Redispatch 2.0 e sistemi di accumulo su larga scala: maledizione o Segen per la rete elettrica? Il ruolo ambivalente dei sistemi di accumulo a batteria giganti

Redispatch 2.0 spiegato in termini semplici: cosa devono sapere i gestori degli impianti e gli investitori in sistemi di stoccaggio

La rete elettrica tedesca sta affrontando uno stress test storico: mentre le turbine eoliche nel nord funzionano a piena capacità, spesso mancano linee di trasmissione per trasportare l'energia verso i centri industriali del sud. Per evitare un collasso dell'approvvigionamento, i gestori di rete intervengono sulla generazione quasi 24 ore su 24, un processo noto come ridispacciamento, che costa ai consumatori miliardi all'anno.

Tuttavia, la transizione energetica ha cambiato radicalmente questo sistema. Laddove in precedenza poche grandi centrali elettriche erano gestite centralmente, oggi è necessario coordinare decine di migliaia di impianti decentralizzati, parchi solari e, sempre più, sistemi di accumulo a batterie ad alte prestazioni su larga scala. Dall'introduzione di Redispatch 2.0 nell'ottobre 2021, anche i gestori delle reti di distribuzione e i gestori di impianti più piccoli sono stati obbligati a garantire la stabilità fisica della rete.

Il ruolo dei sistemi di accumulo a batteria su larga scala, in forte espansione, è particolarmente interessante: sono visti come un faro di speranza per la transizione energetica, ma – se utilizzati in modo improprio – possono in realtà esacerbare i colli di bottiglia locali. Il problema spesso non risiede nella tecnologia in sé, ma nella mancanza di segnali di prezzo a livello regionale. La seguente guida di domande e risposte esamina in dettaglio come funziona la moderna gestione della congestione, perché i costi stanno aumentando vertiginosamente, quale ruolo svolgono gli accumulatori a batteria in questo contesto e perché il dibattito sulle zone tariffarie dell'elettricità è cruciale per la futura sicurezza del nostro approvvigionamento energetico.

Cosa si intende per ridispacciamento e perché questo termine è così centrale nella rete elettrica tedesca?

Il ridispacciamento si riferisce agli interventi sulla produzione di energia delle centrali elettriche per proteggere le linee di trasmissione dal sovraccarico. Se si verifica un collo di bottiglia in un punto specifico della rete, le centrali elettriche sul lato vicino al collo di bottiglia vengono istruite a ridurre la loro immissione in rete, mentre le centrali sul lato opposto devono aumentarla. Questo crea un flusso di carico che contrasta il collo di bottiglia. Il termine è frequentemente utilizzato nei dibattiti di politica energetica, ma raramente spiegato nella sua piena portata. Eppure è fondamentale per comprendere le reti moderne, poiché descrive il meccanismo mediante il quale i gestori di rete garantiscono la stabilità fisica della rete elettrica in tempo reale. Senza il ridispacciamento, i colli di bottiglia della rete porterebbero a sovraccarichi incontrollati, che nel peggiore dei casi potrebbero causare interruzioni a cascata. Il principio è inizialmente semplice: se viene immessa in rete troppa elettricità in un punto, la produzione deve essere ridotta e compensata in un altro punto. Tuttavia, l'attuazione pratica di questo principio è cambiata notevolmente nel corso degli anni, in particolare a causa della massiccia espansione delle energie rinnovabili e della conseguente decentralizzazione della produzione di energia elettrica.

Quali sono i fondamenti giuridici del ridispaccio e dove affondano le sue radici storiche?

Le radici del ridispacciamento risalgono alla legge tedesca sull'industria energetica (EnWG) del 2005. L'articolo 13 dell'EnWG, entrato in vigore il 13 luglio 2005, obbliga i gestori delle reti di trasmissione a garantire la sicurezza del sistema. In particolare, stabilisce che i gestori delle reti di trasmissione sono autorizzati e obbligati a eliminare minacce o interruzioni del sistema di approvvigionamento elettrico attraverso misure di rete, di mercato e di riserva aggiuntive. In quello che all'epoca era un sistema di centrali elettriche altamente centralizzato, ciò significava che, in caso di imminenti sovraccarichi di rete, le singole grandi centrali elettriche potevano essere incaricate di adeguare la propria immissione. Ciò riguardava principalmente gli impianti convenzionali nella rete di trasmissione a 220 kV e 380 kV. Il numero di impianti interessati era gestibile, i canali di comunicazione erano brevi e lo sforzo di coordinamento era relativamente basso. Il sistema funzionava in un contesto in cui poche grandi centrali elettriche gestivano la maggior parte della produzione di energia elettrica e i flussi di carico erano altamente prevedibili. Questo principio fondamentale del controllo centralizzato costituì la base su cui furono costruite tutte le successive espansioni e riforme.

