Fare a meno dei combustibili fossili significa compensare il nostro attuale consumo di gas e petrolio con l’elettricità. Man mano che le pompe di calore sostituiscono l’olio da riscaldamento e i motori elettrici sostituiscono i motori a combustione interna, la domanda continuerà a crescere. Allo stesso tempo, l’energia solare ed eolica fornisce una quota maggiore dell’offerta, mentre l’energia nucleare in Svizzera è destinata a scomparire. Ma l’elettricità soffre di un problema: è sempre preferibile utilizzarla quando viene prodotta, perché il suo stoccaggio è di breve durata o complicato, e sempre associato a un costo economico, ecologico ed energetico relativamente alto. La variabilità, la decentralizzazione e l’intermittenza delle risorse rinnovabili ci impongono di ripensare il nostro sistema di gestione, produzione, trasporto e distribuzione dell’elettricità se vogliamo vincere la sfida della decarbonizzazione.
Tempi diversi
"Più le fonti rinnovabili hanno una generazione incerta, più avremo bisogno di riserve", afferma Mario Paolone, responsabile del Distributed Electrical Systems Laboratory (DESL) dell’EPFL. Tanto più che oggi la domanda la fa da padrona. La domanda è vista come inflessibile ed è la generazione che deve essere controllata. Quindi, a qualsiasi ora del giorno o della notte, d’estate o d’inverno, i clienti devono poter accendere le luci, il forno o ricaricare l’auto. La rete ha quindi bisogno di riserve modulate in funzione del tempo. Le riserve primarie hanno un orizzonte temporale di pochi minuti, le riserve secondarie tra 15 minuti e un’ora e le riserve terziarie oltre. I sistemi di accumulo variano di conseguenza.Fortunatamente la Svizzera non è sola. La nostra rete elettrica è interconnessa a livello europeo e ci permette di mettere in comune risorse, sistemi di stoccaggio e costi. "Il sogno dell’autosufficienza tecnica ed economica dell’elettricità non ha senso se lo si limita alla Svizzera. È l’indipendenza energetica dell’Europa che è importante", sottolinea il professore.
L’elettrificazione dei processi e l’integrazione delle fonti rinnovabili avranno un impatto sulla rete soprattutto in termini di gestione della produzione e delle riserve. "Il mezzo più promettente per immagazzinare TWh e garantire la flessibilità stagionale è il gas sintetico prodotto da fonti rinnovabili. Le centrali elettriche a gas possono essere utilizzate per soddisfare la domanda in eccesso e le tecnologie power-to-gas possono essere impiegate, ad esempio, per utilizzare le eccedenze temporanee di elettricità per produrre idrogeno verde e poi syngas. "L’industria del gas è molto interessata a queste tecnologie, perché consentono di riutilizzare le infrastrutture di trasporto e distribuzione del gas esistenti. Ma questo richiede tecnologie di cattura della CO2 efficienti e su larga scala", sottolinea il professore.
"Ma dal punto di vista della decarbonizzazione, in Svizzera l’energia idroelettrica sta diventando l’asset fondamentale per fornire questo tipo di flessibilità. Ha il vantaggio di essere l’unica risorsa interamente rinnovabile che possiamo controllare. Nel contesto del futuro, questo sarà fondamentale".
In effetti, la flessibilità di tutte le centrali idroelettriche va dal ciclo infragiornaliero a quello stagionale ed è associata a diversi tipi di centrali (ad accumulo, utilizzando la fusione dei ghiacciai e le precipitazioni, o con pompaggio). L’EPFL ha recentemente coordinato il più grande progetto europeo in questo campo: XFLEX Hydro. L’obiettivo del progetto è migliorare la capacità delle centrali idroelettriche con trasformazioni minime per aumentare l’affidabilità della rete elettrica europea. Le tecnologie sviluppate dal progetto sono in grado di migliorare la fornitura di vari servizi di sistema (che assicurano un equilibrio permanente tra produzione e consumo) da parte delle centrali idroelettriche, garantendo così che le reti elettriche locali e regionali rimangano affidabili e resilienti di fronte alle interruzioni attuali e future dell’approvvigionamento energetico.
