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Il parco termoelettrico nazionale: situazione, prospettive e criticità
L. Mazzocchi
Giornata di Studio Il sistema elettrico nazionale, fra il MERCATO e gli
OBIETTIVI di DECARBONIZZAZIONE Roma - Università La Sapienza, 26 novembre 2014
• 15 anni di storia del parco di generazione
• Rinnovabili elettriche: una scelta irreversibile ? Uno scenario al 2030
• Il termoelettrico serve ancora ? Adeguatezza e stabilità del sistema
• Conclusioni e azioni auspicate: il Regolatore, gli Operatori, la Ricerca
SOMMARIO
14 anni di storia del parco di generazione
I dati utilizzati nelle pagine che seguono sono tratti da: • Dati statistici pubblicati da TERNA
www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/statistiche.aspx • Assocarboni
http://www.assocarboni.it/index.php/it/il-carbone/le-centrali-a-carbone-in-italia
Come è cambiato il parco di generazione
Fino al 2010: forte aumento dei cicli combinati Dopo il 2008-2009: rapido aumento delle rinnovabili
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2008: picco della produzione da gas Olio: quasi scomparso
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Emissioni di CO2
Sensibile riduzione (emissioni specifiche – 20 %)
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Anno
Emissioni Specifiche
Emissioni Totali
Impatto sui costi di produzione
In base al «LCOE» (stime RSE in base a dati recenti) il cambiamento del mix di fonti utilizzate corrisponde ad un maggior costo totale di generazione di 4.7 MLD Il costo medio stimato passa da 91 a 105 €/MWH La CO2 emessa si è ridotta di 20 Mt/anno, con un costo dell’ordine di 200 €/t
Rinnovabili elettriche: una scelta irreversibile ?
Uno scenario al 2030
Comunicazione della Commissione Europea COM(2014) 15 (22 gennaio 2014) Obiettivi clima-energia al 2030: • emissioni di gas serra -40% rispetto al1990 • 27% dei consumi totali di energia coperti con fonti rinnovabili
RSE ed ENEA hanno svolto un’analisi di impatto per l’Italia, assumendo che ci venga assegnato un obiettivo di riduzione delle emissioni di CO2 del 36% rispetto al 2005 (-40 % rispetto al 1990) Questo scenario comporta misure aggiuntive e determina ulteriori cambiamenti nel settore elettrico
Gli obiettivi europei al 2030
Come cambierà il parco di generazione ?
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Potenza 2013
Potenza 2030
Ulteriore notevole crescita delle rinnovabili, grazie ai costi decrescenti e ad una certa prosecuzione degli incentivi
Come cambierà il mix di generazione ?
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Tipo di Fonte
Produzione 2013
produzione 2030
Il gas scende ancora, le rinnovabili aumentano fortemente
Incentivi alle rinnovabili: non crescono, anzi
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Mili
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Esistenti al 31/12/2013 - non FV Esistenti al 31/12/2013 - FV Aggiuntivi - non FV - Scenario RIF
Aggiuntivi - non FV - Scenario -36% Aggiuntivi - FV - Scenario RIF Aggiuntivi - FV - Scenario -36%
Scenario al 2030: emissioni e costi
Emissioni di CO2 del settore elettrico: ulteriori – 25 Mt/anno (si aggiungono a -20 Mt/anno fra il 2000 e il 2013) I costi totali di generazione restano circa invariati rispetto al 2013, grazie alla maturazione delle tecnologie rinnovabili Il costo della CO2 evitata è quindi in questo periodo trascurabile (era circa 200 €/t nel periodo 2000-2103) Ci vorranno ancora incentivi (feed in tariff, scambio sul posto, parziale esonero oneri di sistema, SEU, defiscalizzazioni), ma assai più bassi ( market parity) LA CRESCITA DELLE RINNOVABILI E’ IRREVERSIBILE !
