MERCATI ELETTRICI IN ITALIA
Analisi dello Stato Attuale e Possibile Evoluzione
Nelle scorse settimane il Politecnico di Milano ha realizzato uno studio per verificare l’attuale stato dei mercati elettrici in Italia.
Una ricerca approfondita quella portata a termine dall’Energy & Strategy della School of Management del noto istituto universitario italiano e da RSE che ha anche approfondito l’argomento su quelle che potranno essere, nel prossimo futuro, le evoluzioni del settore, tenendo presente le prospettive di sviluppo del Mercato per i Servizi di Dispacciamento (MSD) in Italia.
Lo studio-analisi, al quale hanno preso parte anche JRC con il supporto di Axpo, Enel X, Edison, E.On, EP Produzione, Epq, ERG e Siram, è suddiviso in 5 speciali sezioni e mette in risalto una sempre più cospicua diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili che, nel tempo, ha prodotto non poche problematiche di gestione del sistema elettrico, tutte da attribuire all’assetto regolatorio dell’MSD, ai sensi del quale soltanto i grandi impianti di produzione forniscono le necessarie risorse alla regolazione del sistema.
Di conseguenza, lo studio del Politecnico di Milano ha provato a programmare un allargamento della platea dei soggetti che possono garantire i servizi di regolazione. L’evoluzione del mercato elettrico in Italia sul funzionamento dell’MSD, dovrebbe aprire le prospettive future a due scenari possibili: quello Base di evoluzione tendenziale del sistema a policy attuali, e quello SEN (Strategia Energetica Nazionale) che, con costi non troppo elevati, prevede obiettivi più ambiziosi, definiti all’interno della SEN.
Il costo netto per il raggiungimento degli obiettivi al 2030 fissati per l’Italia dalla Strategia Energetica Nazionale, dovrebbero aggirarsi intorno a 835 milioni di euro, una cifra ben 5 volte superiore rispetto allo scenario Base.
Alla luce di ciò, secondo lo studio-analisi, diventa indispensabile trovare nuove risorse di flessibilità in grado di far raggiungere gli obiettivi di sviluppo previsti dal SEN.
Analizzando i due scenari evolutivi, è emerso come la partecipazione delle FRNP (Fonti Rinnovabili Non Programmabili) alla fornitura di servizi di riserva a scendere, porterebbe a una riduzione del 60 per cento dell’onere sostenuto dal TSO (Operatore di Sistemi di Trasmissione) rispetto allo scenario SEN senza interventi.
Una ulteriore diminuzione del costo, sarebbe determinata dalla partecipazione dei sistemi di accumulo e delle UVA (Unità Virtuali Abilitate) in aggiunta alle FRNP.