In che modo l'espansione delle energie rinnovabili ha cambiato il sistema elettrico?

Con l'espansione delle energie rinnovabili a partire dal 2010, la struttura del sistema è cambiata radicalmente. Decine di migliaia di generatori decentralizzati hanno gradualmente sostituito poche centrali elettriche centralizzate. A medio termine, circa il 90% degli impianti di generazione sarà collegato alle reti di distribuzione, mentre le grandi centrali elettriche continueranno a perdere importanza. Questa trasformazione ha portato a nuove rotte di trasmissione, in particolare da nord a sud, poiché gran parte dell'energia eolica viene prodotta nella Germania settentrionale, mentre le principali aree di consumo si trovano nel sud e nell'ovest. Le capacità di trasmissione erano, e in molti casi sono ancora, insufficientemente dimensionate per trasportare tutta l'elettricità prodotta ai centri di consumo. Allo stesso tempo, accanto al tradizionale ridispacciamento, per gli impianti di energia rinnovabile è continuata la gestione dell'immissione in rete (feed-in) ai sensi della Legge sulle fonti energetiche rinnovabili (Renewable Energy Sources Act). Questa struttura parallela, in cui le centrali elettriche convenzionali erano regolate tramite ridispacciamento e gli impianti di energia rinnovabile tramite la gestione dell'immissione in rete (feed-in), ha portato a una crescente complessità e a un aumento dei costi per le misure di gestione delle congestioni. Gli impianti eolici e solari generano energia in base alle condizioni meteorologiche e all'ora del giorno, il che complica notevolmente la prevedibilità dei flussi di carico e aumenta la necessità di misure di controllo.

Qual era il problema con il vecchio sistema di ridispacciamento e gestione dell'immissione in rete?

Il vecchio sistema era caratterizzato da una suddivisione strutturale che diventava sempre più inefficiente. Da un lato, vi era il classico ridispacciamento ai sensi dell'art. 13 della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG), che si applicava esclusivamente alla rete di trasmissione e interessava gli impianti di generazione convenzionali con una potenza nominale installata superiore a 10 megawatt. I gestori della rete di trasmissione potevano regolare questi impianti per evitare congestioni di rete. Dall'altro, vi era la gestione dell'immissione in rete ai sensi della legge sulle fonti energetiche rinnovabili (EEG) e della legge sulla cogenerazione (KWKG), che disciplinava separatamente la regolamentazione degli impianti a energia rinnovabile e degli impianti di cogenerazione per la gestione delle congestioni di rete. Con la gestione dell'immissione in rete, gli impianti venivano ridotti in base ai valori effettivi, ovvero in situazioni critiche. Mancava una pianificazione proattiva basata sulle previsioni. La riduzione avveniva in modo ad hoc, con conseguenti costi più elevati e un utilizzo inefficiente delle risorse disponibili. I costi per la gestione complessiva delle congestioni di rete sono aumentati significativamente tra il 2019 e il 2023, passando da 1,3 miliardi di euro a 3,2 miliardi di euro. Nel 2023, circa 19 terawattora di elettricità sono andati persi a causa di colli di bottiglia nella rete, pari a circa il 4% della produzione totale di elettricità in Germania. I parchi eolici offshore e onshore sono stati particolarmente colpiti.

Cosa è stato deciso esattamente con il Grid Expansion Acceleration Act 2019?

