ANTER Monitor | Domanda energetica Italia, primo quarto 2024 e ruolo delle reti

Domanda elettrica dei primi quattro mesi in Italia

Secondo i dati pubblicati da TERNA, la domanda elettrica ad aprile 2024 è stata sostanzialmente stabile se depurata di fattori contingenti rispetto ad aprile 2023, ovvero: le festività pasquali; due giorni lavorativi in più; una temperatura media mensile superiore di 1,5°C. Infatti l’1,1% di aumento, se considerati questi fattori, si traduce in un fabbisogno invariato rispetto allo stesso mese del 2023. Il trend migliora leggermente se consideriamo i primi quattro mesi dell’anno, con un fabbisogno nazionale che è aumentato dello 0,8% rispetto allo stesso periodo del 2023 (+0,5% rettificato).

Se questo trend non è incoraggiante, in quanto indice di una difficile espansione della domanda elettrica causata anche da consumi del settore industriale ben lontana dai livelli pre-covid, un elemento positivo riguarda la decisa crescita delle fonti rinnovabili nella copertura del fabbisogno elettrico nei primi mesi del 2024 e in particolare nel mese di aprile.

La produzione nazionale netta è stata di 20,4 miliardi di kWh, con le fonti rinnovabili che hanno coperto il 51,2% della domanda elettrica (contro il 36% di aprile 2023). In particolare l’idroelettrico ha fatto registrare un notevole +197,5% seguito dal Fotovoltaico +19,5%. In calo, invece, le altre fonti rinnovabili e il termico con il geotermico -0,9%, l’eolico -3,4% e il termico -16,6%

Altro dato positivo riguarda l’85,4% della domanda elettrica soddisfatta dalla produzione nazionale, mentre il restante 14,6% dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. Il saldo estero mensile è stato di 3,4 TWh, con un calo del 28,9% rispetto ad aprile 2023, dovuto a un aumento dell’export (+114,7%) e a una diminuzione dell’import (-24,0%).

Come procedono le installazioni di impianti elettrici alimentati con fonti rinnovabili?

Nei primi quattro mesi del 2024, la capacità rinnovabile in esercizio è aumentata di 2.356 MW, di cui 2.167 MW di fotovoltaico, superando di 736 MW (+45%) lo stesso periodo dell’anno precedente. Ricordiamo che l’anno scorso in tutto il 2023 l’incremento della nuova potenza installata è stato di circa 6.000 MW e quindi si prefigura un superamento di questo record per il 2024. Tuttavia, anche il superamento dei 6 GW non sarebbe in linea con la traiettoria di 10-12 GW necessari all’anno nei prossimi 7 anni. Infatti, secondo le stime di Elettricità Futura (associazione confindustriale dei produttori di energia elettrica), per arrivare all’84% di rinnovabili nel mix elettrico (obiettivo in linea con il RePower EU), servono 143 GW di potenza totale rinnovabile installata in Italia al 2030, rispetto agli attuali 66 GW di potenza da rinnovabili installata. Considerando che 8 GW degli attuali 66 GW diventeranno obsoleti al 2030, occorrerà installare circa 85 GW di nuova potenza rinnovabile e 80 GWh di accumuli di grande tagli.

Incremento potenza da fonti rinnovabili al 2030 (RE-Power EU) – Elettricità Futura

Un tale incremento di nuove centrali distribuite sul territorio e di accumuli non può prescindere da significativi investimenti nelle reti.

Come stanno evolvendo le reti elettriche in Italia?

Il successo del processo di decarbonizzazione della generazione elettrica italiana, come quella di altri sistemi energetici nazionali, dipenderà dall’adeguatezza del sistema elettrico nazionale, che richiede oltre l’incremento delle installazioni di impianti da fonti rinnovabili anche lo sviluppo della capacità di trasmissione della rete e di meccanismi di accumulo.

La rete elettrica nazionale è costituita da reti di trasmissione (alta tensione) gestite da Terna e da reti di distribuzione (media e bassa tensione) gestite dai cosiddetti operatori di rete di distribuzione.

