Il sistema elettrico italiano ha dimostrato di avere la necessaria flessibilità e affidabilità per superare il drastico momento di riduzione della domanda elettrica seguito al periodo della lockdown. Eppure, passata la fase più acuta della crisi e ripartiti i consumi, il comparto potrebbe presto trovarsi di fronte a un problema opposto, quello di un deficit di capacità. Secondo quanto mette in evidenza l’Irex Report 2020 di Althesys, infatti, il sistema elettrico italiano già nel 2021 potrebbe ritrovarsi un deficit di capacità nel periodo estivo, a fronte di un picco di domanda di 63 GW, spinto sopratutto dalla richiesta di raffrescamento. Nel periodo invernale, con una domanda elettrica più bassa, invece, non si porrebbe questo problema. Un tema, quello del deficit di capacità, di cui si dibatte da anni nel nostro Paese, tanto che nei mesi scorsi è partito il meccanismo del capacity market, con cui fondamentalmente viene remunerata la capacità di generazione elettrica programmabile (in buona sostanza le centrali termoelettriche tradizionali a gas), proprio per compensare la crescente presenza di impianti da fonti rinnovabili non programmabili (eolico e fotovoltaico). Occorre poi considerare che, proprio di par passo con la corsa delle energie pulite, dal 2012 a oggi ci sono state dismissioni per circa 20 GW con una netta riduzione delle risorse necessarie a Terna per gestire in sicurezza il sistema anche in condizioni meteo estreme, oltre al concomitante basso contributo dell’import dai Paesi vicini. In più, la chiusura al 2025 degli impianti a carbone per altri 7 GW prevista dal PNIEC, comporterà un’ulteriore contrazione delle risorse programmabili utili al sistema e un deterioramento delle condizioni di adeguatezza.
Il capacity market
Dal momento che il capacity market e l’entrata in funzione dei 4 GW di nuova capacità aggiuntiva non partirà effettivamente prima del 2022, il sistema elettrico italiano corre il rischio di trovarsi al limite delle sue capacità per almeno un biennio. Poi il problema del deficit di capacità dovrebbe rientrare, ma soltanto se saranno effettivamente realizzati gli investimenti in nuova capacità previsti dal Pniec. Inoltre, il Paese, almeno sino al 2030 la stabilità del sistema elettrico italiano sarà legata anche all’import di elettricità dall’estero. Anche perchè l’Italia ha programmato l’addio (il cosiddetto Phase Out) al carbone entro al 2025, molto prima della Germania (2038) e della Spagna (2030), mentre la Francia, pur prevedendo un phase out più ravvicinato (2022), è alle prese con la lunga e complessa gestione delle centrali nucleari. Dal momento che all’addio al carbone si accompagna una forte spinta verso il fotovoltaico, potrebbero nascere complessità per la sicurezza del sistema e per i segnali di prezzo dati al mercato.
La necessità di rafforzare le infrastrutture
Secondo Alessandro Marangoni, ceo di Althesys, “L’Italia si pone all’avanguardia nella corsa alla decarbonizzazione del sistema energetico, con un piano di chiusura delle centrali a carbone entro cinque anni, ma restano aperte diverse questioni che il sistema energetico è chiamato ad affrontare. Prima fra tutte quella degli impianti di generazione, delle reti e degli accumuli, per le quali è necessario uno sblocco autorizzativo al fine di accelerare i progetti”.
Secondo l’Irex Report, la decarbonizzazione richiede all’Italia e di rafforzare le infrastrutture di rete e sviluppare gli accumuli, sia batterie che pompaggi idroelettrici. Non a caso, nei prossimi 20 anni più di un terzo degli investimenti nel settore elettrico in tutta Europa sarà rivolto proprio alle reti, per un ammontare di circa 1.100 miliardi di euro. A questo bisognerà affiancare un ripensamento del market design, introducendo novità, come per esempio i prezzi dinamici o il superamento del PUN, date le criticità evidenziate dalle analisi del modello NET di Althesys. Gli accumuli vedono il mercato ancora in fase di avvio, dati gli alti costi di investimento e una regolazione in evoluzione. Le nuove tecnologie consentiranno, poi, di ripensare lo scenario energetico futuro, con lo sviluppo di biometano, P2G e idrogeno che potranno dare un contributo alla decarbonizzazione sia con l’immissione in rete che favorendo la mobilità sostenibile
“Servono segnali di prezzo efficaci per aiutare chi investe in rinnovabili e per rendere flessibile il sistema elettrico – ha concluso il ceo di Althesys. – Bisogna ridurre le distorsioni generate da un mercato concepito ormai vent’anni addietro. Il recepimento degli indirizzi europei sul mercato interno dell’energia elettrica sarà un’opportunità per innovare, ma poi bisognerà andare oltre. L’obiettivo è mettere in pratica quel piano energia e ambiente che, dal confronto internazionale, appare fra i più avanzati in Europa”.
