L’Italia è il Paese che ha a disposizione il volume più alto di nuova capacità eolica e solare integrabile a livello degli impianti idroelettrici: ben 7 GW che potrebbero sfruttare le connessioni esistenti e ottimizzare l’uso della rete. Ma il quadro normativo non è pronto
Ibridazione delle centrali idroelettriche, la strategia win-win
Quando Enel Green Power ha inaugurato BESS 4 Hydro, dotando la centrale a bacino di Dossi di un sistema di accumulo a batteria, ha festeggiato un unicum a livello europeo: la prima integrazione fra idroelettrico e storage elettrochimico. Una soluzione pensata per migliorare la produzione e la resistenza all’usura della centrale stessa. E in grado di incrementare di oltre il 30% la capacità di fornire servizi di flessibilità alla rete.
Guardando questo ottimo matrimonio tecnologico, viene da chiedersi: perché non replicare anche con altre tecnologie? E qual è il reale potenziale di ibridazione delle centrali idroelettriche italiane? Per rispondere viene in aiuto un nuovo rapporto pubblicato il 21 luglio dal think tank europeo EMBER, dal titolo “Power on tap: EU hydro giants can add 25 GW renewables without new grids”.
Il potenziale di ibridazione idroelettrica in 7 paesi UE
Il documento riporta i risultati di una vasta analisi sul potenziale di ibridazione idroelettrica in sette paesi dell’Unione Europea: Austria, Bulgaria, Francia, Italia, Portogallo, Romania e Spagna. L’obiettivo? Determinare quanta nuova capacità fotovoltaica ed eolica possa essere installata “dietro il contatore” delle centrali idro, sfruttando le connessioni già esistenti.
Si tratta di un approccio doppiamente vincente, soprattutto per l’Italia dove la questione delle connessioni (e della saturazione virtuale delle stesse) è divenuta un problema urgente.
Ma per capire a pieno i risultati del report è necessario partire dal metodo. Gli analisti di EMBER hanno valutato una lista di impianti idroelettrici operativi estratti dal Global Hydropower Tracker, escludendo quelli con capacità inferiore a 30 MW. Il che significa che per l’Italia sono stati considerati 136 impianti tra a bacino, ad acqua fluente e a pompaggio.
Quindi hanno calcolato come l’aggiunta di altre fonti rinnovabili aumentasse o meno il fattore di carico delle connessioni già presenti.
In questo caso è necessario chiarire un punto. Molti degli impianti idro operano come centrali di picco, “generando principalmente durante le ore di maggiore domanda del mattino e della sera”, sottolineano gli autori. “Ciò lascia molte ore libere durante le quali la connessione alla rete potrebbe essere utilizzata da un generatore secondario”.
Nel dettaglio EMBER stima che i pompaggi idroelettrici utilizzino la rete solo per il 16,4% del tempo, le centrali ad acqua fluente per il 28,5% del tempo e quelle a bacino per il 20,5% del tempo.
A partire da queste considerazioni sono stati combinati i dati di generazione oraria con i dati di capacità mensile per creare profili di produzione realistici per le fonti secondarie. Stabilendo come tetto per l’integrazione un “curtailment” (taglio della produzione) del 5% della generazione idroelettrica originale. Ovviamente il think tank ha escluso a priori tutti gli impianti situati in prossimità (entro un raggio di 5 km) di aree protette.
Quello che è emerso, a valle di tutti i calcoli e le simulazioni, è un potenziale di ibridazione per l’idroelettrico europeo di ben 25 GW di capacità rinnovabile aggiuntiva.
Idro + Fv + Eolico: la capacità italiana
La parte del leone la fa proprio la capacità di ibridazione delle centrali idroelettriche italiane. L’analisi stima che il 41% dell’idroelettrico nostrano sia idoneo ad un approccio ibrido. Potendo integrare fino a 7 GW di nuova capacità eolica e fotovoltaica behind the meter, il valore più elevato fra i sette Paesi analizzati. Valore che peraltro corrisponderebbe al 13% dell’obiettivo FER nazionale al 2030 per le due fonti non programmabili.
Il documento riporta una stima a livello dei sette paesi, rivelando come in generale l’ibridazione eolica garantisca rese superiori all’ibridazione solare: per tutte e tre le tipologie di impianti idroelettrici, l’integrazione di aerogeneratori aumenta l’utilizzo medio della rete in misura maggiore rispetto all’installazione di moduli fotovoltaici.
Tuttavia è facile immaginare come per l’Italia, dove un impianto solare lavora fino a 1.200-1.600 ore equivalenti all’anno a seconda della localizzazione, sia il fotovoltaico la risorsa vincente. Inoltre in generale, il solare presenta una complementarità diurna più evidente, producendo nelle ore centrali quando gli impianti idroelettrici di picco sono spesso fermi.
Senza contare che il Belpaese possiede un potenziale unico per l’installazione di solare flottante direttamente sullo specchio d’acqua dei bacini idroelettrici.
I problemi da risolvere
Come sbloccare allora questi 7 GW di impianti ibridi potenziali? Per gli autori sono necessarie diverse riforme normative e regolatorie, prendendo come esempio i modelli già attuati in Spagna e Portogallo. Attualmente infatti non disponiamo di un quadro normativo specifico per i progetti ibridi. Elemento che fornirebbe certezza giuridica agli investitori su aspetti come i diritti di connessione alla rete e l’allocazione della capacità.
Questo tipo di progetti dovrebbe inoltre aver assicurato un canale preferenziale nelle procedure di autorizzazione per superare il criterio “primo arrivato, primo servito” (first come, first served) delle connessioni. Criterio, va precisato, che la nuova riforma sta già rimpiazzando con il modello “first permitted, first connected” ma senza contemplare l’ibridazione.
Per gli autori è anche essenziale ridurre o eliminare le pratiche di screening ambientale se l’aggiunta di moduli solari o turbine eoliche dovesse avvenire entro il perimetro esistente dell’impianto idroelettrico. Quindi senza superare le specifiche originali del sito. Includendo automaticamente questi progetti nelle Zone di Accelerazione Terrestri delle rinnovabili.
