Quello dell’energia è un tema molto caldo in Europa a causa del grande aumento dei prezzi, che sta creando non pochi problemi nel continente. ENTSO-E, la Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica, ha stilato un rapporto sull’adeguatezza delle reti elettriche europee in vista dell’inverno ormai alle porte.
“L‘ENTSO-E Winter Outlook 2021-2022 non mostra, nel complesso, alcun rischio per la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico questo inverno. L’attuale impennata dei prezzi sul mercato del gas potrebbe avere un impatto sui prezzi dell’energia elettrica ma non dovrebbe comportare ulteriori rischi di adeguatezza sotto scenari di riferimento e scenari gravi”, si legge nel rapporto. “L’aumento dei prezzi del gas può persino supportare l’adeguamento del sistema elettrico poiché alcuni consumatori tendono a moderare o posticipare l’uso delle risorse di gas e quindi è possibile preservarne di più. Inoltre, le centrali elettriche diverse dal gas (principalmente a carbone) stanno guadagnando un vantaggio economico rispetto alle centrali a gas e, di conseguenza, il consumo di gas per la produzione di energia elettrica durante l’inverno potrebbe essere inferiore rispetto alla media di lungo termine. Tuttavia, la situazione dovrebbe essere attentamente monitorata in caso di interruzioni prolungate delle rotte di approvvigionamento del gas, combinate con condizioni meteorologiche avverse”, si legge ancora.
“Nel rapporto sono stati identificati i rischi in Paesi specifici. In Francia, si osservano rischi a gennaio e febbraio in caso di eventi di freddo estremo. I rischi in Irlanda sono guidati dalle interruzioni della produzione pianificate e dall’invecchiamento delle centrali elettriche convenzionali, che presenta una maggiore probabilità di interruzioni non pianificate. L’effettiva situazione di adeguatezza in Irlanda dipenderà dalle condizioni operative e soprattutto dalla produzione eolica”, si legge.
“È evidente la necessità di fare affidamento su risorse non di mercato per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento in sistemi mediterranei piuttosto isolati come Malta. Il Winter Outlook 2021–2022 evidenzia alcuni rischi al riguardo, ma le risorse non di mercato dovrebbero essere sufficienti per far fronte alle sfide operative e alle carenze di approvvigionamento”, si legge nel rapporto.
“Il quadro generale della capacità di generazione mostra che tutte le zone di studio, eccetto il sud della Svezia (SE04), hanno sufficienti capacità di generazione netta (NGC) disponibili sul mercato per coprire la più alta domanda prevista nell’inverno 2021-2022. Tuttavia, in alcune zone di studio, potrebbero essere necessarie importazioni in caso di scarsa produzione rinnovabile. Considerando solo le unità termiche e idroelettriche, le NGC in molte zone di studio diminuiscono. In alcune zone, scendono persino al di sotto della domanda più alta prevista nell’inverno 2021-2022. Ciò suggerisce che, in caso di bassa produzione di energia rinnovabile, potrebbero essere necessarie importazioni per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento. Inoltre, questa esigenza aumenta di importanza se si considera l’indisponibilità della produzione (es. interruzioni pianificate e non pianificate)”, riferisce il rapporto.
Per quanto riguarda l’Italia nello specifico, nel corso dell’estate 2021, “non si sono verificati particolari incidenti con impatti significativi sul sistema elettrico o sull’adeguatezza”, si legge nel rapporto di ENTSO-E sulla passata stagione estiva. “La chiusura di diverse centrali a carbone prevista nei prossimi mesi e anni (l’Italia si è impegnata a eliminare gradualmente la produzione a carbone entro il 2025), sarà in media bilanciata da nuove centrali elettriche (principalmente CCGT) selezionate nelle aste del mercato della capacità. I rinforzi di rete hanno anche contribuito ad attutire alcuni effetti causati dalla disattivazione delle centrali elettriche (soprattutto nelle isole principali)”, si legge.
“L’importazione dai Paesi vicini è necessaria per ripristinare i margini di adeguatezza. Situazioni critiche potrebbero verificarsi in caso di scarsa importazione o addirittura esportazione nei Paesi vicini, o se il tasso di interruzioni non pianificate delle unità di generazione è superiore ai valori tipici o in caso di bassa produzione di energia idroelettrica. Tuttavia, il rinvio e/o l’annullamento delle manutenzioni potrebbero essere utilizzati come contromisure. Inoltre, il miglioramento dei processi di coordinamento regionale supporterà la definizione di contromisure adeguate ed efficienti nel caso in cui venga rilevato il rischio di incorrere in situazioni critiche a breve termine. Le settimane peggiori per la regolazione al ribasso dovrebbero essere l’ultima settimana di dicembre e la prima settimana di gennaio, caratterizzate da molti giorni festivi. Per far fronte a tale rischio, Terna ha predisposto azioni preliminari e piani di emergenza e, in caso di necessità, adotterà le opportune contromisure”, conclude il rapporto.
