Storage elettrochimico, tra maturità tecnologica e nuovi scenari. Presentazione del 2° libro bianco Anie Energia-RSE

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Le opportunità offerte dall’installazione di sistemi di accumulo elettrochimico sono tante e colgono i cambiamenti del sistema elettrico, che converge verso la produzione delocalizzata e la maggiore flessibilità della rete. Tanti, anche, gli ostacoli da superare perché questa tecnologia, ormai matura, trovi applicazione in sistemi di piccola, media e larga scala. Tra tutti una normativa che stabilisca parametri di misurazione delle prestazioni dei dispositivi per poterli confrontare.

Se ne è discusso stamane a Roma in occasione della presentazione del secondo libro bianco sui sistemi di accumulo 2.0 (aggiornamento dell’edizione del 2015) realizzato da Anie Energia e RSE (Ricerca sul sistema energetico) in collaborazione con Enel Produzione, Enel Green Power e il Politecnico di Milano.

Abbiamo valutato, insieme ad altri operatori del settore, l’evoluzione tecnica, normativa ed economica per cercare di tracciare una traiettoria tecnologica credibile e, soprattutto, per comprendere quali ambiti potranno, per primi, offrire concreti ambiti di applicazione”, ha commentato in apertura dei lavori Stefano Besseghini, Presidente e AD di RSE, che ha definito la fase oggi vissuta dai sistemi di accumulo una “adolescenza”.

L’Italia finora si è mostrata sensibile al tema dello storage: l’industria ha investito e sta investendo molto, non solo per lo sviluppo della tecnologia, ma anche per “fare sistema”, come ha affermato Giuliano Busetto, Presidente di Anie, in modo da “superare il concetto di batteria in senso stretto”.

Se poco conveniente resta l’applicazione dei dispositivi di storage su larga scala, anche in base agli attuali meccanismi di mercato, più attraenti risultano i sistemi “virtuali”, in cui le batterie sono condivise tra più utenti. Anche l’infrastrutturazione per la ricarica dei veicoli elettrici, in combinazione alla diffusione delle e-car e all’installazione di sistemi di accumulo, promette una migliore gestione della rete e l’assorbimento dei picchi di carico (“peak shaving”).

Gli storage nelle piccole isole

Oggi, però, vero terreno fertile per l’applicazione di questi sistemi sono le piccole isole, dove i costi di produzione energetica risultano maggiori rispetto a quelli del Continente. Sull’isola di Ventotene, ad esempio, Enel produzione ha puntato a “diminuire il costo di generazione dell’elettricità”, a “incrementare la sostenibilità riducendo le emissioni inquinanti” e a “favorire la penetrazione delle rinnovabili per migliorare la qualità del servizio elettrico attuale andando verso la transizione della rete intelligente”, ha spiegato Irene Fastelli di Enel produzione. Il sistema elettrico esistente, composto da un impianto fotovoltaico di 90 kW e da 4 motori a diesel da 480 kW, eserciti in moto discontinuo per seguire il carico variabile dell’isola, è stato integrato con una batteria da 600 kW che ha permesso di installare altri impianti alimentati a rinnovabili e di “spingere alla massima efficienza i motori a diesel nei momenti di pieno carico”. Un lavoro che, puntando sull’architettura di controllo e sullo sviluppo del software di gestione, ha portato in 7 mesi a “un risparmio del 15% del carburante, alla riduzione delle ore di funzionamento dei motori e all’integrazione senza impatto di altro FV”, ha concluso la Fastelli.

Dati i costi e i tempi di rientro dell’investimento (che girano attorno ai 10 anni, pari al tempo di vita del dispositivo), c’è chi “vuole gestire in autonomia la produzione energetica” e sceglie “per motivi etici” questi dispositivi, sottolinea Luigi Mazzocchi di RSE. La situazione ottimale a livello residenziale è rappresentata dall’installazione di un piccolo cogeneratore “che evita la dispersione di calore e produce elettricità” in combinazione con un dispositivo di storage e un impianto fotovoltaico. Questo “sarà conveniente da qui a 15-20 anni”, ma, se “si tiene conto delle agevolazioni fiscali esistenti”, è già conveniente oggi. Resta da capire “la stabilità nel tempo”, conclude Mazzocchi.

A che punto è la normativa

La situazione normativa e regolatoria per i sistemi di accumulo è già ben definita. Fabio Zanellini di Anie Energia ha così commentato: “Su iniziativa di Anie Energia il ComitatoTecnico 316 del CEI ha preso in carico l’inserimento dei sistemi di accumulo all’interno delle norme di connessione 0-16 e 0-21. Il quadro normativo si è così definito a fine 2016 e parallelamente si è instaurata una regolazione transitoria che ha approvato la normazione tecnica e definito le procedure di connessione e gli aspetti tariffari e di dispacciamento per i sistemi di accumulo”. Quello che serve ora, ha proseguito Zanellini, “è un’evoluzione del mercato elettrico che consenta di valorizzare il contributo che questi sistemi possono fornire non solo agli utenti ma anche alla gestione del sistema elettrico”.

Le applicazioni in ambito commerciale e condominale sono possibili? E, soprattutto, convenienti? Risponde Luigi Mazzocchi di RSE intervistato a margine del convegno.

Oggi il quadro normativo in tema di sistemi di accumulo presenta delle lacune? Quali le ripercussioni della riforma del dispacciamento? Risponde Fabio Zanellini di Anie Energia che, rappresentante anche di Siemens, fornitore della batteria di Ventotene, ci elenca i risultati conseguiti sull’isola.

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Ivonne Carpinelli
Giornalista con la passione per l'ambiente e l'energia lavoro con Gruppo Italia Energia dal 2014. Mi occupo anche di mobilità dolce e alternativa, nuove costruzioni, economia circolare, arte e moda sostenibile. Esperta nella gestione dei social network e nel montaggio video non esco mai senza penna, taccuino e... smartphone.