Verso le RINNOVABILI a profilo prevedibile
I sistemi di accumulo a supporto delle FRNP
Antonio Zingales
AEIT FIRENZE 12 Aprile 2013
GIORNATA DI STUDIO
La rete elettrica di trasmissione nazionale
e la sfida delle energie rinnovabili
Verso le Rinnovabili a profilo prevedibile
Firenze 12-04-2013
Le energie rinnovabili intermittenti non prevedibili (Wind + Solar) sono
cresciute enormemente in Italia ed è cresciuto il rischio di instabilità
perchè non c’è una corrispettiva potenza di regolazione primaria.
PV installed from 2007 to 2012 (MW)
Wind power installed from 2001 to 2012 (MW)
8208
16350
6600
12500
5850
4898
MW
3538
MW
2714
1639
664
780
2800
1908
874 1131
87
2007
432
2008
1142
2009
2010
2011
2012
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Wind 8,2 GW -13,2 TWh/y
Solar 16,6 GW -18,8 TWh/y
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IL RISCHIO INSTABILITÀ CRESCE
55
TWh
Nel 2012 per la prima volta
le “altre rinnovabili” (49
TWh) hanno superato la
produzione idroelettrica
(42TWh) .
Sul totale di domanda di
325 TWh le rinnovabili
rappresentano il 30%.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
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Installed Capacity from Wind and Solar Power
Plants
Total FRNP 24,5 GW
23.000
16.350
12.500
3.470
1.142
4.898
5.814
6.600
2009
2010
2011
Wind
Phovoltaic
8.208
2012
9.600
Forecast
2016
(NDP)
Al crescere delle FRNP ci sono
situazioni critiche specie nelle
giornate estive festive con 20-25
GW di assorbimento e 10-15 GW
di FRNP.
Penetrazione ≈ 50-70%
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IL RISCHIO INSTABILITÀ CRESCE
Con 16.3GW di FV +8.2GW WIND
connessi in alcune situazioni la rete odierna
è già critica (rischio di perdita > 3000MW
Î instabilità)
Frequenza
Nel maggio 2011, in Sicilia la perdita di
un’unità di produzione da 150 MW ha
indotto la perdita di 80 MW di FV, rendendo
necessario l’uso degli alleggeritori di carico
per evitare il black-out
La situazione è resa ancor più critica dal
distacco immediato del FV in occasione di
disturbi sul sistema Elettrico
Consumi
Produzione
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IL RISCHIO INSTABILITÀ CRESCE
Provvedimenti Tecnici dell’Operatore di Rete
TSO in Italia TERNA (Codice di Rete)
Delibere dell’Autorità per l’Energia, in Italia
AEEG (Incentivi, Penalità sulla tariffa)
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PROVVEDIMENTI
DI RETE
TERNA A17-A68
I GRANDI IMPIANTI EOLICI E FV
DEVONO CONTRIBUIRE
AI SERVIZI DI RETE
• Regolazione di potenza attiva e reattiva
• Riduzione di potenza
• Insensibilità agli abbassamenti di tensione
Regolazione della potenza in rete in funzione della frequenza
insensibilità agli abbassamenti di tensione
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SCAMBIO INFORMAZIONI SECONDO ALL17-68
SISTEMI DI TELEDISTACCO
DELLA PRODUZIONE(§ 6.3.1)
TELEINFORMAZIONI (§ 6.3.1) :
gestione azioni necessarie alla
salvaguardia del Sistema Elettrico
Nazionale
REGOLAZIONE DELLA POTENZA
REATTIVA( §7.2)
CONTROLLO
PRODUZIONE
(§7.1)
UPDM
SCADA
REG-INV
REGOLAZIONE
POTENZA ATTIVA
(§7.3)
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PROVVEDIMENTI
AEEG
DCO 35/12
Meccanismo CCP corrispettivo
corretta programmazione:
Remunerazione per sbilanciamenti
inferiore al 15% del PMVc
(estensione alle Non Rilevanti);
Corr. Sbilanciamento: applicato
alla UP rilevanti e Non
con
franchigia pari a 8% del PVMc con
sbilanciamento depenalizzato.
