< Previous20 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 SCENARI Queste configurazioni sono state modellizzate a parità di domanda energetica e sulla base di vincoli comuni in termini di disponibilità di superficie, vincoli ambientali, evoluzione tecnologica e obiettivi climatici. La comparazione tra gli scenari consente di evidenziare le differenze in termini di investimenti richiesti, emissioni evitate, resilienza del sistema e costi totali di esercizio. Scenario FER + Polo Alluminio Questo scenario riprende le ipotesi di FER100%, ma include la riattivazione del polo industriale dell’alluminio nel Sulcis. L’incremento del fabbisogno elettrico (2 TWh) e termico (200 ktep) è soddisfatto mediante la realizzazione di una centrale cogenerativa (CHP) a gas dedicata al sito industriale. La soluzione deve consentire di mantenere emissioni compatibili con i target 2030 e allo stesso tempo rilanciare (anche in breve tempo, se utile) un settore strategico per l’eco- nomia locale. Lo scenario verifica la compatibilità tra industria energivora e decarboniz- zazione, supportata da adeguata pianificazione. Scenario FER + Sarlux In questa configurazione, viene mantenuto attivo l’impianto termoelettrico legato alla raffineria Sarlux per ragioni di sicurezza ed essenzialità nel sistema elettrico, con un vincolo di produzione minima pari a 7350 ore equivalenti annue. Questo scenario riduce la necessità di installazioni FER e di accumuli, ma comporta un livello più elevato di emissioni e un minore contributo al target europeo di decarbonizzazione. L’energia elet- trica prodotta dalla Sarlux si affianca alla generazione da FER, diminuendo il fabbisogno di import e migliorando la sicurezza del sistema nei momenti di picco. Scenario FER + Sarlux + Gas Questo scenario aggiunge alla configurazione precedente la conversione a gas della centrale di Fiume Santo. L’introduzione del gas naturale come fonte energetica per la generazione elettrica consente una maggiore flessibilità operativa, specie nei momenti in cui la produzione da rinnovabili è scarsa. Tuttavia, l’apporto di fonti fossili aumenta le emissioni complessive e riduce l’autosufficien- za rinnovabile del sistema. L’impianto a gas ha un utilizzo modulato, con una produzione equivalente a circa 1700 ore annue, in quanto segue logiche di mercato elettrico, in cui gli elevati costi variabili del gas riducono la convenienza del suo utilizzo. Scenario FER 100% Questo scenario prevede una completa decarbonizzazione del sistema elettrico sardo, con chiusura degli impianti a carbone (Fiume Santo e Sulcis) e dismissione dell’im- pianto IGCC di Sarlux alimentato da residui di raffineria. L’intero fabbisogno elettrico è coperto da fonti rinnovabili non programmabili (solare ed eolico) e programmabili (idroe- lettrico esistente),integrate da sistemi di accumulo e una quota minima di cogenerazione ad alto rendimento già esistente. Il profilo di produzione è fortemente variabile, ma la presenza di interconnessioni e batterie consente di gestire i picchi e i surplus.21 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 3.3 Risultati tecnico-economici L’analisi dei risultati tecnici ed economici ottenuti per ciascuna configurazione consente di valutare la fattibilità e la convenienza relativa delle opzioni di sviluppo per il sistema elettrico sardo. I risultati coprono un ampio spettro di indicatori, tra cui la capacità installata, la generazione netta per fonte, i flussi di import/export, i prezzi zonali dell’energia elettrica, i costi di investimento e di esercizio, e le emissioni di CO₂. È bene ribadire che il modello NEMeSI richiede il rispetto del bilanciamento tra produzione e consumi su baseoraria, considerando anche la possibilità di accumulare energia e di scambiarla con l’estero e le altre Regioni. Chiaramente, il vincolo orario è di particolare rilievo per il sistema elettrico, mentre non rappresenta un forte requisito per gli altri consumi. Al