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Le diverse funzioni dei sistemi di accumulo nella gestione delle rinnovabili intermittenti

Nel recente articolo in cui veniva fatto il punto sull'installazione di accumuli a batterie di grande scala in Italia si è detto che Terna sta portando avanti due progetti relativi all'installazione di sistemi per 130 MW e 40 MW in potenza e circa 950 MWh complessivi in energia, dei quali una parte (50 MW per 246 MWh) è già in corso d'opera. Inoltre è stato già programmato di incrementare la potenza installata per il primo progetto fino a 240 MW. Tutti gli interventi sono mirati a migliorare la gestione e integrazione delle fonti rinnovabili intermittenti nel sistema elettrico.
In Italia il fotovoltaico alla fine del 2013 dovrebbe avere installati impianti per circa 18.000 MW di potenza, l'eolico circa 8.500 MW. Alla luce di questi numeri qualcuno potrebbe lecitamente chiedersi: ma installare appena qualche centinaio di MW di batterie non è irrilevante?

Il ruolo della capacità di accumulo

Il problema è che la maggior parte delle persone quando sente parlare di batterie applicate alle rinnovabili pensa subito ad uno scenario di totale autonomia nel quale, ad esempio, l'energia solare accumulata durante le ore diurne riesce a soddisfare tutti i consumi della giornata. Si tratta però di un approccio errato alla questione. In pratica lo scenario ipotizzato prevederebbe di utilizzare le batterie per un accumulo di massa (bulk) dell'energia, ma nessuna delle tecnologie citate nell'altro articolo (sodio-zolfo, sodio-nichel, litio-ioni) è stata concepita per un tale impiego.

Per rendersi conto a grandi linee di che numeri stiamo parlando, prendiamo in considerazione le produzioni medie orarie di un mese invernale che, avendo la produzione solare ridotta al minimo, rappresenta il giusto punto di riferimento per valutare la capacità di accumulo necessaria a far fronte alle esigenze giornaliere su un ciclo annuale:

La produzione elettrica media oraria per fonte nel mese di gennaio 2014 in Italia

Ipotizziamo uno scenario futuro fantasioso nel quale la produzione del fotovoltaico è cinque volte quella del 2014 (una quota annuale di circa il 40%), l'eolica quattro volte (24%), le bioenergie tre volte (18%; in questi grafici sono comprese nella fonte termica quindi non è visibile) e le altre rinnovabili per semplicità vengono lasciate immutate. Si ipotizza che la maggiore produzione rinnovabile venga compensata dalla fonte termica e dal saldo estero (come effettivamente accade) e che i consumi siano costanti. In un tale scenario la produzione rinnovabile sarebbe potenzialmente in grado di coprire più o meno il 100% dei consumi annuali (lo scenario di totale autonomia). Nel caso del mese di gennaio considerato la situazione sarebbe questa:

La produzione elettrica media oraria per fonte nel mese di gennaio 2014 in Italia - Ipotesi fotovoltaico x5 eolico x4

Come si può vedere dal prospetto riepilogativo sulla destra, se si volessero soddisfare i consumi solo con le rinnovabili ed escludere completamente la fonte termica e il saldo estero bisognerebbe fornire energia accumulata per 363 GWh (279+84), e questo per ogni giorno. In realtà nell'ipotesi fatta un valore medio di circa 131 GWh sarebbe da attribuire alle bioenergie, che sono una fonte rinnovabile, quindi la parte rimanente sarebbe di 232 GWh. Significa che per coprire solo il mese di gennaio servirebbero circa 7.192 GWh (ovvero 7.192.000 MWh) che ovviamente dovrebbero essere accumulati durante i mesi più soleggiati (o ventosi) dell'anno, su un ciclo annuale.
Come scritto poco più su, i primi due progetti avviati da Terna prevedono una capacità di accumulo complessiva di appena 950 MWh. E` evidente quindi che non si tratta di installare più o meno batterie; sono proprio due ordini di grandezza diversi che fanno riferimento a due settori d'impiego diversi. Tanto più che qui si sono considerati i valori medi mensili, che possono mettere in evidenza le richieste di energia solo come saldo finale del mese (utile per pianificare un ciclo annuale), quando in realtà bisognerebbe valutare anche le necessità di accumulo per gestire le singole variazioni giornaliere (ciclo di breve termine).

Se si vuole accumulare in massa l'energia le tecnologie da utilizzare sono altre. Alcune sono ben note perché vengono già utilizzate, come i pompaggi idroelettrici. Altre sono utilizzate solo in modo limitato e sperimentale, come gli accumuli ad aria compressa (CAES), oppure, rimanendo nell'ambito degli accumuli elettrochimici, le batterie di flusso. C'è poi la possibilità di accumulare l'energia in forma chimica attraverso la creazione di combustibili di sintesi, come ad esempio l'idrogeno ottenuto per elettrolisi dell'acqua (dal quale si possono creare molti altri combustibili più facili da gestire quali metano, metanolo, ammoniaca). In questo caso l'efficienza di tutto il processo sarebbe molto bassa ma la capacità di accumulo praticamente infinita.
Tutto ciò limitandosi a voler considerare l'accumulo dell'energia rinnovabile che nasce in forma elettrica (elettricità primaria), mentre nel settore delle bioenergie lo stesso risultato lo si può ottenere semplicemente immagazzinando i biocombustibili.

