Le preoccupazioni ambientali per il riscaldamento globale sono diventate questioni mondiali.

Nell’accordo di Parigi, siglato nel dicembre 2015, 196 Paesi tra cui l’Italia hanno concordato all’unanimità un patto globale al fine di “contenere l’aumento della temperatura media globale ben al di sotto dei 2°C rispetto ai livelli pre-industriali, perseguendo tutti gli sforzi necessari per limitare tale aumento a 1,5°C”.

La Comunità Europea, nell’ambito delle strategie per la lotta ai cambiamenti climatici, ha adottato un nuovo quadro di riferimento che prevede una riduzione delle emissioni dei gas ad effetto serra e sancisce nuovi e ambiziosi obiettivi per la produzione di energia da fonte rinnovabile e l’efficientamento energetico [figura 1].

L’Italia ha di recente pubblicato il Piano Nazionale Integrato per l’Energia ed il Clima (PNIEC), come previsto dal Regolamento del Parlamento Europeo e del Consiglio 2016/0375 sulla Governance dell’Unione per l’energia. Il Piano è strutturato secondo cinque dimensioni: decarbonizzazione, efficienza energetica, sicurezza energetica, mercato interno dell’energia, ricerca, innovazione e competitività. I principali obiettivi che lo strumento si prefigge di conseguire sono il raggiungimento di una percentuale di produzione di energia da FER rispetto ai consumi finali lordi di energia pari al 30%, in linea con gli obiettivi previsti per il nostro Paese dalla UE, e una quota di energia da FER nei consumi finali lordi di energia nei trasporti del 21,6% a fronte del 14% previsto dalla UE. Inoltre, il Piano prevede una riduzione dei consumi di energia primaria rispetto allo scenario PRIMES 2007 [2] del 43%, a fronte di un obiettivo UE del 32,5%, e la riduzione dei GHG vs 2005 per tutti i settori non ETS del 33%, obiettivo superiore del 3% rispetto a quello previsto da Bruxelles.

Sulla scia di obiettivi sempre più ambiziosi, la struttura e il mix del parco di generazione, europeo in generale e italiano in particolare, sono in fase di profonda trasformazione.

La penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili a priorità di dispacciamento (solare ed eolico in primis), combinata ad altri fattori congiunturali, ha comportato l’insorgere di criticità locali e di sistema per l’esercizio in sicurezza della rete elettrica.

In Italia specialmente, il sistema elettrico si è trovato di fronte a situazioni nuove e per certi versi singolari.

Dal punto di vista energetico si è dovuto far fronte, ad esempio, al problema delle congestioni di rete. Gli impianti ad energia rinnovabile, per ovvie ragioni, risultano maggiormente concentrati al sud mentre la crescente domanda in termini di consumi è più importante al Nord. Sulla sezione AT/AAT, tra zone Sud/Centro Sud, le congestioni di rete sono state la causa di importanti mancate produzioni eoliche (MPE) tra il 2009 ed il 2011. Solo grazie agli interventi messi in atto da Terna, a partire dal 2011 si è registrata una importante riduzione dell’MPE con valori che oggi si attestano intorno al 2%.

Dal punto di vista della potenza l’aumento di produzione da fonte rinnovabile, di tipo inverted based, ha portato ad una riduzione significativa di riserva primaria di frequenza fornita da impianti tradizionali [figura 3] e alla perdita dell’inerzia del sistema (soprattutto nei sistemi isolani di Sicilia e Sardegna). La penetrazione delle FER, di norma a potenza massima e, a differenza delle unità rilevanti convenzionali, non soggette alla prescrizione di partecipazione al servizio di regolazione primaria, ha così determinato una riduzione sostanziale della quota di generazione disponibile a prestare tale servizio.

Dal punto di vista della tensione la sostituzione di generatori rotanti con generatori ad inverter ha da un lato diminuito le correnti di corto circuito e dall’altro allargato l’area di disturbo in tensione in caso di guasto, tutto ciò in virtù di una correlata diminuzione delle riserve di reattivo con peggioramento dei profili di tensione.

Tali effetti sono stati quindi da apripista per un cambio di paradigma e per la ricerca di soluzioni innovative volte a incrementare la resilienza, la flessibilità e al tempo stesso la sicurezza del sistema elettrico.

L’impiego di dispositivi di controllo dei flussi di potenza attiva Phase Shifting Trasformer (PST), il monitoraggio delle grandezze elettriche sulla rete tramite sistemi Wide Area Measurement System (WAMS), l’aumento della magliatura di rete,  il controllo di potenza reattiva su nodi pilota  e l’introduzione di sistemi innovativi come il Dynamic Line Rating (DLR), attività di regolazione dinamica della capacità di corrente delle linee di trasmissione rispetto alle condizioni ambientali quali temperatura locale, irraggiamento solare e velocità e direzione del vento, sono solo alcune delle azioni intraprese dai gestori di reti elettriche.