netto del rispetto di questi vincoli e di tutti quelli già precedentemente introdotti (e.g., il minimo installato FER, i limiti di transito per gli scambi con il resto del sistema elettrico, i vincoli di essenzialità di alcuni impianti, …), il modello ricerca l’ottimo economico rappresentato dalla minimizzazione del costo totale annualizzato (TAC). Questo costo permette di trattare in modo omogeneo costi di investimento e di esercizio: i capex vengono presentati nei risultati come quota annualizzata dei costi di investimento, così da essere equiparabili agli opex (un’unità di capex annualizzato rappresenta un costo del sistema equivalente a un’unità di opex). Per garantire la minimizzazione dei costi, lo strumento può decidere di installare diverse tecnologie di produzione e consumo e procurarsi energia da diverse fonti. Come detto, solo alcuni settori vedono effettivamente la competizione tra diverse tecnologie di produzione (o consumo) e quindi tra diversi vettori. A questi settori lo studio dedica un focus specifico, con l’utilizzo, ove utile, di ulteriori strumenti modellistici. È il caso, ad esempio, del settore termico civile, dove un modello dedicato verifica anno per anno la progressione dei consumi e delle tecnologie utilizzate, partendo da oggi fino al 2050. L’ulteriore strumento modellistico è utile, ad esempio, a vincolare il massimo tasso annuo di riqualificazione edilizia, così da immaginare traiettorie effettivamente coerenti con uno sviluppo sul campo, ancorché sfidanti. L’analisi dei risultati tecnici ed economici otte- nuti per ciascuna configurazione consente di valutare la fattibilità e la convenienza relativa delle opzioni di sviluppo per il sistema elettri- co sardo. I risultati coprono un ampio spettro di indicatori, tra cui la capacità installata, la generazione netta per fonte, i flussi di import/ export, i prezzi zonali dell’energia elettrica, i costi di investimento e di esercizio, e le emis- sioni di CO₂. In tutti gli scenari, la capacità rinnovabile installata risulta significativamente su- periore ai livelli attuali (2024), con un mix di impianti fotovoltaici sia in autoconsumo, realizzati sulle coperture degli edifici, sia di grandi dimensioni a terra (taglia media 5 MW), e impianti eolici prevalentemente onshore. Negli scenari completamente rinnovabili, l’ele- vata produzione da FER determina fenomeni di produzione in eccesso (overgeneration) in alcune ore dell’anno, rendendo necessari sistemi di accumulo, dimensionati come da scenario TERNA–SNAM, e una maggiore capacità di esportazione tramite intercon- nessioni. Al contrario, negli scenari in cui è prevista la permanenza della centrale Sarlux e di impianti a gas, il profilo di generazione risulta più bilanciato, ma a scapito della quota rinnovabile e con un livello di emissioni più elevato. In tutti gli scenari l’import è molto modesto ma essenziale in alcuni momenti dell’anno mentre la convenienza della generazione elettrica in Sardegna, rispetto al continente, genera export di energia anche negli scenari in cui si considera di mantenere la generazione termoelettrica. Capitolo 3 - Lo studio al 203022 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 In tutti gli scenari, la capacità rinnovabile installata risulta significativamente superiore ai livelli attuali (2024), come riportato in Figura 8. Lo scenario FER100% prevede che le centrali termoelettriche di grande taglia vengano dismesse. Di conseguenza, tutta l’elettricità generata proviene da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), idroelettrico, import o forme di autoconsumo (da FER o da cogeneratori industriali). In questo scenario, al 2030 risultano installati 7,1 GW di fotovoltaico (+5,4 GW rispetto al 2024) e quasi 4 GW di impianti eolici (+2,8 GW rispetto al 2024). La maggioranza dell’eolico risulta onshore dati i minori costi di investimento. Per quanto riguarda il fotovoltaico, impianti di piccola taglia e in