Sistema elettrico nazionale: valutazione dell’assorbimento dell’elettricità fotovoltaica. Lo studio FIRE

di Giuseppe Tomassetti

FIRE ha condotto uno studio che affronta, con un approccio metodologico, il tema dell’inserimento nella rete dei 30.000 MW di nuova potenza fotovoltaica aggiuntiva, prevista dalla SEN, con riferimento al minimo di domanda prevedibile nel periodo estivo, in particolare nei giorni di fine settimana e ad agosto.

Di seguito l’articolo pubblicato nella newsletter del 30 novembre e lo studio integrale “Sistema elettrico nazionale: valutazione dell’assorbimento dell’elettricità fotovoltaica prevista dagli obiettivi 2030”.

 

Il tema del maggiore ricorso a elettricità ricavata da fonti rinnovabili non programmabili viene in genere affrontato in termini di energia (quanti TWh di FER sarà necessario produrre, per rispettare gli impegni verso il clima globale), mentre poca attenzione viene data alla possibilità che l’elettricità così generata possa poi trovare il suo spazio nella rete e trovare un utente che, in quel preciso momento, la consumi.

La SEN 2017 ha indicato la quota di elettricità da fonte rinnovabile da raggiungere in Italia entro il 2030. Da questa quota sono stati dedotti gli incrementi di potenza installata richiesti di nuovi impianti di generazione da fonti rinnovabili, ossia la nuova potenza da installare per le varie fonti. Vengono segnalati i problemi che nasceranno sulla rete dal maggior utilizzo di fonti non programmabili, ma non c’è una analisi di supporto che indichi a che condizioni questa elettricità possa essere assorbita dalla rete.

Per colmare questa mancanza, FIRE ha condotto uno studio che affronta, con un approccio metodologico, il tema dell’inserimento nella rete dei 30.000 MW di nuova potenza fotovoltaica aggiuntiva, prevista dalla SEN, con riferimento al minimo di domanda prevedibile nel periodo estivo, in particolare nei giorni di fine settimana e ad agosto.

La prima parte dello studio è dedicata alla ricognizione dei dati disponibili sul parco fotovoltaico esistente (potenze, elettricità autoconsumata ed immessa in rete, degradazione nel tempo del parco); la valutazione critica di questi dati permette di costruire un plausibile diagramma di generazione oraria fotovoltaica in una domenica estiva del 2030, sulla base delle condizioni climatiche dell’estate 2018. Si esamina poi la domanda presente sulla rete elettrica e il ruolo delle varie fonti per la sua copertura, in una tipica domenica estiva del 2018.

Nella seconda parte si analizzano le possibili soluzioni per assorbire la produzione fotovoltaica prevista per l’estate del 2030, dalle ore 9 alle ore 18, considerando il maggiore autoconsumo per condizionamento ambientale (che produrrà un effetto rimbalzo sui consumi finali) e le possibilità degli accumuli giornalieri. Considerando i tempi brevi e anche le difficoltà per i futuri accumuli distribuiti di operare nei giorni di fine settimana estivi, si propone una soluzione normativa che renda di nuovo conveniente l’utilizzo dei pompaggi già esistenti e la generazione dai CCGT nazionali rispetto alle importazioni basate su carbone e lignite; l’integrazione di autoconsumo, pompaggi e interruzione delle importazioni, lascia alla generazione dagli impianti termoelettrici un ruolo della stessa rilevanza di quello svolto in questi anni, dimostratosi capace di garantire la stabilità della rete.

Questa metodologia, se applicata sulle varie condizioni del clima e della domanda di elettricità e di calore nel corso di un anno, potrebbe dare una conoscenza più definita della operabilità delle proposte della SEN 2017.

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