Per il 2030 l’Unione Europea ha preso impegni notevoli nel campo delle energie rinnovabili che dovrebbero per allora coprire un 27% del totale, contro il 17% attuale. Obiettivi che comunque sono giudicati non ancora sufficienti da molte associazioni ambientaliste e di settore.

Visto che la parte delle energie fossili riguardante il trasporto, un terzo circa, si sta rivelando un osso particolarmente duro da convertire alle rinnovabili, non è improbabile che gran parte dei progressi dovranno arrivare ancora dalla generazione elettrica convenzionale.

Per allora sarà ancora presente gran parte della attuale produzione baseload (costante lungo la giornata) da nucleare e carbone, che non può essere “spenta” in caso di notevole produzione da rinnovabili non programmabili

Infine, al 2030 saranno certo state potenziate le linee elettriche transnazionali, che permettono di spostare, in caso di eccesso di produzione non programmabile, il carico da una parte all’altra del continente, ma contemporaneamente in molti paesi saranno stati aggiunti molti altri GW di eolico e solare.

Tutto ciò porta a pensare che per allora serviranno sistemi per immagazzinare l’energia prodotta quando c’è molto vento e sole, in modo da non sovraccaricare la rete e poterla poi usare quando invece verrà a mancare.

Ma come farlo?

Si parla tanto di batterie, ma gli accumulatori costano ancora cari: il sistema di stoccaggio per l’eolico di Darlington, in Gran Bretagna, per esempio, costerà 7 milioni di dollari per una capacità di 5 MWh, e per la regolazione su scala nazionale della rete si parla di GWh, se non di TWh, cioè energie da immagazzinare da 1000 a un milione di volte maggiori.

Un rapporto dell’European Joint Research Institute del 2013 stima al 2040 in 40 TWh la necessità ulteriore di immagazzinamento di energia, anche per durate di mesi: se dovessimo soddisfarla con le batterie dovremmo comprarne per migliaia di miliardi di euro.

Siamo condannati a svenarci, per rispettare gli obiettivi europei?

Pensa proprio di no eStorage, un consorzio di ricerca finanziato dall’Unione Europea che recentemente ha redatto un rapporto (presentazione in allegato in basso) sulle possibilità continentali di immagazzinare energia  con il sistema più semplice ed economico conosciuto: il pompaggio di acqua da un bacino in basso a uno in alto, per poi recuperare l’energia immagazzinata, facendo ripassare l’acqua attraverso una turbina, il cosiddetto hydrostorage. In questo modo si può immagazzinare elettricità a prezzi stracciati, anche meno di 5000 dollari per MWh di capacità, contro il milione delle attuali batterie.

Considerando solo i bacini esistenti , ma non ancora usati per il pompaggio, eStorage ha individuato una potenzialità di 2,3 TWh quotidiani di hydrostorage, di cui 154 GWh in Italia, che potrebbero in un anno, ipotizzando un uso quotidiano, consentire di immagazzinare e rilasciare circa 840 TWh di elettricità (di cui 56 TWh in Italia), circa un quarto di tutti i consumi annuali europei. Visto che in questi anni in Europa si immagazzina con l’idroelettrico in media solo sui 30 TWh annui, vorrebbe dire che le potenzialità sono quasi 30 volte più grandi.

Secondo eStorage, quindi, fra infrastrutture già esistenti e quelle che potremmo rapidamente costruire, l’immagazzinamento di elettricità per la rete è un “non problema” per l’Europa.

Eppure a noi italiani qualche dubbio viene: la nostra attuale capacità di hydrostorage è di circa 8 TWh l’anno, ma ormai da molti anni ne usiamo solo intorno ai 2 TWh l’anno, nonostante la nostra grande produzione di elettricità solare, che sarebbe comodo immagazzinare nei bacini montani.

Non è che eStorage fa i conti senza l’oste del mercato elettrico?