autoconsumo risultano più convenienti, ma il potenziale è limitato dalla quantità di coperture di edifici disponibili, considerando una stima prudente (è ben noto che, a partire da tutta la superficie disponibile in copertura, essa va ridotta per i molti edifici non esposti in direzione conveniente, ombreggiati, soggetti a vari vincoli, ecc.). Una volta sfruttato il potenziale in copertura, ulteriori investimenti vengono effettuati su impianti utility-scale. Risulta installato 1,5 GW di impianti piccoli, potenzialmente in autoconsumo diretto o inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo. Vi è spazio quindi per molta progettualità che coinvolga i cittadini e quindi permetta di trattenere quanto più valore possibile sul territorio. In particolare e focalizzandoci sul fotovoltaico, si ipotizzano per lo scenario FER100% in media 50mila impianti su copertura necessari, considerando sia installazioni domestiche, sia installazioni industriali. Oltre ad essi, sono necessari ulteriori 900 impianti utility-scale (taglia media di 5 MW), da realizzarsi prevalentemente in superfici già urbanizzate, come i parcheggi, discariche, ex cave, ma in parte anche in nuove aree, per un consumo stimato di suolo pari a 4500 ettari nel caso di realizzazione a terra. Questo numero è pari allo 0,4% della Superficie Agricola Totale (SAT) sarda. Dato che una parte almeno di questi impianti verrà realizzata in soluzioni compatibili con le altre attività già in essere sui terreni (ad es. tramite impianti agrivoltaici), il consumo di suolo totale, inteso come occupazione di suolo che preclude altre attività produttive sullo stesso terreno, sarà inferiore. Per contro, in caso di impianti agrivoltaici l’occupazione non esclusiva di suolo sarà maggiore, in quanto ai fini di permettere il mantenimento (o il miglioramento) delle attività agricole sullo stesso terreno, è necessario ridurre la concentrazione spaziale dei moduli. Nel caso del mantenimento dell’impianto termoelettrico di Sarlux, esso produce molta elettricità in quanto vincolato a produrre almeno l’80% delle ore equivalenti (circa 7000 ore equivalenti). Di conseguenza, riduce la necessità di impianti FER: l’installato da 5,6 GW di fotovoltaico e 3,5 GW di eolico, si riduce ad esempio a 1,5 GW di fotovoltaico specificamente utility-scale. Curiosamente, l’installato è lo stesso che nel caso FER + Sarlux + gas. La riconversione a gas di Fiume Santo, come detto, non risponde a vincoli di essenzialità. Fiume Santo si inserisce invece in una logica di mercato elettrico: la sua produzione non spiazza la produzione da FER, di conseguenza non riduce la capacità da installare di queste tecnologie. I sistemi di accumulo, non presenti nel grafico, vengono installati fino a soddisfare almeno l’obiettivo TERNA-SNAM per il 2030 di 14 GWh di capacità presenti sull’isola. Si considera l’installazione di soli nuovi accumuli a batteria, non nuovo pompaggio. È opportuno poi evidenziare che lo scenario FER + Polo alluminio prevede lo stesso installato dello scenario FER100%, perché la domanda del polo industriale viene soddisfatta con un impianto di generazione indipendente, sia per la parte elettrica, sia termica, che non rientra quindi nell’ottimizzazione. Tutte le configurazioni rispettano, superandolo, il vincolo minimo di installazione da burden sharing regionale. 3.3.1. Capacità installate di impianti a fonte rinnovabile Capitolo 3 - Lo studio al 203023 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 Si tratta, in ognuno dei casi, di un obiettivo molto sfidante di installazione di impianti rinnovabili. Si parla dell’installazione di 650-900 MW all’anno di nuovo fotovoltaico. Per fare un paragone rispetto al tasso di installazione reale, si arriva a raddoppiare quanto installato nel primo semestre 2024 (passando da 240 MW al semestre di installato fotovoltaico a 325-450 MW) oppure addirittura triplicare quanto fatto nell’intero 2024 (da 330 MW installati a 