Secondo lo studio di Accenture “Flessibilità: Un’opportunità per la transizione energetica”, presentato in occasione del “XIX Workshop Annuale sulle Utility organizzato da Agici e Accenture”, nei prossimi anni il sistema elettrico italiano dovrà affrontare una profonda trasformazione. 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.
In particolare, il periodo più critico potrebbe essere quello invernale, sia a causa della ridotta produzione di energia fotovoltaica, sia per il maggior utilizzo dei dispositivi di riscaldamento; le ore 18:00 dei giorni feriali rappresentano l’orario di maggiore stress della rete, in corrispondenza di un maggior numero di veicoli elettrici messi in carica.
“In pochi anni 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” ha dichiarato Pierfederico Pelotti, Responsabile Utilities di Accenture in Italia.” Questo scenario 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 (ad esempio. Accumulatori, Demand Response, Power to X, ecc..)”.
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 l’Italia 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”, che affianca, all’aumento di domanda dello scenario “High Inertia”, una crescita sostanziale degli impianti rinnovabili, come da Strategia Energetica Nazionale
- Scenario “Energy Intensive”, che 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”, che 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 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.
È importante 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.