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Facciamo il punto sull'installazione di accumuli a batterie di grande scala in Italia (aggiornamento maggio 2016)


Articolo pubblicato nel gennaio 2014

Forse pochi sanno che in Italia stanno per essere installati sistemi di accumulo elettrochimico dell'energia elettrica, ovvero delle batterie, per diverse decine di megawatt in potenza e centinaia di megawattora in energia. Allo stesso modo pochi sanno che l'Italia grazie a questo e altri progetti è probabilmente il paese più all'avanguardia al mondo nell'implementazione di reti intelligenti (smart grid) e sistemi di accumulo, tanto da attrarre l'interesse di molte tra le più importanti aziende che operano nel settore e diventare un punto di riferimento per tutte le istituzioni che intendono avviare progetti simili nel loro paese.
Diciamo che, una volta tanto, l'Italia sta facendo la parte del paese innovatore e non si sta limitando ad andare al traino di altri.

1) Le batterie come supporto alla produzione rinnovabile

Il progetto principale sui sistemi di accumulo è finanziato da Terna S.p.A., l'azienda che gestisce la rete di trasmissione in alta tensione e il dispacciamento dell'elettricità nel nostro paese. Su questo sito delle intenzioni di Terna se ne era già parlato più di un anno fa nell'articolo che metteva in evidenza i problemi e le anomalie causati al sistema elettrico dalla diffusione delle nuove rinnovabili. Tra gli interventi previsti per migliorare la situazione c'era proprio l'installazione di batterie allacciate direttamente alla rete elettrica.

Come spiegato in quell'articolo, le nuove fonti di energia rinnovabile (in particolare eolico e fotovoltaico) sono non programmabili e quindi non possono svolgere funzioni essenziali per il sistema elettrico come la regolazione e il bilanciamento. Per questo motivo è sempre richiesto che ci sia nello stesso momento una quota minima di fonti programmabili (principalmente termoelettrico) a fare da copertura e supporto. Inoltre tali fonti rinnovabili richiedono una ulteriore quota di copertura per compensare la discontinuità di produzione di breve periodo (intermittenza) di cui sono affette, copertura che oltretutto deve essere ben flessibile.

A parte la questione della copertura c'è poi da considerare che le fonti non programmabili e intermittenti tendono a causare fenomeni di congestione delle linee elettriche nei momenti di massima produzione, ovvero dei temporanei sovraccarichi che impediscono di poter trasportare liberamente l'energia elettrica, isolando porzioni della rete e rendendo necessario a volte ridurre forzatamente la produzione (come accade da anni per l'eolico).

I sistemi di accumulo a batterie sono utili perché in pratica possono svolgere la stessa funzione di copertura e supporto offerta dalle centrali elettriche delle fonti programmabili o, per meglio dire, le fonti rinnovabili non programmabili affiancate da batterie possono operare come fossero fonti programmabili, sostituendole e superando in questo modo i limiti tecnici di ulteriore espansione.
Le batterie rappresentano addirittura un'alternativa migliore al supporto delle centrali di produzione perché:

  • Come sistemi di accumulo offrono un servizio doppio: possono prelevare energia dalla rete quando ce n'è troppa, accumulandola; possono immettere energia in rete quando c'è richiesta. Ovviamente un semplice impianto di produzione è in grado di offrire solo il secondo servizio. Tale caratteristica consente di risolvere i fenomeni di congestione delle linee detti in precedenza, accumulando le eccedenze di produzione ed evitando di dover ricorrere a modulazioni forzate.
  • Al contrario di altri sistemi di accumulo, come gli impianti a pompaggio, la cui costruzione è vincolata alla presenza in loco di adeguati requisiti geologici e ambientali, le batterie possono essere posizionate ovunque, anche in tempi rapidi, magari proprio in prossimità dei punti della rete dove ce n'è più bisogno. Inoltre i sistemi a batterie sono in genere modulari e trasportabili, quindi possono essere facilmente riconfigurati in base alle esigenze.
  • Hanno tempi di risposta molto rapidi, ovvero si può considerare una fonte caratterizzata da ultra flessibilità, il che la rende particolarmente efficiente nello svolgere le funzioni di regolazione e bilanciamento del sistema elettrico.
  • Sono un sistema di accumulo distribuito sul territorio, caratteristica che condividono con le nuove fonti rinnovabili, con le quali quindi si integrano perfettamente.

Non c'è da sorprendersi quindi che Terna abbia optato con decisione per questo tipo di soluzione, anche perché rappresenta per l'azienda la possibilità di gestire direttamente parte dell'energia che transita sulle sue reti, settore di mercato che finora le era escluso.

Ovviamente ci sono anche alcuni aspetti critici di questa tecnologia, altrimenti sarebbe già stata implementata da tempo. La questione fondamentale è che i sistemi a batteria sono ancora molto costosi rispetto a sistemi di accumulo tradizionali, come gli impianti a pompaggio. Inoltre l'uso esteso e intensivo di batterie di grande scala è un settore di impiego sul quale non c'è adeguata esperienza pregressa. Esistono numerose tipologie di batterie, ognuna con le sue specifiche caratteristiche, ma finora nessuna si è imposta come la soluzione "definitiva". Insomma, è ancora un settore in fase di sperimentazione e apprendimento.

2) I progetti di Terna

E` quindi molto interessante andare a vedere nel dettaglio i progetti di Terna, per capire come si è mossa l'azienda e quali scelte ha fatto. Come al solito in giro si trovano più che altro informazioni frammentarie che impediscono di farsi bene il quadro della situazione.

Io credo che il modo migliore di partire sia citare la fonte originale, in questo caso Terna Plus, la società del gruppo Terna responsabile dello sviluppo nei nuovi settori di mercato. In merito ai sistemi di accumulo è stato pubblicato sul sito web il seguente comunicato che riporto interamente suddiviso in più parti:

Comunicato Terna Plus
«
Terna, da sempre all’avanguardia sul fronte delle nuove tecnologie, ha confermato il proprio impegno a garantire la gestione in sicurezza ed economicità della rete, avviando un’innovativa agenda in campo di sistemi di accumulo. L’ambizioso programma si articola in due macro-progetti - Piano di Sviluppo 2011, e Piano di Difesa 2012 -  che prevedono l’installazione di diverse tipologie di sistemi con caratteristiche tecnologiche rispondenti alle esigenze delle funzioni e dei servizi che andranno ad erogare. I due macro-progetti sono stati presentati dal TSO [Transmission System Operator, gestore rete di trasmissione, n.d.r.] all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) alla fine del 2012, dando particolare evidenza alla valenza di tali proposte per l’intera industria energetica italiana, in quanto oltre a contraddistinguersi per l’alto contributo innovativo, hanno anche il merito di essere uniche nel loro genere e scopo: un vero primato mondiale oltreché un’occasione per ridare prestigio alla nazione. »

Si intuisce da questo primo paragrafo la determinazione di Terna nel voler entrare in questo nuovo settore e la connotazione fortemente innovativa e un po' patriottica che vuole dare al progetto. D'altra parte Terna è il primo gestore di rete di trasmissione al mondo ad aver programmato l'utilizzo integrato di sistemi di accumulo a batterie.
Si fa riferimento a due macro-progetti: il Piano di Sviluppo 2011 e il Piano di Difesa 2012.

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Comunicato Terna Plus
« Il primo progetto, introdotto nell’ambito del Piano di Sviluppo 2011, sarà utile a garantire maggiore flessibilità nella gestione degli impianti a fonte rinnovabile e ad incrementare la capacità della rete elettrica di accettare l’”energia verde”. All’atto pratico i 35 MW cumulativi presentati nei 6 progetti “Energy Intensive” permetteranno di recuperare, nei 2 anni di sperimentazione, centinaia di GWh di energia prodotta da impianti eolici e ad oggi tagliata, quantificabili in un notevole risparmio economico per l’intero sistema paese, oltreché in un beneficio per l’ambiente, grazie alla proporzionale cospicua riduzione di emissione di CO2. »

Quindi l'introduzione di sistemi di accumulo era già stata programmata nel Piano di Sviluppo della rete 2011, nel quale viene indicato un obiettivo generico di 130 MW di batterie da installare (nel piano sviluppo 2012 è portato a 240 MW). Infatti è proprio dal 2011 che attraverso opportuni interventi legislativi (il D.lgs. 3 marzo 2011 n.28 e il D.lgs. 1 giugno 2011 n.93) Terna è stata autorizzata all'installazione e gestione di sistemi di accumulo, e in particolare di batterie, per facilitare il dispacciamento delle nuove fonti rinnovabili non programmabili.
Per ora però è stato deciso di avviare solo una fase sperimentale che prevede l'installazione di valori inferiori a quelli citati. Come scritto, sono previsti 35 MW in sei distinti progetti "Energy Intensive", ovvero orientati ad avere valori più elevati di accumulo dell'energia piuttosto che di potenza erogata. Le batterie, infatti, a seconda delle caratteristiche della tecnologia utilizzata, tendono a privilegiare un aspetto sull'altro. Nel sintetico comunicato Terna Plus paradossalmente viene citato solo il valore della potenza (35 MW), che è il meno interessante in questo caso, e non vengono forniti altri dettagli.

