Rinnovabili, senza sistemi di accumulo l’Italia rischia il blackout. Il Rapporto Adeguatezza 2024

L’Italia sta affrontando una trasformazione senza precedenti nel settore dell’energia. L’integrazione sempre più massiccia delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), come eolico e fotovoltaico, insieme all’aumento della capacità di accumulo, sta infatti ridisegnando il ruolo della generazione termoelettrica da fonti fossili. Il Rapporto Adeguatezza 2024 pubblicato da Terna, fornisce un quadro dettagliato dello stato in cui verte il sistema elettrico italiano, evidenziando, nel lungo periodo, un drastico calo della capacità termoelettrica. 

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Il Rapporto Adeguatezza 2024

Quanto è sostenibile il sistema elettrico italiano e fino a che punto è in grado di soddisfare il fabbisogno energetico nazionale? A queste domande, insieme ad altre sulle infrastrutture elettriche del Paese, cerca di rispondere il Rapporto Adeguatezza Terna 2024. Giunto alla sua quinta edizione, questo studio annuale analizza l’equilibrio tra domanda e offerta di energia elettrica in Italia, in un contesto sempre più orientato verso le fonti rinnovabili, la cui natura intermittente pone nuove sfide alla stabilità del sistema.

L’analisi di adeguatezza del sistema

Tra gli obiettivi del Documento vi è studiare i parametri che permettono di verificare se il sistema sarà in grado di soddisfare la domanda in ogni ora e in ogni zona di mercato. Nel Rapporto Adeguatezza Italia 2024, vengono valutate, in particolare, le condizioni di adeguatezza del sistema fino al 2035. I due indicatori utilizzati dall’Azienda che si occupa del sistema di trasmissione elettrica in Italia sono:

• Expected Energy Not Supplied (EENS, MWh): la quota di domanda elettrica non soddisfatta a causa di vincoli nella generazione e nella trasmissione;
• Loss of Load Expectation (LOLE, h): il numero di ore attese in cui la richiesta di energia non viene coperta.

Un ulteriore aspetto chiave è poi la sostenibilità economica degli impianti termoelettrici, analizzata attraverso il modello Economic Viability Assessment (EVA). Una valutazione che aiuta a determinare quali impianti potrebbero non essere più sostenibili economicamente e quindi a rischio di dismissione, consentendo una pianificazione più accurata delle necessità future.

Il rischio di squilibri nel sistema elettrico

Nello scenario analizzato, entro il 2035, il fabbisogno elettrico italiano raggiungerà 396,9 TWh, con un aumento significativo rispetto ai 334,8 TWh previsti nel 2028. L’Italia potrebbe arrivare a 137 GW di capacità rinnovabile installata tra fotovoltaico ed eolico, ma questo non significa automaticamente maggiore sicurezza.

Uno strumento chiave per valutare il reale contributo delle rinnovabili è la capacità disponibile in probabilità (CDP), che tiene conto della variabilità delle fonti. Dai dati emerge un problema evidente: nonostante la grande capacità installata, il contributo effettivo delle rinnovabili alla stabilità del sistema resta limitato. Senza adeguate misure di supporto, l’Italia rischia instabilità energetica. In altre parole, nel prossimo futuro l’Italia avrà molta più energia pulita, ma la sua disponibilità dipenderà da sole e vento, rendendo necessarie soluzioni complementari come sistemi di accumulo e una rete più flessibile.

La necessità di integrare nuova capacità di accumulo

Per abilitare l’integrazione delle rinnovabili nel sistema elettrico sarà dunque necessario sviluppare nuova capacità di accumulo.

Più nel dettaglio, i sistemi di stoccaggio presenti negli scenari descritti da Terna sono composti da:

– accumuli elettrochimici esistenti (principalmente impianti di pompaggio);

– nuovi accumuli “small scale”, che si configurano come batterie elettrochimiche con rapporto energia/potenza medio di circa 2 ore, pensate soprattutto per affiancare lo sviluppo del solare fotovoltaico di piccola taglia per la massimizzazione dell’autoconsumo;

– accumuli contrattualizzati durante le aste del Capacity Market caratterizzati da un rapporto energia/potenza medio di circa 4 ore;

– nuovi accumuli “utility scale”, con un rapporto energia/potenza elevato (almeno 4 ore).

Il declino della generazione termoelettrica

Il quadro prospettato nel Rapporto Adeguatezza 2024, con la progressiva integrazione delle rinnovabili, condurrà inevitabilmente a un drastico calo delle ore di funzionamento degli impianti termoelettrici, e a una conseguente riduzione dei margini di profitto. Nel lungo termine, la capacità termoelettrica sarà sempre meno utilizzata per coprire il fabbisogno energetico complessivo (MWh), ma rimarrà essenziale per gestire i picchi di domanda (MW) nei momenti critici dell’anno.

Le simulazioni effettuate indicano che già nel 2028 circa 20,8 GW di capacità termoelettrica potrebbero risultare economicamente non sostenibili, valore destinato a salire a 23,6 GW entro il 2035, una dinamica che potrebbe portare alla dismissione di una parte significativa della capacità termoelettrica per insostenibilità economica. Se queste dismissioni si concretizzassero, il sistema elettrico nazionale potrebbe trovarsi in una situazione critica, con centinaia di ore annue di Loss of Load Expectation (LOLE), un valore enormemente superiore al massimo tollerabile di 3 ore.

L’analisi mostra che affidarsi unicamente ai segnali di prezzo del mercato spot non garantirebbe la sostenibilità del sistema. Infatti, sebbene prezzi elevati durante i picchi di domanda possano incentivare la permanenza degli impianti termoelettrici, l’incertezza legata alla frequenza e all’intensità di tali eventi rende questi segnali insufficienti per garantire stabilità agli operatori del settore.

L’inverno supera l’estate come stagione critica

Uno degli aspetti più interessanti emersi dal Rapporto Adeguatezza Terna 2024 è il progressivo spostamento delle criticità stagionali: se in passato i rischi di adeguatezza erano concentrati nei mesi estivi, ora la stagione invernale diventa sempre più critica. Questo fenomeno è determinato da due fattori principali:

• La stagionalità della produzione fotovoltaica, che riduce il contributo del solare nei mesi più freddi.
• L’aumento dell’uso delle pompe di calore per il riscaldamento degli edifici, che accresce significativamente il fabbisogno energetico in inverno.

Nel breve e medio termine, permangono alcuni rischi di adeguatezza anche nei mesi estivi, ma nel lungo periodo l’espansione dell’energia solare, supportata da un’adeguata capacità di accumulo, dovrebbe mitigare queste criticità. Tuttavia, in condizioni di scarsa idraulicità e ridotta disponibilità di import di energia dai Paesi confinanti, potrebbero ancora verificarsi situazioni di tensione sulla rete.