di Giuseppe Tomassetti
La generazione idroelettrica in Italia produce annualmente attorno ai 50 TWh, all’incirca corrispondente al contributo attuale di fotovoltaico, eolico e geotermico.
Nell’ultima newsletter prima della pausa estiva abbiamo analizzato il settore tenendo conto del PNIEC
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La generazione idroelettrica in Italia produce annualmente attorno ai 50 TWh, all’incirca corrispondente al contributo attuale di fotovoltaico, eolico e geotermico. Il settore riceve però una attenzione ridottissima essendo considerato stabile e affidabile, quindi non desta più attenzione. Le acque sono state recentemente smosse da un articolo pubblicato sulla rivista Energia firmato dal professor Clô: dopo un richiamo della importanza strategica nel tema della transizione energetica, come fonte rinnovabile in larga parte programmabile, lo studio è dedicato agli aspetti giuridici della gestione delle concessioni statali e alla scadenza delle stesse, con un confronto di come i vari Paesi europei stanno applicando le indicazioni UE. Nell’articolo si analizzano i rischi dell’ingresso di concessionari stranieri ma non viene toccato il passaggio in atto delle concessioni a società regionali.
È questa l’occasione per mettere a fuoco il settore.
Gli impianti idroelettrici si suddividono fra:
• a serbatoio con invaso con oltre 400 ore di funzionamento;
• a bacino con invaso fino a 400 ore;
• ad acqua corrente con un invaso fino a 2 ore.
I primi impianti hanno una potenza installata di 12.000 MW e producibilità lorda di 15 TWh, pari a 1.250 ore di operazione a potenza nominale; i secondi hanno una potenza installata di 5000 MW e una producibilità di 14 TWh, pari a 2.800 ore a potenza nominale; quelli ad acqua corrente hanno 6000 MW di potenza e una producibilità di 26 TWh, pari a 4300 ore a piena potenza. L’energia programmabile è perciò limitata a 29 TWh. La generazione è influenzata stagionalmente dall’andamento delle piogge e dalla fusione della neve sulle Alpi: il minimo è d’inverno, a febbraio 2020 è stata di 2,5 TWh, è salita a maggio e giugno 2020 a 5,5 TWh poi è stata superiore a 4 TWh fino ad ottobre. La gestione degli impianti deve prevedere un deflusso vitale minimo per mantenere la vita negli alvei dei torrenti e dei fiumi e la gestione degli invasi ha anche vincoli in funzione della riduzione delle piene e del mantenimento delle portate nei peridi di irrigazione. Oggi l’idro programmabile ha un ruolo rilevante nella copertura dei due transitori giornalieri della domanda, al mattino alle 8 e la sera alle 18.
L’idroelettrico, il carbone bianco, poco danneggiato dalla guerra nelle dighe, ha permesso la ricostruzione nel 1945-50 ed è stato la base dell’elettricità italiana fino a metà degli anni 50; gli impianti di generazione, generalmente, sono di prima degli anni 60. Negli anni 70-85 molti impianti a serbatoio, per circa 8000 MW, sono stati trasformati in impianti di pompaggio, con turbopompe e collegamento con un secondo serbatoio a valle; utilizzando elettricità notturna di basso costo, spesso importata, si pompa acqua nel serbatoio in quota aumentando così la possibilità di erogazione nelle ore diurne di alto valore di borsa. Il rendimento globale è dell’ordine del 75-80%. L’utilizzo del pompaggio, tutto al nord di Caserta, ha avuto il suo picco nel 2002 con l’assorbimento di 10 TWh, mentre negli ultimi anni si è ridotto a circa 2 TWh. Il possibile utilizzo nelle ore di sole per accumulare la sovrapproduzione di fotovoltaico ed eolico, localizzata al sud, trova una barriera nella limitata capacità di trasporto a lunga distanza della rete elettrica pensata e realizzata per un sistema che congiunge a maglia le centrali di produzione realizzate baricentricamente rispetto al consumo. Quando ci saranno più di 20-30 GW installati nella valle padana il pompaggio idraulico esistente darà un contributo rilevante, ma non risolutivo, allo stoccaggio elettrico giorno notte. I nostri laghi sono molto piccoli rispetto ad Assuan sul Nilo o alle tre Gole in Cina, quindi non c’è nessun ruolo per lo stoccaggio stagionale.
Oggi, il PNIEC prevede per il 2030 nuovi pompaggi al sud per 3GW, di difficilissima autorizzazione; tecnicamente si potrebbe studiare l’accentuazione delle funzioni di picco di alcuni degli impianti esistenti, aumentando la potenza a parità di produzione, con nuove centrali e nuove condotte forzate, ma si tratta di lavori lunghi, di difficile valutazione rispetto a soluzioni di altro tipo.
