gennaio/febbraio 2022 Rivista ufficiale dell’AEIT Seguito de “L’Elettrotecnica” fondata dall’AEI nel 1914 Poste Italiane Spa - Sped. in Abb. Postale - D. L. 353/2003 (conv. in L. 27/02/2004 N. 46) Art. 1, comma 1, DCB Milano AEIT - Volume 108 - Numero 1/2 gennaio/febbraio 2022 - ISSN 1825-828X Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni IN PRIMO PIANO: Rinnovabili e accumulo
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I N QUESTO NUMERO La rivista è pubblicata con il concorso del Consiglio Nazionale delle Ricerche. È vietato riprodurre articoli della rivista senza citarne la fonte. Registrazione Tribunale di Milano del 29.08.1948 - N. 395 Iscrizione R.O.C. numero 5977 - 10 dicembre 2001 Poste Italiane Spa - Spedizione in Abb. Postale - D. L. 353/2003 (conv. in Legge 27/02/2004 N. 46) Art. 1, comma 1, DCB Milano Associato all’USPI Unione Stampa Periodica Italiana Proprietaria ed Editrice © Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni - AEIT Direttore: Andrea Silvestri Direttore Responsabile: Maurizio Delfanti Comitato Editoriale: Michela Billotti, Alessio Borriello, Alessandro Bosisio, Filippo Bovera, Roberto Cameroni, Sergio Giacomo Carrara, Luca Cavalletto, Claudio Cherbaucich, Bruno Cova, Eugenio Di Marino, Romina Donazzi, Arrigo Frisiani, Pier Franco Lionetto, Angelo Luvison, Stefano Massucco, Marco Merlo, Maurizio Molinaro, Giampaolo Monti, Giovanni Ricca, Elisa Rondella, Marino Sforna, Mauro Ugolini, Fabio Zanellini Redazione: Fabrizio Trisoglio - red_aeit@aeit.it Hanno collaborato: A. L. Fontana, G. Notaro a rivista torna con questo fascicolo a un tema vasto, che comprende sia le fonti rinnovabili, sia l’accumulo, sia la loro associazione a scopi vari, di cui si dirà. E di cui subito ci dice Paolo Pelacchi nel suo editoriale tratto dalla lezione magistrale con cui ha chiuso la sua attività istituzionale all’Università di Pisa. La variabilità del carico che la generazione deve inseguire, l’aleatorietà delle FRNP (Fonti Rinnovabili Non Programmabili), la difficoltà di immagazzinare energia sotto forma elettrica (infatti nelle batterie l’accumulo è chimico), danno già delle coordinate circa l’associazione - come si diceva - delle FRNP con l’accumulo. E cominciamo con l’accumulo elettrochimico per un servizio di regolazione rapida di frequenza, con la possibilità di estenderne l’uso per più servizi anche in contemporanea. Giuliano Rancilio, Filippo Bovera e Marco Merlo (due redattori della nostra rivista e un loro collaboratore) esemplificano le due suddette situazioni nello scenario italiano, tenendo in conto anche gli aspetti economici, e mostrano la fattibilità e l’efficacia dell’approccio. Il secondo lavoro (di Carlo Alberto Nucci, Alberto Berizzi, Stefano Massucco e di altri coautori altrettanto validi) si svolge entro un progetto europeo che ha affidato al Consorzio EnSiEL - già citato nel numero “AEIT” di settembre-ottobre 2021 - gli studi di stabilità negli scenari di rete previsti per il 2030. Con riferimento al caso della Sicilia, modellizzata come un sistema dettagliato di grandi dimensioni; in diverse condizioni sia di carico, sia di generazioni rotanti, sia di interconnessione con il continente; e con calcoli di dispacciamento sia attivo sia reattivo, si sono tratte utili informazioni circa la stabilità di frequenza e di tensione. Tra le possibilità di regolazione rientra la cosiddetta Demand Response, cioè la possibilità dei carichi di variare il proprio consumo rispetto a un profilo base, per consentire l’integrazione delle FRNP nel sistema elettrico. Stefano Massucco e Federico Silvestro (e altri validi collaboratori), Diego Cirio e Lorenzo Croci hanno considerato scaldacqua o elettrici o a pompa di calore, li hanno aggregati per singole zone e ne hanno studiato la flessibilità in potenza in rapporto anche alla durata, con significative indicazioni conclusive. Il lavoro di Hamideh Bitaraf, Francesco Caratozzolo, Stanislav Cherevatskiy, Dario Cicio, John Glassmire e Marija Vujacic descrive un progetto dell’Australia meridionale che costituisce una microgrid alimentata da FER e con accumulo di energia a batteria, con automazione digitale avanzata e controllo intelligente. Le sue prestazioni tecniche (per es., per il sostegno sia della frequenza sia della tensione) ma anche i ritorni economici nel mercato dell’energia consigliano di studiare la possibilità di estenderne l’uso anche in Europa. Quando si parla delle donne e dell’ingegneria la rivista “AEIT” è in prima linea. Il nostro numero d’apertura del 2021 dedicato a “AEIT Donne”, che l’autrice Giulia Nerozzi ha ricordato, è stato voluto dal Comitato Editoriale della rivista - dove non manca la presenza femminile, come mostra il colophon. E dunque anche questa nuova esposizione dei lavori in corso su STEM e WIE (leggere l’articolo per decodificare le sigle!) è perfettamente pertinente con il nostro impegno. E ci si perdoni se pro tempore il direttore della rivista è uomo… La pandemia echeggia nell’ultimo contributo; ma già l’editoriale si apre con “gli eventi legati all’invasione russa dell’Ucraina”. È dura scrivere una nota di redazione in tempi di guerra: almeno la si concluda con “viva la pace, la pace, la pace!”.
