Sulle rive del Limfjord, nella città danese di Aalborg, quattro enormi serbatoi d’acqua calda dimostrano come la flessibilità del sistema elettrico possa essere ottenuta anche senza ricorrere alle batterie.
La possibilità di trasformare elettricità in calore e accumularlo per utilizzarlo nei giorni successivi consente infatti di sfruttare i momenti in cui l’energia elettrica è più economica, contribuendo al tempo stesso all’integrazione delle fonti rinnovabili e alla decarbonizzazione del riscaldamento urbano.
È questa la logica del progetto sviluppato da Aalborg Forsyning a Norbis Park, un’area dedicata alla trasformazione del sistema energetico locale, dove vengono realizzate e sperimentate tecnologie destinate a sostituire progressivamente la produzione di calore da carbone.
Aalborg Forsyning è una società multiservizi di proprietà del Comune di Aalborg, attiva nella fornitura di teleriscaldamento, raffrescamento, gas e acqua, oltre che nella gestione delle acque reflue e nei servizi di consulenza energetica.
Il più grande accumulo termico della Danimarca
Uno dei progetti più significativi realizzati a Norbis Park, presentato anche nell’ambito della conferenza Smart Energy Systems, tenutasi ad Aalborg a settembre, riguarda l’installazione di quattro grandi serbatoi per l’accumulo di acqua calda, con una capacità complessiva di 200.000 metri cubi.
Grazie all’integrazione con gli accumuli già esistenti, la capacità totale della rete di Aalborg raggiunge 241.000 metri cubi, costituendo il più grande sistema di accumulo termico della Danimarca.
Accanto ai serbatoi sono state installate tre caldaie elettriche, ciascuna con una potenza termica di 50 MW, per un totale di 150 MW (foto in alto: fonte: Aalborg Forsyning). Il sistema sarà ulteriormente potenziato da una grande pompa di calore ad acqua di mare da 177 MW, attualmente in fase di realizzazione.
La pompa di calore, progettata per utilizzare l’energia termica contenuta nelle acque del Limfjord, avrà un coefficiente di prestazione (COP) indicativamente pari a 3: per ogni unità di energia elettrica consumata, potrà quindi fornire circa tre unità di energia termica.
Dall’elettricità al calore, anche per i giorni successivi
Il principio alla base del progetto è quello del power-to-heat, cioè la conversione di elettricità in calore, abbinata a un sistema di accumulo.
Quando la produzione elettrica da fonti rinnovabili, in particolare eolico e fotovoltaico, è abbondante e i prezzi dell’energia sono bassi, le caldaie elettriche possono essere attivate per riscaldare l’acqua della rete di teleriscaldamento. Il calore prodotto viene utilizzato immediatamente oppure immagazzinato nei grandi serbatoi, per essere distribuito quando la domanda lo richiede.
Il vantaggio principale consiste nel separare temporalmente il consumo elettrico dalla fornitura di calore agli utenti.
Grazie alle dimensioni degli accumuli, l’energia termica immagazzinata può contribuire a soddisfare la domanda di riscaldamento per un periodo stimato tra uno e tre giorni invernali, a seconda delle condizioni operative e dei consumi.
Questo significa che la produzione di calore attraverso l’elettricità può essere anticipata rispetto al momento del suo effettivo utilizzo, consentendo di sfruttare le oscillazioni dei prezzi elettrici su una scala temporale che non si limita a poche ore, ma può estendersi a più giorni.
L’accumulo termico diventa così uno strumento di flessibilità per il sistema elettrico, capace di aumentare il consumo nei momenti di maggiore disponibilità di energia rinnovabile e ridurlo quando l’elettricità è più costosa o richiesta da altri settori.
A questa funzione si aggiunge il contributo alla decarbonizzazione del teleriscaldamento. Il nuovo sistema di produzione e accumulo contribuirà infatti a sostituire progressivamente il calore fornito dalla centrale a carbone Nordjyllandsværket, che per decenni ha alimentato gran parte della rete cittadina e il cui abbandono della produzione termica da carbone è previsto dal 1° gennaio 2029.
La flessibilità non è questione solo di batterie
Il progetto danese ha suscitato un interessante dibattito tra esperti del settore energetico, sviluppatosi anche attraverso alcuni interventi su LinkedIn.
Un primo aspetto riguarda la semplicità della tecnologia utilizzata. I grandi serbatoi di acqua calda non hanno certamente l’attrattività tecnologica di altri sistemi di accumulo più innovativi, ma rappresentano una soluzione consolidata, relativamente semplice e potenzialmente molto economica.
Il confronto con le batterie è particolarmente interessante, pur richiedendo alcune precisazioni: le batterie accumulano energia elettrica che può essere nuovamente restituita alla rete, mentre gli accumuli termici conservano energia sotto forma di calore, destinata principalmente a soddisfare fabbisogni termici.
