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PAUSA-ENERGIA
 
Il pompaggio idroelettrico marino: una promettente opzione Stampa E-mail
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di Julio Alterach, Maria Elena Gobbi, Ruggero Marazzi, Massimo Meghella| RSE


             
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This work was carried out under the research activities funded by the Research Fund for the Italian Electrical System and focuses on a study by RSE, aimed at assessing the potential for development of marine pumped-storage hydropower so as to promote the integration of random renewable sources into the power supply network.
Namely, based on the results achieved over the last two years, leading to the identification of the most promising sites – with Southern areas and isles, where the power supply network presents with the worst criticalities, ranking first- the choice fell on the Foxi Murdegu site in Sardinia.

A feasibility study was carried out to outline the possible different scenarios featuring a combination of windfarms and/or sunpower plants with marine pumped storage systems.
The method developed to be used in the study involves taking into account, all at the same time, elements like the intermittent nature of the renewable source in question, energy prices oscillations on the electric energy market, as well as hydraulic technicalities, thus going beyond the well established paradigm used for pumped storage systems that exploits the delta between the prices for energy use during day- and nighttime.
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Gli impianti idroelettrici di pompaggio rappresentano, nei sistemi elettrici, i più diffusi sistemi di accumulo di energia di grande taglia, con una potenza installata nel mondo di poco superiore ai 120 GW.
Anche in Italia, che vanta una capacità installata di pompaggio di circa 7,5 GW (per oltre i due terzi ubicati nel Nord del Paese), si fa sempre più stringente la necessità, da un lato, di mantenere e di potenziare la capacità di accumulo dei bacini idroelettrici e dei serbatoi irrigui e idropotabili per soddisfare in particolare i picchi di richiesta di elettricità e, dall’altro, di favorire l’integrazione di quote sempre crescenti di energia prodotta da fonti rinnovabili intermittenti, quali il vento e il sole, ponendo così la questione idroelettrica tra le priorità da affrontare per lo sviluppo del sistema elettrico nazionale.


Dal momento che gli impianti idroelettrici, per le loro caratteristiche e per il fatto che si tratta di una tecnologia matura, sembrano i più adatti sia a fornire tale flessibilità d’intervento sia ad accumulare nei serbatoi l’energia elettrica da fonte rinnovabile prodotta in eccesso (nei momenti di vento intenso o di maggiore irraggiamento solare) e bassi carichi, diversi operatori del settore stanno valutando i vantaggi tecnici ed economici che un’integrazione ben studiata tra queste fonti rinnovabili potrebbe apportare al servizio.
Naturalmente questa valutazione richiede, in primo luogo, l’identificazione di quei problemi (impiantistici, d’impatto ambientale, di sostenibilità e di conflitto nell’uso della risorsa) che devono essere risolti affinché tale integrazione possa essere attuata in modo ottimale. Accanto ai “tradizionali” siti montani, che utilizzano due serbatoi a quote differenti per operare il trasferimento dell’acqua, la cui disponibilità è sempre problematica e soggetta a numerosi vincoli, in questi ultimi anni sono stati studiati e sperimentati con successo prototipi di nuova concezione, con centrale in caverna che sfruttano il mare come serbatoio inferiore.


Il primo impianto di pompaggio marino è stato realizzata a Okinawa, in Giappone, dove nel 1999 fu costruito un prototipo sperimentale di 30 MW, che fu mantenuto in esercizio per 5 anni, monitorandone le condizioni operative e valutandone tutti i possibili impatti .
La realizzazione di un impianto del genere richiede necessariamente l’approfondimento di alcune criticità legate all’utilizzo di acqua salata: oltre alle verifiche su possibili effetti nocivi su animali, piante e altri sistemi biologici e alla predisposizione di presidi per evitarli, sono state affrontate e risolte alcune problematiche di carattere costruttivo mediante l’utilizzo di materiali innovativi e di soluzioni ingegneristiche particolari la cui efficacia è stata verificata sistematicamente con test specifici protratti nel tempo.
Per esempio, contro l’eventualità di inquinamento del terreno e delle falde freatiche a seguito di infiltrazioni di acqua marina dal serbatoio superiore, sono stati predisposti uno schermo superficiale costituito da uno specifico materiale impermeabilizzante e un sistema di drenaggio e monitoraggio delle eventuali perdite. In particolare, il bacino è stato foderato con uno strato di EPDM (monomero etilene propilene diene) di 2 millimetri di spessore, di elevate caratteristiche di impermeabilità all’acqua, di facilità di posa in opera e di resistenza meccanica, al calore e all’invecchiamento. Tali caratteristiche sono state verificate con una serie di test specifici. La collocazione esterna dell’impermeabilizzazione in gomma, se da una parte risulta più critica per la diretta esposizione agli agenti aggressivi, dall’altra consente, in caso di danneggiamento della guaina, immediati e più agevoli interventi di ripristino.