650-900). Il tasso di accelerazione è ancora più importante se si guarda all’eolico. È opportuno però evidenziare che, a livello nazionale, le installazioni di fotovoltaico nel 2024 sono state di circa 6,8 GW in un anno, portando il totale installato a più di 37 GW, potenzialmente in linea con quanto necessario installare per raggiungere gli 80 GW totali auspicati al 2030 dalla pianificazione nazionale. Figura8-CapacitàinstallateFRNPnellediverseconfigurazioni FER100%FER+Sarlux FER+Sarlux +gas 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 MW 1671 1210 Oggi 7103 3993 FER100 5648 3495 FER+Sarlux 5648 3476 FER+Sarlux+gas 5648 3051 Minimi"burden sharing" FVinautoconsumooCEREolicoonshoreFVutilityEolicooffshore 3.3.2. Mix di generazione elettrica La generazione elettrica che consegue ai diversi installati FER è riportata in Figura 9. Focalizzandosi su ciò che varia, si può rilevare quanto segue. La produzione di Sarlux, vincolata ad essere superiore alle 7000 ore equivalenti, risulta elevata e quasi pari a 4 TWh. Di conseguenza, come già visto, la necessità di installazioni FER è ridotta, a fronte di un aumento delle emissioni dovuto all’utilizzo di una fonte fossile. L’inserimento di Fiume Santo non modifica sostanzialmente il quadro: a fronte di 1 TWh ulteriore di generazione da fonte fossile, la generazione FER non si riduce. Questo perché Fiume Santo viene attivata non tanto a copertura del carico locale, quanto nel momento in cui le condizioni di mercato siano favorevoli all’esportazione. Esportazione che aumenta nel caso FER + Sarlux + gas, appunto, di 1 TWh. Al di fuori delle fonti principali, il ruolo dell’idroelettrico rimane pressoché pari a quello odierno (circa 1,5 TWh), l’import è inferiore agli 0,3 TWh, similmente si può dire dell’autoconsumo da cogeneratori industriali, che risulta costante rispetto ad oggi. In generale, questi contributi non si modificano in maniera rilevante nei vari scenari. Capitolo 3 - Lo studio al 203024 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 I flussi energetici mostrano come, negli scenari completamente rinnovabili, l’elevata produzione da FER determini fenomeni di overgeneration in alcune ore dell’anno, rendendo necessari sistemi di accumulo e una maggiore capacità di esportazione tramite interconnessioni. Al contrario, negli scenari in cui è prevista la permanenza della Sarlux e di impianti a gas, il profilo di generazione risulta più bilanciato, ma a scapito della quota rinnovabile e con un livello di emissioni più elevato. Il rispetto del bilanciamento orario tra carico e produzione è vincolato nel modello. Per ogni ora, la somma di generazione (accumuli inclusi), import ed eventuali overgeneration o energia non servita deve uguagliare i consumi, inclusa la carica degli accumuli. In Figura 10, si mettono a confronto i consumi (al netto della carica degli accumuli, che viene mostrata separatamente) e il mix di generazione che li soddisfa. Nei consumi, si nota un andamento stagionale: il carico è tanto più elevato quanto più le temperature si discostano dal comfort termico (20-24 °C). Il riscaldamento elettrico aumenta il consumo invernale, mentre il raffrescamento quello estivo. In aggiunta a ciò, si notano dinamiche settimanali per le quali il carico nel weekend si riduce. Si nota il ruolo predominante del fotovoltaico e dell’eolico nel parco di generazione. Gli accumuli garantiscono il bilanciamento. Si nota un ruolo esclusivamente giornaliero per le BESS (i numeri netti giornalieri sono usualmente negativi, cioè maggiore energia caricata, per via delle efficienze), mentre è anche multi-giornaliero (alcuni giorni sono solo di scarica) per i pompaggi. Il termoelettrico è esclusivamente in funzione di autoconsumo industriale, soprattutto invernale (cogenerazione). Si nota il ruolo importante dell’export, che soprattutto in primavera e autunno valorizza l’energia rinnovabile in eccesso rispetto ai consumi (si vedano le colonne