Le dighe, che ci servono anche per produrre energia idroelettrica, stanno vivendo periodi difficili a causa della siccità. E questo va tenuto di conto ora che i periodi siccitosi saranno verosimilmente sempre di più. Serve capire come eventualmente modificare la tecnologia e come sviluppare ancora la nostra capacità di accumulo energetico.
Immagine: lago di Fiastra, in fondo diga. Foto propria.
Il paradosso della siccità
Oltre che come metodo per produrre energia idroelettrica, le dighe sono spesso nate come strumento di difesa contro la siccità: accumulano acqua nei periodi di abbondanza per renderla disponibile quando le piogge mancano e in più regolano il rischio di piene. Strumenti come il sistema di previsione dell'impatto della siccità sulle risorse idriche sviluppato dal servizio Copernicus per il clima permettono oggi di anticipare questi fenomeni.
Questa è la distribuzione geografica della produzione di energia idroelettrica (ogni regione mostra anche la propria evoluzione temporale).
Il problema è che la stessa siccità che le dighe dovrebbero attenuare sta erodendo la loro capacità di produrre energia elettrica. In Italia la produzione idroelettrica nazionale è crollata del 36% dal 2021 al 2022 passando da oltre 47 terawattora a circa 30 terawattora, un anno che per l’ISAC del CNR è stato il peggiore per la disponibilità d'acqua dal 1800. Nell'estate del 2022 il calo mensile della produzione idroelettrica rispetto all'anno precedente ha toccato punte del 42%. In Europa la situazione è analoga: la siccità che ha colpito il Danubio ha interessato i molti paesi in cui il fiume scorre, che hanno risposto alla crisi in modo molto diverso. L’Ungheria ha poco accumulo ed è forse il paese messo peggio, in Serbia la siccità ha indebolito il raffreddamento delle centrali a carbone, così come quelle nucleari in Romania, la Slovacchia e l’Austria invece hanno retto meglio il colpo grazie alle pompe di raffreddamento, la Bulgaria ancora di più grazie a buoni sistemi di accumulo energetico.
Purtroppo, la produzione di energia idroelettrica dipende sempre di più da variabili climatiche che possono cambiare da un anno all’altro. Nel peggiore scenario IPCC (quello ancora peggiore, l’8.5, è ora stato eliminato) la siccità causerebbe perdite idroelettriche globali di 52-173 terawattora all’anno con cali del 28-49% (secondo quanto detto alla conferenza della European Geosciences Union EGU 2026). In Europa le perdite sarebbero minori (12-36 terawattora all’anno, -21-46%), ma variabili per paese: Francia, Spagna, Italia, Norvegia e Svezia soffrirebbero soprattutto di siccità lunghe; Ungheria e Svizzera di siccità frequenti; Moldavia, Lettonia e Grecia di siccità intense. Le centrali piccole e medie (cioè sotto i 100 megawattora) sosterrebbero circa il 56% delle perdite europee.
E quando il ghiacciaio che alimenta la diga scompare?
Molte dighe alpine sono state progettate decenni fa contando su un apporto costante di acqua di fusione glaciale e su versanti stabilizzati dal permafrost. Con il ritiro accelerato dei ghiacciai, questo scenario sta cambiando: come racconta un reportage della Radiotelevisione svizzera, lo scioglimento dei ghiacciai sta già avendo conseguenze dirette sulla stabilità e sulla gestione delle dighe elvetiche; si è arrivati anche a proporre di costruire nuove dighe nel bacino lasciato libero dal ghiacciaio del Trift.
A complicare le cose c’è un ulteriore fenomeno, nominato GLOF, Glacial Lake Outburst Flood: un'improvvisa rottura della barriera di ghiaccio o di detriti morenici che trattiene un lago glaciale, con conseguente rilascio di enormi volumi d'acqua a valle. Come successo in Nepal. Gli eventi GLOF possono avere portate di picco estremamente elevate e il ritiro dei ghiacciai causato dal riscaldamento globale può favorire l'espansione dei laghi glaciali e la perdita del sostegno della barriera di ghiaccio.
Resta comunque difficilissimo prevedere per tempo simili tragedie, perché i collassi glaciali dipendono da un intreccio di fattori (temperatura, pressione idrostatica, instabilità dei versanti, …) che i modelli attuali faticano a cogliere con anticipo sufficiente. Per colmare questa lacuna sono nate anche piattaforme di monitoraggio dedicate come GlacierDam (un'organizzazione non-profit dedicata alla preservazione dei ghiacciai), che raccolgono e condividono dati sull'evoluzione dei laghi glaciali nelle diverse catene montuose del mondo. Un caso di studio particolarmente istruttivo è quello del ghiacciaio Shisper nel Karakoram, dove una ricerca pubblicata sul Journal of Glaciology ha documentato come, in seguito a una fase di avanzata rapida del ghiacciaio, si siano formati e prosciugati più volte nel giro di pochi anni laghi glaciali effimeri, del tutto imprevedibili con gli strumenti tradizionali.
Le concessioni idroelettriche in Italia
Nel nostro paese ci sono quasi 5000 impianti idroelettrici. Il settore vale oltre 37 miliardi di euro di produzione e 19 miliardi di export, con una filiera che comprende circa 150 tecnologie diverse, per il 70% delle quali l'Italia è tra i primi tre produttori europei. Ma l'86% delle concessioni idroelettriche è già scaduto o scadrà entro il 2029, un dato che da anni tiene bloccato ogni piano di investimento di lungo periodo, come specifica uno studio Teha-Enel dello scorso anno.
Il nodo nasce dal 1999, quando il decreto Bersani stabilì che, allo scadere degli affidamenti esistenti, le concessioni dovessero essere riassegnate tramite gara pubblica; da allora, però, le scadenze sono state ripetutamente prorogate, aprendo un lungo contenzioso con la Commissione Europea. La legge annuale sulla concorrenza del 2021 (che era una condizione per incassare la terza rata da 18,5 miliardi di euro del Pnrr) impone ora un'accelerazione sui bandi. Il modello francese, che viene spesso indicato come una possibile soluzione al nodo delle concessioni, funziona così: lo Stato riscatta i contratti esistenti e mantiene la proprietà delle infrastrutture, gli operatori storici restano alla guida degli impianti, allo stesso tempo per rispettare le norme europee sulla concorrenza Électricité de France dovrà “aprire” il 40% della sua capacità flessibile ai concorrenti, mettendo a disposizione di terzi una capacità idroelettrica "virtuale" per 20 anni. La concorrenza così è assicurata sulla capacità produttiva "virtuale", non sulla governance delle dighe stesse visto che la gestione fisica degli impianti non è ceduta al mercato.
In ogni caso una soluzione va trovata, tenendo conto anche del fatto che le vecchie dighe sono state concepite in un contesto storico e idrico che non è più quello attuale.