Per avere qualche informazione in più si può far riferimento alla delibera dell'AEEG 66/2013/R/EEL che ha approvato il progetto nella sua forma finale. Si può così avere una lista più dettagliata dei sei progetti Energy Intensive:

Delibera AEEG 66/2013/R/EEL
« I 6 (sei) progetti proposti, per una capacità complessiva pari a circa 35 MW, congruenti con la potenza autorizzata dal MSE nell’ambito dell’approvazione del Piano di Sviluppo 2011, insistono su due “porzioni di rete critica” ai sensi del comma 3.2 della deliberazione 288/2012/R/eel , ed in particolare:
- i progetti denominati “A1” e “A2” (di capacità pari a 40 MWh ciascuno) prevedono l’installazione di SdA lungo la direttrice critica della Rete di Trasmissione Nazionale “Campobasso - Benevento 2 - Volturara - Celle San Vito” (presso il medesimo nodo della rete);
- i progetti denominati “B1” e “B2” (di capacità pari a 40 MWh ciascuno) prevedono l’installazione di SdA lungo la direttrice critica della Rete di Trasmissione Nazionale “Benevento 2 - Bisaccia 380” (presso il medesimo nodo della rete);
- i progetti denominati “C1” e “C2” (di capacità rispettivamente pari a 40 MWh e 32 MWh) prevedono l’installazione di SdA lungo la direttrice critica della Rete di Trasmissione Nazionale “Benevento 2 - Bisaccia 380”, cioè la stessa direttrice per cui sono proposti i progetti “B1” e “B2” ma presso un nodo differente della rete; »

Quindi ad una potenza complessiva di 35 MW corrisponde una capacità di accumulo di 232 MWh, ovvero ciascuno dei sei progetti è circa di 6 MW di potenza per 40 MWh di accumulo.
Per capire un po' meglio questi valori si può dire che queste batterie sono in grado di immettere (o prelevare) energia dalla rete alla potenza indicata per circa 7 ore (40/6), oppure che mettono a disposizione la loro capacità di accumulo per un 15% ogni ora (6/40); in quest'ultimo caso il valore viene spesso identificato con un coefficiente associato alla lettera "C" (0,15 C).
In effetti nel campo delle batterie un coefficiente di scarica (o carica) di 0,15 C è un valore basso e identifica proprio una tecnologia specializzata nell'accumulo di grandi quantità di energia a scapito della potenza.
Va detto che i valori di potenza in carica e scarica possono non essere uguali, come i relativi coefficienti. In genere viene preso come valore di riferimento la potenza di scarica.

Ma quale tecnologia è stata scelta da Terna?
La delibera dell'AEEG non lo specifica volutamente per questioni di riservatezza legate alle successive gare di appalto. Da notare come nel testo si faccia spesso riferimento alla necessità testare tipologie di batterie diverse per ridurre il rischio tecnologico. Come detto, infatti, non esiste ancora un'adeguata esperienza nel campo dei sistemi di accumulo elettrochimici di grande scala, quindi alcune tecnologie potrebbero rivelarsi non soddisfacenti.
Sembra però che per questo specifico campo di utilizzo Terna abbia già le idee molto chiare su quale sia la tecnologia più affidabile e competitiva perché ne ha proposta solo una per tutti i progetti, tanto da costringere l'Autorità e la Commissione di valutazione a chiedere chiarimenti. In sintesi la risposta di Terna è stata:

Delibera AEEG 66/2013/R/EEL
«
(...) la soluzione tecnologica individuata nei progetti pilota è quella che minimizza i costi di investimento nel rispetto del rapporto energia/potenza necessario per raggiungere gli obiettivi dichiarati; »

Si desume quindi che a parità di affidabilità la tecnologia scelta sia attualmente di gran lunga la più economica, oltre al fatto che ovviamente in questo modo è possibile sfruttare maggiori economie di scala.

Ma allora, si sa qual è questa tecnologia?
Si, oggi  lo sappiamo, perché i bandi di gara per aggiudicarsi la fornitura si sono già svolti, quindi si può facilmente trovare qualche notizia sugli esiti.
E` stata scelta la tecnologia delle batterie "termiche" ai sali fusi sodio-zolfo (NaS) e il fornitore sarà la giapponese NGK che praticamente è l'unico grande produttore di questo tipo di batterie.

Le batterie termiche sono così chiamate perché per poter funzionare devono raggiungere internamente delle temperature di qualche centinaio di gradi, sufficienti a far fondere alcuni dei sali utilizzati come componenti. Le sodio-zolfo hanno una temperatura operativa di 300-350°. Tale caratteristica crea qualche problema di operatività e sicurezza che ne limita l'uso ad impianti di grande scala. E` un tipo di batteria apprezzato proprio per la sua densità energetica, il gran numero di cicli di ricarica e l'efficienza. Non è scopo di questo articolo fare un'analisi dettagliata di tutte le caratteristiche tecniche delle varie tecnologie di batterie, quindi se siete interessati potete trovare informazioni più specifiche su wikipedia o cercando in rete.

Le batterie NaS sono state sviluppate da NGK Insulators Ltd. in cooperazione con la TEPCO Incorporated. Se questo ultimo nome non vi pare nuovo è perché si tratta della stessa azienda proprietaria del noto impianto nucleare Fukushima Daiichi danneggiato nel marzo 2011 dal terremoto/maremoto causando il secondo più grave incidente nucleare di sempre. Qua invece fornirà batterie per le fonti rinnovabili. Sembra strano, eh?

Secondo la notizia citata, l'accordo di fornitura con il gruppo giapponese prevede l'acquisto di un massimo di 70 MW complessivi, con i primi 35 MW già acquistati per un valore di circa 100 milioni di euro. In effetti è possibile trovare anche l'esito del bando di gara d'appalto in data maggio 2013 dal quale risulta una cifra complessiva di 212,65 milioni di euro.
Da notare che tale esito fa riferimento ad un bando d'appalto indetto da Terna già nel novembre 2011 per la fornitura di tutti i 130 MW del Piano di Sviluppo, con addirittura l'opzione per ordinarne altri 130 MW. Come si è visto, per ora, si è proceduto solo con una fase sperimentale con valori più modesti ma è già tutto pronto per iniziare a "fare sul serio".
Per i 35 MW già ordinati, consultando altre notizie, sembra che Terna abbia intenzione di aprire i cantieri entro la fine del 2013 e chiudere i lavori entro la metà del 2014.

Come descritto nel comunicato Terna Plus l'uso di batterie con capacità di accumulare grandi quantità di energia ha come scopo più immediato quello di riuscire a recuperare una parte della mancata produzione eolica dovuta alla necessità di limitare forzatamente gli impianti per il sovraccarico delle linee elettriche (in questo modo sono stati persi 229 GWh nel 2011 e 151 GWh nel 2012). Infatti le linee elettriche indicate per l'allaccio delle batterie si trovano tutte in una zona compresa tra le province di Foggia, Benevento e Avellino dove si ha la massima concentrazione di potenza eolica (vedi immagine rapporto statistico GSE 2012).

Il ciclo di vita convenzionale dei sistemi a batteria è stato fissato in 12 anni ed è previsto che Terna renda disponibile all'AEEG un rapporto semestrale per i primi due anni con dati e indicatori utili a valutare i risultati della sperimentazione ed una relazione finale (vedi delibera 288/2012/R/EEL). 

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Comunicato Terna Plus
« Il secondo progetto, già approvato dal MiSE nell’ambito del Piano di Difesa 2012, provvederà ad incrementare la sicurezza dei sistemi elettrici delle isole maggiori tramite 40 MW di sistemi di accumulo con caratteristiche “Power Intensive”. Data la forte componente innovativa di questi sistemi, Terna ha espresso l’intenzione di procedere con gli  investimenti previsti nel Piano di Difesa in due fasi: la Prima fase, Storage Lab, prevede la realizzazione di 16 MW (8 MW a Ottana in Sardegna, e 8 MW a Caltanissetta in Sicilia) di impianti di accumulo “pilota” multi-tecnologia; la Seconda fase prevede la successiva installazione su più larga scala dei restanti 24 MW (12 MW in Sicilia, e 12 MW in Sardegna). In questo contesto lo Storage Lab ha come obiettivo principale la validazione delle prestazioni delle diverse tecnologie considerate, e l’ingegnerizzazione dell’intelligenza atta a garantirne l’integrazione negli attuali sistemi di controllo e difesa della RTN.

Le batterie dello Storage Lab verranno fornite da un ampio panorama di aziende nazionali ed internazionali. Oltre ad offrire il previsto supporto per la gestione sicura della rete elettrica di riferimento, lo Storage Lab ospiterà le attività di sviluppo di applicazioni in ambito Smart Grid. Questa sfidante attività, coordinata dalla controllata Terna Plus, include il coinvolgimento di università ed enti di ricerca italiani ed esteri. Nell’intento dell’azienda il prodotto finale di tale sperimentazione promette di essere rivoluzionario per la gestione delle reti elettriche, oltre ad offrire nuove opportunità all’intera industria dei sistemi di accumulo. »

Il Programma per l’adeguamento e il miglioramento dei sistemi di difesa per la sicurezza del sistema elettrico 2012-2015 (in sintesi Piano di Difesa 2012) può essere considerato una specie di integrazione rispetto ai Piani di sviluppo rete ed è stato approvato dal Ministero e presentato all'AEEG già a ottobre 2012. Non sembra essere disponibile in rete un testo completo di tale documento. Comunque le informazioni contenute nel comunicato sono abbastanza soddisfacenti.
Questa volta la tecnologia di accumulo utilizzata deve essere "Power Intensive", ovvero deve privilegiare la capacità di erogare elevate potenze in tempi brevi, anche a discapito della capacità di accumulo totale. Si tratta di una tecnologia sulla quale c'è ancora meno esperienza rispetto al tipo precedente, non a caso è stato avviato per primo un progetto pilota di dimensioni ben più piccole.
La volontà di ridurre il rischio tecnologico e acquisire più informazioni possibili sulle diverse soluzioni ha portato stavolta l'AEEG ad obbligare l'uso di almeno due tecnologie differenti per ogni sito di installazione (vedi delibera 43/2013/R/EEL, pag.5).

