Transizione energetica ed evoluzione delle reti elettriche

L’evoluzione delle reti elettriche è fondamentale per la transizione energetica. Artico di G.B. Zorzoli.

Anche ai più distratti non è certo sfuggito il ruolo determinante, nel provocare il blackout spagnolo, dell’inadeguata resilienza del sistema elettrico. Una carenza dovuta sia all’insufficiente interconnessione con il sistema energetico europeo sia a una capacità d’accumulo associata alla rete inferiore a quella richiesta dalla percentuale di generazione rinnovabile nel mix produttivo.

Sotto questo profilo in Italia i collegamenti con l’estero della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) sono rassicuranti, essendo attualmente operativi quelli con Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Montenegro, Grecia, che garantiscono l’integrazione con le altre reti elettriche del continente europeo. È inoltre in fase di realizzazione il progetto Elmed che, collegando l’Italia alla Tunisia, sarà la prima interconnessione (in corrente continua) tra Europa e Africa.

È altresì previsto il raddoppio dell’interconnessione Italia-Grecia.

Infine, un recente accordo tra i governi di Roma e di Tirana include sia un piano di produzione di energia rinnovabile in Albania, sia una rete di collegamento per esportarla in Italia.

Anche per gli accumuli, il Decreto Legislativo 210/21 ha previsto l’introduzione di un nuovo meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE) elaborato con l’obiettivo di immagazzinare la produzione di energia elettrica quando supera la domanda.

Questo meccanismo consentirà al sistema di acquisire nuova capacità di accumulo attraverso contratti di approvvigionamento di lungo termine aggiudicati con aste competitive organizzate da Terna, a cui possono partecipare gli operatori titolari di nuovi sistemi di accumulo. Il fabbisogno MACSE al 2028 è previso pari a 10 GWh. Se la conditio sine qua non perché la rete sia resiliente è indubbiamente la sua flessibilità, non vanno trascurate altre dimensioni del problema.

Una è emersa di recente con particolare evidenza durante l’ondata di calore provocata dall’anticiclone africano, che ha colpito, se pur in misura diversa, le nazioni europee affacciate sul Mediterraneo. Gli effetti più devastanti si sono verificati nell’isola greca di Creta, dove le temperature e i venti caldi hanno provocato un maxi-incendio praticamente incontrollabile, con evacuazioni in massa di residenti e di turisti.

Le temperature insolitamente alte hanno inoltre surriscaldato componenti delle infrastrutture elettriche, come cavi e trasformatori, già sollecitati dal picco dei consumi di condizionatori, ventilatori e deumidificatori. Inevitabile conseguenza, svariati blackout locali.

Poiché si tratta di reti elettriche per la maggior parte progettate e realizzate quando gli effetti del riscaldamento globali non erano ancora evidenti, questo deficit di resilienza è destinato ad aggravarsi, innanzi tutto perché non è né facile né rapido realizzare gli interventi richiesti per adeguare le reti esistenti, anche se uno non invasivo (il ricorso all’Intelligenza Artificiale generativa) può migliorarne la gestione; e in secondo luogo è destinata a crescere la domanda di nuove reti. Infatti, per le reti energetiche, il Piano d’azione della Commissione europea stima un fabbisogno pari a 584 miliardi di euro al 2030, mentre l’IEA prevede addirittura che «Realizzare gli obiettivi nazionali significa aggiungere o ristrutturare più di 80 milioni di chilometri di reti entro il 2040, l’equivalente dell’attuale rete globale», cioè una lunghezza complessiva pari a 2 mila volte la circonferenza del nostro Pianeta.

Come ridimensionare la lunghezza della rete elettrica.

Quando si realizza un nuovo impianto, eolico o fotovoltaico, si deve chiedere la connessione al gestore della rete per il valore più elevato dell’energia elettrica che l’impianto è in grado di produrre. Data l’intermittenza della loro generazione, per un numero rilevante di ore la connessione resta vuota o sottoutilizzata. Si è pertanto in presenza di investimenti poco efficienti sotto il profilo finanziario e di occupazione del territorio. La situazione peggiora ulteriormente se allacciato alla rete è un impianto fotovoltaico, che di norma è caratterizzato da una minore produzione energetica giornaliera.

