Fotovoltaico e idroelettrico: un matrimonio che s'ha da fare?

La potenza fotovoltaica installata in Italia ha raggiunto da pochi giorni la soglia dei 17 GW (quella allacciata in grado di produrre è leggermente inferiore): un risultato che appare straordinario se si pensa che nel 2007 potevamo contare su appena 87 MW.

Sotto l'aspetto tecnico l'introduzione di energia elettrica proveniente da una tale quantità di impianti distribuiti porta ad una serie di cambiamenti che si fanno via via più importanti al crescere della penetrazione: l'incertezza nella produzione - più o meno periodica - si somma a quella relativa alla domanda, ma con varianza ben superiore; la produzione si concentra per il fotovoltaico in alcune ore della giornata dando origine a elevate rampe di carico nel periodo estivo; l'inerzia del sistema si abbassa durante le ore con alta produzione da fonti rinnovabili, rendendo più delicata la gestione della rete in caso di imprevisti. Economicamente rimane poi il nodo della grid parity, ripetutamente data per quasi raggiunta ma ancora sfuggente.

Un sistema ovvio per superare questi limiti consisterebbe nel bilanciare la variabilità delle rinnovabili con sistemi di immagazzinamento: CAES, batterie, idroelettrico. In Italia disponiamo in effetti di una discreta quantità di impianti idroelettrici, per cui vale la pena chiedersi se questa strada sia percorribile in senso tecnico ed economico.

L'idroelettrico si divide in tre categorie: ad acqua fluente, a bacino (di modulazione) e a serbatoio (di regolazione). La distinzione si basa sulla diversa durata d'invaso, cioè sulle ore necessarie per ripristinare l'intera capacità utile del serbatoio - il volume d'acqua utilizzabile per la produzione di energia - sfruttando la portata media degli affluenti; in questo modo, se la durata è inferiore alle due ore si avrà un impianto ad acqua fluente, se è compresa fra le due e le 400 si parlerà di impianto a bacino, e oltre le 400 ore si avranno impianti a regolazione stagionale.

I primi due tipi non sono utilizzabili per il bilanciamento della rete essendo sostanzialmente privi di un volume significativo sfruttabile; gli impianti a serbatoio invece, in particolare quelli che dispongono di un bacino inferiore di scarico per l'acqua dopo che è passata attraverso le turbine, e che per mezzo di un impianto di pompaggio sono in grado di risollevarla, possono avere un ruolo nella regolazione giornaliera.

La produzione annua è legata alla variabilità atmosferica, e il suo andamento per gli ultimi anni è riportato nella figura seguente.

Figura 1: produzione annua da impianti idroelettrici; elaborazione su dati statistici Terna.

Il contributo derivante dagli impianti con pompaggio è stato separato da quello relativo agli impianti a serbatoio singolo per chiarezza. E' immediato osservare che gli andamenti sono simili per le prime tre tipologie di centrale in legenda, a indicare un forte peso della componente meteorologica; gli impianti con pompaggio invece presentano un calo costante che va spiegato in altro modo.

Il gestore di un qualunque sistema di stoccaggio dell'energia può competere sul mercato solo se è in grado di acquistare a un basso prezzo e rivendere ad uno alto; più in particolare, esiste una condizione minima che deve essere assolutamente soddisfatta:

Se ad esempio il rendimento di un ciclo pompa-turbina fosse pari a 0.8, cioè perdessimo il 20% di energia per tornare alla condizione di partenza, e il prezzo di acquisto fosse 10, dovremmo rivendere almeno a 12.5 per non lavorare in perdita. Naturalmente in un caso reale si dovrà tener conto dei costi operativi e di manutenzione oltre che al recupero del capitale investito, fattori che peggiorano la posizione del gestore costretto a giocare sul massimo differenziale di prezzo esistente, anche detto spread.

Per comprendere l'importanza di questo punto nello spiegare l'andamento decrescente di energia prodotta da impianti con pompaggio, bisogna andare a vedere cosa è accaduto al Prezzo Unico Nazionale nel corso degli ultimi anni.

Figura 2: andamento P.U.N.; elaborazione su dati statistici GSE.

I giorni scelti sono i secondi mercoledì del mese di giugno, quando la produzione dagli impianti fotovoltaici pesa in modo sostanziale. La loro introduzione ha portato ad un notevole abbassamento dei picchi massimi (in parte l'andamento riflette le mutate condizioni economiche); più in generale, la differenza fra la medie delle ore più care e quelle meno care si è ridotta pesantemente. Se nel 2007 si poteva acquistare fra le 2 e le 6 e rivendere dalle 10 alle 12 e dalle 17 alle 19 ottenendo un guadagno considerevole, oggi il margine è diventato molto più ridotto: il fotovoltaico ha spinto gli impianti con pompaggio fuori mercato.

E' interessante gettare uno sguardo alla Germania, paese che ha investito sulle rinnovabili più di ogni altro e che affronta problemi simili ai nostri, con 32 GW di fotovoltaico e 29 di eolico. I tedeschi dispongono al momento di 7.6 GW in impianti con pompaggio - esattamente come noi - ed esistono progetti per realizzarne di nuovi; la discussione è partita dopo circa vent'anni di stasi costruttiva, spinta dalla necessità di trovare soluzioni al bilanciamento delle rinnovabili, ma al momento rimangono alcuni nodi da sciogliere.

Come già visto per l'Italia, anche in Germania il discriminante principale per stabilire l'economicità di esercizio è dato dallo spread: le rinnovabili potranno portare il prezzo minimo a zero, cioè produrre più di quanto si domandi, solo quando avranno raggiunto una penetrazione del 40% (intesa evidentemente in termini energetici), e questo obiettivo è ancora distante; d'altra parte in tale situazione non è chiaro quale potrebbe essere l'effetto sul picco massimo. Esiste poi la remunerazione per i servizi di rete: avvio dopo black-out (l'idroelettrico è favorito rispetto ai gruppi termoelettrici tradizionali non necessitando di un periodo di riscaldamento), riserva di potenza reattiva e soprattutto riserva negativa, cioè la possibilità di assorbire potenza al bisogno avviando le pompe, in particolare in casi di sovraproduzione da fonti rinnovabili. Infine è possibile che vengano elargiti incentivi, ad esempio attraverso capacity payment, pensati in modo specifico per l'integrazione di idroelettrico con pompaggio e rinnovabili, ma al momento non ci sono decisioni in tale direzione.

Sebbene tecnicamente l'idroelettrico sia un ottimo sistema di accumulo, il problema della grid parity non si può risolvere pensando di aggiungere agli incentivi già esistenti ulteriori sussidi; si sarebbe dovuto investire maggiormente in ricerca prima di trovarsi con rampe pomeridiane che nelle prossime domeniche estive metteranno alla prova la rete di trasmissione nazionale.