Sbilanciamenti di UP aggregate
ripartiti per tecnologia
Delibera 281/12
Corrispettivo di Sbilanciamento
per le Unità di produzione
alimentate da FRNP, con
valorizzazione
che
segue
meccanismi assimilabili a quello
delle Unità Non Abilitate ed in
ogni ora è dipendente da 2 fattori:
Sbilanciamento UP
Sbilanciamento Zona
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Delibera 281/12
si pone l’obiettivo prioritario di responsabilizzare gli utenti del dispacciamento di
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili in relazione alla previsione
e programmazione dell’energia elettrica immessa in rete, ed inoltre ha la finalità di
introdurre una più efficiente allocazione dei costi di riserva e bilanciamento del
sistema elettrico causati dalla variabilità delle immissioni dei predetti impianti
Il corrispettivo di sbilanciamento calcolato rispetto al PVMC (Programma Vincolante
Modificato e Corretto) è:
un costo, se lo sbilanciamento è concorde allo sbilanciamento della macro-zona
un ricavo, se lo sbilanciamento è discorde allo sbilanciamento della macro-zona .
Non e’ detto che ad una miglior previsione, alla quale corrisponde un
minor impatto sul sistema, corrisponda un minor onere;
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La fotografia dei recenti prezzi
medi energia nelle 5 macro zone
Italia, mostra :
Una elevata differenza con i
prezzi internazionali (Δ ≈ +30%)
Una disomogeneità tra zone
rispetto al PUN Prezzo Unico Nazionale
L’esistenza di sezioni con
elevata frequenza di congestione.
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La naturale soluzione tecnica per
questa situazione di sbilanciamento
sembrerebbe lo STORAGE come
supporto alla penetrazione
“eccessiva” delle rinnovabili
ENERGY STORAGE come
supporto di rete
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Per questo c’è grande interesse per i sistemi di accumulo elettrochimico,
anche se analizzando COSTI / BENEFICI siamo ancora lontani dal
break even. Questa tipologia (sopratutto la tecnologia al litio) ha secondo
noi dei particolari pregi sia in termini di applicazioni di potenza
che in termini di applicazioni di energia
Applicazioni di
ENERGIA
Applicazioni di
POTENZA
•
•
•
•
•
Peak shaving
Time shift
Power balancing
Rifasamento
Regolazione V-f
• Black start
• Power quality (Voltage holes and Active Filtering)
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Provvedimenti SMART STORAGE di supporto alle rinnovabili:
1) La raccolta delle folate di vento con sovraccarico elettrico
(MPE Mancata Produzione Eolica) Î TSO [Energy]
2) Il supporto di rete alla distribuzione con generazione diffusa
Î DSO [Power]
2) La partecipazione delle rinnovabili alla regolazione primaria
per grosse FRNP (> 10 MW) Î AEEG Î FER [Power]
3) Lo storage che rende le rinnovabili a profilo prevedibile
(riduzione sbilanciamento) Î AEEG Î FER [Energy]
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LA RACCOLTA DELLE FOLATE DI VENTO
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LA RACCOLTA DELLE FOLATE DI VENTO
(per evitare la MPE che è una perdita secca di energia)
La MancataProduzione Eolica ha toccato i 700
GWh nel 2009 e i 470 GWh nel 2010 , con
l’installazione prevista da TERNA di 130 MW di
batterie, localizzate nelle provincie di Foggia,
Avellino, Salerno e Benevento, è prevista un
incremento da fonti rinnovabili per circa 230
GWh/anno con riserva pronta aggiuntiva per
circa 410 GWh/anno.
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1
LA RACCOLTA DELLE FOLATE DI VENTO
Il gestore, per garantire la sicurezza del sistema, in
occasione delle folate di vento che portano il
sovraccarico sulla linea, attraverso una comunicazione
(UPDM) obbliga il produttore a non evacuare energia
in rete garantendo comunque una remunerazione
economica per la mancata produzione. Si tratta in
effetti di un meccanismo che tutela il produttore ma
non la produzione.
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Quando la ventosità intensa interessa simultaneamente diversi campi
eolici collegati sulla stessa linea 150 kV , è possibile il sovraccarico
(soprattutto in linee progettate con funzione di distribuzione).
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1
Allora l’accumulo funge da collettore di energia e deve essere
dimensionato sulla massima area di sovraccarico.