grigie, quando presentino valori negativi). L’import supporta marginalmente il sistema elettrico sardo, soprattutto nel periodo invernale e anche Figura9-Mixdigenerazioneelettricanellevarieconfigurazioni FER100%FER+SarluxFER+Sarlux+gas 12 10 8 6 4 2 0 TW h 9.94 10.53 FER100 9.22 7.86 3.90 FER+Sarlux 9.17 7.87 3.90 1.02 FER+Sarlux+gas FVEolicoIdroSarluxFiumesantoAltro Capitolo 3 - Lo studio al 203025 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 -80000 -60000 -40000 -20000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 01 -J an 09 -J an 17 -J an 25 -J an 02 -F eb 10 -F eb 18 -F eb 26 -F eb 06 -M ar 14 -M ar 22 -M ar 30 -M ar 07 -A pr 15 -A pr 23 -A pr 01 -M ay 09 -M ay 17 -M ay 25 -M ay 02 -J un 10 -J un 18 -J un 26 -J un 04 -J ul 12 -J ul 20 -J ul 28 -J ul 05 -A ug 13 -A ug 21 -A ug 29 -A ug 06 -S ep 14 -S ep 22 -S ep 30 -S ep 08 -O ct 16 -O ct 24 -O ct 01 -N ov 09 -N ov 17 -N ov 25 -N ov 03 -D ec 11 -D ec 19 -D ec 27 -D ec Generazione netta giornaliera (MWh ) PompaggioBESSTermoFVEolico IdroBio+wasteImport/exportConsumi Figura 10 - Profilo giornaliero di generazione elettrica per fonte Si propongono nel seguito alcuni dettagli utili a meglio comprendere le dinamiche giornaliere e stagionali. Innanzitutto, in Figura 11 si propongono i profili orari di generazione e carico elettrico di due settimane invernali e due estive. Questi permettono di indagare, ad esempio, il ruolo degli scambi interzonali di elettricità e degli accumuli. Nei primi giorni dell’anno simulato, si nota come una reiterata produzione eolica scarsa (sui 4000 MW installati, per 9 giorni si assiste a una produzione quasi sempre inferiore ai 1000 MW e spesso nulla) in un periodo di generalizzata riduzione della produzione fotovoltaica, richiede di importare elettricità soprattutto nei periodi notturni e mattutini. Infatti, il picco di carico invernale si sposta alla mattina presto, quando le pompe di calore si attivano simultaneamente per garantire il comfort termico negli edifici già dalle prime ore del giorno. In alcuni giorni, come si vede, parte dell’import serve a soddisfare gli accumuli, che si caricano nelle ore centrali del giorno anche con energia a prezzo conveniente proveniente da altre zone di mercato ai fini di soddisfare il carico di picco mattutino o serale, limitando la volatilità dei prezzi per il consumatore elettrico sardo (si veda più avanti nel dettaglio). A questo periodo, segue una ulteriore settimana (dal 10 gennaio) in cui un forte apporto della fonte eolica permette di ridurre fin quasi a zero il ricorso all’import, esportando invece in molte ore con un beneficio economico netto (l’energia viene venduta in altre zone di mercato elettrico che ne abbisognano). 3.3.3. Copertura del carico durante il resto dell’anno per il bilanciamento orario (non visibile dal grafico, ma meglio dettagliato nelle figure seguenti). Vi sono alcune settimane (a metà dicembre, a inizio gennaio, a metà febbraio, in cui il ridotto apporto simultaneo di fotovoltaico ed eolico (magari perdurante per molti giorni) richiede di importare elevate quantità dalle altre zone di mercato. Il potenziamento, già pianificato, delle interconnessioni permette di evitare ogni criticità anche in questi periodi. Capitolo 3 - Lo studio al 203026 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 L’analisi degli scambi orari è permessa dal fatto che NEMeSI analizza il sistema energetico di tutta Italia, ad esempio verificando se nelle altre zone di mercato vi sia energia disponibile da esportare oppure se vi sia convenienza ad acquistarla dalla zona sarda. Nella situazione estiva (grafico inferiore) si nota invece una prevalenza della fonte fotovoltaica. Anche a fronte dei 7000 MW installati, raramente si supera una produzione oraria di 5000 MW, con alcuni giorni di molto inferiori a questa soglia (e.g., 23 giugno e 5 luglio). Allo stesso tempo, la fonte eolica è scarsa per quasi tutto il periodo analizzato, a parte alcune eccezioni (e.g., 25 giugno). Tuttavia, l’apporto fotovoltaico riesce a soddisfare i carichi regionali creando generalmente le condizioni per l’esportazione nelle ore centrali della giornata. Gli accumuli compiono il loro ciclo giornaliero caricandosi nelle ore centrali per soddisfare la domanda di energia serale, notturna e mattutina. Il carico elettrico assume un profilo estremamente legato alla temperatura ambientale: nelle ore più calde, la domanda di raffrescamento aumenta e di conseguenza i consumi. 