La risposta politica ai crescenti problemi è arrivata nel 2019 con la modifica della legge sull'accelerazione dell'espansione della rete, entrata in vigore il 17 maggio 2019. L'obiettivo era quello di unire la gestione del ridispacciamento e dell'immissione in rete in un sistema integrato di gestione delle congestioni. Le precedenti normative sulla gestione dell'immissione in rete ai sensi della legge sulle fonti energetiche rinnovabili (EEG) e della legge sulla cogenerazione (KWKG) sono state abrogate e sostituite da un regime di ridispacciamento unificato, noto come Redispatch 2.0, basato sugli articoli 13, 13a e 14 della legge sull'industria energetica (EnWG). L'obiettivo era quello di istituire un sistema uniforme e preventivo di gestione delle congestioni per la fornitura di energia elettrica in tutta la Germania. Gli impianti a energia rinnovabile e a cogenerazione (CHP) non sono più trattati separatamente, ma sono regolamentati secondo lo stesso quadro giuridico delle centrali elettriche convenzionali. Il termine di attuazione è stato fissato al 1° ottobre 2021, con obblighi iniziali di presentazione dei dati a partire da luglio 2021.

Da quando è in vigore Redispatch 2.0 e quali sono le sue fondamentalmente novità?

Dal 1° ottobre 2021, il ridispacciamento 2.0 è obbligatorio per tutti gli operatori di mercato. La novità non è la possibilità di intervento in sé, ma la sua completa integrazione nel sistema. Tutti gli impianti controllabili con una potenza pari o superiore a 100 kilowatt, comprese le centrali elettriche convenzionali, gli impianti a energia rinnovabile e gli impianti di accumulo di energia, sono stati da allora inclusi nella gestione delle congestioni. Questa è una differenza fondamentale rispetto al vecchio sistema, in cui solo le grandi centrali elettriche convenzionali con potenza superiore a 10 megawatt erano direttamente interessate dal ridispacciamento. Nel nuovo processo, il gestore di rete determina lo stato della rete per un orizzonte di pianificazione di circa 36 ore in anticipo e lo ottimizza secondo necessità. Ciò richiede previsioni di carico e di immissione in rete. Se viene identificata una congestione, il gestore di rete deve risolverla con misure economicamente vantaggiose. Un'altra innovazione fondamentale è che queste misure devono essere bilanciate sia in termini di energia che di consumo energetico, garantendo che i gestori degli impianti non subiscano svantaggi finanziari a causa degli interventi di controllo. Inoltre, la gestione non è più di esclusiva competenza dei gestori del sistema di trasmissione, ma anche di tutti i gestori del sistema di distribuzione, che sono diventati così un pilastro fondamentale della gestione della congestione.

Come funziona nel dettaglio il processo Redispatch 2.0?

Il processo Redispatch 2.0 si basa su un approccio basato sulla pianificazione che si differenzia sostanzialmente dal precedente approccio reattivo. I gestori di rete creano previsioni di congestione basate su dati completi provenienti da tutti i partecipanti alla rete, in particolare dalle centrali elettriche che immettono in rete e dai principali consumatori. I gestori degli impianti inviano dati pianificati o previsionali, a seconda del modello di bilanciamento scelto. Nel modello previsionale, le informazioni sugli aggiustamenti e sulle indisponibilità legate al mercato devono essere fornite al gestore di rete affinché quest'ultimo possa elaborare previsioni di generazione. Nel modello a valore pianificato, il gestore dell'impianto è responsabile dell'invio sia dei dati previsti che di quelli pianificati.

Sulla base di questi dati e delle informazioni in tempo reale, il gestore della rete può individuare tempestivamente potenziali colli di bottiglia e adottare misure mirate e proattive. Vengono calcolati programmi alternativi per i sovraccarichi prevedibili e le deviazioni dal programma di mercato vengono compensate. L'articolo 13a della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG) regola il bilanciamento e la compensazione finanziaria per il gestore dell'impianto. Il responsabile del gruppo di bilanciamento, nella maggior parte dei casi il venditore diretto, riceve dal gestore della rete una compensazione energetica per la quantità mancante nel proprio gruppo di bilanciamento. Nel nuovo processo, la quantità di energia immessa e ridotta ogni quarto d'ora viene assegnata a un gruppo di bilanciamento. Questo sistema richiede la cooperazione a livello di settore tra gestori di reti di trasmissione, gestori di reti di distribuzione, gestori di impianti, responsabili del gruppo di bilanciamento e i cosiddetti responsabili della distribuzione, ai quali i gestori di impianti possono delegare gran parte delle loro responsabilità.

