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attori nucleari in Germania entro il 2022, oltre agli ni per le infrastrutture sia previste da Terna per la
impatti sociali ed economici relativi alla chiusura di trasmissione e sia l’operatività delle produzioni al-
centrali a lignite e carbone che oggi producono a ternative per far fronte alla nuova situazione.
livello UE il 19,2% di elettricità, con percentuali ben
più alte in varie nazioni. A fine 2018 i Paesi con Chiaramente, sia per l’Italia sia per la Germania,
la maggior percentuale di produzione elettrica dal saranno determinanti per l’effettivo raggiungimento
carbone risultavano essere la Danimarca, l’Olan- dell’obbiettivo temporale della chiusura totale delle
da, la Romania, il Portogallo e la Slovenia, con una centrali a carbone le reali località e tipologia/enti-
quota compresa tra il 20 e 31%, la Grecia con il tà delle nuove FER, le procedure per promuove-
34%, la Germania con il 36, la Bulgaria con il 43, la re/definire gli investimenti in nuova generazione e
Repubblica Ceca con il 47 e la Polonia con il 77%. relativi impatti sul sistema elettrico, le tempistiche
L’Italia è al 10% circa. per i permessi per le espansioni di trasmissione e
distribuzione e i totali costi effettivi con la loro attri-
è essenziale ridefinire le regole buzione a chi e come li pagherà.
di un mercato elettrico con la
“convivenza di aste Esempi di costi nascosti o
‘PPA’, mercato del giorno
prima e mercato dei servizi di scelte non economiche in
di dispacciamento includente alcuni progetti di transizione
diverse tipologie di mercati La Germania fornisce un esempio eclatante sui co-
di capacità, storage, demand sti addizionali di inserimento nel sistema elettrico di
response, regolazione alcune rinnovabili e in particolare per i loro sviluppi
della tensione, rampe di eolico, sia off-shore e sia on-shore nel nord del
Paese. Nelle ultime aste per off-shore (valore medio
46 euro/MWh) un investitore ha offerto di accetta-
re per 20 anni il prezzo che si stabilirà in Borsa,
Risulta interessante un confronto Italia-Germania. ora circa 35 euro/MWh, ma previsto in aumento
L’Italia (fonte 2) nel 2018 ha avuto 27 TWh di pro- in futuro per la chiusura del carbone e del nuclea-
duzione da carbone(≈10%) con emissioni di CO re. Il sistema di trasmissione off-shore [da centrali
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di 24 Mt ,e a parte FER (previste in forte aumento) eoliche al sistema elettrico in terraferma] e quello
ha una forte produzione da gas, niente nucleare e on-shore per alimentare i carichi posti al Centro-
quindi costi di produzione ben superiori a quelli te- sud della Germania, sono a carico dei 4 TSO. Per i
deschi. collegamenti on-shore tra il nord ed il centro/sud, in
aggiunta a una serie di linee convenzionali sono ad
La Germania con il 36% di TWh da carbone dai ora previsti 3 corridoi in cavo interrato in corrente
relativi 46 GW di centrali ha avuto nel 2018 (fonte continua di 500 -700 km ciascuno per totali 6000-
2) 146 TWh prodotti da lignite e 83 TWh da “hard 8000 MW: uno a ovest chiamato A-Nord, uno in
coal”, con emissioni di CO valutabili in 220 Mt, pari centro detto Sued Link con 2 sistemi di trasmissio-
2
quindi a 9 volte le emissioni per elettricità da carbo- ne, e uno a est, detto Sued Oest. Tali collegamenti
ne in Italia; punta molto su eolico sia off-shore che HVDC si avvalgono della “Underground Cable Law
on shore al nord del Paese. “ del dicembre 2015 che favorisce collegamenti in
cavo ”to make planning and approval for possible
La Germania non proclama l’uscita totale dal car- route corridors manageable”, anche se a costi ben
bone a breve e dal documento di fine gennaio 2019 superiori rispetto a linee aeree convenzionali; una
della Khole commission la propone per il 2038 a linea in cavo a +/- 500 kV in corrente continua per
seguito di dettagliate analisi sui costi; un’antici- 2000 MW prevede dei costi di 4 milioni di euro al
pazione al 2035 è da valutarsi nel 2032, e sono km. Secondo recentissimi dati forniti dai 4 TSO
proposti ad ora 40 miliardi di euro di indennizzi per tedeschi, gli investimenti specifici per la trasmis-
le regioni con miniere e “speciali misure da meglio sione necessari tra il 2020 e il 2030 per il nuovo
definire al fine di evitare sensibili aumenti delle già target di 40-50 GW di eolico [di cui 17-20 GW off-
alte tariffe elettriche”. È prevista la chiusura entro shore] sono di 27 miliardi di euro per i collegamenti
il 2022 di 12,7 GW di centrali a lignite; tuttavia le off-shore e 52 miliardi di euro per i collegamenti
compensazioni sono ancora da definire con i pro- on-shore, compresi anche investimenti in ICT e di-
prietari. gitalizzazione.

Venendo all’Italia, è stato scritto nella SEN - e ri- Tali costi per convogliare in alta tensione l’energia
badito nel recente PNIEC - che tutte le centrali a verso le aree di consumo dai siti di produzione eo-
carbone verranno chiuse entro il 2025. Occorre de- lica, valgono parecchie decine di euro al MWh che
finire celermente un chiaro accordo con i proprieta- vanno aggiunti al prezzo di produzione delle aste
ri delle centrali per la valorizzazione degli stranded (cosiddetti a pratica ”grid parity”), e ai quali occorre
asset e una immediata partenza delle autorizzazio- sommare anche gli addizionali investimenti nei si-

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