Si fa presto a dire “aggiungiamo 60 GW di rinnovabili in 3 anni e potremo sostituire oltre 90 TWh di energia elettrica oggi prodotta a gas, risparmiando circa 20 miliardi di metri cubi”.

Anche a prescindere dalla reale possibilità di autorizzare nuove istallazioni di eolico e fotovoltaico per complessivi 60 GW, con procedure straordinarie, in tempi brevissimi, “entro fine giugno di quest’anno” come è stato proposto in una audizione alla Camera dei Deputati del 14 marzo scorso, vorremmo qui approfondire un altro aspetto: quanta dell’energia teoricamente generata verrebbe effettivamente utilizzata dai carichi, tenendo conto della sua variabilità?

La questione cruciale è sempre la stessa: le fonti rinnovabili variabili generano potenza elettrica in modo non controllato, con profili orari che dipendono da fattori naturali, profili dei quali sono per fortuna disponibili ampi database, sia per la generazione fotovoltaica che per quella eolica.

Del resto, conosciamo bene anche il profilo orario della domanda, che con buona approssimazione, visto il brevissimo orizzonte temporale della proposta, si può assumere invariabile da qui al 2024. Infine, conosciamo molto bene i limiti di portata delle linee di trasmissione in alta tensione che collegano le varie aree del Paese, convenzionalmente suddivise da Terna in “zone”.

Dato il profilo della domanda e la portata delle linee di alta tensione, simuliamo l’impatto di 60 GW aggiuntivi di capacità rinnovabile variabile

Allora è possibile eseguire una simulazione oraria del sistema elettrico, adottando un modello semplificato, in cui ogni zona è modellata come una lastra di rame e le varie zone sono interconnesse con linee di trasmissione delle quali si può fissare la portata massima effettiva. Ogni zona risulta quindi rappresentata come un singolo nodo al quale sono collegati tutti i carichi di zona, con il loro profilo orario, e tutti i generatori di zona, anch’essi con il loro profilo orario, che può essere o predeterminato, per quelli così detti must-run (idroelettrico ad acqua fluente, geotermico, biomasse ed RSU) e per gli impianti eolici e fotovoltaici.

Per i generatori modulabili (idroelettrico a bacino e impianti termoelettrici) il profilo necessario è invece individuato dal codice di calcolo, in modo da soddisfare ora per ora la domanda. Il codice di calcolo è anche in grado di determinare la quantità di batterie da aggiungere eventualmente agli impianti idroelettrici a pompaggio, per accumulare l’energia elettrica generata in eccesso in alcune ore, da riutilizzare qualche ora più tardi.

Come pure la portata che le linee di trasmissione dovrebbero avere affinché tutta l’energia elettrica disponibile ogni ora venga tutta utilizzata dai carichi, anche in zone diverse da quella di generazione e/o accumulo. Per le ipotesi semplificative adottate, la rete di distribuzione non è invece oggetto di analisi.

E veniamo alla proposta in esame. Intanto, come illustrato nella citata audizione, i 60 GW dovrebbero essere la somma di 48 GW di nuova capacità fotovoltaica e 12 GW tra eolico, idroelettrico, biomassa. Nella simulazione qui riportata abbiamo assunto che i 12 GW siano tutti eolici, ritenendo assai improbabili significativi aumenti di capacità idroelettrica e a biomassa, nei prossimi 3 anni.

I 180 GW “per i quali è stato già avviato l’iter autorizzativo” si trovano praticamente tutti nelle zone Sud, Sicilia e Sardegna

Inoltre, indicando i 60 GW di nuova capacità, i proponenti fanno riferimento ad impianti “per i quali è stato già avviato l’iter autorizzativo”, che tutti insieme ammontano a circa 180 GW. Come noto, questi impianti, si trovano praticamente tutti nelle zone SUD, Sicilia e Sardegna, ed in misura minima altrove. Abbiamo perciò simulato il caso in cui tutti i 60 GW siano effettivamente istallati nelle 3 zone citate. Per gli impianti eolici abbiamo utilizzato i profili di generazione effettivamente registrati da quelli onshore oggi istallati nelle 3 zone e per quelli fotovoltaici (ipotizzati per metà a terra e per metà su tetti industriali) i profili registrati, “corretti” in modo da simulare inclinazione ideale per tutti gli impianti.

