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n.5 marzo 2012
“L’uso che si vuole testare in Enel Distribuzione – illustra Sessa
– è per un apparato piccolo, diffuso sul territorio, posizionato
all’interno delle nostre cabine primarie. L’apparato deve quindi
essere “semplice”, con un ingombro limitato e senza necessità di
manutenzione o di conduzione specialistica. Queste caratteristi-
che sono le stesse richieste dal settore automotive. In entrambi i
casi le batterie agli ioni di litio sono, allo stato delle attuali cono-
scenze, le più promettenti.”
Per ABB, invece, sono i sistemi di accumulo di tipo Caes o Hydro
quelli che presentano una tecnologia più ‘matura’, ma anche li-
mitazioni di sviluppo dovute alle dimensioni e agli impegni di
investimento che implicano. “Nel caso del nostro Paese – spiega
Murgia – esistono sicuramente anche grosse difficoltà ambien-
tali e/o territoriali per dare sviluppo a questo tipo di applicazioni.
Lo sviluppo di sistemi di accumulo elettrochimico gode invece
un grosso effetto ‘trascinamento’ legato ad altre applicazioni con
impatti e investimenti molto più significativi, come per esempio il
settore Automotive. Costi e performance di questi sistemi hanno
già conosciuto dei notevoli miglioramenti negli ultimi anni e ci si
aspetta in futuro un trend ulteriormente positivo, in particolare in
termini di efficienza globale”.
Celertech nota, invece, come per quanto riguarda la learning
curve dei sistemi di pompaggio sia presente e oltre che centena-
ria. Questi sistemi richiedono specifiche condizioni oroidrogra-
fiche e la possibilità di essere grandi (oltre 500 MW). I sistemi
Caes richiedono anch’essi specifiche condizioni geologiche se
si desidera sfruttare le caverne e presentano una learning curve
ormai dispersa visto che non sono più stati costruiti sistemi del
genere da almeno 30 anni.
I nuovi sistemi A-Caes promettono una curva di apprendimento
relativamente rapida e stimabile in 8/10 anni.
I sistemi a batteria hanno invece una notevole learning curve
sulle unità più piccole, ma stanno muovendo solo ora i loro passi
nei grandi sistemi di accumulo. Vallone ritiene che nel medio ter-
mine, entro il 2020, i sistemi A-Caes, specie se saranno risolte
le problematiche legate agli stoccaggi di superficie, daranno la
libertà di collocare il sistema dove vi è necessità, potranno pre-
sentare una soluzione più valida rispetto alle batterie che hanno
un’origine elettrochimica e non meccanica e presentano dei ri-
schi ambientali maggiori.
È possibile ipotizzare un mercato per l’energia immessa dagli
impianti di pompaggio sul modello dei servizi ancillari o di ri-
serva del sistema elettrico? Se sì, in quali termini?
ABB preferisce effettuare alcune considerazioni sull’impatto di
un sistema di accumulo all’interno del sistema elettrico. Un ac-
cumulo Hydro si presta indubbiamente ad assicurare i servizi an-
cillari e di riserva, mentre andrebbe posto il problema dei sistemi
distribuiti di tipo elettrochimico, di potenza o capacità anche li-
mitata, che possono essere installati su vari livelli di tensione e
in diversi punti della rete, in corrispondenza di nodi dove insiste
un livello ‘elevato’ di generazione da fonti rinnovabili, piuttosto
che in corrispondenza di punti dove esistono delle limitazioni
nelle capacità di trasmissione e distribuzione da parte delle rete
stessa.
“Guardiamo a quanto ipotizzato fino a oggi in Italia da parte di
Terna ed Enel – osserva Murgia – Questi ‘attori’ hanno pensato a
sistemi di accumulo con grandi capacità di storage (ore di accu-
mulo/scarica a potenza nominale), concentrando quindi l’attenzione
su un servizio di accumulo di energia/time shift dove effettivamente
la gestione della energia, il differenziale di prezzo associato ad ac-
cumulo/scarica in fasi temporali critiche ecc, costituisce l’elemento
premiante dell’investimento.
Questo approccio è più connaturato a una figura di investitore nel
settore della produzione, piuttosto che a una figura di gestore del
sistema di trasmissione e distribuzione ed è caratterizzato da un
grande peso nell’investimento da parte del sistema di accumulo,
con un effetto “barriera” legato ai prezzi attuali dei sistemi commer-
cialmente disponibili”. L’esperienza di ABB, in vari impianti pilota
all’estero, ha mostrato invece che la capacità di accumulo può es-
sere ottimizzata. Se per un verso il sistema di accumulo può esse-
re dimensionato per un’energia accumulata relativamente ridotta,
garantendo comunque le capacità di forecast sulla generazione, è
anche possibile condizionare parametri elettrici grazie alle funzio-
nalità del sistema di interfacciamento alla rete stessa (supporto di
tensione, modulazione della potenza per stabilizzare la rete, power
quality in generale ecc.).
Infatti tali funzionalità sono fondamentali per migliorare le presta-
zioni del sistema elettrico e creano la condizione per consentire un
passo avanti verso la rete del futuro con maggiore penetrazione
della generazione da fonti rinnovabili o distribuita.
“Questi servizi di condizionamento della rete sono quelli più asso-
ciabili alla figura del gestore della rete stessa – aggiunge Murgia
– ma possono anche essere assicurati da sistemi distribuiti a livello
di generazione o utenza locale.
In questo caso risulta però fondamentale definire uno schema di
remunerazione al servizio fornito, piuttosto che prevedere dei mec-
canismi forzati.”
Per Celertech è fondamentale immaginare questi sistemi come al
servizio della rete per realizzare finalmente quella che è oramai
chiamata Smart Grid. Il servizio che questi sistemi fanno dovrebbe
quindi essere ricompensato come servizio ancillare oltre che come
energia immessa.
Figura 1 – Diagramma dimensioni dei sistemi di accumulo e velocità di scarica