Secondo una recente analisi, i mercati europei saranno esposti in media a 1,6 eventi di dunkelflaute l'anno, ma l’effetto non colpirà tutti allo stesso modo e le soluzioni per contrastarlo esistono già.
Cos’è il Dunkelflaute?
La transizione energetica europea continua ad avanzare e, anche se i ritmi non sono ancora quelli sperati dalla Direttiva RED III, le rinnovabili stanno fornendo un contributo essenziale contro la dipendenza UE dal gas. Eppure la volatilità dei prezzi elettrici sta aumentando anziché diminuire.
Il motivo? La colpa viene in parte data al dunkelflaute, letteralmente “calma oscura” o “bonaccia oscura“. Questa parola tedesca, presa in prestito dalla meteorologia, è usata in campo energetico per descrivere la contemporanea assenza di sole e vento e, di conseguenza, la scarsa produzione fotovoltaica ed eolica.
Il fenomeno può durare diversi giorni o settimane e, ovviamente, ha un forte legame con le stagioni, tendendo a verificarsi soprattutto nel tardo autunno o durante i mesi invernali a causa delle minori ore di luce.
Dunkelflaute: una definizione ancora aperta
In realtà, al momento non esiste una definizione condivisa o univoca, sia sotto il profilo qualitativo che quantitativo.
La valutazione si affida piuttosto a una serie di approcci e strumenti differenti, come, ad esempio, il fattore di capacità o capacity factor. Si tratta di un indicatore essenziale per comprendere l’efficienza con cui l’impianto di produzione energetica opera. Nello specifico, descrive il rapporto tra l’energia elettrica effettivamente prodotta in un determinato periodo di tempo e la massima energia teorica che l’impianto avrebbe potuto generare funzionando alla massima potenza nominale.
Dunkelflaute in Germania, le polemiche…
In ogni caso gli effetti del dunkelflaute sono generalmente riconosciuti e oggi usati come pretesto per mettere in discussione la sicurezza dell’approvvigionamento rinnovabile. I casi più recenti di cui si è discusso? Quelli registrati in Germania nel novembre e dicembre 2024, che hanno causato un’impennata dei prezzi elettrici all’ingrosso anche a picchi di 590 MWh.
La spiegazione è banale. Eolico e fotovoltaico sono le fonti più economiche in assoluto, ma la necessità di compensare un loro calo con impianti a gas (dove insistono peraltro fenomeni speculativi importanti) ha fatto schizzare momentaneamente in alto il prezzo.
Ma, in un clima politicamente sempre diffidente nei confronti del Green Deal europeo, gli eventi sono diventati benzina per i critici della transizione energetica e i sostenitori dell’energia nucleare. Soprattutto alla luce della scelta tedesca di continuare a investire nelle FER abbandonando l’atomo.
… e le smentite
Le polemiche scaturite hanno spinto il governo tedesco a rispondere pubblicamente per rassicurare gli animi e smentire le fake news su costose importazioni energetiche, rincari nelle bollette e blackout.
“Dunkelflaute. La sola parola fa sudare di paura a molte persone. Ma in realtà descrive una condizione perfettamente normale, soprattutto in inverno: il sole non splende e, allo stesso tempo, non c’è vento. Qualche anno fa, la maggior parte delle persone ci avrebbe fatto poca attenzione. Ma ora, in Germania, copriamo una buona metà del nostro fabbisogno energetico con l’energia eolica e solare. Quindi, se nessuna delle due è disponibile, abbiamo forse troppa poca elettricità? Stiamo forse affrontando un blackout? No. E nemmeno le bollette elettriche domestiche stanno esplodendo”, ha spiegato Berlino in un articolo pubblicato dall’Agenzia Federale per le Reti.
L’agenzia ha spiegato come il sistema elettrico tedesco sia preparato ad affrontare simili eventi e che, nonostante le condizioni meteo, non si siano verificate carenze di approvvigionamento. Merito anche delle interconnessioni con gli altri paesi europei. Durante la “calma oscura”, le importazioni hanno rappresentato circa il 6% del consumo totale del Paese. E “il motivo delle importazioni non è stata la mancanza di elettricità prodotta internamente, ma un semplice calcolo. A volte è più conveniente acquistare elettricità altrove che produrla autonomamente”.
Al tempo stesso l’impatto sui consumatori residenziali è stato minimo e i contratti non hanno riflesso le estreme fluttuazioni di prezzo registrate sui mercati all’ingrosso soprattutto grazie ad accordi a tariffa fissa.
Il tema, però, continua a rimanere attuale e per rendere la transizione effettivamente efficace è necessario poter prevedere con la maggior precisione possibile questi eventi.
Previsioni future in Europa
Secondo il recente rapporto “Weathering the lulls: the risks and opportunities of dunkelflaute” di Wood Mackenzie, i mercati europei saranno esposti in media a 1,6 eventi di dunkelflaute l’anno. Ovviamente con marcate differenze regionali. I mercati del Nord Europa, in particolare quelli che si affidano all’eolico offshore, dovrebbero subire la maggiore esposizione, a causa della correlazione tra i parchi eolici e della limitata diversità spaziale. I mercati dell’Europa meridionale presentano, invece, un rischio minore, poiché l’energia solare a mezzogiorno rimane forte anche in inverno, allineandosi maggiormente ai picchi di domanda.
“Mentre l’Europa si avvia verso un sistema energetico dominato da fonti variabili come il vento e il sole, è fondamentale comprendere questi eventi meteorologici estremi”, ha affermato Matthew Campbell, analista senior di ricerca, European Power presso Wood Mackenzie. “La nostra ricerca dimostra che gli eventi di scarsità di energia genereranno sempre più ricavi da asset programmabili, con il business case per una nuova generazione flessibile che dipenderà dalle opportunità di guadagno durante i periodi limitati di bassa energia rinnovabile ogni anno”.
Come affrontare la calma oscura?
Non esiste una ricetta unica, ma piuttosto un pool di soluzioni da implementare, a cominciare da una migliore previsione dei livelli di produzione di energia rinnovabile. Nel dettaglio è necessario adottare modelli previsionali avanzati che consentano una migliore gestione della rete e l’ottimizzazione dello stoccaggio.
Stoccaggio che ha un ruolo di primo piano, soprattutto nel caso di sistemi di accumulo di lunga durata (8-10 ore). Ma è essenziale anche aumentare la flessibilità dal lato della domanda attraverso, ad esempio, programmi di demand response e l’implementazione di tariffe orarie che incentivano i consumatori a spostare i consumi elettrici lontani dalle ore di punta. Allo stesso modo risultano indispensabili investimenti continui negli interconnettori tra i sistemi di trasmissione fisica e nei collegamenti tra i centri di generazione e di carico.