S O M M A R I O AEIT • numero 1/2 gennaio/febraio 2022 Progetto Grafico - Copertina - Impaginazione: Antonella Dodi - af@aeit.it Abbonamenti e Pubblicità: Tel. 02 873899.67 - aeit@aeit.it Direzione Redazione Amministrazione: AEIT - Ufficio Centrale Via Mauro Macchi, 32 - 20124 Milano Tel. 02 873899.67 Telefax 02 66989023 Sito Internet: http://www.aeit.it Stampa - Fotoservice - Distribuzione: Arti Grafiche Murelli Via Campania 42 20090 - Fizzonasco di Pieve Emanuele - Milano Gli autori sono responsabili di quanto scritto nei loro articoli. Le opinioni espresse dagli autori non impegnano l’Associazione. Editoriale 4 Impatto delle FRNP nei grandi sistemi elettrici Paolo Pelacchi Rinnovabili e accumulo Sistemi di accumulo elettrochimico per servizi in frequenza 6 Giuliano Rancilio, Filippo Bovera, Marco Merlo Stabilità del sistema elettrico: 16 il caso studio della Sicilia nel 2030 James Amankwah Adu, Carlo Alberto Nucci, Tadeo Pontecorvo, Alberto Berizzi, Valentin Ilea, Andrea Vicario, Francesco Conte, Stefano Massucco Flessibilità di scaldacqua elettrici e pompe di calore 24 Francesco Conte, Bruno Gabriele, Stefano Massucco, Federico Silvestro, Diego Cirio, Lorenzo Croci Battery energy storage: stabilità e resilienza di rete 30 Hamideh Bitaraf, Francesco Caratozzolo, Stanislav Cherevatskiy, Dario Cicio, John Glassmire, Marija Vujacic Donne e STEM: lavori in corso 36 Giulia Nerozzi RUBRICHE Imprese e mercato 42 Anna Lisa Fontana Imprese e prodotti 46 Anna Lisa Fontana AEIT Informa 49 Giuseppe Notaro
L’ op i n i one d i Lu i g i Mi c h i i ione di Paolo Pelac Gli eventi legati all’invasione russa dell’Ucraina delle ultime settimane hanno riproposto con forza, se mai ce ne fosse stato bisogno, la necessità di una diversificazione delle fonti energetiche e di un ulteriore sviluppo di quelle rinnovabili a livello europeo, come ribadito anche nella dichiarazione di Versailles dell’11 marzo u.s. A tale proposito va ricordato che l’Unione Europea è prima al mondo nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che già nel 2015 aveva raggiunto il 28.8% del totale. L’energia elettrica, semplice da trasportare e da convertire negli usi finali con una elevata efficienza, è fondamentale per lo sviluppo economico e sociale, come dimostrato dallo strettissimo legame esistente tra i consumi di energia elettrica e il PIL di ogni Paese industrializzato. Le fonti rinnovabili maggiormente disponibili per la produzione di energia elettrica sono l’eolica e la solare, che sono semplici da installare e le cui tecnologie sono relativamente economiche e tecnologicamente mature. Esse vengono definite come Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) a causa della aleatorietà della loro produzione. Ma la struttura, la gestione e il controllo attuali dei grandi sistemi elettrici sono adeguati a una massiccia introduzione di FRNP? È noto che tutti i sistemi elettrici a livello mondiale funzionano in corrente alternata e sono trifasi a tensione e frequenza costanti. Deve del resto essere ricordato che non è possibile immagazzinare in maniera diretta l’energia sotto forma elettrica (nelle batterie l’energia viene immagazzinata sotto forma chimica). Quindi per mantenere l’equilibrio tra potenza generata e potenza assorbita al fine di mantenere costante la frequenza con un errore di pochissime decine di mHz, occorre modificare la produzione o il carico in tempo reale: nei grandi sistemi si agisce sempre sulla produzione. Il sistema deve essere riportato in equilibrio in tempi che vanno da qualche secondo a qualche minuto e le potenze che entrano in gioco possono superare diverse centinaia di MW. Ma perché si deve mantenere la frequenza costante? Esistono due motivi: uno legato al carico ad uno alla produzione. Nel caso del carico una variazione eccessiva della frequenza potrebbe creare problemi a quei carichi che sono più sensibili alle variazioni di velocità dei motori asincroni che li alimentano. Per quanto riguarda i generatori, e in particolare le turbomacchine, esistono delle velocità meccaniche critiche, che corrispondono a valori compresi nel range di frequenza 44-46 Hz, che devono essere evitate pena il danneggiamento della turbina. Per ovviare a tali problemi si ricorre a sistemi di regolazione della frequenza che aumentano la potenza erogata dai gruppi quando la frequenza diminuisce e viceversa: regolazione primaria, che agisce in pochi secondi, e regolazione secondaria che agisce in pochi minuti. È evidente che in un sistema così fatto occorre che alcuni gruppi dispongano di una riserva di energia primaria che possa permettere loro di adeguare in pochi secondi la potenza elettrica Paolo Pelacchi Università di Pisa Impatto delle FRNP nei grandi sistemi elettrici
erogata: il cosiddetto margine di riserva. Di conseguenza le FRNP potranno svolgere questa funzione solo in presenza di eventuali accumuli locali che dovranno comunque essere ricaricati a scapito di energia direttamente prodotta dall’impianto o prelevata dalla rete. L’assenza di accumulo si tradurrà quindi in una maggiore aleatorietà in condizioni di funzionamento ordinarie con un conseguente aumento del margine di riserva necessario al sistema. Un secondo aspetto, sempre legato alla stabilità dinamica dei sistemi elettrici, riguarda la cosiddetta inerzia, che corrisponde a un valore equivalente dell’inerzia meccanica di tutte le macchine rotanti in servizio in un dato istante. Questo parametro è importante per superare transitori che possono provocare derivate di frequenza molto rilevanti portando in tempi brevissimi la frequenza a valori critici per i generatori con il loro conseguente distacco dalla rete, dando così origine a possibili black-out. Tali fenomeni sono infatti molto più rapidi dei tempi di intervento dei sistemi di regolazione, che quindi non sono efficaci. In una tale situazione le FRNP, e in particolare la fonte solare, sono in grado di contribuire a sostenere la frequenza solo in parte, anche in presenza di accumulo locale, a causa degli inverter con i quali sono interfacciate alla rete, la cui potenza disponibile è molto inferiore a quella richiesta per fronteggiare tali fenomeni. In caso di insufficienza di generatori convenzionali si può comunque sempre ricorrere a tecnologie consolidate affiancando a questi ultimi dei compensatori rotanti. Un ulteriore aspetto che deve essere approfondito riguarda le problematiche connesse alle correnti di corto circuito nelle reti. Se da un lato infatti i livelli di tali correnti devono essere limitati, da un altro occorre garantire valori tali da consentire il corretto intervento dei sistemi di protezione delle reti. Si osserva anche che nelle reti con livelli di tensione più elevati le correnti di guasto hanno una importante componente reattiva che comporta la produzione di rilevanti quantità di potenza reattiva. In una tale situazione le FRNP, a causa della mancanza di una adeguata potenza di corto circuito degli inverter, sono in grado di contribuire solo parzialmente a sostenere le correnti di guasto. Anche in questo caso, in attesa di tecnologie innovative, la presenza di macchine rotanti, sia generatori che compensatori, potrà dare un contributo importante per la soluzione del problema. Un ultimo aspetto, ma non per questo meno importante, riguarda i sistemi di accumulo e in particolare quelli di medio-lungo termine, cioè quelli che consentono il superamento di possibili situazioni climatiche di assenza prolungata di vento e/o di insolazione, nonché un trasferimento stagionale dell’energia utile per l’inseguimento annuale del carico. Su questo argomento c’è ancora molto lavoro da fare in ricerca e sviluppo; infatti le batterie non sono attualmente adatte a svolgere questa funzione soprattutto per i costi enormi; anche la possibilità di sfruttare quelle del parco di veicoli elettrici appare utilizzabile solo parzialmente sia perché dipendente dalla loro penetrazione nel mercato dell’auto, sia perché non legata alla stagionalità. L’unica tecnologia che attualmente potrebbe essere interessante almeno per periodi fino a qualche settimana è quella delle batterie a flusso. L’altra tecnologia utilizzabile anche per il trasferimento stagionale è quella del Power to Gas (P2G) che ha però rendimenti molto bassi. Concludendo, lo sviluppo massiccio di FRNP nei grandi sistemi elettrici, e in particolare nel sistema elettrico europeo che costituisce un sistema unico perfettamente isofrequenziale, è senz’altro possibile pur tenedo conto di una serie di attenzioni e precauzioni da attuare sia ricorrendo anche a tecnologie mature sia sviluppando opportune attività di ricerca e sviluppo.