1/ 1/ 20 30 0: 00 1/ 1/ 20 30 7: 00 1/ 1/ 20 30 14 :0 0 1/ 1/ 20 30 21 :0 0 1/ 2/ 20 30 4: 00 1/ 2/ 20 30 11 :0 0 1/ 2/ 20 30 18 :0 0 1/ 3/ 20 30 1: 00 1/ 3/ 20 30 8: 00 1/ 3/ 20 30 15 :0 0 1/ 3/ 20 30 22 :0 0 1/ 4/ 20 30 5: 00 1/ 4/ 20 30 12 :0 0 1/ 4/ 20 30 19 :0 0 1/ 5/ 20 30 2: 00 1/ 5/ 20 30 9: 00 1/ 5/ 20 30 16 :0 0 1/ 5/ 20 30 23 :0 0 1/ 6/ 20 30 6: 00 1/ 6/ 20 30 13 :0 0 1/ 6/ 20 30 20 :0 0 1/ 7/ 20 30 3: 00 1/ 7/ 20 30 10 :0 0 1/ 7/ 20 30 17 :0 0 1/ 8/ 20 30 0: 00 1/ 8/ 20 30 7: 00 1/ 8/ 20 30 14 :0 0 1/ 8/ 20 30 21 :0 0 1/ 9/ 20 30 4: 00 1/ 9/ 20 30 11 :0 0 1/ 9/ 20 30 18 :0 0 1/ 10 /2 03 0 1:00 1/ 10 /2 03 0 8:00 1/ 10 /2 03 0 15: 00 1/ 10 /2 03 0 22: 00 1/ 11 /2 03 0 5:00 1/ 11 /2 03 0 12: 00 1/ 11 /2 03 0 19: 00 1/ 12 /2 03 0 2:00 1/ 12 /2 03 0 9:00 1/ 12 /2 03 0 16: 00 1/ 12 /2 03 0 23: 00 1/ 13 /2 03 0 6:00 1/ 13 /2 03 0 13: 00 1/ 13 /2 03 0 20: 00 1/ 14 /2 03 0 3:00 1/ 14 /2 03 0 10: 00 1/ 14 /2 03 0 17: 00 1/ 15 /2 03 0 0:00 1/ 15 /2 03 0 7:00 1/ 15 /2 03 0 14: 00 1/ 15 /2 03 0 21: 00 Profili di potenza elettrica (MW) 6/ 23 /2 03 0 0:00 6/ 23 /2 03 0 6:00 6/ 23 /2 03 0 12:0 0 6/ 23 /2 03 0 18:0 0 6/ 24 /2 03 0 0:00 6/ 24 /2 03 0 6:00 6/ 24 /2 03 0 12:0 0 6/ 24 /2 03 0 18:0 0 6/ 25 /2 03 0 0:00 6/ 25 /2 03 0 6:00 6/ 25 /2 03 0 12:0 0 6/ 25 /2 03 0 18:0 0 6/ 26 /2 03 0 0:00 6/ 26 /2 03 0 6:00 6/ 26 /2 03 0 12:0 0 6/ 26 /2 03 0 18:0 0 6/ 27 /2 03 0 0:00 6/ 27 /2 03 0 6:00 6/ 27 /2 03 0 12:0 0 6/ 27 /2 03 0 18:0 0 6/ 28 /2 03 0 0:00 6/ 28 /2 03 0 6:00 6/ 28 /2 03 0 12:0 0 6/ 28 /2 03 0 18:0 0 6/ 29 /2 03 0 0:00 6/ 29 /2 03 0 6:00 6/ 29 /2 03 0 12:0 0 6/ 29 /2 03 0 18:0 0 6/ 30 /2 03 0 0:00 6/ 30 /2 03 0 6:00 6/ 30 /2 03 0 12:0 0 6/ 30 /2 03 0 18:0 0 7/ 1/ 20 30 0: 00 7/ 1/ 20 30 6: 00 7/ 1/ 20 30 12 :0 0 7/ 1/ 20 30 18 :0 0 7/ 2/ 20 30 0: 00 7/ 2/ 20 30 6: 00 7/ 2/ 20 30 12 :0 0 7/ 2/ 20 30 18 :0 0 7/ 3/ 20 30 0: 00 7/ 3/ 20 30 6: 00 7/ 3/ 20 30 12 :0 0 7/ 3/ 20 30 18 :0 0 7/ 4/ 20 30 0: 00 7/ 4/ 20 30 6: 00 7/ 4/ 20 30 12 :0 0 7/ 4/ 20 30 18 :0 0 7/ 5/ 20 30 0: 00 7/ 5/ 20 30 6: 00 7/ 5/ 20 30 12 :0 0 7/ 5/ 20 30 18 :0 0 7/ 6/ 20 30 0: 00 7/ 6/ 20 30 6: 00 7/ 6/ 20 30 12 :0 0 7/ 6/ 20 30 18 :0 0 Profili di potenza elettrica (MW) Figura 11 - Profili orari di generazione e consumo per due settimane invernali (grafico in alto) ed estive (grafico in basso) Capitolo 3 - Lo studio al 203027 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 Si presentano invece in Figura 12 i profili di generazione in due giorni, espressi anche in questo caso in MW (o meglio, in MWh per ora). In entrambi i profili, la linea nera rappresenta il consumo elettrico dell’isola. Come nei grafici precedenti, gli ulteriori assorbimenti da parte degli accumuli sono esplicitamente evidenziati (contributi negativi rossi e blu alle colonne). La colonna grigia rappresenta l’import, se positiva (contribuisce a soddisfare la domanda), o l’export, se negativa (parte della generazione viene esportata). A partire dal profilo invernale, si rileva un carico elettrico con picchi di 2 GW nelle ore centrali della giornata e ulteriori picchi mattutini e serali concentrati, dovuti alla molto ampia porzione di riscaldamento che viene soddisfatta dal vettore elettrico, ad esempio tramite pompe di calore. Il picco centrale viene soddisfatto dal mix di fotovoltaico ed eolico, sufficienti anche a caricare gli accumuli e a un limitato export. I picchi mattutino e serale richiedono, oltre all’utilizzo di idroelettrico