Per funzionare in modo affidabile, la rete elettrica deve bilanciare domanda e offerta. Storicamente questo è stato fatto collegando e disconnettendo le centrali elettriche, o aumentando e diminuendo la loro produzione per seguire l’andamento della domanda.

Oggi, le reti elettriche dispongono di un nuovo strumento per bilanciare domanda e offerta e garantire l'affidabilità della rete: gli accumuli. Secondo alcuni è possibile soddisfare in modo affidabile la domanda di elettricità senza fare affidamento esclusivamente sulle tradizionali centrali elettriche a turbina.

L’introduzione degli accumuli è strettamente connessa alla penetrazione delle rinnovabili ed al carico di intermittenza che portano con sé. Il loro ruolo, nella narrativa green, è quello di evitare di “sprecare” l’energia prodotta dall’overgeneration delle rinnovabili, un aspetto imbarazzante visto che viene comunque retribuita: l’Arera ha deciso di estendere anche al fotovoltaico il diritto alla remunerazione per la mancata produzione derivante dagli eventuali ordini di distacco di Terna per stabilizzare la rete, sempre più frequenti dopo il blackout spagnolo.

Gli accumuli pertanto consentiranno il time-shifting ovvero di spostare parte della produzione delle rinnovabili non programmabili dalle ore di alta disponibilità a quelle di bassa o nulla disponibilità e di gestire i servizi di dispacciamento funzionali a garantire la sicurezza del sistema elettrico.

Il MACSE.

A tal fine si è provveduto all’introduzione nell’architettura del mercato elettrico italiano di un nuovo sistema di approvvigionamento a termine delle risorse di stoccaggio elettrico, il MACSE, da affiancare ai mercati esistenti dell’energia, dei servizi ancillari e della capacità,  i cui impianti verranno esclusi dal capacity market poiché la remunerazione di questo servizio verrà realizzata attraverso aste, la prima sarà il 30 settembre, in cui il premio massimo sarà di 37.000 euro all’anno per ogni MWh di accumuli messo a disposizione.

Le tecnologie di riferimento per il MACSE sono le batterie al litio e i pompaggi idroelettrici. Questi ultimi sono soggetti a vincoli geografici legati alla disponibilità della risorsa idrica e alla geomorfologia del territorio. Non a caso, le richieste di connessione di impianti di pompaggio idroelettrico ricevute da Terna sono circa il 10% di quelle per le batterie.

La prima asta del MACSE sarà per 10 GWh di capacità ed avrà un costo massimo di 5,5 miliardi di euro. In uno scenario di 10 GWh di accumuli che operano con un ciclo giornaliero di carico/scarico, con un rendimento netto (riferito alle batterie Li-Ion) dell’85%, le perdite in un anno ammonterebbero a oltre 500 GWh. In aggiunta a questo vi è il degrado annuale, pari all’1%, della capacità contrattualizzata in esito alla partecipazione all’asta che in termini pratici significa che dopo 10 anni uno dei 10 GWh contrattualizzati non sarà in esercizio.

Perseguendo rigidamente gli obbiettivi per compensare queste perdite, si renderebbero necessari ulteriori investimenti in nuovi impianti di generazione rinnovabile e, anche, in infrastrutture di rete per la connessione degli ulteriori impianti (che, tuttavia, in questa fase non vengono computate nei costi).

Per comprendere la convenienza degli accumuli in termini di time-shifting è necessario stimare quanti cicli di carico/scarico vengono realizzati in un anno. Nel Documento di Descrizione degli Scenari (DDS) si stimano 22 TWh di energia rinnovabile accumulata al 2030 e quindi, in base alla capacità degli accumuli previsti a quella data, si potrebbero ipotizzare circa 335 cicli annui nell’ipotesi ottimistica di stoccarla quasi completamente. Riportando questo valore nello scenario di capacità della prima asta, 10 GWh, si ottiene un costo approssimativo dell’energia elettrica di circa 140 euro/MWh.

Forse costava meno buttarla.