Quali tecnologie?
Come già accaduto in precedenza, per questioni di riservatezza le delibere AEEG non citano questa informazione, ma allo stesso modo, essendo già passato diverso tempo è possibile trovare qualche notizia sull'esito delle gare di appalto dei lavori.
Per sapere cosa cercare si può far riferimento alle informazioni rilasciate da Terna stessa in questo articolo sul suo sito webmagazine:

webmagazine.terna.it
« (...) dopo il primo bando da 10MW basato sul litio, Terna ne ha promosso subito un altro, sempre nell’ambito dello storage lab, per la realizzazione di almeno 2 impianti da 1 MW complessivi con tecnologia al sodio. Proprio quest’ultimo segna un momento storico per il settore energetico visto che vedrà coinvolto il principale gruppo italiano del comparto batterie: FIAMM. »

Quindi sappiamo che dei 16 MW previsti relativi alla prima fase, 10 MW saranno con tecnologia al litio, ovvero agli ioni di litio (Li-ion). Rintracciando il testo del bando di gara e i relativi esiti è possibile sapere che la potenza sarà suddivisa in almeno cinque sistemi, il valore complessivo dell'appalto è di circa 17 milioni di euro e che i fornitori saranno: BYD, Samsung, Toshiba, SAFT, Siemens.

Quella al litio è una tecnologia molto versatile in grado di fornire buoni valori sia per la densità di energia che la potenza specifica oltre ad una elevata efficienza. Non a caso è molto usata per alimentare apparecchi portatili. E` generalmente considerato un tipo di batteria più "fragile" rispetto alle termiche e destinato ad avere una durata, in termini di cicli di ricarica, più breve. Anche i costi iniziali per l'impianto sono considerati tra i più elevati.

La seconda tecnologia citata è quella al sodio, ma non si tratta delle sodio-zolfo di cui si è parlato in precedenza; si tratta sempre di una batteria termica ai sali fusi ma la chimica utilizzata è basata sul sodio-cloruro di nichel (Na-NiCl2). Viene chiamata anche batteria ZEBRA, acronimo del gruppo di ricerca che l'ha inventata nel 1985 in Sud Africa (vedi Wikipedia).
Condivide molte delle caratteristiche delle sodio-zolfo offrendo però un maggiore spunto in potenza erogata e minore capacità di accumulo di energia (da qui l'utilizzo energy intensive). Inoltre la temperatura di esercizio è un po' più bassa (270-300°). Tali caratteristiche la rendono una batteria più versatile tanto che viene utilizzata sia in applicazioni su grande scala, sia in applicazioni residenziali e di mobilità.

Anche in questo caso è possibile rintracciare il bando di gara dal quale risulta che la fornitura riguarda, per la precisione, "due o più impianti per una potenza complessiva di almeno 1 MW". Guardando gli esiti si può sapere che i fornitori saranno GEMx Technologies (società del gruppo General Electric) per poco meno di 6 milioni di euro e, come già riportato con enfasi sul sito Terna, l'italiana FIAMM (in collaborazione con Tozzi Sud e Nidec ASI) per un valore di circa 10 milioni di euro.
Le batterie sodio-nichel prodotte da FIAMM in base a suo brevetto vengono commercializzate con il marchio SoNick.

Sul sito FIAMM è possibile reperire un comunicato stampa che fornisce qualche altro interessante dettaglio sull'evento:

www.fiamm.com
« mercoledì 4 settembre 2013 - Il Consorzio temporaneo di Imprese composto dalla capogruppo FIAMM Energy Storage Solutions, Tozzi Sud e Nidec Asi, si aggiudica l’assegnazione del bando indetto da Terna, che prevede la fornitura di 3 MW dedicati a soluzioni con tecnologia al sodio cloruro di nickel per la stazione elettrica di Codrongianos, nella Sardegna settentrionale.

La gara rientra nell’imponente piano di sicurezza, protezione delle reti e ammodernamento del sistema elettrico nazionale previsto da Terna - il primo gestore di reti di trasmissione ad alta tensione al mondo ad inserire i sistemi di Storage nei propri piani di sviluppo.

La sottostazione, che sarà realizzata da FIAMM Energy Storage Solutions con il Consorzio di Imprese, vede FIAMM quale fornitrice di 4 unità BESS FIAMM SPRING 164 per un totale di 256 accumulatori FIAMM Sonick, in grado di offrire una capacità di immagazzinamento di 4.150 kWh. L’impianto avrà il compito di stabilizzare la rete, andando ad immagazzinare l’energia della stazione elettrica per poi renderla disponibile durante i picchi di domanda elettrica e durante i cali di tensione. »

Quindi la potenza fornita da FIAMM sarà di 3 MW e la capacità di accumulo di 4,15 MWh. Ciò significa che le batterie saranno in grado di fornire 3 MW di potenza per 1,4 ore corrispondenti ad un coefficiente di scarica di 0,72 C (rispetto allo 0,15 C delle batterie sodio-zolfo).

Le unità BESS SPRING 164 contengono 64 batterie ST523 ciascuno e le specifiche tecniche standard prevederebbero 0,5 MW di potenza per 1,5 MWh di energia (coefficiente di scarica 0,33 C). Probabilmente tale valore era troppo basso per il campo di utilizzo richiesto, quindi sono stati scelti dei parametri più orientati alla potenza sacrificando parte della capacità di accumulo (che altrimenti per le quattro unità sarebbe stata di 6 MWh nominali per 2 MW di potenza).
Da notare che le specifiche standard prevedono un tempo di carica ben più lungo di quello di scarica (circa 2 volte e mezzo) quindi il relativo coefficiente è più basso. Anche le altre tecnologie presentano sicuramente una divergenza tra i due valori.
Tutti questi valori si riferiscono alla potenza massima gestibile in modo continuo. La potenza di picco sostenibile per brevi momenti (senza danneggiarsi) è sicuramente più elevata ed è un altro parametro importante da considerare.

Nel complesso i sistemi di accumulo capaci di offrire grandi potenze in tempi brevi sono specializzati nel fornire gli essenziali servizi di regolazione e bilanciamento del sistema elettrico, la cui adeguatezza, come detto all'inizio, è stata minata dallo sviluppo delle fonti rinnovabili intermittenti. Non a caso tutti i 40 MW del progetto power intensive è previsto che siano installati in Sicilia e Sardegna che avendo reti elettriche più isolate dal resto del paese risultano più esposte al rischio di malfunzionamenti.

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Comunicato Terna Plus
« Con le delibere ARG/elt 47/13 e ARG/elt 66/13 l’AEEG ha infatti riconosciuto a Terna l’alto valore innovativo che caratterizza i progetti proposti, ammettendo al trattamento extra incentivante I4 (+2%) gli investimenti relativi al progetto Piano di Sviluppo 2011 (35 MW di “Energy Intensive”) e alla Prima Fase del Piano di Difesa 2012 (i 16 MW “Power Intensive” dello Storage Lab). I restanti 24 MW previsti nella Seconda Fase del Piano di Difesa, verranno altresì incentivati con la formula tipicamente adottata per gli investimenti inerenti la sicurezza del sistema: I2 (+1.5%). L’approvazione dei progetti da parte dell’AEEG è stata supportata dalla valutazione di una commissione di esperti indipendenti e questo rafforza ancora di più la valenza e l’opportunità per il sistema e per il paese di proseguire in questo percorso di innovazione. »

Quindi, come tutti i lavori di ampliamento e sviluppo della rete elettrica, gli investimenti in sistemi di accumulo vengono remunerati attraverso la tariffa dei servizi di rete e misura sui consumi elettrici. In particolare in questo caso di tratta di investimenti dall'alto valore innovativo per i quali è previsto un tasso medio di remunerazione sul capitale investito più elevato.
L'incidenza per il consumatore è previsto che sia molto bassa, anche perché sono interventi destinati a portare contestualmente i benefici derivanti dalla soluzione dei problemi della rete di cui si è parlato (che dovrebbe tradursi in un sistema più efficiente e un beneficio in termini di prezzo dell'energia e costi di dispacciamento).
D'altra parte c'è poco da fare; in un futuro senza combustibili fossili a buon mercato l'energia sarà destinata inevitabilmente a costare di più, almeno considerando tutte le tecnologie alternative attualmente disponibili (rinnovabili o meno).

