COME ASSICURARE UNA MIGLIORE INTEGRAZIONE DELLA GENERAZIONE DA RINNOVABILI
E LA CAPACITÀ PER IL SISTEMA ITALIA DI TRARRE PROFITTO DALL’EVOLUZIONE DELLA RETE EUROPEA

di Roberto Calisti, Angelo L’Abbate, Gianluigi Migliavacca | RSE


Il forte sviluppo della generazione da fonti rinnovabili (FER) variabili non programmabili, previsto in Europa nei prossimi anni in accordo con gli obiettivi del 2020 e con la visione prospettica al 2050 della Commissione Europea, rende necessario un ripensamento dell’intero assetto della rete di trasmissione europea.
Infatti, la collocazione degli impianti di generazione FER in regioni periferiche lontane dalle dorsali delle reti di trasmissione e dai grandi centri di consumo elettrico potrebbe rendere indispensabile lo sviluppo di “autostrade energetiche” ad altissima tensione e, tipicamente, in corrente continua, per collegamenti transnazionali di lunga distanza. La valutazione delle priorità di investimento nel lungo termine è attualmente oggetto di un importante progetto di ricerca europeo (e-HIGHWAY2050) coordinato dal gestore di rete francese RTE e con forte partecipazione e interesse da parte di ENTSO-E.


Tale progetto elaborerà nei prossimi tre anni un Piano Modulare, evidenziando le direttrici principali per gli investimenti al 2050 sulla base di una nuova metodologia di analisi costi-benefici. La messa a punto di tale analisi, coordinata da RSE anche partendo dalle esperienze compiute nel progetto europeo REALISEGRID, mirerà ad includere una serie di importanti aspetti finora non sempre considerati in modo coerente, come quelli legati al ruolo delle nuove tecnologie a supporto della pianificazione di rete, quelli ambientali e legati all’accettazione delle nuove infrastrutture, quelli finanziari e di allocazione dei costi.


A livello italiano, alcune chiare tendenze emergono per i prossimi anni. In primis, la favorevole collocazione della Penisola rispetto alla radiazione solare sta già portando, anche grazie a un forte programma di incentivazione, a un rapido e notevole incremento di generazione fotovoltaica. Anche la generazione eolica è in costante aumento, con prospettive per un ulteriore sviluppo, sia onshore sui crinali appenninici, sia, potenzialmente, offshore al largo di Puglia, Sardegna e Sicilia. A causa di tutto ciò le direzioni dei flussi, che in passato erano prevalentemente da Nord verso Sud, stanno cambiando riorientandosi sempre più da Sud verso Nord.
A questo fenomeno si aggiungeranno, nel breve-medio periodo, gli scambi in importazione/esportazione con i Paesi balcanici (Montenegro in prima istanza) mentre nel lungo periodo sarebbero da tenere nel dovuto conto possibili importazioni dal Nord Africa lungo corridoi che si vanno delineando in studi correntemente svolti da Medgrid e dalla Desertec Industrial Initiative (DII).


Tutto ciò potrebbe dunque trasformare l’Italia in un hub energetico europeo, fatto che richiederà un particolare sviluppo della rete di trasporto nazionale (RTN), attualmente basato su due dorsali (quella tirrenica e quella adriatica), caratterizzate da note sezioni critiche. Con lo scopo di analizzare le ricadute sulla rete di trasmissione italiana dall’evoluzione del sistema nel prossimo futuro, RSE – attraverso l’applicazione di tools propri – ha recentemente svolto due studi di rete con orizzonte rispettivamente 2020 e 2030, per evidenziare criticità e suggerire possibili azioni di rinforzo di rete.
Nello studio al 2020 il sistema di rete nazionale, comprensivo delle interconnessioni transfrontaliere, è considerato “congelato” al 2017. Con ciò si intende rilevare che i rinforzi di rete già previsti o in costruzione nel medio termine (2017) sono portati in conto nel modello di rete analizzato. Tale studio tiene in conto un’ampia penetrazione di generazione da FER variabili: in particolare, si è considerata una capacità installata di generazione fotovoltaica pari a 30 GW.


In una situazione di prevalente importazione dai Paesi alpini e balcanici, un primo risultato importante è che i flussi netti di energia sono orientati sempre più dal Sud della Penisola verso la Sicilia e dal Sud verso il Nord del Paese, dove è concentrata maggiormente la domanda. Inoltre, le analisi effettuate sul modello hanno evidenziato criticità e debolezze del sistema in alcune porzioni di rete di trasmissione italiana. Tra queste, la congestione risultante sulla dorsale adriatica, in particolare sul medio-adriatico (linea aerea Fano-Candia a 380 kV), pone in risalto la necessità di rinforzare il sistema di trasmissione italiano in questo corridoio di rete.
Tre ipotesi di rinforzo del corridoio medio-adriatico sono state dunque selezionate e confrontate tra loro: nuova linea aerea Fano-Macerata-Teramo a 380 kV (opzione 1); raddoppio dell’attuale linea aerea Fano-Candia a 380 kV e nuova linea aerea Candia-Rosara-Teramo a 380 kV (opzione 2); rimpiazzo dei conduttori sull’attuale linea aerea Fano-Candia a 380 kV (reconductoring, R) e nuova linea in cavo sottomarino Candia-Villanova in corrente continua HVDC (opzione 3).


