Carico di base di una rete di energia elettrica

Il carico di base (base load) su una rete elettrica rappresenta il livello minimo di richiesta sulla rete in un intervallo di tempo, ad esempio una settimana. Tale richiesta può essere soddisfatta da centrali elettriche invariabili o da una serie di fonti energetiche intermittenti più piccole, a seconda dell’approccio che presenta il miglior mix di costi bassi e alta affidabilità in un particolare mercato. Il resto della domanda, che varia nell’arco di una giornata, viene soddisfatto dalla generazione dispacciabile, dal potenziamento di centrali elettriche e dalle centrali elettriche di picco, che hanno una risposta più rapida.

Quando l’elettricità a più basso costo proveniva da grandi centrali a carbone e nucleari la cui potenza non poteva essere alzata o abbassata rapidamente, questi impianti venivano utilizzati per generare il carico di base, poiché esso è costante, e venivano chiamati “impianti di carico di base”. Grandi impianti di riserva in standby erano necessari nel caso di improvvisa mancanza di uno di questi grandi impianti di carico di base. Ciò non consentiva un’ottimizzazione dei costi di produzione dell’energia elettrica.

Le centrali elettriche invariabili possono essere impianti a carbone, nucleari, a ciclo combinato, che possono richiedere diversi giorni per avviarsi e spegnersi, idroelettrico, geotermico, biogas, biomassa, solare termico con stoccaggio e, infine, conversione dell’energia termica degli oceani. Sebbene storicamente le reti elettriche di grandi dimensioni utilizzavano sempre centrali elettriche invariabili per soddisfare il carico di base, non vi è alcun requisito tecnico specifico a tal fine.

Il carico di base può ugualmente essere soddisfatto dalla quantità appropriata di fonti di energia intermittenti e dalla cosiddetta generazione “dispacciabile”, cioè attivabile o disattivabile in base alla domanda di elettricità. Ciò è un vantaggio, poiché le interruzioni di fornitura possono interessare tutti gli impianti a causa di guasti, le centrali idroelettriche per la siccità, le centrali a carbone se le loro scorte di carbone si congelano e le centrali a gas se vi sono perdite e chiusure del gasdotto.

Le centrali elettriche invariabili da tempo non sono sempre il modo più economico per soddisfare il carico di base. La rete ora include molte turbine eoliche che hanno costi marginali così bassi da poter offrire prezzi inferiori a quelli del carbone o del nucleare, quindi possono fornire un po’ del carico di base quando soffia il vento. L’integrazione di energia solare durante il giorno, nonché la generazione e lo stoccaggio dispacciabili permettono di gestire l’intermittenza delle singole fonti di vento.

Una centrale nucleare è un tipico impianto usato per alimentare il carico di base.

L’attributo desiderabile della dispacciabilità si applica ad alcuni impianti di gas, eolici e all’idroelettricità. Gli operatori di rete usano anche la riduzione di potenza per escludere degli impianti dalla rete quando la loro energia non è necessaria. Vi sono inoltre 195.000 MW di accumulo installati nelle reti elettriche in tutto il mondo; Il 94% è idroelettrico sotto forma di stoccaggio pompato, mentre il 2% è in batterie. La disponibilità di energia solare nelle ore di punta può ridurre la necessità di stoccaggio.

Gli impianti industriali, gli ospedali e persino i clienti residenziali con i loro frigoriferi contribuiscono tutti al carico di base. Gli impianti di generazione che sono i più economici da utilizzare vengono utilizzati per fornire questo carico di base. Sono di solito grandi impianti di produzione di vapore che non possono essere avviati e fermati rapidamente. Poiché questi sono alcuni degli impianti meno costosi da usare, di solito vengono fatti lavorare vicino al loro livello massimo di potenza.

Generalmente, gli impianti generatori intermedi hanno una potenza in uscita che viene aumentata ogni mattina e per tutto il giorno, per poi diminuire ogni sera. Lavorano per molte più ore rispetto alle unità di picco, ma meno delle unità di carico di base. Le utility in genere soddisfano i carichi intermedi con le unità di generazione più vecchie che erano una volta gli impianti di carico di base, ma che ora sono state sostituite da unità più nuove ed efficienti per il servizio di carico di base.