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Riepilogando tutti gli interventi sperimentali che sono già in fase di attuazione, Terna prevede di installare quindi circa 50 MW di potenza e 246 MWh di energia:

Tecnologia
Azienda
Potenza
(MW)
Energia
(MWh)
Valore
(M€)
Na-S
NGK/Tepco
35
232
106
Li-Ioni
BYD, Samsung, Toshiba,
SAFT, Siemens
10
7,2*
17
Na-NiCl2
FIAMM
3
4,15
10
General Electric 2*
2,8*
6
* Valori stimati

Considerando anche gli interventi già programmati nel breve termine si arriverebbe almeno a 169 MW di potenza e 950 MWh di energia. E si tratta comunque solo dell'attuazione dei piani indicati in precedenza, senza considerare gli sviluppi.

Come spiegato i sistemi di accumulo sono in grado di sostituire le centrali elettriche programmabili (in gran parte termoelettriche) nel ruolo di copertura e supporto alle fonti rinnovabili intermittenti e sono in grado di farlo anche in modo più efficiente. In una situazione come l'attuale, con i consumi che languono e le rinnovabili che crescono, un eventuale sviluppo su vasta scala dei sistemi di accumulo sarebbe un nuovo duro colpo per un termoelettrico già in crisi nera. Di fatto verrebbe tolta anche la possibilità, almeno in parte, di remunerarsi attraverso il cosiddetto "capacity payment" o "mercato dei servizi di flessibilità", un meccanismo, previsto ma non ancora attivo, attraverso il quale le centrali riceverebbero uno specifico compenso anche solo per il fatto di mettere a disposizione della potenza flessibile a copertura delle rinnovabili.

Ciò non vuol dire che il termoelettrico sia destinato a sparire tra breve. Si tratta pur sempre di una fonte che nel 2012 ha fornito ben 205 TWh di energia lorda con una potenza installata di circa 77 GW.
Inoltre tutti i sistemi di accumulo elettrochimico summenzionati sono concepiti come soluzioni per gestire una variabilità di produzione di breve termine (secondi, ore, giorni) ma non certo di lungo termine (stagioni, o addirittura anni). Per capirsi, in base a quanto si può dedurre dalle informazioni contenute nei rapporti mensili Terna, in Italia gli impianti idroelettrici a serbatoio (usati per una modulazione stagionale) possono accumulare al massimo della capienza circa 5.900 GWh di energia. Anche se il paragone non è perfetto, perché gli impianti a serbatoio non sono un sistema di accumulo completamente autonomo e volontario (dipendono in gran parte dagli apporti naturali dei corsi d'acqua), tale cifra risulta enorme se confrontata con le precedenti.
E` evidente quindi che per garantire una produzione stabile e affidabile su cicli medio-lunghi sarà necessario ancora per molto tempo continuare ad accumulare l'energia in una forma chimica (combustibili fossili o di sintesi) da usare in centrali termiche, come pure incrementare e sviluppare le forme di accumulo meccaniche (invasi idrici, aria compressa).
Ci sono poi altre soluzioni che non hanno a che fare con gli accumuli: il potenziamento della capacità di scambio di energia con l'estero; la maggiore diversificazione delle fonti rinnovabili (in modo che si compensino reciprocamente e garantiscano una produzione complessiva più regolare nel tempo).
Certo è che, in prospettiva, l'utilizzo esteso delle batterie porrebbe le basi di un nuovo modello di riferimento per il sistema elettrico nel quale la fonte termica tradizionale ha un ruolo diverso e meno determinante.

3) I progetti di Enel

Il principale produttore tradizionale di energia elettrica in Italia, Enel, non poteva certo rimanere immobile di fronte allo scenario appena descritto. Anzi, essendo anche proprietario della più grande rete di distribuzione dell'elettricità (cioè in prevalenza media e bassa tensione), il coinvolgimento nello sviluppo di soluzioni innovative che prevedono anche l'utilizzo di sistemi di accumulo elettrochimico è addirittura precedente ai piani di Terna. Già nel marzo 2010 l'AEEG con la delibera ARG/elt 39/10 scriveva:

Delibera AEEG ARG/elt 39/10
« - gli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili, individuati dalla Direttiva 2009/28/CE, e della cogenerazione ad alto rendimento, individuati dalla Direttiva 2004/8/CE, implicano un rilevante aumento della presenza di nuove unità di generazione diffusa sulle reti di distribuzione dell’energia elettrica ai livelli delle MT e BT [MT=media tensione; BT=bassa tensione, n.d.r.] e la struttura e le modalità di gestione tradizionale delle reti di distribuzione può costituire un potenziale ostacolo alla penetrazione della generazione diffusa, come evidenziato all’Allegato 2 alla deliberazione ARG/elt 25/09;

- le predette unità di generazione diffusa, specialmente qualora presenti in numero e taglia rilevante su limitate porzioni di territorio, facenti capo a un’unica linea di distribuzione dell’energia elettrica in MT, ovvero a un’unica interfaccia AAT/MT o AT/MT (cosiddetta cabina primaria) sono in grado di influenzare negativamente la qualità del servizio per tutta l’utenza sottesa, con particolare riguardo alla qualità della tensione; [AT=alta tensione; AAT=altissima tensione, n.d.r.] »

Le nuove fonti rinnovabili essendo caratterizzate da un gran numero di impianti di produzione di piccola potenza distribuiti sul territorio (generazione diffusa) sono allacciati prevalentemente alla rete di bassa e media tensione, in particolare il fotovoltaico con il 94,3% della potenza installata (dati rapporto annuale GSE 2012). Quindi la rete di distribuzione gestita in gran parte da ENEL rappresenta una sorta di "prima linea" nella gestione delle problematiche legate allo sviluppo delle rinnovabili.
I problemi sono simili a quelli descritti per le reti di trasmissione gestite da Terna anche se sono molto più localizzati e manca quindi la necessità di dover affrontare le questioni relative al sistema elettrico nel suo insieme.

La soluzione prevista per gestire questo nuovo contesto è l'adozione di una differente modalità nella distribuzione di energia elettrica implementando le cosiddette "reti intelligenti" o "smart grid":

Delibera AEEG ARG/elt 39/10
« (...) una smart grid si distingue da una rete di distribuzione dell’energia elettrica in MT e BT, gestita tradizionalmente, per la natura attiva della rete medesima e per il diverso grado di impiego di sistemi di comunicazione e controllo; »

Tradizionalmente una rete di distribuzione elettrica è esclusivamente "passiva", perché si limita a far defluire l'energia dalla rete di trasmissione nazionale verso i consumatori finali. La presenza della generazione diffusa ha fatto manifestare, per alcuni momenti dell'anno, fenomeni di inversione del flusso, con una risalita di corrente di bassa e media tensione verso le reti di alta tensione. Si parla in questo caso di reti "attive".
Per poter avere un adeguato controllo su una rete attiva è necessario introdurre dei sistemi di comunicazione che rendano disponibili informazioni sulla situazione di tutti i soggetti attivi e passivi collegati.

Anche nell'ambito di implementazione delle reti intelligenti l'Italia è probabilmente uno dei paesi più avanzati al mondo. L'introduzione del contatore elettronico telegestito con la capacità di comunicare dati con il gestore di rete, che è considerato uno dei passi fondamentali verso le reti intelligenti, è avvenuto in Italia già a partire dal lontano 2001 con il progetto Telegestore di Enel. Ormai da noi pratiche come la telelettura dei consumi, l'applicazione di prezzi legati alle fasce orarie o l'utilizzo dello scambio sul posto per gestire un impianto di produzione di energia rinnovabile sono cose che vengono date per scontate, ma all'estero ancora oggi sono molto pochi coloro che possono farlo, proprio perché manca un'infrastruttura adatta.

L'adozione di sistemi di accumulo è considerata parte integrante del progetto di sviluppo delle reti intelligenti:

Delibera AEEG ARG/elt 39/10
« - i sistemi di accumulo possono, a loro volta, essere funzionali alle attività di dispacciamento di impianti di produzione non programmabili come gli impianti da fonti energetiche rinnovabili;

- l’evoluzione tecnologica dei sistemi di accumulo sembra offrire anche nuove potenzialità di utilizzo strettamente funzionali alle attività proprie delle imprese distributrici, quali il miglioramento della qualità del servizio, la stabilizzazione della tensione e il controllo della frequenza. »

La delibera suggeriva l'avvio di progetti pilota e definiva modalità, procedure e remunerazione dell'investimento identici a quelli già visti per Terna (che cronologicamente sono successivi).

