Il Rapporto Adeguatezza Italia 2025, appena pubblicato come ogni anno da Terna, analizza la capacità del sistema elettrico italiano di soddisfare la domanda di energia nel periodo fino al 2030-2035 e valuta se le risorse disponibili (generazione, accumuli e importazioni) siano sufficienti a garantire la sicurezza del sistema.
L’adeguatezza viene misurata con due indicatori: LOLE (Loss of Load Expectation), cioè il numero atteso di ore in cui la domanda non può essere soddisfatta, ed EENS (Expected Energy Not Supplied), cioè l’energia che non potrebbe essere fornita. Lo standard italiano fissa un limite massimo di 3 ore di LOLE all’anno.
Il documento parte dalla trasformazione strutturale del sistema elettrico italiano dovuta alla crescita delle fonti rinnovabili non programmabili. Tra il 2022 e il 2025 sono entrati in esercizio 23,3 GW di nuovi impianti eolici e fotovoltaici, e il sistema sta quindi integrando quantità sempre maggiori di produzione intermittente. Il rapporto evidenzia che l’aumento delle rinnovabili ha effetti contrastanti. Da un lato riduce la dipendenza dai combustibili fossili e dai mercati internazionali del gas e della CO₂. Dall’altro introduce nuove criticità tecniche nella gestione del sistema elettrico. In particolare vengono citati diversi problemi operativi, come ad esempio la capacità del sistema di coprire la domanda in ogni momento, la necessità di maggiore flessibilità per compensare la variabilità delle rinnovabili, la gestione dell’overgeneration (cioè le situazioni di eccesso di produzione rispetto alla domanda) e le difficoltà legate alla regolazione di tensione e frequenza della rete.
Il fenomeno dell’overgeneration è già stato osservato negli ultimi anni, soprattutto nei giorni festivi primaverili con consumi bassi e produzione solare elevata, e secondo il rapporto queste condizioni saranno sempre più frequenti con l’aumento della capacità rinnovabile. In pratica, in queste situazioni l’energia prodotta in eccesso letteralmente si butta via, a meno che vi siano altri usi possibili come accumuli o altri impieghi, che però non vi sono ancora.
Un’altra criticità riguarda la stabilità della rete. La regolazione della frequenza dipende in larga parte dall’inerzia fornita dalle centrali termoelettriche sincrone. La loro progressiva riduzione rende la frequenza del sistema più sensibile agli squilibri improvvisi tra domanda e offerta, con oscillazioni più rapide e marcate che possono aumentare il rischio di instabilità del sistema. Questo è un fatto noto, messo in luce anche recentemente da un rapporto tecnico di Entso-E da noi commentato.
La crescita delle rinnovabili ha anche un impatto sulla struttura economica del parco di generazione. L’aumento della produzione da fonti intermittenti riduce le ore di funzionamento degli impianti termoelettrici a gas. La produzione termoelettrica è scesa da 175 TWh nel 2022 a 131 TWh nel 2024 e continuerà a diminuire negli scenari futuri. Questo comporta un rischio economico per molte centrali convenzionali. Secondo l’analisi contenuta nel rapporto, oltre 26 GW di capacità termoelettrica potrebbero risultare economicamente in perdita già nel 2030, con meno di 1.000 ore annue di funzionamento. Se questa capacità fosse effettivamente dismessa, il sistema elettrico italiano potrebbe trovarsi esposto a centinaia di ore di LOLE, cioè situazioni in cui la domanda supera la capacità disponibile.
Parallelamente cresce il ruolo degli accumuli elettrici. Il rapporto prevede un aumento della capacità di accumulo fino a circa 159 GWh nel 2035, comprendendo impianti di pompaggio idroelettrico, batterie domestiche e sistemi utility scale. Tuttavia si osserva che il contributo marginale delle batterie alla sicurezza del sistema diminuisce con l’aumento della loro diffusione, perché nelle ore critiche potrebbero non essere sufficientemente cariche per contribuire pienamente all’adeguatezza. Cosa significa esattamente questo? In realtà è piuttosto semplice. Una batteria è molto utile, cento batterie sono utili, ma mille batterie significa che molte rimangono inutilizzate. Tutte cercano di caricarsi negli stessi momenti, cioè al picco della produzione solare, quindi ogni batteria aggiuntiva contribuisce meno alla sicurezza del sistema.
Il rapporto sottolinea inoltre che lo sviluppo delle rinnovabili crea anche problemi di rete. La nuova produzione è concentrata soprattutto nel Sud Italia mentre la domanda è maggiore nel Nord. Questo comporta un aumento delle congestioni e richiede investimenti significativi nella rete di trasmissione per trasportare l’energia dalle aree di produzione a quelle di consumo. Infine il rapporto evidenzia il ruolo delle importazioni di elettricità. Nelle simulazioni di adeguatezza viene assunto un contributo minimo prudenziale di 4.000 MW di import dalla frontiera nord, mentre le analisi europee stimano un contributo medio più elevato, pari a circa 9 GW. Tuttavia la disponibilità effettiva delle importazioni dipenderà dalla situazione dei sistemi elettrici degli altri paesi europei.
La conclusione del rapporto è che un sistema elettrico con elevata penetrazione di rinnovabili non può basarsi esclusivamente sui segnali del mercato spot dell’energia. Senza meccanismi di contrattualizzazione della capacità a lungo termine il sistema tenderebbe a ridurre eccessivamente la capacità programmabile disponibile, scendendo sotto gli standard di adeguatezza richiesti. Per questo motivo il documento indica la necessità di mantenere e proseguire il Capacity Market, che consente di garantire la disponibilità degli impianti necessari alla sicurezza del sistema elettrico anche negli anni successivi al 2028. Terna cioè dice che la crescita delle rinnovabili è tecnicamente gestibile, ma solo se accompagnata da capacità programmabile, accumuli e interventi massicci sulle reti, altrimenti il sistema perde adeguatezza. Se non fosse chiaro, questo «accompagnamento» rappresenta un costo, che ricade su tutti i consumatori.