Dal grafico precedente e poi possibile osservare come, oltre alla capacità di accumulo di circa 7.192 GWh, sia anche necessario fornire un'adeguata erogazione di potenza. Sul picco serale risulta che in media la potenza non coperta da rinnovabili, e quindi da fornire attraverso accumuli, sarebbe di circa 18,5 GW (24 GW meno circa 5,5 GW di bioenergie). Come detto all'inizio, le batterie dei primi due progetti è previsto che offrano una potenza di 170 MW (0,17 GW). Il distacco tra i due valori è ben meno netto che in precedenza ma rimane comunque ampio.

Le batterie come supporto alla rete elettrica - La regolazione e il bilanciamento

Qual è allora il settore d'impiego delle batterie che stanno per essere installate in Italia?
In questo caso si parla generalmente di supporto alla rete elettrica. In cosa consiste tale funzione era già stato sostanzialmente spiegato nell'altro articolo. Mi autocito:

dataenergia.altervista.org/portale/?q=installazione_accumuli_batterie_grande_scala_italia
«
(...) 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. »

Come veniva spiegato in seguito, le batterie grazie alle loro caratteristiche possono svolgere in modo ottimale la funzione di copertura delle fonti intermittenti al posto delle centrali elettriche programmabili. Quindi una parte della funzione di supporto alla rete elettrica svolto dalle batterie nell'implementazione delle nuove fonti rinnovabili consiste proprio nell'assolvere servizi di regolazione e bilanciamento.
Normalmente nel sistema elettrico tali attività sono svolte attraverso la creazione di tre livelli di riserva di potenza pronti ad essere utilizzati in caso di necessità per mantenere nel necessario equilibrio produzione e consumo di energia.

La riserva primaria

Tra le varie riserve la prima ad intervenire, chiamata appunto riserva primaria, consiste in una banda di regolazione non inferiore a ±1,5% della potenza efficiente che tutti gli impianti idonei devono mettere a disposizione del sistema elettrico. Ovviamente le fonti rinnovabili non programmabili, proprio a causa dell'impossibilità di controllare la produzione, non sono in grado di fornire tale servizio. Gli effetti di questa situazione sono messi bene in evidenza da Terna nel suo Piano di sviluppo della rete 2011:

Piano sviluppo rete 2011 Terna
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L'aumento della produzione da FRNP [Fonti Rinnovabili Non Programmabili, n.d.r.] comporta una riduzione equivalente della produzione capace di prestare il servizio in oggetto ed una corrispondente riduzione della capacità di regolazione in rete. Terna stima che per la sola produzione fotovoltaica entro il 2012 verranno a mancare, nelle ore del giorno con il maggiore irraggiamento, circa 130 MW di riserva primaria, pari all'1,5% degli 8.600 MW di capacità installata previsti. »

Quindi la presenza di produzione da FRNP causa un deficit di riserva primaria che consiste, al massimo, nell'1,5% della potenza di picco installata. Terna in questo caso si preoccupa principalmente del fotovoltaico perché tra le nuove rinnovabili è la fonte con la maggiore potenza installata e che ha mostrato la maggiore rapidità di crescita. Non a caso il valore calcolato di 130 MW è proprio quello che Terna indica in seguito come obiettivo di batterie da installare (peraltro durante il 2011 c'è stato il boom di installazioni fotovoltaiche e quindi la stima indicata si è rivelata inferiore rispetto ai 12.800 MW effettivi). Anche se viene spiegato che la stima della potenza delle batterie è influenzata da altri fattori, è chiaro che il punto di riferimento principale rimane quel tipo di calcolo. Infatti nel Piano di sviluppo rete 2012 l'obiettivo batterie viene portato a 240 MW che corrisponde quasi esattamente all'1,5% della potenza fotovoltaica installata alla fine di quell'anno (16.400 MW).
Come si è visto con i grafici della produzione oraria, la potenza nominale (di picco) di tutto il parco fotovoltaico italiano nel suo insieme in realtà non viene mai raggiunta e si mantiene circa un 23% inferiore a causa principalmente dell'effetto della temperatura (descritto brevemente qui) e di altri fattori legati a orientamento e inclinazione dei pannelli (senza contare le perdite di conversione da corrente continua ad alternata). Diciamo quindi che Terna nei suoi calcoli è stata volutamente "abbondante".