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Unità di Storage
localizzate nelle
provincie di Foggia,
Avellino, Salerno e
Benevento
Principali
Funzioni
MPE
Congestioni di
Rete
– 2 x 6 MW/40
Campobasso - Benevento 2 - Volturara - Celle San Vito
Unità diMWh
Storage
– 2 x 6 MW/40 MWh Benevento 2 - Bisaccia 380
10 MW-50
MWh
– 6 MW/40
MWh + 4,8
MW/32 MWh Benevento 2 - Bisaccia 380
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1
LA RACCOLTA DELLE FOLATE DI VENTO
In sostanza lo STORAGE finalizzato alla Mancata Produzione Eolica,
risolve anche problemi di congestione ed ottimizza la risorsa vento
perché con il time shifting si sostituiscono con una gestione SMART i
MWh costosi (dei turbogas) nel carico di punta con l’energia WIND .
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1
LA RACCOLTA DELLE FOLATE DI VENTO
E’ poi da tenere presente che la potenza eolica è intermittente e, quindi,
anch’essa può improvvisamente variare profondamente. La maggiore
variazione si verifica in corrispondenza dell’ intensificazione del vento,
quando la velocità delle raffiche arriva a superare il limite di cut out degli
aerogeneratori. In questo caso, il sistema automatico di protezione mette in
bandiera le pale riducendo rapidamente a zero la potenza erogata dalle
macchine. Pertanto, l’erogazione può passare bruscamente da Pmax a zero con
una variazione d’ampiezza: anche in questo caso una regolazione SMART può
immettere rapidamente lo Storage in rete (inversione rapida).
Distacco WTG
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Il supporto di rete con accumulo
POWER INTENSIVE
2 Esperimenti Pilota 8 MW
Ottana e Caltanisetta
3 Esperimenti Pilota 2 MW
Dirillo, Campi Salentina, Chiaravalle
SAET in erection
phase in this job
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2
Il supporto di rete con accumulo POWER
INTENSIVE
Supporto di tensione
Iniezione rapida di energia reattiva (data l’impossibilità di ricavare
potenza reattiva con trasmissione su lunghe distanze)
Power Quality
Per far fronte a fenomeni tipo buchi di tensione, sovratensioni, flicker,
armoniche, con potenziali rilevanti impatti sui processi produttivi
Regolazione primaria
fornire metà banda entro 15 secondi e tutta entro 30 secondi, per
almeno 15 minuti per sopperire alla capacità di regolazione del sistema
elettrico in progressiva diminuzione;
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SAET Energy Storage System
Nr 3
CP Campi Salentina (LE)
40 ft containers
20 kV
transformer + switchgears
400 V
…
batteries + PCS
¾ Taglia: 2 MVA – 1MWh
¾ Tecnologia: Li-Ion
¾ Fornitura turn key in container
¾ Consegna : Agosto 2013
BM
S
BM
S
BM
S
BM
S
BM
S
BM
S
BM
S
BM
S
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¾ SAET role
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La partecipazione delle rinnovabili alla
regolazione primaria per FRNP > 10 MW
I gruppi di generazione che forniscono il servizio di regolazione primaria
di frequenza devono:
rendere disponibile una banda di regolazione primaria non
inferiore a ± 3 % della potenza efficiente;
erogare 50% della propria “riserva di regolazione primaria” entro
un tempo massimo di 15 secondi e il 100% in 30 s dall’evento (Δ f)
continuare l’erogazione della potenza di riserva almeno per i
successivi 15 minuti.
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FRNP CON REGOLAZIONE PRIMARIA
Dall’obbligo di regolazione primaria sono esclusi (art.
1B.5.6.1) gli impianti da FRNP .
Priorità Dispacciamento
Non obbligo riserva.
Ma allora se ci fossero FRNP
in grado di avere la riserva regolante
Perché non remunerare
alle FRNP il servizio ?
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Occorre che le FRNP
partecipino alla Regolazione
L’impatto delle FRNP sulla sicurezza del sistema elettrico
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Regolazione della potenza in rete in funzione della frequenza
Riserva del 1,5 %
per regolazione Pr.
