La curva dell’anatra è arrivata a New York

Il solare distribuito crea un vuoto di domanda a mezzogiorno e una ripida rampa serale

Alle undici di mattina, quando uffici e industrie dovrebbero girare a pieno ritmo, la rete elettrica di New York inspiegabilmente rallenta. Il colpevole ha una potenza di cinque miliardi e seicento milioni di watt — 5,6 gigawatt di pannelli solari installati su tetti, capannoni e parcheggi che nessuno, fino a pochi anni fa, aveva mai realmente contato. Secondo i dati pubblicati dalla U.S. Energy Information Administration lo scorso 26 giugno, la domanda di elettricità misurata nel New York ISO crolla nelle ore centrali del giorno proprio per effetto della generazione solare su piccola scala, un fenomeno che sta ridisegnando i profili di carico della rete in modo più rapido di quanto molti operatori avessero previsto.

Il buco di mezzogiorno

I numeri danno la misura del cambiamento. Tra marzo e aprile di quest’anno, la domanda di elettricità nella fascia oraria che va dalle 8:00 alle 11:00 del mattino è diminuita in media di 923 megawatt rispetto a prima dell’espansione del solare distribuito. Non è una fluttuazione marginale: 923 megawatt equivalgono alla potenza di una grande centrale a gas, azzerata ogni mattina dall’apporto dei pannelli installati dietro i contatori di case e aziende. È il “buco di mezzogiorno”, un affossamento della domanda misurata che si allarga anno dopo anno e che obbliga a ripensare la programmazione delle centrali tradizionali.

Il rovescio della medaglia arriva nel pomeriggio. Tra le 16:00 e le 19:00, quando il sole cala e i pannelli smettono di produrre, la domanda misurata dalla rete balza in media di 2.221 megawatt in quelle tre ore. È una rampa serale che non esisteva con questa intensità prima che 5,6 gigawatt di capacità solare — tra grande e piccola scala — si aggiungessero al parco di generazione dello Stato dal 2018 a oggi. La differenza tra la valle diurna e il picco serale non è solo un dato statistico: è lo spazio operativo che la rete deve coprire ogni singola sera, e che si sta allargando a una velocità che non ha precedenti nel sistema elettrico newyorkese.

L’anatra non è più solo californiana

Il meccanismo è noto da anni, ma finora era considerato una peculiarità della California, dove la penetrazione del solare fotovoltaico ha raggiunto livelli tali da rendere visibile il fenomeno già da tempo. Nel 2013 il California Independent System Operator pubblicò un grafico sulla curva dell’anatra: una rappresentazione della domanda netta che sprofonda a mezzogiorno, quando il solare produce al massimo, per poi risalire rapidamente al tramonto, disegnando una silhouette che ricorda il profilo di un’anatra. Da allora il termine è entrato nel lessico degli operatori di rete di tutto il mondo.

Ora quella stessa silhouette sta comparendo dall’altra parte del Paese. La ragione è la natura stessa del solare su piccola scala: pannelli installati dietro il contatore — sui tetti delle abitazioni, sopra i capannoni industriali, sulle pensiline dei parcheggi — che producono elettricità senza passare attraverso i sistemi di misurazione tradizionali. Al mattino, quando il sole sale, questa generazione diffusa aumenta rapidamente, riducendo la quantità di elettricità che la rete deve fornire. Ed è per questo che la domanda misurata cala. La sera accade il contrario: i pannelli smettono di produrre e la domanda misurata schizza verso l’alto. Il risultato è che la generazione solare su piccola scala ha alterato il tasso orario di variazione della domanda, rendendo la rete di New York più elastica — in senso fisico — di quanto fosse solo pochi anni fa. Fin qui la fisica della rete. Ma per chi opera nel mercato, questa nuova forma ha un prezzo.

Cosa dice la curva per i prossimi mesi

Se a marzo e aprile la domanda serale ha già registrato un incremento medio di oltre duemila megawatt in tre ore, viene da chiedersi cosa accadrà sotto il sole di luglio, quando l’irraggiamento è al massimo e gli impianti fotovoltaici girano a piena potenza per più ore al giorno. Il differenziale — quei 2.221 megawatt misurati in primavera — è destinato ad allargarsi ulteriormente nei mesi estivi, e con esso lo stress sul parco di generazione tradizionale, chiamato a colmare un vuoto sempre più ampio in una finestra temporale sempre più stretta.

Per chi opera nel mercato elettrico, le conseguenze sono concrete e misurabili. Un differenziale crescente tra giorno e sera significa che le centrali a gas, che costituiscono la spina dorsale della flessibilità del sistema, devono essere in grado di accendersi e portarsi a piena potenza nell’arco di due o tre ore. Non tutte le tecnologie di generazione sono in grado di farlo con la stessa rapidità, e nessuna può farlo senza costi aggiuntivi. La flessibilità smette di essere una caratteristica implicita della rete e diventa una risorsa scarsa — e come ogni risorsa scarsa tenderà a essere prezzata dal mercato, con effetti che si riverseranno sui prezzi all’ingrosso nelle ore serali.

C’è poi un aspetto meno visibile ma altrettanto rilevante. La generazione solare su piccola scala, proprio perché sfugge ai contatori tradizionali, rende più difficile per il gestore della rete prevedere con esattezza quanta domanda residua dovrà soddisfare in ogni momento della giornata. È un problema di information gap che si somma alla sfida fisica della rampa serale, e che richiederà strumenti di monitoraggio e previsione più raffinati di quelli attuali. Più pannelli ci sono dietro i contatori, meno la rete vede, e meno vede meno può pianificare.

La stagione della grande abbondanza solare è alle porte, e con essa la prova più dura per la flessibilità della rete newyorkese. Il vero test non sarà il picco di domanda assoluto, quello lo si conosce già e lo si è sempre gestito. Sarà piuttosto la velocità con cui la rete dovrà reagire quando il sole se ne va: 2.221 megawatt di rampa in tre ore sono il numero che, nei prossimi mesi, definirà i margini del sistema. Tenetelo d’occhio.