Le sfide della rete elettrica

di Giorgia Farella

L’attuale momento storico pone ancora più al centro il tema dell’energia.
Ciò implica che (anche) la rete elettrica deve essere in grado di sostenere la progressiva decarbonizzazione e una sempre maggiore integrazione delle rinnovabili, garantendo al tempo stesso efficienza e sicurezza degli approvvigionamenti.
Com’è facile intuire, questo compito è estremamente complesso e richiede un coordinamento centrale e indipendente dotato di visibilità complessiva sull’elevatissimo numero di attori del mercato.

Il contesto attuale

Dal punto di vista del sistema elettrico, stiamo vivendo un rapido passaggio da una produzione centralizzata (ovvero poche grandi centrali termoelettriche) a una capillare produzione diffusa (ovvero migliaia di piccoli impianti da fonti rinnovabili diffusi in tutto il territorio nazionale). Questo, di fatto, sta rapidamente modificando il mercato con la conseguente crescita esponenziale delle risorse attive distribuite (es: i piccoli impianti fotovoltaici sulle nostre abitazioni) connesse alla rete.
È inoltre fondamentale considerare gli aspetti che influenzano maggiormente la pianificazione elettrica della rete del futuro.

Sicurezza degli approvvigionamenti energetici

L’Italia, come l‘Europa, è un importatore netto di energia: l’energia disponibile lorda nazionale nel 2021 è stata pari a 1.816 TWh, di cui le importazioni nette dai paesi esteri ammontano a più del 70%.
Anche il bilancio dell’energia primaria utilizzata per le forniture elettriche conferma questa dipendenza se si considera che nel 2021 il fabbisogno di energia elettrica di 320 TWh è stato coperto per circa il 37% da risorse interne al Paese (esclusivamente rinnovabili) mentre il 13% è stato importato in forma diretta ed il 50% rimanente è stato prodotto da impianti termoelettrici (principalmente a gas) ovvero come trasformazione di una fonte energetica importata.

Costo delle commodities e prezzo dell’energia

Il mercato prima dell’estate 2021 aveva sostanzialmente consolidato l’aspettativa di un valore del gas a prezzi bassi nel lungo termine e considerato questa commodity disponibile e accessibile a un prezzo ragionevole. Dopo l’estate 2021 il costo del gas quotato sulla borsa europea ha però subìto una rapida crescita acuita – tra le altre – dagli stress politici internazionali legati al conflitto tra Russia e Ucraina. Nel corso dell’ultimo anno, infatti, il prezzo del gas ha raggiunto i massimi storici superando la soglia dei 330 €/MWh a fine agosto 2022, a fronte di un prezzo medio degli ultimi anni attorno ai 20 €/MWh. Anche il prezzo della CO2 è andato aumentando nel corso degli ultimi due anni, raggiungendo un picco di oltre 100 € per tonnellata ad agosto 2022.
Conseguentemente, anche i valori del PUN hanno subito un’impennata con picchi oltre i 500 €/MWh raggiunti ad agosto 2022.
L’aumento del PUN, passato da una media annua di 52 €/MWh nel 2019 a 303 €/MWh nel 2022, ha avuto un impatto sui costi sostenuti dai clienti finali per i consumi di energia elettrica. In particolare, dal 2021 il prezzo dell’energia per il consumatore domestico tipo in maggior tutela è più che triplicato, nonostante gli interventi del Governo.
Una delle conseguenze dell’incremento dei prezzi dell’energia è stato l’incremento dell’inflazione, pari all’8,1% nel 2022.

Obiettivi di transizione energetica

Lo scenario energetico di riferimento elaborato da Terna Spa prevede un incremento di energia rinnovabile prodotta pari a 126 TWh, che andrà a sostituire una quantità equivalente di produzione termoelettrica a gas. A parità di altre condizioni, la riduzione della generazione a gas comporterà quindi un risparmio sui consumi gas di circa 26,5 miliardi di metri cubi (valore paragonabile al volume di gas storicamente importato dalla Russia, pari a circa 29 miliardi di metri cubi nel 2021) e un risparmio di emissioni pari a circa 50 milioni di tonnellate (pari a circa la metà delle emissioni complessive del settore termoelettrico nel 2019).
Tale scenario prevede inoltre un incremento del fabbisogno elettrico complessivo dai 320 TWh del 2019 a 366 TWh al 2030 (di cui 9 TWh destinati alla produzione di idrogeno verde e 37 TWh imputabili alla crescita attesa dei consumi elettrici, in primis per la mobilità elettrica).
Secondo Terna, relativamente all’incremento di cui sopra è previsto un mix equilibrato delle fonti rinnovabili tecnologicamente mature:

• circa 12 GW di fotovoltaico di piccola taglia su tetti, obiettivo sfidante ma raggiungibile anche grazie agli incentivi statali;
• circa 16 GW di eolico (7,7 GW on-shore e 8,6 GW off-shore);
• circa 41,6 GW di fotovoltaico di grande taglia, anche in questo caso basato sulle richieste di connessione e tasso di successo delle iniziative dal punto di vista autorizzativo.

