Rinnovabili e sistema elettrico: le sfide del mercato elettrico italiano

di Maria Colella

La crisi sanitaria globale da Covid-19 degli ultimi mesi sta destando non poche preoccupazioni sul fronte europeo dell’emergenza climatica: il rischio è che la diffusione di questa pandemia accantoni e distolga l’attenzione di governi e investitori dagli obiettivi di decarbonizzazione dell’economia e transizione energetica previsti dal Green Deal europeo, pubblicato nel dicembre del 2019. Al contrario, tanti sono stati tra marzo e aprile gli appelli ai presidenti della Commissione europea, del Parlamento e del Consiglio europeo da parte di governi, ONG europee ed enti privati, affinché vi sia una risposta comune da parte dell’UE e una ripresa in continuità con la traiettoria delineata al 2050 dal Green Deal. Lo stesso Fatih Birol, direttore esecutivo dell’IEA (International Energy Agency), ha dichiarato che si tratta di “un’occasione storica”, in cui:

“I governi possono sfruttare la situazione attuale per aumentare ed accelerare le loro ambizioni sul clima, lanciando politiche sostenibili per stimolare l’economia, incentrate sulle energie pulite”.

Guardando al nostro Paese, la progressiva transizione verso un sistema decarbonizzato è una condizione necessaria per allineare l’Italia ai target fissati da Bruxelles e agli obiettivi delineati dal PNIEC (Piano Nazionale Integrato Energia e Clima), pubblicato nel gennaio scorso. A questo proposito, proviamo ad analizzare il contesto in cui si trova oggi il nostro sistema elettrico, quali sono gli impatti e le sfide derivanti dalla transizione energetica in atto.

La generazione da rinnovabili e gli obiettivi del PNIEC

La copertura della domanda elettrica in Italia dal 2005 ad oggi (321 TWh nel 2018) è stata soddisfatta da una quota perlopiù costante di produzione interna (circa l’85%) e dal rimanente import estero; a variare negli anni, però, è stato il mix di risorse utilizzato nella generazione. Nel 2018, le fonti rinnovabili hanno coperto il 40% della produzione nazionale (erano soltanto il 16% nel 2005), a fronte di un rimanente 60% derivante da fonti non rinnovabili, come gas e combustibili solidi e liquidi (84% nel 2005). 

Contemporaneamente, anche il parco di produzione di energia elettrica ha subito un’evoluzione: a partire dal 2008, si è assistito a un trend che vedeva da un lato la crescita degli impianti di generazione da fonte rinnovabile, grazie alla presenza di un quadro legislativo particolarmente incentivante in tale direzione (soprattutto nei confronti di fotovoltaico ed eolico), e dall’altro, la progressiva dismissione degli impianti termoelettrici più inquinanti, connessa anche alla brusca riduzione dei consumi di energia elettrica tra il 2008 e il 2014, causati dalla crisi economica.  

Guardando al PNIEC, i principali obiettivi che si sono posti verso un sistema più sostenibile prevedono:

  • phase-out del carbone dalla produzione termoelettrica entro il 2025;
  • 30% di quota rinnovabile su consumi finali lordi di energia al 2030;
  • 43% di riduzione dei consumi di energia primaria al 2030 rispetto allo scenario tendenziale.

Di questi, il target di penetrazione delle rinnovabili sui consumi finali lordi è stato differenziato su tre distinti settori:

  • 55,4% di quota rinnovabili nel settore elettrico;
  • 33,1% di quota rinnovabili nel settore termico (uso per riscaldamento e/o raffrescamento);
  • 21,6% per la quota trasporti. 

Il settore elettrico rivestirà un ruolo fondamentale per il raggiungimento degli obiettivi prefissati: secondo i dati di Terna S.p.A, nonostante l’elettricità copra 1/5 del totale dei consumi energetici finali, essa è caratterizzata da una penetrazione delle fonti rinnovabili ad oggi pari al 35%. I target fissati dal PNIEC, prevedono un innalzamento di tale quota FER al 55,4% al 2030, contemporaneamente a un completo phase out dal carbone al 2025. Tutto ciò implicherà un’importante “trasformazione” nel settore della generazione, sia in termini di capacità installata (+40 GW) e sia in termini di produzione elettrica, fornita da fonti non programmabili come eolico e fotovoltaico (che dovranno rispettivamente duplicare e triplicare la loro produzione). 

Le implicazioni per il sistema elettrico

La transizione energetica sopra descritta non è a impatto zero per il sistema elettrico: numerose sono le ricadute sull’attività di gestione della rete, effettuate dall’operatore Terna S.p.A. in Italia, al fine di bilanciare  in ogni momento produzione e domanda di energia elettrica. Tali impatti verranno riassunti in 4 macroaree: 

