20 Settembre 2021

Le firm low-carbon resources per la «seconda fase» della decarbonizzazione

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Nucleare, geotermico, blue power. Approcciare la «seconda fase» del processo di decarbonizzazione del settore elettrico richiede di maturare la consapevolezza che, in termini di portafoglio di generazione, non esiste un’unica soluzione, ma diverse opzioni, la cui fattibilità tecnica e i cui costi sono fortemente condizionati dagli sviluppi tecnologici dei prossimi anni. L’articolo di Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi su ENERGIA 3.21 prospetta l’esigenza di valutare e pianificare l’evoluzione del parco elettrico, abbandonando la metrica del Levelized Cost of Energy (LCOE) in favore di un criterio fondato sul «valore», che consenta di valutare correttamente il contributo delle «firm low-carbon electricity resources» e avanza altresì una proposta di meccanismo di supporto per il blue power, disegnato per realizzare un mix di generazione «ottimo».

“La decarbonizzazione del settore elettrico è stata fino ad oggi perseguita attraverso il progressivo incremento di risorse rinnovabili intermittenti, quali fotovoltaico ed eolico (…) senza bisogno di rivedere il disegno del mercato elettrico nel suo complesso per garantirne sicurezza e adeguatezza. La sfida che abbiamo oggi di fronte è molto più ambiziosa e difficile, sia per i policy maker che per i regolatori. La «seconda fase» (…) ci dovrà condurre ad un’economia con net zero emissions e pertanto richiede scelte molto più complesse”.

Su ENERGIA 3.21 Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi ragionano sulle criticità dovute a una crescente penetrazione delle rinnovabili per il sistema elettrico e come il raggiungimento degli obiettivi climatici sia più opportunamente perseguibile avvalendosi del contributo delle «firm low-carbon electricity resources», come geotermico, nucleare e il cosiddetto «blue power» – impianti termoelettrici abbinati al processo di Carbon Capture and Storage, ovvero alimentati da biometano e/o in prospettiva da idrogeno- a cui è dedicata una dettagliata proposta di meccanismo di supporto.

Non possiamo dare per scontato che si possa proseguire semplicemente incrementando il target di penetrazione delle rinnovabili.

“È vero che è diffusamente riconosciuto che per raggiungere significativi livelli di riduzione dell’intensità carbonica nel settore elettrico è necessario che gli impianti tradizionali fossili debbano essere progressivamente sostituiti da tecnologie di generazione carbon free (…). Ma (…) gli impatti sono significativamente diversi a seconda che si imponga (ideologicamente) un replacement integrale o si valutino anche altre soluzioni in cui le firm low-carbon resources – ossia le risorse in grado di produrre quando necessario e per tutto il tempo necessario (…) – mantengano un ruolo, sia pur contenuto in termini di installato, nel parco di generazione «ottimo».

Occorre (…) coniugare l’obiettivo di decarbonizzazione con il rispetto dei criteri di adeguatezza e sicurezza. E questo esercizio: (i) deve essere fatto oggi, (ii) avendo a riferimento una prospettiva di lungo termine e (iii) sviluppando una strategia possibilmente «adattiva», in grado di modificarsi per cogliere le opportunità legate agli sviluppi tecnologici dei prossimi anni”.

“Analisti ed esperti di settore non fanno che dare evidenza di come oggi il MWh prodotto da fonti rinnovabili sia molto più economico di quello prodotto da una centrale tradizionale. Questa informazione è quantomeno parziale. (…) L’energia elettrica non è un prodotto omogeneo, non ha lo stesso valore (prezzo) nel tempo e nello spazio. In più, occorre considerare i costi che il sistema sostiene per garantire che la produzione del MWh decarbonizzato avvenga preservando la sicurezza e l’adeguatezza(2)”.

Una metrica di tipo LCOE non consente di confrontare correttamente risorse che presentano caratteristiche e profili di produzione differenti quali le rinnovabili intermittenti e le tecnologie dispacciabili – Paul Joskow

“Per valutare correttamente il contributo delle firm low-carbon resources in un sistema elettrico decarbonizzato è necessario abbandonare un approccio basato sulla sola competitività di costo (…) – in favore di un criterio fondato sul concetto di «valore» per il sistema, in grado di quantificare anche le esternalità associate a ciascuna risorsa considerata, nonché la complementarità e le interrelazioni tra le diverse tecnologie” (1. I limiti del LCOE e la necessità di un suo superamento).

