• Articolo Roma, 21 marzo 2012
  • L’accumulo delle rinnovabili

  • Il quadro che emerge dal lavoro svolto da RSE indica come soluzioni più vantaggiose nel breve-medio termine il potenziamento del parco di impianti di pompaggio

La difficoltà di immagazzinare l’energia elettrica in modo efficiente ed economico è un dato ben noto, che determina la notevole complessità dei sistemi di regolazione impiegati per garantire istante per istante il bilanciamento fra energia prodotta e richiesta.  Nonostante ciò, da decenni i sistemi di accumulo vengono utilizzati nelle reti elettriche per ottenere un certo disaccoppiamento fra produzione e utilizzo dell’energia, riducendo il numero di avviamenti-fermate delle centrali termoelettriche e consentendo inoltre di sfruttare energia prodotta a basso costo (ad es. da carbone, nucleare, anche mediante importazione) nelle ore di scarsa domanda (“time shift”). La convenienza a investire in sistemi di accumulo, a causa di differenze di prezzo dell’energia, ha portato alla realizzazione di numerosi impianti idroelettrici di pompaggio.

Esistono tuttavia numerose altre soluzioni che consentono di accumulare energia elettrica, sotto forma di:

  • Energia meccanica (oltre al pompaggio idroelettrico, il CAES (Compressed Air Energy Storage) che sfrutta il lavoro di compressione/espansione di aria immagazzinata in cavità sotterranee, e i volani
  • Energia elettrochimica: batterie ricaricabili di vari tipi
  • Energia elettrostatica: supercondensatori
  • Energia chimica: ad es. accumulo di idrogeno.

Allo stato attuale, la stragrande maggioranza dei sistemi di accumulo è costituita da impianti di pompaggio. Sono installati a livello mondiale circa 123 GW, in continua espansione.

 

Attuale diffusione, a livello mondiale, dei sistemi di accumulo elettrico (valori in MW)
Attuale diffusione, a livello mondiale, dei sistemi di accumulo elettrico (valori in MW)

 

In relazione all’incremento dell’energia prodotta da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP, soprattutto eolico e fotovoltaico) si assiste negli ultimi anni ad un rinnovato interesse per l’accumulo elettrico. La presenza di una crescente quota di FRNP determina infatti maggiori incertezze nella previsione a breve termine della produzione, e conseguentemente maggiori oneri per riserva. In Italia, inoltre, la dislocazione geografica degli impianti FRNP sta determinando problemi di congestione, al momento risolti, nei casi più critici, con limitazioni alla produzione eolica. La mancata produzione eolica (MPE), pari a 0,47 TWh nel 2010, comporta indennizzi ai produttori, con il paradossale esito di aumentare i costi per gli utenti e, contestualmente, di rallentare il raggiungimento degli obiettivi sulle fonti rinnovabili. Queste criticità sono accentuate dalla riduzione del numero di impianti termoelettrici in servizio, soprattutto nelle ore di basso carico, per il crescente contributo delle FRNP. Allo stato attuale la potenza FRNP installata (oltre 19 GW) sfiora il minimo carico sulla rete (il valore minimo negli ultimi anni oscilla fra 19 e 21 GW). Le risorse prontamente disponibili per i servizi alla rete (riserva rotante) tendono a scarseggiare, rendendo più costoso il controllo della rete (ad es. regolazione di frequenza) e determinando qualche maggior rischio per la sicurezza del sistema.

Pur in presenza di altre opzioni, in parte già sfruttate, per il controllo del sistema (flessibilità del parco di produzione e della domanda, previsione della produzione da FRNP) da queste considerazioni si può comprendere il rinnovato interesse per i sistemi di accumulo elettrico. Un dato per il nostro Paese che assume un aspetto paradossale è la decisa diminuzione dell’utilizzo degli impianti di pompaggio esistenti; tale situazione è peraltro almeno in parte spiegabile con la non ottimale collocazione di tali impianti (zona Nord) rispetto alle aree maggiormente interessate alle FRNP (Centro-Sud e Isole) e la minore dinamica dei prezzi di mercato negli ultimi anni, associata alla prevalenza dei cicli combinati e al calo di domanda per la crisi economica.

 

Utilizzo dei sistemi di pompaggio in Italia

 

Attuale diffusione, a livello mondiale, dei sistemi di accumulo elettrico (valori in MW)

RSE in quanto principale operatore pubblico di ricerca per il sistema elettrico si sta impegnando in studi e ricerche sui sistemi di accumulo elettrico, ed in particolare:

  • Potenziale per nuovi pompaggi, possibilmente da collocare nelle aree maggiormente interessate alle FRNP
  • Fattibilità tecnico-economica di sistemi CAES di tipo geologico e subacqueo
  • Prestazioni, vita utile, sicurezza di batterie di diverse tipologie, in particolare Litio ioni, Sodio-Cloruro di Nichel e Vanadio-RedOx
  • Analisi costi-benefici per i diversi sistemi di accumulo

 

Sistema VRB per peak shaving da 45 kW – 90 kWh, in prova in RSE

Il quadro che emerge dagli studi e ricerche sperimentali svolti da RSE indica come soluzioni più vantaggiose nel breve-medio termine un più completo sfruttamento della flessibilità degli impianti termoelettrici e idroelettrici e il potenziamento del parco di impianti di pompaggio, attraverso l’installazione di impianti prevalentemente di media taglia nel Centro-Sud. La scelta di specifici siti ove siano già disponibili bacini, la realizzazione di impianti in caverna e l’opzione del pompaggio marino, in tratti di costa sufficientemente ripida, consentirebbe di contenere il costo di investimento ben al disotto dei 1000 Euro/kW e di facilitare il percorso autorizzativo. I siti adatti, già identificati, consentirebbero almeno un raddoppio dell’attuale capacità do pompaggio (circa 7 GW).

L’opzione CAES appare anch’essa economicamente attraente e consentirebbe, a parità di consumo di gas naturale che in Italia è ampiamente utilizzato, di ottenere un’efficienza di utilizzo del combustibile equivalente ai migliori cicli combinati, con una flessibilità operativa, in accumulo e in produzione, assai superiore. Resta da chiarire meglio la disponibilità di siti geologici.

L’accumulo elettrochimico ha interessanti caratteristiche di versatilità: certi tipi di batterie, ad esempio al litio, si prestano a impieghi sia “in potenza” (qualità dell’energia, regolazione primaria e secondaria) che “in energia” (time shift). Il limite attuale è il costo specifico elevato, ma le attività di ricerca in atto e le sinergie con le applicazioni veicolari lasciano prevedere una possibile competitività nei prossimi anni. Da questo punto di vista la sperimentazione pilota, prevista dalla delibera AEEG ARG/elt 199/11 sia a livello delle reti di distribuzione che di trasmissione, offre un’importante opportunità di verificare sul campo diverse tecnologie e diverse applicazioni di accumulo elettrochimico.

 

Stima dei costi dell’unità di energia elettrica accumulata. LUEC: prezzo a cui occorrerebbe vendere l’energia generata da ciascun sistema di accumulo per coprire tutti i costi relativi alla costruzione ed all’esercizio dell’impianto (oneri finanziari e tasse inclusi) ed ottenere un determinato ritorno sul capitale proprio investito (si è assunto un tasso di ritorno del 12 %). Si è fatto riferimento ad un’applicazione di “time shift” (4 ore /giorno di immissione in rete)
di Luigi Mazzocchi – RSE SpA