Integrazione dei Sistemi di Accumulo con Impianti Eolici

Allo stato attuale, gli impianti eolici non sono tenuti a partecipare alla regolazione della frequenza di rete; è però plausibile che il quadro regolatorio e normativo possa nel prossimo futuro subire modifiche

Allo stato attuale, gli impianti eolici non sono tenuti a partecipare alla regolazione della frequenza di rete, come invece richiesto alle centrali tradizionali. Essi devono fornire un contributo in regimi di sovrafrequenza particolarmente severi, riducendo la propria immissione in rete secondo quanto richiesto dal Codice di Rete (se si tratta di impianti rilevanti connessi alla RTN) o dalle norme CEI 0-16 e 0-21 (in caso di impianti connessi alla rete di distribuzione in media o bassa tensione).

E’ però plausibile che il quadro regolatorio e normativo possa nel prossimo futuro subire modificazioni. Nel Libro Bianco sugli Accumuli abbiamo ipotizzato due possibili scenari che vedrebbero il gestore del parco eolico tenuto a fornire un contributo ai servizi di rete riservando, (ipotesi alternative assunte):

• una banda fissa – per riserva primaria – pari all’1,5% della potenza nominale, se l’impianto è in funzione con potenza superiore al 5% della stessa;
• una banda variabile, pari all’1,5% della potenza istantanea prodotta.

Il proprietario del parco dovrebbe quindi erogare tale servizio riservando una banda di funzionamento e quindi perdendo produzione rispetto alla disponibilità della fonte primaria (soluzione base) oppure asservire all’erogazione della riserva primaria un SdA dedicato, in modo da non intaccare la producibilità del parco.

L’analisi del caso viene svolta prendendo in considerazione un parco eolico realmente esistente – caratterizzato da una potenza nominale installata di 106 MW – , per il quale erano disponibili informazioni relative alla produzione effettivamente realizzata nel corso di un esercizio annuale.

La valutazione economica è stata eseguita considerando due distinte eventualità:

• tariffa incentivante pari al valore a base d’asta ridotto del 10%;
• come sopra, ridotto del 30% (massimo ribasso possibile).

La base d’asta è rappresentata dalla tariffa incentivante omnicomprensiva fissata per l’anno 2013, pari a 127 €/MWh. Qualora la banda di riserva primaria venga garantita dal parco di generazione stesso, ciò implica una decurtazione dell’energia prodotta, rispetto a quella effettivamente producibile, pari all’ampiezza della banda.

Per evitare tale perdita, si è supposto di installare un SdA tale da soddisfare il requisito dell’1,5% della potenza nominale del parco eolico, cioè 1,59 MW. L’investimento stimato è di 1,91 M€ . Il tempo di rientro dell’investimento è stato calcolato rapportando il costo di acquisto del SdA alla differenza tra la perdita economica evitata ed il costo funzionamento del SdA.

Nel caso in cui si assuma l’obbligo di mantenere una riserva primaria fissa, proporzionale alla potenza nominale che il parco eolico è in grado di produrre (1,5% di Pnom), il tempo di rientro dell’investimento è stimabile in a 2 anni e mezzo se si considera un ribasso d’asta del 10%, 3 anni e mezzo se si considera un ribasso d’asta del 30%.

Nel caso in cui si assuma l’obbligo di mantenere una riserva primaria variabile, proporzionale alla potenza che il parco eolico produce istante per istante (1,5% di Pist), il tempo di rientro dell’investimento – a prescindere dai costi finanziari dell’operazione – è stimabile essere pari a 9 anni e mezzo se si considera un ribasso d’asta del 10%, che diventano oltre 12 anni considerando un ribasso d’asta del 30%.