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Perché l’Italia rischia un black-out energetico entro il 2030. Report Accenture

Il sistema elettrico italiano dovrà affrontare una profonda trasformazione o il Paese andrà incontro a persistenti black-out. Ecco perché. Tutti i dettagli del paper di Accenture “Flessibilità: Un’opportunità per la transizione energetica”

I rischi paventati nell’imminente futuro dagli esperti di vari settori, riguardanti lo scioglimento dei ghiacciai o la sovrappopolazione delle aree più povere del pianeta, sembrano molto spesso descrivere scenari di fantascienza impalpabili e allarmistici. Eppure, c’è uno studio che meriterebbe di essere preso con la dovuta serietà non solo perché decisamente concreto, ma anche perché riguarda proprio il nostro Paese. È il paper di Accenture “Flessibilità: Un’opportunità per la transizione energetica”, presentato in occasione del “XIX Workshop Annuale sulle Utility organizzato da Agici e Accenture”, secondo cui, nei prossimi anni, il sistema elettrico italiano dovrà affrontare una profonda trasformazione o il Paese andrà incontro a persistenti black-out anche fino a 1700 ore all’anno (pari al 19% delle ore totali).

L’ALLARME DI ACCENTURE

“In pochi anni – ha spiegato Pierfederico Pelotti, Responsabile Utilities di Accenture in Italia – il sistema elettrico italiano sarà messo sotto stress e, senza cambiamenti radicali, nel 2030 la domanda elettrica potrebbe non essere soddisfatta: il rischio è che si creino dei picchi di domanda che in alcune ore potrà essere significativamente superiore alla capacità installata – fino a 1700h/anno, pari al 19% del totale – con un gap da 6 fino a 16 GW”. “Questo scenario – ha aggiunto – rappresenta, però, anche una grande opportunità per il sistema Italia: se si riuscirà ad attuare una programmazione che coinvolga l’intero ecosistema in gioco, la capacità energetica extra potrà essere ricavata dall’utilizzo di un mix di fonti di flessibilità (per esempio: Accumulatori, Demand Response, Power to X, ecc..)”. (leggi anche: Dove andranno le politiche energetiche?)

COME AMMODERNARE LA RETE ELETTRICA ITALIANA

Nel medesimo studio viene spiegato che le infrastrutture esistenti dovranno evolversi in considerazione di due fattori principali: l’aumento dei consumi (dovuto soprattutto alla diffusione della mobilità elettrica e delle pompe di calore) e il maggiore impiego delle fonti rinnovabili non programmabili che, quindi, non possono variare la loro produzione in base alla richiesta di energia. Inoltre, anche il calo della capacità termica in esercizio, ad esempio per il potenziale “phase-out” del carbone, avrà un impatto negativo sull’intero sistema (leggi anche: Cosa prevede l’accordo di Eni e Anaci).

In particolare, nonostante l’eventuale apporto del surriscaldamento globale, il periodo più critico continuerà a essere quello invernale, sia a causa della ridotta produzione di energia fotovoltaica, sia per il maggior utilizzo dei dispositivi di riscaldamento. Una concomitanza di cause che faranno sì che le ore 18:00 dei giorni feriali continueranno a rappresentare l’orario di maggiore stress della rete, orario che nel prossimo futuro coinciderà inoltre con quello di messa in carica di un numero sempre crescente di veicoli elettrici (leggi anche: Perché Trump preme su Opec e Fed). Anche estati particolarmente afose, però, potrebbero infierire su di un sistema datato e troppo ancorato all’energia importata dall’estero.

I 4 SCENARI ELABORATI DA ACCENTURE

Per simulare l’evoluzione del mercato elettrico al 2030, Accenture ha personalizzato per l’Italia un modello proprietario, che simula prelievi e immissioni orarie nel sistema elettrico, con l’obiettivo di definire il livello di flessibilità necessario a mantenere il sistema stabile. In particolare, il modello considera la domanda oraria dei prossimi anni e la produzione – sia da fonti rinnovabili che da fonti tradizionali – per identificare eventuali gap in termini di surplus di energia e/o mancanza di capacità.

Per il nostro Paese sono stati considerati quattro scenari che combinano diversi livelli di domanda di energia elettrica (alto e basso) e di diffusione delle fonti rinnovabili (alto e basso). In tutti gli scenari, è stato considerato il phase out del carbone a partire dal 2025.

I 4 scenari:

  • Scenario “High Inertia”: uno scenario inerziale che include una moderata crescita degli impianti rinnovabili e un aumento di auto elettriche (4,2mln al 2030) e pompe di calore
  • Scenario “Renewable”: affianca, all’aumento di domanda dello scenario “High Inertia”, una crescita sostanziale degli impianti rinnovabili, come da Strategia Energetica Nazionale
  • Scenario “Energy Intensive”: affianca, alla moderata crescita degli impianti rinnovabili dello scenario “High Inertia”, una crescita sostanziale delle auto elettriche (6,5mln al 2030) e un leggero aumento dei consumi dovuto all’aumento del GDP (CAGR: 0,98%)
  • Scenario “Greenest”: include una crescita sostanziale degli impianti rinnovabili, come da Strategia Energetica Nazionale, una crescita sostanziale delle auto elettriche (6,5mln al 2030) e un leggero aumento dei consumi dovuto all’aumento del GDP (CAGR: 0,98%).

LE FONTI DI FLESSIBILITA’

È importante – viene sottolineato nello studio di Accenture – pianificare la transizione energetica a livello di sistema, in base alle peculiarità della struttura energetica italiano, come l’elevata dipendenza energetica; gli sbilanciamenti e le congestioni di rete tra le varie aree geografiche; la presenza di una capillare rete gas che può essere adoperata come sistema di accumulo. Questo cambiamento, inoltre, richiederà lo sviluppo di nuove capabilities, l’implementazione di tecnologie all’avanguardia e la creazione di diversi modelli di business, che avranno un forte impatto sull’intero ecosistema energetico: a partire dagli operatori di rete fino alle società di vendita e ai regolatori.

Le principali fonti di flessibilità possono essere:

  • l’impiego di batterie di accumulo e l’utilizzo di servizi di demand response, una modalità che permette ai “consumatori” di energia – sia commerciali che industriali – di variare il proprio utilizzo energetico in risposta ai segnali di mercato, con l’obiettivo di modulare i picchi di offerta o domanda e favorire una maggiore flessibilità e stabilità della rete. Si tratta di soluzioni ottimali di medio/lungo periodo, in coerenza con gli obiettivi di sistema, sebbene nel breve presentino criticità di utilizzo principalmente dovute all’attuale costo di investimento per le batterie e alle difficoltà legate all’accessibilità e all’organizzazione del sistema per il demand response;
  • la possibilità di sfruttare sinergie con la rete gas tramite Power to X (ad esempio la produzione di idrogeno e/o metano sintetico a partire da fonti energetiche rinnovabili), che rappresenta una soluzione innovativa in rapida evoluzione e adatta al contesto italiano, sebbene ad oggi non sia ancora efficiente;
  • L’utilizzo di pompaggi presenta un significativo valore nel breve/ medio periodo. La costruzione di nuovi bacini, tuttavia, dovrà affrontare l’opposizione «nimby (not in my backyard)» che attualmente tutte le infrastrutture stanno incontrando; è difficile, quindi, ipotizzare significativi risparmi di costo nel medio periodo;
  • L’impiego degli impianti a gas esistenti, invece, può fungere da complemento alle nuove fonti di flessibilità.

 

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