Emerge quindi con chiarezza il ruolo fondamentale del fotovoltaico a terra di grande taglia per raggiungere gli obiettivi di integrazione delle fonti rinnovabili.

Aumento dei rischi di eventi meteo estremi

Gli effetti del cambiamento climatico in atto, dovuti all’incremento delle concentrazioni di gas serra e al conseguente aumento delle temperature globali, sono sempre più evidenti e caratterizzati dal verificarsi di eventi meteorologici più severi in intensità e frequenza, che determinano conseguenze e danni rilevanti per tutto l’ecosistema.
L’evoluzione del cambiamento climatico ha mostrato i suoi effetti anche sulle infrastrutture della Rete di Trasmissione Nazionale, registrando negli ultimi anni eventi severi con conseguenti impatti negativi sulla continuità del servizio elettrico.
Le analisi degli eventi storici che negli ultimi anni hanno colpito le infrastrutture della Rete di Trasmissione Nazionale evidenziano come, oltre alla formazione dei manicotti di neve umida (che appesantendo le linee provocano corto circuiti o cedimenti strutturali), sono ormai sempre più rilevanti:

• il vento forte, che rappresenta una delle principali cause di disservizio della rete, in particolare per conseguenza della caduta delle piante;
• alluvioni, smottamenti e frane, che comportano il collasso dei sostegni o altri cedimenti strutturali;
• l’aumento di depositi inquinanti legati a periodi di lunga siccità, che causa l’aumento della probabilità di scarica superficiale.

Tali criticità, unite alla rapidità con cui il cambiamento climatico manifesta le sue evoluzioni sempre più allarmanti e devastanti, impongono di affrontare la crisi climatica in atto con un approccio sempre più prospettico e probabilistico che consideri sia il verificarsi di eventi meteorologici severi che il loro impatto sulle infrastrutture elettriche.

Maggiore vulnerabilità di adeguatezza del sistema elettrico

Nel corso degli ultimi anni l’adeguatezza del sistema elettrico, cioè la sua capacità di assicurare che la capacità produttiva disponibile (comprese le importazioni e gli accumuli) sia sufficiente a soddisfare la domanda di energia richiesta in ogni ora e in ogni area del Paese, è andata via via deteriorandosi per effetto:

• della progressiva riduzione del parco di generazione termoelettrico;
• dell’aumentare di fenomeni climatici estremi, come ad esempio le alte temperature estive;
• di una maggiore variabilità dell’import disponibile alla frontiera Nord (in particolare dalla Francia).

I cambiamenti climatici in atto, quindi, hanno effetti potenzialmente negativi e moltiplicativi sull’adeguatezza del sistema in quanto impattano contemporaneamente sia sulla domanda elettrica europea (a seguito della progressiva elettrificazione degli usi finali ivi inclusa la climatizzazione) sia sulla capacità di generazione.
La progressiva dismissione della capacità convenzionale (come da esempio le centrali termoelettriche) per insostenibilità economica genererà inoltre la necessità di strumenti di mercato per evitare una situazione di complessiva carenza di capacità programmabile, cui si aggiungono fenomeni contingenti come la crisi gas e l’indisponibilità del nucleare francese.

Cosa serve per abilitare la transizione

La realizzazione delle opere strumentali al raggiungimento degli obiettivi di politica energetica nei tempi preventivati richiede inevitabilmente una forte accelerazione degli investimenti nel settore energetico e ancor di più in quello elettrico. Investimenti che dovranno in modo coordinato essere largamente convogliati nello sviluppo della nuova capacità rinnovabili, degli accumuli e reti di trasmissione e distribuzione.
Per fare ciò è necessaria la coesistenza di vari pilastri fondamentali che vengono di seguito elencati.

