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Installazione dei sistemi di accumulo in piccole isole non connesse alla rete nazionale

Il caso dell'isola di Pantelleria analizzato da ANIE Energia e RSE

Il caso delle piccole isole non connesse alla rete nazionale appare intuitivamente come una situazione particolarmente favorevole allo sfruttamento delle fonti rinnovabili. Come conseguenza quasi inevitabile di una maggiore produzione da rinnovabili e di una riduzione dell’impiego di combustibili, tale situazione comporta una forte propensione all’impiego di sistemi di accumulo.

 

Come esempio su cui valutare in modo quantitativo tali opportunità, ANIE Energia e RSE hanno esaminato la situazione dell’isola di Pantelleria. Infatti, il sistema elettrico dell’isola di Pantelleria è un sistema isolato, non collegato cioè alla rete elettrica nazionale, ed è costituito da una centrale termoelettrica e da una rete di distribuzione in media tensione (10,5 kV).

 

Le fonti rinnovabili dotate di un potenziale significativo sono in quel caso la geotermia, il fotovoltaico e l’eolico. Gli unici impianti di produzione elettrica da rinnovabili presenti nell’isola sono 22 impianti fotovoltaici (tutti inferiori ai 20 kW) per un ammontare di 140 kWp. Relativamente al potenziale fotovoltaico, una stima effettuata riporta come valore raggiungibile installando impianti fotovoltaici sulle abitazioni e sui principali edifici del terziario e dell’industria, compatibilmente anche alla concorrenza con i pannelli solari termici, una capacità di poco superiore a 1 MW, corrispondente a circa 1,7 GWh annui.

La principale risorsa di energia rinnovabile potrebbe invece provenire dal geotermico, in questo caso si stimano ampi potenziali con la possibilità di generare fino a oltre 18 GWh annui (anche qui con produzione costante). Si è considerata una produzione costante di 18 GWh.

Infine, lato eolico, si è utilizzata l’ipotesi di poter costruire una o più centrali sulla terra per un ammontare di complessivo 3,6 MW, che grazie all’elevata ventosità del sito, potrebbero fornire 10,8 GWh annui.

 

Lato consumi elettrici, la domanda è stimabile in circa 44 GWh annui, con un consumo mensile poco superiore ai 3 GWh mensili, nei mesi da ottobre a maggio, e un consumo maggiore nei mesi estivi fino a circa 5 GWh per il mese di agosto. Circa la metà dei consumi elettrici afferiscono al settore domestico, sostenuti anche dall’elevata diffusione dell’utilizzo di scaldacqua elettrici, mentre quasi il 30% degli stessi consumi è determinato dall’impianto di dissalazione dell’acqua.

 

L’analisi ha permesso di sviluppare differenti scenari con differente penetrazione delle fonti e per ciascuno di essi sono state valutate diverse soluzioni di integrazione di differenti SdA, le cui configurazioni si basano sulle tecnologie attualmente più diffuse e su quelle più promettenti per i prossimi anni.

 

Nei casi risultati di maggior interesse, il confronto fra la situazione con e senza SdA evidenzia come i sistemi di accumulo consentano di recuperare l’eccesso di produzione da rinnovabili, incrementando lo sfruttamento del potenziale di produzione da tali fonti.

 

Nella situazione più vantaggiosa, un SdA adeguatamente dimensionato abbatte di quasi il 50% la produzione da FRNP (Fonti Rinnovabili Non Programmabili) altrimenti non utilizzabile, pari al 9% del potenziale di produzione della capacità FRNP installata, di conseguenza riducendo del 10% il consumo di gasolio e le emissioni di CO2. Il tempo di ritorno dell’investimento in questo caso si colloca fra 7 e 8 anni.

 

Tempi di ritorno ancora più brevi si hanno quando l’esubero di produzione da FRNP è maggiore (es. 35%), ma in questo caso la riduzione dell’esubero è percentualmente più bassa (12%), e quindi rimane una rilevante quota di energia rinnovabile non sfruttata che impatta negativamente sulla profittabilità dell’investimento della potenza FRNP che si suppone di installare.

 

Per maggiori dettagli sugli scenari oggetto dell’analisi si consulti il Libro Bianco sui Sistemi di Accumulo

 

a cura di @ANIEnergia

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