Se invece sul sito di un parco eolico si installa un impianto fotovoltaico con una produzione di energia che, sommandosi a quella eolica, non superi quella massima autorizzata dalla connessione, non sarà necessaria una nuova rete. Inoltre, con questa scelta si dimezza l’impatto ambientale, paesaggistico e urbanistico. Insomma, impianti ibridi eolico-fotovoltaico possono rappresentare la classica soluzione vantaggiosa per il produttore elettrico.

L’ibridizzazione è però fattibile solo a determinate condizioni. Innanzi tutto, sulla base dei dati relativi alla generazione eolica e del potenziale di quella fotovoltaica, va verificato se tutti e due sono tali da rendere compatibile il loro accoppiamento. I vantaggi derivanti dal costo ridotto della rete possono infatti consentire di sacrificare una frazione dei kWh prodotti da una o da entrambe le tecnologie, ma solo entro determinati limiti. Per esempio, possono non consentire l’ibridizzazione i parametri del vento di un parco eolico offshore, se determinano una produzione giornaliera così elevata da lasciare margini insufficienti a quella fotovoltaica.

Inoltre, può non essere adeguata l’area lasciata disponibile dal parco eolico, perché troppo piccola per un’istallazione fotovoltaica di capacità sufficiente a renderla competitiva, oppure perché presenta ombreggiamenti da parte delle pale eoliche o della configurazione orografica circostante.

Infine, l’impianto ibrido deve essere dotato di una capacità di accumulo sufficiente a evitare una perdita della produzione eolica o fotovoltaica, quando è contemporanea, o a compensare eventuali deficit dell’offerta di energia.

I primi impianti ibridi eolico-fotovoltaico erano tutti di dimensioni limitate, com’è consueto quando si tratta di esplorare nuove opzioni tecnologiche.

Il primo passo verso impianti ibridi utility scale è il progetto di Baywa r.e. (l’operatore delle rinnovabili di Baywa con sede a Monaco di Baviera) che in partnership con la Compañía Energética Aragonesa de Renovables (CEAR) sta realizzando in Spagna su un’area che coinvolge tre comuni (Épila, Lumpiaque, Rueda de Jalón) nella provincia di Saragozza. È un impianto ibrido costituito da tre parchi eolici con una capacità complessiva di 135,4 MW e da due impianti fotovoltaici di 30 e 23 MW, per una generazione cumulata di 475 GWh/a. L’entrata in esercizio è prevista entro la fine del 2025.

Il salto quantitativo sarà completato dal gruppo VSB con sede a Dresda e filiali in diversi paesi europei (Francia, Italia, Croazia, Polonia e Finlandia), grazie a un progetto utility scale in Finlandia   a Puutionsaari, di capacità pari a 450 MW. A un parco eolico con una capacità nominale complessiva di 350 MW verranno abbinati 100 MW di fotovoltaico. L’entrata in esercizio è prevista nel 2028.

Un nuovo ruolo per le reti elettriche.

Aggiunge nuove problematiche la crescita esponenziale di richieste di connessione alla rete elettrica nazionale da parte di nuovi data center (a fine 2024 circa 200 progetti), per di più concentrati per oltre il 90% nella parte settentrionale dell’Italia.

Innanzi tutto, è necessaria la realizzazione di nuove infrastrutture di trasmissione, con i conseguenti problemi di intesa col territorio per la loro pianificazione territoriale, in termini di permitting certamente complicata dalla concentrazione della maggior parte dei data center e dei sistemi di alimentazione associati in un’area ristretta del paese, oltre tutto con elevata densità demografica e produttiva.

In secondo luogo, per garantire un’alimentazione dei data center carbon free lo sviluppo delle reti va accompagnato dalla realizzazione di impianti 24/7, cioè in grado di fornire energia rinnovabile 24 ore su 24 e 7 giorni su 7.. CONTINUA A LEGGERE GRATIS L’ARTICOLO SU L’ECOFUTURO MAGAZINE – CLICCA QUI

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