Partendo dalle reti di trasmissione, il piano quinquennale di sviluppo della rete di Terna per il periodo 2024-2028 prevede investimenti per 10,8 miliardi €, finalizzati a rafforzare la resilienza della rete di fronte agli eventi meteorologici estremi, migliorare l’efficienza e la sicurezza del sistema, e integrare una maggiore quantità di energia da fonti rinnovabili.

I principali progetti infrastrutturali includono il Tyrrhenian Link, un elettrodotto sottomarino che collegherà la Sicilia alla Sardegna e alla Campania, l’Adriatic Link tra Abruzzo e Marche, e il Sa.Co.I.3 che collegherà Sardegna, Corsica e la penisola italiana. Questi progetti mirano a facilitare il phase-out delle centrali a carbone e olio, migliorando l’uso delle energie rinnovabili.

Una parte significativa degli investimenti, circa 1,7 miliardi €, sarà destinata al Piano di Sicurezza per migliorare le funzionalità tecniche del sistema elettrico e altri 2,9 miliardi € saranno dedicati al rinnovo e all’efficienza degli asset esistenti, con l’obiettivo di razionalizzare le infrastrutture e sostituire componenti obsolete. Il piano include anche un rafforzamento delle interconnessioni con l’estero, come il progetto Elmed che unirà l’Italia alla Tunisia, migliorando l’ottimizzazione delle risorse energetiche tra Europa e Nord Africa.

In merito alle reti di distribuzione, i dati del principale operatore italiano (Enel Distribuzione) hanno fatto segnare un 2023 da record. Con l’aggiunta di 4,7 GW di nuova capacità sulle reti di distribuzione, il numero totale di prosumer nel paese ha superato 1,5 milioni. Il ritmo delle nuove connessioni nel 2023 è stato di un notevole mille nuovi allacci al giorno. Questo ha permesso una rapida espansione della generazione distribuita dal Nord al Sud dell’Italia. La capacità rinnovabile collegata alle reti di distribuzione del principale operatore italiano è cresciuta grazie all’aumento della hosting capacity e all’infrastruttura sempre più digitalizzata. Rispetto al 2022, il 2023 ha visto un incremento significativo delle attivazioni, passando da 204 mila a oltre 360 mila, con un aumento di oltre il 76%. La potenza connessa è raddoppiata, raggiungendo 4,7 GW rispetto ai 2,3 GW dell’anno precedente.

Nord Italia: Le regioni settentrionali hanno dominato con 2,6 GW di nuova capacità. La Lombardia ha superato i 5 GW di potenza installata con 258 mila connessioni. Piemonte, Veneto e Friuli Venezia-Giulia hanno registrato rispettivamente oltre 3,5 GW, 3,8 GW e quasi 1,1 GW di potenza. Centro Italia: Lazio e Toscana hanno totalizzato insieme oltre 170 mila attivazioni e più di 3,6 GW di potenza. Abruzzo, Marche e Molise hanno raggiunto oltre 95 mila attivazioni e più di 3 GW di potenza, simile all’Emilia-Romagna con oltre 150 mila richieste di connessioni. Sud Italia e Isole: Anche il Sud ha mostrato una crescita significativa. La Sardegna ha registrato oltre 60 mila connessioni con 1,365 GW di potenza, la Campania oltre 66 mila connessioni con 1,9 GW, e la Puglia più di 93 mila connessioni con 4,2 GW. La Sicilia ha contribuito con quasi 3 GW di nuova capacità e 104 mila connessioni.

Guardando ai prossimi anni, si prevede una crescita del trend appena descritto con sempre più prosumer e accumuli allacciati alle reti di distribuzione che dovranno adeguarsi altrettanto velocemente come la rate di Trasmissione nazionale di alta tensione.

In particolare, entro il 2025 si prevede un totale di 50 GW di potenza allacciata alle reti di distribuzione (poco meno della potenza totale installata) trainata dallo scenario macroeconomico e di incremento dei costi dell’energia nonché da un contesto normativo più favorevole e incentivi alle fonti rinnovabili, il tutto accompagnato dalla semplificazione del processo di connessione per gli utenti delle reti.