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n.18 maggio 2015
elettrico nei primi istanti successivi a un disturbo sono cruciali per
garantire la stabilità e per la continuità del servizio. Quando la gene-
razione Frnp copre una quota rilevante del carico, oltre alla scarsità
di capacità di regolazione (margine di riserva di potenza) preceden-
temente esaminata, può verificarsi nel sistema anche un deficit di
inerzia. I SdA possono fornire una risposta in potenza molto rapida,
rendendo disponibili per brevi periodi potenze anche nettamente su-
periori a quella nominale. Questa caratteristica può essere sfrutta-
ta, con l’ausilio di opportune logiche di controllo, per incrementare
i margini di regolazione e migliorare la risposta inerziale dell’intero
sistema elettrico considerato. Occorre tuttavia osservare che a oggi
il mercato elettrico non prevede un riconoscimento economico di tale
servizio, che si ritiene già intrinsecamente fornito dalle unità conven-
zionali in esercizio. Qualora risultasse necessario che tale servizio
sia reso anche dai SdA, per sopperire alla carenza di generatori ‘ro-
tanti’, andrebbe prevista un’esplicita e adeguata remunerazione del
servizio stesso, per contribuire al recupero dei costi di investimento.
Per il mercato di bilanciamento
Un SdA può contribuire alla flessibilità del sistema elettrico parteci-
pando come unità indipendente al mercato del bilanciamento, con
opportune offerte a salire (erogazione di energia) e a scendere (as-
sorbimento di energia). Per valutare l’operatività e il risultato econo-
mico di un SdA dedicato a tale servizio, abbiamo simulato il compor-
tamento di SdA, di diverse taglie e tecnologie - con riferimento alle
offerte accettate sul Mercato di Bilanciamento nell’anno compreso
tra maggio 2013 e aprile 2014.
I risultati delle simulazioni evidenziano che il ritorno economico per
il SdA è maggiore nelle zone Centro-Sud e Sicilia. Tuttavia anche in
queste zone i margini ottenibili dal SdA non consentono di recupera-
re in modo completo i costi di investimento (ai valori attuali) entro la
vita tecnica della batteria. Le simulazioni effettuate dimostrano che,
stante il corrente quadro regolatorio, i costi della tecnologia e i prezzi
dell’energia scambiata sui mercati dei servizi, i SdA ancora non si
sostengono con gli attuali meccanismi di mercato. Tuttavia la situa-
zione è in evoluzione, sia in termini di esigenze del sistema elettrico,
nel quale i servizi oggi resi dagli impianti convenzionali potrebbero
non essere più sufficienti a garantire la sicurezza del sistema deter-
minando un sensibile aumento dei prezzi dei servizi stessi, sia sul
fronte tecnologico, dove la maturazione delle soluzioni esistenti e
lo sviluppo di nuove tecnologie di accumulo potrebbe portare a una
decisa riduzione dei costi.
Integrazione con impianti a carbone
Abbiamo considerato l’ipotesi di integrare un’unità termoelettrica ali-
mentata a carbone con un SdA elettrochimico dimensionato per sod-
disfare l’obbligo di riserva primaria per la regolazione di frequenza
imposto all’unità termoelettrica. La presenza del SdA consentirebbe
di offrire sul mercato una quota aggiuntiva di producibilità, che diver-
samente sarebbe destinata a garantire il servizio di regolazione della
frequenza di rete. Sulla base dei dati relativi al periodo esaminato è
stato calcolato un “potenziale maggiore ricavo” pari a 3,1 Mld euro e,
considerando i costi marginali di produzione e quelli associati all’au-
toconsumo del SdA, si determina un ‛potenziale maggiore guadagno’
pari a 1,7 Mld euro.
Supponendo che i valori assunti per i calcoli possano essere ritenuti
mediamente validi come riferimento anche per gli anni futuri, il poten-
ziale maggiore guadagno associato alla soluzione prospettata (1,7
Mld euro/anno) sarà in grado di ripagare l’investimento necessario
per l’acquisto del SdA in 7 anni.
Integrazione con impianti eolici
Allo stato attuale, gli impianti eolici non sono tenuti a partecipare
alla regolazione della frequenza di rete, come invece richiesto alle
centrali tradizionali. Essi devono fornire un contributo in regimi di so-
vrafrequenza particolarmente severi, riducendo la propria immissio-
ne in rete secondo quanto richiesto dal Codice di Rete (se si tratta
di impianti rilevanti connessi alla RTN) o dalle norme CEI 0-16 e
0-21 (in caso di impianti connessi alla rete di distribuzione in media
o bassa tensione). È però plausibile che il quadro regolatorio possa
nel prossimo futuro subire modificazioni. Si sono quindi ipotizzati due
possibili scenari che vedrebbero il gestore del parco eolico tenuto
a fornire un contributo ai servizi di rete riservando, rispettivamente:
● una banda fissa – per riserva primaria – pari all’1,5% della potenza
nominale, se l’impianto è in funzione con potenza superiore al 5%
della stessa;
● una banda variabile, pari all’1,5% della potenza istantanea pro-
dotta.
Il proprietario del parco dovrà quindi erogare tale servizio riservando
una banda di funzionamento e quindi perdendo produzione rispetto
alla disponibilità della fonte primaria (soluzione base) oppure asser-
vire all’erogazione della riserva primaria un SdA dedicato, in modo
da non intaccare la producibilità del parco.
L’analisi del caso viene svolta prendendo in considerazione un parco
eolico realmente esistente – caratterizzato da una potenza nominale
installata di 106 MW – , per il quale erano disponibili informazio-
ni relative alla produzione effettivamente realizzata nel corso di un
esercizio annuale.
La valutazione economica è stata eseguita considerando due distin-
te eventualità:
● ribasso del 10% [P1] rispetto al valore a base d’asta;
● ribasso del 30% rispetto al valore a base d’asta (massimo ribasso
possibile).
La base d’asta è rappresentata dalla tariffa incentivante omnicom-
prensiva fissata per l’anno 2013, pari a 127 euro/MWh.
Qualora la banda di riserva primaria venga garantita dal parco di
generazione stesso, ciò implica una decurtazione dell’energia pro-
dotta, rispetto a quella effettivamente producibile, pari all’ampiezza
della banda.
Per evitare tale perdita, si è supposto di installare un SdA tale da
soddisfare il requisito dell’1,5% della potenza nominale del parco eo-
lico, cioè 1,59 MW. L’investimento stimato è di 1,91 Mld euro.
Il tempo di rientro dell’investimento è stato calcolato rapportando il
costo di acquisto del SdA alla differenza tra la perdita economica
evitata ed il costo di funzionamento delle batterie. Nel caso in cui si
assuma l’obbligo di mantenere una riserva primaria fissa, proporzio-