Un test per la flessibilità della rete elettrica ma anche una possibile anticipazione di come sarà il sistema tra qualche anno. Intervista a Luigi Mazzocchi, RSE.
COVID19: PER LA RETE ELETTRICA UN SALTO NEL FUTURO
Un test per la flessibilità della rete elettrica ma anche una possibile anticipazione di come sarà il sistema tra qualche anno. “Certe giornate in aprile assomigliavano a come dovrebbe essere il sistema nel 2028, stando alle indicazioni del Pniec, il Piano energia e clima”, spiega Luigi Mazzocchi di RSE. Sono le conseguenze del lockdown dovuto all’emergenza Covid19 sui consumi energetici e sulla rete elettrica. “Il sistema regge attingendo alle sue risorse di flessibilità – prosegue – E se, da un lato, il calo della domanda ha determinato una riduzione del costo dell’energia, c’è stato qualche extra-costo determinato dai servizi di regolazione”.
I DATI SUI CONSUMI ENERGETICI
Partiamo da qualche dato per fotografare la situazione: “Dal 9 di marzo in poi si è notato un calo progressivo nella domanda di energia. Sull’intero mese, la domanda è scesa dell’11%, rispetto al marzo 2019, con un -24% registrato nell’ultima settimana, dopo il 22 e gli ulteriori provvedimenti di blocco delle attività produttive non considerate essenziali. La variazione è maggiormente concentrata nelle regioni del nord. Sull’intero mese, in Lombardia c’è stato un calo del 16%, nel Nord Est del 12%”.
La minor domanda, unita a una precedente tendenza all’abbassamento del costo dei combustibili, ha avuto effetti sul prezzo dell’energia all’ingrosso e ha determinato un diverso equilibrio tra le fonti di produzione, favorendo le rinnovabili che hanno costo variabile molto basso e priorità di dispacciamento: “Nel mese di marzo, le rinnovabili hanno contribuito al 42% della produzione. Era il 38 % nel 2019. Lo scostamento avrebbe potuto essere più significativo ma si è registrato un calo della produzione da eolico. Per aprile non ci sono ancora i dati completi ma con la ripresa del vento possiamo dire che questo spostamento potrebbe essere anche di un 10%”.
BASSA DOMANADA: QUALI CONSEGUENZE PER IL SISTEMA ELETTRICO?
La bassa domanda e il maggior apporto di rinnovabili hanno avuto delle conseguenze sul sistema: “La condizione del lockdown rappresenta un’anomalia nella storia recente. Se verifichiamo le stime sulle previsioni della domanda con la domanda realmente registrata nelle 24 ore successive, ci rendiamo conto che ci sono stati errori più sensibili. E questo perché mancavano i riferimenti storici. Con una domanda meno prevedibile e una maggiore presenza di rinnovabili la gestione del sistema diventa più complicata. Bisogna garantire più ampi margini di riserva per far fronte agli imprevisti. Come riportato da Terna, gli effettivi spostamenti di assetto dei vari gruppi di produzione per aumentare la capacità di riserva sono stati significativamente più ampi. Sui servizi di dispacciamento c’è stato un aumento dei volumi del 60%.”
Più grandi sono le incertezze, maggiori sono i costi di intervento per modulare la produzione, per adeguare il carico di lavoro degli impianti a fronte di imprevisti. Sono interventi fatti in tempo reale per garantire stabilità di frequenza e continuità di fornitura. Per avere questa flessibilità oggi il sistema fa molto affidamento su gas, idroelettrico e scambi con l’estero. Nel futuro prossimo, giocheranno un ruolo sempre più predominante storage e generazione distribuita, tipicamente manovrata da soggetti aggregatori.
“La produzione da gas è di per sé una produzione flessibile – spiega Mazzocchi – Facciamo l’esempio del 5 aprile. Il gas ha lavorato per coprire una parte importante della domanda, circa il 30% ma non in modo piatto. Ci sono delle ore in cui ha lavorato ad una produzione di 5.000 megawatt e altre in cui è andato a 10.000. Dunque, un’escursione di potenza di un fattore due. L’idroelettrico ha avuto un apporto produttivo complessivamente minore ma con una dinamica ancora più accentuata. Se il gas ha raddoppiato il suo apporto, l’idroelettrico l’ha quadruplicato”.
STORAGE E AGGREGATORI PER LA FLESSIBILITÀ DELLA RETE ELETTRICA
Nel futuro prossimo dovrà aumentare di molto la capacità di accumulo del sistema. “Stando alle indicazioni del PNIEC dovremmo aumentare di qualche migliaio di megawatt la capacità di accumulo dei pompaggi idroelettrici. Ma dovranno aumentare anche gli accumuli di tipo elettrochimico. Batterie anche di taglia media/piccola collocate presso gli impianti fotovoltaici di piccole aziende o di utenze domestiche. Lo storage distribuito è una strada che stiamo provando a sperimentare collaborando con operatori commerciali in Lombardia. Tante piccole batterie di piccola potenza possono operare in maniera coordinata fornendo, a richiesta, dei servizi al gestore di rete. Un ruolo simile potrà giocare la mobilità elettrica. Con il vehicle to grid la batteria dell’automobile può scambiare energia con la rete in base alle necessità”.
Un ruolo cruciale, quindi, sarà quello delle cosiddette UVAM, unità virtuali aggregate miste: “Sono diverse realtà di produzione e consumo – piccoli impianti fotovoltaici con storage, carichi industriali o del terziario, impianti di cogenerazione a gas e a biomassa ecc. – su scala regionale, che vengono aggregate e danno vita a quello che è un ‘impianto virtuale’ con la potenza di almeno un MW. Queste unità virtuali possono essere manovrate da un operatore commerciale, l’aggregatore, che si comporta come se fosse il gestore di un singolo impianto di produzione. Ed è in grado di dare un contributo alle necessità di riserva e di bilanciamento del sistema. Il sistema a quel punto può contare su una più ampia offerta di servizi di flessibilità e ottimizza quindi i costi di gestione. Questi aggregatori oggi giocano un ruolo ancora marginale, ma nel futuro saranno sempre più importanti”.