Ad oggi sembra che l'unico progetto finanziato attraverso questo sistema sia quello avviato ad Isernia nella realizzazione della prima rete intelligente italiana. Nel comunicato stampa rilasciato da Enel sul suo sito web nel novembre 2011 è indicato un investimento di 10 milioni di euro e la durata del progetto in 3 anni (vedi anche quest'altro articolo).

www.enel.com
« Nel progetto saranno coinvolte alcune migliaia di clienti. La rete intelligente pilota che fa capo alla Cabina Primaria di Carpinone comprende:
- Sistemi di previsione sulla produzione  di energia da fonti rinnovabili
- Sensori per il monitoraggio avanzato delle grandezze elettriche di rete
- Interazione con i produttori per la regolazione avanzata dei flussi sulla rete
- Uno storage basato sulla tecnologia delle batterie agli ioni di litio, della potenza di 0,7MW (0,5 MWh), per la modulazione dei flussi di energia, realizzato da Siemens su specifica Enel
- Colonnine per la ricarica di vetture elettriche
- Apparati domestici che permettono al cliente di verificare istantaneamente l’andamento dei consumi »

Anche Enel, quindi, utilizzerà la tecnologia al litio e il fornitore sarà Siemens. Secondo questi dati il sistema di accumulo ha un coefficiente di scarica di 1,4 C per una durata di 0,71 ore (circa 43 minuti). Sembra quindi che la tecnologia agli ioni di litio sia ancora più orientata all'erogazione di elevate potenze in tempi brevi rispetto alla tecnologia sodio-cloruro di nichel vista in precedenza (0,72 C). D'altra parte lo scopo di Enel è quello di gestire prevalentemente periodi brevi di sovraccarico delle reti, là dove un sistema a batterie può risultare più economico che dover potenziare tutti gli altri apparati elettrici coinvolti (vedi Piano di Sviluppo 2013-2015 pag.68). Ovviamente la cifra di investimento indicata riguarda tutto il progetto smart grid e non solo le batterie.

Da come la stessa Enel riporta la notizia, comunque, non è chiaro se il sistema di accumulo sia già stato implementato. Il fatto di non essere riuscito a trovare il bando di appalto della fornitura di batterie o altre notizie specifiche in proposito fa pensare che quella parte del progetto debba ancora essere messa in opera.

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Un altro progetto è stato finanziato invece attraverso il Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico (POI Energia) che utilizza fondi europei e nazionali e riguarda quattro regioni italiane: Calabria, Campania, Puglia e Sicilia. Gli interventi prevedono il potenziamento delle reti in media tensione e la creazione di reti intelligenti con la possibilità di sperimentare sistemi per l’accumulo di energia elettrica direttamente presso alcune Cabine Primarie (trasformazione da AT a MT).
Qualche dettaglio in più è fornito nel Piano di Sviluppo 2013-2015 (pag.68):

PdS 2013-2015 Enel
« Enel Distribuzione, nella prospettiva di progressiva riduzione del costo di tali dispositivi, intende testare i possibili utilizzi degli ESS [Electrical Storage System, n.d.r.], sia per applicazioni lungo la rete MT che per applicazioni in Cabina Primaria. In particolare nell’anno 2013 verranno realizzati i lavori per l’installazione dei primi tre apparati finanziati nell’ambito del progetto POI:
- C.P. Campi Salentina – Puglia
- C.P. Chiaravalle – Calabria
- C.P. Dirillo – Sicilia »

Quindi questi dovrebbero essere i primi interventi previsti e nel Piano sono elencate altre 44 cabine primarie dove potrebbe essere necessario in futuro installare altri sistemi di accumulo.
In questo caso è stato possibile trovare il bando di gara d'appalto che per oggetto indica "Nr. 4 sistemi di accumulo stazionario di energia elettrica in range di potenza 1-2 MVA ed energia 0,5-2 MWh" senza indicare una tecnologia di riferimento. In base all'esito i fornitori saranno tre: ABB S.p.A., NEC Italia S.p.A., SAET S.p.A.. Non è indicato però il valore delle forniture.

Per quanto riguarda ABB si può trovare qualche informazione in più facendo riferimento ad un comunicato del maggio 2013 sul sito web italiano:

www.abb.it
« Il sistema sarà integrato nella cabina primaria di distribuzione situata in Contrada Dirillo nella provincia di Ragusa, nella Sicilia meridionale, avrà una potenza nominale di 2 megawatt (MW) e sarà in grado di erogare potenza fino a 30 minuti. e sarà alloggiata in tre container preassemblati in fabbrica, due dei quali destinati ai blocchi di batterie al litio e il terzo ai sistemi di conversione e gestione. »

Quindi anche per ABB abbiamo l'uso della tecnologia al litio per un sistema di accumulo di 2 MW di potenza e 1 MWh di energia. In questo caso il coefficiente di scarica raggiunge addirittura 2 C per una durata di 30 minuti.

Anche per NEC è possibile trovare un comunicato stampa (in inglese) risalente a ottobre 2012:

www.nec.com
« Enel Distribuzione (Enel), Italy's largest distribution system operator, has awarded NEC Corporation (NEC; TSE: 6701) a contract for the supply of one of the largest storage systems based on lithium-ion-manganese technology in Europe.
NEC's 2MVA/2MWh Energy Storage Systems (ESS) will improve service quality and continuity for alternative energy generation (...)
Distribution system operator Enel will install NEC's ESS in the Chiaravalle power substation site in the Calabria Region and investigate the possibility of a new energy distribution service. »

Quindi per NEC ancora tecnologia agli ioni di litio, però con un rapporto potenza-energia dichiarato di 1 C (2 MW per 2 MWh).

Infine per la commessa SAET si può far riferimento ad un comunicato della SAFT (la fornitrice delle batterie) dell'aprile 2013:

www.saftbatteries.com
« (...) fornirà un sistema di accumulo dell’energia (ESS) agli ioni di litio ad alta potenza per supportare l’integrazione delle risorse di energia rinnovabile nella rete di Enel Distribuzione nell’Italia meridionale.
Il sistema, in grado di fornire 2 MW di potenza e 1 MWh di accumulo di energia (...)

(...) saranno installate e messe in servizio presso una sottostazione primaria dedicata all’approvvigionamento energetico della regione Puglia all’autunno del 2013. »

Quindi sempre tecnologia al litio e ancora una potenza di 2 MW per 1 MWh di energia (2 C per 30 minuti).

Con questa commessa abbiamo completato perfettamente la lista dei primi tre interventi indicati nel Piano di Sviluppo. La gara di appalto prevedeva però quattro sistemi, quindi una delle tre aziende suddette si è aggiudicata due lotti ma non saprei dire quale. Probabilmente la quarta batteria verrà installata in una delle 44 cabine primarie elencate nel Piano di Sviluppo.
In base alla cronologia dei comunicati e alle informazioni fornite tutti e tre i sistemi dovrebbero essere ad oggi già installati ma non ho notizie certe in proposito.

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L'ultima iniziativa di Enel che prevede l'impiego di sistemi di accumulo è quella avviata nell'ambito del progetto Grid4EU, finanziato dalla Comunità Europea. Scopo del progetto è di avviare in sei paesi europei altrettanti sistemi dimostrativi di reti intelligenti finalizzati a migliorare la gestione della generazione distribuita. In particolare il sistema italiano è mirato all'integrazione delle rinnovabili allacciate alla rete di media tensione. Il progetto verrà realizzato in Emilia Romagna nella zona di Forlì-Cesena con un budget di 8,2 milioni di euro.

Secondo quanto scritto in fondo a questo articolo sul sito Enel in aprile 2013, il progetto prevede anche l'installazione di un sistema di accumulo da 1 MW commissionato a Loccioni su batterie Samsung.
In effetti esiste sul sito web Loccioni un comunicato che riporta qualche dettaglio dell'evento:

energy.loccioni.com
« Loccioni e Samsung SDI sono stati selezionati da Enel per la fornitura di un sistema di storage da 1 MWh, nell’ambito del progetto Europeo Grid4EU, finalizzato allo sviluppo e implementazione di soluzioni avanzate per le smart grid.

Il progetto dimostrativo di Enel, che sarà sviluppato in Emilia Romagna, è focalizzato sull’integrazione in rete della generazione distribuita da fonti rinnovabili, attraverso la realizzazione di un sistema di controllo e l’utilizzo di un dispositivo di storage basato su tecnologia agli ioni di litio. »

Si tratta quindi di una batteria da 1 MW di potenza per 1 MWh di accumulo (1 C) ancora una volta basata sulla tecnologia agli ioni di litio.
Secondo le notizie riportate sul sito Grid4EU, il progetto italiano in questo momento dovrebbe aver praticamente concluso la fase preparatoria e iniziato quella operativa di installazione.

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Riassumendo, tutti gli interventi già operativi o in corso d'opera gestiti da Enel prevedono l'installazione complessiva di batterie per circa 7,7 MW di potenza e 5,5 MWh di energia:

Tecnologia
Azienda
Potenza
(MW)
Energia
(MWh)
Valore
(M€)
Li-Ioni
Siemens
0,7
0,5
10*
ABB
2
1
?
NEC
2
2
?
SAFT/SAET 2
1
?
Samsung/Loccioni 1 1 8,2*
* Spesa del sistema rete intelligente+batterie

In prospettiva, se venissero installati sistemi di accumulo in tutte le 44 cabine primarie indicate nel PdS 2013-2015, si arriverebbe a circa 100 MW per 70 MWh (ma non c'è niente di preciso in programma per ora).

