Cannibali, anatre e canyon del mercato elettrico
Anatre e canyon sono i principali problemi che gli operatori del mercato elettrico devono affrontare una causa della crescente penetrazione del solare e dell’eolico nel mix energetico
Le fonti rinnovabili concentrano la loro produzione in determinati momenti del giorno, aumentando l’instabilità del sistema e causando effetti indesiderati come i prezzi negativi. Uno dei principali dilemmi è la “duck curve” nella curva del carico residuo, dovuto all’effetto di cannibalizzazione. Questo fenomeno si verifica quando gli impianti con lo stesso profilo di generazione immettono energia simultaneamente, deprimendo i prezzi. Gli impianti rinnovabili, nonostante siano più vulnerabili alla simultaneità, hanno la priorità di dispacciamento secondo il criterio di merito.
Dalla DUCK CURVE alla CANYON CURVE
Nei sistemi elettrici ad alta penetrazione di energia fotovoltaica l’evoluzione delle curve di carico residuo durante le ore centrali della giornata, la produzione di energia solare è così elevata che le centrali convenzionali devono spegnersi, creando una forma chiamata “pancia dell’anatra”. Nel tardo pomeriggio, con il calore del Sole, le centrali devono rapidamente aumentare la produzione per far fronte ai picchi di domanda serali, formando un “collo dell’anatra” sempre più ripido. Questo fenomeno è così accentuato che la forma della curva assomiglia più a un canyon che a un’anatra, come illustrato dai dati del mercato elettrico californiano.
Gli ordini di criticità tecnica per la stabilità della rete elettrica di fronte a specific pattern possono essere riassunti in tre punti principali:
- Difficoltà nel ramp-up pomeridiano : Le centrali convenzionali tempi hanno di attivazione differenti. Per alcuni, è più vantaggioso rimanere attivi durante le ore di surplus a prezzo nullo piuttosto che spegnere e riaccendere.
- Intensità carbonica del mix energetico : Nonostante l’azzeramento del carico residuo nelle ore centrali, l’uso prevalente di centrali a gas durante il ramp-up può non ridurre l’intensità carbonica complessiva.
- Aumento dell’instabilità della rete : Le rinnovabili intermittenti, non sincronizzate con l’inerzia del sistema, possono causare oscillazioni della frequenza attorno ai 50 Hz.
Domanda di attimi
Questa dinamica va considerata in relazione all’aumento del carico di rete dovuto all’elettrificazione dei consumi, specialmente per il riscaldamento/raffreddamento tramite pompe di calore e per i veicoli elettrici. La ricarica serale di numerosi veicoli elettrici coincide con il “collo dell’anatra” del ramp-up, mettendo a rischio la stabilità della rete.
Per integrare nuove tecnologie e aumentare la capacità, soprattutto fotovoltaica, saranno necessari strumenti di flessibilità dei carichi, sia dal lato della domanda che dell’offerta. Tra questi, lo smart control delle tecnologie e l’utilizzo dei veicoli elettrici per il Vehicle-to-Grid, che permette ai veicoli di fornire un servizio di demand-response.
Flessibilità e gestione delle eccedenze
La gestione dei surplus generati dalle rinnovabili intermittenti e dei fenomeni di “canyon curve” richiederà lo sviluppo di tecnologie di flessibilità su larga scala. Dal lato dell’offerta, ciò include i sistemi di accumulo di energia (BESS), mentre dal lato della domanda, la conversione sistematica dell’elettricità eccedente in usi industriali (Power-to-X), come la produzione di idrogeno tramite elettrolisi o di combustibili sintetici.
Una rete non adeguatamente preparata a gestire la nuova capacità intermittente comporterà maggiori passività nei mercati di dispacciamento, che gestiscono l’aumento o la consegna del carico in tempo reale. In caso di congestione, si ricorre alla capacità di riserva, che varia in gravità e costo.
Piano TERNA
In Italia, TERNA prevede un aumento significativo degli investimenti nel piano industriale 2024-2028 per ridurre il rischio di riduzione e congestione della trasmissione interzonale. Gli investimenti dovrebbero aumentare la capacità di interconnessione sud-nord del 30% entro il 2030-2040.
Decurtazione in Spagna e Germania
In Spagna, nel 2023, il curtailment ha riguardato 1,2 TWh di energia rinnovabile, causando perdite economiche. Anche in Germania, i costi dovuti alle congestioni di rete sono aumentati in modo significativo nel 2022, con un impatto notevole sui costi del sistema.