Ad ogni modo con questi dati è possibile fornire già una risposta alla domanda posta all'inizio. Risulta chiaro, infatti, che l'installazione di poche centinaia di MW di batterie non è irrilevante perché già in grado di risolvere un problema importante come quello del deficit di riserva primaria.
In mancanza di una tale soluzione il deficit non può essere lasciato crescere a dismisura perché un livello minimo di riserva deve necessariamente essere garantito per gestire in sicurezza il sistema elettrico. In tal senso la riserva primaria, essendo la prima e più tempestiva ad intervenire, e quindi la più frequentemente utilizzata, è anche quella che crea i problemi più ostici e impellenti, al punto di porsi già oggi come un possibile limite invalicabile all'ulteriore espansione delle rinnovabili non programmabili.
E` una situazione che si comprende meglio osservando i grafici della produzione oraria in quei casi dove si manifestano situazioni "critiche", ovvero con un'alta incidenza di rinnovabili non programmabili. Finora il caso più emblematico che si è presentato è forse quello del 26 maggio 2013:

La produzione oraria per fonte in Italia nel giorno festivo di massima produzione fotovoltaica e massima eolica del mese di maggio 2013

Come si vede alle ore 14 il fabbisogno di energia in Italia era circa 28 GW ma la necessità di mantenere un margine minimo di termoelettrico per fornire adeguate risorse per la regolazione e il bilanciamento del sistema ha richiesto di assorbire energia in eccesso attraverso i pompaggi e le esportazioni per un totale di 4,2 GW. In questo modo al termoelettrico è stata garantito il mantenimento di una potenza di 10,8 GW (osservando anche altri casi un valore di 10-11 GW sembra essere per ora il minimo raggiungibile).
Ovviamente la possibilità di espandere la produzione delle fonti rinnovabili non programmabili rischia di essere bloccata dalla presenza di questo inamovibile margine termoelettrico. Infatti pompaggi ed esportazioni hanno dei limiti nell'energia che possono assorbire e, verosimilmente, esiste un rapporto minimo tra produzione programmabile e non programmabile da rispettare, quindi un aumento di produzione da FRNP ad un certo punto richiederebbe un incremento di quella termoelettrica. In tutto ciò l'effetto della riserva primaria è particolarmente pernicioso perché si tratta di una riserva "calda", ovvero fornita da impianti che sono già in funzione, quindi è inevitabile che finisca per "occupare spazio".

Una presenza adeguata di batterie andrebbe a reintegrare "artificialmente" quell'1,5% di riserva primaria mancante, ricreando condizioni più normali nel sistema elettrico e quindi la possibilità di "osare di più" nell'espansione delle rinnovabili non programmabili. In pratica dovrebbe essere possibile superare il margine minimo di termoelettrico richiesto finora o comunque evitare di doverlo incrementare.

Bisogna aggiungere che l'utilizzo specifico di batterie per la riserva primaria, con la loro ultra rapidità di risposta, si rende necessario anche per compensare un deficit di inerzia del sistema. Infatti il fotovoltaico in caso di guasti o di problemi sulla linea elettrica tende ad interrompere di netto l'erogazione di energia, mentre i sistemi tradizionali di produzione, basandosi su generatori rotanti, sono caratterizzati da un distacco più graduale che può risultare molto utile in ambito di regolazione primaria. In parte questo problema è stato risolto modificando il funzionamento degli inverter in modo da ridurre i distacchi improvvisi e garantire un approccio più "attivo" alla rete (vedi Piano di sviluppo 2013, allegato 2 pag. 118).

Come detto in precedenza l'ultimo obiettivo di batterie programmato è pari a 240 MW calcolati facendo riferimento ad un installato fotovoltaico a fine 2012 di 16.400 MW. Nei piani di sviluppo rete successivi Terna non ha indicato ulteriori aggiornamenti dell'obiettivo perché è necessario attendere prima i risultati della fase sperimentale, della durata di due anni, che prevede l'installazione di 35 MW. A fine 2013 l'installato fotovoltaico ha raggiunto circa 18.000 MW e per gli anni successivi in base alla Strategia Energetica Nazionale dovrebbero essere installati circa 1.000 MW all'anno (obiettivo probabilmente ottimistico alle condizioni attuali, aggiungo io). Ad ogni modo, ammettendo che durante il 2014 si riescano ad installare tutte le batterie della fase sperimentale, passati i due anni la potenza fotovoltaica di riferimento potrebbe essere di 20-21.000 MW, con la probabile necessità di aggiornare l'obiettivo batterie a 300-315 MW (il solito 1,5%). Anche considerando i 16 MW da installare nell'ambito della fase sperimentale del progetto "Piano di difesa 2012" c'è il rischio di ritrovarsi alla fine del periodo di sperimentazione in una situazione peggiore di quella del 2012 in termini di deficit di riserva primaria (in pratica vengono installati 51 MW ma l'obiettivo batterie nel frattempo rischia di aumentare di 60-75 MW) e l'eventuale avvio della fase successiva richiederebbe comunque un po' di tempo.
Va aggiunto, inoltre, che l'impiego di batterie in funzione di regolazione primaria richiede l'installazione di una apposita elettronica che "agganci" l'erogazione di energia in risposta alle variazioni di frequenza sulla rete. Non è detto che proprio tutte le batterie programmate vengano dotate di tale funzione.
Diciamo quindi che in mancanza di una accelerazione dei tempi il problema del deficit di riserva primaria è destinato a rimanere ancora per qualche anno.

