Il problema non è un guasto, ma l’energia bloccata in un rack sbilanciato che nessun allarme segnala

Il cruscotto dell’impianto è verde: nessun allarme, nessun guasto registrato. Eppure da settimane una parte dell’energia stoccata nella batteria non si può usare, perché un rack è sbilanciato rispetto agli altri. Da questo scenario, ordinario ma poco discusso, parte il webinar sponsorizzato presentato da Energy-Storage.news a fine settembre con PowerUp. Il tema è l’applicazione pratica dell’analisi delle batterie da parte di Neoen, produttore indipendente di energia (IPP) con impianti in tutto il mondo. Il messaggio è semplice: nei grandi sistemi di accumulo (BESS) le perdite più insidiose non sono quelle che i sistemi segnalano, ma quelle che restano sotto le soglie.

L’energia che c’è ma non si vede

Il primo meccanismo è lo squilibrio tra rack. Un impianto di accumulo è composto da molti rack di celle collegati tra loro. Se uno si discosta dagli altri per stato di carica o per comportamento, l’intero sistema finisce per operare entro i limiti dell’elemento più debole. Secondo il materiale del webinar, lo squilibrio tra rack può tenere bloccata energia utilizzabile per settimane, mentre i sistemi operativi non segnalano alcun guasto. Il paradosso è proprio questo: tecnicamente non c’è nulla di rotto, ma i kWh disponibili sono meno di quelli installati.

Il secondo meccanismo riguarda il raffreddamento. Le anomalie termiche si accumulano gradualmente, senza mai superare le soglie di spegnimento previste dai sistemi di protezione. Quando la deriva diventa abbastanza ampia, provoca disconnessioni ripetute dei rack, che portano energia offline per ore o giorni, spesso, osserva il testo, nel momento in cui il proprietario può permetterselo di meno. Se nessun allarme scatta, la domanda è quando il gestore se ne accorge. Molte volte, quando il conto è già arrivato.

Il test del terzo anno

Il momento in cui il degrado silenzioso diventa visibile, e costoso, è spesso il test di performance. Un’analisi della stessa testata sulle garanzie di performance dei BESS descrive uno scenario tipico: dopo tre anni di esercizio commerciale di un progetto di accumulo, il test annuale di performance restituisce un valore inferiore alla soglia di capacità energetica prevista dal contratto. Non si tratta di un incidente improvviso, ma del risultato di piccole perdite che si sommano nel tempo senza che nessuno le abbia viste.

Le conseguenze vanno oltre la parte tecnica. La sotto-performance rispetto alla capacità contrattuale incide sui rendimenti del proprietario, sulle aspettative dell’offtaker, cioè il soggetto che acquista il servizio o l’energia dell’impianto, e sul finanziamento del progetto. Un impianto di accumulo viene finanziato sulla base di una capacità garantita: se la capacità effettivamente misurata scende sotto quella soglia, il rischio smette di essere ingegneristico e diventa contrattuale e finanziario. Uno squilibrio tra rack ignorato per settimane, o una sequenza di disconnessioni termiche considerate episodi isolati, può quindi tradursi in una discussione con banche e controparti.

Qui sta il limite dell’approccio basato soltanto sulle soglie di allarme. Gli allarmi sono pensati per proteggere l’hardware da condizioni pericolose, non per misurare quanta capacità commerciale si sta perdendo. Resta allora una domanda per chi gestisce flotte da molti GWh: ha senso scoprire la capacità mancante una sola volta l’anno, nel giorno del test?

Dalla prima grande batteria agli analytics

Che il tema venga sollevato da Neoen ha un certo peso. È l’azienda che, come ricorda nella sua comunicazione sui progetti in South Australia, installò proprio in quello stato australiano, nel 2017, la prima grande batteria al mondo. Nella stessa comunicazione il gruppo dichiara una capacità globale superiore a 10 GWh tra impianti in esercizio e in costruzione. Dopo aver puntato per anni sulla scala dell’hardware,
la conversazione si sposta sulla capacità di leggere i dati che quell’hardware produce.

Nel webinar Neoen ha portato il punto di vista dell’operatore di una flotta di accumulo in crescita, attraverso Jemina Peltola, asset manager per il Nord Europa. PowerUp, rappresentata dal chief revenue officer Philippe de la Fortelle, ha presentato gli strumenti di analisi che rendono visibili prima queste dinamiche. Ha moderato Andy Colthorpe, direttore di Energy-Storage.news. Va ricordato che si tratta di un contenuto sponsorizzato: è utile come testimonianza di un operatore, non come valutazione indipendente della tecnologia.

PowerUp non è l’unica azienda a lavorare su questo fronte. TWAICE, altra società di analisi predittiva per batterie, dichiara nei numeri diffusi sul proprio sviluppo un miglioramento medio del 5% dell’energia recuperabile nelle installazioni dei clienti. Indica inoltre una riduzione dell’80-90% del tempo che gli analisti dedicano a ogni asset, grazie a reportistica e flussi di lavoro automatizzati, e un business dei sistemi di accumulo a batteria quasi triplicato nel 2025. Sono cifre fornite dall’azienda, non verificate da terzi, e un valore medio non dice nulla su come siano distribuiti i risultati tra impianti diversi. Indicano però una direzione: il mercato è disposto a pagare per vedere ciò che le soglie non mostrano.

Per chi installa e gestisce impianti di accumulo la scelta è concreta. Da una parte c’è il monitoraggio analitico continuo, che ha un costo e richiede processi automatizzati per non sommergere i team di dati. Dall’altra ci sono le sole soglie di allarme, con il rischio di scoprire al test annuale che una parte della capacità promessa non c’è. Su una flotta da diversi GWh, recuperare qualche punto percentuale di energia già installata ma bloccata può valere più che aggiungere nuovi MWh.