Per Enel la scelta di investire in sistemi di accumulo, oltre ad essere una necessità per questioni tecnico-economiche relative alla corretta gestione della rete, è sicuramente anche un modo per diversificare le proprie attività e coprirsi le spalle in una visione di lungo periodo. Se in futuro il sistema tradizionale di produzione basato su grandi centrali elettriche verrà progressivamente marginalizzato, Enel potrà comunque compensare con la gestione dei sistemi di accumulo che come detto sono essenziali in un contesto di elevata penetrazione di generazione diffusa rinnovabile e intermittente.
Non c'è da sorprendersi, quindi, che Enel non abbia preso molto bene il successivo interesse di Terna, poi autorizzato da opportuna normativa, ad operare direttamente nel settore degli accumuli. D'altra parte Terna stessa si era sicuramente indispettita all'ipotesi che Enel potesse, attraverso gli accumuli e gli impianti di produzione allacciati alle proprie reti, assolvere in modo autonomo la funzione di dispacciamento delle utenze.
C'è da dire che Enel all'inizio non si era mostrata molto convinta di investire in questo settore e, come si è visto, pur usufruendo di procedure e incentivi fin dal 2010, solo recentemente è stato concluso qualcosa di significativo.
In base a come sono andate le cose, l'impressione è che sia stata Terna, in virtù dei cospicui progetti avviati e programmati, ad imporsi come principale attore sulla scena degli accumuli elettrochimici e gestione della produzione rinnovabile in Italia. Nell'affrontare la questione sembra quindi aver vinto, almeno per ora, una visione "di sistema", orientata a salvaguardare il buon funzionamento della struttura portante della rete elettrica nazionale (la rete di alta tensione gestita da Terna). Va ricordato che sia Terna che Enel sono due aziende a partecipazione pubblica e questo sicuramente ha influenzato tutta la vicenda.

4) Le prospettive per il mercato delle batterie e il ruolo dell'Italia

Dopo questa lunga lista di informazioni, tra bandi di gara e comunicati stampa, una cosa risulta sicuramente chiara: ormai tutte le aziende del mondo che vendono beni e servizi nel settore elettrico offrono soluzioni basate su reti intelligenti e sistemi di accumulo a batterie. In genere è addirittura uno dei prodotti che vengono messi più in evidenza. Non è una cosa da poco perché fino a due-tre anni fa era un'area di mercato ancora molto di nicchia della quale era difficile sentir parlare. C'erano state molte aspettative nell'ambito dei veicoli elettrici, ma alla fine sono state in gran parte disattese. Il forte sviluppo delle energie rinnovabili intermittenti degli ultimi anni ha invece creato dei solidi presupposti per la creazione di una domanda crescente e significativa. Secondo quanto dichiarato da FIAMM in occasione della commessa di cui si è parlato in precedenza, il mercato globale dei soli sistemi di accumulo dovrebbe valere 6,5 miliardi di euro nel 2017.

E` altresì evidente che l'Italia sembra avere l'intenzione di giocare un ruolo da protagonista, coniugando la necessità di dover investire in reti intelligenti e sistemi di accumulo, per poter gestire il grande sviluppo locale delle rinnovabili, con la possibilità di fare del paese un punto di riferimento per questo settore quantomeno a livello europeo.
Si tratterebbe quindi di far sviluppare le realtà economiche locali, che come si è visto spaziano dalla produzione di batterie alla fornitura di servizi e materiali in ambito elettrotecnico, in modo da creare una filiera tutta italiana del settore (si legga a proposito questo articolo).
Ma non solo; approfittando del primato di investimenti da parte di aziende come Terna ed Enel, l'obiettivo potrebbe essere quello di fare dell'Italia una sorta di laboratorio internazionale nel quale i principali produttori mondiali del settore possano sperimentare le loro soluzioni. Ciò spingerebbe tali aziende a creare in Italia centri di ricerca e progettazione, filiali commerciali, impianti di produzione, magari sfruttando sinergie con la filiera locale.
Qualcosa si sta già muovendo. NEC nel 2011 aveva avviato una collaborazione con Enel e nel 2013 ha manifestato l'intenzione di aprire uno stabilimento in Italia per lo sviluppo di soluzioni di accumulo basate su tecnologia al litio.

In pratica l'Italia potrebbe diventare per sistemi di accumulo e prodotti associati quello che la Germania è diventata per il settore fotovoltaico. Infatti, anche se il consolidamento del settore ha portato negli ultimi tempi alla chiusura o al passaggio di proprietà di diversi impianti produttivi, la Germania era e rimane il principale punto di riferimento per qualsiasi azienda nel mondo che voglia produrre o commerciare prodotti fotovoltaici in Europa; rappresenta il più grande centro logistico-commerciale, tecnico e produttivo di quel settore. L'Italia potrebbe diventare qualcosa di simile.

Peraltro, a veder bene, le analogie tra la tecnologia fotovoltaica e quella dei sistemi di accumulo elettrochimico non finiscono qui. L'uso di batterie come supporto alla rete elettrica è oggi, che siamo ancora in una fase sperimentale, molto costoso ma tale difetto viene compensato (oltre ai tempi rapidi di reazione) con una grande praticità di utilizzo collegata alla facilità di installazione e modularità, le stesse caratteristiche che hanno decretato il successo dei pannelli fotovoltaici (che erano anch'essi molto costosi all'inizio).
Lo stesso modulo di base di un sistema di accumulo elettrochimico può essere replicato numerose volte passando da soluzioni di piccola taglia a quelle di grande scala, il tutto in modo semplice e prevedibile. Non solo; esattamente come il pannello fotovoltaico di un grande impianto di produzione realizzato a terra è lo stesso che possiamo trovare sul tetto di un micro impianto residenziale, anche la medesima batteria (o cella) può condividere mercati diversi, creando delle economie di scala notevoli dal lato della produzione e contribuendo alla riduzione dei costi. Ad esempio, i sistemi di accumulo di grande scala come quelli visti in precedenza sono costituiti da numerose batterie collegate tra loro e sistemate in un container. La singola batteria posta in un contenitore più piccolo può essere usata come accumulo per il settore residenziale o per i veicoli elettrici.
Lo sviluppo di un mercato "pesante" come quello dei sistemi di grande scala destinati al supporto delle reti elettriche, quindi, potrebbe diventare il fattore determinante per una riduzione dei costi di tutti i tipi di batterie (agognata da tempo), esattamente come lo sviluppo dei grandi impianti fotovoltaici è stato determinante per la riduzione del costo dei pannelli fotovoltaici utilizzati in tutti i tipi di impianti.

5) Come è andata a finire? Aggiornamento maggio 2016.

Alla fine tutte le batterie elencate nei capitoli precedenti sono state effettivamente installate? Proviamo a cercare un po' di informazioni.

5.a) Terna

Per quanto riguarda il progetto sperimentale del tipo ad alta intesità di energia (energy intensive) avviato da Terna nell'ambito del Piano di sviluppo della rete 2011 è possibile sapere qualcosa andando direttamente sul suo sito web. Nella sezione dedicata ai piani di sviluppo selezionando la voce relativa al 2016 è possibile scaricare il documento “Avanzamento Piani di Sviluppo precedenti”. A pagina 16-17 si può leggere quanto segue:

Piano di sviluppo 2016 - Avanzamento Piani di Sviluppo precedenti
« Con la delibera AEEGSI n.66/2013 sono stati ammessi al trattamento incentivante di cui all'art 22.5 lettera d) del TIT 6 progetti pilota relativi alla sperimentazione di sistemi di accumulo "energy intensive" approvati nel Piano di sviluppo 2011 per una potenza complessiva di 35 MW.

Nell'ambito della suddetta sperimentazione, sono entrati in esercizio:
- a dicembre 2014 l'impianto di Ginestra (12 MW) sulla direttrice Campobasso-Celle S. Vito;
- a dicembre 2014 la prima sezione dell'impianto di Flumeri (12 MW) sulla direttrice Benevento II-Bisaccia 380 (collaudo concluso nel 2015);
- nel 2015 l'impianto di Scampitella (10,8 MW) sulla direttrice 150 kV Benevento II-Bisaccia.

In esito ai risultati conseguiti nella sperimentazione in atto, potranno essere individuate ulteriori esigenze di sistemi di accumulo. »

Sembra quindi che tutti i 35 MW di batterie, che ricordiamo hanno tecnologia sodio-zolfo (NaS), siano stati installati tra 2014 e 2015. Il suddetto documento è aggiornato a dicembre 2015.

La fase di sperimentazione è della durata di due anni (vedi delibera 288/2012/R/EEL), quindi già nel 2017 Terna potrebbe tirare le somme e valutare l'avvio di una fase successiva al progetto. Ricordiamo che il Piano di Sviluppo 2011 prevede l'installazione di ben 130 MW di batterie e il successivo Piano del 2012 addirittura 240 MW.

L'altro progetto sperimentale riguardava tecnologie di accumulo del tipo ad alta intensità di potenza (power intensive) ed era stato avviato nell'ambito del Piano di difesa 2012. La potenza prevista era di 40 MW da distribuire tra Sicilia e Sardegna ma la fase sperimentale iniziale (storage lab) era limitata a 16 MW. Su questo progetto è più difficile recuperare informazioni sul sito web Terna. Per fortuna cercando su internet mi sono imbattuto in questo file pdf in inglese (disponibile anche in locale) dal titolo "Experiences and Initial results from Terna’s Energy Storage Projects" che è stato redatto alla fine di febbraio 2016. A pagina 13 c'è un comodo riepilogo di tutti i progetti di accumulo portati avanti da Terna:

Progetti accumulo Terna energy intensive e power intensive

Come si vede sulla destra è riportato il progetto di cui si è parlato in precedenza e viene fornita anche un'interessante informazione sul costo: 160 milioni di euro. Secondo le informazioni che erano state reperite dai bandi risultava invece un costo di circa 100 milioni, ma probabilmente era riferito solo alle batterie senza considerare tutti gli altri componenti e servizi.

