necessario un cambio di passo

L’energia rinnovabile, da sola, non è più sufficiente a garantire la transizione ecologica. All’aumentare del carico elettrico e della variabilità delle fonti non programmabili, cresce la necessità di una nuova gestione delle reti. La sfida è al centro del Technology Watch, lanciato oggi da Elettricità Futura in collaborazione con il CESI.

Con il passaggio dalla terza alla quarta fase del percorso verso il Net-Zero, la sostenibilità del sistema elettrico non dipende più soltanto dalla capacità di generazione pulita, ma dalla disponibilità di nuovi strumenti in grado gestire la flessibilità della domanda in un mercato coerente e competitivo. Sono elementi nuovi che impongono un cambio di passo nella pianificazione del sistema. L’obiettivo resta lo sviluppo di una rete sicura e resiliente, senza la quale diventa impossibile parlare di decarbonizzazione.

In un contesto simile, la domanda deve compiere compie un salto di qualità, cessando di essere un elemento di efficientamento interno per configurarsi come una variante aggiuntiva del mercato. In pratica, una commodity strategica.

La ricetta si articola su quattro pilastri fondamentali:

• Ottimizzazione e rimodulazione dei profili di prelievo.
• Valorizzazione economica della flessibilità sui mercati elettrici e del dispacciamento.
• Adozione di algoritmi predittivi e accumuli efficienti.
• Aggiornamento delle regole di mercato per abilitare i consumatori attivi.

“La transizione energetica ha varie fasi, lo abbiamo visto nei negli ultimi report dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, ne ha sei di fatto e in Italia siamo un po’ alla metà del cammino. Siamo nella fase avanzata della fase tre che è una fase in cui le rinnovabili iniziano a farsi sentire e il sistema elettrico inizia a essere proprio guidato dalle rinnovabili, quindi non deve più solo assorbirle, ma cambia in maniera radicale per poter passare alle prossime fasi”, commenta in apertura Nicola Melchiotti, di Elettricità Futura.

Come sottolineato durante l’incontro, l’Italia ha raggiunto un punto di svolta lungo la strada della transizione energetica, e si pone a metà del cammino tracciato dai modelli della IEA. Dei sei stadi che scandiscono il percorso verso il Net-Zero, l’Italia si trova nella fase avanzata della terza tappa: un momento di rottura in cui le fonti rinnovabili cessano di essere una componente marginale del mix per diventare motore trainante.

Da questo punto di vista, è imperativo ripensare l’intera pianificazione delle reti elettriche per rispondere alle sfide poste dalla flessibilità della domanda, da percepire come opportunità e leva strategica ai fini della competitività.

Se le prime fasi si sono concentrate sul progressivo assorbimento della nuova capacità di generazione green, il passaggio alla quarta fase richiederà la gestione di massicci surplus di produzione da fonti non programmabili.

“Per verificare la sicurezza, per garantire cioè che i risultati di mercato siano compliant con i vincoli di rete, ci sono delle analisi che hanno un ordine temporale dell’ora, vengono rifatte ogni ora. Ma se passiamo alla gestione in tempo reale della rete, la dinamica ormai si spinge ad avere analisi ogni cinque minuti: vengono fatte analisi preventive per capire se la rete è in sicurezza”, ha commentato Massimo Salvetti, CESI, durante la sua presentazione.

L’Italia sperimenta una mutazione nei ritmi delle reti. Con l’avvicinarsi al 2030, su un fabbisogno stimato di circa 367 TWh, ben 227 TWh saranno coperti da rinnovabili. La non perfetta sovrapposizione oraria genera un disallineamento: i modelli statistici prevedono circa 1.000 ore all’anno in cui la produzione rinnovabile eccederà la domanda assorbibile, esponendo il sistema al rischio di tagli forzati.

Se gli accumuli di grande taglia assorbiranno tra il 70% e l’80% di questa sovrapproduzione, la restante stabilità si giocherà sulla reattività della domanda flessibile. Per verificare la stabilità dei flussi, i sistemi di controllo devono abbandonare la vecchia programmazione oraria. E le analisi predittive devono essere elaborate con cadenze serrate, anche di cinque minuti. Un’accelerazione digitale che espone però il sistema a una crescente complessità informatica, con correlati rischi di cybersecurity.

