Gli ambiziosi obiettivi europei e nazionali per la de-carbonizzazione della produzione elettrica in Italia, da qui al 2050, fanno riferimento a un aumento significativo della produzione da fonti rinnovabili, puntando a farle divenire dominanti nel lungo termine (2030-2050).  In estrema sintesi, la quota coperta dalle rinnovabili sul totale dei consumi elettrici dovrebbe raggiungere, in base alla Strategia Energetica Nazionale (SEN) del 2013, il 35-38% al 2020, e il 75-90% al 2050, rispetto a un target europeo (Energy Roadmap 2050) del 97%.

La breve riflessione qui proposta è una sintesi di un Rapporto Tecnico sull’argomento prodotto dall’autore e recentemente pubblicato come Rapporto Tecnico ENEA

In termini evolutivi tendenziali, la quota maggiore di nuova produzione da rinnovabili elettriche è di tipo “non dispacciabile”, ovvero “non programmabile” pur se “prevedibile”; tipicamente eolico e fotovoltaico (nel seguito definite FRNP).   

Secondo i più recenti dati AEEG (Relazione 277/2014/I/EFR), la potenza efficiente lorda relativa a impianti a fonti rinnovabili in Italia nel 2013 è stata dell’ordine di 50 GW, di cui 26 GW attribuibili a FRNP, a fronte di una potenza totale nazionale (dato 2012) di 128 GW, con un fabbisogno massimo alla punta di 53,9 GW e un fabbisogno minimo di 19,5 GW.   

In termini produttivi, le rinnovabili nel 2013 hanno prodotto 108 TWh (di cui 37 attribuibili a FRNP) a fronte di una produzione lorda complessiva pari a 288 TWh e di un consumo elettrico complessivo dell’ordine di 330 TWh (perdurando una notevole quota di importazione netta). 

Nel prossimo futuro, la prevista ulteriore forte penetrazione FRNP avrà, e già mostra:

  • Conseguenze sul parco di generazione nel suo complesso: il rapporto capacità installata (MW)/energia prodotta (MWh) è destinato a crescere; corrispondentemente, le ore operative medie sono destinate a diminuire: ciò a valle dell’introduzione di impianti che attualmente totalizzano mediamente, in Italia, 1.300 ore equivalenti/anno per il fotovoltaico e 1.650 ore equivalenti/anno l’eolico.
  • Conseguenze sulla gestione del parco di generazione convenzionale (in particolare sui gruppi a gas a ciclo combinato – CCGT) che dovrà operare in maniera molto più flessibile, per di più riducendo le ore operative di funzionamento (già passate mediamente da 5.100 a 3.100 nel periodo 2006-2011, con tendenza a ridursi a 1.000-2.000 ore/anno. I gruppi a gas a ciclo combinato sembrano cioè destinati a diventare sempre più gruppi di back-up rispetto al contributo rinnovabile.
  • Conseguenze sulla gestione della rete elettrica stessa, che oltre a essere rafforzata vedrà aumentare l’importanza dell’interscambio, anche con l’estero, e aumentare la performance dinamica riducendo i tempi di reazione, mentre a livello di distribuzione dovrà organizzarsi secondo il paradigma “smart-grid”, in modo da essere più flessibile e consentire flussi di potenza bidirezionali.
  • Nel contempo assumeranno sempre maggior ruolo i sistemi di accumulo a tutti i livelli – nel medio/lungo termine, anche tramite l’impiego di idrogeno o altri combustibili di sintesi.
  • Pur se il contributo delle FRNP non è affatto stocastico, bensì statisticamente prevedibile sulla base di accurate previsioni meteo, già nel medio termine è plausibile che anch’esse  siano chiamate a essere più dispacciabili/programmabili mediante l’introduzione di propri sistemi di accumulo.
  • All’aumentare della penetrazione delle rinnovabili, assumeranno infine sempre più importanza le problematiche legate a potenziali conflitti ambientali legati all’impatto visivo (nel caso per esempio dell’eolico) e in generale all’uso del territorio.

È interessante osservare che su tutti gli aspetti “tecnici” sono previsti bandi di ricerca nell’ambito del programma europeo HORIZON2020.

In termini quantitativi, e non solo qualitativi, l’ordine di grandezza della problematica può essere valutato dalla tabella 1 (le assunzioni di base sono nel rapporto citato) che illustra un “possibile scenario tipo” di evoluzione da qui al 2050; scenario che non pretende di essere né il più probabile né ottimizzato economicamente, ma puramente esemplificativo. In particolare in questo scenario i consumi rimangono moderatamente crescenti per stabilizzarsi poi a partire dal 2030.

In termini di potenze installate e fabbisogni di potenza in rete, lo scenario si traduce nella seguente Tabella 2

Nella tabella 2 sono stati definiti due tipi di “rateo” legato alle FRNP, calcolati come rapporto fra la capacità installata di FRNP e il picco di consumo, rispettivamente al picco annuale e al picco medio nel periodo di minimo carico (che si situa in ore diurne ed è comunque superiore al “Fabbisogno minimo”). I due ratei sono rappresentati in figura 1. Si nota come, a partire dal 2020 il “rateo massimo” sia unitario e tenda poi a portarsi fino a valori dell’ordine di 4.

È evidente che l’analisi andrebbe approfondita a livello di aree e di periodi dell’anno, utilizzando preferenzialmente simulazioni dinamiche, ma già questi “valori globali” presentati denotano l’ordine di grandezza della problematica.

L’impatto ambientale in termini di “aree interessate” è infine presentato nella tabella 3; si tratta di una valutazione che presenta ovviamente molti aspetti soggettivi e discutibili (quali le dimensioni dell’area impattata “visivamente” da turbine eoliche).

È evidente che i conflitti che si potranno creare, e peraltro hanno già iniziato ad evidenziarsi, andranno gestiti adeguatamente, e avranno influenza nell’evoluzione effettiva.

In conclusione, i dati illustrati rappresentano un’evoluzione tendenziale che preveda il perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione tramite una produzione da rinnovabili localizzate nel territorio nazionale, cui si dovrà necessariamente far fronte in vari modi.

In particolare aumentando la dispacciabilità della produzione da rinnovabili “alla fonte” (con propri sistemi di accumulo) e introducendo sistemi di accumulo sia a livello distribuito che a livello di rete di trasmissione, con accumuli anche di lungo termine (tramite produzione di combustibili di sintesi, quali l’idrogeno, o “metanazione”). 

In alternativa potrebbe essere necessario ricorrere all’importazione di quote crescenti di elettricità “rinnovabile”, in particolare dal Nord Africa o dai Balcani. Un’ulteriore alternativa è, ovviamente, stabilizzare o addirittura ridurre i consumi di elettricità in modo da rendere meno necessario il ricorso a fonti FRNP pur rispettando la quota rinnovabile. 

In ogni caso è evidente che è necessario approfondire adeguatamente fin d’ora gli scenari evolutivi in tutti i loro aspetti tecnici, anche per orientare al meglio le azioni di R&S.