programmabile, anche di scaricare i BESS installati nell’isola. È opportuno evidenziare come il giorno considerato veda una ridotta produzione fotovoltaica (2,5 GW di immissione a mezzogiorno a fronte di 7 GW installati), ma anche eolica (meno di 0,8 GW immessi sia nel picco mattutino, sia serale, a fronte di 4 GW installati). Nonostante ciò, la combinazione di rinnovabili ed accumuli permette di ricorrere minimamente all’import. Per quanto riguarda il funzionamento estivo, si considera un giorno di luglio con ampia produzione fotovoltaica. Anche in questo caso, la giornata richiede una sinergia di tutte le componenti di un sistema elettrico sardo innovato e irrobustito, in quanto la produzione fotovoltaica supera il carico (si veda la linea nera) e l’eccesso di generazione va pressoché a saturare la capacità di accumulo e di trasporto verso -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:00 10:0 0 11:0 0 12:0013:0014:0 0 15:0016:0 0 17:0 0 18:0 0 19:0 0 20:0021:0022:0 0 23:0 0 Profili di potenza elettrica (MW) 10febbraio -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:00 10:0 0 11:0 0 12:0 0 13:0 0 14:0 0 15:0 0 16:0 0 17:0 0 18:0 0 19:0 0 20:0 0 21:0 0 22:0 0 23:0 0 Profili di potenza elettrica (MW) 27 luglio Figura 12 - Profilo di generazione elettrica in un giorno invernale ed estivo Capitolo 3 - Lo studio al 203028 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 le zone di mercato elettrico adiacenti (il totale delle interconnessioni permette un export al 2030 di 2,4 GW). Gli accumuli si caricano quanto possibile e contribuiscono poi a soddisfare il carico notturno, l’ulteriore produzione viene esportata fino al limite di transito. Di conseguenza, in molte giornate del 2030, soprattutto estive, si registrano sia forte esportazione elettrica, sia casi di overgeneration. Oltre alle due giornate già presentate, in Figura 13 si vede il profilo orario di generazione e consumo di un giorno critico invernale, caratterizzato dal più alto import che si registra nella simulazione annuale in un giorno feriale. Si nota come questo giorno sia caratterizzato da una quasi totale assenza di ventosità (non tipico per il periodo) e da una bassa produzione solare (tipico per il periodo), unite a un carico elevato di circa 1,9 GW al picco, dovuto alle temperature rigide e all’elettrificazione del riscaldamento. La Sardegna è sostenuta in questo caso dall’import dalle altre zone di mercato in quasi tutte le ore, ad esclusione delle ore centrali. L’elevata capacità fotovoltaica installata permette alle BESS, anche in questo caso, di compiere il ciclo giornaliero. Un discreto apporto al picco serale e mattutino viene infatti fornito dagli accumuli, sia elettrochimici sia a pompaggio. I cogeneratori industriali, la cui presenza è considerata in tutte le configurazioni del sistema elettrico, soddisfano parte della relativa domanda. -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 12 /9 /2 03 0 0: 00 12 /9 /2 03 0 1: 00 12 /9 /2 03 0 2: 00 12 /9 /2 03 0 3: 00 12 /9 /2 03 0 4: 00 12 /9 /2 03 0 5: 00 12 /9 /2 03 0 6: 00 12 /9 /2 03 0 7: 00 12 /9 /2 03 0 8: 00 12 /9 /2 03 0 9: 00 12 /9 /2 03 0 10 :0 0 12 /9 /2 03 0 11 :0 0 12 /9 /2 03 0 12 :0 0 12 /9 /2 03 0 13 :0 0 12 /9 /2 03 0 14 :0 0 12 /9 /2 03 0 15 :0 0 12 /9 /2 03 0 16 :0 0 12 /9 /2 03 0 17 :0 0 12 /9 /2 03 0 18 :0 0 12 /9 /2 03 0 19 :0 0 12 /9 /2 03 0 20 :0 0 12 /9 /2 03 0 21 :0 0 12 /9 /2 03 0 22 :0 0 12 /9 /2 03 0 23 :0 0 Profili di potenza elettrica (MW) PompaggioBESSTermoFV con BESSFV EolicoIdroBio+wasteImport/exportConsumi Figura 13 - Profilo orario di generazione e consumo in un giorno invernale critico Capitolo 3 - Lo studio al 203029 Polimi – UniCa – UniPD | Analisi di possibili traiettorie di decarbonizzazione della Sardegna – Set 2025 L’export genera ricavi: riduce quindi il totale costo annualizzato netto del sistema. Certamente, l’installazione di rinnovabili favorisce l’export, che raggiunge il 35% del totale