Sulla sinistra è invece riportato l'altro progetto. Si può cosi notare come i due siti di installazione (Codrongianos in Sardegna, Ciminna in Sicilia) hanno rispettivamente una potenza installata di 9,15 e 6,8 MW.

A Codrongianos risultano operativi 5,4 MW e in fase di commissione 2,1 MW, ma non è indicato a quale tecnologie si riferiscono. Ci viene in aiuto lo schema riepilogativo presente a pagine 38:

Tipologie di sistemi di accumulo Terna installati a Codrongianos (Sardegna)

Quindi le tecnologie di batterie già installate ed operative sono quelle a base litio di Byd, Saft, Samsung, Toshiba, e quella a base di sodio-nichel di Fiamm per un totale di 5,4 MW; le batterie ancora in fase di commissione sono quelle al litio di Siemens e quella al sodio-nichel di General Electric (totale 2,1 MW). Le parti scritte in verde sono state aggiunte da me e per sapere quali marche erano già operative e quali no ho fatto riferimento al risultato di un test a pagina 21 nel quale appunto due marche risultano assenti.

Nello schema di sopra è peraltro molto interessante notare come le tecnologie al litio prescelte sono tutte diverse tra loro. D'altra parte lo scopo dello "storage lab" è proprio quello di mettere alla prova le principali tecnologie presenti sul mercato in modo da valutarne prestazioni e convenienza.

A Ciminna risultano operativi 5,1 MW ed anche qui per sapere a quali marche-tecnologie si fa riferimento si può consultare il comodo schema presente a pagina 39:

Tipologie di sistemi di accumulo Terna installati a Ciminna (Sicilia)

Si tratta quindi delle stesse marche viste in precedenza esclusa la Siemens e la General Electric.

Da notare che il valore della capacità di 4,15 MWh per le batterie Fiamm è probabilmente un errore perché in base alle informazioni reperite in precedenza (vedi capitolo 2) tale valore risultava come capacità di tutte e due i sistemi venduti a Terna (Sardegna e Sicilia). D'altra parte il valore dovrebbe essere simile a quello delle batterie di General Electric a meno che non sia stato scelto di utilizzare per le Fiamm una configurazione più orientata all'accumulo di energia (ipotesi possibile visto che nelle informazioni precedenti la potenza totale indicata era di 3 MW e non di 2,4).

Riassumendo possiamo dire quindi che a febbraio 2016 risultano installati e operativi 8,1 MW di batterie al litio, più 1,08 in fase di commissione (totale 9,18 MW). Tale cifra è di poco inferiore ai 10 MW di potenza che erano stati indicati in passato a partire dai dati dei bandi.
Per il resto risultano operativi 2,4 MW di batterie al sodio-nichel più 1 MW in fase di commissione (totale 3,4 MW). In passato come detto per le batterie Fiamm era stato indicato un valore di 3 MW e l'altra di General electric, mancando dati, era stata stimata approssimativamente a partire dal valore economico del bando in 2 MW. Quindi in questo caso il valore reale risulta decisamente inferiore a quanto stimato in passato.
Ad ogni modo facendo la somma delle due tecnologie si arriva ad un valore arrotondato di 12,6 MW, ma il piano sperimentale prevede l'installazione di 16 MW. Con i nuovi dati più precisi e aggiornati risulta evidente che ci sono altri sistemi di accumulo in programma oltre a quelli già menzionati. A quale tecnologia fanno riferimento i MW mancanti?

Se torniamo al primo schema rappresentato si nota che in entrambi i siti di installazione risultano in costruzione 0,85 MW totali (0,4+0,45) e in fase di approvvigionamento 2,50 MW (1,25+1,25). A questo punto per svelare l'arcano basta vedere quanto rappresentato a pagina 12 del documento pdf:

Sistemi di accumulo Terna ordinati per intensità di energia e potenza

Come si vede gli 0,85 MW fanno riferimento alla tecnologia delle batterie di flusso (flow batteries) e sono anche indicate le due aziende fornitrici dei sistemi di accumulo. Le batterie di flusso vengono utilizzate per applicazioni che prevedono grandi accumuli di energia e non per lo spunto in potenza. Tale aspetto è ben evidenziato proprio dallo schema di sopra, che peraltro è molto interessante per capire le varie applicazioni dei diversi sistemi di accumulo. E` strano quindi che tale sistema sia stato adottato nell'ambito del progetto ad alta intensità di energia.
Ad ogni modo è possibile reperire qualche altra informazione su questi due accumuli.
Per quanto riguarda le batterie Rongke power (azienda cinese) è stato trovato un recente comunicato stampa dell'azienda statunitense che sviluppa e distribuisce sistemi di accumulo basati su quelle batterie, la UniEnergy Technologies:

http://www.uetechnologies.com
« UniEnergy Technologies (UET), the leading flow battery solution provider, announces a 450kW/1440kWh utility-scale energy storage system for a Terna utility substation in Ciminna, Italy on the island of Sicily. The owner of the Italian High Voltage National Transmission Grid, Terna is the largest independent transmission system operator in Europe and the sixth in the world.

The UET solution deployed by Terna will be a Uni.System™, also deployed in the United States. UET's partners in the project are SAET for system integration, Rongke Power for flow battery systems, and Vanadis Power for sales and service in Europe. »

Quindi la batteria da 0,45 MW sarà destinata alla Sicilia e ha una capacità di 1,44 MW. Significa una durata di 3,2 ore e un coefficiente di scarica di 0,31 C. Sono valori non lontani da quelli delle batterie sodio-nichel di Fiamm, per le quali peraltro sembra venire confermata dallo schema di sopra la durata maggiore rispetto ai valori visti in passato (si indica infatti una durata fino a quattro ore).

Per le batterie Gildemeister non è stato trovato nessun comunicato stampa ma è possibile quantomeno vedere alcune caratteristiche tecniche dei sistemi. La potenza di un singolo modulo è di 0,2 GW, quindi ne verranno ordinati due per avere la potenza di 0,4 GW. La capacità del singolo modulo può essere di 0,4, 0,8 o 1,6 MWh, quindi in mancanza di altre informazioni non si sa quale sarà la capacità totale ordinata da Terna. Probabile comunque che sarà simile a quella del precedente sistema (forse due unità da 0,8 MWh).

Su questa commessa dei sistemi a flusso è stato possibile trovare un bando in data 23 aprile 2014 ma purtroppo nessun esito. Non è possibile quindi avere dati sul valore economico dei due sistemi.

Tornando allo schema di sopra si può vedere che la tecnologia ancora mancante relativa ai 2,5 MW indicati in fase di "procurement" è quella dei supercapacitori. In effetti è stato pubblicato da Terna appena pochi giorni fa, in data 11 maggio 2016, un bando per:

Bando di gara 2016/S 090-162140
« Fornitura in opera di sistemi per accumulo stazionario di energia elettrica di tipo Supercapacitore. I sistemi basati su tale tecnologia si intendono come evoluzione tecnologica dei capacitori convenzionali,elettrostatici o elettrolitici, e risultano caratterizzati da una capacità (Farad), quindi da un'energia accumulabile superiore. Tenendo conto dei fenomeni fisici attraverso i quali viene accumulata l'energia, nonché dei materiali utilizzati, è possibile individuare due tipologie di supercapacitori:
—Electric (Electrostatic) Double Layer Capacitor (EDLC): utilizzano generalmente elettrodi di carbone attivo. In questi supercondensatori la carica è accumulata per via elettrostatica nell'interfaccia elettrodo-elettrolita (double-layer);
—Capacitori Ibridi: utilizzano elettrodi negativi derivati dalle batterie litio-ioni e quindi, per l'accumulo della carica, sfruttano sia fenomeni «pseudocapacitivi», ossia reazioni redox, di intercalazione o assorbimento elettrodico, sia fenomeni elettrostatici (tipici degli EDLC). Grazie all'utilizzo di processi chimici possono accumulare valori di carica superiori rispetto ai tradizionali EDLC.
L'appalto si articola in 2 lotti.
Lotto 1: Per quanto sopra descritto si prevede la fornitura del sistema presso il sito in Sicilia per una energia massima complessiva fino a 27 kWh.
Lotto 2: Per quanto sopra descritto si prevede la fornitura del sistema presso il sito in Sardegna per una energia massima complessiva fino a 27 kWh. »

Sembrerebbe quindi che ciascuno dei due sistemi da 1,25 MW di potenza sarà in grado di erogare al massimo 27 kWh di energia, ovvero una durata di appena 78 secondi per un coefficiente di scarica di 46,3 C. Si tratta chiaramente di applicazioni ad alta intensità di potenza. Ovviamente essendo il bando di gara pubblicato da poco non è ancora disponibile l'esito (forse farò un altro aggiornamento).

Aggiungendo questi 2,5 MW di supecapacitori e gli 0,85 MW delle batterie di flusso ai precedenti 12,6 MW delle tecnologie litio e nichel-sodio il totale del progetto storage lab arriva finalmente a circa 16 GW, ovvero la potenza programmata.