L’inclusione delle singole opzioni di rinforzo è stata in primis valutata rispetto al caso iniziale (caso base) in assenza di ulteriori espansioni di rete, in modo da poterne apprezzare gli effetti e i relativi benefici sul sistema complessivo. Questa analisi aveva l’obiettivo di quantificare nelle dovute ipotesi di scenario benefici quali:

► B1 – riduzione del costo totale di dispacciamento, inclusivo dell’effetto delle congestioni;
► B2 – riduzione delle perdite di rete;
► B3 – miglioramento dell’affidabilità del sistema;
► B4 – riduzione del distacco di produzione eolica;
► B5 – riduzione delle emissioni di CO₂.

Dal confronto tra le tre alternative di espansione del sistema, l’opzione 1 risulta la più vantaggiosa nelle ipotesi considerate. I benefici B1, B2 e B5 risultano in tutti i casi gli effetti più significativi nelle analisi effettuate. Va tuttavia aggiunto che il risultato del confronto è soggetto a variazioni, dipendendo fortemente dal prezzo marginale medio assunto per la remunerazione delle perdite di rete e per la mancata produzione eolica. Altri fattori altamente impattanti sui risultati dello studio in generale sono legati ai costi impostati per i combustibili fossili e al prezzo dell’elettricità assunta per i sistemi esteri confinanti con il sistema italiano. Si sono dunque effettuate varie analisi di sensitività su questi fattori.


Nello studio al 2030, si è tenuta in conto una ampia penetrazione di generazione da FER variabili: in particolare, si è considerata una capacità installata totale di generazione eolica e solare pari rispettivamente a 21 GW e 36 GW. In aggiunta, si sono assunte massicce importazioni di energia, anche da fonte solare, dal Nord Africa: uno degli scenari oggetto dell’indagine che prevede tre interconnessioni da 1.000 MW ognuna (Italia- Tunisia, Italia-Libia e Italia-Algeria) è stato studiato in dettaglio.


Va innanzitutto detto che nel 2030 si è considerato uno scenario di prevalente esportazione di elettricità dall’Italia verso i Paesi alpini e balcanici. In questa situazione, anche al 2030, così come visto nello studio al 2020, il trend dei flussi dalle zone di mercato Sud e Sardegna verso Centro-Sud, Centro-Nord e Nord è netto, a causa della ingente capacità installata di generazione da FER nella zona Sud, a cui si aggiungono i flussi di elettricità dal Nord Africa, che comportano un’esportazione notevole da Sicilia verso Sud. Le importazioni di energia dal Nord Africa risultano impattare in modo significativo su Sicilia (Tunisia, Libia) e Sardegna (Algeria) in termini di prezzi marginali e di flussi. Infatti, per la maggior parte delle ore dell’anno le interconnessioni con il Nord Africa sono quasi pienamente cariche; si può comunque rilevare che per poche ore la Sicilia è in condizione di esportare elettricità alla Tunisia e alla Libia.

Quest’analisi ha portato a concludere che diverse aree nel sistema italiano possono essere potenzialmente soggette a criticità. Queste porzioni critiche della rete sono localizzate soprattutto in Sardegna, nel Centro-Nord, nel Centro-Sud lungo le dorsali adriatica e tirrenica e fra il Sud e la Sicilia, così come al confine fra Centro-Sud e Sud. Quest’ultimo caso è stato analizzato specificatamente considerando l’effetto dell’utilizzo di cinque Phase Shifting Transformers (PST) interni, confrontando il caso senza PST e il caso completo con PST.
Questi dispositivi risultano impattare sulla ripartizione dei flussi (permettendo ad esempio un’esportazione maggiore dall’Italia verso il Montenegro e la Croazia e una riduzione nell’importazione dalla Svizzera, dall’Austria e dalla Slovenia) e sui prezzi medi marginali.

In generale, sia per il 2020 sia per il 2030, gli scenari di evoluzione del sistema italiano potrebbero impattare sulla trasmissione, comportando alcune criticità di rete a cui sarà necessario far fronte in tempo utile. Va infine detto che gli studi effettuati da RSE confermerebbero per il 2020 gli andamenti e i piani previsti da Terna nel suo Piano di Sviluppo. Ulteriori studi potrebbero essere utili in futuro per analizzare i diversi driver di evoluzione del sistema per il 2030 e oltre, anche in vista dello sviluppo delle “autostrade energetiche” in Europa e in Italia.