Dalla chiusura della centrale a lignite di Nováky allo stoccaggio con batterie: il sistema elettrico cambia volto

Hai presente il momento in cui accendi il forno, parte la lavatrice e il quartiere non salta? Dietro quella normalità c’è una rete che va tenuta in equilibrio. Oggi a farlo, sempre più spesso, non è una centrale a carbone ma una batteria. A fine luglio, il gruppo britannico Alcemi ha rilevato due progetti di stoccaggio energetico in Romania: uno a Medgidia, nella contea di Constanța, da 300 MW/1.200 MWh, e uno a Șura Mare, nella Romania centrale, da 275 MW/1.100 MWh. Insieme fanno circa 2,3 GWh di capacità. Nello stesso periodo, in Slovacchia è entrato in funzione il più grande sistema di accumulo del paese, lì dove fino a poco tempo fa bruciava lignite.

Cosa succede alla rete quando il carbone se ne va

Il punto non è retorico: per anni quell’equilibrio è stato garantito da centrali come quella di Nováky. La centrale a carbone di Nováky è stata chiusa a dicembre 2023. Ora, proprio in quel sito, è entrato in funzione il più grande sistema di accumulo a batteria in Slovacchia: 36 MW di potenza e 72 MWh di capacità. Lo ha commissionato Slovenské elektrárne, il principale produttore di elettricità del paese, controllato al 66% da EPH attraverso Slovak Power Holding.

Il progetto, come ha spiegato Slovenské elektrárne a metà luglio, è composto da due impianti, uno da 12 MW e uno da 24 MW, e fornirà la riserva di controllo primario, nota anche come riserva di contenimento della frequenza. In pratica, se la frequenza della rete si allontana dal valore di riferimento, queste batterie intervengono in tempi molto rapidi per riportarla in equilibrio. Senza questo servizio, l’addio alle centrali a carbone rischierebbe di tradursi in più disturbi e blackout.

I numeri che raccontano un altro passo

Per non restare al caso singolo, allarghiamo lo sguardo ai numeri. I due impianti romeni rilevati da Alcemi non sono piccoli esperimenti: Medgidia ha 300 MW di potenza e 1.200 MWh di capacità; Șura Mare, nella Romania centrale, 275 MW e 1.100 MWh. Se i megawatt dicono quanta potenza possono erogare in un istante, i megawattora dicono per quanto tempo possono sostenerla: qui si parla di impianti pensati per durare alcune ore, non per coprire un picco di pochi minuti.

Alcemi non arriva dal nulla: è sostenuta da Copenhagen Infrastructure Partners e sta sviluppando un portafoglio di progetti BESS da 4,3 GW nel Regno Unito, con singoli impianti da 300 a 500 MW e durata fino a quattro ore. In Romania, d’altra parte, l’attività non è isolata: Eurowind Energy ha in cantiere il progetto Teiuș BESS da 116 MWh.

La differenza di scala è istruttiva: il BESS di Nováky, il più grande in Slovacchia, ha 36 MW; i progetti romeni rilevati da Alcemi ne hanno 300 e 275, con capacità che superano il gigawattora ciascuno. Non si tratta di una gara tra paesi, ma del segno che lo stoccaggio sta diventando un pezzo normale dell’infrastruttura elettrica.

Perché conviene a famiglie e imprese

I numeri da soli non bastano se non si traducono in bollette e servizio. Il progetto slovacco ha ricevuto quasi 3,7 milioni di euro di contributi in conto capitale per il più grande dei due sistemi, pari al 45% dei costi ammissibili, attinti dal piano di ripresa e resilienza approvato dall’Unione europea. Non è un dettaglio: una parte dei costi di questi impianti è coperta da fondi pubblici, con un effetto diretto sulla sostenibilità economica del servizio di stabilizzazione della rete.

Per cittadini e imprese il beneficio è concreto, anche se meno visibile di uno sconto in bolletta: la riserva di controllo primario serve proprio a mantenere stabile la frequenza, il meccanismo che evita che un calo improvviso di produzione si trasformi in un blackout. A Nováky la logica è quasi simbolica: dove la lignite alimentava la rete, ora le batterie fanno lo stesso lavoro di equilibrio, con tempi di risposta più rapidi.

La prossima volta che le luci restano accese senza che nessuno se ne accorga, dietro potrebbe esserci una batteria al posto di una ciminiera.