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n.5 marzo 2012
TAVOLA
ROTONDA
Anche gli economics sono da porre in relazione agli utilizzi.
Maggiore è la frequenza d’uso, maggiore importanza assume
l’efficienza, ossia l’energia persa per ogni ciclo e il consumo dei
servizi ausiliari. Per i costi capitale, al momento tali apparati non
sono ancora competitivi rispetto alla costruzione di una nuova
linea elettrica con potenzialità simili. Inoltre non ci sono ancora
molte esperienze in campo di durata significativa. Le applica-
zioni sono molto promettenti da un punto di vista squisitamente
tecnico, per cui è essenziale dare un forte segnale di interesse
al mercato e testare i sistemi con un utilizzo reale, fuori dai la-
boratori.”
Per
Piero Murgia
, engineering & application manager per la
Divisione Power Systems di ABB, per realizzare un confronto tra
tecnologie così fondamentalmente diverse, conviene fissare un
punto di riferimento preciso. “Se si fa, ad esempio, riferimento
alla ‘scala’ fisica di questi sistemi di accumulo, guardando quindi
a potenza installata e energia accumulabile, si può immediata-
mente constatare come si possano segmentare le applicazioni in
tre fasce diverse (Figura 1).
Sistemi di accumulo Caes o pompaggi idroelettrici si prestano
per applicazioni con potenze installate molto elevate e grandi
capacità di accumulo. Questo tipo di soluzione presenta sì costi
‘unitari’ competitivi, ma implica in realtà un investimento com-
plessivo molto elevato, che si accompagna anche a problema-
tiche di realizzazione legate alla complessità e alle dimensioni
del sistema. Volani, Smes e altri sistemi similari sono in realtà
disponibili per accumulare una quantità tutto sommato limitata
di energia, quindi il loro impiego ricade su applicazioni più vi-
cine alla Power Quality, dove la disponibilità di energia locale
accumulata serve ad affrontare problematiche specifiche quali i
buchi di tensione, o sopperire a brevi picchi di carico. I sistemi di
accumulo di tipo elettrochimico si collocano in un’area centrale
che risulta forse ‘strategica’ per le applicazioni future.
Sono sistemi caratterizzati da una intrinseca modularità e quindi
si prestano per una naturale distribuzione all’interno del siste-
ma elettrico, con installazione di sistemi di potenza e capacità
energetica che possono appunto essere modulati in funzione di
necessità specifiche e diverse strategie di controllo, con una vi-
sione che può anche risultare diversa a seconda di chi realizza
l’applicazione: il gestore della rete di trasmissione e di distribu-
zione, piuttosto che un produttore o un utilizzatore che si inter-
faccia alla rete. Per i sistemi di accumulo elettrochimico, l’ele-
mento fondamentale che permette di ottimizzare una proposta è
l’efficienza globale del sistema”.
“Allo stato attuale della tecnologia i sistemi di accumulo econo-
micamente più sostenibili sono i pompaggi ad acqua (PHS) che
hanno però lo svantaggio di impattare sull’ambiente circostante
in seguito al processo di pompaggio e di scarica – afferma
Fran-
cesco Vallone
, managing director di Celertech – La prima ap-
plicazione di questa tecnologia risale al 1892 a Zurigo e si conta
nel mondo una potenza installata di questo genere di accumulo
di circa 100 GW: l’efficienza energetica di questi sistemi è su-
periore al 75%. I sistemi di accumulo elettrochimico sono consi-
derati tecnologicamente maturi, con rendimenti alti, usualmente
sopra il 79%, ma ancora costosi, specie per i grandi sistemi di
accumulo (sopra i 10 MW). I sistemi Caes, del tipo avanzato (A-
Caes, dove la A sta per adiabatico), stanno vivendo una certa
riscoperta (dopo che erano stati sviluppati, nella versione base
con accumuli in caverna negli impianti di McIntosh, USA e di
Huntorf in Germania negli anni ‘80), grazie al Progetto Adele, e gra-
zie agli studi di R&D che Celertech sta conducendo. Questi sistemi
promettono un rendimento al momento tra il 50%-60%”.
Secondo Celertech, gli altri sistemi di accumulo citati hanno dimo-
strato parecchie criticità e oggi gli esperti ritengono che le tecnolo-
gie per i grandi sistemi di accumulo siano: i pompaggi idrici (PHS),
le batterie (NaS, Vanadio) e i sistemi A-Caes.
Gli economics più importanti sono i costi di capitale dell’impianto e
la capacità di accumulo misurata in ore di storage. I costi di capi-
tale degli impianti esistenti e le ore di storage possono essere così
individuati:
•
PHS (1.000 MW): 762 €/kW, ore di storage: 10 h
•
Caes ( 300 MW): 508 €/kW, ore di storage: 40 h
•
Batterie NaS (10 MW): 1.600 €/kW, ore di storage: 8 h
•
Batterie Vanadio (10 MW): 2.200 €/kW, ore di storage: 6 h
“Poi ci sono i costi di O&M e ovviamente il prezzo di ritiro dell’e-
nergia elettrica immessa, che dovrebbe anche includere la remu-
nerazione del servizio di bilanciamento e sostentamento della rete
elettrica. Ma su questi costi si hanno al momento dati discordanti”
conclude Vallone.
Mancando learning curve con un sufficiente numero di anni di rife-
rimento per molti sistemi di accumulo, quale ritiene sia quello più
promettente nel medio termine?