La semplificazione delle procedure di autorizzazione degli impianti rinnovabili e delle infrastrutture di rete strumentali

Per poter raggiungere gli obiettivi definiti nel Fit-for-55, è necessario prevedere un’accelerazione degli iter autorizzativi sia per le opere di sviluppo di rete che per le connessioni.
A tal proposito, nel corso del biennio 2021-2022 sono già stati emanati alcuni decreti-legge che hanno introdotto importanti semplificazioni in tema di procedimenti autorizzativi finalizzati ad accelerare lo sviluppo della Rete e abilitare il processo di transizione. In particolare, il D.L. Semplificazioni-bis n. 77/2021 ha introdotto l’esonero dell’ottenimento dell’autorizzazione paesaggistica nel caso di procedimenti relativi a progetti di linee elettriche interrate; la norma D.L. Energia n. 17/2022 consente invece ai progetti di beneficiare del regime autorizzativo semplificato della DIA, fatto salvo il rispetto della normativa in materia di verifiche archeologiche preventive.
Relativamente alle procedure autorizzative delle fonti rinnovabili, uno degli strumenti per raggiungere l’obiettivo dello sviluppo delle rinnovabili (previsto dal Decreto legislativo 199/2021 c.d. D.L. Semplificazioni) è la pubblicazione del Decreto sulle aree idonee nel quale verranno definiti i criteri con cui individuare, da parte delle Regioni, le superfici idonee all’istallazione degli impianti a fonti rinnovabili, per una potenza complessiva almeno pari a quella individuata come necessaria dall’aggiornamento del PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima) e per la ripartizione della stessa fra regioni e province autonome.
Altre importanti semplificazioni riguardano la riduzione delle tempistiche per il parere obbligatorio ma non vincolante delle autorità competenti in materia paesaggistica (inclusi i procedimenti per l’adozione del provvedimento di Valutazione di Impatto Ambientale) per quanto concerne le autorizzazioni alle rinnovabili nelle aree idonee, nonché il procedimento unico per le rinnovabili off-shore che comprende sia l’autorizzazione che la concessione di uso del demanio marittimo.
Ulteriori segnali di semplificazione giungono infine dall’Europarlamento nell’ambito del REPowerEU: il 14 dicembre 2022 è stata approvata una proposta di direttiva della Commissione UE per velocizzare le procedure di autorizzazione alle rinnovabili. In particolare, si propone la riduzione della durata massima delle procedure autorizzative a nove mesi per i nuovi impianti situati nelle “zone di accelerazione per le energie rinnovabili”, che saranno individuate da ciascun Stato Membro.

La definizione di meccanismi di mercato a termine per le fonti rinnovabili che permettano il finanziamento efficiente degli impianti ed evitino extra margini nelle condizioni di stress sulle commodity

Uno sviluppo delle rinnovabili coerente con gli scenari Fit-for-55 non può prescindere dai meccanismi di contrattualizzazione a termine, che ne garantiscano la realizzazione, riducendone i relativi costi di sviluppo.
I mercati spot dell’energia tendono infatti ad esprimere prezzi in linea con il costo variabile della tecnologia marginale, rappresentata (ad oggi) dagli impianti alimentati a gas nella maggior parte delle ore dell’anno. In un mercato con una crescente penetrazione di impianti rinnovabili (caratterizzati da costi variabili molto bassi), i prezzi dei mercati dell’energia tenderanno a ridursi e, conseguentemente, potrebbero non garantire sufficiente stimolo allo sviluppo di nuovi impianti rinnovabili.
I prezzi spot registrati dalla seconda metà del 2021 e in tutto il 2022 sono tali da garantire la piena finanziabilità di queste iniziative, con un ritorno di investimento anche in tempi molto ridotti. Tuttavia, un sistema di contrattualizzazione a termine – come le aste previste dall’articolo 6 del decreto legislativo dell’8 novembre 2021, n. 199 – permette di:

• garantire la finanziabilità delle iniziative anche in un contesto diverso da quello attuale;
• Ridurre il premio di rischio delle iniziative garantendo un flusso di ricavi certi agli operatori; ed
• evitare che, in condizioni di forte tensioni sui mercati come quelle registrate nel 2021 e nel 2022, le (nuove) rinnovabili vengano remunerate sui mercati dell’energia al prezzo definito da tecnologie alimentate da combustibili fossili.

Un meccanismo di mercato idoneo per la realizzazione di impianti di accumulo

Parallelamente all’installazione di nuova capacità da fonti rinnovabili, è indispensabile realizzare nuova capacità di stoccaggio elettrico utility-scale: il target individuato da Terna prevede 71 GWh di nuova capacità entro il 2030, ubicata in larga parte nell’Italia meridionale e nelle isole maggiori dove è atteso che vengano realizzati rispettivamente 40 GWh e 27 GWh di nuovi impianti di stoccaggio elettrico.
Gli impianti di stoccaggio elettrico permetteranno di:

• consentire un’efficace integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico tramite la fornitura del servizio di time-shifting, che consiste nell’accumulo della produzione rinnovabile non programmabile nelle ore in cui tali fonti producono in eccesso e nel successivo rilascio di energia quando richiesto dalla rete;
• offrire un contributo in termini di adeguatezza del sistema, (risolvere congestioni di rete tra le zone e all’interno delle zone, e
• offrire servizi di regolazione di tensione, inerzia, potenza di corto-circuito, riserva e bilanciamento.

