Un articolo di QualEnergia.it illustra i benefici delle rinnovabili per l’Italia, rispetto al sistema elettrico europeo

Crescita rilevante delle fonti rinnovabili, domanda stagnante e minori interruzioni pianificate degli impianti sono le principali “forze” che hanno migliorato le prospettive per l’adeguatezza del sistema elettrico europeo per l’inverno 2023-2024, rispetto al 2022-2023, con una minore dipendenza dalla generazione a gas.

In particolare, in Italia il rischio di adeguatezza è stimato nei livelli standard e si ritiene improbabile il verificarsi di una situazione critica.

A garantire una maggiore sicurezza complessiva a livello europeo c’è anche il forte riempimento degli stoccaggi gas (quasi al 100% della loro capacità), mentre il volume critico di gas (CGV: Critical Gas Volume, quello necessario ad assicurare l’adeguatezza del sistema energetico), è diminuito di circa il 10% rispetto allo scorso inverno.

Il CGV diminuirebbe di un ulteriore 10% se fossero adottate le misure di risparmio energetico, in linea con gli obiettivi fissati dal regolamento Ue 2022/1854 per la stagione invernale 2022–2023.

Permangono rischi limitati per la fornitura di energia elettrica in aree più isolate e meno interconnesse, tra cui Irlanda, Irlanda del Nord, Malta e Cipro.

Lo riporta Entso-E, l’associazione che riunisce 39 operatori di trasmissione elettrica in Europa, nel Winter Outlook 2023-2024 (link in basso).

Anche la Finlandia, si legge poi nel documento, potrebbe trovarsi ad affrontare alcuni rischi in caso di condizioni operative eccezionalmente avverse, combinate con clima freddo e interruzioni non pianificate delle centrali.

Rischi regionali sono individuati anche in Francia, Belgio e Gran Bretagna; tutti i rischi identificati per la prossima stagione invernale sono guidati dalle condizioni meteorologiche, si precisa.

Per quanto riguarda l’Italia, scrive Entso-E, si prevede che le importazioni dai paesi vicini saranno necessarie per ripristinare margini di adeguatezza e coprire i consumi nelle ore critiche (+2,1 GW), ma con necessità inferiori rispetto agli inverni precedenti.

I principali driver di questo miglioramento, prosegue il rapporto, sono un aumento della produzione idroelettrica prevista, un incremento della capacità termica disponibile e una diminuzione della domanda elettrica, rispetto agli inverni passati.

Le analisi “stimano che il rischio di adeguatezza sia entro livelli standard” e che “situazioni critiche potrebbero verificarsi nel caso improbabile di una domanda elevata dovuta a ondate di freddo, a basse importazioni dai paesi vicini o se il tasso di interruzioni non pianificate delle unità di produzione sia superiore ai valori tipici”.

Inoltre, si spiega, “il miglioramento dei processi di coordinamento regionale (compresa la valutazione settimanale dell’adeguatezza regionale) supporterà la definizione di procedure adeguate ed efficienti contromisure nel caso in cui si rilevi il rischio di incorrere in situazioni critiche nel breve termine”.

Si prevede, infine, che le settimane peggiori per una regolamentazione al ribasso, dovuta a un eccesso di produzione elettrica, saranno l’ultima settimana di dicembre e la prima di gennaio, caratterizzate da numerosi giorni festivi.

Per garantire la sicurezza del sistema, Terna potrebbe quindi adottare un maggiore coordinamento con i TSO vicini e azioni correttive specifiche, come la riduzione della generazione non flessibile. Ulteriori azioni speciali, come l’applicazione di vincoli di allocazione a capacità di trasmissione, potrebbero essere pianificate in collaborazione con i TSO vicini.