I risultati della sperimentazione hanno confermato la validità delle scelte tecniche adottate. Le valutazioni economiche, relative all’installazione su vasta scala di impianti di questo tipo, hanno messo in evidenza che i maggiori costi sostenuti per garantire una migliore impermeabilizzazione del serbatoio superiore e per la protezione dei componenti da corrosione e fouling, risultano ampiamente compensati dai risparmi dovuti alla mancata necessità di costruire un serbatoio inferiore.
Attualmente sono in fase di studio e di progetto nuove realizzazioni di questo tipo, ad esempio in Irlanda (Progetto MAREX), Stati Uniti (Hawaii) e Australia. Il progetto MAREX (Mayo Atlantic Renewable Energy eXport) rappresenta un esempio di approccio innovativo e articolato alle problematiche connesse alla valorizzazione, integrazione e dispacciamento dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
L’elemento centrale del progetto è rappresentato dalla realizzazione di un grosso impianto idroelettrico di pompaggio ad acqua marina che funge da serbatoio di accumulo-stoccaggio dell’energia prodotta da fonti rinnovabili. MAREX rappresenta per l’Irlanda, in particolare per la Contea di Mayo, una prospettiva significativa di sviluppo economico a partire dalla valorizzazione spinta delle elevate risorse di vento e di moto ondoso del Paese, ed è dimensionato sulla possibilità di esportare gran parte dell’energia prodotta alla rete elettrica inglese mediante la costruzione di un collegamento appositamente dedicato. Pertanto si inserisce a pieno titolo nella strategia energetica europea che punta a potenziare il ricorso a fonti rinnovabili per la produzione di energia, contribuendo in misura non trascurabile al target di produzione stabilito per i prossimi decenni (2020-2027).
Il progetto, ormai a un livello avanzato di definizione, sia dal punto di vista ingegneristico, sia finanziario sia delle procedure di autorizzazione, prevede l’inizio dei lavori per il 2014, la loro conclusione e l’avvio dell’impianto entro il 2017.


L’Italia è un Paese con un notevole sviluppo costiero e alcuni litorali, soprattutto lungo la fascia tirrenica e le isole, sono sufficientemente scoscesi, montuosi e relativamente poco antropizzati da prestarsi alla costruzione di questo tipo di impianto.
Nel quadro delle ricerche finanziate dal Fondo Ricerca di Sistema Elettrico, RSE ha condotto un articolato studio mirato alla valutazione delle potenzialità di sviluppo di sistemi di accumulo di pompaggio marino, al fine di supportare l’integrazione nella rete elettrica di fonti rinnovabili aleatorie. A partire dai risultati ottenuti nei due anni precedenti, che hanno consentito di individuare i siti più promettenti, in particolare nel Sud e nelle Isole dove la rete elettrica presenta le maggiori criticità, è stato scelto il sito di Foxi Murdegu in Sardegna.
È stato quindi eseguito un studio preliminare di fattibilità con l’obiettivo di analizzare diversi scenari che prevedono l’accoppiamento di parchi eolici e/o solari con sistemi di pompaggio marino. La metodologia sviluppata per lo studio tiene conto contemporaneamente dell’intermittenza della fonte rinnovabile, della variabilità del prezzo dell’energia sul mercato elettrico e degli aspetti idraulici, superando il paradigma consolidato dell’impiego dei sistemi di pompaggio che a tutt’oggi sfruttano il differenziale di prezzo tra costo diurno e notturno dell’energia.


Il primo passo dello studio è consistito nello sviluppare il modello energetico e idraulico dell’impianto, considerando diverse ipotesi circa la taglia dell’impianto (130 e 170 MW), la portata dell’acqua, la durata delle fasi di pompaggio e turbinaggio, le energie assorbite e consumate e le perdite distribuite e concentrate.
Tipicamente nella costruzione degli impianti idroelettrici la voce di costo che incide maggiormente è rappresentata dal serbatoio (con relativa opera di sbarramento). Pertanto, la progettazione del serbatoio superiore, al fine di contenerne il costo, è stata improntata sulla base dei seguenti criteri di ottimizzazione:
massimizzazione del volume di invaso (dipendente dalle condizioni orografi- che e geologiche del sito, che è stato individuato sulla base di condizioni iniziali particolarmente favorevoli);
minimizzazione dell’altezza del serbatoio (per garantire adeguati livelli di sicurezza strutturale);
minimizzazione dei volumi di scavo (per contenere i costi di movimentazione dei materiali);
massimizzazione del riutilizzo dei materiali di scavo per la costruzione dell’opera di contenimento (idealmente il volume di scavo dovrebbe uguagliare il volume di riporto). In questo modo è stato possibile ottenere una capacità di accumulo pari a 1.200.000 m3 con un costo relativo attorno al 20 per cento del costo complessivo dell’impianto.


