Lo scorso 10 dicembre, ENGIE Italia ha partecipato all’asta per l’approvvigionamento del servizio di regolazione ultrarapida di frequenza indetta da Terna. Aggiudicandosi una quota pari a 43,5 MW complessivi, si attesta come primo operatore attivo su questo fronte nel Centro-Sud Italia e come secondo a livello nazionale. La partecipazione a questo importante progetto pilota, che ha registrato la presenza di 53 operatori e istituito 117 Fast Reserve Unit (FRU) per un valore di potenza qualificata pari a circa 1.327,3 MW, coinvolge tre siti di proprietà ENGIE: il parco eolico di Salemi, in Sicilia, con 12,5MW; il sito industriale umbro di Nera Montoro, in via di riqualificazione, con 25MW; la centrale a gas naturale a ciclo combinato di Leinì, in Piemonte, con 6MW. «Si tratta di un progetto innovativo, che introduce sul mercato nuovi servizi di flessibilità ultrarapida basata su batterie elettrochimiche. Una riserva aggiuntiva strategica per regolare la rete in tempo reale e garantirne la stabilità, in vista della crescita delle rinnovabili legata alla dismissione degli impianti a carbone sancita nel Piano Nazionale Energia e Clima». Chi parla è Roberto Aquilini, Direttore Strategy, Regulatory&Public Affairs, Sourcing & Portfolio Management di ENGIE Italia (in foto), a cui abbiamo rivolto qualche domanda sui nuovi servizi di flessibilità ultrarapida.
Domanda. Come si inserisce questa sperimentazione nella strategia di ENGIE per le rinnovabili?
Risposta. La missione di ENGIE è quella di accelerare la transizione energetica, in linea con l’obiettivo europeo “net zero emissions” al 2050: lo sviluppo delle fonti rinnovabili e delle infrastrutture energetiche è il cuore della nostra strategia e il nostro contributo al raggiungimento dei target clima-energia al 2030.
Tuttavia, la crescita delle rinnovabili – sia utility-scale connesse alla rete nazionale, sia decentrate presso i siti dei clienti – unita al graduale phase-out della generazione a carbone comporta crescenti esigenze di flessibilità dei sistemi elettrici, chiamati a gestire l’intermittenza delle risorse naturali garantendo sicurezza, stabilità e continuità della fornitura di energia. La riserva ultrarapida di frequenza fornita dalle Fast Reserve Unit messe in gara da Terna sarà uno dei servizi chiave per abilitare la transizione energetica. E un fronte su cui ENGIE è senz’altro in grado di giocare un ruolo da protagonista.
Quali sviluppi futuri sono prevedibili alla luce dei trend in atto?
Quello per le Fast Reserve Unit è solo uno dei progetti pilota lanciati da Terna in collaborazione con Arera. Con la delibera 300/2017/R/eel, l’autorità regolatoria ha infatti avviato un percorso virtuoso di graduale apertura del servizio di dispacciamento alle unità di produzione decentralizzate e di minore dimensione, incluse le rinnovabili, nonché ai sistemi di accumulo. Si tratta dei primi, importanti passi di un percorso già intrapreso dai maggiori paesi e coerente con il balancing code europeo; si dovrà continuare, con la giusta gradualità e senza ripensamenti, verso un nuovo sistema di dispacciamento elettrico che integri le rinnovabili e tutte le fonti di flessibilità. Oltre che al progetto Fast Reserve Unit, ENGIE partecipa attivamente anche ai progetti UVAM (Demand Response) e UPI.
Quali potenzialità identifica per i sistemi di accumulo nel contesto dell’evoluzione del sistema energetico?
Le potenzialità dei sistemi di storage dell’energia sono certamente importanti nella transizione energetica, perché possono fornire, in modo complementare alle centrali a gas naturale, i servizi necessari alla diffusione massiva delle rinnovabili e al phase-out degli impianti a carbone. Lo evidenzia il PNIEC in vigore, che richiede lo sviluppo di molti GW di accumuli già entro il 2025, di cui i 230 MW assegnati dall’asta FRU 2020 sono solo un primo assaggio. Ancora maggiormente lo dovrà sottolineare il prossimo PNIEC 2.0: oltre ai servizi power-intensive, come quelli forniti dalle FRU, saranno rilevanti i servizi energy-intensive, indispensabili per attivare il trasferimento del carico (load-shifting) e compensare la concentrazione di produzione fotovoltaica nelle ore centrali della giornata, con forti effetti sui volumi e sui prezzi dell’energia elettrica.
Quali le maggiori criticità?
Le soluzioni tecnologiche e l’interesse degli operatori è alto, come dimostra l’alta partecipazione alle aste FRU, ma per un efficace sviluppo dei sistemi di storage ai livelli previsti dal PNIEC, così come per la transizione energetica in generale, il quadro normativo e regolatorio è un fattore abilitante essenziale: i massicci investimenti necessari si potranno effettuare solo a fronte di un chiaro, coerente ed esaustivo scenario di evoluzione del sistema elettrico e delle sue regole – MSD/TIDE, CRM, incentivi, autoconsumo, permitting –, che consenta a operatori e investitori di costruire business plan in un’ottica di medio e lungo termine.
