I progetti EGP e Terna nell'accumulo di rete per le rinnovabili

Enel Green Power e Terna testano sul campo alcune tecnologie per lo storage di rete per capire quali sono quelle più efficienti e affidabili.

24/11/2015
I progetti EGP e Terna nell'accumulo di rete per le rinnovabili

Due anni fa, McKinsey Global Institute aveva inserito l’accumulo elettrico tra le dodici tecnologie in grado di trasformare l’economia globale. “Disruptive technologies” erano state chiamate. La maggior parte dei progetti in ambito storage è allo stadio sperimentale, ma il mercato mondiale delle batterie è in rapida evoluzione. I prezzi stanno scendendo, grazie agli investimenti in nuova capacità produttiva. L’esempio più recente è la Giga factory Tesla-Panasonic in costruzione negli Stati Uniti. Diverse sono le applicazioni, dall’auto elettrica ai sistemi fotovoltaici residenziali, passando per l’accumulo “off-grid” nelle zone remote. In Italia cresce l’interesse verso l’accumulo di rete per le fonti rinnovabili: vediamo come e perché.

Primi impianti di storage per Enel Green Power

In Sicilia è stato inaugurato il primo sistema di storage aggiunto a un parco fotovoltaico. Enel Green Power ha realizzato questo “upgrade” in stile rinnovabili 2.0 a Catania, su un impianto esistente da 10 MW. La società specializzata nelle fonti pulite ha deciso di abbinare ai pannelli solari una batteria al sodio-cloruro di nichel sviluppata da GE (1 MW di potenza/2 MWh di capacità di accumulo).

L’investimento è ammontato a circa due milioni e mezzo di euro. Come evidenzia Riccardo Amoroso, responsabile dell’Innovazione e della Sostenibilità di Enel Green Power servirà a testare sul campo i costi/benefici dello storage. Così il primo obiettivo è “spostare” una parte del consumo elettrico, accumulando energia quando c’è un eccesso di output (sovrapproduzione) e rilasciandola quando la domanda aumenta. La batteria potrà assorbire i picchi giornalieri di generazione, riducendo gli sprechi; è bene notare, infatti, che la potenza totale disponibile dell’impianto catanese è superiore alla capacità di connessione alla rete elettrica (che è di 8 MW). Il secondo traguardo è fornire i “servizi ancillari”, come la regolazione di potenza e frequenza. Infine, lo storage garantirà il bilanciamento tra produzione prevista di energia e consumi effettivi sulla rete.

Per Enel Green Power c’è un’altra “prima” in calendario. Tra poche settimane è prevista l’inaugurazione del primo impianto italiano di accumulo associato a un parco eolico da 18 MW, a Potenza Pietragalla. Gli scopi del progetto sono analoghi a quelli del solare a Catania, cioè spostamento e bilanciamento dei consumi, oltre ai sevizi di rete. Qui entrerà in gioco una batteria Samsung agli ioni di litio (2 MW/2 MWh), più potente perché maggiore è la variabilità della fonte eolica, tale da richiedere un apparecchio capace di assorbire fluttuazioni continue e molto marcate della produzione elettrica. «Enel Green Power vuole far diventare lo storage la sesta tecnologia in portafoglio, dopo le cinque fonti rinnovabili: eolico, solare, biomasse, idroelettrico e geotermia», ricorda Amoroso.

Le sperimentazioni di Terna

La preoccupazione numero uno, in questa fase pioneristica, è approfondire i punti di forza e debolezza di tecnologie differenti, guardando soprattutto alla durata delle batterie e alla resa dei cicli di carica/scarica. Terna si sta muovendo nella stessa direzione, anche se la scala delle sue iniziative è ancora più grande e complessa. Stiamo parlando dell’accumulo «a supporto e protezione delle reti elettriche», racconta Luigi Michi, direttore Strategia e Sviluppo di Terna. È il progetto Storage Lab con oltre una dozzina di dispositivi in sperimentazione. Tanto da rappresentare, rileva Michi, «il più importante impianto di accumulo in Europa e il più grande polo multi-tecnologico al mondo». Ideato in accordo con l’Autorità per l’Energia, vuole testare l’efficienza e le prestazioni di molteplici batterie concorrenti e già industrializzate. A quale stadio è approdato il programma?

Ci sono due aree. Quella chiamata “power intensive” riguarda 40 MW di storage approvati dal ministero dello Sviluppo economico nell’ambito del Piano di difesa 2012, con cui incrementare la sicurezza dei sistemi elettrici nelle isole maggiori (Sicilia e Sardegna). Terna sta conducendo la prima fase da 16 MW: ha terminato i lavori nei siti di Codrongianos e Ciminna, per complessivi 12 MW. Altri 4 MW completeranno la panoramica delle più promettenti soluzioni presenti sul mercato. In seguito, Terna avvierà la seconda fase a Codrongianos e Casuzze con 24 MW totali, scegliendo le batterie che avranno fornito i risultati migliori nella sperimentazione iniziale.

Per quanto riguarda, invece, l’area cosiddetta “energy intensive”, ci sono 35 MW autorizzati dal Piano di sviluppo 2011 con l’intento di minimizzare i colli di bottiglia e le relative congestioni di rete nelle regioni del Sud, dove più elevata è la penetrazione delle fonti rinnovabili (eolico e fotovoltaico), a fronte però di mancanze infrastrutturali e linee di trasmissione sottodimensionate. Terna ha realizzato i sistemi di accumulo a Ginestra e Flumeri, per complessivi 24 MW. A dicembre 2015 entreranno in servizio i rimanenti 11 MW a Scampitella.

I dispositivi di accumulo, prosegue il direttore Strategia e Sviluppo di Terna, servono a immagazzinare l’energia rinnovabile, che non è modulabile né facilmente programmabile (a causa della variabilità meteorologica). «L’impiego di batterie consente al gestore di accumulare l’elettricità durante le ore di massima produzione eolica o solare, fenomeno che spesso causa congestioni sui nodi critici della rete, per poi rilasciarla in momenti di bassa produttività. In tal modo incrementa la stabilità e la sicurezza della rete stessa».

Certo è difficile prevedere l’impatto definitivo di queste tecnologie, il cui mix ottimale è tutto da esplorare: ecco perché lo storage è sotto i riflettori di chi gestisce gli impianti a fonti rinnovabili e le linee di trasmissione. «Le dinamiche - conclude Luigi Michi - faranno scendere i costi delle batterie rendendo la realizzazione di questi sistemi sempre più vantaggiosa e, nel medio termine, un settore sviluppato».

(Articolo a cura di Luca Re, per QualEnergia.it)