Normalmente per le FRNP si regola solamente l’eventuale riduzione progressiva
della produzione in caso di sovrafrequenza , mentre si potrebbe erogare il
servizio di regolazione anche a salire (in asservimento ai sistemi di difesa)
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Campo Fotovoltaico
di Canaro 48 MW
Con partecipazione
regolazione primaria
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Regolazione primaria & STORAGE
Per garantire una riserva più elevata (e che quindi dovrebbe essere più
remunerata) lo strumento più adatto è lo STORAGE, indicativamente
dimensionato sul nuovo valore di potenza Pn (+2 - +5%) con energia pari
a circa 20%Pn x 0,25 h, per cui:
• tempi di risposta rapidi (dell’ordine dei secondi), per cui i
sistemi di accumulo elettrochimico risultano perfettamente adeguati
• consente la prestazione di RISERVA REGOLANTE per le FRNP
• sviluppa le Rinnovabili : infatti lo sviluppo di FER implicherebbe una
riduzione del margine di regolazione primaria, ma con l’introduzione di
sistemi di accumulo si può aumentare tale margine
Î elemento a favore dell’integrazione delle RES
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MW
STORAGE CHE RENDE LE RINNOVABILI A PROFILO
PREVEDIBILE
̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ Serie 1 Produzione
̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ Serie 2 Previsione
h
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La funzione è quella di accumulare energia nei periodi di
elevata produzione (superiore alla previsione) per
reimmetterla in rete nei periodi di bassa produzione
(inferiore alla previsione)
Î profilo più prevedibile e più regolare
Il primo punto chiave è avere una buona previsione .
Modalità e risultati sono abbastanza
diversi e peculiari per le previsioni
EOLICHE e FOTOVOLTAICHE
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La Previsione della Generazione da impianti FOTOVOLTAICI
I sistemi di previsione, utilizzano
predittori basati sui dati
dell'impianto
(pannelli,
posizione,
esposizione)
e
di previsione meteorologica a
breve termine, specificatamente
sui parametri di irraggiamento,
temperatura e umidità, e
calcolano la produzione prevista
nelle 24/48 ore. Il sistema inoltre
opera
con
algoritmi
di
autoapprendimento (validazione)
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La Previsione della Generazione da impianti fotovoltaici
Fondamentale è considerare la possibile deriva costante di cui è difficile
avere una percezione chiara senza gli indicatori di efficienza
(monitoraggio costante per sapere se intervenire con la manutenzione
degli apparati elettrici, delle connessioni e sulla pulizia dei pannelli).
1200
1000
W
Esempio di Correlazione tra
Irraggiamento e Potenza
800
600
400
200
0
0,00
-200
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,0
h
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La Previsione della Generazione da impianti fotovoltaici
600
W
500
400
300
200
100
0
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
h
-100
Attualmente la previsione FOTOVOLTAICA con anticipo di 24 ore può
avere un errore medio dell’ordine del 10% del valore immesso.
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PRODUZIONE SOLAR
E’ significativo inoltre focalizzare la massima variazione improvvisa - alla quale
far fronte con lo storage- che statisticamente per il fotovoltaico si prende
cautelativamente intorno al 40% del picco (massima variazione repentina tra
sole e nuvoloso)
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3
PRODUZIONE SOLAR
Usualmente si dice che la produzione fotovoltaica è “sincrona” alla domanda di
energia, a ben guardare però il picco di produzione PV è solo inizialmente
sovrapposto alla punta mattutina della richiesta. Purtroppo, però, il massimo di
produzione PV risulta slittato di qualche ora rispetto al picco della domanda .
Inoltre, la potenza PV porta uno scarso contributo all’alimentazione del picco
serale, che è quello più rilevante della giornata.
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DIMENSIONAMENTO STORAGE PER CAMPO PV
P(potenza max errore %) x tempo (dipendente dal ciclo di impiego)
PV
Δ P x f(t ore di luce)
Massima energia di
sbilanciamento in un ciclo
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4
Per il dimensionamento del sistema di accumulo, in base al massimo
errore 10-15 % si può ritenere che l'accumulo debba avere taglia
pari a circa il 15-20% ed una energia di sbilanciamento in un ciclo
giornaliero tra le 3,5 e le 4,5 h.
In realtà però non abbiamo nessuna ipotesi sulla ciclicità dell’errore
(l’errore può essere dello stesso segno per molti giorni consecutivi) .
Stiamo analizzando in collaborazione con l’Università di Padova delle
analisi ex post sullo sbilanciamento che avremmo avuto per diversi
valori di STORAGE con le previsione e la produzione dello scorso
anno.