Se si guarda all’evoluzione dell’industria italiana verso il 2050, emerge una metamorfosi dei vettori energetici, dove l’elettrificazione stessa si trasforma in pilastro del sistema produttivo. Come ricordato nella presentazione del CESI, i dati dello studio congiunto TERNA-SNAM (Prospetto di Sviluppo del Sistema Energetico nel Settore Industriale al 2050) mettono in luce una contraddizione: a fronte di consumi complessivi stabili o in leggera diminuzione (somma di gas, petrolio, carbone, elettricità ecc. da 14,7 Mtep del 2022 a una forbice di 13-15 Mtep a metà secolo), il vettore elettrico, da solo, registrerà una crescita netta del 15%, fino a raggiungere 5,2 – 6,1 Mtep.

La torta intera si rimpicciolisce per l’efficientamento dei macchinari, ma la ‘fetta’ di settore vede una riduzione dei fossili e una parallela crescita della quota elettrica nei consumi industriali. L’asse della sicurezza energetica si sposta dalla stabilità della molecola alla reattività dell’elettrone, lungo quelle che il CESI definisce le “autostrade dei consumi”.

Questo nuovo assetto si scontra però con un vincolo fisiologico: l’industria pesante richiede continuità di potenza; la generazione rinnovabile è per antonomasia caratterizzata dalla variabilità atmosferica. In questo preciso spartiacque, la flessibilità dei consumi emerge come una risorsa essenziale, dotata di un proprio valore economico e regolatorio, indispensabile per garantire l’adeguatezza e la competitività del sistema-paese.

Il vecchio paradigma poggiava su una rigida sequenzialità a comparti separati e flussi unidirezionali. La catena del valore era discendente: la generazione produceva, la trasmissione trasportava l’alta tensione, la distribuzione la consegnava sul territorio, e i consumatori finali – industriali o domestici – si limitavano a un assorbimento passivo. Un’ingegneria lineare concepita per un mondo a domanda rigida e offerta programmabile.

Oggi, quell’ordine si scardina e il sistema verticale lascia il posto a un ecosistema integrato e attivo, una rete dove i confini tra chi produce e chi consuma si sbiadiscono. La pianificazione non può più essere centralizzata e top-down, poiché ogni singolo nodo della rete assume un ruolo dinamico e bidirezionale. Il flusso si evolve in una responsabilità condivisa: la rete può offrire una linea di ricavo economico a quelle imprese capaci di modulare i propri picchi energetici attraverso un ecosistema interconnesso.

L’energia avrà dunque una nuova mappa, dove la sicurezza e l’efficienza del sistema dipendono dallo scambio continuo di dati e segnali in tempo reale tra una pluralità di attori integrati:

• Generazione e trasmissione. Le fonti rinnovabili e il termoelettrico flessibile si integrano con sistemi di accumulo di grande taglia, mentre la trasmissione evolve verso la gestione predittiva delle congestioni e delle interconnessioni transfrontaliere.
• Distribuzione attiva. Le reti locali abbandonano la passività per trasformarsi in infrastrutture intelligenti dotate di automazione avanzata, monitoraggio locale e gestione dinamica delle tensioni.
• Prosumer e comunità energetiche. Piccoli e medi soggetti non si limitano a prelevare energia, ma producono, consumano, scambiano e iniettano flessibilità nel sistema, decentralizzando la resilienza della rete.
• Consumatori e risorse di flessibilità. L’industria e il terziario diventano soggetti reattivi che modulano e spostano i propri consumi. Una flessibilità diffusa da gestire tramite mercati e servizi integrati, alimentati da accumuli distribuiti, piattaforme di Demand Response, aggregatori e tecnologie Vehicle-to-Grid (V2G).
• Governance. La vera sfida è legata alla capacità di governare la sincronizzazione in tempo reale di milioni di impulsi bidirezionali. Tutto si gioca sull’efficienza di algoritmi predittivi e servizi ultrarapidi. Non si tratta più solo di programmare carichi futuri, ma di pianificare una complessa infrastruttura digitale di coordinamento collettivo.

“La flessibilità non è necessariamente un vincolo, anzi può diventare una vera e propria leva di competitività, sempre guardando la domanda, ma per renderla veramente tale occorre sviluppare adeguatamente sia le infrastrutture elettriche di cui abbiamo parlato, sia la digitalizzazione perché ci siano condizioni abilitanti chiare e stabili”, ha concluso l’incontro Guido Bortoni, presidente AEIT-Milano