L’incremento della generazione da Fonte Energetica Rinnovabile Non Programmabile (FER-NP) registrato negli ultimi anni ha aumentato le criticità di funzionamento e di gestione del sistema elettrico, quali i fenomeni di congestione, anche riconducibili a risalita dei transiti, e la scarsità di riserve per il bilanciamento. I Sistemi di Accumulo (SdA) elettrochimici, grazie a flessibilità e rapidità di risposta, potrebbero contribuire alla fornitura di servizi di rete, anche a supporto di impianti FER-NP, che potrebbero così partecipare ai servizi salvaguardando lo sfruttamento della fonte primaria, o di impianti convenzionali, che potrebbero quindi offrire la loro intera capacità sul mercato dell’energia o incrementare la loro offerta di capacità sul mercato dei servizi: in questo modo, essi otterrebbero maggiore flessibilità di esercizio ed il sistema beneficerebbe di minori prezzi dell’energia (grazie a maggiore competitività) e di maggiori risorse disponibili ai fini della sicurezza.

Si sono qui analizzate la Regolazione Primaria di Frequenza (RPF) e la Regolazione Secondaria di Frequenza (RSF) da parte di un SdA. Allo scopo, si è usato un semplice modello dinamico di SdA che lega le variazioni dello stato di carica (State of Charge – SoC) agli scambi di potenza con la rete e tiene conto del rendimento del SdA stesso. Gli scambi sono determinati dalle richieste delle regolazioni ed eventualmente, in assenza di richieste, da un meccanismo di ripristino del SoC verso un intervallo “target”. Usando un profilo di frequenza di rete misurato e il segnale di livello della RSF, si sono così valutate le energie scambiate con la rete per i singoli servizi, le potenze medie scambiate, la disponibilità, in termini di tempo, a fornire il servizio. Delle energie scambiate si è poi effettuata una valorizzazione economica.

In particolare, l’energia scambiata per la RPF è stata valorizzata sul modello della Deliberazione n. 231/2013/R/eel della AEEGSI (relativa alle unità di produzione convenzionali abilitate e che prevede come prezzo quello del Mercato del Giorno Prima con una correzione additiva fissa, diversa per la regolazione a salire e a scendere); quella per la RSF con i valori massimi, minimi e medi dei prezzi delle offerte zonali, a salire e a scendere separatamente, accettate sul Mercato del Bilanciamento; quella per il ripristino del SoC come gli sbilanciamenti delle unità non abilitate alla regolazione di frequenza (Deliberazione n. 111/06). Sulla base dei ricavi netti così stimati e di opportune ipotesi sui costi di batteria e convertitore, si è valutato il tempo di rientro dall’investimento (Pay-Back Period – PBP) per i servizi scelti, confrontandolo poi con la vita utile di batteria stimata sulla base del legame fra numero massimo di cicli tollerabile e profondità di scarica (Depth of Discharge) durante l’esercizio simulato.

L’analisi dei servizi sopra descritta è stata effettuata per le tecnologie sodio-zolfo, litio-ioni e sodiocloruro di nichel, nei casi SdA “stand-alone”, SdA + impianto eolico, SdA + impianto fotovoltaico, con riferimento alla sola RSF e alla combinazione di RPF e RSF. I risultati ottenuti mostrano che, in tutti i casi esaminati, con i prezzi medi per la RSF, delle quattro zone di mercato peninsulari il NORD permette la migliore remunerazione. Con tali prezzi, il PBP nel NORD, nel caso della sola RSF, è di circa 8-15 anni per i SdA “stand-alone”, 20-40 anni per i SdA con impianto FER-NP (attivando la regolazione solo quando l’impianto produce almeno il 10% della sua potenza nominale); confrontando il PBP con la vita utile ottenuta, risultano convenienti gli investimenti in SdA sodio-zolfo e litio-ioni. Il PBP va comunque confrontato con la vita calendariale delle batterie.

Per completezza, si è analizzata anche il caso della fornitura di RPF da parte di un SdA a supporto di un impianto convenzionale a carbone.