Rinnovabili e la minaccia di blackout

È necessario che si verifichino blackout di vasta portata o esser costretti a rallentare lo sviluppo delle rinnovabili intermittenti per decidere affrontare il problema della flessibilità del sistema e adottare soluzioni in grado di accrescerla? L’articolo di Dominique Finon su ENERGIA 4.22.

L’8 gennaio 2021, 200.000 abitazioni e siti industriali in tutta Europa sono rimasti senza elettricità. Il 9 agosto 2019 era stata la Gran Bretagna a subire un blackout regionale (1,1 milioni di consumatori). E poi California (agosto 2020), Texas (febbraio 2021) e più indietro Australia del Sud (settembre 2016). Cosa succede alle reti elettriche?

“Una tempesta perfetta sta abbattendosi sui sistemi elettrici di mezzo mondo con la previsione che si abbiano ripetuti blackout e impennate dei prezzi” scriveva il 30 maggio di quest’anno il nostro direttore Alberto Clò. “Eventi estremi, governance frammentate, mancati ammodernamenti delle reti a fronte della penetrazione delle rinnovabili sono tra le ragioni che rischiano di rendere l’elettricità inaffidabile in un mondo digitale che invece vi fa sempre più conto”.

Variabilità della produzione e rapidità delle variazioni: i due principali ordini di problemi delle rinnovabili intermittenti

Il tema non è nuovo. La transizione energetica che avanza (seppur a stento) lungo la duplice direttrice “penetrazione elettrica nei consumi finali” + “penetrazione rinnovabili della generazione elettrica” non può che richiedere un adeguamento delle reti elettriche, del design di mercato, della governance. In loro assenza, le cose, di questo passo, non possono che peggiorare.

Riprendiamo su ENERGIA 4.22 il tema della stretta relazione tra reti e rinnovabili intermittenti affrontato da ultimo su ENERGIA 2.21 con un trittico di articoli che ricostruiva la vicenda texana, inquadrava l’impatto dell’eolico offshore sulle reti elettriche, indicava le infrastrutture come priorità per il rilancio economico.

Lo facciamo a partire da un articolo in cui Dominique Finon (Centre National de la Recherche Scientifique) fa il punto del problema. Secondo Finon, l’instabilità del sistema e i ridotti margini di manovra, conseguenti alla chiusura di centrali con produzione controllabile e alla mancanza di flessibilità, possono determinare blackout di vasta portata. In particolare, quando la quota di produzione da rinnovabili intermittenti (solare ed eolico) supera il 30% e il sistema elettrico nazionale è strettamente integrato con quelli attigui.

Fare affidamento sul supporto dei sistemi elettrici altrui è ormai una prassi consolidata, ma che succede se tutti lo fanno senza un minimo di coordinamento?

Dopo aver contestualizzato gli incidenti in Europa (par. 1) e gli altri blackout nel mondo (par. 2), l’Autore prende in esame quelle che ritiene essere le future problematiche di sistema per l’Europa occidentale (par. 3).

“Sul medio termine, non si può che essere preoccupati della situazione che si è venuta a creare in Europa, con la chiusura programmata di centrali controllabili (nucleari e a carbone) in diversi paesi (Germania, Francia, Belgio e altrove) che dovrebbe essere compensata da una crescente penetrazione delle rinnovabili intermittenti senza un adeguato sviluppo di soluzioni che conferiscano flessibilità al sistema (…) come i meccanismi di gestione della domanda, piani di alleggerimento del carico e capacità di stoccaggio”.

Finon mette sotto la lente la situazione attuale e prospettica in Germania e in Francia e le implicazioni delle loro politiche energetiche nazionali sui sistemi dei paesi attigui.

“Se le chiusure non sono coordinate tra i paesi, fino a che punto possiamo fare affidamento sui sistemi vicini, soprattutto se non hanno più margini di riserva per via della chiusura delle centrali controllabili e per l’inadeguato sviluppo di misure di flessibilità a supporto della capacità rinnovabile?”

Il problema principale è lo sviluppo di fonti di flessibilità

La seconda parte dell’articolo è dedicata a come affrontare questi problemi (par. 4) a partire dai limiti degli incentivi di mercato (par. 4.1.) nel quale Finon cerca di dare risposta all’impellente questione di come fare per investire nello sviluppo di fonti di flessibilità e a cui fa seguito la sua proposta di utilizzare i contratti a lungo termine con remunerazione garantita (par 4.2.) come alternativa più efficace all’estensione dei «meccanismi di capacità» alle fonti di flessibilità.

Ma ancora più centrale è il tema sollevato nel terzo ed ultimo punto – 4.3. La necessità di un coordinamento a lungo termine tra paesi e sistemi – in quanto “nulla sembra garantire la sicurezza dell’approvvigionamento a medio e lungo termine in caso di un inverno rigido con gelo e assenza di vento – che si tradurrebbe per diversi paesi in guasti di lunga durata e non solo di poche ore – se ogni paese continuerà la sua politica di sviluppo delle energie rinnovabili contando unicamente sugli altri”.

La trattazione del tema su ENERGIA 4.22 prosegue col saggio di Giovanni Goldoni La priorità è lo sviluppo della rete elettrica, il punto su Il ruolo degli accumuli per la decarbonizzazione del sistema elettrico, a cura di Luca Marchisio, Salvatore De Carlo, Fabio Genoese, Arianna Nouri (Terna), per chiudere con la proposta di GB Zorzoli Per favorire il decoupling del mercato elettrico, in tempi brevi.