Ma, realizzare 335 cicli all’anno è un’ipotesi, a nostro avviso, ottimistica visto che Terna stessa osserva che se la crescente penetrazione di fotovoltaico abbinata agli accumuli tende a ridurre le criticità estive, tuttavia, nei mesi invernali, a causa della limitata produzione fotovoltaica e dell’elevato picco di carico, la capacità di generazione e accumulo non riesce a coprire l’elevato carico residuo che si verifica nelle ore serali e notturne.

Più realisticamente, poiché si tratta di “immagazzinare l’energia quand’è in esubero”, per alcuni mesi all’anno potrebbe non esserci tutta la generazione necessaria a ricaricare le batterie. Ipotizzando 280 cicli annui, il costo approssimativo salirebbe a circa 170 euro/MWh: inutile dire che, se i cicli scendessero sotto i 200 annui, scopriremmo che l’energia immagazzinata non è così economica… e, forse, costava meno buttarla.

I nuovi sistemi di accumulo sostituiranno volumi equivalenti di Capacità Disponibile in Probabilità (CDP) che, in loro assenza, Terna avrebbe approvvigionato al costo della capacità esistente: sarà il numero di cicli di carico/scarico degli anni a venire, relazionato alla remunerazione per la mancata produzione, a risolvere l’equazione.

Restiamo non adeguati.

Ai fini dell’adeguatezza, i nuovi accumuli utility scale contrattualizzati con il MACSE nella prima asta saranno considerati solo a partire dagli anni successivi al 2028 e, tuttavia, l’apporto degli accumuli è scarsamente incisivo: la capacità termoelettrica non potrà essere dismessa poiché il sistema elettrico risulterebbe fortemente inadeguato. In buona sostanza la nuova capacità rinnovabile e di accumulo pur migliorando i parametri di affidabilità della rete, LOLE ed EENS[1], questi restano comunque sempre su livelli di vari ordini di grandezza superiori al reliability standard.

Nulla di strano: la maggiore penetrazione di fonti rinnovabili non programmabili nel sistema comporta condizioni di esercizio che dipendono in misura sempre maggiore dalle condizioni climatiche.

Servizi ancillari.

Gli accumuli servono anche a stabilizzare la rete e concorrono a ridurre l’impegno nei mercati dei servizi ancillari. Giova tuttavia considerare che, essendo la grande percentuale dei futuri accumuli contrattualizzati batterie agli ioni di litio e non pompaggi, anche il loro contributo in termini di servizi al sistema è limitato.

La cosiddetta inerzia sintetica non può essere paragonata a quella fornita dai gruppi di pompaggio sincroni che garantiscono al sistema un’inerzia meccanica naturale ed il servizio di black start erogato dalle batterie agli ioni di litio presenta delle limitazioni intrinseche di carattere tecnologico che rende il servizio non idoneo per tutte le condizioni.

Un nuovo prezzo all’ingrosso.

Con l'aumento della penetrazione delle energie rinnovabili il costo dell’energia che fornisce la quantità necessaria di elettroni alla rete per soddisfare la domanda rimane pari, o leggermente inferiore, all'equivalente energia a base fossile. Questo viene interpretato da alcuni come una sostanziale equivalenza del prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica.

È falso. I costi aggiuntivi associati al sovradimensionamento degli impianti, alle batterie di rete, al previsto sviluppo della rete di trasmissione per incrementare strutturalmente la capacità di trasporto fra le zone di mercato costituiscono, combinati, una percentuale molto più significativa nell’ambito dei costi complessivi.

E pertanto l'attuale definizione di “prezzo all'ingrosso” non sarà più adeguata a una rete decarbonizzata in cui i costi dell'elettricità saranno sempre più influenzati da costi di stabilizzazione di un tipo o dell'altro al di là del costo sottostante dell'energia.

NOTE
[1] EENS: Expected Energy Not Supplied, si esprime in MWh, ed è inteso come la quota parte attesa di domanda elettrica non coperta, in un dato periodo, per vincoli del parco di generazione e/o del sistema di trasmissione.

LOLE: Loss of Load Expectation, si esprime in ore, ed è inteso come numero atteso di ore in cui il valore di EENS e diverso da zero.