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La nuova generazione elettrica: accumulo, integrazione e flessibilità

Nonostante gli sforzi profusi per la decarbonizzazione dei sistemi di generazione elettrica e la crescente diffusione dell’utilizzo di tecnologie di produzione elettrica da fonti rinnovabili non-programmabili, ancora per qualche decennio le centrali elettriche a carbone continueranno a fornire buona parte dell’energia mondiale.

La domanda di elettricità varia notevolmente nel corso del tempo e da regione a regione. Queste variazioni sono generalmente più elevate in estate e in inverno rispetto alla primavera e all’autunno. La Figura 1 mostra le variazioni tipiche della domanda di elettricità durante l’arco della giornata e in diverse stagioni.

Figura 1. Curve tipiche della domanda giornaliera di energia elettrica nel New England (USA) in diversi periodi dell’anno (https://energymag.net/daily-energy-demand-curve/)

Storicamente, gli impianti destinati al soddisfacimento del carico di base, come le centrali a carbone e quelle nucleari, funzionavano quasi continuamente a pieno carico, al fine di fornire una potenza costante nell’arco temporale. Gli impianti utilizzati per soddisfare solo il carico di punta giornaliero, tipicamente turbine a gas, venivano messi in funzione durante i periodi in cui si verificava un forte incremento della domanda. Tuttavia, con la crescente incidenza dell’energia rinnovabile non programmabile immessa nella rete, sempre più centrali elettriche a carbone sono costrette a operare in modalità ciclica o in base al carico per fornire flessibilità e stabilità alla rete. Ciò significa che, durante una giornata tipo, una centrale a carbone può funzionare a pieno carico durante le ore di punta (come la mattina e la prima serata) mentre a carico parziale o a carico minimo nelle altre fasce orarie. A parte le macro variazioni di carico, sono necessarie continue variazioni di micro carico per tutta la giornata. A una centrale a carbone può, quindi, essere richiesto di adeguare la propria produzione di energia nel corso di una giornata aumentando o diminuendo la propria produzione in relazione alla curva di generazione fluttuante dell’energia rinnovabile non-programmabile.

La Figura 2 illustra come la produzione di energia rinnovabile vari nel corso del tempo e durante una giornata tipo e come gli impianti che forniscono il carico di base debbano adattare la loro produzione per soddisfare la domanda.

Figura 2. Variazione della fornitura di energia elettrica da diverse fonti energetica in relazione all’ora del giorno e alle condizioni meteorologiche (Matsuda, 2020)

Al fine di evitare blackout, la produzione di energia deve essere continuamente regolata per soddisfare la domanda (l’energia immessa in rete deve essere identica a quella consumata istante per istante); si rendono quindi necessarie delle tecnologie atte a smorzare l’effetto delle variazioni di carico e di garantire resilienza e flessibilità alle reti di trasporto dell’energia elettrica.

I SISTEMI DI ACCUMULO
Nell’ultimo periodo si è verificato un significativo aumento dell’installazione di sistemi di accumulo di energia elettrica in molti paesi; tale incremento è destinato a mantenersi sullo stesso livello, se non a crescere, nei prossimi anni. I sistemi di accumulo dell’energia possono essere messi in servizio con due diverse modalità di funzionamento: in autonomia o in implementazione ad impianti di generazione elettrica.

Esiste, inoltre, la possibilità di integrare i sistemi di accumulo con le centrali a carbone, in modo da ottenere alcuni importanti vantaggi operativi e maggiore flessibilità dell’impianto di generazione elettrica. In particolare, l’integrazione con sistemi di accumulo di energia elettrica potrebbe consentire alle centrali a carbone di lavorare con una resa e un’efficienza ottimali e con un ridotto impatto ambientale, limitando le fasi di funzionamento a carico ridotto delle centrali stesse. La ricerca e lo sviluppo delle tecnologie per lo stoccaggio dell’energia elettrica nelle centrali elettriche a combustibili fossili sono in corso da decenni.

