Nell’estate che sta volgendo al termine, l’allentamento della morsa del caldo e il rincaro dei prezzi energetici sembrano aver evitato le prevedibili tensioni sul sistema elettrico causate da limitazioni alla produzione di energia nucleare proveniente dalla Francia. Del resto, la stagione estiva è spesso delicata per il sistema energetico di un Paese come il nostro, dipendente dalle importazioni di combustibili fossili per soddisfare i picchi di domanda e con regioni in perenni condizioni di scarsità idrica.

Al consueto andamento estivo ad altalena dei consumi energetici, quando il picco di luglio lascia spazio al rallentamento di agosto, si sono aggiunti i timori, poi confermati, di chiusure temporanee di centrali nucleari in Francia. Come è noto, i reattori nucleari hanno bisogno di acqua di raffreddamento, la cui disponibilità nei fiumi si riduce in caso di caldo intenso. Già nel suo rapporto mensile del giugno 2018 Terna pubblicava i risultati di simulazioni eseguite da ENTSO-e, che esploravano le condizioni di tenuta del sistema elettrico italiano a fronte delle elevate temperature e di una possibile riduzione nell’apporto dell’idroelettrico, giungendo a conclusioni ottimiste ma condizionate alle importazioni dai Paesi confinanti. Sullo sfondo, mesi di dubbi e incertezze sul futuro del parco nucleare francese, compresa un’inchiesta parlamentare.

Il 21 luglio EdF dispone il fermo temporaneo, revocato il 23 luglio, di un’unità di produzione nella centrale nucleare di Bugey, a causa dell’eccessivo riscaldamento dell’acqua prelevata dal fiume Rodano. Il 24 luglio EdF pubblica sul sito del gestore di rete Rte una nota per annunciare possibili limitazioni della generazione di energia nucleare dalle centrali di Bugey a Saint-Alban a partire dal 28 luglio, di capacità complessiva pari a 6 GW, limitazioni che puntualmente si concretizzano. Segue il 5 agosto una misura di sicurezza analoga riguardante un reattore da 880 MW dell’impianto di Fessenheim.

Per i sistemi connessi a quello francese, compreso il nostro, il fenomeno non è inedito, consistendo in una riproduzione in piccola scala delle sospensioni avvenute nell’inverno 2016/2017, che hanno comportato l’inversione del normale flusso di importazioni dalla Francia e l’impennata dei prezzi all’ingrosso nel mercato. I rapporti settimanali pubblicati dal GME nel mese di agosto confermano il prevedibile insorgere di un flusso di energia dalla zona Nord in direzione della Francia: assente fino alla settimana 30 luglio-5 agosto, il flusso medio passa a 449 MWh nella settimana 6-12 agosto (contro 1.289 MWh nella consueta direzione opposta), a 608 MWh (contro 1.210) nella settimana 13-19 agosto, fino a 653 MWh (contro 1.611) nella settimana 20-26 agosto.

Complice una crescita tendenziale annua del PIL stimata all’1,2% (fonte the Economist del 18 agosto), tutto poteva far prevedere il materializzarsi delle peggiori condizioni paventate da ENTSO-e; salvo notare che la dinamica dei prezzi energetici e delle temperature sembrano aver più che compensato le spinte rialziste sulla domanda italiana di energia elettrica. Il fabbisogno elettrico stimato da Terna per il giugno 2018 registra una variazione di -3,3 punti percentuali rispetto al giugno 2017 a parità di giorni lavorativi, pari a circa -2% se invece si usano i dati GME (da 25,2 TWh a 24,7 TWh). Il rapporto del GME per il mese di luglio 2018 conferma il dato di 27,5 TWh già osservato nel luglio 2017 (dato che comprende la domanda fuori borsa). I valori GME desumibili dai quattro rapporti settimanali del mese d’agosto 2018, sommati, indicano una domanda pari a 22,3 TWh, inferiore ai 24,2 TWh di agosto 2017. Si tratta di grandezze inferiori ai picchi raggiunti nel 2008, prima della crisi finanziaria, ma in parte motivati dalla trasformazione in senso meno energivoro del sistema economico italiano, avvenuta durante la grande recessione, come sostiene ENEA. La quota dell’idroelettrico nelle vendite all’ingrosso, contrariamente ai timori, è aumentata sia nel mese di giugno (da 20,6% a 28,3%) che in quello di luglio (da 19,1% a 22,1%); similmente per l’eolico, a fronte di una riduzione nel fotovoltaico.

In effetti, sui mercati internazionali i prezzi dei combustibili fossili in estate hanno preso il volo, superando i 25 €/MWh per il gas nel punto di scambio virtuale (PSV) e i 100 dollari per tonnellata per il carbone, dando un’ulteriore spinta alla corsa dei prezzi elettrici all’ingrosso già avviata dalla crescita della domanda estera. Peraltro, è d’interesse osservare che il prezzo medio per l’utente tipo in regime di maggior tutela, pubblicato da ARERA, ha realizzato un aumento del 2,5% nel III trimestre 2018 rispetto allo stesso periodo del 2017 (da 19,72 a 20,22 c€/kWh), superiore al tasso d’inflazione. Gli andamenti dei prezzi potrebbero aver spinto gli utenti domestici a limitare i consumi energetici, rigidi nel breve periodo ma più elastici su un orizzonte annuale.

Dal punto di vista climatico, si nota che nel giugno 2018 la temperatura media è stata di 1,2°C inferiore rispetto allo stesso mese dell’anno precedente, riducendo la necessità dell’aria condizionata, mentre le temperature nel mese di luglio 2018 sono state sostanzialmente in linea con quelle del 2017. In condizioni di flebile ripresa economica come quella degli ultimi anni, non deve stupire che il riscaldamento del clima possa risultare centrale come determinante della domanda di elettricità, come peraltro osservato da ENEA con riferimento al ruolo prominente delle temperature nel rialzo del fabbisogno energetico nel 2015.

In sostanza, sebbene la domanda di energia elettrica in Italia abbia risposto alle criticità nella direzione più rassicurante, si evidenzia che il cambiamento climatico ha cominciato a incidere, orientando verso precise direzioni geografiche e tecnologiche la produzione di elettricità. Bisognerà capire se il sistema sarà in grado di adattarsi in maniera endogena alle sollecitazioni del clima che cambia, al di là della natura contingente delle condizioni osservate quest’estate. Occorre infine riflettere, nel disegno delle politiche, sull’interdipendenza degli effetti climatici, in forza della quale la sicurezza delle forniture energetiche italiane è legata ai cambiamenti climatici dei Paesi confinanti e non solo al clima locale.