La riserva secondaria e terziaria

Nell'ambito della funzione di regolazione e bilanciamento rimane poi la questione della riserva secondaria e terziaria. La situazione è un po' diversa perché in questo caso l'entità delle riserve viene stabilita di volta in volta dal gestore di rete in base alle esigenze, quindi lo sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili non crea tanto un deficit (le riserve vengono comunque garantite) ma piuttosto richiede un incremento della quantità richiesta, come indicato chiaramente da Terna:

Piano sviluppo rete 2011 Terna
«
L'immissione da FRNP introduce un ulteriore grado di aleatorietà dato dalla non completa prevedibilità ed inoltre, in particolare per quanto riguarda la produzione eolica, da elevata intermittenza. Attualmente la previsione eolica con anticipo di 24 ore può essere effettuata, anche in accordo ai migliori benchmark internazionali, con una accuratezza del 20% dell'immesso. [Nei piani successivi viene menzionata anche l'accuratezza della previsione fotovoltaica in misura del 10%, n.d.r.]
Un maggior grado di aleatorietà nel sistema, a fronte di una maggiore incidenza delle fonti non programmabili implica la necessità di approvvigionare su MSD [Mercato dei Servizi di Dispacciamento, n.d.r.] maggiori quantitativi di riserva. Terna valuta per l'anno 2020 un incremento del fabbisogno di riserva per il Continente di circa 1200 MW e 2000 MW, rispettivamente nel 50% e nel 20% delle ore dell'anno (...) »

Qua si fa riferimento in particolare alla riserva terziaria e, nonostante sia la più grande delle tre, i valori indicati per il futuro non sono poi così esagerati se si confrontano con la potenza rinnovabile installata. Inoltre la terziaria è una riserva in buona parte "fredda", cioè costituita da impianti spenti che, grazie ad una buona flessibilità, sono in grado di attivarsi ed erogare energia in tempi rapidi (in genere si tratta di centrali turbogas pure o a ciclo combinato funzionanti a gas naturale ma può trattarsi anche di impianti idroelettrici ad accumulo, magari con pompaggio). In un tale contesto l'ultra rapidità dei sistemi a batterie non è quindi particolarmente necessaria, anche perché la riserva fredda non incide sulla potenza attiva in un dato momento (non "occupa spazio") quindi non rappresenta un limite invalicabile all'espansione delle rinnovabili intermittenti come nel caso precedente.
E` ovvio, però, che se non vengono utilizzati sistemi per accumulare l'energia delle nuove fonti intermittenti, per garantire la riserva terziaria sarà sempre necessario in futuro far affidamento su risorse energetiche tradizionali come i combustibili fossili o l'energia idrica naturale (non derivante da pompaggi). Quantomeno gli impianti utili allo scopo in Italia non mancano.

Le batterie come supporto alla rete elettrica - La congestione delle linee

Nell'ambito dell'attività di supporto alla rete elettrica svolto dalle batterie c'è poi un secondo campo di utilizzo:

dataenergia.altervista.org/portale/?q=installazione_accumuli_batterie_grande_scala_italia
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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). »

Al contrario della funzione di regolazione e bilanciamento di cui si è parlato in precedenza, che rappresenta una questione a livello di sistema elettrico nel suo insieme, il problema della congestione delle linee riguarda singole porzioni della rete ed è quindi più localizzato geograficamente.
In questo caso viene sfruttata la praticità e versatilità dei sistemi a batterie per andare ad installare accumuli in modo "chirurgico", esattamente dove servono, cosa che sarebbe molto più difficile o impossibile utilizzando sistemi tradizionali come i pompaggi idroelettrici. Con una tale soluzione è possibile accumulare in modo molto efficiente, direttamente in prossimità delle zone di produzione, l'energia in eccesso prodotta dagli impianti rinnovabili non programmabili durante i picchi di produzione per restituirla in un secondo momento, evitando così eventuali sovraccarichi delle linee elettriche. In pratica si tratta di svolgere la funzione che viene spesso indicata come "Peak shaving" (livellamento del picco) o "Load shifting" (spostamento del carico).
Come scritto nel precedente articolo, tale funzione viene svolta in modo ottimale da batterie ad alta intensità di energia come le sodio-zolfo. Ciò non significa che non siano in grado di svolgere anche la funzione di regolazione del sistema (rimangono comunque sistemi con tempi di reazione più veloci di una centrale elettrica).

Anche in questo caso, comunque, non si tratta di accumulare l'energia in massa ma di solo gestirla in zone specifiche del territorio. In pratica se una linea elettrica risulta molto spesso congestionata a causa di una elevatissima produzione rinnovabile nella zona, la soluzione con il minore rapporto costi/benefici oggi come oggi non è l'accumulo (che sarebbe necessariamente di grandi dimensioni) ma l'incremento della capacità di trasmissione della linea, visto che comunque a livello di sistema la produzione rinnovabile può ancora essere gestita subito senza particolari problemi. Il fatto è che i lavori di aggiornamento della rete spesso richiedono anni, quindi per gestire la criticità può essere sfruttata la grande praticità delle batterie per metterci una temporanea "toppa", inadeguata a risolvere il problema ma capace comunque di limitare il danno.
In tale esempio la costruzione di un impianto di accumulo di massa ha senso solo in un'ottica strategica di lungo termine e di sistema, pensando ad un contesto futuro nel quale la produzione rinnovabile di picco sia talmente elevata da non poter essere consumata né sul mercato interno né su quelli esteri dei paesi confinanti.
Se invece una linea risulta congestionata sporadicamente, allora la presenza di un accumulo a batterie può essere sufficiente a gestire in modo adeguato la situazione ed essere allo stesso tempo meno costoso che aggiornare tutta la linea elettrica.

