Fattore “intermittenza” delle rinnovabili: davvero trascurabile

energie-rinnovabili-eolica-fotovoltaico1Un grande cavallo di battaglia dei filo-fossili e dei detrattori delle energie rinnovabili è indubbiamente quello legato alla non programmabilità e quindi alla intermittenza delle “nuove rinnovabili” come eolico e fotovoltaico. Un cavallo di battaglia che sembra vacillare sempre più, grazie, da un lato, ad una sempre più collaudata piattaforma meteorologica previsionale, che sta consentendo un notevole miglioramento nel gestione degli sbilanciamenti della rete elettrica (vedi post ” Sistemi di previsione di energia elettrica da fonti rinnovabili GSE: dimezzati i costi di sbilanciamento”) e dall’altro da tutta un’altra serie di interessanti considerazioni che scaturiscono da un nuovo studio del prestigioso del National Renewable Energy Laboratory (NREL) del Dipartimento dell’energia americano allegato in calce al post. Il nuovo studio si concentra sulle modalità operative nelle quali devono operare le centrali termoelettriche per sopperire alle discontinuità di eolico e fotovoltaico, con continui “saliscendi” di potenza al fine di mantenere in equilibrio la rete. Una modulazione della potenza delle centrali termoelettriche, chiamata tecnicamente cycling, che, oltre a ridurne l’efficienza, provoca un aumento dei consumi e delle emissioni, accelerando l’usura dei macchinari. Un peso, quello del cycling da rinnovabili drasticamente ridimensionato dal nuovo studio NREL, dal titolo “The Western Wind and Solar Integration Study, Phase 2“, uscito recentemente come estensione ed aggiornamento di una ricerca simile condotta nel 2010. I ricercatori Debra Lew and Greg Brinkman, hanno simulato il funzionamento della rete elettrica degli Stati Uniti occidentali del 2020, immaginando 5 diversi scenari:

  1. “No Renew”: elettricità proveniente da vento e sole fosse lo 0% (“Scenario di confronto) ;
  2. “TEEPC”: 13% di rinnovabili con prevalenza di eolico (uno scenario molto vicino; all’attuale profilo italiano di quota FER seppure con prevalenza fotovoltaica);
  3. “High Wind”: 33% di rinnovabili con prevalenza di eolico;
  4. “High Solar”: 33% di rinnovabili con prevalenza di fotovoltaico;
  5. “High Mix”: 33% con apporto equivalente delle due fonti.

Grafico_scenari

Per quanto riguarda la potenza termoelettrica di compensazione delle rinnovabili utilizzata nella simulazione e stata definita per i 3/4 da gas e per 1/4 da carbone, anch’essa molto simile al mix termoelettrico italiano. Il lavoro di simulazione ha previsto il funzionamento della rete virtuale implementata per il periodo di un anno, andando a verificare l’impatto in termini di costi, consumi ed emissioni dell’incremento del cycling imputabile alla intermittenza eolica e fotovoltaica rispetto allo scenario di confronto. Davvero sorprendenti i risultati, anche negli scenari più spinti di quota fotovoltaica ed eolica, dal momento che le emissioni di CO2 aggiuntive, imputabili ai maggiori consumi ed alla minore efficienza, registrerebbero un incremento irrilevante, con uno +0,2%, a fronte della riduzione delle emissioni del 30%, conseguita con le rinnovabili. Relativamente alle emissioni di anidride solforosa, legate esclusivamente allo zolfo contenuto nel combustibile, al lordo dei sistemi di abbattimento, sono cresciute di 2000 tonnellate, prevalentemente a causa del non ottimale funzionamento delle centrali a carbone, abbondantemente compensate, di contro, dalla riduzione di 60.000 tonnellate dovuta alla loro sostituzione con solare ed eolico: Le emissioni di NOx registrano addirittura una diminuzione con l’aumento del cycling, dal momento che gli ossidi di azoto si formano soprattutto nelle fasi di esercizio alla massima potenza delle centrali. Ma la sorpresa di maggiore spessore è costituita dall’aumento dei costi dovuto a maggior usura e manutenzione, che lo studio colloca fra 35 e 157 milioni di dollari l’anno in funzione dei diversi scenari e della valutazione dei costi, corrispondente ad un +2-5% sui costi operativi delle centrali. Si tratta di un valore ampiamente compensato in un ottica di sistema energetico generale, con la presenza delle rinnovabili che, nelle varie ipotesi dello studio, ha determinato un risparmio fino a 7 miliardi di dollari annui in combustibili fossili, cioè circa 30 dollari per ogni MWh prodotto da sole e vento. ornando proprio allo scenario 2, quello più “italiano”, con una quota di rinnovabili del 13%, i costi maggiori per le centrali si collocherebbero intorno ai 70 milioni di dollari annui, con un risparmio in acquisto di combustibili fossili di 2 miliardi di dollari. In sostanza, secondo gli autori, il maggior costo dovuto al cycling sarebbe compensato, in funzione dei diversi scenari, con un aumento del costo dell’elettricità variabile tra 0,47 e 1,28 $/MWh, con un sovrapprezzo per lo scenario “Italia 2013”, stimato in circa 0,30 €/MWh massimi.

costi_cycling

Una conclusione che, se anche attualizzata alla situazione italiana, con un maggior costo del gas, fa comunque aumentare il costo complessivo su cifre davvero irrisorie a fronte di un prezzo nella Borsa Elettrica italiana che si aggira attualmente sui 60 euro/MWh. Interessante al riguardo anche la spiegazione del modesto impatto della intermittenza da parte degli autori dello studio. Una prima spiegazione secondo gli esperti è che il cycling le centrali termoelettriche devono comunque farlo per gestire la domanda e compensare eventuali emergenze. Va inoltre considerato poi che a far aumentare i costi del cycling non sono tanto le manovre di rampa in salita e discesa, quanto soprattutto gli spegnimenti e le riaccensioni degli impianti, eventi relativamente rari, soprattutto negli scenari con prevalenza eolica, e che riguardano quasi esclusivamente le più flessibili centrali a turbogas.

grafico scenari

costo_rampe

In sostanza quindi, secondo gli esperti, le centrali a carbone e a gas a ciclo combinato devono variare più frequentemente la loro potenza rendendo meno solo perché lavorano meno a piena potenza, ma con cicli di spengimento e riaccensione non molto diversi dal normale, anche negli scenari di maggiore penetrazione eolica e fotovoltaica. Ulteriore particolare non certo di poco conto, è relativo ad una maggiore prevedibilità della produzione fotovoltaica rispetto a quella eolica, che, anche se costringe a un cycling aggiuntivo quotidiano, è altamente prevedibile, permettendo la programmazione di graduali “rampe” di salita e discesa, senza ricorrere ad avventurose accensioni e spegnimenti. Discorso ovviamente diverso per l’energia eolica, decisamente meno prevedibile, anche se i modelli meteorologici da cui ero partito all’inizio del post, permettono oggi di avere una risoluzione temporale di 4 ore di anticipo sulla prevedibilità del vento, un traguardo davvero di grande affidabilità, un fattore che consente una adeguata predisposizione delle rampe delle centrali termoelettriche. Uno studio i cui risultati, danno una mazzata tremenda a chi ha fatto della non programmabilità, un paravento per impedire la de carbonizzazione dei modelli energetici.

Sauro Secci

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