Le procedure concorsuali, che potranno essere condotte in base a quanto previsto dall’articolo 18 del decreto legislativo n. 210/2021, consentiranno di contrattualizzare la nuova capacità di accumulo necessaria a realizzare gli obiettivi definiti in ambito europeo e a garantire nuove risorse per la sicurezza e l’adeguatezza del sistema elettrico.

Dei sani strumenti di regolazione tariffaria delle infrastrutture di rete che garantiscano la finanziabilità degli investimenti necessari

Gli sviluppi infrastrutturali rivestono un ruolo fondamentale nel processo di transizione energetica e di integrazione delle fonti rinnovabili; necessitano però di un framework regolatorio tale da fornire gli strumenti e gli stimoli necessari ad assicurare uno sviluppo infrastrutturale in grado di garantire sia la finanziabilità degli investimenti sia il costante allineamento degli interessi dei soggetti regolati con quelli del sistema e dei consumatori.
A tal proposito, la nuova regolazione per obiettivi di spesa e di servizio (ROSS) in corso di definizione da parte di ARERA (Autorità di regolazione per energia reti e ambiente) potrebbe per esempio consentire di adeguare le attuali logiche di riconoscimento dei costi della trasmissione elettrica agli obiettivi di sostegno della transizione energetica.
È però fondamentale sviluppare un set di strumenti incentivanti output based nella prospettiva di assicurare una piena coerenza tra gli obiettivi di sistema da raggiungere e di garantire una maggior selettività e priorità negli investimenti in base all’utilità degli stessi e le conseguenti azioni delle imprese regolate.

Qual è il ruolo del TSO in tutto questo?

Il TSO (Transmission System Operator) è il soggetto responsabile delle attività di trasmissione di energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione. In Italia tale compito è affidato a Terna Spa, che ha quindi un ruolo centrale nel sistema elettrico italiano in quanto garantisce il suo corretto funzionamento a tutti: dagli operatori energetici alle imprese e alle famiglie.
La sua attività principale è il dispacciamento, ovvero il mantenimento del bilanciamento dei flussi di elettricità sulla rete del Paese, istante dopo istante, in modo da assicurare l’equilibrio costante fra offerta e domanda.
Arrivano quindi in primis al nostro TSO Terna le “patate bollenti” di cui sopra, che necessitano di soluzioni efficaci ed efficienti.

Il piano di sviluppo di terna

Va da sé che per stare al passo con l’evoluzione del sistema energetico, il TSO Terna deve quindi investire.
Per quanto motivo, periodicamente Terna realizza un Piano di Sviluppo in cui:

• descrive gli obiettivi e i criteri in cui si articola il processo di pianificazione della rete elettrica di trasmissione nazionale, nel contesto nazionale ed europeo;
• definisce le priorità di intervento e i risultati attesi dopo le analisi effettuate negli scenari energetici di riferimento e con l’attuazione del piano stesso; e
• riporta tutti gli interventi che Terna dovrà realizzare per garantire l’efficienza e resilienza della rete, la sicurezza dell’approvvigionamento e del servizio, e l’integrazione della produzione da fonti rinnovabili e che rappresentano uno dei fattori abilitanti della transizione ecologica.

