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La forte penetrazione delle fonti energetiche rinnovabili (FER) nei sistemi energetici dei paesi europei, soprattutto intermittenti come fotovoltaico ed eolico, si è spesso sovrapposta con l'installazione di impianti termoelettrici ad alto rendimento come gli impianti a ciclo combinato e cogenerativi CHP (Combined Heat and Power), che oltre a produrre energia elettrica producono anche energia termica. Questa accelerazione ha fatto emergere una serie di problematiche legate alla modalità operativa degli impianti stessi; in particolare, gli impianti fotovoltaici ed eolici hanno la caratteristica di essere legati all'aleatorietà delle proprie fonti dipendenti da condizioni climatiche estremamente variabili e difficilmente prevedibili con accuratezza. Questa aleatorietà, avendo le FER priorità di dispacciamento in rete e senza la disponibilità di elevate capacità di accumulo come bacini idroelettrici, costringe gli impianti termoelettrici a funzionare a loro volta in maniera non continuativa e ancillare, riducendone molto il rendimento e la vita media degli impianti perchè sottoposti a maggiori stress termici e meccanici. Oltre al malfunzionamento degli impianti termoelettrici, inoltre, la penetrazione delle FER sta portando ad una vera e propria mutazione dei sistemi energetici, che passano dall'essere composti da pochi impianti centralizzati gestiti da un unico gestore in modo integrato con la rete, all'avere:

- tanti impianti di bassa potenza dislocati sul territorio, non legati alla richiesta;
- produttori che, spesso, sono anche consumatori di una parte dell'energia prodotta;
- gestori di rete che, non più integrati con i produttori, devono implementare logiche e strumenti di controllo molto più complicati;
- bassi margini operativi per produttori e gestori per l'aumento dei costi di gestione e di combustibile.

Lo studio di possibili scenari che tengano atto di questo mutamento è oggetto di questo lavoro. In particolare, l'attenzione si focalizza sul sistema energetico italiano, che è tra i paesi in cui la penetrazione di FRI, in particolare di impianti fotovoltaici, è stato più spinto. Si simulano, con un software incentrato sull'ottimizzazione tecnica come Energy Plan, diversi scenari, valutando per ciascuno di essi l'andamento dell'energia in surplus e l'andamento dell'energia da termoelettrico al variare della potenza da FRI installata. Gli scenari prevedono:

- l'incremento di energia proveniente da impianti CHP;
- l'elettrificazione dei trasporti;
- l'Incremento di energia elettrica per il riscaldamento tramite Heat Pump;
- l'incremento della capacità di accumulo.

Una prima considerazione è che all'aumento di potenza FRI installata la produzione di energia da termoelettrico si riduce pressochè linearmente mentre il surplus aumenta esponenzialmente, segnando andamenti inconciliabili.
Assunta questa divergenza di andamenti, i risultati che sinteticamente possono essere messi in evidenza sono i seguenti:

1. La penetrazione delle FRI non può essere attuata con una logica di pura incentivazione in un contesto di libero mercato; oltre ad una migliore gestione della rete tramite Smart Grids è necessaria una pianificazione che consenta uno sviluppo armonico.

2. Energy Plan è uno dei pochi software in grado di simulare un sistema energetico con fabbisogno energetico coperto al 100% da FER; richiede, tuttavia, notevoli approssimazioni che rendono le simulazioni solo indicative.

3. Tecnicamente l'espansione delle FRI è ancora possibile almeno fino ad una quota di 20GW di potenza eolica e 30GW di potenza PV, ma per evitare l'estremizzarsi del conflitto con gli altri impianti è necessario mettere in atto strategie opportune. Basta pensare che implementando le FRI al livello massimo, si ha una riduzione dell'energia da termoelettrico del 15% e un aumento della CEEP di 75 volte. Gli effetti degli accorgimenti sono stati:
- l'incremento di pompe di calore, sostituendo il 20% di energia proveniente da gas, riduce il surplus energetico dell'11%, a fronte di un minimo aumento di energia da termoelettrico del solo 6%;
- la mobilità elettrica con ricarica notturna porta ad un aumento sia dell'energia da termoelettrico del 18% e del surplus del 68%;
- l'incremento dell'accumulo di 1GW ad una riduzione della CEEP del 15% e dell'energia da termoelettrico del 2%.

4. L'approccio tecnico è necessario ma non sufficiente, in quanto non considera altri punti di vista da cui dipende l'evoluzione dei sistemi energetici stessi come quello economico, ambientale e sociologico.