Cos’è l’inerzia?

Nel linguaggio quotidiano, l’inerzia indica semplicemente una tendenza a rimanere immutati. Quando si parla di essere sopraffatti da un senso di inerzia, di solito si intende sentirsi bloccati in una routine o agire automaticamente. In fisica, l’inerzia è la resistenza al cambiamento di velocità. Hai mai notato come una ruota per criceti continua a girare anche dopo che il criceto ha smesso di correre? Questa è l’inerzia.

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Come si applica questo concetto all’energia? Molti generatori tradizionali (centrali a carbone, a gas e nucleari) utilizzano parti rotanti – ad esempio turbine e generatori – per produrre energia. Queste parti ruotano a una frequenza che corrisponde e sostiene la frequenza del sistema elettrico (50 Hz). Quando un generatore perde potenza, queste parti in movimento tendono a continuare a girare alla stessa frequenza. (Un generatore gira per produrre energia. Se perde potenza, probabilmente girerà anche meno.) L’energia cinetica immagazzinata in queste parti rotanti viene chiamata “inerzia”.

L’inerzia aiuta il National Grid ESO a mantenere la frequenza della rete intorno ai 50 Hz. Quando c’è una deviazione di frequenza, il tasso di variazione della frequenza (RoCoF) aumenta. (Il tasso di variazione della frequenza indica la velocità con cui la frequenza si discosta dal valore nominale – e si misura in Hz/secondo. In sostanza, ci dice quanto è robusta la rete in un dato momento.) L’inerzia contribuisce a rallentare il RoCoF.

Quando un generatore perde potenza, generalmente c’è una finestra di quattro o cinque secondi durante la quale queste parti rotanti producono inerzia. Tuttavia, quei pochi secondi permettono ai sistemi meccanici della rete di rilevare lo squilibrio (tramite l’aumento del RoCoF) e segnalare ai generatori di accelerare o rallentare. Per usare le parole dell’ESO, "l’inerzia si comporta un po’ come gli ammortizzatori delle sospensioni della tua auto".

Inerzia in diminuzione

Man mano che ci allontaniamo dalle fonti di generazione tradizionali (come quelle citate sopra) e ci avviciniamo alle rinnovabili, l’inerzia del sistema diminuisce. Questo perché le rinnovabili – in particolare eolico e solare – non producono inerzia*. La figura 1 (sotto) mostra come l’inerzia media del sistema sia diminuita dal 2008 al 2019.

* Forse ti chiedi perché le turbine eoliche non producono inerzia. È perché l’energia generata dalle turbine eoliche deve passare attraverso un inverter prima di essere immessa nel sistema. Per contribuire all’inerzia, deve esserci un accoppiamento elettromagnetico diretto tra impianto e rete elettrica. Questo permette di tradurre le deviazioni in coppia meccanica.

Come mostra il grafico sopra, ci sono momenti in cui l’inerzia è probabilmente più alta o più bassa. Quando la domanda complessiva del sistema è bassa, ad esempio durante il minimo estivo, la generazione rinnovabile (che non produce inerzia) può coprire gran parte della domanda. Di conseguenza, l’inerzia è bassa nei momenti di bassa domanda e alta produzione rinnovabile.

Quando la domanda complessiva è alta, come durante il picco invernale, serve più generazione. Le rinnovabili (senza inerzia) non riescono a coprire una quota così grande della domanda, quindi bisogna ricorrere ad altre fonti – come gli impianti tradizionali che producono inerzia. Perciò, l’inerzia è alta nei periodi di alta domanda e bassa produzione rinnovabile.

La figura 2 (sotto) mostra la correlazione tra domanda e inerzia. Evidenzia anche la diminuzione generale dell’inerzia dal 2009.

Come sta influenzando la frequenza della rete?

Con la crescente penetrazione delle rinnovabili intermittenti e la diminuzione dell’inerzia, la volatilità della frequenza è aumentata. Grazie ad alcune ottime analisi di Grecia Monsalve, possiamo vedere che il numero di eventi a bassa frequenza (cioè quando la frequenza di sistema scende di oltre 0,3 Hz) e la durata di questi eventi sono aumentati in modo significativo dal 2014 al 2020. La figura 3 (sotto) mostra i grafici tratti da quell’articolo.

Qual è l’alternativa?

Una minore inerzia significa che il National Grid ESO deve trovare altri modi per rallentare il RoCoF quando si verificano deviazioni di frequenza. Uno dei metodi utilizzati è attraverso i suoi servizi di frequency response. Dynamic Containment (DC) è un servizio rapido che interviene dopo un guasto. Quando la frequenza esce dai limiti operativi (±0,2 Hz), l’ESO coinvolge i partecipanti DC – sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) – per riportare la frequenza verso i 50 Hz.

La necessità di Dynamic Containment in bassa frequenza (DCL) dipende in larga parte dalla quantità di inerzia presente nel sistema in un dato momento. Nei periodi di bassa inerzia, cioè con una maggiore probabilità di eventi RoCoF, la richiesta di DCL è generalmente più alta. Possiamo vederlo nella figura 4 (sotto), tratta dal nostro recente approfondimento sui prezzi DC.

Tuttavia, l’acquisto di servizi di frequency response comporta un costo significativo per l’ESO. (Ovviamente, molti sostengono che il costo sia giustificato, visto che garantisce la continuità della fornitura e contribuisce a sostituire le centrali termiche tradizionali.) La figura 5 (sotto) mostra l’aumento del costo della gestione del RoCoF. Sebbene questi dati possano riguardare diversi progetti, è ragionevole supporre – sulla base dei numeri mostrati – che la maggior parte di questi costi sia destinata ai servizi di frequency response (se includono la Mandatory Frequency Response). Il costo della gestione del RoCoF, dunque, è aumentato di circa dieci volte nei cinque anni dal 2017 al 2021.

Come sta sostituendo l’inerzia l’ESO?

Oltre ai servizi di frequency response, l’ESO sta esplorando altri metodi puliti per fornire inerzia di sistema. Attraverso i progetti “stability pathfinders”, sta finanziando la riconversione di generatori a vapore e centrali a gas dismessi. Inoltre, sostiene la costruzione di nuove unità di compensazione sincrona e turbine verdi appositamente progettate. Per ulteriori informazioni su questi progetti, consulta qui e qui.

Nel video qui sotto puoi vedere un timelapse del progetto di turbina verde di Statkraft presso il Keith Greener Grid Park a Moray, in Scozia.

Per approfondire come l’ESO misura l’inerzia del sistema, puoi consultare questa risorsa.

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