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30/05/2018 16.00 - Estate, in Italia rischio eccesso di produzione Fer

La capacità di risposta del sistema elettrico italiano è migliorata rispetto alla scorsa estate (QE 5/6/17), ma le importazioni resteranno determinanti per la copertura della domanda in caso di temperature superiori alla media. E’ quanto emerge dal Summer Outlook 2018 dell’associazione degli operatori del trasporto elettrico europeo (Entso-E), secondo cui in condizioni normali il sistema italiano non registrerà particolari problemi di adeguatezza, con il periodo più teso previsto nel mese di luglio, ma in una situazione “severa” vi sarà la necessità di importare per svariate settimane da giugno fino alla fine di settembre, con la sola eccezione del periodo intorno a Ferragosto.

A livello europeo, il Summer Outlook di Entso-E non identifica rischi di interruzione delle forniture neppure nell’eventualità di ondate di caldo intenso, data la capacità di generazione disponibile (soprattutto da rinnovabili ma anche 8,5 GW a gas in più negli ultimi due anni), le interconnessioni e i sistemi di demand response attivati. Per far fronte all’eccesso di produzione da rinnovabili, però, potrebbero essere necessari tagli alla capacità di generazione in Irlanda e nelle tre bidding zone dell’Italia meridionale.

Lo scenario di Entso-E propone infatti una nuova suddivisione più accurata del sistema elettrico italiano in sei bidding zone: Nord (IT01), Centro-Nord (IT02), Centro-Sud (IT03), Sud (IT04), Sicilia (IT05) e Sardegna (IT06).

L’edizione 2018 dell’Outlook dedica del resto grande spazio al nostro Paese, dati “alcuni importanti segnali di allarme in termini di adeguatezza a livello nazionale registrati nel passato: estate 2015 e inverno 2016-2017”.  Tra il 2012 e il 2017, nota il documento, sono stati chiusi 16 GW e la capacità totale disponibile è scesa da 77 a 61 GW, senza considerare ulteriori 3,1 GW convenzionali indisponibili a causa di impedimenti legali o fermati temporaneamente. Tuttavia, per la prima volta dal 2011, non si registra una riduzione della capacità rispetto all’anno precedente, grazie al riavvio di 1,2 GW termoelettrici. In aggiunta, i rafforzamenti della rete effettuati dal Tso negli ultimi anni hanno contribuito a ridurre gli effetti di alcune chiusure di impianti, soprattutto nelle isole.

Le previsioni dell’Outlook - che non considerano la possibile indisponibilità per motivi autorizzativi della centrale a carbone da 2,6 GW di Brindisi (QE 3/1) – indicano che le bidding zone Centro-Nord e Centro-Sud non riusciranno a soddisfare la domanda in tutto (o quasi) il periodo estivo e dovranno perciò ricorrere alle importazioni sia in condizioni climatiche nella media stagionale che in una situazione di caldo intenso. In quest’ultimo scenario sarebbero costrette all’import anche le bidding zone Nord e (in misura minore) Sicilia e Sardegna, mentre il Sud sarebbe non solo autosufficiente ma anche in grado di esportare.

In ogni caso, sottolinea Entso-E, le risorse disponibili all’estero e le interconnessioni esistenti consentiranno di soddisfare la domanda italiana e non sono attesi rischi di adeguatezza in nessuna delle bidding zone neppure nella settimana più critica: quella dal 23 al 29 luglio.

Qualche problema potrebbe invece verificarsi nell’eventualità di un’elevata produzione da Fer in presenza di bassa domanda (la cosiddetta “downward regulation”). L’associazione dei Tso identifica i periodi più critici per il fenomeno all’inizio e alla fine dell’estate (giugno e settembre) e a metà agosto, sia durante il giorno che di notte.

Al fine di minimizzare il rischio di downward regulation, rivela Entso-E, “Terna ha predisposto azioni preliminari e piani di emergenza e, in caso di necessità, adotterà appropriate contromisure”. In questo senso, il Tso italiano “potrebbe migliorare il coordinamento con gli operatori delle reti dei Paesi confinanti e mettere in atto azioni mirate come il distacco della generazione inflessibile” nelle bidding zone Sud, Sicilia e Sardegna.

Venendo infine alla riserve idroelettriche, Entso-E nota per l’Italia un inizio d’anno ai minimi storici, ma in marzo è aprile si è assistito a una continua crescita a seguito dello scioglimento delle nevi. Proprio calcolando il potenziale ancora contenuto nella neve (“Snow Water Equivalent index”), si prevede che la disponibilità idroelettrica sul lato italiano delle Alpi sia “ai valori massimi storici”.

Il Summer Outlook 2018 di Entso-E, pubblicato oggi, è disponibile in allegato sul sito di QE.