Il termoelettrico serve ancora ? Adeguatezza e stabilità del sistema
Adeguatezza del sistema (2030) Le FRNP contribuiscono poco a soddisfare le «punte» di domanda
Domanda di punta: si assume il dato degli ultimi anni + 10 % = 60 GW. Contributi (al netto di indisponibilità):
Carbone 6.6 GW
Idro (inclusi pompaggi) 23.5 GW
CAR 6 GW
Biomasse/biogas/rifiuti 4.5 GW
Geotermico 1.1 GW
Eolico (10% dell’inst.) 1.2 GW
CSP 1.2 GW
Import 5 GW
Gas non CAR (per differenza) 11 GW (13 GW al netto dell’indisponibilità)
Flessibilità
Le FRNP accrescono la necessità di un meccanismo che stabilizzi il sistema e compensi gli squilibri produzione – consumo e gli errori di previsione Che strumenti abbiamo ? • Flessibilità dei carichi: può fare molto, non tutto • Accumulo di energia: nuovi investimenti, costosi • Flessibilità della generazione tradizionale (termo
e idro): opzione di minimo costo (sfruttamento di investimenti già fatti, impianti che comunque restano in servizio per l’adeguatezza)
Confronto economico per la flessibilità: generazione vs. accumulo
Esempio: rampa serale da 5000 MW, durata un’ora, 2500 MWh. Due opzioni: a) Cicli combinati flessibili, vedi studio RSE allegato a DCO
557/2013/R/eel AEEGSI. Utilizzo 16 CCGT da 400 MW Per ogni CCGT: Ammortamento flessibilizzazione + Warming 9 k€ Combustibile per avviamento + rampa 35 k€ Totale 44 k€ x 16 = 700 k€
b) Batterie al litio, 5000 MW investimento circa 6 MLD Vita utile 5000 cicli Consumo di vita 1200 k€ + energia acquistata (perdite incluse) 300 k€ 1500 k€
Necessità di impianti termoelettrici flessibili
Per semplicità, consideriamo impianti a gas (il carbone può contribuire, ma è «naturalmente» più adatto alla produzione di base) Quanta potenza serve ? Dallo studio TERNA, allegato a DCO 557/2013/R/eel AEEGSI, si evince al 2020 un fabbisogno di riserva terziaria a salire che sfiora i 5000 MW. Tale valore potrebbe in certa misura aumentare al 2030, come risultato dell’ulteriore potenza FRNP installata e delle incertezze associate. L’esigenza è apparentemente «inviluppata» da quella di adeguatezza (oltre 10 000 MW), ma non è la stessa cosa.
Necessità di impianti termoelettrici flessibili (segue)
Per la flessibilità servono alcune specifiche prestazioni: • basso minimo tecnico, • avviamenti rapidi, anche dopo fermata prolungata • permanenza in servizio breve, • alti gradienti di carico.
Sono assicurate da impianti recenti, ma si possono ottenere anche da impianti più datati, con investimenti limitati e mirati (dell’ordine di 20 k€/MW)
Necessità di impianti termoelettrici: quali impianti ?
Da quanto si è detto, occorre un capacity market con almeno due segmenti: la potenza pura e semplice e quella flessibile Le quantità sono diverse, ma tenderanno a convergere: • Al crescere delle altre fonti, incluse rinnovabili
programmabili, decresce la necessità di potenza fossile per la punta
• Al crescere delle FRNP, aumenta la necessità di impianti flessibili
Presto o tardi, i due segmenti si unificheranno, servirà solo il termoelettrico flessibile (cicli combinati moderni, TG a ciclo semplice sempre più efficienti)
Aspettative a più lungo termine ?
Si andrà verso una scomparsa del termoelettrico alimentato da combustibili fossili ? Oltre un certo limite, diventa poco proponibile far crescere le FRNP, coprire la punta e garantire la stabilità avrebbe costi marginali crescenti Molto dipenderà dallo sviluppo di nuove tecniche di accumulo, più efficienti ed efficaci Il settore elettrico sarà già molto decarbonizzato, diventerà più vantaggioso ridurre le emissioni degli altri settori
Sommario e Conclusioni
Le azioni necessarie
SOMMARIO E CONCLUSIONI
Nei prossimi 15-20 anni ci si attende un’ulteriore crescita della potenza elettrica da FER, grazie a costi di investimento decrescenti Il limite non è più il costo, ma la stabilità e adeguatezza del sistema La stabilità va assicurata evitando di aumentare i costi per gli utenti, scegliendo le opzioni più efficaci Il termoelettrico flessibile è la soluzione prioritaria AZIONE REGOLATORIA: fissare tipologie di servizi e regole di mercato stabili ed efficaci, che diano un adeguato orizzonte per investimenti limitati e mirati nel termoelettrico AZIONE INDUSTRIALE: selezionare gli impianti (soprattutto a gas) più adatti e intervenire su questi, dismettere o porre in conservazione gli altri AZIONE TECNOLOGICA: Ricerca e Sviluppo che affronti : flessibilizzazione gas e carbone per la generazione, per il resto di accumulo a basso costo, sviluppo rinnovabili programmabili (ad es. co-produzione elettricità-biometano), massimo sfruttamento delle capacità di trasmissione (dynamic rating, gestione «risk based», HVDC)