Nel 2020 il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti ha stanziato un finanziamento federale pari a 6 milioni di dollari per progetti di ricerca e sviluppo nell’ambito di tecnologie per l’accumulo di energia elettrica da fonti fossili, al fine di esplorare nuovi approcci tecnologici atti a integrare le centrali con le potenziali applicazioni per lo stoccaggio dell’energia.

Esistono cinque diversi tipi di tecnologia di stoccaggio dell’energia in base ai loro principi di funzionamento:
• Sistemi di accumulo meccanico: hanno la capacità di immagazzinare l’energia come “potenziale” o “cinetica” e comprendono i sistemi idroelettrici di pompaggio (PHS -Pumped Hydro Storage), i sistemi ad aria compressa (CAES – Compressed Air Energy Storage) e a volano (FES – Flyweel energy storage).
• Sistemi di accumulo di energia elettrica: immagazzinano l’elettricità direttamente sotto forma di corrente elettrica o cariche elettriche con una differenza di potenziale. Le due forme sono l’accumulo di energia magnetica superconduttiva (SMES – Superconducting Magnet Energy Storage) e i super-condensatori;
• Sistemi di accumulo elettrochimico: riescono ad immagazzinare l’elettricità sotto forma chimica. Includono le batterie e sono una delle tecnologie di accumulo di energia più tradizionali;
• Sistemi di accumulo termico: sono chiamati “Tes” (Thermal Energy Storage) e riscaldano o raffreddano un mezzo di accumulo come acqua, rocce o sali fusi per immagazzinare energia termica. Il Tes ad alta temperatura viene utilizzato per l’accumulo di energia elettrica: il calore accumulato può essere riconvertito in energia elettrica utilizzando una turbina a vapore convenzionale;
• Sistemi di stoccaggio chimico: convertono l’energia elettrica in energia chimica attraverso la produzione di sostanze chimiche come idrogeno, metano, syngas e ammoniaca; questo tipo di conversione è solitamente basata sulla tecnologia dell’elettrolisi. La sostanza chimica prodotta può essere successivamente utilizzata come combustibile.

Alcune delle tecnologie di stoccaggio come la Phs sono ben consolidate e sono state applicate a lungo per fornire assistenza alla rete. Altri, come le batterie, hanno trovato recentemente applicazione nello stoccaggio sulle reti elettriche e il loro uso in tale contesto sta incrementando notevolmente.

Ogni sistema di stoccaggio ha capacità e parametri di funzionamento differenti che lo rendono adatto a particolari servizi di supporto alla rete. Il Phs, ad esempio, può fornire un’elevata potenza, una alta capacità energetica e uno stoccaggio a lungo termine e può essere utilizzato per il time shifting (ossia utilizzare l’energia prodotta in un momento differente) e la generazione di riserve elettriche.

I Volani, gli Smes e i super-condensatori sono sistemi di accumulo ad alta potenza e di breve durata che possono essere utilizzati per la regolazione della frequenza, della stabilità della tensione e la gestione della qualità dell’energia. I Caes, i Tes e le batterie possono avere potenza e capacità energetica rispettivamente di molti MW e MWh e durate di scarica fino a diverse ore; essi possono fornire una gamma di servizi ausiliari e possono essere utilizzati per livellare la curva di generazione di energia elettrica da fonti di energia rinnovabili non programmabili e stabilizzare la rete. I sistemi di accumulo chimico, come gli elettrolizzatori, possono garantire un lungo periodo di stoccaggio e consentono di ottenere un’alta flessibilità nel lungo periodo.

L’INTEGRAZIONE DEI SISTEMI DI ACCUMULO 
Da un punto di vista ingegneristico, le Tes, le batterie e i sistemi di accumulo chimico possono essere combinati, in modi diversi con le centrali elettriche a carbone per fornire flessibilità di esercizio. È stata dimostrata la fattibilità tecnica dell’integrazione delle tecnologie Tes nel ciclo vapore di una centrale elettrica a carbone: le analisi effettuate sulle installazioni hanno mostrato che una centrale elettrica a carbone integrata con tecnologie Tes ha una maggiore flessibilità rispetto ad una centrale non integrata.

