La crescita sempre più diffusa e rapida dell’utilizzo delle rinnovabili per la produzione di energia elettrica, fortemente voluta e auspicata, porta con sé la necessità di rivedere la gestione dei sistemi energetici, tenendo conto delle caratteristiche, della variabilità e della disponibilità delle fonti primarie utilizzate, come il sole, il vento e l’acqua.
La recente pubblicazione del rapporto Terna sullo Stato del Sistema Elettrico 2022 ed il trend degli investimenti sulle fonti rinnovabili portano ad una riflessione sulla relazione tra industria di processo e mercato dell’energia, che conferma il momento di effettiva transizione che vive tutto il sistema elettrico.
Lo spunto viene dal confronto 2021-2022 delle curve giornaliere sul Carico Residuo, costituito dalle fonti energetiche non rinnovabili programmabili in produzione, riportato in figura 11 a pag. 20.
La forma del grafico Terna ricorda ormai molto la “duck curve” (curva della papera o dell’anatra), fortunata definizione con cui i loro colleghi dello stato della California (CAISO) qualche anno fa hanno denominato lo schiacciamento verso il basso del Carico Residuo (o Net Load), generato dall’incremento del carico del fotovoltaico durante la sua azione diurna.
A tale comportamento contribuisce anche il calo delle precipitazioni avvertito negli ultimi 2 anni soprattutto nelle zone dove sono presenti gli impianti a bacino, che ha innescato una riduzione della capacità di modulazione degli stoccaggi idroelettrici presenti sul territorio nazionale.
Alcuni analisti stanno addirittura parlando di “Canyon Curve”, in quanto l’incremento previsto del fotovoltaico trasformerà le rampe in discesa e salita relativamente dolci, all’inizio dell’esercizio nelle ore diurne ed al termine verso sera (schiena e collo della povera papera), in veri e propri “precipizi”, simili a quelli scavati dall’erosione delle acque del Colorado nelle rocce sedimentarie dell’Arizona.
Nello scenario Fit For 55, per la stabilizzazione delle dinamiche indotte dalle rinnovabili non programmabili, Terna ha quindi programmato circa 95 GWh di nuova capacità di accumulo idroelettrico ed elettrochimico al 2030, di cui oltre 70 di grande dimensione al sud Italia, per consentire lo sviluppo del fotovoltaico nelle zone a maggiore producibilità. Rispetto agli attuali 53 GWh, vuol dire triplicare gli attuali accumuli, per avere una capacità complessiva tra il 15 ed il 25% del consumo giornaliero nazionale.
I sistemi di alimentazione e tutta la rete di distribuzione dovranno divenire più flessibili ed essere in grado di far interagire le diverse risorse energetiche nel modo più funzionale e intelligente possibile.
Questa evoluzione ha una ripercussione diretta su ogni gestore di energia. In particolare, noi di FUTURA con CO-VER Power Technology, in qualità di gestore di impianti di cogenerazione, siamo chiamati a implementare modelli di gestione innovativi, nei quali sia possibile coniugare la diminuzione della produzione della centrale con la crescita dei prelievi di rete nelle ore a basso costo, generando un maggiore vantaggio economico ed ambientale per il Cliente. La sfida che abbiamo raccolto e nella quale abbiamo investito, è quindi quella di riprogettare i nostri asset per anticipare i nuovi scenari che appaiono sempre più probabili e vicini.
Fonti:
- Terna, Stato del Sistema Elettrico, Piano di Sviluppo 2023.
- www.caiso.com – http://www.caiso.com/about/Pages/Blog/Posts/Our-Evolving-Grid.aspx
- www.iea.org – https://www.iea.org/commentaries/more-of-a-good-thing-is-surplus-renewable-electricity-an-opportunity-for-early-decarbonisation
- IEA, The California Duck Curve, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/the-california-duck-curve, IEA. Licence: CC BY 4.0