Oltre alle tecnologie accennate, negli ultimi anni sono stati oggetto di un importante sperimentazione anche sistemi di accumulo elettrochimico dell’energia elettrica, comunemente chiamati Energy Storage System (ESS), sia di tipo energy intensive che power intensive, con i primi relegati principalmente alla gestione della non programmabilità e dei picchi di produzione, e i secondi impiegati come compensatori ultrarapidi dell’effetto di generazione tipica delle FER.

Nell’ottobre 2012 il MISE approvò un Piano di Sviluppo per l’installazione di Sistemi di accumulo diffuso (Energy Intensive) e richiese a Terna un programma di sperimentazione relativo ai sistemi power intensive per la regolazione ultra rapida prevista nel Piano di Difesa.

Nel 2015 Terna realizzava così i primi impianti Large Scale Energy Storage di tipo SANC (Sistemi di Accumulo Non Convenzionale) basati su tecnologia NAS (sodio/zolfo) e afferenti a porzioni di rete a 150 kV del Sud Italia (Ginestra – 12MW, Flumeri – 12MW, Scampitella – 10,8MW).

Nel medesimo periodo, in Sicilia e Sardegna è stato avviato il progetto TERNA Storage Lab per la sperimentazione e il testing su rete di diverse tecnologie di accumulo di tipo power intensive (tra cui i sistemi basati su supercapacitori) allo scopo di valutarne efficacia e performance nei processi di regolazione primaria e secondaria.

Nello stesso periodo, Enel Green Power realizzava i primi impianti sperimentali utility Scale Energy Storage collegati direttamente a impianti di produzione ad energia rinnovabile, quale il sistema di accumulo di taglia 1MW/2MWh collegato all’impianto fotovoltaico da 10 MWp in Sicilia, realizzato con tecnologia Durathon (sodium-metal halide) sviluppata da General Electric, e il sistema di accumulo equipaggiato con batterie Samsung  agli ioni di Litio, da 2MW/2MWh, collegato all’impianto eolico di 18 MW situato in Basilicata.

Lo sviluppo delle nuove Direttive Europee inerenti al market design nonché la declinazione, anche a livello nazionale, di nuovi meccanismi regolatori come il Capacity Market (D.M. 28 giugno 2019) e la riforma del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) saranno la vera chiave di volta sull’evoluzione del sistema elettrico. Proprio in questa ottica, l’ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) tramite la delibera 300/2017 ha già dato inizio a un graduale processo di apertura del MSD alle unità non rilevanti (generazione distribuita) e ai i sistemi di accumulo di energia.

Per il momento la delibera 300/17 riguarda progetti pilota per la risoluzione delle congestioni, la riserva terziaria e il bilanciamento, escludendo la regolazione primaria e secondaria. La delibera ha introdotto la possibilità di remunerare servizi finora non oggetto di valorizzazione economicamente, come ad esempio la regolazione di tensione.

Attraverso la definizione delle Unità Virtuali Abilitate (UVA), piccole unità di produzione e consumo non rilevanti e sistemi di accumulo possono essere abilitate in forma aggregata al MSD ed è in fase di sperimentazione anche la possibilità di far partecipare i veicoli elettrici mediante il servizio Vehicle-to-Grid (V2G), in quanto assimilati a sistemi di accumulo.

Di recente, Terna ha trasmesso all’ARERA la sua proposta per le unità virtuali aggregate costituite da sistemi storage (UVAS) e nei primi mesi del 2020 partiranno le aste per la remunerazione del servizio.

In conclusione, nei prossimi anni assisteremo sempre più all’implementazione di regolamenti volti a garantire la flessibilità e la sicurezza del sistema elettrico con l’obiettivo ultimo di “decarbonizzare” l’economia.

Indipendentemente dalla taglia, questo processo vedrà tra gli indiscussi protagonisti anche i sistemi di accumulo di energia.

[1] Il Quadro al 2030 prevede una riduzione di almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai livelli del 1990, una quota almeno del 32% di energia rinnovabile e un miglioramento del 32,5% dell’efficienza energetica.

[2] Il modello PRIMES è un modello introdotto dell’UE che simula il consumo di energia e il sistema di approvvigionamento energetico di ogni Paese appartenente all’UE.

^[3] In caso di guasto ad un’unità di produzione con relativo deficit improvviso di generazione, la frequenza deriva più velocemente verso il black-out.