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Nel complesso si può dire quindi che questa idea abbastanza diffusa della assoluta necessità di dover accumulare oggi grandi quantità di energia è sostanzialmente infondata. Anche solo per una questione di ordine logico molto spesso ci si scorda che se si vuole accumulare l'energia rinnovabile in massa, prima bisogna produrla, e va fatto in eccesso rispetto a quella che è possibile gestire-consumare subito; l'energia elettrica è un bene che si consuma preferibilmente "fresco". Allo stato attuale la produzione rinnovabile intermittente è arrivata a coprire circa il 50% dei consumi giusto per qualche ora durante tutto l'anno (vedi la tabella riepilogativa dei grafici della produzione oraria del 2013) . Diciamo quindi che siamo ancora lontani da una situazione nella quale si venga a formare un surplus produttivo talmente vasto da richiedere sistemi di accumulo di massa.

L' accumulo e il trasporto dell'energia in massa

Fino a quando potremo fare a meno di accumulare l'energia in grandi quantità?
Per dare una risposta si può far riferimento ad alcuni recenti studi sulla penetrazione delle rinnovabili intermittenti come il "The power of transformation" pubblicato dall'IEA:

www.iea.org
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(...) integrating high shares – i.e., 30 percent of annual electricity production or more – of wind and solar PV in power systems can come at little additional cost in the long term. However, costs depend on how flexible the system currently is and what strategy is adopted to develop system flexibility over the long term.

The report says that for any country, integrating the first 5-10 percent of VRE generation [Variable Renewable Energy, energia intermittente, n.d.r.] poses no technical or economic challenges at all, provided that three conditions are met: uncontrolled local “hot spots” of VRE deployment must be avoided, VRE must contribute to stabilising the grid when needed, and VRE forecasts must be used effectively. These lower levels of integration are possible within existing systems because the same flexible resources that power systems already use to cope with variability of demand can be put to work to help integrate variability from wind and solar. Such resources can be found in the form of flexible power plants, grid infrastructure, storage and demand-side response. »

Quindi fino ad una quota del 5-10% di penetrazione (calcolata sul totale della produzione) eolico e fotovoltaico possono essere gestiti senza problemi tecnici od economici perché è possibile sfruttare la flessibilità già necessariamente presente nel sistema. In Italia nel 2012 la quota di eolico e fotovoltaico sul totale della produzione ha raggiunto il 10,8%. Secondo questo studio siamo quindi da poco usciti dalla zona di "tranquillità assoluta". In effetti, come si è visto, Terna ha iniziato seriamente a manifestare la presenza di problemi e la necessità di qualche intervento correttivo (batterie, potenziamento linee elettriche) a partire dal 2011.

Ma la parte veramente interessante dello studio è quella dove viene detto che è possibile gestire quote del 30% con piccoli costi addizionali nel lungo termine. Ciò significa che non sono necessarie "rivoluzioni" nel sistema elettrico, ma piuttosto pochi interventi mirati il cui costo ripartito sull'intera rete e su periodi pluriennali ha una scarsa rilevanza. E` un'affermazione che implicitamente esclude la necessità di far ricorso all'accumulo in massa dell'energia.
Per fare un esempio pratico di cosa possa significare "scarsa rilevanza" dei costi; se venissero installate tutte le batterie messe in programma da Terna finora (240+40 MW), la spesa oggi sarebbe probabilmente intorno agli 800 milioni di euro, alla quale va aggiunta una remunerazione del capitale investito che ora non ho idea con quali procedure venga calcolata. Ad ogni modo il valore andrebbe poi ripartito sui 12 anni di vita convenzionale delle batterie e sui circa 300 miliardi di kWh che transitano sulla nostra rete. Provate a fare il calcolo.

In Italia i programmi prevedono abbastanza ottimisticamente circa 24 GW di fotovoltaico (obiettivo SEN) e 12,7 GW di eolico (obiettivo PAN) per l'anno 2020. Ipotizzando una produttività media rispettivamente di 1.250 ore e 1.600 ore e una produzione lorda nazionale invariata (299.276 GWh nel 2012), corrisponderebbe ad una quota del 16,8%. Possiamo dire, quindi, che l'Italia continuerà a rimanere in una zona di "tranquillità relativa" ancora per molto tempo.

Il rapporto IEA comunque pone l'accento sull'esistenza di una relazione inversa tra l'entità dei costi necessari e il livello di flessibilità presente nel sistema. In Italia sotto questo punto di vista siamo messi bene perché probabilmente abbiamo già uno dei sistemi produttivi più flessibili al mondo. Infatti a partire da metà degli anni '90 si è avuta una transizione dai prodotti petroliferi al gas naturale come combustibile di riferimento nella produzione di energia elettrica (vedi grafico sul termoelettrico), gas che viene utilizzato quasi esclusivamente in centrali elettriche flessibili basate su generatori turbogas puri o a ciclo combinato (vedi anche quanto scritto nel grafico sulla potenza installata), con una potenza installata di 45,3 GW che rappresenta ben il 60,8% del totale termoelettrico (dati Impianti Terna 2013). Paesi come ad esempio la Germania hanno un termoelettrico basato in gran parte su carbone, con centrali che hanno una modalità di produzione molto più rigida.
Anche il fatto di avere una elevata quota di produzione idroelettrica ad accumulo, grazie più che altro allo sfruttamento delle valli alpine, è un elemento che aiuta molto.