Introduzione e contesto I recenti esiti del capacity market per il 2024 confermano l’accelerazione nella penetrazione dei sistemi di accumulo (SdA) a batteria di grande taglia nel sistema elettrico italiano. Nel 2023, un primo contingente di 250 MW di storage entrerà in funzione in asservimento alla fornitura di Fast Reserve. La Fast Reserve è un servizio innovativo proposto da Terna che prende le mosse dalla ben nota Delibera 300/2017 dell’ARERA. Si tratta di un servizio di regolazione di frequenza rapida, più veloce ed immediato rispetto alla regolazione primaria di frequenza. Le risorse coinvolte, selezionate tramite un’asta pubblica [1], forniranno il servizio nel quinquennio 2023-2028. La selezione delle risorse è stata fatta in base al prezzo offerto per la remunerazione annua in capacità (in k€/MW/anno), a fronte della messa a disposizione di una data potenza qualificata (Pqual). L’asta è organizzata secondo una logica pay-as-bid, con selezione delle offerte più convenienti fino alla saturazione del contingente e un cap fissato a 80 k€/MW/anno. Vale la pena notare che le aste sono state aperte a tutti i tipi di tecnologie, ma, dati i requisiti tecnici della Fast Reserve (ad es., attivazione completa della potenza qualificata entro 1 secondo), le risorse più adeguate sono, nella pratica, i sistemi programmabili inverterbased. Il servizio verrà richiesto per 1.000 ore all’anno, suddivise in un numero variabile di cosiddetti “blocchi di disponibilità” lungo l’anno. Terna comunicherà con adeguato anticipo rispetto al tempo reale le ore incluse nei blocchi di disponibilità [2]. Quanto sopra descritto porta ad uno scenario in cui il SdA coinvolto nel servizio di Fast Reserve è impiegato solo per una frazione del tempo utile, ovvero l’asservimento alla Fast Reserve è esclusivo all’interno dei blocchi di disponibilità (per un totale di 1.000 ore/anno), ma lascia la batteria libera al di fuori di essi. In termini tecnologici, viceversa, i sistemi di accumulo elettrochimici consentono invece, almeno a livello potenziale, la gestione di una pluralità di servizi, che potrebbero essere attivati anche in contemporanea, ovvero con logiche di revenue stacking [3]. Tornando al caso specifico, data la natura del servizio Fast Reserve appena descritta, è possibile prefigurare una modalità ancora più semplice di stacking, il cosiddetto stacking sequenziale, in cui più servizi vengono erogati in modo esclusivo, attivando cioè il servizio 2 negli istanti in cui il servizio 1 non è richiesto, e viceversa. Considerando questo quadro, lo scopo dello studio qui presentato è quello di valutare le prestazioni tecniche ed economiche di un SdA a batteria stazionario nella fornitura di due servizi in stacking sequenziale: la Fast Reserve e la regolazione terziaria di frequenza. Il caso studio viene poi confrontato con un caso di riferimento che prevede la fornitura della sola Fast Reserve, così da valutare il diverso impatto sul SdA delle due logiche di controllo, e le implicazioni economiche. L’analisi proposta si basa sui seguenti strumenti: • un modello numerico di SdA a batteria o Battery Energy Storage System (BESS), frutto di precedenti studi effettuati da Politecnico di Milano in collaborazione con il Joint Research Centre della Commissione Europea [4]; • un modello di mercato frutto di analisi statistiche 6 AEIT • numero 1/2 Sistemi di accumulo elettrochimico per servizi in frequenza Come sfruttare in maniera opportuna uno storage elettrochimico per fornire servizi alla rete elettrica? E come modellarne il reale comportamento? In questo articolo sono presentati alcuni esiti del gruppo di ricerca di Sistemi Elettrici per l’Energia del Politecnico di Milano Giuliano Rancilio, Filippo Bovera, Marco Merlo Politecnico di Milano
ne il locale batterie alla temperatura di progetto). Il controllore del modello implementa le logiche di controllo e di offerta, incluso il modello di MB. In Tabella 1 si riportano i principali parametri del SdA in analisi, ricavato come scale-up modulare dell’apparato testato nella campagna di misura presentato in [4]. Si ricordi che la potenza qualificata per questo primo bando Fast Reserve deve essere compresa tra 5 e 25 MW, mentre la potenza per la gestione del SoC (PSoC) è al massimo il 25% della Pqual. La regolazione Fast Reserve è implementata come da allegato tecnico di Terna. Si tratta di una regolazione di frequenza basata su una curva di statismo quale quella rappresentata in figura 2. La soglia #1 è la banda morta, la soglia SAT è quella di piena attivazione della potenza qualificata, la soglia #2 è una soglia di emergenza. All’interno della banda morta non è richiesta regolazione. Fintantoché la deviazione di frequenza è inferiore alla soglia #2 (area azzurra del riquadro a sinistra di figura 2), è riRinnovabili e accumulo gennaio/febbraio 2022 7 Tabella 1 Dati essenziali SdA Parametro Valore Unità Energia nominale En 5 MWh Potenza nominale Pn 10 MW Potenza qualificata Pqual 8 MW Potenza di gestione del SoC PSoC 2 MW SoC target SoCtarget 55% % Figura 1 Schema a blocchi del modello di SdA a batteria √ sul Mercato di Bilanciamento (MB) italiano [5], • l’implementazione dettagliata della strategia di controllo del servizio Fast Reserve, di una strategia di gestione del SoC compatibile con esso e della strategia di offerta su MB per la fornitura di regolazione terziaria. Il risultato dello studio consiste nella valutazione tecnico-economica della prestazione del SdA nella fornitura dei due servizi e il beneficio addizionale rispetto alla fornitura della sola Fast Reserve. Inoltre, viene proposta un’analisi di sensitività rispetto al ritorno interno dell’investimento considerando diverse offerte per l’asta della Fast Reserve e diversi capex per il sistema batteria. La modellazione della batteria e dei servizi Il modello di SdA elettrochimico utilizzato nello studio deriva da una campagna sperimentale su un asset reale di grande taglia. Lo schema a blocchi semplificato è presentato in figura 1. Si tratta di un modello empirico multi-parametro che fa uso di sole grandezze energetiche per stimare l’efficienza complessiva del sistema composto da pacco batterie, inverter e trasformatore, esprimendola come una funzione di potenza richiesta e SoC. In aggiunta, un modulo apposito stima i carichi ausiliari necessari al corretto funzionamento della batteria (ad es., la pompa di calore reversibile che mantie- Figura 2 Curva di statismo (sinistra) e meccanismo di derampa (destra) per la Fast Reserve √