Batterie in soccorso
Le batterie sono uno strumento potente per il controllo infragiornaliero. Per Mario Paolone, l’integrazione e la gestione ottimale delle batterie al litio saranno un elemento chiave. "La loro altissima efficienza e la capacità di variare molto rapidamente la potenza assorbita/iniettata sono caratteristiche fondamentali per le riserve primarie della rete elettrica. Inoltre, sono in grado di effettuare diverse migliaia, persino decine di migliaia di cicli. Per la rete elettrica questo è molto positivo, perché quando installiamo un asset è per 10-20 anni e le tecnologie iniziano a essere compatibili con questo orizzonte temporale."Meglio ancora, il potenziale esiste già. "Intorno al 2035, il fabbisogno globale di batterie nella rete sarà di circa 180 GWh/anno. Allo stesso tempo, avremo tra i 100 e i 200 GWh di batterie a fine vita nelle auto elettriche. Si tratta quindi di una combinazione perfetta", afferma l’esperto. Ma la sfida è tecnologica. Il DESL sta affrontando questa sfida sviluppando metodi per quantificare l’efficienza residua delle batterie per auto usate, in modo da poter dare loro una seconda vita. "Possiamo definire quanti e quali cicli possono ancora fare in un ciclo di rete. Sapendo che i cicli sono molto meno intensi rispetto a quelli delle automobili, possono essere utilizzate ancora per diversi anni".
Rafforzare la rete
Il secondo impatto fondamentale riguarda l’infrastruttura di rete stessa. "Abbiamo bisogno di più linee. A tutti i livelli, dall’altissima tensione alla distribuzione, le linee sono e saranno utilizzate al limite della loro capacità", avverte Mario Paolone. In uno scenario senza nucleare, con mobilità privata e riscaldamento privato completamente elettrici, la Svizzera avrebbe bisogno di circa 40 GW di capacità fotovoltaica di picco. Tuttavia, il modello DESL mostra che a partire da 13 GWp la rete di distribuzione a media tensione inizia a diventare relativamente congestionata. È quindi necessario rafforzarla e investire massicciamente.L’impiego di soluzioni di accumulo locali e decentralizzate - in altre parole, tramite batterie - ridurrebbe la necessità di rinforzare la rete. A tal fine, il DESL ha sviluppato algoritmi di ottimizzazione in grado di determinare quale sia il potenziamento della rete e l’accumulo locale necessario per ridurre al minimo i costi per l’intera comunità, a seconda della quantità di fotovoltaico (PV) generato e della domanda sulla rete locale.
Ma un altro problema è che non abbiamo ancora le risposte sul mix ideale, sul sistema di stoccaggio ottimale e su come regolarlo. "Oggi abbiamo un sistema elettrico stabile e affidabile perché abbiamo il controllo sulla produzione e sulla pianificazione della rete. Questo è possibile perché abbiamo relativamente pochi asset da controllare", sottolinea il professore. Ma la sfida è controllare un sistema in cui ci sono milioni di sistemi di produzione completamente incontrollabili. Se sostituiamo 1 GW di energia nucleare con 5 GWp di pannelli fotovoltaici distribuiti e incontrollabili, come possiamo recuperare il controllo? Il numero di variabili da controllare esploderà. Tecnicamente, abbiamo i mezzi per raggiungere il 100% di fotovoltaico, ma ciò richiede un grande cambiamento in tutti i sistemi di controllo, nella gestione delle reti di trasmissione e distribuzione e nei mercati dell’elettricità".
Infine, un modo per ridurre al minimo la necessità di stoccaggio potrebbe essere quello di controllare la domanda. "Se riusciamo a controllare i consumi, possiamo fare quasi tutto", afferma il professore. I piani di controllo della ricarica dei veicoli elettrici, la ricarica bidirezionale e le tariffe variabili in tempo reale, ad esempio, vanno tutti in questa direzione.
