Una rete di nuova generazione, capace finalmente di risolvere il problema del trasporto dell’energia rinnovabile dai luoghi di maggiore produzione a quelli di consumo, in piena ottica Smart Grid. Il cuore del Piano di Sviluppo 2023 della rete di trasmissione nazionale presentato nei giorni scorsi da Terna, tanto da assorbire ben 11 miliardi dei 21 di investimenti complessivi previsti, è senza dubbio il progetto Hypergrid, che punta a costruire ben cinque nuove dorsali elettriche che consentiranno di raddoppiare la capacità di scambio da Sud verso Nord.
Caratteristiche e benefici attesi
Alla base della rete Hypergrid c’è un layer in DC (corrente continua) sovrapposto all’esistente rete AC (corrente alternata) che dovrebbe consentire di incrementare la capacità di scambio tra le diverse Zone di Mercato (ZdM), assicurando anche
– 1 Sinergie con asset esistenti e sottoutilizzati (sostenibilità), sfruttando l’ammodernamento di elettrodotti esistenti
– 2. Potenziale riutilizzo di aree e siti ormai dismessi o in dismissione e di spazi ad esse connessi, funzionali a nuovi
– 3. Aumento della sicurezza e robustezza di rete
– 4. Modularità delle opere di sviluppo intercettando il più possibile in anticipo lo sviluppo delle nuove fonti di generazione
In particolare, si legge nel piano Terna, la tecnologia HDVC “permetterà di ottimizzare al meglio il funzionamento e lo sfruttamento di tutti gli asset di rete di alta tensione in AC, grazie alla maggiore controllabilità dei flussi offerta dai sistemi HVDC. La rete AC beneficerà di un’ottimizzazione dell’utilizzo, riducendone l’impegno in particolare durante condizioni di rete caratterizzate da alta generazione rinnovabile, consentendo di ridurre i fenomeni di overgeneration”. Contribuendo, insomma, a stabilizzare la rete e a permettere di incamerare tutta la generazione delle fonti intermittenti.
Non solo: il ricorso alla tecnologia in corrente continua e, in alcuni casi, a sostegni innovativi in corrente alternata, dovrebbe consentire secondo Terna una riduzione del campo elettromagnetico degli elettrodotti, con numerosi vantaggi ambientali rispetto alla corrente alternata.
Le cinque dorsali
Come accennavamo, sono previste cinque dorsali della rete Hypergrid, che coinvolgeranno la maggior parte delle regioni italiane:
HVDC Milano-Montalto: l’opera servirà per bilanciare i transiti tra il Lazio e la Toscana e trasferire in sicurezza il surplus di energia del Centro verso le regioni del Nord Italia, caratterizzate da una maggiore domanda di energia. L’elettrodotto collegherà il Lazio alla Lombardia tramite una dorsale di oltre 400 km, e comprenderà un tratto marino da Montalto (Viterbo) ad Avenza (Massa Carrara), l’ammodernamento e la riconversione a 500 kV in corrente continua di linee aeree esistenti dalla zona di Avenza verso il sud della Lombardia. Per le stazioni di conversione si prediligeranno siti industriali dismessi, in ottica di una maggiore sostenibilità e sinergia con asset esistenti. Per questa opera è previsto un investimento complessivo di circa 2,7 miliardi di euro.
Central Link: l’intervento prevede la ricostruzione sul medesimo tracciato degli elettrodotti a 220 kV tra Umbria e Toscana, e collegherà le stazioni elettriche di Villavalle (Terni) e Santa Barbara (Arezzo). Lo sviluppo dell’opera permetterà di trasferire in sicurezza l’energia dal Centro Italia verso le aree di carico della Toscana. Per l’opera è stimato un investimento complessivo di circa 300 milioni di euro.
Dorsale Sarda: il progetto consentirà di massimizzare l’integrazione dell’energia rinnovabile e di rafforzare la rete elettrica dell’isola. L’intervento si compone di due opere. La prima, il Pe.I.2, consiste in un nuovo collegamento sottomarino in corrente continua e 1000 MW di potenza tra le stazioni elettriche di Fiumesanto (Sassari) e di Montalto (Viterbo). Per le stazioni di conversione si prediligeranno siti industriali dismessi, in un’ottica di maggiore sostenibilità e sinergia con asset esistenti.