chiesto di seguire dinamicamente la deviazione di frequenza (con accuratezza elevata e tempo di risposta inferiore al secondo) con una risposta in potenza per almeno 30 secondi. Dopo i 30 secondi la batteria ha facoltà di interrompere la regolazione dinamica e iniziare una de-rampa in potenza verso lo zero (si veda a destra in figura 2). Nel caso si superi la soglia #2 il sistema elettrico sta affrontando una condizione di emergenza, di conseguenza viene inibita la possibilità di interrompere l’erogazione del servizio. Questo è utile a definire il design di un servizio power-intensive, che tuttavia sia in grado di supportare il sistema anche nel più lungo periodo in caso di una situazione di emergenza. Al momento della scrittura di questo articolo, non sono noti agli autori i valori precisi delle soglie che verranno richieste agli apparati installati nelle varie aree in cui è stata suddivisa la rete italiana. Ai fini dello studio e sulla base di interlocuzioni con attori coinvolti, vengono assunti i valori di 20 mHz per la soglia #1, 150 mHz per la soglia SAT e 180 mHz per la soglia #2. Chiaramente, l’adozione di diverse soglie può variare grandemente la fornitura e la prestazione del SdA. In merito alla gestione dello stato di carica nella fornitura di Fast Reserve, questa viene attuata ogni qualvolta ci si trovi nelle ore di disponibilità con un SoC superiore al 65% o inferiore al 40% e in situazione di banda morta. Tali valori di SoC sono assunti al fine di mantenere un margine di energia coerente con il regolamento definito da Terna, considerando che la batteria deve garantire 15 minuti equivalenti di regolazione, ossia 15 minuti di scarica (o carica) continua alla Pqual. Nel modello sviluppato, l’attuazione della gestione del SoC comporta la carica (o scarica) verso il SoC target a una potenza costante pari a PSoC (2 MW). Per quanto riguarda la fornitura di regolazione terziaria, essa viene effettuata al di fuori dei blocchi di disponibilità offrendo i margini disponibili a salire e a scendere sul MB. La quantità offerta è calcolata come segue (dove tmkt è la lunghezza della sessione di mercato, e kmkt è un coefficiente di prudenza sul mercato, posto pari a 1 nelle simulazioni proposte). Algoritmo 1: Quantità disponibile per la fornitura di regolazione terziaria Input: SoC(h-1) dove h è la prima ora della sessione di MB seguente Output: Quantità offerta in MW se SoC(h-1) < SoCtarget fai PMB,sal = 0 PMB,sce = min (Pn; ) * se SoC(h-1) > SoCtarget fai PMB,sal = min (Pn; ) * PMB,sce = 0 restituisci Quantità offerte PMB,sal e PMB,sce Il prezzo offerto dalla strategia è in funzione del SoC: i prezzi offerti a salire e a scendere sono tanto più alti quanto più basso è il SoC (così da offrire un prezzo molto competitivo a scendere e avere maggior probabilità di caricarsi), viceversa sono più bassi se il SoC è elevato (per aumentare la En kmkt SoCmax - SoC(h - 1) 100 * tmkt En kmkt SoC(h - 1) - SoCmin 100 * tmkt 8 AEIT • numero 1/2 Figura 3 Criterio di accettazione (sinistra) e statistica descrittiva dei prezzi medi accettati a salire (rosso) e a scendere (blu) su MB (sinistra), si per i giorni lavorativi, sia per quelli festivi π
Rinnovabili e accumulo possibilità di essere selezionati a salire e scaricare la batteria). La formula seguita è qui riportata. Prezzo(h) = μ(h) - σ(h) * Dove μ(h) è la media statistica dei prezzi accettati su MB per l’ora h (a salire o a scendere) e σ(h) è la varianza degli stessi prezzi. I prezzi medi sono ottenuti dall’analisi statistica di cui si è detto sopra, considerando i prezzi di MB nel periodo 20172019 per la zona di mercato Nord. Si veda per dettagli la parte destra della figura 3. Nella parte sinistra della stessa, viene invece descritto il criterio di accettazione delle offerte da parte del modello MB (in questo caso, per il servizio a salire). Se il prezzo offerto (€up) è più basso del prezzo massimo accettato nella stessa ora di mercato (€upMax), allora l’offerta è accettata completamente. Se il prezzo offerto è più alto, allora l’offerta è rifiutata. Non esiste la possibilità di accettazioni parziali [6]. Nelle simulazioni eseguite, risulta che le offerte accettate dal modello siano attorno al 40%. Si ritiene che l’analisi proposta sia adeguata a dare una visione completa dell’investimento sia dal punto di vista tecnico, sia economico. In particolare, i parametri economici utilizzati provengono da fonti istituzionali e dati storici; in Tabella 2 se ne riporta una sintesi. I capex della batteria sono stimati usando i parametri in tabella e seguendo l’equazione: CAPEX = ke * En + (Pn – En) * kp, L’analisi economica ha poi previsto il calcolo del Valore Attuale Netto (VAN) dell’investimento ai 5 anni. In particolare, si considerano nel VAN tutti i flussi di cassa legati ai vari servizi e ai flussi di energia. SoC(t) - SoCtarget 100 • I flussi di cassa legati alla remunerazione della Fast Reserve. • I flussi di cassa legati alla gestione del SoC. • I flussi di cassa legati a prelievi e immissione di energia in rete. • I flussi di cassa legati alla partecipazione al MB. • Il valore residuo della batteria alla fine dei 5 anni. Infine, il modello tiene in considerazione l’invecchiamento del pacco batterie, distinguendolo fra cause calendariali (funzione del tempo di vita della batteria) e cause legate all’utilizzo della stessa (cycle aging). Queste ultime sono assunte proporzionali al c-rate istantaneo di utilizzo [7]. Risultati e discussione dei casi analizzati Nel seguito si presentano i risultati per due casi di studio, presi come riferimento: erogazione di sola Fast Reserve e scenario Multiservizio. Per ognuno di essi viene data una prima analisi del funzionamento del SdA e dei flussi di potenza ed energia. Poi, viene presentata la valutazione delle prestazioni e dell’affidabilità. Infine, viene proposta l’analisi economica, stimando anche l’offerta ottimale per l’asta di Fast Reserve (FR). BESS in regolazione FR Nello scenario italiano, come dettagliato nelle sezioni precedenti, la fornitura di FR implica 1.000 ore di risposta alle deviazioni di frequenza, divise in un certo numero di blocchi di disponibilità. Nelle simulazioni presentate, si suppone che 100 blocchi della durata di 10 ore ciascuno costituiscano i blocchi di disponibilità di FR. Al di fuori di questi gennaio/febbraio 2022 9 Tabella 2 Parametri economici Parametro Valore Unità Fonte Capex energetici (ke) 300 k€/MWh Da fonti istituzionali e commerciali Capex in potenza (kp) 150 k€/MW Da fonti istituzionali e commerciali Opex 5 k€/MW/year Da fonti di ricerca Prezzo MGP 60 €/MWh Da dati storici per il 2019 Costo della bolletta 200 €/MWh Da dati storici per il 2019 Prezzo di immissione 0 €/MWh Worst case Ricavi Fast Reserve (RFR) L’offerta è oggetto dello studio k€/MW/year Ricavi MB (RBM) Basata sul modello MB. €/MWh Penalità per mancata fornitura % di energia non fornita k€/MW/year Fast Reserve moltiplicata per il premio in capacità Penalità per mancata fornitura MB 100 €/MWh Da dati storici per il 2019 Tasso di sconto (R) 5 % Coerente con investimenti in accumuli
