La transizione energetica non è una semplice staffetta tecnologica tra fonti fossili e rinnovabili. È una metamorfosi profonda che ridisegna flussi fisici, mercati, competenze e territori. In questo scenario di radicale cambiamento, l’accademia non si limita a osservare, ma agisce come un vero e proprio incubatore di futuro, gettando ponti tra la teoria scientifica e l’applicazione industriale.
Per capire come la conoscenza possa trasformarsi in competitività e sicurezza per il Paese, abbiamo rivolto alcune domande al professor Davide Poli, ordinario di Sistemi elettrici per l’energia e vicedirettore del DESTEC (Dipartimento di Ingegneria dell'Energia, dei Sistemi, del Territorio e delle Costruzioni) all’Università di Pisa. Dalla gestione delle fonti non programmabili a un più efficace sfruttamento delle linee elettriche grazie al Dynamic Thermal Rating, fino al ruolo dei veicoli elettrici come nodi di una rete intelligente, ecco la visione della ricerca per un ecosistema energetico integrato, digitale e sostenibile.
Dal laboratorio alle infrastrutture: la ricerca che accelera la transizione energetica
Reti, rinnovabili, accumuli, flessibilità degli impianti tradizionali e demand response: la sfida della transizione risiede nella pianificazione integrata e coordinata di questi fattori. Parla Davide Poli, professore di Sistemi elettrici per l’energia all’Università di Pisa.
La transizione energetica ci impone di ripensare non solo i flussi fisici dell’energia, ma la struttura stessa dei mercati. Guardando al futuro del sistema elettrico nazionale ed europeo, qual è il punto di vista dell’accademia sul rapporto tra ricerca, innovazione, sviluppo e competitività del Paese nell’ottica della transizione?
«Ricerca e innovazione sono due leve strategiche fondamentali per trasformare la transizione energetica da vincolo ambientale a opportunità di sviluppo per l’Italia. La ricerca ha tre compiti storici: sviluppare nuove tecnologie, suggerire scenari realistici e mettere a punto modelli affidabili per valutare l’impatto economico, sociale e ambientale delle diverse opzioni politiche e industriali.
La vera sfida non consiste nel sostituire una fonte energetica con un’altra. Si tratta di accompagnare l’evoluzione di reti, mercati, industria, territori e competenze, in un percorso di trasformazione che coinvolge l’intero sistema Paese.
Attraverso il trasferimento tecnologico dobbiamo collegare la conoscenza scientifica alla capacità realizzativa e produttiva del Paese. Se affrontata con una visione chiara, la decarbonizzazione rafforza la competitività nazionale perché riduce le dipendenze strategiche e crea occupazione qualificata. Mercati elettrici orientati a sicurezza, sostenibilità e flessibilità rappresentano una leva fondamentale per tradurre gli obiettivi della transizione energetica in benefici concreti e diffusi per l’intera comunità.
In questo contesto, le università e i centri di ricerca agiscono come ponti tra la ricerca di base e le applicazioni industriali. Sono luoghi in cui si formano ingegneri, ricercatori e futuri decisori politici all’interno di un ecosistema internazionale, abituato a confrontarsi su scala europea per validare modelli e soluzioni. Presso l’Università di Pisa interpretiamo la transizione come un campo interdisciplinare: mettiamo a sistema le competenze ingegneristiche, l’ottimizzazione, l’intelligenza artificiale e la scienza dei materiali con gli aspetti regolatori, l’economia e le politiche pubbliche. Nessuna innovazione produce reale sviluppo se resta confinata nei laboratori; diventa tangibile solo quando genera ricadute positive sulle filiere industriali e sulle comunità».
Con la progressiva contrazione della generazione termoelettrica tradizionale a favore delle fonti rinnovabili non programmabili, quali sono le soluzioni tecnologiche e di pianificazione più urgenti per garantire l’adeguatezza e la stabilità della rete di trasmissione nei primi anni?
«È un processo complesso che riguarda l’adeguatezza, la stabilità e la flessibilità del sistema. Una priorità è il rafforzamento della rete di trasmissione. In questo senso, il Piano di Sviluppo di Terna è lungimirante, soprattutto per quanto riguarda l’aumento della capacità di scambio in sicurezza tra le diverse zone di mercato, in uno scenario in cui i flussi tra aree importatrici ed esportatrici si invertono continuamente tra il giorno e la notte. Servono nuove interconnessioni europee e sistemi digitali di controllo in tempo reale sempre più sofisticati. Senza una rete adeguata e stabile, aumentare lo sviluppo e l’integrazione delle rinnovabili non programmabili si rivelerebbe un boomerang, generando congestioni, criticità nella regolazione delle tensioni e un aumento del curtailment (riduzione deliberata e controllata della produzione di energia da parte di un impianto ndr) di impianti solari ed eolici.
Il secondo pilastro è rappresentato dagli accumuli. In Italia, grazie a meccanismi come il MACSE, la strada è ben tracciata per le tecnologie elettrochimiche e idroelettriche. La prossima sfida sarà però gestire l’intermittenza stagionale, ovvero l’eccesso di produzione rinnovabile, soprattutto fotovoltaica, in estate e la relativa carenza in inverno. Diventa quindi fondamentale governare l’energia nel lungo periodo attraverso le tecnologie cosiddette Power-to-X (quelle che convertono l'elettricità rinnovabile in eccesso in altre forme di energia, combustibili o materiali gassosi/liquidi ndr) e i sistemi di stoccaggio a lunga durata, su cui però non esiste ancora una soluzione consolidata, adatta a un’implementazione su larga scala.
Il terzo punto di attenzione è il reale coinvolgimento della domanda attraverso il demand response, in forma sia puntuale sia aggregata, aprendo i mercati dei servizi di dispacciamento a più risorse possibili. Il nuovo TIDE - Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico si sta muovendo nella giusta direzione per far emergere segnali di prezzo capaci di valorizzare ogni forma di flessibilità.