Grande attenzione è stata inoltre rivolta agli aspetti di impatto ambientale, che principalmente hanno riguardato gli aspetti paesaggistico/visivi, l’interazione con le aree protette, la possibilità di perdite e infiltrazioni di acqua salata dal serbatoio superiore come pure lo “spray” di acqua salata sulla flora circostante, il fouling, la preservazione della flora e fauna marina allo scarico. Sono stati altresì analizzati i potenziali impatti della fase di costruzione, identificando le opportune misure di mitigazione.
Per poter valutare correttamente l’inserimento di un impianto di pompaggio marino alla rete elettrica è stato costruito un modello di simulazione continua oraria che considera come dati di input le energie acquistabili e vendibili alla rete, e come output le portate pompate e turbinate e le variazioni di livello orario dell’invaso artificiale. È stato simulato l’andamento orario di un anno tipo di attività dell’impianto, considerando come dati di input i risultati derivati dal modello di prezzi del Mercato del Giorno Prima (MGP).
In particolare si è utilizzato il profilo produttivo e di consumo ipotizzato per l’anno 2020 in Sardegna come rappresentativo di una possibile e realistica entrata in esercizio dell’impianto in esame. Il modello è stato quindi integrato con un modello costi e ricavi che tiene conto dei prezzi medi orari di acquisto e vendita di energia di MGP e con un modello economico e finanziario per la valutazione dei costi di costruzione, esercizio, manutenzione e finanziamento.


Sulla base di questo studio è stato possibile concludere che con i costi e ricavi del MGP al 2020, che evidenzia una drastica riduzione del differenziale tra prezzi massimi e minimi, l’impianto di pompaggio marino di Foxi Murdegu non sarebbe sostenibile dal punto di vista economico e finanziario, nonostante i costi di costruzione per unità di potenza risultino molto contenuti, tra 0,8 e 1 M€/MW, decisamente inferiori a quelli delle tecnologie concorrenti (esempio, per le batterie tra 3 e 6 M€/ MW).
Per contro, i benefici apportati al sistema elettrico regionale e nazionale della eventuale realizzazione di questo impianto sia in termini di capacità complessiva sia di volumi di energia FER potenzialmente integrabili in rete sono molto rilevanti e andrebbero opportunamente remunerati, ad esempio mediante la ricerca di opportunità sul mercato di aggiustamento (MA) e su quello per i servizi di dispacciamento (MSD) e/o l’individuazione di opportune forme di incentivazione. A questo proposito è utile confrontare i risultati della simulazione precedente con quella riferita ai prezzi del MGP del 2011 che presenta un maggiore differenziale tra prezzi minimi e massimi. In questo caso la situazione si ribalta e la redditività dell’impianto risulterebbe garantita, potendo contare su ricavi annuali pari a circa 8,5 milioni di euro, contro 2 milioni di euro del MGP 2020.


Sebbene tale situazione appaia poco realistica alla luce della progressiva riduzione dei differenziali di prezzo, essa fornisce comunque un’indicazione quantitativa per individuare la remunerazione necessaria a garantire la sostenibilità dell’investimento.
Tuttavia la simulazione su questi mercati risulta molto complicata, principalmente a causa dell’indisponibilità, al livello di dettaglio necessario, degli andamenti storici dei prezzi e dei volumi effettivamente scambiabili. Analogamente, uno scenario dettagliato di accoppiamento diretto impianto di pompaggio/impianto FER, richiederebbe i dati di produzione effettiva dei parchi eolici e solari più prossimi al sito. A questo proposito, la recente delibera dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas [AEEG, 2012], che stabilisce che i costi di sbilanciamento causati da previsioni inaccurate della producibilità da parte dei produttori FER siano sostenuti dai produttori stessi, al contrario di quanto fatto finora, dovrebbe favorire l’accesso ai dati di produzione dei singoli impianti FER e di conseguenza dovrebbe rendere più facile simulare lo scambio storico con questi mercati e stimare la relativa remunerazione.


Infine, per quanto riguarda il macchinario idraulico, le macchine reversibili a velocità variabile rappresentano la più importante recente innovazione in campo idroelettrico. Queste macchine hanno la possibilità di regolare la potenza sia in fase di generazione sia in fase di pompaggio, grazie alla possibilità di adattare la loro velocità rotazionale (quelle convenzionali possono regolare la potenza solo in fase di generazione). Ciò si traduce nella possibilità di potere bilanciare carico e domanda al minuto, consentendo al contempo di limitare o sostituire completamente l’impiego delle centrali termiche per il servizio di regolazione della frequenza di rete, una migliore gestione del parco impianti, una consistente riduzione delle emissioni di CO2 e un aumento dei ricavi per la fornitura dei cosiddetti servizi ancillari (per la regolazione della frequenza di rete) che, unitamente ai ricavi del MGP, dovrebbe rendere sostenibile dal punto di vista economico-finanziario il relativo investimento.



Questo lavoro è stato finanziato dal Fondo di Ricerca per il Sistema Elettrico nell’ambito dell’Accordo di Programma tra RSE e il Ministero dello Sviluppo Economico - Direzione generale per l’energia nucleare, le energie rinnovabili e l’efficienza energetica - stipulato in data 29 luglio 2009 in ottemperanza del DM 19 marzo 2009

 
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