blocchi di disponibilità, il BESS è inattivo. Come si può vedere nella figura 4, durante i blocchi di disponibilità è richiesto un profilo di potenza molto frastagliato, intermittente e oscillante fra valori positivi e negativi. Inoltre, il SoC non si discosta molto dal SoC target (55%): questo avviene grazie alla strategia di gestione del SoC presentata in precedenza. D’altra parte, il SoC della batteria diminuisce durante i periodi di inattività a causa del consumo dei sistemi ausiliari. In questi periodi l’unica potenza rilevante è legata alla domanda elettrica di questi sistemi, che impone una scarica del BESS ad un tasso funzione della temperatura ambiente e della potenza richiesta. Anche se questa potenza è trascurabile rispetto alla dimensione del BESS, essendo la batteria inattiva, spesso porta ad avvicinarsi al SoC minimo. Quando questo accade, gli ausiliari sono alimentati dal prelievo di potenza dalla rete. Anche se la potenza qualificata (Pqual) per la FR è di 8 MW (Tabella 1), la potenza richiesta difficilmente supera i 4-5 MW. Questo perché la soglia di attivazione completa (soglia SAT, posta a ±150 mHz) è più grande delle deviazioni di frequenza osservate. Un focus sulla fornitura di FR è riportato nella figura 5 dove si riporta, per alcuni minuti, il profilo di frequenza: l’errore di frequenza Δf rimane all’interno della banda morta per i primi minuti (frequenza entro 49,98 - 50,02 Hz), di conseguenza viene messa in atto la strategia di gestione del SoC. Quando questo esce dall’intervallo accettabile 45 - 60%, la logica di controllo cerca di riportarlo verso il SoC target, 55%, scaricando o caricando la batteria. La potenza negativa (di carica) per la gestione del SoC è riportata con tratto in rosa: essa è pari al 25% della Pqual, quindi 2 MW. Subito dopo le 21:00, la frequenza esce dalla banda morta e la gestione del SoC si interrompe. A seguito di un evento di sottofrequenza si attiva la risposta dinamica della FR (in arancione, vedi grafico centrale in figura 5). L’erogazione di potenza è governata dalla curva di statismo, ovvero risulta proporzionale alla deviazione di frequenza. Poiché la deviazione di frequenza non esce dalle soglie di emergenza, dopo 30 secondi la potenza inizia una derampa che riporta l’erogazione della FR a 0 in 300 secondi. La linea grigia si riferisce al consumo degli ausiliari. La richiesta di potenza ausiliaria è sempre presente, anche se quantitativamente non risulta particolarmente rilevante (la potenza massima richiesta è di circa 74 kW). In ogni caso, in un anno, la domanda totale di energia per gli ausiliari è di 283,4 MWh, che rappresenta il 34,6% dell’energia assoluta fornita dal sistema di accumulo durante la FR. I principali risultati numerici utili alla valutazione della fornitura di FR sono riportati nella Tabella 3. Essi si riferiscono sia ai flussi di energia sia alle prestazioni tecniche. Come si può osservare, l’energia ciclata dal BESS (5 MWh - 10 MW, con 8 MW di potenza qualificata FR) è di poco superiore ai 1.000 MWh all’anno, ovvero circa 120 cicli equivalenti annuali. In ragione della logica di gestione del SoC, non si registra una mancata fornitura, ovvero la potenza richiesta è sempre fornita: non ci sono limitazioni dovute alla saturazione del SoC. Ciò significa che l’affidabilità della fornitura è del 100% (NB: non si considerano i possibili guasti). La durata stimata del BESS è di 11,6 anni, ottenuta considerando il modello di invecchiamento di [7]. L’efficienza del BESS (in media 75,1%) è molto bassa rispetto ai valori generali delle prestazioni dei BESS NMC a10 AEIT • numero 1/2 Figura 4 In alto, andamento nel tempo (rispetto ad un orizzonte annuale) della potenza scambiata dal BESS ai fini della partecipazione al servizio di FR. La figura in basso riporta il corrispondente andamento del SoC ®®
Rinnovabili e accumulo gli ioni di litio: questo perché per gran parte del tempo la batteria fornisce una potenza ridotta rispetto a quella nominale del BESS, o addirittura è in servizio a scambio nullo. Si noti come in questo valore dell’efficienza non è incluso l’impatto degli ausiliari, la cui domanda è riportata separatamente. Considerando le perdite ausiliarie, il rendimento effettivo risulta ancora inferiore. Questo fatto, forse non scontato, dimostra l’utilità del modello proposto, ovvero la necessità di una corretta modellazione dell’intero sistema di accumulo, appunto al fine di valutarne il comportamento energetico non solo in condizioni nominali (per es., scambio di una potenza pari o prossima alla nominale) ma nell’intero set di condizioni operative in cui è chiamato ad operare. Dal lato economico, nella Tabella 4 si riportano i risultati ottenuti: in positivo i ricavi, in negativo i costi. I Capex sono pagati all’anno 0, con un investimento superiore a 2,2 M€ secondo la (5). Gli Opex sono stimati intorno ai 25 k€/anno, senza considerare i flussi di energia per la gestione del SoC e gli ausiliari. Infatti, la gestione del SoC implica un costo netto annuale di circa 5 k€, con tutti i flussi energetici valorizzati al prezzo MGP. L’energia prelevata al di fuori dei blocchi di disponibilità viene invece pagata al costo della bolletta, quindi più di 3 volte il prezzo MGP. Il costo totale per il prelievo di energia è quindi di 47,5 k€. All’orizzonte temporale dell’investimento (5 anni), il BESS è ancora caratterizzato da un alto valore residuo, pari a 1.3 M€. Per valutare l’attrattività economica dell’investimento, si è calcolato il valore a cui l’offerta d’asta FR avrebbe portato a un VAN = 0 alla fine dell’anno 5. Come si può vedere dalla tabella 5, un’offerta di 47,0 k€/MW/anno permette di recuperare l’investimento in 5 anni. I ricavi totali annuali della FR si ottengono moltiplicando la potenza qualificata per l’offerta aggiudicata. gennaio/febbraio 2022 11 Figura 5 Zoom sulla logica di funzionamento della Fast Reserve. La figura superiore riporta le fluttuazioni di frequenza fornite in input e provenienti da dati storici. La figura centrale riporta i flussi di potenza. La figura in basso dettaglia l’andamento del SoC. I grafici si riferiscono ad un periodo temporale limitato, assunto come esemplificativo della regolazione in analisi √ Tabella 3 Risultati tecnici della partecipazione al servizio di FR Parametro Valore Unità Totale flussi di energia 1166,9 MWh/anno Fornitura di Fast Reserve 819,1 MWh/anno Gestione del SoC (in carica) 168,6 MWh/anno Gestione del SoC (in scarica) 85,6 MWh/anno Domanda sistemi ausiliari 283,4 MWh/anno Prelievo da rete 237,7 MWh/anno Mancata fornitura Fast Reserve 0,0 % Vita stimata SdA 11,6 anni Efficienza media 75,1 % Tabella 4 Risultati economici della partecipazione al servizio di FR Parametro Valore Unità Capex (anno 0) -2250,0 k€ Opex -25,0 k€/anno Penalità per mancata fornitura Fast Reserve 0,0 k€/anno Costo gestione SoC (in carica) -10,1 k€/anno Costo gestione SoC (in scarica) 5,1 k€/anno Costo totale bolletta -47,5 k€/anno Valore residuo asset (fine dell’anno 5) 1282,7 k€ Tabella 5 Parametri economici relativi alla partecipazione alla Fast Reserve per un VAN = 0 a 5 anni Parametro Valore Unità Offerta asta FR 47,0 k€/MW/anno Potenza qualificata 8,0 MW Ricavi FR 376,1 k€/anno