A questi aspetti si aggiungono altri fattori quali: risposte dinamiche più rapide alle variazioni di carico e migliori prestazioni nei servizi di regolazione della frequenza della rete.

In Cina sono in funzione delle centrali a carbone dotate di sistemi di accumulo a batterie mentre dozzine di sistemi di accumulo per impianti rinnovabili, turbogas e cicli combinati sono operativi in diverse parti del mondo.

Il successo dell’integrazione dipende dallo sviluppo di sistemi di controllo che operino da interfacce fra la centrale elettrica a carbone e il pacco batterie, in modo da realizzare una perfetta armonia fra i due sistemi. In una centrale elettrica a carbone ibrida dotata di pacco batterie, questo lavora come supplemento alle unità di generazione, migliorando la flessibilità dell’impianto e le prestazioni complessive, inoltre, offre servizi avanzati come: la regolazione della frequenza, la generazione della potenza di picco, l’alimentazione istantanea della rete e un avvio del sistema più rapido.

Allo stesso modo, la chiave per una corretta integrazione fra una centrale di produzione a carbone e gli elettrolizzatori è la presenza di un sistema di controllo dinamico capace di mettere in pratica le conoscenze provenienti dall’esperienza nel campo della ricerca e sviluppo e delle tecnologie dimostrative dell’elettrolisi. In un impianto di potenza dotato di elettrolizzatori, questi non immettono necessariamente l’energia immagazzinata nella rete né forniscono servizi ausiliari. Gli elettrolizzatori consentono di rendere flessibile la generazione delle centrali a carbone, assorbendo l’elettricità in eccesso ogni volta che questa viene generata. Il principale vantaggio nell’uso degli elettrolizzatori risiede nella possibilità di stoccare l’idrogeno prodotto per un lungo periodo.

Le analisi tecnico-economiche effettuate sulle tecnologie di stoccaggio dell’energia termica mostrano che le Tes a sale fuso sono le migliori per l’integrazione con le centrali tradizionali a carbone, in particolare per i progetti di retrofit, a causa del costo inferiore e della maggiore maturità rispetto alle tecnologie Tes concorrenti. Per quanto riguarda le batterie, quelle agli ioni di litio presentano vantaggi rispetto alle altre presenti sul mercato, come: l’elevata capacità di energia e potenza, l’alta efficienza e disponibilità e la durata del ciclo di vita (mediamente più lunga). Risultano però essere più costose delle batterie concorrenti. Gli elettrolizzatori Pem (Polymer Electrolyte Membrane) sono la scelta tecnologica preferita in assoluto, nonostante il costo superiore, poiché hanno un design compatto e prestazioni complessive migliori rispetto agli elettrolizzatori alcalini.

A seconda della scelta della tecnologia e della capacità di stoccaggio e dei requisiti di durata, l’integrazione del sistema di accumulo in una centrale elettrica a carbone potrebbe essere costosa. L’analisi preliminare ha mostrato che il retrofit di una centrale elettrica a carbone con le tecnologie Tes è meno costoso rispetto a quello con le batterie o a quello con l’utilizzo degli elettrolizzatori. L’installazione delle batterie al litio in una centrale a carbone richiede un investimento superiore rispetto a quello necessario ad installare tecnologie Tes o elettrolizzatori, inoltre, gli elettrolizzatori hanno anche un costo di manutenzione più elevato a causa della necessità di sostituire le celle che si degradano nel tempo. Bisogna tenere presente che la necessità di elaborare e immagazzinare l’idrogeno prodotto in loco aumenta la complessità dell’impianto e i costi capitali, di operatività e manutenzione degli elettrolizzatori. Tuttavia, l’integrazione di questa tecnologia con le centrali elettriche a carbone è tecnicamente fattibile. Una centrale elettrica ibrida di stoccaggio e carbone può avere una maggiore flessibilità e altri vantaggi operativi che possono consentire di immettere più energia rinnovabile al suo interno delle reti. DMarotto

ICSC/314

Settembre 2021

Qian Zhu


Attività finanziata a valere sul fondo per la ricerca di sistema elettrico PTR 2019-2021.