La tragedia del covid-19 è stato un disastro umano di enorme portata. Eppure, lo sconvolgimento delle nostre abitudini, con chiusure per mesi di gran parte delle attività economiche, ha avuto alcune ricadute positive, che certo sarebbe stato meglio raggiungere in altro modo.

Per esempio, in Cina la quarantena a Wuhan non ha solo salvato la vita ai tanti che hanno evitato il contagio, ma ha anche fatto sì che altre 12.000 evitassero una morte precoce per l’inquinamento dell’aria, che nei mesi di chiusura si è ridotto di quasi il 40%. E lo stesso sarà avvenuto in ogni città del mondo afflitta da traffico e fumi industriali, che abbia rispettato il lickdown.

Parallelamente sono calate le emissioni di CO2, che, secondo l’International Energy Agency, toccheranno a fine anno una riduzione mai vista dai tempi della seconda guerra mondiale, con un -8% medio di emissioni, sei volte quelle seguite alla crisi del 2009, e una forbice fra il -4 e il -11% a secondo di come evolveranno pandemia ed economia.

In pratica con il covid-19 stiamo improvvisamente rispettando gli accordi di Parigi, peccato che ci si sia arrivati a causa di un virus.

Ma oltre a queste conseguenze, ce n’è stata un’altra anche più sorprendente: il lockdown si è rivelato uno straordinario test per il sistema elettrico in vista della transizione a fonti rinnovabili.

Il drastico calo della richiesta di elettricità, a seguito della chiusura di industrie e terziario, accoppiato alla stagione primaverile, che vede in genere la maggiore produzione da eolico e solare combinati, e unito alla precedenza della immissione in rete che hanno le rinnovabili sulle altre fonti elettriche, ha fatto sì che si siano raggiunte, o superate, in molte nazioni le quote di elettricità verde nel mix elettrico previste per il 2030, effettuando un involontario “stress test” alle reti.

Per esempio in Gran Bretagna, fra aprile e maggio, solare ed eolico hanno fornito per molti giorni il 50-60% dell’elettricità, in Irlanda si sono toccati, con il solo eolico, livelli del 70%, e negli stessi mesi in Germania sole e vento hanno coperto circa il 45% della produzione.

Naturalmente sommando tutte le rinnovabili, idroelettrico in testa, si arriva a coperture ancora più sbalorditive in molti paesi europei (ad aprile oltre il 60% in Portogallo e Germania, solo per fare due esempi), ma è interessante concentrare l’attenzione sulle percentuali raggiunte dalle due principali fonti “non programmabili”, perché, ci era stato ripetuto negli anni scorsi, sono quelle che, a causa della loro imprevedibilità, se avessero superato il 40% sarebbero stati guai per la rete elettrica, incapace di mantenere l’equilibrio domanda-offerta.

Invece tante nazioni europee hanno assorbito periodi di settimane, giorni o ore, con rinnovabili non programmabili al 60-70-90 e persino oltre il 100% (come la Danimarca, nelle giornate più ventose), apparentemente senza “battere ciglio”.

Come hanno fatto? Lo chiediamo all’ingegner Giacomo Donnini, responsabile della struttura Strategie, Sviluppo e Dispacciamento di Terna, gestore della rete elettrica ad alta tensione.

«Intanto possiamo dire come abbiamo fatto in Italia. Anche da noi in aprile e maggio si sono verificati periodi, durante certi giorni molto soleggiati e ventosi, con la domanda ai minimi a causa della quarantena, in cui le rinnovabili hanno coperto oltre il 60% della domanda elettrica, con punte in certe ore al 90%. In quei casi oltre a tenere al minimo alcune centrali termiche, che non si possono comunque spegnere, perché costituiscono una riserva da tenere sempre pronta in caso di imprevisti, abbiamo ridotto la capacità di trasporto disponibile per l’import dall’estero. Inoltre, nei momenti con la generazione più intensa da rinnovabili, abbiamo usato i pompaggi idroelettrici per accumulare la produzione in eccesso».

Come confermano i dati di aprile 2020: -21% di produzione termica, +32% nell’uso dei pompaggi e un clamoroso tonfo dell’import elettrico, -67%, su quello di aprile 2019.