dell’energia elettrica prodotta. Come si sottolineava già precedentemente, la convenienza della generazione elettrica in Sardegna rispetto al continente genera export anche negli scenari in cui si consideri di mantenere generazione termoelettrica. Difatti, come si illustra nel seguito, la generazione al 2030 in Sardegna nelle configurazioni considerate presenta in generale prezzi più bassi rispetto al continente, che portano un risparmio per il consumatore locale e anche l’interesse a vendere energia alle zone adiacenti. L’overgeneration risulta invece una perdita economica netta e di conseguenza è di particolare interesse misurarla e limitarla: si tratta di energia rinnovabile prodotta che non è possibile stoccare oppure esportare a causa, ad esempio, della saturazione simultanea degli accumuli e delle connessioni interzonali. Oppure, per il fatto che non vi sia convenienza economica nello sfruttamento di queste infrastrutture in particolari condizioni temporali e di condizioni al contorno. A livello annuo, l’overgeneration viene riportata in tabella per le diverse configurazioni. Si osserva un valore di overgeneration pari circa al 10% dell’energia prodotta da fonti rinnovabili non programmabili, in lieve aumento nel caso 100% FER. Un’overgeneration con curtailment del 10% significa, in pratica, che il costo dell’energia fotovoltaica ed eolica prodotte aumenterebbe del 10%: un fatto oneroso, ma non tale da compromettere la competitività di tali fonti. Il modello al 2030 non ha la possibilità di installare tecnologie per il potenziale accumulo stagionale (quali ad esempio l’idrogeno) per un criterio di fattibilità tecnica ed economica nel breve termine (diversamente, questa possibilità è data nello scenario al 2050 di cui si parla nel seguito). Si analizzano a livello mensile i flussi energetici, ai fini di verificare l’opportunità teorica di accumulo stagionale. In Figura 14 si nota come la produzione fotovoltaica abbia il tipico andamento a campana da gennaio a dicembre, con una produzione massima nel periodo della tarda primavera e dell’estate. Parzialmente complementare è l’eolico, con produzione generalmente più elevata nei mesi autunnali e invernali. Ovviamente, questo bilancio non è sempre rispettato su intervalli più brevi (da settimanale a orario), come visto precedentemente. L’anno considerato presenta in particolare un mese di dicembre e le due prime settimane di gennaio con scarsa produzione fotovoltaica ed eolica, simultaneamente. Passando al carico, lo scenario ipotizzato prevede una e ampia elettrificazione del settore termico civile. Questo porta ad un aumento importante dei consumi nel periodo invernale per il riscaldamento, nonostante il clima mite della Regione. Ciò è dovuto, come si illustra nel seguito, alla penetrazione del vettore elettrico nel riscaldamento (circa 80%). Di conseguenza, la produzione energetica da FRNP soddisfa il carico durante il periodo autunnale e invernale senza particolari margini e senza quindi generare overgeneration. Anzi, il poco import della regione avviene in questo periodo. L’export di energia rinnovabile si mantiene invece elevato durante l’anno, in quanto vi è convenienza economica nel vendere. Si nota quindi come l’ottimizzazione in uno scenario 100% FER richiede di installare rinnovabili a sufficienza per soddisfare soprattutto il picco di carico invernale di un sistema ampiamente elettrificato. Questo genera un surplus di energia che viene venduta ad esempio durante la primavera e l’estate generando un utile per il sistema sardo (in minima parte diventa overgeneration). Vi è quindi un vantaggio economico non solo per chi direttamente investe in rinnovabili, ma anche in generale per il consumo sardo: una zona elettrica dove l’export è prevalente ha un costo dell’energia elettrica tipicamente più basso. Un’analisi successiva presenta questo risultato nel 3.3.4. Import, export e overgeneration Capitolo 3 - Lo studio al 2030Next >