Un diagramma schematico dei flussi di cassa è dato in figura 6. Come mostrato, il capex viene sostenuto all’anno 0 e i flussi di cassa cumulati (cumANCF) aumentano grazie alle entrate provenienti dalla fornitura di FR. Alla fine dell’anno 5, il valore residuo è considerato e il VAN è pari a 0. Come è stato mostrato, i lunghi periodi di inattività e la conseguente quantità di energia prelevata per il mantenimento del BESS hanno un impatto negativo sui risultati economici, giustificando così l’adozione di una strategia Multiservizio per sfruttare efficacemente la batteria quando la FR non è richiesta. BESS in regolazione Multiservizio Nel caso Multiservizio si è previsto che, al di fuori dei blocchi di disponibilità della FR, il BESS vada a partecipare al MB, inseguendo sia un miglioramento degli economics sia dell’efficienza operativa. In figura 7 sono mostrati i profili di potenza e l’andamento del SoC ottenuto dalle simulazioni eseguite. Il profilo di potenza è sempre dinamico, ma i periodi di inattività sono molto ridotti, grazie alla fornitura di riserva terziaria (RT) in quegli slot in cui il servizio di FR non è richiesto. In particolare, si possono riconoscere alcuni brevi periodi con grandi picchi di potenza: queste sono le ore di disponibilità di FR. Il resto del tempo è invece caratterizzato da set-point di potenza generalmente molto più regolari e limitati a circa 1,5 MW, tali intervalli corrispondono alla fornitura di RT. Il limite in potenza è conseguenza della limitata capacità del BESS (rapporto energia/potenza di 0,5 ore) e della necessità di fornire la RT per periodi almeno orari. Tale logica di controllo porta ad una diversa evoluzione del SoC: il profilo dello stato di carica diventa infatti più spigoloso, ma allo stesso tempo evita la completa saturazione o l’esaurimento del contenuto energetico. Come prima illustrato, la strategia di offerta su MB è stata disegnata proprio per considerare i limiti energetici della batteria. Uno zoom su alcune ore di lavoro è presentato nella figura 8. Analizzando la parte sinistra dei grafici, si può notare un intervallo di tempo al di fuori dei blocchi di disponibilità. In quel periodo, il BESS partecipa a MB e viene accettato per la fornitura di terziaria a scendere per 4 ore consecutive, dalle 12:00 alle 16:00, con una potenza richiesta intorno a 1 MW. Il contenuto energetico au12 AEIT • numero 1/2 Figura 6 Flussi di cassa attualizzati rispetto ad un’offerta tarata per portare a VAN = 0 all’anno 5 π Figura 7 Potenza (figura superiore) e SoC (figura inferiore) corrispondenti alla logica di controllo in Multiservizio ®®
Rinnovabili e accumulo menta di quasi 4 MWh, quindi il SoC sale verso il 100%. Negli ultimi 30 minuti di fornitura, il SoC supera il 96% e la capability curve del BESS limita la potenza assorbita (per l’apparato in analisi, a tale valore di SoC solo 0,5 MW possono essere assorbiti). Tutta la potenza richiesta per il servizio di terziaria nell’intervallo in cui è attivo il vincolo della capability curve è considerata come una non-performance (NP) ed è soggetta a una penalità. Alle 16:00, si attiva una logica di correzione del SoC utile a garantire la corretta partecipazione al servizio di FR, schedulato per l’ora successiva. In particolare, in tale intervallo il SoC viene corretto verso il SoC target, iniettando potenza verso la rete (a prezzo di sbilanciamento pari a 0 €/MWh). Come si può notare, anche al di fuori dei blocchi di disponibilità, la gestione del SoC avviene solo nel caso in cui la frequenza sia all’interno della banda morta. Infine, a partire dalle ore 17:00 inizia il blocco di disponibilità (ovvero l’erogazione del servizio di FR). In merito alle prestazioni su MB, il BESS offre o a salire o a scendere ogni ora, ad eccezione delle 1.000 ore di disponibilità per la FR (divise in 100 blocchi) e il buffer di 1 ora prima di ogni blocco (utile al ripristino del SoC): è quindi attivo su MB per 7.660 ore/anno. Nelle simulazioni eseguite, rispetto alle strategie di offerta che sono state implementate, il BESS viene selezionato per la fornitura a salire per 1.557 ore/anno (20,3% del tempo), e 1.693 ore (22,1%) per la fornitura a scendere. Il tasso di aggiudicazione complessivo è del 42,4%. Per il resto del tempo (57,6%), la strategia di mercato del BESS ha offerto un prezzo che è risultato meno conveniente rispetto ai prezzi marginali su MB e non è stato accettato. Per quanto riguarda le prestazioni tecniche, la Tabella 6 presenta i flussi annuali di energia. L’energia totale ciclata dal BESS è quasi 3 volte quella del solo caso FR, questo in ragione della grande richiesta di energia per la fornitura RT. Grazie alla fornitura di riserva terziaria, il BESS ottiene un ulteriore flusso di entrate e riduce drasticamente l’energia prelevata. Infatti, il prelievo è inferiore a 30 MWh, diminuendo di un ordine di grandezza rispetto al caso precedente (erogazione di sola FR). L’affidabilità nella fornitura di regolazione terziaria è alta (98,2%): solo l’1,8% dell’energia richiesta risulta non fornita, a causa delle limitazioni poste dalla capability chart e dalle soglie massime e minime di SoC. A causa del grande aumento dei flussi di energia, la durata stimata del BESS si riduce a 7,8 anni. Al contrario, l’efficienza del BESS migliora (83,6%), ma è ancora bassa poiché la fornitura di riserva terziaria si configura ad una potenza limitata al 10-20% della potenza nominale, in un intorno in cui l’efficienza viene limitata dall’inverter. gennaio/febbraio 2022 13 Figura 8 Dettaglio della gestione energetica del BESS con logica Multiservizio. Il grafico superiore riporta la frequenza di rete in un intervallo temporale di alcune ore, la figura centrale i set-point di potenza richiesti al BESS, il grafico in basso è relativo all’andamento dello stato di carica √ Tabella 6 Risultati tecnici ottenuti tramite logiche di regolazione multiservizio Parametro Valore Unità Totale flussi di energia 3199,7 MWh/anno Fornitura di Fast Reserve 819,1 MWh/anno Fornitura di Regolazione terziaria 2304,2 MWh/anno Gestione del SoC (in carica) 111,9 MWh/anno Gestione del SoC (in scarica) 98,6 MWh/anno Domanda sistemi ausiliari 282,5 MWh/anno Prelievo da rete 29,2 MWh/anno Mancata fornitura Fast Reserve 0,0 % Mancata fornitura Regolazione Terziaria 1,8 % Vita stimata SdA 7,8 anni Efficienza media 83,6 %