La redazione del piano è basata sulla costruzione di vari scenari con diversi orizzonti temporali (il piano più recente li ha costruiti al 2030 e al 2040): è infatti fondamentale tenere conto di tutti i vincoli esistenti per poi fare leva prioritariamente su soluzioni che siano mature e realizzabili su scala industriale nei pochi anni che ci separano dal target.
Considerando uno scenario basato sul Fit-For-55, esso traguarda gli obiettivi europei di riduzione delle emissioni comunitarie del 55% grazie a una spinta verso l’elettrificazione e un incremento sostanzioso delle fonti rinnovabili. In particolare, si sviluppano sia le fonti rinnovabili elettriche che in questo scenario arrivano a coprire più del 65% del fabbisogno nazionale, sia i gas verdi che grazie alla produzione di biometano e al contributo dell’idrogeno verde arrivano a coprire circa l’11% della domanda di gas dello scenario. È inoltre previsto già al 2030 l’utilizzo di tecnologie di Carbon Capture, Utilization & Storage (CCUS) per iniziare il percorso di progressiva decarbonizzazione dei settori “hard to abate” con la cattura delle emissioni di processo e di combustione, quando necessario.
Questo perché le tecnologie pienamente mature alla base dello scenario sono le fonti rinnovabili (sole e vento), gli accumuli (pompaggi e batterie), le infrastrutture di rete e le tecnologie digitali che consentono di massimizzare il valore estraibile dagli asset fisici, oltre alle tecnologie efficienti per gli usi finali che si basano sul vettore elettrico (auto elettriche, pompe di calore, sistemi di cottura ad induzione).
Per raggiungere i target 2030 è quindi necessario prevedere lo sviluppo di fonti rinnovabili per coprire una quota del fabbisogno pari a 120-125 TWh, equivalente a un aumento di circa 70 GW di nuova capacità da fonti rinnovabili (rispetto a fine 2019).
Per dare un’idea ai lettori della rilevanza di tutto questo, basti pensare che il piano di sviluppo del 2023 ha un valore complessivo, sul decennio 2023-2032, di circa 21 miliardi; se poi si considerano gli investimenti complessivi per queste infrastrutture strategiche sull’intera vita delle opere, che va un po’ oltre l’orizzonte decennale, il valore sale a oltre 30 miliardi.
Alla base del Piano di Sviluppo della Rete di trasmissione nazionale vi sono:

1. l’incremento della capacità di scambio tra zone di mercato attraverso lo sviluppo di infrastrutture abilitanti e innovative;
2. la valorizzazione di sinergie infrastrutturali con interventi strategici per il Paese già pianificati, come il Tyrrhenian Link e l’Adriatic Link, e utilizzo di infrastrutture esistenti e siti dismessi per integrare la rete, riducendo allo stesso tempo l’impatto ambientale;
3. l’integrazione della capacità rinnovabile attesa attraverso la pianificazione e l’identificazione di opere di rete urgenti per raggiungere i target europei al 2030; e
4. l’incremento della resilienza della rete con un approccio prospettico per misurare il rischio della rete in caso di eventi meteorologici estremi.

Hypergrid

Un capitolo a sé va concesso alla principale novità introdotta dal Piano di Sviluppo 2023 di Terna Spa: la rete Hypergrid. Essa sfrutterà le tecnologie della trasmissione dell’energia in corrente continua per traguardare gli obiettivi di transizione e sicurezza energetica. In aggiunta agli interventi di sviluppo già previsti (come il Tyrrhenian Link e l’Adriatic Link) Terna ha infatti pianificato cinque nuove dorsali elettriche funzionali all’integrazione di capacità rinnovabile per un valore complessivo di circa 11 miliardi di euro.
Andando a vedere nel dettaglio il progetto, verrà realizzata un’imponente operazione di ammodernamento di elettrodotti già esistenti sulle dorsali Est e Ovest del Paese, fino alle regioni del Sud e le isole, accompagnata da nuovi collegamenti sottomarini a 500 kV. In questo modo aumenteranno le prestazioni di queste linee, riducendo al minimo il loro impatto ambientale, e trasferendo sempre più potenza generata da rinnovabili nel Sud Italia verso le zone di maggiore carico (del Nord Italia). Hypergrid renderà infatti possibile raddoppiare la capacità di scambio tra zone di mercato, passando dagli attuali 16 GW a oltre 30 GW. In aggiunta, lo sviluppo delle dorsali in corrente continua consentirà di minimizzare il consumo di suolo e l’impatto sul territorio.

Gli effetti sull’economia

È infine interessante sottolineare che questi investimenti sono un’opportunità per il nostro Paese.
Il Politecnico di Milano ha analizzato le ricadute economiche e occupazionali degli investimenti previsti da Terna, e la conclusione è che, per ogni euro speso nella realizzazione e gestione di asset, si generano tra i 2 e 3 euro di impatto sul prodotto interno lordo (PIL).
Ulteriori studi condotti da Confindustria confermano che gli investimenti nelle rinnovabili hanno un effetto moltiplicatore simile in termini di PIL e impatti positivi sull’occupazione: la stima è che per 100 mld € di investimenti in infrastrutture energetiche si creino circa ~140.000 Unità Lavorative per Anno.
Considerando che i costi totali di investimenti in rinnovabili, accumuli e infrastrutture di rete, necessari per traguardare i target al 2030 possono essere stimati in almeno 150-180 Miliardi di euro, l’impatto positivo sul PIL italiano può essere quindi quantificato in almeno 500 mld € e le ricadute occupazionali dell’ordine delle 200.000 unità.
Insomma, se visto dalla giusta prospettiva tutto questo trasforma oneri e problemi in onori e opportunità!