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S. W. Progettata negli anni '70 per assorbire la produzione nucleare in eccesso, la stazione di trasferimento di energia con pompaggio Coo sfrutta la volatilità del mercato per far funzionare turbine sempre più potenti.
Immersi tra gli abeti rossi, a circa cinquanta chilometri dalla città di Liegi, in Belgio, i vasti laghi della centrale di Coo - di proprietà del gruppo Electrabel (Engie) - hanno recentemente invaso di qualche metro la foresta circostante. "Abbiamo mantenuto la quercia più grande che sovrastava il nostro cantiere e abbiamo anche creato una zona umida di un ettaro dove pascolano le pecore", sottolinea Marc Locht, direttore operativo della centrale.
Per i non addetti ai lavori, l'ampliamento di uno dei bacini superiori, completato negli ultimi mesi, non è immediatamente evidente, in quanto appare già gigantesco. "Alzando il bacino di 2 metri, siamo passati da 4,1 milioni di metri cubi a 5,1 milioni di metri cubi di acqua immagazzinata", spiega Marc Locht. I lavori sono in corso anche un po' più in basso, nella sala macchine. In questa cattedrale alta 40 metri, un nuovissimo rotore del peso di quasi 300 tonnellate attende di essere installato su una delle sei turbine dell'impianto idroelettrico per aumentarne la potenza.
In totale, Engie prevede di investire 67 milioni di euro in questa stazione di trasferimento dell'energia pompata (STEP) per aumentarne la capacità di stoccaggio e la potenza del 7,5% entro il 2026.
Il gioco vale la candela: l'impianto, messo in funzione nel 1967 con l'obiettivo iniziale di assorbire la produzione nucleare notturna in eccesso e rilasciarla durante il giorno, ha trovato una nuova opportunità con la crescita delle energie rinnovabili. "Siamo sempre più chiamati a compensare gli squilibri dei mercati", spiega Marc Locht.
Controllati automaticamente da Bruxelles, i bacini della centrale Coo si svuotano e si riempiono in sincronia con l'aumento e la diminuzione dei prezzi del mercato all'ingrosso dell'elettricità, mentre le centrali eoliche e solari intermittenti nelle vicinanze si accendono e si spengono.
Vero e proprio strumento di trading, l'impianto ha cambiato radicalmente il suo ritmo: se negli anni 2010 le turbine si avviavano circa 2.000 volte all'anno, ora si avviano 15.000 volte all'anno. "Ora avviamo ogni macchina sette-otto volte al giorno, mentre prima lo facevamo solo al mattino e alla sera", conferma Marc Locht.
Questo funzionamento start-and-stop ha ridotto la produzione complessiva di energia elettrica dell'impianto, ma gli permette di acquisire più valore sui mercati all'ingrosso dell'elettricità, grazie agli avviamenti concentrati nei periodi di volatilità favorevole.
Per i gestori delle reti elettriche europee alla ricerca di nuovi strumenti di flessibilità, questi impianti "STEP" hanno il vantaggio di fornire una quantità di energia molto significativa in tempi record, un vantaggio innegabile quando le fluttuazioni meteorologiche possono cambiare radicalmente la situazione da un'ora all'altra.
"Durante la tempesta di quest'autunno, i venti erano così forti che alcuni parchi eolici nel Mare del Nord si sono improvvisamente fermati, eliminando istantaneamente la necessità di 300 megawatt di potenza sulla rete. L'impianto Coo ha quindi preso il sopravvento", spiega Sébastien Arbola, vice direttore generale responsabile delle attività di flessibilità e vendita al dettaglio di Engie.
Engie ha in programma investimenti di ampliamento simili per i suoi impianti STEP di Dinorwig e Festiniog in Galles. Tuttavia, il gruppo non ha attualmente in programma di investire in nuovi impianti di questo tipo.
Complesse da costruire, finanziare e accettare a livello locale, queste centrali presentano talvolta una delicata equazione economica. "Questi impianti sono il Santo Graal... una volta costruiti. Abbiamo esaminato progetti in Italia e in Australia, ma non abbiamo ancora deciso di andarci; è una questione di ingegneria civile complessa", conferma Sébastien Arbola.
In Francia, inoltre, il contesto normativo è incerto, in quanto EDF sta lavorando con il governo per cambiare lo status di questi asset, che finora sono stati gestiti in regime di concessione. Nel frattempo, anche Engie si sta concentrando sulle batterie: prevede di installare 10 GW in tutto il mondo entro il 2030, rispetto agli appena 600 MW attuali.