Quali sono gli attuali costi della gestione della congestione della rete e come si sono evoluti?

I costi della gestione delle congestioni di rete hanno subito notevoli fluttuazioni negli ultimi anni. Nel 2022, i costi totali hanno raggiunto un picco di circa 4,2 miliardi di euro, a causa della crisi energetica e dei prezzi estremamente elevati del carburante e all'ingrosso. Nel 2023, i costi totali preliminari sono scesi a poco meno di 3,1 miliardi di euro, nonostante un aumento del volume delle misure implementate a 34.297 gigawattora. Questo calo è dovuto all'allentamento dei prezzi dell'energia, poiché i prezzi all'ingrosso dell'elettricità sono scesi da poco più di 230 euro a circa 92 euro per megawattora. I costi preliminari di implementazione delle misure di ridispacciamento che utilizzano centrali elettriche convenzionali sono ammontati a circa 1,8 miliardi di euro nel 2023, mentre i costi per la riduzione della produzione di energia rinnovabile sono triplicati, raggiungendo circa 600 milioni di euro.

Nel 2024, il volume degli interventi è diminuito di circa il 12%, attestandosi a 30.304 gigawattora, e i costi totali preliminari sono ulteriormente scesi a circa 2,78 miliardi di euro. Tuttavia, il quarto trimestre del 2024 ha registrato un aumento preoccupante: per stabilizzare la rete sono stati necessari 10.424 gigawattora, con un aumento del 19% rispetto allo stesso trimestre dell'anno precedente. Dicembre 2024 è stato particolarmente degno di nota, con costi pari a 370 milioni di euro sostenuti solo in quel mese, un nuovo record dalla crisi energetica. Circa il 47% degli impianti di energia rinnovabile tagliati è stato collegato alla rete di distribuzione nel 2024, con la causa riscontrata nella rete di trasmissione nel 74% dei casi. Allo stesso tempo, si registra un crescente spostamento dei colli di bottiglia verso la rete di distribuzione: la sua quota nei volumi di ridispacciamento è aumentata dal 20% nel 2023 al 26% nel 2024. Questi costi vengono trasferiti sui prezzi dell'elettricità tramite gli oneri di rete e quindi interessano tutti i consumatori.

Perché Redispatch 2.0 è particolarmente rilevante per i sistemi di accumulo di energia su larga scala?

Un sistema di accumulo a batteria su larga scala con una capacità di molti megawatt è tecnicamente in grado di spostare quantità significative di energia nel tempo. Tuttavia, la sua effettiva immissione in rete è soggetta all'architettura della rete. È in grado di ridispacciare, richiede previsioni ed è integrato nella gestione delle congestioni. La capacità da sola non garantisce l'immissione in rete: laddove è richiesta la stabilità del sistema, il marketing deve passare in secondo piano. Soprattutto con una grande capacità installata, l'integrazione nella pianificazione della rete, nei modelli di previsione e nella gestione delle congestioni è fondamentale. Le batterie di grandi dimensioni possono alleviare i colli di bottiglia caricando o scaricando selettivamente. Il punto critico, tuttavia, è che possono esse stesse diventare parte dello scenario del collo di bottiglia se più sistemi tentano di immettere energia contemporaneamente.

Il mercato dei sistemi di accumulo a batterie su larga scala in Germania è in rapida crescita. La capacità installata ha raggiunto oltre 2 gigawatt di potenza nominale entro il 2025 e si prevede che 1,46 gigawatt di nuova capacità entreranno in funzione solo nel 2025. Si prevede un aumento di sette volte della capacità rispetto al 2024 entro il 2027 e diverse previsioni indicano che la capacità totale potrebbe raggiungere i 15 gigawatt entro il 2030. Le richieste di connessioni di sistemi di accumulo a batterie da parte dei gestori di rete superano ora di quasi cento volte le capacità esistenti. Con tali tassi di crescita, la questione dell'integrazione di questi sistemi nella gestione della congestione sta diventando sempre più urgente.

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In genere, le batterie di grandi dimensioni sono un bene o un male per la rete elettrica?