Con queste ipotesi i 60 GW sarebbero in grado di generare in un anno 98 TWh di energia elettrica che in teoria potrebbe sostituire altrettanta elettricità generata a gas, facendo risparmiare circa 22 miliardi di metri cubi. Solo in teoria, però. Infatti, per far arrivare ai carichi tutti i 98 TWh, che si aggiungerebbero agli altri 44 fotovoltaici ed eolici, anch’essi intermittenti, già oggi generati in Italia, occorrerebbe disporre di adeguata capacità di accumulo e di sufficiente portata utile delle linee di trasmissione. Per chiarire questi aspetti, abbiamo simulato 2 scenari, ciascuno con 4 varianti.

Scenario1 a portata delle interconnessioni invariata

In questo scenario, abbiamo assunto che le portate utili delle interconnessioni SUD-CSUD, CSUD-Sardegna, SUD-Sicilia rimangano invariate. Ipotesi questa da ritenersi come la più realistica, visto l’orizzonte temporale molto ridotto della proposta. In questo caso la simulazione mostra che, senza batterie, ben 44 TWh di energia elettrica, ovvero il 45% del totale generato dai 60 GW istallati, non verrebbe utilizzato, a causa della sovrapproduzione in molte ore dell’anno e della congestione delle linee di trasmissione.

Senza adeguamento delle reti e senza batterie, il 45% dell’elettricità generata dai 60GW verrebbe sprecato

Se invece, oltre agli impianti di generazione, nelle stesse zone venissero istallate anche batterie per 80 GWh, l’energia elettrica inutilizzata si ridurrebbe a 20 TWh; se le batterie avessero capacità di 160 GWh, solo 10 TWh di energia elettrica sarebbero inutilizzabili; che si ridurrebbero a 8 TWh se ne fossero istallate per 240 GWh.

Val la pena di ricordare che oggi 240 GWh di batterie per accumulo stazionario costerebbero circa 70 miliardi di €; infatti nelle ultime aste capacità, ne sono state ammesse solo per 4,4 GWh.

È evidente, perciò, che la variante più realistica di questo scenario è quella senza batterie (ovvero con una capacità simbolica, che non abbiamo neppure simulato) cui corrisponde il mancato utilizzo del 45% dell’energia elettrica generata dalla capacità rinnovabile addizionale.

Scenario2 a portata delle interconnessioni aumentata quanto servirebbe

Questo scenario è di quelli classificabili come speculativi: esso risponde alla domanda “di quanto dovrebbe essere aumentata la portata utile delle interconnessioni tra le varie zone per eliminare ogni congestione?”.

Come lo Scenario1, anche questo è declinato in 4 varianti: senza batterie e con batterie per 80, 160 e 260 GWh. In assenza di batterie, pur aumentando le portate utili di un fattore da 2 a 6 a seconda dell’interconnessione, 8,8 TWh di energia elettrica rimangono ancora inutilizzabili, essendo insufficiente l’accumulo in impianti idroelettrici a pompaggio. La quantità di energia elettrica inutilizzabile cala via via che aumenta la capacità delle batterie.

Per utilizzare per intero i 98 TWh, maggiorare la portata utile delle interconnessioni e istallare 260 GWh di batterie (70 mld €)

Per utilizzare per intero i 98 TWh di energia elettrica generati dai 60 GW di nuova capacità, istallati nelle zone SUD, Sicilia e Sardegna, come da procedure autorizzative avviate, non solo occorrerebbe maggiorare la portata utile delle interconnessioni (la figura riporta la curva di durata della portata necessaria, espressa in valore relativo a quella utile attuale), ma anche istallare 260 GWh di batterie. Una soluzione in tutta evidenza non proponibile.

Curva di durata della portata utile (in valore relativo rispetto a quella attuale) delle diverse interconnessioni necessaria ad evitare congestioni, nel caso in cui siano anche istallate batterie per 240 GWh.

I problemi: congestioni di rete (non risolvibili in 3 anni) e accumuli estremamente onerosi

Istallare 60 GW di nuova capacità rinnovabile in 3 anni, invece che entro il 2030 (quando per la verità i nuovi GW dovrebbero essere almeno 70) non presenta solo importanti criticità di natura autorizzativa, che si vorrebbero mitigare puntando su impianti “per i quali le procedure già sono state avviate”, ma creerebbe congestioni sulla rete di trasmissione, non risolvibili affatto in tre anni, e solo in parte risolvibili in un tempo più lungo e in ogni caso comporterebbe costi aggiuntivi assai ingenti.

Si conferma ancora una volta l’importanza di accurate analisi di scenario per la individuazione del mix elettrico ottimale per il nostro Paese e la definizione dei tempi di attuazione.

*Giuseppe Zollino è Professore di Tecnica ed Economia dell’Energia, Dipartimento di Ingegneria Industriale dell’Università di Padova.
*Marco Agostini e Umberto Giuliani sono studenti di dottorato presso l’Università degli Studi di Padova.