I dati principali per le valutazioni economiche sono presentati nella tabella 7. Capex e Opex non cambiano, così come la mancata fornitura di Fast Reserve, viceversa si hanno nuovi flussi di cassa relativi alla logica multiservizio. L’impatto della partecipazione MB è duplice: da un lato aggiunge alcuni ricavi netti dati dalla somma algebrica dei ricavi per la riserva a salire (scarica), i costi per la riserva a scendere e la penalità per la RT; dall’altro, la fornitura di terziaria diminuisce il rischio di saturazione del BESS al di fuori dei blocchi di disponibilità, e quindi il prelievo di energia al costo della bolletta. Il primo flusso di entrate nette rappresenta un flusso di cassa annuale aggiuntivo di circa 80 k€. I costi di bolletta evitati risultano pari a circa 40 k€ di risparmio. Al contrario, la diminuzione della durata di vita del BESS implica una riduzione di 1/3 del suo valore residuo rispetto al caso della sola FR. In ragione della logica di controllo multiservizio l’offerta d’asta per avere un VAN nullo alla fine dell’anno 5 è di 41,5 k€/MW/anno (Tabella 8), ovvero il tasso interno di rendimento (TIR) dell’investimento sale, rispetto al caso di sola erogazione di FR, dal 5,0% al 7,4%. Il flusso di cassa per la strategia Multiservizio è presentato nella figura 9. Come si può vedere, si applica lo stesso capex, mentre dall’anno 1 al 5 i flussi di cassa leggermente più alti sono in grado di recuperare velocemente il costo di investimento. Il valore residuo più basso alla fine dell’anno 5 porta a 0 il VAN. Vale la pena notare che non è stato considerato alcun premio basato sulla capacità legato all’eventuale fornitura del servizio di terziaria all’interno del progetto pilota UVAM [8]. I risultati riportati sopra indicano chiaramente che c’è un vantaggio netto nell’adottare una strategia Multiservizio per lo stacking dei ricavi. Oltre ai risultati economici mostrati nella sezione precedente, possono essere evidenziati alcuni altri elementi. • Nel caso di una strategia Multiservizio, l’energia prelevata dalla rete è drasticamente ridotta, in quanto il BESS ha bisogno di meno scambi con la rete per la gestione del SoC e per il suo carico. Questo è un vantaggio sia per l’operatore di rete che per gli utenti e può adattarsi alle strategie di gestione dell’energia, per esempio nel contesto delle microgrid e dei distretti energetici intelligenti. • Considerando i prezzi del Q3-Q4 2021 sia nel mercato MGP che in quello del dispacciamento (MSD), il possibile risultato economico della strategia Multiservizio sarebbe stato ancora più positivo: infatti, sia il costo evitato (relativo al prezzo MGP) che i ricavi MB sarebbero stati maggiori e avrebbero mostrato un gap maggiore rispetto al caso di sola fornitura FR. • Il modello di invecchiamento considerato stima una breve durata del BESS. Questo anche perché considera l’invecchiamento calendariale, fisso e basato su una propria elaborazione dai dati medi riportati da [9]. Comunque, è noto che l’invecchiamento dipende fortemente dalle condizioni operative del SoC: diminuisce più velocemente in caso di stoccaggio vicino al 100% del SoC, in particolare per quanto riguarda le celle NMC [10]. L’applicazione proposta minimizza il tempo a SoC molto alto, quindi probabilmente diminuisce i tassi di invecchiamento e aumenta la vita del BESS. 14 AEIT • numero 1/2 Tabella 7 Risultati economici ottenuti tramite logiche di regolazione multiservizio Parametro Valore Unità Capex (anno 0) - 2250,0 k€ Opex - 25,0 k€/anno Penalità per mancata fornitura Fast Reserve 0,0 k€/anno Ricavi regolazione terziaria (a salire) 88,3 k€/anno Costi regolazione terziaria (a scendere) - 4,3 k€/anno Penalità per mancata fornitura - 4,2 k€/anno regolazione terziaria Costo gestione SoC (in carica) - 6,7 k€/anno Costo gestione SoC (in scarica) 5,9 k€/anno Costo totale bolletta - 5,8 k€/anno Valore residuo asset (fine dell’anno 5) 809,5 k€ Tabella 8 Parametri economici relativi alla partecipazione alla Fast Reserve per un VAN = 0 a 5 anni Parametro Valore Unità Offerta asta FR 41,5 k€/MW/anno Potenza qualificata 8,0 MW Ricavi FR 332,1 k€/anno Figura 9 Flussi di cassa attualizzati rispetto a un’offerta tarata per portare a un VAN=0 all’anno 5 π
Rinnovabili e accumulo Analisi di sensitività sul prezzo di offerta all’asta di Fast Reserve Per analizzare meglio il beneficio di una strategia Multiservizio, viene proposta un’analisi di sensitività calcolando il TIR (o IRR) alla fine dell’anno 5 rispetto a diversi parametri di input: • capex specifico in energia che varia da 200 a 500 k€/MWh; • offerta all’asta FR da 20 a 70 k€/MW/anno. I risultati sono mostrati in figura 10. Si riporta l’indice IRR al variare dei parametri di input, le varie celle sono evidenziate in verde per IRR positivo, in rosso se negativo. L’approccio Multiservizio permette un leggero spostamento verso il verde, quindi verso un IRR maggiore. Questo diventa più evidente per capex più bassi: se a capex intorno a 350 - 450 k€/MWh il divario tra le strategie in termini di IRR è intorno allo 0,2 - 1,6%, la distanza aumenta per capex inferiori a 300 k€/MWh (2,0 - 4,9%). Considerando i risultati dell’asta e il probabile capex, si propone di concentrarsi sul sottoinsieme all’interno dell’area tratteggiata della figura 10. Per offerte intorno ai 30 k€/MW/anno e capex intorno ai 250 - 300 k€/MWh, la strategia Multiservizio fa la differenza tra un IRR negativo e uno positivo. Ad esempio, considerando 30 k€/MW/anno e un basso capex (250 k€/MWh), l’IRR della strategia Multiservizio è del 2,0%. Per gli stessi valori, l’IRR della sola FR è negativo. Entro il gruppo di ricerca di Sistemi Elettrici per l’Energia del Politecnico di Milano, sono ad oggi in fase di sviluppo diverse strategie multiservizio, non limitandosi ad approcci sequenziali (come fatto, a titolo esemplificativo, in questo articolo), ma operando per una ottimizzazione generale