Il trasporto dell'energia

C'è poi da considerare che la gestione in massa dell'energia a livello di sistema elettrico non prevede solo l'accumulo ma anche il trasporto verso zone più lontane. Analogamente a quanto detto per gli accumuli, in base allo studio IEA non sarebbero necessari interventi rivoluzionari neanche in questo settore ancora per molti anni. Per di più l'Italia parte già da un contesto favorevole perché tradizionalmente siamo un paese grande importatore di energia e quindi possiamo far affidamento su delle linee elettriche di collegamento con l'estero già ben sviluppate, situazione che paesi con un mercato elettrico tradizionalmente più "autarchico" potrebbero non avere.
Certo, va anche evidenziato che l'Italia rispetto ai paesi continentali europei ha lo svantaggio di essere geograficamente più isolata, visto che su tre lati siamo circondati dal mare e sul quarto abbiamo alte montagne, quindi la realizzazione dei collegamenti è da noi più problematica e costosa.

In base a quanto indicato nei rapporti mensili pubblicati da Terna, nel 2013 la capacità netta trasmissibile con l'estero era di circa 8,4 GW, valore che è perfettamente coerente con quelli visti nei grafici della produzione oraria come potenza di picco (8,3-8,6 GW). Negli stessi grafici si anche potuto vedere che nei rari casi in cui il saldo estero è negativo (ovvero viene esportata più energia di quella importata) la potenza massima raggiunta è stata di 2,4 GW (vedi a lato; è il caso del grafico riportato in precedenza). Significa che attualmente la capacità di trasmissione è sfruttata pienamente solo quando viene importata energia.
Nel 2014 il valore della capacità netta trasmissibile è stato incrementato a poco meno di 9 GW. Infatti si sta continuando ad investire per potenziare ulteriormente le linee di scambio. In base all'ultimo Piano di Sviluppo nei prossimi 10 anni è prevista una "Maggiore capacità di interconnessione con l’estero stimata per circa 5.000 MW". Ciò comporterà la possibilità di avere un volume crescente di energia scambiata, il che non implica necessariamente un incremento del saldo positivo attuale (possono aumentare le importazioni ma anche le esportazioni).

Ovviamente bisogna tener conto che gli scambi di energia con l'estero avvengono prima di tutto in base a logiche commerciali; avere energia da vendere non è sufficiente, ci vuole anche qualcuno oltre frontiera che te la compri (e viceversa per le importazioni). Quindi possono esistere limiti di scambio di natura commerciale oltre a quelli derivanti dalla capacità delle reti. In linea di principio quando il prezzo sul mercato locale scende molto, come accade quando c'è una elevata produzione rinnovabile intermittente (con i suoi bassi costi marginali), commercialmente diventa più probabile l'esportazione verso l'estero. Solo quando si creano situazioni particolarmente estreme legate al mantenimento della adeguata funzione di regolazione e bilanciamento (di cui si è parlato in precedenza) il gestore di rete è costretto ad intervenire riducendo forzatamente le importazioni (vedi quanto era stato scritto in passato qui).

I pompaggi idroelettrici

Se invece si vanno a considerare gli unici sistemi di accumulo di massa già presenti in Italia, gli impianti a pompaggio idroelettrici, molti potrebbero rimanere sorpresi venendo a sapere che sono sottoutilizzati. In base alle statistiche Terna nel 2013 i pompaggi hanno accumulato, prelevandoli dalla rete, 2.389 GWh, ma nel 2002 avevano raggiunto un picco di 10.654 GWh. A partire proprio dai primi anni 2000 si è avuto un progressivo abbandono di questa pratica in seguito alla diffusione delle centrali termoelettriche a ciclo combinato che con la loro flessibilità ed efficienza hanno livellato il prezzo di mercato dell'energia durante la giornata (vedi grafico dei prezzi). Infatti le motivazioni che portano all'uso degli impianti a pompaggio sono prima di tutto commerciali (consumo l'energia quando il prezzo è basso e la rivendo quando è alto) e solo in casi particolari, quando è in pericolo la sicurezza del sistema, tali impianti vengono "arruolati" dal gestore di rete per fornire servizi di dispacciamento. In pratica il nostro parco di impianti a pompaggio è stato costruito a suo tempo per interagire con un sistema produttivo rigido che oggi non c'è più.

Paradossalmente la diffusione del fotovoltaico ha peggiorato ulteriormente la situazione riducendo il prezzo diurno e livellando ancora di più i prezzi. Se l'ulteriore diffusione di questa fonte continuerà a ridurre il prezzo a metà giornata, allora può darsi che si ricrei un nuovo dislivello (inverso a quello precedente) e che i pompaggi tornino naturalmente (commercialmente) ad essere utilizzati in modo più intensivo anche senza gli obblighi derivanti dalla sicurezza del sistema (obblighi che comunque vengono remunerati).