A questa domanda non è possibile rispondere in termini generali, poiché dipende dalla posizione, dalla modalità operativa e dalla situazione specifica della rete. Uno studio di Neon Neue Energieökonomik, commissionato dallo sviluppatore di sistemi di accumulo Eco Stor, ha esaminato le prestazioni di due grandi batterie nello Schleswig-Holstein e in Baviera per ogni quarto d'ora dell'anno. I risultati mostrano che i gestori di rete risparmiano sui costi di ridispacciamento da 3 a 6 euro all'anno per ogni kilowatt di capacità della batteria. Le batterie di grandi dimensioni non dovrebbero quindi essere considerate intrinsecamente gravose per la rete, anche se questo viene talvolta suggerito nel dibattito sulla politica energetica.

Tuttavia, questo alleggerimento della rete è attualmente puramente casuale, poiché la Germania ha una sola zona tariffaria dell'elettricità e quindi non ha prezzi regionali. Le batterie funzionano secondo il segnale di prezzo uniforme sui mercati energetici all'ingrosso e di bilanciamento. I colli di bottiglia della rete sono invisibili. Un'analisi dettagliata mostra che una batteria di grandi dimensioni alleggerisce e grava sulla rete con una frequenza pressoché uguale, ciascuna in circa il 20% dei quarti d'ora. Nel restante 60% del tempo, la batteria è inattiva o la rete è libera da congestioni. Il Fraunhofer ISE sottolinea inoltre che i grandi sistemi di accumulo a batteria, che sono gestiti principalmente secondo meccanismi di mercato, possono amplificare i picchi di potenza locali attraverso un comportamento sfavorevole di carica e scarica, aggravando così i carichi sui trasformatori e sulle linee.

Cosa significa il funzionamento compatibile con la rete elettrica per i grandi sistemi di accumulo a batteria?

Il funzionamento a supporto della rete si riferisce all'uso mirato di un sistema di accumulo per stabilizzare la rete, prevenire colli di bottiglia o compensare le fluttuazioni di tensione. Questo differisce dal funzionamento puramente a supporto del mercato, in cui l'elettricità viene principalmente acquistata a prezzi bassi e venduta a prezzi più alti – un classico caso di arbitraggio dei prezzi. Un sistema di accumulo a batteria su larga scala è considerato a supporto della rete se il suo posizionamento all'interno della rete e la sua modalità operativa riducono il carico di rete, il che può, ad esempio, portare a una riduzione della necessità di espansione della rete.

In pratica, entrambi gli approcci possono essere combinati: un sistema di accumulo può partecipare economicamente al mercato e, contemporaneamente, servire la rete. Studi dimostrano che i sistemi di accumulo che supportano la rete assorbono selettivamente l'elettricità quando è imminente un'elevata immissione in rete e la reimmettono in rete in un secondo momento. Ciò riduce la necessità di interventi e aumenta la sicurezza dell'approvvigionamento. Affinché i sistemi di accumulo a batteria supportino la rete, dovrebbero essere installati ovunque la rete sia particolarmente sottoposta a sollecitazioni. Anche il controllo intelligente è fondamentale, poiché garantisce che il sistema di accumulo reagisca al momento giusto e fornisca energia in modo efficiente. Quanto più grande e flessibile è progettato un sistema di accumulo, ad esempio con un tempo di scarica minimo di quattro ore, tanto maggiore sarà il suo contributo al sollievo della rete.

Perché attualmente non ci sono incentivi efficaci per un comportamento rispettoso della rete da parte delle grandi batterie?

Il problema risiede nella struttura del mercato elettrico tedesco. Attualmente, la Germania ha un'unica zona tariffaria con prezzi uniformi per il giorno prima. Ciò significa che il prezzo dell'elettricità in borsa è lo stesso ovunque in Germania, indipendentemente dal fatto che vi siano problemi di congestione della rete in una determinata regione. I sistemi di accumulo a batteria e tutti gli altri operatori di mercato fanno affidamento su questo segnale di prezzo uniforme nei mercati energetici all'ingrosso e di bilanciamento. La congestione della rete è semplicemente invisibile per loro perché non esiste un segnale di prezzo che rifletta i colli di bottiglia regionali.

