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 impegno 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. E' quanto è emerso dallo studio di Accenture "Flessibilità: Un'opportunità per la transizione energetica", presentato in occasione del "XIX Workshop Annuale sulle Utility organizzato da Agici e Accenture". Ne abbiamo parlato con Pierfederico Pelotti, Responsabile Utilities di Accenture.

Cosa è emerso, in sintesi, della ricerca?
Quest'anno la nostra ricerca si è concentrata sul tema della flessibilità come leva, come strumento e opportunità per supportare l'evoluzione del mercato elettrico del Sistema Italia. I dati in nostro possesso, le previsioni che abbiamo effettuato, adattando al mercato italiano un modello che abbiamo sviluppato per il mercato elettrico europeo, ci dicono che al 2030 la domanda di energia - che cresce in funzione di quelle che sono nuove direzioni che vengono dalle pompe di calore nelle abitazioni e dalla diffusione delle auto elettriche (circa 4-4,5 milioni al 2030) -, non sarà coperta integralmente dalla capacità installata. Addirittura, si stima che il 19% delle ore/anno di domanda di energia (1700), non sarà coperta dalla capacità installata. Parliamo di un gap fino a 16 GW.

In questo contesto l'approccio del sistema può essere duplice. Ci si può muovere verso un potenziamento e un aumento della capacità installata, secondo quelle che sono le vie tradizionali, quindi nuovi impianti tradizionali a gas o altre tecnologie. Oppure ci si può basare su nuove soluzioni innovative, abilitate dalla tecnologia, che si basano sul concetto di flessibilità. Vale a dire soluzioni e strumenti che rendono il sistema più efficiente, e ottimizzano l'uso dell'energia in relazione a quelle che sono le caratteristiche del sistema stesso. Queste soluzioni che abbiamo ipotizzato hanno già varie sperimentazioni in diverse parti del mondo, in particolare nel Nord Europa, e crediamo che avranno un futuro molto importante anche nel nostro sistema.
Quali sono le fonti di flessibilità?
In base alle esperienze che si stanno maturando in diversi Paesi europei, che hanno una tradizione di innovazione anche maggiore della nostra, e in base alle tecnologie disponibili, riteniamo che le fonti di flessibilità per il nostro mercato siano quelle che vanno sotto l'etichetta del "demand-response", fra cui rientra anche il cosiddetto "vehicle-to-grid".

Solo per fare un esempio, la possibilità di utilizzare le batterie delle auto elettriche come disponibilità al sistema nel momento in cui sono parcheggiate o sono in garage, per andare a colmare delle esigenze di picchi di energia che vengono da altre zone della città. Ci sono anche altri esempi, ma crediamo che questo sia quello più rilevante per il nostro mercato.
Pensiamo inoltre che soluzioni di flessibilità come queste possano rappresentare per tutto il sistema una grande opportunità di sviluppo, di investimento, di nuovi ricavi e nuovi profitti per le nostre aziende che lavorano nel settore delle utilities. Questo perché si tratta di nuove soluzioni che abilitano nuovi modelli di business, nuove relazioni tra il consumatore finale e chi offre e fornisce questi servizi. Soluzioni che se non saranno guidate dalle aziende di utilities, potranno diventare terreno di altre realtà esterne al nostro mercato, come le aziende full digital o digital primary lead, che si stanno affacciando con grandi interessi a questi mercati.

Quali sono le criticità nel nostro Paese?
Il nostro è un territorio molto ampio, con situazioni molto diverse, basti pensare alla differenza tra nord e sud anche dal punto di vista di quella che sarà l'evoluzione del sistema elettrico: consumi concentrati al nord e produzione di rinnovabile concentrata al sud.
Ciò significa che per ovviare a questo come ad altri problemi del nostro sistema servirà una regolamentazione molto forte che definisca le direttrici verso cui muoversi, un intervento infrastrutturale sulle reti che abiliti questo nuovo sistema elettrico e la sua evoluzione.
Questo attraverso anche nuovi ruoli bilanciati fra la trasmissione (vale a dire il ruolo di Terna) e i vari distributori locali, che si spartiranno in modo concertato e con una buona collaborazione, quella che sarà la nuova fisionomia del sistema elettrico.

Questo sarà quindi fatto da micro-grid, generazione distribuita, batterie o accumulatori locali che, se ben organizzati e ben concentrati, consentiranno un sistema elettrico più efficiente di quello che abbiamo oggi.