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M A G A Z I N E
da fonte rinnovabile e, d’altro,
dei picchi relativi ai sistemi di
backup. Questo potrebbe di
fatto portare ad avere un’elevata
capacità installata di sistemi di
storage Power to Gas, sfruttati
però per un numero di ore
limitato. È un tema, questo,
che va affrontato. Un altro tema
riguarda il dispacciamento
coordinato. Solitamente si parla
di dispacciamento di energia
elettrica, in quanto i sistemi
Power to Gas hanno l’ambizione
di accoppiare le due reti. È
necessario ragionare su come
il dispacciamento combinato,
sia di energia elettrica che
di gas, possa essere gestito
nell’ambito di questa tecnologia.
Sostanzialmente, se si accoppia
domanda e generazione
elettrica da fonte rinnovabile e
tutto l’eccesso di generazione
si utilizza per la produzione di
idrogeno da iniettare sulla rete
gas, si possono scoprire alcune
questioni interessanti”.
Ma quali sono stati i risultati più
importanti del lavoro di ricerca?
“In uno scenario in cui la
penetrazione di fonti rinnovabili
intermittenti sia all’incirca pari
del mix energetico. I gas
rinnovabili entrerebbero nel
mix, determinando un aumento
della quota di elettricità
importata allorquando la quota
di rinnovabili intermittenti nel
mix dovesse superare il 35%,
quando cioè ci dovesse essere
bisogno di immagazzinare
l’energia elettrica per evitare
tagli della rete piuttosto che
congestioni”.
Leone, nel suo intervento, non
ha dimenticato di ricordare
anche gli ostacoli oggi esistenti.
“In uno scenario di simulazione
del mix elettrico italiano
al 2050, si scopre come
l’eccesso di energia elettrica
generata potrebbe essere fino
a 40 terawattora. Questo dato
implica, di fatto, un potenziale
dell’8% di produzione di gas
sintetico rispetto agli usi finali
del 2015. Un primo problema
che si pone riguarda il profilo di
generazione e domanda: così
facendo si vengono a creare
le DAC (Distance Amplitude
Correction) curves, che
prevedono, da un lato, dei forti
picchi di capacità per far fronte
all’eccesso di potenza generata