In questo sistema, non vi è alcun incentivo finanziario ad agire in modo favorevole alla rete. Un impianto di accumulo nello Schleswig-Holstein che si ricarica in caso di vento forte non lo fa perché c'è un collo di bottiglia nella rete, ma perché il prezzo dell'elettricità a livello nazionale è attualmente basso. Che questo comportamento sia allo stesso tempo favorevole alla rete è una pura coincidenza. Lo studio di Neon New Energy Economics ha esaminato tre approcci normativi per rafforzare un comportamento favorevole alla rete. Un segnale di prezzo dinamico di ridispacciamento, che riflette la situazione della rete ogni 15 minuti, ha ottenuto i risultati migliori. Un tale segnale di prezzo crea sia il massimo valore aggiunto per la rete sia la minima perdita di valore di mercato.

Quale ruolo gioca la discussione sulle zone di prezzo dell'elettricità per l'accumulo di grandi batterie e la ridispacciatura?

Il dibattito sulla suddivisione delle zone tariffarie dell'elettricità in Germania ha acquisito notevole slancio negli ultimi anni ed è direttamente collegato alle questioni del ridispacciamento e dell'accumulo di energia su larga scala. Nell'ambito della sua revisione delle zone di offerta, la Commissione europea ha chiesto una revisione delle zone di offerta europee, proponendo una suddivisione della Germania in due-quattro zone. Uno studio di Agora Energiewende e Fraunhofer IEE conclude che un sistema di tariffazione locale potrebbe ridurre significativamente i costi di ridispacciamento e rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento. Già nel 2023, i segnali di prezzo locali avrebbero potuto ridurre i costi dell'elettricità per aziende e famiglie in media di oltre 6 euro per megawattora a livello nazionale.

Un breve rapporto di Neon Neue Energieökonomik, commissionato dal fornitore di energia Enercity, stima che le rendite da collo di bottiglia in Germania si aggirerebbero intorno ai 2 miliardi di euro all'anno se la rete elettrica fosse suddivisa in quattro o cinque zone tariffarie. Tuttavia, uno studio dell'Università Tecnica di Monaco di Baviera mostra che le differenze di prezzo tra poche grandi zone tariffarie dell'elettricità sono minime e comportano solo risparmi minimi nei costi di ridispacciamento. Al contrario, la tariffazione nodale specifica per nodo porta a una significativa riduzione dei costi di ridispacciamento e dei costi complessivi. I segnali di prezzo regionali sarebbero di enorme importanza per i sistemi di accumulo a batteria su larga scala, poiché creerebbero, per la prima volta, un incentivo economico per un comportamento rispettoso della rete. Tuttavia, il nuovo governo tedesco ha concordato nel suo accordo di coalizione di mantenere per il momento la zona tariffaria unificata dell'elettricità.

In che modo vengono compensati finanziariamente i gestori degli impianti durante un'operazione di ridispacciamento?

Se il gestore della rete adegua la produzione, l'articolo 13a della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG) disciplina il bilanciamento e la compensazione finanziaria al gestore dell'impianto. Il responsabile del gruppo di bilanciamento del punto di immissione o prelievo interessato ha diritto al risarcimento del bilanciamento per la misura nei confronti del gestore della rete di trasmissione che ha emesso la richiesta di adeguamento della produzione. Inoltre, l'adeguamento della produzione di potenza attiva o reattiva deve essere adeguatamente compensato finanziariamente. Un adeguato risarcimento finanziario comprende le spese necessarie per gli effettivi adeguamenti della produzione, il consumo proporzionale del valore dell'impianto e il mancato guadagno comprovato.

Nel giugno 2024, l'Agenzia Federale per le Reti ha emesso una sentenza per determinare l'adeguata compensazione finanziaria per le misure di ridispacciamento ai sensi dell'articolo 13a, paragrafo 2. Il principio di base è che il gestore di una centrale elettrica rinnovabile o convenzionale non deve subire alcuno svantaggio economico a seguito di interventi di controllo. Si trova nella stessa posizione in cui si troverebbe se l'intervento non fosse avvenuto. Ad esempio, se un parco eolico a nord viene chiuso a causa del sovraccarico della linea di trasmissione a sud, il gestore deve comunque essere indennizzato. Allo stesso tempo, un'altra centrale elettrica a sud deve produrre più elettricità per soddisfare la domanda, il che comporta anch'esso dei costi.

Quale ruolo svolgono gli operatori delle reti di distribuzione nel processo Redispatch 2.0?