“Se i limiti di un approccio LCOE possono essere trascurati in un sistema caratterizzato da una bassa penetrazione delle rinnovabili, ciò non è sicuramente vero in uno scenario contraddistinto da una elevata quota di risorse intermittenti”.

Per ogni MW aggiuntivo di capacità rinnovabile installata, la produzione addizionale che ne deriva tenderà a concentrarsi nelle ore già caratterizzate da overgeneration da RES

“In un sistema privo di risorse dispacciabili, al fine di garantire che la produzione eguagli la domanda anche in uno scenario di meteo avverso, diviene pertanto necessario sovradimensionare la capacità installata da RES rispetto alla punta del fabbisogno in modo da scontare il rischio di indisponibilità della fonte. Tuttavia, per ogni MW aggiuntivo di capacità rinnovabile installata, la produzione addizionale che ne deriva tenderà a concentrarsi nelle ore già caratterizzate da overgeneration da RES, mentre l’incremento di produzione sarà limitato nelle ore in cui è maggiormente necessario”.

“L’inserimento nel mix di una quota di capacità firm low-carbon consente pertanto di minimizzare i costi della decarbonizzazione proprio grazie alla complementarità di tali risorse rispetto alle RES”.

Per fornire un ordine di grandezza dei benefici associati alle firm low-carbon resources, gli Autori riportano evidenze tratte da studi incentrati su regioni che si differenziano per il potenziale da rinnovabile: New England, Texas, California (2. La ricerca di un mix di generazione «ottimo»: il contributo delle low carbon firm resources).

“I risultati di tale studio mostrano come (…) i benefici delle firm low-carbon resources (in termini di riduzione del costo medio dell’elettricità rispetto ad un mix costituito da sole RES e batterie) crescono in maniera significativa per limiti emissivi via via più stringenti (il beneficio è massimo in un sistema Net Zero) (…) tale evidenza riflette il fatto che il valore marginale delle RES è decrescente”.

Stati con ambiziosi target ambientali come UK e California considerano le firm low carbon –in particolare il blue power –essenziali per promuovere un processo di decarbonizzazione efficiente

Nella terza parte dell’articolo (3. proposta di meccanismo di supporto per il blue power) Rocchio e Bacigalupi propongono un possibile schema di contrattualizzazione di lungo termine per promuovere lo sviluppo del blue power. “Questa struttura in due componenti del corrispettivo variabile è funzionale a conseguire i due citati obiettivi (contenimento del rischio dell’investimento e promozione della partecipazione efficiente ai mercati) tenendo conto dei vincoli tecnici di funzionamento dell’impianto”.

Un’appendice (ad accesso libero) approfondisce nel dettaglio le due componenti variabili baseload e dispatchable e confronta la proposta con il meccanismo di supporto per il blue power sviluppato in UK.

“Promuovere lo sviluppo di firm low-carbon resources – si legge nelle Conclusioni ­– richiede, al pari di quanto avviene per le RES, l’introduzione di appropriati meccanismi di supporto. Nel presente articolo viene proposto un possibile schema di contrattualizzazione di lungo termine funzionale a perseguire due obiettivi: da una parte assicurare la loro presenza per le quantità necessarie al minimo costo per il sistema (grazie a una corretta allocazione dei rischi); dall’altra a garantirne una piena integrazione nel mercato che porti a una loro efficiente utilizzazione, dati i loro vincoli tecnici e le (positive) esternalità ambientali che le caratterizzano; facendo così che gli impianti firm low-carbon producano – per quanto tecnicamente possibile – prima degli altri impianti fossili ma dopo le RES”.


Il post presenta l’articolo di Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi La «seconda fase» del processo di decarbonizzazione del settore power (pp.  42-48) pubblicato su ENERGIA 3.21

Hannelore Rocchio è Vicepresidente esecutivo del Regulatory Affairs and Strategy Support di Eni

Nicola Bacigalupi è Responsabile del Market Design Power all’interno dell’unità Energy Evolution Regulatory Activities, Market Analysis & Design di Eni


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