Direi che a questo punto possiamo fare un riepilogo finale di tutti i sistemi di accumulo a batterie installati o in via di installazione da parte di Terna in Italia:

Tecnologia
Azienda
Potenza
(MW)
Energia
(MWh)
Operativo Valore (M€)
Sodio zolfo NGK/Tepco
35
232
SI 160
Litio ferro fosfato BYD 2 2,462 SI 93
Litio nichel cobalto alluminio Saft 2,1 1,498 SI
Litio manganese Samsung 2 1,832 SI
Litio titanato Toshiba 2 2,032 SI
Litio nichel cobalto manganese Siemens 1,08 0,540 NO
Sodio nichel Fiamm 2,4 8,30 SI
General Electric 1 2 NO
Batterie di flusso Rongke Power 0,45 1,44 NO
Gildemeister 0,4 1,6* NO
Supercapacitori - 2,5 0,054** NO
Totale

50,9
253,8

253
* Valori stimati - ** Valori massimi

Ovviamente l'indicazione sulla operatività dipende dalle informazioni contenute nel documento pdf preso come riferimento che, come detto, è stato redatto a fine febbraio 2016. Nel frattempo è possibile che i sistemi di Siemens e General Electric siano anch'essi diventati operativi, mentre gli altri sono ancora nelle fasi iniziali e richiederanno ancora diversi mesi.

Visto l'ampio ventaglio di tecnologie coinvolte sarà molto interessante vedere alla fine del periodo di sperimentazione (due anni) quali saranno le tecnologie selezionate per passare alla successiva fase di investimenti.

5.b) Enel

Per quanto riguarda il progetto avviato ad Isernia nella realizzazione della prima rete intelligente italiana, vista la mancanza di bandi o di comunicati stampa da parte dei fornitori (Siemens) era rimasto il dubbio se il sistema di accumulo fosse stato effettivamente installato. Consultando questo file pdf di Enel redatto a settembre 2013 che tratta proprio quel progetto, risulta evidente che il sistema di accumulo era già stato costruito:

Sistema di accumulo per progetto ISERNIA (Cabina Primaria di Carpinone)

Il successivo progetto era stato finanziato invece attraverso il Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico (POI Energia). Erano previsti tre sistemi di accumulo da installare in tre cabine primarie. Consultando il nuovo Piano di Sviluppo 2016-2018 troviamo scritto quanto segue (pag. 57):

PdS rete 2016-2018
« I dispositivi di accumulo potrebbero essere utilizzati per rispondere ad alcune delle nuove esigenze derivanti dalla penetrazione massiva della generazione distribuita, ad esempio per la mitigazione degli effetti dovuti all’intermittenza nell’erogazione di potenza della generazione rinnovabile o per sopperire a deficienze locali del sistema elettrico di distribuzione. Gli ESS potrebbero sostituire interventi più costosi, ad esempio in casi in cui la rete entra in sovraccarico solo per alcuni periodi al giorno.

Nell’anno 2014 sono stati completati i lavori per l’installazione di tre apparati finanziati nell’ambito del progetto POI:
- C.P. Campi Salentina – Puglia
- C.P. Chiaravalle – Calabria
- C.P. Dirillo – Sicilia »

Quindi anche questi progetti sono arrivati a destinazione. Nel nuovo piano di sviluppo, esattamente come nel precedente, Enel indica sempre una quarantina di altre cabine primarie nelle quali è probabile la futura installazione di accumuli di taglia da 1-2 MW.

Infine l'ultima iniziativa di cui si era parlato riguardava il progetto Grid4EU. Scaricando da questa pagina il corposo file pdf redatto nell'aprile 2016 con il rapporto finale del progetto (suddiviso tra diversi Stati), si può notare a pagina 63 che il sistema di accumulo è stato installato:

Sistema di accumulo progetto Grid4EU

Va detto che nel frattempo Enel ha varato, già dall'agosto 2014, un nuovo progetto che coinvolge i sistemi di accumulo dal nome "Active RES into the grid", vedi comunicato stampa:

www.enelgreenpower.com
« Sul fronte degli impianti rinnovabili, Enel Green Power ha avviato in Italia il progetto Active RES into the grid, che prevede l’installazione di 3 sistemi di accumulo elettrochimico nel 2014 da integrare in due impianti eolici e in un impianto fotovoltaico connessi alla rete di media tensione.

Scopo del progetto è la verifica sperimentale di funzioni di energy management avanzato per la minimizzazione dell’intermittenza, la massimizzazione dell’utilizzo delle connessioni esistenti. »

I tempi devono essere stati un po' più lunghi del previsto visto che la successiva notizia in proposito è del settembre 2015:

www.enel.it
« Catania, 23 settembre 2015 – Enel Green Power ha inaugurato oggi a Catania il primo impianto italiano di storage integrato con le fonti rinnovabili. Il sistema di accumulo di taglia 1MW/2MWh è stato collegato all'impianto fotovoltaico da 10 MWp di EGP, Catania 1.

Lo storage, che è parte integrante di Catania1, permette di aumentare la flessibilità di gestione e l’uniformità dei flussi energetici, riducendo  l’intermittenza che caratterizza spesso alcune rinnovabili non programmabili, e fornendo al contempo servizi ancillari alla rete elettrica.

L’impianto di accumulo di Catania utilizza la tecnologia Durathon “sodium-metal halide” sviluppata da General Electric, con cui EGP ha siglato un accordo di partenariato tecnologico che prevede attività sperimentali per aumentare l’integrazione degli impianti di generazione alimentati da rinnovabili non programmabili. »

La tecnologia di accumulo fornita da General Electric è la stessa identica già vista per i progetti Terna (sodio-nichel). Il progetto di associare l'accumulo direttamente all'impianto di produzione da fonti rinnovabili è molto interessante perché potrebbe diventare in futuro uno standard, almeno per gli impianti più grandi.
Nell'articolo viene inoltre annunciato un altro intervento:

« Oltre all'impianto di Catania, è in fase avanzata di realizzazione Potenza Pietragalla, un parco eolico da 18 MW equipaggiato con batterie Samsung  agli ioni di Litio, da 2MW/2MWh. Si tratta del primo impianto eolico in Italia integrato con un sistema storage e connesso alla rete di alta tensione. »

L'installazione di questo secondo sistema è confermata da uno specifico comunicato sul sito EGP datato 25 novembre 2015 e da un'altra notizia sul sito della Loccioni:

www.enelgreenpower.com
« L’impianto di accumulo di Potenza Pietragalla (di taglia 2MW/2MWh) utilizza per la prima volta la tecnologia Samsung SDI agli ioni di litio in grado di garantire elevatissimi livelli di rendimento. Permette infatti di restituire quasi interamente l’energia elettrica immagazzinata. Permette inoltre di raggiungere elevati livelli di potenza, necessari per avere una risposta rapida del sistema storage alle variazioni di energia prodotta dall’impianto eolico. »

A questo punto, secondo quando indicato nel primo articolo citato, dovrebbe essere in programma un terzo sistema di accumulo associato ad un impianto eolico. Per ora però non si trovano notizie in proposito. In base a quanto si può leggere su questo articolo, comunque, è possibile che il prossimo sistema di accumulo sia di marca Tesla.
Peraltro nel medesimo articolo viene detto che il parco accumuli installati o in fase di installazione da parte di Enel ammonterebbe ad un totale di 21 MW, molti di più rispetto a quelli elencati qui. Mancando ulteriori riferimenti è difficile verificare la veridicità di tale dichiarazione, comunque la rete Enel è molto vasta e capillare ed è possibile che ci siano progetti di più piccola dimensione dei quali non è stata trovata notizia. Ad esempio nell'articolo si fa riferimento allo stoccaggio di energia nelle piccole isole.
In effetti facendo una ricerca si può trovare un comunicato stampa che parla di un sistema di accumulo di 300 kW di potenza e 600 kWh di capacità installato da Enel sull'isola di Ventotene. Non è indicata l'azienda fornitrice ma recuperando l'esito del bando di gara si può venire a sapere che si tratta della Siemens Spa.

Anche in questo caso facciamo un riepilogo finale aggiornato di tutti i sistemi di accumulo installati o in fase di installazione da parte di Enel. Per la tecnologia viene mantenuta un'indicazione più generica sul litio non essendoci specifiche informazioni in proposito.

Tecnologia
Azienda
Luogo
Potenza
(MW)
Energia
(MWh)
Operativo Valore
(M€)
Litio

Siemens
Carpinone (IS), Molise
1
0,5
SI
10*
Ventotene (LT), Lazio
0,3 0,6 SI ?
ABB
Dirillo (RG), Sicilia
2
1
SI
?
NEC
Chiaravalle (CZ), Calabria
2
2
SI
?
SAFT/SAET Campi Salentina (LE), Puglia
2
1
SI
?
Samsung/Loccioni
Forlì-Cesena, Emilia Romagna
1 1 SI
8,2*
Pietragalla (PZ), Basilicata
2 2 SI
?
Sodio nichel General Electric Catania, Sicilia
1 2 SI ?
Totale

11,3 10,1

* Spesa del sistema rete intelligente+batterie

Anche in questo caso il panorama delle tecnologie-marche utilizzate è ampio proprio per consentire ad Enel di acquisire maggiore esperienza e capacità di selezionare le soluzioni migliori per il futuro.



Per avere una migliore idea sul ruolo delle batterie nel sistema elettrico si consiglia la lettura dell'articolo sulle diverse funzioni dei sistemi di accumulo nella gestione delle rinnovabili intermittenti.

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