Ma avete avuto problemi?

«No, niente di particolare, prima di tutto perché da noi c’è una forte componente idroelettrica nelle rinnovabili, che è programmabile e aiuta il bilanciamento, e poi perché sono situazioni che vediamo già da alcuni anni, soprattutto in certi giorni festivi primaverili o ad agosto, e che abbiamo imparato ad affrontare. Quest’anno, semplicemente, si sono verificate più spesso».

Allora non ci saranno problemi a passare dall’attuale 35% circa di produzione elettrica da rinnovabili, a quel 55%, da raggiungere soprattutto con aggiunta di eolico e solare, previsto dal piano nazionale energia e clima per il 2030?

«Nessun problema, a patto, naturalmente, che si continui l’adeguamento della rete, seguendo tre principale linee: aumentare l’interconnessione con l’estero, per compensare con import-export le oscillazioni delle rinnovabili, migliorare l’interconnessione interna, così da spostare l’energia fra sud, nord e isole per inseguire la domanda, e aumentare di molto la capacità di accumulo, sia con il pompaggio idroelettrico al sud, che oggi è concentrato quasi tutto a nord, che con le batterie».

A dire il vero sono anni che ascoltiamo questi proponimenti da parte di Terna…

«E infatti le cose vanno avanti: abbiamo realizzato la nuova interconnessione con il Montenegro, e altre sono in programma con Francia, Austria, Slovenia e Tunisia. Si sta lavorando alla connessione Sicilia-Sardegna e Sardegna-continente, oltre che al completamento delle grandi linee nord-sud nella penisola. Per quanto riguarda gli accumuli, non se ne deve occupare Terna, ma sappiamo che ci sono già proposte di privati per grandi impianti con accumuli elettrochimici e anche per bacini di pompaggio al sud. Per velocizzare questi ultimi, però, servirebbero autorizzazioni più spedite e schemi di remunerazione che rendano fattibili gli investimenti».

E i vostri colleghi all’estero come se la sono cavata durante il lockdown?

«Ci sono state risposte diversificate a secondo dei paesi. La Germania, che è ottimamente collegata con i paesi intorno, e ha avuto una riduzione della domanda più contenuta, ha compensato soprattutto con l’import-export. In parte l’ha fatto anche la Gran Bretagna, che però in alcuni casi ha avuto l’esigenza di ricorrere al taglio della produzione da rinnovabili. Ci sono invece stati problemi in Svizzera e Slovenia, dove in certi momenti la carenza di produzione elettrica da centrali termiche e la scarsa domanda, hanno portato a problemi di regolazione di tensione. Ma, sono sempre riusciti a risolvere, senza incorrere in fuori servizi».

Ma per assorbire il prevedibile aumento della produzione da sole e vento, ormai economicamente competitive nei prossimi anni, non si farebbe prima a dismettere le centrali a gas?

«Non è possibile. Sono indispensabili per mantenere la rete in equilibrio, in presenza di sempre più solare ed eolico, che sono incostanti e concentrati stagionalmente, mentre i sistemi di accumulo non saranno sufficienti ancora per molti anni per sostituirle del tutto. Del resto, anche i piani energia e clima in Europa prevedono che il gas naturale mantenga un ruolo importante fino a dopo il 2030».

E se si affermasse un nuovo modello di rete, con tante isole di autoproduzione, dotate di sistemi di accumulo?

«Bellissima idea, ma senza una rete che colleghi queste isole, spostando gli eccessi di produzione dove c’è domanda e che compensi con energia prodotta da centrali o all’estero i prevedibili lunghi periodi con scarsa o nulla produzione locale da sole e vento, la vedo difficile. Tante isole autonome in produzione e consumo, dovrebbero avere abbastanza accumulo orario e stagionale da poter fare a meno del resto del mondo: tecnicamente è certamente possibile, ma sicuramente complesso e molto costoso. Meglio che restino collegate alla rete, che intanto evolve per aiutare il sistema energetico a diventare sempre più sostenibile», conclude Donnini.

Per l’Italia sul sito di QualEnergia.it riportiamo quotidianamente l’andamento delle rinnovabili e la loro quota copertura sulla domanda elettrica giornaliera (colonna di destra).