Progetto Osmose, soluzioni per il futuro delle rinnovabili
La ricerca sull’uso innovativo e intelligente della rete e degli impianti di produzione rinnovabile accelera col progetto Osmose. Nel prossimo futuro sarà possibile, anche nel mercato elettrico italiano, garantire la stabilità della rete elettrica grazie al contributo degli impianti rinnovabili non programmabili distribuiti sul territorio, integrati con sistemi di accumulo energetico e gestiti in modo sinergico e flessibile.
Per questo motivo, dal 1° gennaio 2018, il nostro Gruppo lavora al progetto europeo con l’obiettivo di sperimentare nuove soluzioni che permettano maggiore flessibilità del sistema elettrico, in modo da poter accogliere e gestire efficacemente una porzione sempre maggiore di energia da fonti rinnovabili.
Osmose, acronimo di “Optimal System Mix of Flexibility Solutions for European Electricity”, è un progetto finanziato in parte dalla Commissione Europea con un fondo di 21 milioni di euro attraverso il bando Horizon2020, (nell’ambito del Grant Agreement 773406 a seguito della call LCE-04-2017). La sua conclusione è prevista nel 2021, dopo 4 diverse dimostrazioni condotte da 33 partner di 9 Paesi europei.
Le sperimentazioni saranno guidate da un partenariato solido: utilities, operatori dei sistemi di trasmissione, centri di ricerca e università, un energy service provider, oltre a società e compagnie strategiche per il settore.
Il nostro Gruppo partecipa ad oggi con Enel Green Power ed Enel Produzione ma, prima del test ufficiale previsto nel 2020, si unirà anche Enel X, la divisione del gruppo dedicata a prodotti innovativi e soluzioni digitali. Per le sperimentazioni metteremo a disposizione il parco eolico di Potenza Pietragalla (Basilicata), con il sistema di accumulo energetico ad esso integrato, e la centrale idroelettrica di pompaggio di San Fiorano (Lombardia).
L’importanza dell’affidabilità
Sole e vento sono due risorse naturali sempre più utilizzate per coprire una parte consistente dei consumi, ma la loro intermittenza intrinseca rende necessario gestire in modo più intelligente e flessibile il sistema elettrico. La frequenza di rete, infatti, deve mantenersi sempre sui 50 Hz per non provocare danni alle infrastrutture o disagi agli utenti e, fino ad oggi, sono stati gli impianti convenzionali a garantirne la stabilità. Con l’avvento delle rinnovabili, le variazioni di frequenza, che avrebbero luogo a causa di interruzioni sulle linee di trasmissione o di rapidi mutamenti nella disponibilità di sole o vento, devono essere gestite in modo nuovo ma altrettanto affidabile. Entra in ballo, quindi, un insieme di soluzioni da utilizzare in modo coordinato e sinergico, tra le quali spiccano i sistemi di accumulo energetico e il cosiddetto “demand response”, vale a dire la possibilità per i clienti di offrire supporto alla regolazione della rete modulando i propri consumi. Soluzioni che, per essere efficaci ed economicamente sostenibili, hanno bisogno di nuove regole di mercato in grado di valorizzare questa “flessibilità diffusa” come alternativa a quella concentrata nei grandi impianti di generazione convenzionale.
Come spiega Gianluca Gigliucci, responsabile Energy Storage Innovation di Enel Green Power, Germania e Regno Unito sono tra i primi in Europa ad aver introdotto nuove regolamentazioni, dimostrando efficacia e affidabilità dei sistemi di accumulo basati su batterie elettrochimiche. Il progetto Osmose punta a sperimentare e implementare soluzioni ancora più sofisticate che possano essere adottate a livello europeo per aumentare ulteriormente la capacità di accogliere contributi crescenti di fonti rinnovabili: è uno sguardo sul futuro prossimo delle rinnovabili e della gestione della rete.