  •  non programmabilità degli impianti FER: gli impianti eolici e fotovoltaici (o, in generale, tutti gli impianti FER) producono energia in funzione della disponibilità di vento, sole o della fonte energetica primaria di riferimento, indipendentemente dal fabbisogno di consumo e dalle necessità del sistema. A causa di tale intermittenza e non programmabilità, tali impianti sono definiti a Fonte Rinnovabile Non Programmabile (FRNP). In un sistema elettrico a crescente penetrazione delle FER, tale caratteristica genera criticità di bilanciamento tra produzione (frequente “overgeneration”) e consumo, e minore flessibilità dell’intera rete.
  •  localizzazione degli impianti: lo sviluppo degli impianti FER non è avvenuto in maniera uniforme sul territorio italiano; infatti, la costruzione di impianti eolici si è fortemente concentrata nel Sud e nelle isole (80% della potenza eolica nazionale), mentre il fotovoltaico presenta una concentrazione più elevata al Nord, dove è installato più del 40% della potenza. Inoltre, a causa delle loro caratteristiche tecnologiche , lo sviluppo di impianti FER è avvenuto in maniera disuniforme anche rispetto ai livelli di tensione di connessione alla rete. Ciò comporta per il sistema elettrico, un aumento delle possibili situazioni di congestione tra zone, a causa di una dislocazione non coerente con le aree di consumo.
  •  caratteristiche tecniche degli impianti: gli impianti FER si interfacciano generalmente alla rete mediante l’utilizzo di macchine statiche (inverter), che, a differenza delle macchine rotanti tipiche della generazione tradizionale, non hanno la medesima capacità di mantenere la stabilità di parametri quali frequenza e tensione e di resistere alle perturbazioni.
  • cambiamenti climatici: la maggior frequenza di eventi climatici estremi è causa di una più alta probabilità di disservizi sulla rete.

Le opportunità per il mercato elettrico

Una forte spinta alla penetrazione delle rinnovabili nel mix di produzione, la dismissione di capacità di generazione termoelettrica più inquinante da carbone, e una maggiore elettrificazione degli usi finali in ambito residenziale, industriale e dei trasporti, sono elementi fondamentali per modificare il nostro paradigma energetico. Questi ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione da raggiungere nei prossimi anni sia a livello europeo, sia a livello nazionale, comportano necessariamente una serie di interventi coordinati tra loro, al fine di garantire la stabilità e la flessibilità del nostro sistema elettrico, evitando un aumento eccessivo dei costi in bolletta per la collettività.

Un primo fattore abilitante sarà il potenziamento e la resilienza delle grandi linee infrastrutturali del Paese, attraverso maggiori investimenti su di esse e sulle interconnessioni con l’estero. 

Segnali di prezzo di lungo termine in grado di fornire garanzie sul rientro dei capitali investiti,  permetteranno di promuovere investimenti sia nelle rinnovabili, sia in impianti termoelettrici di nuova generazione. Quest’ultima capacità aggiuntiva sarà necessaria a gestire la crescita delle FER, fronteggiando i periodi di scarsa producibilità delle fonti rinnovabili e garantendo la riserva necessaria a compensare eventuali squilibri di rete per il sistema elettrico. Inoltre, questa nuova capacità programmabile consentirà il phase out dagli impianti più inquinanti, promuovendo la conservazione e realizzazione dei soli più efficienti a gas. Ulteriore opportunità è rappresentata dai sistemi di accumulo connessi agli impianti rinnovabili, i quali saranno capaci, a seconda della tecnologia, di fornire un certo range di servizi di flessibilità. 

Ad oggi, ciò che sta avvenendo sotto i nostri occhi, è il passaggio da un sistema elettrico “monodirezionale”, basato su pochi grandi impianti di generazione termoelettrica connessi alla rete in alta/altissima tensione, a un sistema “multidirezionale”, più complesso e integrato, caratterizzato da una molteplicità di soggetti che vi intervengono. Ad assumere sempre più importanza è il ruolo del prosumer, cioè dell’utente consumatore e nello stesso tempo produttore di energia per la rete, e della cosiddetta “generazione distribuita”, rappresentata da unità di produzione di piccole dimensioni, distribuite omogeneamente sul territorio e collegate direttamente alle utenze. La rete elettrica, all’interno di questo nuovo scenario, cambia completamente ruolo e funzioni: da rete “passiva”, in cui l’elettricità passa dai luoghi di produzione ai luoghi di consumo, a rete “attiva” e “intelligente” (smart grid), capace di gestire e regolare più flussi elettrici bidirezionali.

Questa moltitudine di nuovi soggetti attivi richiederanno sempre più interventi di innovazione e digitalizzazione della rete di trasmissione, al fine di riuscire a soddisfare le diverse esigenze delle utenze. Inoltre, le trasformazioni sopra analizzate, e i relativi interventi, sono da leggere anche alla luce della crescente elettrificazione dei consumi energetici finali: in misura sempre crescente nei prossimi anni, un’eventuale interruzione della fornitura elettrica comporterà problemi nell’utilizzo di servizi essenziali, quali la mobilità, il riscaldamento e/o climatizzazione etc. 

Fonti e approfondimenti 

International Energy Agency (IEA), “Put clean energy at the heart of stimulus plans to counter the coronavirus crisis”, 14/03/2020.

Qual Energia, “IEA: l’emergenza coronavirus è un test per la transizione energetica”, 17/03/2020.

Terna S.p.A e  Gruppo Terna, Contesto ed evoluzione del sistema elettrico, 2019.

Ministero dello Sviluppo Economico, Piano Nazionale Integrato per l’Energia ed il Clima, gennaio 2020.

 

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