Non si tratta quindi di tecnologie direttamente intercambiabili, ma di soluzioni che possono contribuire alla flessibilità energetica con funzioni e costi differenti.
In presenza di una domanda termica consistente, soprattutto quando esiste già una rete di teleriscaldamento, immagazzinare energia sotto forma di calore può risultare molto più conveniente che ricorrere a batterie per alimentare successivamente sistemi di riscaldamento.
Come osservato da alcuni esperti intervenuti nel dibattito, la flessibilità non deve essere sempre associata all’accumulo elettrochimico.
Pompe di calore, caldaie elettriche e accumuli termici possono gestire quantità di energia molto elevate, soprattutto quando vengono progettati come componenti integrati di un sistema energetico.
L’elemento decisivo, quindi, non è soltanto l’efficienza del singolo dispositivo, ma la capacità dell’intero sistema di utilizzare l’energia disponibile nel momento più opportuno.
L’integrazione tra settori come risorsa per le rinnovabili
Uno dei principali punti di forza dell’esperienza di Aalborg è proprio l’integrazione tra il sistema elettrico e quello termico. L’accumulo non opera infatti come un’infrastruttura isolata, ma è inserito in una rete di teleriscaldamento capace di assorbire, immagazzinare e distribuire grandi quantità di calore.
Questa configurazione rappresenta un esempio concreto di sector coupling, cioè dell’integrazione tra differenti settori energetici, sempre più importante in un sistema caratterizzato da una quota crescente di generazione elettrica rinnovabile.
La diffusione di impianti eolici e fotovoltaici comporta infatti una maggiore variabilità della produzione elettrica. Nei momenti in cui l’offerta supera la domanda e le possibilità di trasporto o accumulo dell’energia, possono verificarsi prezzi molto bassi o negativi e, in alcuni casi, limitazioni della produzione rinnovabile.
La possibilità di convertire gli eccessi di elettricità in calore consente di valorizzare almeno una parte di questa energia, riducendo gli sprechi e aumentando la capacità del sistema di integrare nuova generazione rinnovabile.
Il tema assume particolare rilevanza anche in altri Paesi europei.
Nel dibattito sul progetto danese, ad esempio, è stato richiamato il caso della Svizzera, dove la crescita della capacità fotovoltaica sta rendendo sempre più importante la disponibilità di consumi flessibili nelle ore centrali della giornata, quando la produzione solare raggiunge i livelli più elevati.
Per i gestori delle reti di teleriscaldamento, l’integrazione di pompe di calore, caldaie elettriche e sistemi di accumulo potrebbe quindi esssere un’opportunità per sfruttare l’elettricità disponibile a basso costo e, allo stesso tempo, contribuire all’equilibrio del sistema elettrico.
Naturalmente, l’effettiva convenienza dipende da diversi fattori, tra cui l’andamento dei prezzi, le caratteristiche della rete termica, il costo degli investimenti e la disponibilità di energia rinnovabile.
Più forme di flessibilità, coordinate tra loro
Un ulteriore spunto emerso dal confronto internazionale riguarda la possibilità di combinare differenti tecnologie di accumulo e gestione dell’energia, ciascuna caratterizzata da specifiche prestazioni e scale temporali di funzionamento.
Le batterie possono rispondere rapidamente alle variazioni del sistema elettrico, mentre gli accumuli termici di grande taglia consentono di spostare nel tempo la produzione di calore per molte ore o, in determinate condizioni, per alcuni giorni. A queste soluzioni possono aggiungersi sistemi geotermici, carichi elettrici flessibili e impianti di produzione alimentati da fonti differenti.
L’obiettivo non è individuare una tecnologia migliore delle altre, ma combinare le diverse risorse per ottenere la massima flessibilità complessiva, tenendo conto delle esigenze energetiche, economiche e operative.
E in questo ambito anche l’intelligenza artificiale potrebbe assumere un ruolo crescente. L’utilizzo di algoritmi previsionali e sistemi avanzati di ottimizzazione può aiutare a coordinare la produzione rinnovabile, il funzionamento delle pompe di calore, la carica e la scarica degli accumuli e l’evoluzione della domanda energetica.
Il valore di questi strumenti è nella possibilità di gestire in modo coordinato sistemi energetici sempre più articolati, scegliendo quando e come utilizzare le diverse risorse disponibili.
L’esperienza di Aalborg suggerisce dunque una prospettiva importante per l’evoluzione dei sistemi energetici: la flessibilità potrà dipendere anche dalla capacità di integrare soluzioni differenti, ognuna impiegata nella scala temporale e nel contesto in cui risulta più efficace.
E in questa prospettiva, anche una tecnologia apparentemente semplice come un grande serbatoio di acqua calda può svolgere un ruolo strategico nella transizione energetica.