Fino al 30 settembre 2021, il ridispacciamento era di esclusiva responsabilità dei quattro gestori delle reti di trasmissione in Germania. Con Redispatch 2.0, la situazione è radicalmente cambiata. I gestori delle reti di distribuzione sono diventati un pilastro fondamentale della gestione della congestione nella rete elettrica tedesca. Devono identificare proattivamente i colli di bottiglia della rete e quindi determinare, coordinare e implementare misure appropriate, garantendo al contempo la sicurezza della rete e dell'approvvigionamento. Ciò richiede loro di modellare le proprie reti in base ai carichi previsti e alle previsioni di stato della rete. Per eliminare i colli di bottiglia, i gestori delle reti di distribuzione devono includere tutti gli impianti di energia rinnovabile, gli impianti di cogenerazione (CHP) e gli impianti di accumulo con una capacità di 100 kilowatt o superiore.

Ciò rappresenta un'espansione significativa delle loro responsabilità esistenti e richiede nuovi ruoli e processi di mercato per rispondere a potenziali colli di bottiglia in tempo reale e sulla base di previsioni. I crescenti colli di bottiglia nella rete di distribuzione sottolineano l'importanza di questo sviluppo. La quota della rete di distribuzione nei volumi di ridispacciamento per gli impianti di energia rinnovabile è aumentata dal 20% nel 2023 al 26% nel 2024, una tendenza che probabilmente continuerà con l'ulteriore espansione della generazione decentralizzata.

In che modo esattamente i sistemi di accumulo su larga scala possono contribuire a ridurre la congestione della rete?

I sistemi di accumulo a batteria possono intervenire con precisione quando si verificano colli di bottiglia nella rete. Quando viene generata troppa elettricità, assorbono energia e la rilasciano in un secondo momento, quando la domanda aumenta. I sistemi di accumulo su larga scala reagiscono in millisecondi, il che li rende ideali per compensare in modo affidabile fluttuazioni di tensione, instabilità di frequenza o picchi di carico locali. Forniscono energia di bilanciamento e possono prevenire i blackout. Ogni misura di ridispacciamento evitata consente di risparmiare sui costi e di evitare che l'elettricità proveniente da fonti rinnovabili vada sprecata.

In uno scenario pratico, un sistema di accumulo a batterie su larga scala nella Germania settentrionale può essere caricato selettivamente durante forti venti, mitigando così il picco di immissione che altrimenti porterebbe al sovraccarico della rete. Il Fraunhofer ISE analizza se i sistemi di accumulo a batterie su larga scala possano essere gestiti in modo da supportare la rete in specifiche località, esaminando le serie temporali di generazione e carico dalla sottostazione interessata, modellando i flussi di potenza risultanti e simulando strategie operative di supporto alla rete. Inoltre, l'analisi verifica se in passato siano state implementate misure di ridispacciamento nella località specifica. Ciò offre anche nuove opportunità per comuni, gestori di rete e sviluppatori di progetti, poiché i sistemi di accumulo a batterie creano valore aggiunto a livello locale, riducono il carico sulla rete e rafforzano la sicurezza dell'approvvigionamento a livello locale.

Perché i grandi sistemi di accumulo a batteria possono diventare un problema per la stabilità della rete?

Il sistema elettrico si è trasformato da un sistema di controllo centralizzato delle centrali elettriche a un coordinamento di risorse decentralizzate basato sui dati. In questo nuovo sistema, non è solo la potenza erogata a contare, ma anche l'integrazione nell'architettura di sistema. Un sistema di accumulo a batterie su larga scala con un'enorme capacità può diventare problematico se funziona esclusivamente in base ai segnali di mercato, senza considerare la situazione della rete locale. Se diversi sistemi di accumulo in una regione vogliono immettere energia nella rete contemporaneamente perché i prezzi dell'elettricità sono attualmente elevati, ciò può causare o aggravare proprio i colli di bottiglia che dovrebbero essere evitati.