I periodi di picco di domanda sono eventi relativamente poco frequenti e possono anche essere soddisfatti dalle unità generatrici della vicina azienda elettrica. Le esigenze massime sono importanti per un’utility dal momento che dettano la quantità massima di energia che l’utility deve generare o acquistare da qualche altra parte al fine di soddisfare le esigenze dell’intero sistema elettrico. Ci sono carichi di picco giornalieri, stagionali e annuali che richiedono un’attenta pianificazione della generazione.

Per soddisfare il carico di sistema variabile richiesto dai clienti, i “dispacciatori” decidono quali generatori far funzionare ed a quale livello di potenza. Questa decisione viene presa dal centro di controllo del sistema, un punto centrale in cui tutte le operazioni di alimentazione elettrica delle utility sono coordinate in qualsiasi momento dai committenti. Durante il giorno, il dispacciatore “impila” i generatori in modo da soddisfare una curva di carico prevista e quella, invece, reale.

L’andamento della curva di carico prevista e di quella reale relativa alla rete elettrica italiana, alla data del 25 maggio 2018, ore 20:00. (fonte: Terna)

I fattori che il dispacciatore pesa nel decidere di quale generatore aumentare o diminuire la potenza – o se attivare dei nuovi generatori – sono numerosi ed includono in particolare i seguenti: costo dell’operazione o “costi di produzione” con quei dati tipi di generatori; capacità massima; programma di manutenzione; emissioni ambientali (i generatori che utilizzano combustibili fossili possono essere particolarmente inquinanti); e la necessaria riserva del sistema per l’affidabilità.

Il discorso economico è naturalmente il più importante nelle varie valutazioni del caso. Le centrali nucleari e quelle a carbone hanno infatti dei costi fissi molto elevati, un elevato fattore di carico dell’impianto ma costi marginali molto bassi, sebbene non bassi come il solare, l’eolico e l’energia idroelettrica. D’altra parte, i generatori di carico di punta – come ad esempio quelli a gas naturale – hanno costi fissi bassi, un basso fattore di carico dell’impianto e costi marginali elevati.

Le centrali nucleari possono impiegare molte ore, se non giorni, per cambiare la loro potenza, sebbene le più moderne possano funzionare come inseguitori di carico e modificare la loro produzione per soddisfare le diverse esigenze. Poiché richiedono un lungo periodo di tempo per riscaldarsi fino alla temperatura di esercizio, questi impianti sono economici solo se il loro costo medio per il tempo in cui sono accesi è inferiore al costo medio delle alternative per lo stesso periodo.

In generale, però, le centrali a carbone e quelle nucleari non cambiano la produzione per soddisfare le richieste di consumo energetico, dal momento che è più economico gestirle a livelli di produzione costanti. L’utilizzo di impianti a ciclo combinato o di turbine a combustione più costosi, invece, è ridotto al minimo e la potenza di questi impianti può essere alzata o abbassata per adattarsi a fluttuazioni più rapide dei consumi – e dunque della domanda – nel corso del tempo.

Il carico di base è probabilmente un concetto destinato in un certo senso ad essere “superato”, in quanto le micro-reti diventeranno verosimilmente il principale mezzo di produzione e le grandi centrali elettriche saranno relegate a fornire il resto. Inoltre, con i progressi nello stoccaggio di energia, cessa di essere molto importante costruire grandi e costose centrali elettriche (come ad es. le nucleari) che non possono essere accese e spente a seconda delle necessità, a differenza delle centrali a gas.

Queste mega-centrali sono inutili come supporto per la rete decentralizzata del futuro, quando l’energia eolica, solare, idroelettrica e altre fonti energetiche domineranno la produzione elettrica. Infatti, si va verso un sistema di energia decentralizzata, che – come suggerisce il nome – viene prodotta vicino a dove verrà usata, piuttosto che in un grande stabilimento sito altrove e inviata attraverso la rete nazionale. Questa generazione locale riduce le perdite di trasmissione e le emissioni di carbonio.

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