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W
PRODUZIONE SOLAR + BATTERY
Previsione sovrastimata
̶ ̶ ̶ ̶ ̶ Serie 1 Produzione
̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ ̶ Serie 2 Previsione
Previsione sottostimata
h
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1,5 MW -7,5 MWh per un campo PV da 5 MW
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La Previsione della Generazione da impianti eolici
Obiettivo: ottenere una Previsione a livello orario per singolo
impianto (UP) con orizzonte temporale tipicamente tra le 48
e le 144 ore in avanti
Per poter contare sulla previsione (previsione validata)
occorre disporre di uno storico sia della generazione che
delle variabili meteo di almeno 1 anno di durata
possibilmente di tutte le variabili significative disponibili tra
quelle misurate dall’anemometro di riferimento del parco,
(Velocità vento a varie altezze, Direzione vento a varie altezze,
Pressione atmosferica, Temperatura, Umidità)
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4
Ovviamente la previsione VENTO deve essere mediata dalla disponibilità
dei singoli generatori con un fine tuning dei piani di manutenzione (per
ridurre l’impatto delle fermate da realizzare nei momenti meno ventosi)
Attualmente la previsione eolica con anticipo di 24 ore può essere
effettuata, con un errore medio dell’ordine del 20% del valore immesso e
con una con una fascia di probabilità (prev. Probabilistica)
Andamento WIND
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DIMENSIONAMENTO STORAGE PER CAMPO EOLICO
P(potenza max errore %) x tempo (dipendente dal ciclo di impiego)
Wind
Δ P x f(t ore ciclo pres.)
Andamento WIND
Ciclo da Meteo
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Il rischio è che la compensazione avvenga in tempi troppo lunghi
I dati si riferiscono ad un impianto eolico della potenza complessiva di 4,25 MW,
composto Da 5 torri di potenza nominale 850 kW/torre Elaborando l’integrale
Giornaliero degli scostameni immissione-previsione, è possibile verificare
picchi di errore intorno a 70 MWh !!!!
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34 MW -150 MWh per un campo Eolico da 51 MW
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Lo studio dei risultati ex post nel dimensionamento STORAGE ci
servono per la strategia di regolazione
per ottenere questi
WIND /SOLAR
MEASURES
(real time)
WIND/SOLAR
Forecast
POWER
FREQUENCY
REGULATION
vantaggi deve essere
SMART.
RTN
BATTERY SCADA
Data Base
Monitoring Regulating
STORAGE.
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E L’UTENTE ? ANCHE PER LUI UN RUOLO SMART
Sfruttando le nuove tecnologie l’utente non sarà più passivo consumatore
di energia, ma interagirà con il mercato in tempo reale con l’acquisto e la
vendita di energia tramite apposite interfacce di tipo web divenendo
quindi
PRO-ACTIVE CONSUMER Î “PROSUMER”.
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CONCLUSIONI
La crescita esponenziale delle rinnovabili ha portato a problemi di rete
Le regole tecniche (codice di rete) sono state sviluppate
Le penalità per gli oneri di sbilanciamento sono in fase di studio ( e non è
detto che ad una miglior previsione, alla quale corrisponde un minor impatto
sul sistema, corrisponda un minor onere).
Tecnicamente l’accumulo elettrochimico appare come la soluzione di rete
comporta vantaggi (sia Energy che Power intensive) , ma gli alti costi
portano a ritorni ancora troppo lunghi.
I miglioramenti delle previsioni meteo , degli oneri di sbilanciamento
(responsabilizznti), delle tecniche di regolazione (autoapprendimento), la
riduzione dei costi delle batterie , portano ad ipotizzare una futura BATTERY
PARITY
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previsioni meteo ,
oneri di sbilanciamento ,
tecniche di regolazione ,
riduzione dei costi delle batterie.
BATTERY PARITY
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a profilo prevedibile
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Grazie per l’attenzione
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BIBILIOGRAFIA
TERNA Piano di Sviluppo 2012
Electricity Storage- Making lagre scale adoption of Wind and Solar Energies a Reality
CORNELIUS PIEPER HOLGER RUBEL BCG Boston Consulting Group March 2010
Integrating Energy Storage with The Smart Grid
FRANCESCO SESSA – ENEL Energy Storage Forum Europe 2012 Rome
Energy Storage Systems Value and Innovation in the Management of HV Transmission Grid
Francesco Del Pizzo TERNA Energy Storage Forum Europe 2012 Rome
Storage Applications in the Italian Transmission Grid to facilitate RES integration
ANGELO FERRANTE –TERNA Energy Storage Forum Europe 2012 Rome
Smart Grids, passaggio obbligato per l’integrazione delle rinnovabili in rete
MASSIMO GALLANTI - RSE Pavia novembre 2011
L’accumulo per il fotovoltaico: facciamo un po’ di conti
DOMENICO COIANTE – Aspoitalia – 1/novembre/2011
