a policy attuali
  2. scenario SEN, che prevede obiettivi più ambiziosi per il nostro Paese, definiti all’interno della SEN

Dall’analisi emerge quindi che il raggiungimento degli obiettivi al 2030 fissati per il nostro Paese dalla Strategia Energetica Nazionale determinerebbe un costo netto per il sistema pari a circa 835 milioni di euro, circa 5 volte maggiore rispetto allo scenario Base.

I maggiori costi dello scenario SEN sono riconducibili a un sistema poco flessibile, in cui gli impianti a fonti 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.

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).

L’analisi di due possibili scenari evolutivi del sistema elettrico nazionale 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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