In Europa 120 GW di progetti rinnovabili sono fermi in attesa di connessione, ma l’ibridazione delle centrali esistenti può aggirare
La coda infinita: 120 GW bloccati alla porta della rete
Capire l’importanza dell’ibridazione idroelettrica richiede uno sguardo onesto sullo stato della rete elettrica europea. I dati più aggiornati, diffusi lo scorso aprile da Ember, mettono in fila un problema che ha poco a che fare con la volontà politica e molto con la fisica e la burocrazia. Almeno 120 GW di progetti rinnovabili pianificati in Europa sono a rischio a causa dei vincoli di rete, secondo l’analisi “Crossed wires” pubblicata proprio da Ember. Non sono progetti ipotetici: sono iter autorizzativi avviati, investimenti stanziati, pale eoliche e moduli fotovoltaici pronti a essere installati, ma trattenuti da un’infrastruttura che non riesce a digerire altra potenza. La situazione è talmente tesa che metà dei paesi che riportano dati di rete non hanno la capacità necessaria per connettere nuova generazione. Sempre Ember stima che oltre 120 GW di rinnovabili siano intrappolati nelle code di connessione della rete elettrica europea, come riportato da Euronews in un servizio di pochi giorni fa. Tradotto in termini pratici: abbiamo già le macchine, ma la strada è troppo stretta.
Condivisione attiva: cosa significa davvero “ibrido”
Qui entra in gioco l’idroelettrico ibrido, che non va confuso con la semplice co-locazione. Un conto è piazzare qualche pannello fotovoltaico vicino a una diga e allacciarlo a una seconda presa di rete: lo spazio c’è, ma si duplica il problema della connessione. Un progetto ibrido vero, come lo definisce Ember nel rapporto dedicato pubblicato questo mese, fa molto di più: condivide attivamente le infrastrutture e opera in coordinamento attraverso un’unica connessione alla rete. Nella pratica, l’impianto idroelettrico e il nuovo parco solare o eolico si scambiano potenza in corrente continua prima ancora di passare dall’inverter che immette in alternata sulla linea esistente. La connessione alla rete è la stessa che già serve la turbina idraulica; il nuovo generatore rinnovabile si aggancia a monte, condividendo trasformatore, stallo di sottostazione e tutta la catena di protezione. Il gestore di rete vede un solo punto di prelievo e immissione, e la potenza complessiva può essere gestita sfruttando la complementarietà oraria: quando c’è sole o vento, la turbina idraulica modula la produzione riducendo il prelievo d’acqua, spostando di fatto l’accumulo a monte nel bacino. Non serve un nuovo cavo, non serve un nuovo iter autorizzativo per la connessione: l’unico collo di bottiglia fisico che rimane è la capacità del trasformatore condiviso, e anche lì i margini ci sono, perché quasi tutte le centrali idroelettriche esistenti sono state dimensionate con coefficienti di sicurezza oggi sfruttabili.
Sette paesi, 25 GW e il 18% dei target 2030 senza scavi
L’analisi di Ember scende nel dettaglio su sette mercati chiave: Austria, Bulgaria, Francia, Italia, Portogallo, Romania e Spagna. In questi paesi, l’ibridazione delle centrali idroelettriche esistenti potrebbe aggiungere 25 GW di eolico e solare senza espansione della rete, sfruttando esclusivamente la capacità di connessione già disponibile. La cifra non è simbolica: equivale al 18% delle nuove rinnovabili che questi stessi paesi prevedono di installare entro il 2030, e lo fa senza utilizzare capacità di rete aggiuntiva. Risparmiando, per giunta, i costi e i tempi di realizzazione di nuove infrastrutture di trasmissione che, secondo le proiezioni di settore, nella sola Europa centrale richiederebbero tra i 7 e i 10 anni di cantieri. I 25 GW si distribuiscono in modo disomogeneo: i bacini alpini italiani e francesi, le dighe iberiche, i grandi invasi nei Carpazi rumeni e bulgari offrono superfici e capacità di pompaggio diverse, ma il principio tecnico non cambia. Il dato importante è che nessuno di questi gigawatt richiede una nuova concessione di rete: si innesta sull’esistente, come un modulo software che si integra su un’architettura già collaudata.
Un esempio concreto di come funziona questa logica esiste già, anche se su scala più ridotta. L’impianto solare fotovoltaico galleggiante di Alqueva, in Portogallo, operativo dal luglio 2022, è il più grande impianto solare galleggiante d’Europa su un bacino idrico. Costruito da EDP sul bacino di Alqueva, conta circa 12.000 pannelli fotovoltaici per una capacità di produzione annua di 7,5 GWh, sufficiente ad alimentare circa 1.500 famiglie nella regione di Portel e Moura. I moduli galleggianti sono ancorati sul pelo dell’acqua e collegati elettricamente alla centrale idroelettrica preesistente: condividono l’infrastruttura di connessione alla rete e, sfruttando la superficie del bacino, riducono l’evaporazione dell’acqua e migliorano leggermente il rendimento dei pannelli per effetto del raffrescamento naturale. Non è una soluzione da centinaia di megawatt, ma dimostra che il modello tecnico — condivisione attiva delle infrastrutture, coordinamento della produzione, singola connessione di rete — è maturo e replicabile su scala industriale. E soprattutto funziona senza promesse gonfiate: 7,5 GWh l’anno sono un dato misurato, non una proiezione. L’ibridazione idroelettrica parte da qui: da impianti che esistono, da connessioni già pagate, da bacini che aspettano solo di ospitare moduli e cavi in corrente continua. Il vero limite, oggi, è la regolazione: servono schemi autorizzativi che riconoscano l’ibridazione come potenziamento dell’esistente e non come nuova centrale, altrimenti anche il progetto più elegante rischia di restare impigliato nella stessa coda burocratica che affligge i 120 GW fermi alla porta della rete.