Ovviamente la possibilità di sfruttare i pompaggi già disponibili sul territorio è vincolata al numero e potenza degli impianti installati. A fine 2012 tra puri e misti risultano 22 impianti per circa 7,7 GW in potenza (statistiche Terna, documento "Impianti"). Dai grafici sulla produzione oraria si è potuto osservare al massimo una potenza assorbita di 3,4 GW, quindi ben inferiore.
Per quanto riguarda il volume di energia massimo scambiabile durante un anno, Terna nelle sue statistiche fa una stima della producibilità teorica idroelettrica totale e naturale e la differenza tra le due, che rappresenta l'energia ricavabile dai pompaggi, è circa 7.000 GWh. Tale valore è coerente con il consumo massimo di 10.654 GWh raggiunto nel 2002 (l'efficienza del processo di accumulo è infatti circa del 74%).
Valutare invece la capacità massima accumulabile in un dato momento (la capacità di accumulo propriamente detta) è più complesso perché prevede di conoscere il volume degli invasi. Dalle informazioni contenute nei rapporti mensili Terna (in genere a pag.22) si può comunque dedurre che l'invaso massimo degli impianti a serbatoio (nei quali sono compresi praticamente tutti quelli a pompaggio) ammonta a circa 5.900 GWh. Sapendo che in termini di potenza gli impianti a pompaggio rappresentano il 63,1% (7.669 su 12.114 MW), è possibile più o meno farsi un'idea (bisognerebbe anche considerare che circa il 27% della producibilità massima è "occupata" dagli apporti naturali).

Vanno ricordati anche i limiti di utilizzo derivanti dalla posizione geografica. Le linee elettriche hanno una capacità massima di trasmissione per operare in sicurezza quindi non esiste la piena libertà di far circolare l'energia elettrica da una parte all'altra del paese (infatti la nostra rete elettrica è suddivisa in 6 zone di mercato: Nord, Centro Nord, Centro Sud, Sud, Sicilia, Sardegna). Come detto la presenza della produzione rinnovabile intermittente ha limitato ulteriormente la libertà di transito creando delle congestioni durante le produzioni di picco. Come si vede dall'immagine a lato, in termini di potenza la gran parte degli impianti a pompaggio si trova nella zona Nord (il 63%), mentre addirittura la zona Sud ne è completamente sprovvista (nonostante esistano zone montuose adatte allo scopo). Il Sud è l'unica grande zona ad avere un surplus di produzione di energia sia rinnovabile che termoelettrica ed è quindi quella che avrebbe più bisogno di utilizzare i pompaggi, ma usare gli impianti del nord durante i picchi di produzione può essere molto problematico.
In tal senso il potenziamento delle principali linee elettriche in funzione di ridurre le congestioni di cui si è parlato in precedenza ha anche il pregio di poter "sbloccare" l'uso degli accumuli a pompaggio al nord (come pure l'uso dei collegamenti internazionali verso il continente, per i quali il contesto è simile).

Gli accumuli idroelettrici da apporti naturali

Parlando di impianti idroelettrici ci sarebbe poi da fare un'altra considerazione; l'energia non si accumula solo attraverso gli apporti volontari di acqua (come avviene per gli impianti a pompaggio). In Italia esiste una grande quantità di impianti idroelettrici che accumulano l'energia degli apporti naturali di acqua (impianti a bacino e serbatoio). Prendiamo come esempio due grafici della produzione oraria:

Come si può vedere nel primo grafico sulla sinistra la produzione fotovoltaica è quasi assente e l'idroelettrico ad accumulo eroga la potenza seguendo l'andamento della curva dei consumi, con i due picchi mattutino e serale. Nel grafico sulla destra la maggiore produzione fotovoltaica consente all'idroelettrico ad accumulo di "risparmiare" acqua in particolar modo durante il primo picco (che praticamente scompare) e anche durante tutte le ore centrali della giornata. Tale eccesso di energia viene in parte reindirizzato verso le ore notturne, quando l'assenza del solare lo rende più necessario (ma può essere anche portato a giorni successivi se i livelli degli invasi lo permettono). In pratica in questo modo l'energia solare viene regolarmente trasferita dal giorno alla notte, e in discrete quantità, visto che nel confronto precedente si tratta di circa 25 GWh giornalieri (ovvero equivalente ai livelli massimi gestiti dagli impianti a pompaggio in base ai dati dei grafici visti finora).
Tale situazione per ora non si presenta tutti i giorni ma solo quando si hanno buone produzioni fotovoltaiche associate ai bassi consumi dei giorni festivi (come nel grafico sulla destra). Infatti se si osservano i grafici dei valori medi nel 2013 si può notare che la produzione idroelettrica rimane complessivamente più elevata durante le ore diurne rispetto alle notturne (dalle 22 alle 7). Significa che quei 25 GWh giornalieri non sono ancora sfruttati pienamente ma lo potrebbero essere nel momento in cui la produzione fotovoltaica continuasse a crescere. Ovviamente essendo un meccanismo basato sugli apporti naturali di acqua, in caso di siccità si riduce in termini assoluti anche la quantità di energia che è possibile trasferire.