I sistemi di accumulo a batterie su larga scala, gestiti principalmente secondo meccanismi di mercato, possono amplificare i picchi di potenza locali attraverso modelli di carica e scarica sfavorevoli, aumentando così il carico su trasformatori e linee di trasmissione. Il numero in rapida crescita di sistemi di accumulo a batterie su larga scala aggrava potenzialmente questo problema. Con richieste di connessione alla rete che ora superano i 200 gigawatt, è chiaro che il coordinamento di questi sistemi rappresenta una delle sfide chiave dei prossimi anni. Il punto cruciale è che la capacità da sola non garantisce l'immissione in rete. Laddove la stabilità del sistema è essenziale, il marketing deve passare in secondo piano. Un sistema di accumulo che voglia generare profitti sul mercato deve accettare che le sue opzioni di immissione in rete siano limitate dai confini fisici della rete e dalle decisioni dei gestori di rete.

Come si presenta il futuro della gestione dei colli di bottiglia e cosa significa Redispatch 3.0?

Mentre Redispatch 2.0 integra principalmente gli impianti di generazione nella gestione delle congestioni, un ulteriore sviluppo verso Redispatch 3.0 mira a integrare ancora più strettamente impianti di accumulo, elettrolizzatori e carichi controllabili. L'obiettivo è un coordinamento ancora più preciso tra generazione e consumo tramite piattaforme digitali e dati in tempo reale. Il dibattito sulle zone tariffarie dell'elettricità e sui segnali di prezzo locali giocherà un ruolo cruciale in questo senso. Se si riuscisse a creare incentivi normativi per comportamenti favorevoli alla rete, i sistemi di accumulo a batterie su larga scala potrebbero svolgere un ruolo significativamente più importante nell'evitare le congestioni rispetto a quanto non facciano oggi. Lo studio di Neon New Energy Economics conclude che un segnale di prezzo di ridispacciamento dinamico creerebbe il massimo valore aggiunto per la rete, riducendo al minimo le perdite di valore di mercato.

I progressi tecnologici supportano questa tendenza: il costo delle batterie agli ioni di litio è diminuito di circa l'84% negli ultimi dieci anni e la tendenza è verso sistemi più grandi con tempi di accumulo più lunghi. Mentre nel 2022 il progetto medio di batterie era ancora un sistema da un'ora, ora prevalgono i sistemi da due ore e si stanno diffondendo anche i sistemi da quattro e sei ore. Entro il 2030, la capacità di accumulo dei sistemi di accumulo a batterie su larga scala in Germania potrebbe aumentare a 57 gigawattora, con una potenza totale di 15 gigawatt. A lungo termine, entro il 2050, è addirittura possibile raggiungere una capacità di 60 gigawatt, ovvero 271 gigawattora. Con queste capacità, l'accumulo a batterie su larga scala potrebbe diventare uno strumento chiave per la gestione della congestione, a condizione che il quadro normativo crei gli incentivi adeguati.

Cosa significa tutto questo per la transizione energetica nel suo complesso?

Il sistema elettrico tedesco sta attraversando una trasformazione fondamentale. La transizione energetica ha trasformato il sistema precedentemente controllato centralmente in una rete altamente complessa di produttori decentralizzati, che richiede nuovi meccanismi di coordinamento. Redispatch 2.0 è una componente chiave di questo nuovo coordinamento, integrando tutti gli attori rilevanti in un sistema unificato di gestione della congestione. I sistemi di accumulo a batterie su larga scala sono sia parte della soluzione che una potenziale fonte di nuove sfide. Possono alleviare la congestione, fornire energia di bilanciamento, integrare le energie rinnovabili e ridurre la necessità di espansione della rete. Allo stesso tempo, richiedono un'attenta integrazione nell'architettura del sistema per evitare di diventare essi stessi fattori di congestione.

Le leve chiave per il futuro risiedono nell'ulteriore sviluppo della progettazione del mercato elettrico, orientata a segnali di prezzo che rivelino i colli di bottiglia della rete, nell'accelerazione dell'espansione della rete, nella digitalizzazione del controllo di rete e in quadri normativi che premino i comportamenti rispettosi della rete. Il sistema energetico del futuro non sarà più controllato da poche grandi centrali elettriche, ma dal coordinamento basato sui dati di centinaia di migliaia di risorse decentralizzate, dalle turbine eoliche e dai pannelli solari agli accumulatori, agli elettrolizzatori e ai carichi controllabili. Redispatch 2.0 ha gettato le basi per questo coordinamento. I prossimi anni dimostreranno se i quadri normativi riusciranno a tenere il passo con le dinamiche del cambiamento tecnologico.

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