Infine, a proposito di flessibilità, occorre aumentare quella fornita dagli impianti tradizionali esistenti, come i cicli combinati. Questi impianti programmabili dovranno operare con avviamenti più rapidi, minimi tecnici più bassi e una maggiore modulazione, poiché saranno chiamati ancora a lungo a fornire riserva, bilanciamento e servizi alla rete.
La sfida è quindi l’integrazione di questi fattori: reti, rinnovabili, accumuli, domanda e capacità convenzionale flessibile devono evolvere in modo coordinato e sinergico».
Tra i suoi temi di ricerca spicca il Dynamic Thermal Rating (DTR), una tecnologia che consente di calcolare la capacità di trasporto effettiva delle linee elettriche in base alle condizioni meteo reali. In questo ambito, quanto può incidere la digitalizzazione e la sensoristica avanzata?
«Il Dynamic Thermal Rating
applicato alle reti di trasmissione mostra chiaramente come la digitalizzazione possa aumentare, in sicurezza, i margini di utilizzo delle infrastrutture esistenti grazie a un approccio intelligente anziché “muscolare”. Grazie a modelli termici e meteorologici sempre più avanzati, possiamo ottimizzare l’uso delle infrastrutture esistenti, incrementandone le potenzialità d’impiego e quindi il valore.
Tradizionalmente, la gestione delle linee elettriche si è basata su limiti predefiniti e cautelativi, calibrati al fine di assicurare la massima sicurezza in ogni condizione operativa, comprese quelle meteorologiche più impegnative come l’assenza di vento o le temperature ambientali elevate.
Il DTR, invece, combina sensori avanzati e modelli meteorologici sofisticati per stimare in tempo reale l’effettiva capacità di trasporto delle linee nei minuti e nelle ore successive, valutando la temperatura ambiente, il vento, l’irraggiamento e lo stato fisico del conduttore.
I vantaggi sono evidenti. Il DTR ottimizza gli asset esistenti e riduce il curtailment delle rinnovabili. Spesso, analizzando la reale temperatura del conduttore anziché il semplice valore di corrente, si scopre che alcune congestioni sono solo apparenti: la corrente è elevata, ma il conduttore è raffreddato dalle condizioni ambientali esterne, un dettaglio che l’approccio tradizionale non può cogliere. Inoltre, l’analisi dell’inerzia termica permette di ridurre i ridispacciamenti: se una linea passa all’improvviso a un regime di corrente elevato, la temperatura non sale istantaneamente ma impiega anche 20 o 30 minuti a raggiungere il suo limite ammissibile, offrendo al sistema un margine temporale prezioso per intervenire in sicurezza.
In questo quadro, la sensoristica avanzata trasforma la rete da elemento passivo a sistema osservabile e controllabile. La sfida dei prossimi anni non sarà semplicemente installare sensori ovunque, quanto garantire l’affidabilità dei dati, la cybersecurity e la piena integrazione di queste logiche operative nei centri di controllo, affinché queste potenzialità tecnologiche si traducano in regole di esercizio consolidate».
Per quanto riguarda l’elettrificazione dei trasporti, in un’ottica di integrazione Vehicle-to-Grid, come possono i veicoli elettrici rappresentare una risorsa diffusa di flessibilità e stoccaggio?
«I veicoli elettrici rappresentano una risorsa di flessibilità straordinaria: restano parcheggiati per la maggior parte del tempo e dispongono di batterie distribuite sul territorio. In un’ottica Vehicle-to-Grid (V2G), se aggregati e coordinati in modo intelligente, possono supportare la rete nei servizi di bilanciamento, nella regolazione della frequenza, nella gestione delle congestioni e nella riduzione del curtailment. Per abilitare questo scenario servono infrastrutture di ricarica bidirezionali, piattaforme digitali di gestione, segnali di prezzo dinamici e regole di mercato che permettano anche a piccoli dispositivi diffusi di partecipare ai servizi di rete.
Si stanno compiendo passi importanti e permangono significativi margini di sviluppo, sia sul piano tecnologico sia su quello della diffusione su larga scala del V2G. Mentre la tecnologia V1G (modalità di ricarica dei veicoli elettrici a flusso unidirezionale ndr) si limita a modulare o differire nel tempo la ricarica, il V2G prevede cicli di carica e scarica che possono accelerare l’invecchiamento della batteria, a seconda di variabili chimiche, termiche e di profondità d’uso.
Senza modelli matematici affidabili capaci di quantificare questo degrado e di trasformarlo da argomento di laboratorio a patrimonio informativo certificato per l’utente, i cittadini non conosceranno mai il costo reale del servizio che offrono alla rete e, nel dubbio, sceglieranno di non partecipare.
Il V2G decollerà solo quando l’utente finale disporrà di evidenze trasparenti e certificate sul fatto che la remunerazione economica copra non solo l’energia e la disponibilità fornite, ma anche il degrado della batteria. Questo tassello algoritmico, condiviso e accettato da tutti gli attori del mercato, è fondamentale.
È una tematica analoga a quella del battery swapping (la sostituzione fisica della batteria scarica con una carica ndr). Questo modello sconta una diffidenza di fondo: chi cede la propria batteria vuole la certezza assoluta che quella ricevuta in cambio sia carica e presenti uno stato di salute analogo o certificato. Quando questi strumenti di calcolo dell’invecchiamento saranno standardizzati e indiscutibili, gli utenti si sentiranno tutelati e lo sviluppo su larga scala potrà partire. La trasparenza genera sicurezza e permette al consumatore di scegliere in modo consapevole se aderire alle logiche del V1G o del V2G».