«No, è che la presente situazione è molto particolare, ma transitoria», spieaga QualEnergia.it Lee Lenhard, portavoce di eStorage. «È vero che da un lato la crescente presenza di produzione di elettricità non programmabile fa crescere la necessità di usare l’hydrostorage, l’unica tecnologia che permette di immagazzinare TWh elettrici in modo economicamente, oltre che ambientalmente, sostenibile. Ma è vero anche che le energie rinnovabili in Europa godono di incentivi sulla produzione, che permettono spesso ai produttori di non interessarsi molto del prezzo di vendita della loro elettricità sul mercato. C’è poco interesse, quindi, a pensare all’accumulo dell’elettricità in certi momenti del giorno, per rivenderla quando il prezzo è più alto. A peggiorare la cosa il fatto che la presenza di rinnovabili a costo marginale zero, ha portato a un livellamento dei prezzi elettrici fra picco e fuori picco, diminuendo la convenienza dell’accumulo soprattutto se si considera che comunque circa il 20% dell’energia viene perduta fra accumulo e recupero».

E allora che si può fare?

«Innanzitutto in futuro – spiega Lenhard – gli incentivi via via spariranno o diminuiranno, rendendo necessario vendere con profitto sul mercato anche l’energia non programmabile, spostandola dalle ore a prezzo basso o nullo, a ore più remunerative. Inoltre stiamo elaborando una serie di raccomandazioni per l’Unione Europea, per l’implementazione di misure che aiutino a far partire il mercato dell’hydrostorage, facendo riconoscere all’immagazzinamento massivo di elettricità il valore che merita per la stabilità della rete e la lotta al cambiamento climatico. Solo un uso massivo di accumulo, infatti, permetterà di accogliere nel sistema elettrico europeo l’enorme quantità di rinnovabili necessarie a decarbonizzare la nostra economia».

Ma visto che gran parte dell’attuale potenziale di hydrostorage europeo è sottoutilizzato, non sarebbe meglio cominciare a usare quello, piuttosto che pensare a costruirne di nuovo?

«Certamente, e infatti le norme a cui stiamo pensando si indirizzeranno a rendere più flessibile e conveniente l’uso dell’hydrostorage già esistente. Ma una volta che entrerà nell’uso quotidiano, prevediamo che sarà necessario velocemente incrementarne anche la capacità».

Ma i bacini sono spesso lontani dai luoghi produzione delle rinnovabili.

«Questo non è un problema, parlando nell’ottica del bilanciamento su scala nazionale o internazionale. Per la piccola scala, dove magari ci sono problemi locali di “intasamento della rete” in certi periodi di sovraproduzione, possono bastare smart grid che gesticono la domanda e piccoli impianti di accumulo con batterie».

Però l’hydrostorage sembra una tecnologia ultramatura, senza possibilità di progredire …

«Non è esatto, per esempio si stanno sperimentando sistemi a velocità di pompaggio variabile, che consentono una regolamentazione fine dell’energia assorbita durante l’accumulo, mentre prima questa regolazione era possibile solo in fase di rilascio dell’acqua. Ci sono anche ricerche per aumentare l’efficienza complessiva dell’hydrostorage, finora ferma all’80% circa».

Ma l’hydrostorage ha anche un’altra limitazione: ci sono nazioni poco dotate di bacini a diversa altezza.

«È vero, ma bisogna considerare che si possono usare salti anche modesti: uno dei più grandi impianti di hydrostorage europei è quello di Dinorwig in Inghilterra, che ha un dislivello di appena 100 metri. E per le nazioni del tutto prive di alture significative, come la Danimarca o l’Olanda, sono allo studio sistemi di pompaggio con bacini artificiali costruiti alzando muri di sabbia su bassi fondali marini, oppure accumulando acqua in cavità sotterranee. Ma forse per loro la soluzione più semplice è quella di collegarsi a nazioni con capacità di hydrostorage, come la Norvegia, che oltre alla capacità esistente ha anche il 54% di quella nuova che abbiamo individuato».

In effetti quella nazione, dopo essere stata la maggiore produttrice di petrolio europea, diventerà l’”Arabia Saudita” dell’hydrostorage continentale: già serve parte delle esigenze di accumulo dell’eolico danese e nel prossimo futuro accumulerà energia anche per la Germania e per la stessa Gran Bretagna, attraverso cavi ad alta capacità disposti sotto al Mare del Nord.

Il seguente documento è riservato agli abbonati a QualEnergia.it PRO:

Prova gratis il servizio per 10 giorni o abbonati a QualEnergia.it PRO