Una batteria da 21 megawatt e 55 megawattora collegata alla rete di distribuzione a media tensione tedesca ha funzionato per la prima volta in modalità "grid-forming" durante eventi reali del sistema elettrico, contribuendo attivamente a mantenere stabili frequenza e tensione. Il test, condotto a Föhren, in Germania, fa parte del progetto di ricerca SUREVIVE e ha coinvolto il gestore di rete Westnetz, l'istituto Fraunhofer ISE, lo sviluppatore del progetto Schoenergie, il fornitore delle celle Hithium e il produttore degli inverter SMA. È descritto dai partner come il primo esperimento del genere su una rete di distribuzione tedesca: un passo verso l'uso delle batterie non solo per spostare energia nel tempo, ma anche per fornire alla rete quella capacità di autostabilizzarsi che finora dipendeva quasi solo dalle grandi centrali convenzionali.
TRL 7 — Pre-commerciale: test in campo su una rete di distribuzione reale, dopo le fasi di simulazione e laboratorio; non ancora standardizzato né diffuso su scala commerciale
Impatto potenziale: alto
Dalla simulazione al campo
Il progetto SUREVIVE, avviato da Westnetz insieme a partner di ricerca e industria, è nato per capire se e come i sistemi di accumulo collegati alla rete di distribuzione possano sostituire, almeno in parte, i servizi di stabilità che le reti elettriche hanno sempre ricevuto dai generatori sincroni tradizionali. Dopo una fase di simulazioni numeriche e test in laboratorio, il consorzio ha installato a Föhren un sistema di batterie da 21 MW e 55 MWh, caricato anche da un impianto fotovoltaico collegato allo stesso punto di rete, e lo ha collaudato sul campo in condizioni operative reali. Secondo Westnetz, l'impianto ha reagito "come previsto e calcolato" anche durante eventi di rete impegnativi, fornendo un servizio di tipo inerziale che tradizionalmente spetta alle centrali convenzionali. Il test non ha reso pubbliche cifre precise su tempi di risposta o entità della correzione di frequenza: i risultati diffusi restano quindi qualitativi, anche se la società descrive l'esito come un primo passo riuscito.
Cosa cambia con il controllo grid-forming
La differenza tecnica sta nel modo in cui l'inverter della batteria si comporta rispetto alla rete. Gli inverter più comuni, detti "grid-following", hanno bisogno di un segnale di tensione e frequenza già stabile a cui aggrapparsi, fornito da altri generatori: se quel riferimento vacilla, anche loro faticano a restare stabili. Gli inverter "grid-forming", installati a Föhren dal produttore SMA, sono invece programmati per generare autonomamente un proprio riferimento di tensione e frequenza, comportandosi in modo più simile a un generatore sincrono convenzionale e offrendo per via elettronica quella capacità di assorbire squilibri improvvisi che le turbine rotanti fornivano per inerzia meccanica. È una funzione software più che hardware, il che la rende potenzialmente replicabile su impianti di accumulo già esistenti con aggiornamenti dei sistemi di controllo, a patto che esistano specifiche tecniche condivise tra produttori e gestori di rete.
I protagonisti del progetto
Oltre a Westnetz, che guida il progetto e gestisce la rete di distribuzione coinvolta, SUREVIVE riunisce competenze complementari: Schoenergie ha sviluppato e integrato l'impianto pilota, Hithium ha fornito le celle della batteria, SMA la tecnologia di controllo grid-forming degli inverter, mentre il Fraunhofer ISE, tramite il gruppo Reti Basate su Convertitori guidato da Roland Singer, ha curato la parte di ricerca e validazione scientifica. Singer ha definito il test in campo "un passo importante" nel percorso che porta dalla simulazione alla gestione reale della rete.
I prossimi passi
Il primo collaudo si è concentrato sulla stabilizzazione della frequenza nella rete a media tensione. Il consorzio prevede ora di analizzare in dettaglio anche la capacità del sistema di regolare la tensione ("voltage-forming") in diversi scenari di prova, e valuta una possibile estensione del concetto a tensioni di trasmissione più elevate. Westnetz indica l'obiettivo di maturare l'esperienza pratica necessaria per impiegare sistematicamente le batterie in questi compiti critici per la sicurezza della rete, man mano che cresce la quota di generazione da fonti rinnovabili non programmabili e si riduce l'inerzia meccanica tradizionalmente disponibile sul sistema.
Il commento di PINET
Il caso tedesco riguarda un problema che anche la rete italiana conosce bene: più crescono fotovoltaico ed eolico, più si riduce l'inerzia meccanica che un tempo garantivano le centrali termoelettriche, e più diventa necessario trovare fonti alternative di stabilità. Terna ha già messo a gara capacità di accumulo di lunga durata per servizi di rete negli ultimi anni, ma l'uso sistematico di batterie in modalità grid-forming richiede comunque specifiche tecniche condivise e meccanismi di remunerazione dedicati, che in Italia come altrove sono ancora in fase di definizione. Il vantaggio di questo tipo di soluzione è che agisce soprattutto via software: non impone necessariamente di costruire nuovi impianti, ma di aggiornare i controlli di quelli già connessi alla rete, un intervento in teoria meno costoso di una nuova centrale. Resta però il nodo regolatorio, probabilmente il principale freno pratico prima che l'Italia possa valutare pilota analoghi su porzioni della propria rete di distribuzione.
Fonte: ESS News, "Successful test of grid frequency stabilization with German battery storage"
