[08/02/2013] News
Rinnovabili, in Italia per completare la rivoluzione ne serve ancora un'altra
Codazzi (Cesi S.p.a): «Il settore elettrico impegnato nella sfida tecnologica dei sistemi di accumulo»
Dire rinnovabili significa, energeticamente parlando, sostenibilità ambientale. Ma la loro ascesa, auspicata ormai non più solo dagli ambientalisti, ha portato con sé una rivoluzione anche della rete che, almeno in Italia, non ha corso con la stessa velocità. Anzi. Come ha puntualmente spiegato oggi Matteo Codazzi (nella foto), Ad di CESI S.p.A. (leader globale per i servizi di testing, ingegneria e consulenza lungo tutta la catena del valore del settore dell'Energia), durante la cerimonia per l'entrata della società nel World Energy Council (WEC) «Questa crescita impressionante di una generazione non programmabile e non controllabile ha creato sia problemi tecnici che problemi al mercato elettrico».
«Per la generazione da fonte solare - ha detto Codazzi - gli incentivi fissati in Italia (313 €/MWh), sono più del doppio della media Europea (UE-27, 162 €/MWh) e analogamente quelli per la generazione eolica (148 €/MWh) sono superiori del 50% rispetto alla media Europea (UE-27, 122 €/MWh). L'eccesso di remunerazione delle FER ha portato a un boom di impianti, che hanno raggiunto i 6 GW di eolico e 15 GW per il fotovoltaico, con una stima di 23 GW entro il 2016. Inoltre, l'energia prodotta da fotovoltaico (93%) viene immessa direttamente in linee a MT e BT (media e di bassa tensione) e, come tale, questa forma di produzione non è direttamente controllabile dal Gestore della rete».
«In particolare - ha proseguito Codazzi - quasi il 40% della domanda di picco può essere coperto attraverso fonti di energia rinnovabile (fotovoltaico, vento, geotermico, idrico). Solo per darvi un ordine di grandezza, l'Arabia Saudita, che ha grande e ambizioso obiettivo, pensa di coprire il 40% del picco di domanda con le energie rinnovabili al 2030. Nel corso di una tipica giornata estiva italiana, ciclo combinato e centrali termiche sono quasi costretti a spegnere completamente. Questo ha completamente cambiato l'attuale modello di business, che ha visto la produzione elettrica convenzionale diventare carico di base e far diventare contributo residuale la FER. Il dispacciamento prioritario della generazione non programmabile può causare una non trascurabile distorsione dei prezzi di mercato ogni volta che la produzione è significativa rispetto alla produzione convenzionale».
Come mai? «La riduzione dei prezzi di mercato nelle ore diurne - ha spiegato l'amministratore delegato - causata da una generazione massiccia di energia rinnovabile, è compensata dai prezzi imposti dalle centrali convenzionali, in particolare a ciclo combinato, che sono costrette a recuperare i margini nel tardo pomeriggio. Inoltre, la volatilità del sistema è aumentata a causa della combinazione di sole e vento. Un rapido cambiamento della curva di offerta può provocare una mancata corrispondenza con la curva di domanda. Per esempio, nel tardo pomeriggio, nel giro di mezz'ora le centrali elettriche tradizionali hanno un picco di produzione di 14 GW. In altre parole, le centrali convenzionali devono rapidamente coprire il picco di domanda dopo il tramonto e questa situazione comporta uno stress del sistema, perché in un tempo così breve non è pensabile che singoli impianti - top-in-class in Europa in termini di efficienza - siano in grado di gestire un tale tipo di domanda (fenomeno chiamato "load following")».
Siamo quindi ad un eccesso di produzione "non programmabile", in particolare per il fotovoltaico che nel periodo di bassa domanda si sta rivelando, ha aggiunto «un fattore critico, provocando una sovra-generazione rispetto alla domanda. Gli impianti fotovoltaici sono collegati in rete, ma al di sopra di un minimo errore di frequenza sono soggetti a disconnessione automatica (ad esempio: 0,3 Hz in Italia, 0,2 Hz in Germania). Di conseguenza, quando il sistema elettrico si espone al rischio di una disconnessione a cascata per 15 GW in Italia e 14 GW in Germania una tale quantità di perdita di generazione è di gran lunga superiore alla soglia di riferimento in Europa, 3 GW, con il rischio concreto di un diffuso black-out».
Che fare dunque? «Per evitare detto rischio, il settore elettrico sta valutando ed affrontando la sfida attraverso la tecnologia dei sistemi di accumulo: immagazzinare l'energia prodotta in sistemi di grandi batterie, volani, e sistemi ad aria compressa, che in situazioni di emergenza possono agire come soluzione di back up, immettendo energia nella rete. Il gestore della rete, in Italia, ha avviato un programma per l'immagazzinamento di 150 MW in punti diversi di tutta rete, in modo da essere in grado di gestire localmente l'immissione e le strozzature della rete stessa per un brillante futuro per questo tipo di tecnologia. Nonostante i costi elevati di alcune tecnologie e questa fase iniziale volta allo sviluppo di alcuni componenti, che devono essere ancora testati, nel medio termine - 5-10 anni - e quando altri paesi si aggiungeranno per lo stesso tipo di problemi, le economie di scala per la produzione di queste tecnologie porterà i costi ad essere maggiormente competitivi».