“Per gestire un sistema elettrico 100% rinnovabile, avremo bisogno di soluzioni per regolare l’immissione in rete dei nostri impianti in modo estremamente rapido e preciso, in funzione delle condizioni della rete. A Potenza Pietragalla valideremo in campo la capacità dei nostri impianti rinnovabili, integrati con sistemi di accumulo, di emulare l’inerzia delle masse rotanti, propria degli impianti convenzionali. Un passo ulteriore verso l’indipendenza dalle fonti fossili”
– Gianluca Gigliucci, responsabile Energy Storage Innovation di EGP
Energia sempre più integrata
Le sperimentazioni previste sul parco eolico di Potenza Pietragalla, il primo in Italia integrato con un sistema di accumulo basato su batterie a litio, riguarderanno anche la porzione di rete di trasmissione a cui l’impianto stesso è connesso. Sarà infatti realizzata una piattaforma di aggregazione che gestirà in sinergia le capacità di regolazione degli impianti rinnovabili e la flessibilità di alcuni carichi industriali energivori presenti nella zona. A curarne l’allestimento è Terna, il gestore della rete di trasmissione italiana che partecipa a Osmose e coordina questa sperimentazione. La sfida è quella di comprendere i meccanismi tecnici e di mercato più efficaci ed economici per sfruttare la flessibilità degli impianti di generazione e dei carichi; la porzione di rete scelta per i test è significativa, essendo già esposta a problemi di gestione dei flussi di potenza nei momenti di elevata ventosità, in cui l’energia eolica deve transitare dagli impianti presenti nel sud Italia verso i consumatori del centro e del nord.
Silvia Olivotto, project manager Energy Storage Innovation di Enel Green Power, spiega che il progetto Osmose prevede test di altri partner in Francia e nelle isole Canarie, con l’obiettivo di ottenere risultati validi entro il 2021. Coordinatore generale è RTE, uno dei 6 TSO europei coinvolti (Transmission System Operator – i gestori delle reti di trasmissione).
“L’Unione Europea promuove e finanzia progetti con player appartenenti ai diversi paesi, per sviluppare prodotti e creare un network che favorisca la competitività europea sui mercati globali. Grazie al progetto Osmose, Enel Green Power e Enel Produzione avranno la possibilità di verificare in campo quali siano i servizi con cui valorizzare al meglio gli asset aziendali nel prossimo futuro, in Italia e nel mondo”
– Silvia Olivotto, project manager Energy Storage Innovation di EGP
Regolazione oltre confine
Il sistema elettrico europeo, pur interconnesso da un punto di vista fisico, è gestito ancora in modo non completamente integrato tra i differenti paesi. Il percorso di integrazione è a buon punto per quelli che vengono chiamati “mercati del giorno prima”, in cui si stabiliscono a priori i contributi che ciascun impianto di generazione dovrà dare alle necessità energetiche del giorno seguente. Consumi e disponibilità effettivi delle rinnovabili, nonché eventuali problematiche sulla rete o agli impianti di generazione, rendono tuttavia necessario gestire in tempo reale l’equilibrio della rete attraverso i mercati dei servizi di regolazione, che ad oggi sono ancora diversi e indipendenti, tranne rare eccezioni, tra i vari paesi dell’Unione.
L’impianto idroelettrico di pompaggio di San Fiorano, in provincia di Brescia, parteciperà alle sperimentazioni per verificare come utilizzare gli impianti di pompaggio per offrire servizi “cross-border” in quello che dovrà diventare un mercato unico europeo dei servizi di regolazione. L’impianto di San Fiorano dialogherà virtualmente con un suo analogo in Slovenia, in modo da rendere possibile trasferire le capacità di accumulo da un impianto all’altro e mettere a disposizione, tramite meccanismi di mercato che saranno definiti nel corso del progetto Osmose, la capacità di regolazione nella rete che ne ha più bisogno.
Con Enel, l’energia rinnovabile non ha frontiere.