Peraltro nel grafico sulla destra sono presenti anche pompaggi per 19 GWh, dei quali almeno una decina potrebbero essere attribuiti alla presenza della produzione fotovoltaica. La capacità di utilizzare entrambe le forme di "accumulo" nello stesso momento dipende probabilmente dal fatto che vengono utilizzati impianti idroelettrici diversi; quelli a serbatoio nel caso dei pompaggi, quelli a bacino nel contesto descritto in precedenza.

Riepilogo e considerazioni finali

  • Livelli di penetrazione delle fonti rinnovabili intermittenti più elevati degli attuali (probabilmente fino a circa il 30%) possono essere ottenuti con pochi interventi mirati, senza fare rivoluzioni e sostenere costi eccessivi, grazie allo sfruttamento delle risorse di flessibilità già disponibili nel sistema elettrico.
  • Non è richiesto lo sviluppo di nuovi impianti in grado di accumulare grandi quantità di energia (accumuli di massa) quanto piuttosto l'implementazione di poche centinaia di MW di batterie in funzione di regolazione del sistema (pari, in linea di principio, all'1,5% della potenza rinnovabile intermittente installata).
  • L'Italia parte da un contesto favorevole in termini di risorse di flessibilità utili a gestire la produzione rinnovabile intermittente:
    • Possiede un sistema produttivo tra i più flessibili al mondo grazie alla larga diffusione, già a partire dalla metà degli anni '90, di centrali termoelettriche turbogas pure o a ciclo combinato funzionanti a gas naturale con una potenza installata di 45,3 GW, pari al 60,8% del totale.
    • Può far affidamento su linee elettriche di collegamento con l'estero ben sviluppate pari a 9 GW di capacità netta trasmissibile con progetti già avviati di ulteriore incremento per altri 5 GW nei prossimi 10 anni. Attualmente la capacità di trasmissione è utilizzata a pieno solo con flussi di energia in importazione.
    • Possiede impianti idroelettrici a pompaggio per 7,7 GW con una approssimativa capacità di accumulo di 3.000 GWh in grado di assorbire energia nel corso di un anno per circa 10-11.000 GWh. Attualmente risultano sottoutilizzati. Nel 2013 sono stati assorbiti solo 2.389 GWh con una potenza oraria di picco di 3,4 GW.
    • Può sfruttare l'elevata quota di produzione idroelettrica ad accumulo per trasferire l'energia da una parte all'altra della giornata accumulando gli apporti naturali di acqua. Il volume di energia gestibile in un anno sembra non essere molto diverso da quello dei pompaggi.

Avere una quota del 20-30% di produzione da fonti rinnovabili intermittenti in Italia significherebbe probabilmente raggiungere il 40-50% come produzione complessiva (sommando le altre fonti rinnovabili); sarebbe un risultato notevole. Attualmente la quota rinnovabile (già cresciuta molto negli ultimi anni) viaggia intorno al 30% e la Strategia Energetica Nazionale fissa un obiettivo del 35-38% nel 2020 (l'obiettivo europeo del 26,4% sembra invece ormai superato, vedi grafico del CIL). In base ai programmi, quindi, una quota del 40-50% dovrebbe essere raggiunta entro la fine del 2030. Ciò sarebbe in linea con il raggiungimento dell'ambiziosa e sfidante quota di almeno il 75% di rinnovabili prevista dalla SEN per il 2050.

Come si è potuto comprendere raggiungere quote del 75% e oltre di rinnovabili utilizzando una elevata penetrazione di fonti intermittenti (ben superiore al 30% indicato in precedenza) richiederebbe cambiamenti drastici del sistema elettrico con interventi che consentano di accumulare localmente e scambiare con l'estero quantità davvero enormi di energia. Inevitabile sarebbe anche l'introduzione di qualche cambiamento nelle abitudini dei consumi attraverso una seria implementazione delle reti intelligenti (smart grid). Ovvero, detto in parole semplici, se la produzione non è in grado di seguire i consumi, allora dovranno essere i consumi a cercare di seguire la produzione.

Si tratta comunque di uno scenario lontano nel tempo e, come tale, assai difficile da definire nei dettagli avendo come riferimento le conoscenze di oggi. Non bisogna commettere l'errore di pretendere che le tecnologie attuali forniscano soluzioni a problemi che ancora non esistono. E` proprio questo errato approccio del "mettere il carro davanti ai buoi" che per anni ha bloccato lo sviluppo delle nuove fonti rinnovabili nonostante la tecnologia fosse sostanzialmente già disponibile e, non a caso, rimane oggi uno degli argomenti più utilizzati da coloro che tale sviluppo vorrebbero fermare o limitare.
Alla fine la questione è semplice; le fonti rinnovabili oggi sono in grado di ridurre il consumo dei combustibili fossili conquistando quote significative di produzione a costi ragionevoli. Questo è ciò che hanno da offrire, questo è ciò che va perseguito.


31/08/2014 - Aggiunti dati potenza termoelettrica e modificata impaginazione

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Sono una studentessa di ingegneria energetica al Politecnico di Torino, ti faccio i miei più grandi complimenti per la chiarezza di esposizione e le argomentazioni fornite in supporto ai temi trattati: davvero molto interessante!