La seconda, invece, il Sardinian Link, prevede la ricostruzione della rete sarda a 220 kV da Codrongianos (Sassari) a Sulcis (Sud Sardegna) e Selargius (Cagliari), con l’impiego di sostegni innovativi a basso impatto elettromagnetico. L’opera, tramite una dorsale di oltre 500 km, permetterà di raggiungere una potenza di scambio di 1000 MW tra il sud e il nord dell’isola e, inoltre, consentirà l’integrazione dell’energia rinnovabile, compresa quella generata dalla tecnologia eolica off-shore. Per la quale, non senza polemiche a livello isolano, sono in ballo numerosi progetti presentati da società multinazionali italiane ed estere. L’investimento complessivo per entrambe le infrastrutture è stimato in circa 1,4 miliardi di euro.
La Dorsale Ionica-Tirrenica collegherà la Sicilia ionica al Lazio e si comporrà di due tratte: l’HVDC Ionian Link, da Priolo (Siracusa) a Rossano (Cosenza) e l’HVDC Rossano – Montecorvino (Salerno) – Latina, attraverso un collegamento complessivo di oltre 800 km. L’HVDC Ionian Link consiste in un nuovo collegamento di 1000 MW di potenza per favorire la trasmissione dell’energia rinnovabile tra Sicilia e Calabria. Il tratto sottomarino tra Montecorvino e Latina servirà invece per trasportare l’energia rinnovabile dal Sud verso le aree del Centro. La linea Rossano-Montecorvino sfrutterà elettrodotti esistenti. La dorsale creerà un ulteriore collegamento dalla Sicilia alla Penisola, in sinergia con gli altri interventi già pianificati. Per le stazioni di conversione si prediligeranno siti industriali dismessi, in un’ottica di maggiore sostenibilità e sinergia con asset esistenti. Complessivamente, l’investimento previsto per la dorsale Ionica-Tirrenica è di circa 4,1 miliardi di euro.
La Dorsale Adriatica, HVDC Foggia-Villanova-Fano-Forlì, infine, collegherà la parte settentrionale della Puglia fino all’Emilia Romagna, passando per l’Abruzzo e le Marche, con un collegamento complessivo di oltre 500 km. L’opera permetterà di ridurre le congestioni di rete in regioni caratterizzate da un’elevata produzione rinnovabile, come ad esempio la Puglia. L’intervento prevede lo sviluppo in due fasi: la prima consiste in un collegamento HVDC aereo tra Foggia e Villanova (Pescara) e il raddoppio dell’Adriatic Link con un nuovo collegamento sottomarino; la seconda, invece, prevede la realizzazione di un collegamento HVDC aereo tra Fano (Pesaro Urbino) e Forlì. Il progetto si inserisce sinergicamente con gli interventi già pianificati per il trasporto di energia rinnovabile dalle regioni del Sud a quelle del Nord Est: il Veneto rappresenta, infatti, la seconda regione in Italia per domanda elettrica dopo la Lombardia. Per l’intervento saranno investiti complessivamente circa 2,4 miliardi di euro.
Investimenti immediati
Nello specifico, le prime dorsali previste come necessarie sono l’HVDC Montalto-Milano, il Central Link e l’HVDC Fano-Foggia, che consentiranno di incrementare considerevolmente la capacità di trasporto dal Centro Sud al Centro Nord, in maniera tale da rimediare al gap tra luoghi di generazione (in prevalenza al Sud, per maggiore irraggiamento solare e ventosità) e aree di consumo (al Nord, per le caratteristiche dell’economia nazionale) che caratterizza le rinnovabili intermittenti. Il risultato finale di Hypergrid sarà quello di raddoppiare la capacità di scambio tra zone di mercato, passando dagli attuali 16 GW a oltre 30 GW.
Le nuove opere della rete Hypergrid saranno progettate e avviate in iter autorizzativo sin da subito, per poi essere realizzate in funzione delle priorità di sistema, così da rendere la rete pronta ad accogliere la nuova capacità rinnovabile installata. Che sulla spinta degli operatori e degli obiettivi europei, sta crescendo a ritmi vertiginosi: secondo i dati di Terna, a gennaio 2023, le richieste di connessione alla rete di alta tensione di nuovi impianti di generazione da fonte rinnovabile hanno raggiunto circa 340 GW, di cui circa il 37% da fonte solare e circa il 54% da fonte eolica (on-shore e off-shore), un valore pari a circa 5 volte gli obiettivi che l’Italia si è data al 2030.
Articolo originariamente pubblicato il 20 Mar 2023