dell’esercizio tecnico ed economico, dei sistemi di accumulo. Conclusioni L’articolo presenta uno studio atto a modellare un sistema di accumulo elettrochimico di grande taglia, a seguire sono state investigate logiche di service stacking utili a valorizzare l’asset rispetto all’erogazione contemporanea di più servizi. In chiusura viene proposta una analisi di sensitività finalizzata a quantificare l’impatto dei diversi fattori (valori di mercato, costo delle apparecchiature, ecc.) sulla redditività dell’investimento. L’obiettivo finale dell’articolo è quello di proporre una dimostrazione concreta sul come una modellazione tecnicamente corretta di un sistema di accumulo sia fattibile ed efficace, ovvero di quanto tale modellazione possa impattare sui risultati finali di dimensionamento e schedulazione degli asset. gennaio/febbraio 2022 15 [7] M. Moncecchi, C. Brivio, S. Mandelli, M. Merlo: Battery Energy Storage Systems in Microgrids: Modeling and Design Criteria, Energies (Basel), vol. 13, n. 8, aprile 2020, p. 2006, doi: 10.3390/en13082006. [8] F. Gulotta et al.: Opening of the Italian Ancillary Service Market to Distributed Energy Resources: Preliminary Results of UVAM project, HONET 2020 - IEEE 17th International Conference on Smart Communities: Improving Quality of Life using ICT, IoT and AI, dicembre 2020, pp. 199-203, doi : 10.1109/HONET50430.2020.9322822. [9] P. Keil et al.: Calendar Aging of Lithium-Ion Batteries, Journal of The Electrochemical Society, vol. 163, n. 9, 2016, pp. A1872-A1880, doi: 10.1149/2.0411609jes. [10] M. Dubarry, N. Qin, P. Brooker: Calendar aging of commercial Li-ion cells of different chemistries - A review, Current Opinion in Electrochemistry, vol. 9, 2018, pp. 106-113, 2018, doi: https://doi.org/10.1016/j.coelec.2018.05.023. B I B L I O G R A F I A [1] Terna: Progetto Pilota Fast Reserve - Esiti asta, Roma, 2020. [2] Terna: Regolamento Fast Reserve, 2019. [3] S. Englberger, A. Jossen, H. Hesse: Unlocking the Potential of Battery Storage with the Dynamic Stacking of Multiple Applications, Cell Reports Physical Science, vol. 1, n. 11, novembre 2020, p. 100238, doi: 10.1016/J.XCRP.2020.100238. [4] G. Rancilio et al.: Modeling a Large-Scale Battery Energy Storage System for Power Grid Application Analysis, Energies, vol. 12, n. 17, 2019, doi: 10.3390/en12173312. [5] inteGRIDy: D8.3. Report on assessment of inteGRIDy framework impact to stability, flexibility and balancing, Milano, 2021. [6] F. Bovera, A. Blaco, G. Rancilio, M. Delfanti: Assessing the Accuracy of Different Machine Learning Classification Algorithms in Forecasting Results of Italian Ancillary Services Market, 16th International Conference on the European Energy Market (EEM), 2019, pp. 1-5, doi: 10.1109/EEM.2019.8916497. Figura 10 Analisi di sensitività rispetto a capex batteria e offerta all’asta di Fast Reserve π
Il processo di transizione energetica porterà la penetrazione delle Fonti di Energia Rinnovabile (FER) nel sistema elettrico europeo ad aumentare drasticamente. In pochi decenni, gli impianti di generazione tradizionale saranno progressivamente dismessi e il loro fondamentale contributo alla flessibilità del sistema verrà a mancare. La flessibilità è intesa come la capacità del sistema elettrico di far fronte alla variabilità e all’incertezza della domanda e della generazione rinnovabile, su diverse scale temporali, per garantire un funzionamento stabile ed efficiente. Pertanto, la sfida è quella di mantenere l’attuale livello di flessibilità del sistema elettrico sfruttando un nuovo mix di risorse, costituito dalle stesse FER, ma anche dai carichi, tramite Demand Side Response (DSR) e dai sistemi di accumulo. La ricerca accademica e industriale è stata (ed è) ampiamente attiva nel proporre metodi e tecnologie in grado di trasformare le FER e i carichi in fonti di flessibilità, modificando le loro procedure di controllo e/o combinandoli con batterie. Il risultato è un’estesissima collezione di possibili soluzioni con cui il nuovo mix di risorse può fornire diverse classi di servizi di flessibilità come inerzia sintetica [1], riserva primaria per la regolazione di frequenza [2] e tensione [3], servizi di bilanciamento [4]. In questo contesto, il progetto europeo OSMOSE [5] ha l’obiettivo di definire il mix ottimale di risorse di flessibilità tra tutte le opzioni disponibili, al fine di evitare soluzioni stand-alone che potrebbero limitare l’efficienza complessiva del sistema. Il progetto, che coinvolge nove Paesi europei, tre operatori di sistema (tra cui Terna) e molte aziende, università e istituti di ricerca, copre diversi aspetti per valutare le esigenze del sistema elettrico e l’efficacia dei servizi di flessibilità. Nell’ambito del progetto, il consorzio EnSiEL è stato coinvolto nelle attività di analisi della stabilità. Più specificatamente, EnSiEL si è occupata di verificare la stabilità del sistema elettrico in uno scenario di rete previsto per l’anno 2030. Tale scenario è stato definito da altre unità di ricerca del progetto nella cornice del Work Package 1, tenendo conto di livelli di domanda, sulle capacità installate, sulle opportunità di investimento e sulla quantità di opzioni di flessibilità. Sulla base di questi dati EnSiEL ha valutato l’impatto delle fonti di flessibilità innovative sulla stabilità del sistema elettrico testandole su un modello dinamico della rete elettrica della Sicilia, fornito da Terna. L’analisi è stata condotta attraverso una campagna di simulazioni considerando alcune perturbazioni tipiche dei sistemi elettrici, sviluppando e implementando adeguati modelli delle componenti del sistema elettrico e dei controlli sulla piattaforma DIgSILENT PowerFactory. Le fonti di flessibilità considerate nello studio sono: • inerzia sintetica fornita da generatori eolici, batterie e carichi flessibili; • supporto alla regolazione primaria della frequenza fornito da batterie e carichi flessibili; 16 AEIT • numero 1/2 Stabilità del sistema elettrico: il caso studio della Sicilia nel 2030 Questo articolo presenta i risultati di un’accurata analisi di stabilità dinamica del sistema elettrico della Sicilia, nello scenario previsto per l’anno 2030 nell’ambito del progetto europeo OSMOSE. L’obiettivo è verificare se la stabilità possa essere garantita grazie a innovativi servizi di flessibilità James Amankwah Adu, Carlo Alberto Nucci, Tadeo Pontecorvo DEI - Università di Bologna Alberto Berizzi, Valentin Ilea, Andrea Vicario DENG - Politecnico di Milano Francesco Conte, Stefano Massucco DITEN - Università degli Studi di Genova
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