Dispacciabilità delle risorse di carico/generazione mediante sistemi di accumulo

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1 Dispacciabilità delle risorse di carico/generazione mediante sistemi di accumulo M. Delfanti, D. Falabretti, M. Merlo Politecnico di Milano, Via La Masa, Milano P. Mora Ricerca su Sistema Energetico RSE, Via Rubattino, Milano Riassunto - Lo studio proposto mira a valutare le prestazioni di sistemi di accumulo, impiegati su reti di distribuzione, in due distinte applicazioni: per l incremento della prevedibilità della produzione da fonte rinnovabile e per evitare che un impianto di generazione, a causa dei vincoli tecnici di rete, sia soggetto a mancata produzione. Parole chiave generazione diffusa, reti di distribuzione, accumulo elettrico, servizi ancillari, prevedibilità, hosting capacity I. INTRODUZIONE Le reti di distribuzione stanno manifestando, negli ultimi anni, una crescente penetrazione di Generazione Diffusa (GD), ossia di generazione di piccola taglia connessa tipicamente in media e bassa tensione. In tale scenario, qualora l andamento dei profili di generazione sia adeguatamente coordinato con i prelievi delle utenze passive, è possibile conseguire consistenti benefici per il complessivo sistema elettrico: riduzione delle perdite, minori oneri di sbilanciamento, una più efficiente selezione del parco di produzione convenzionali, ecc. [1]. Dualmente, qualora l entità della GD in rete sia molto rilevante, il carattere attivo assunto dalla rete medesima può dar luogo a diverse problematiche. Alcune di queste possono essere risolte tramite il ripensamento delle attuali modalità di controllo, automazione e protezione delle reti (ad esempio, l implementazione del telescatto della GD permetterà in futuro di evitare fenomeni quali l isola indesiderata). In altre situazioni, invece, l introduzione, da parte del DSO (Distribution System Operator), di interventi strutturali sulla rete (la sostituzione dei conduttori delle linee con altri di sezione più elevata e/o lo sviluppo della rete) rappresenta l unica soluzione per fronteggiare l aumento di GD. Dato che al DSO è richiesto di connettere ogni impianto di GD che ne faccia richiesta [2], in tutti quei casi in cui la rete non risulti idonea ad accogliere tale immissione di potenza (ossia qualora la connessione della GD determini la violazione dei vincoli di Hosting Capacity della rete), egli è vincolato ad intervenire, secondo le tempistiche previste dalla regolazione vigente in materia [3]. In queste situazioni potrebbe risultare conveniente per il DSO impiegare dei Sistemi di Accumulo (SdA), allo scopo di risolvere le criticità di rete: il SdA sarà chiamato a immagazzinare l energia elettrica prodotta dalla GD in tutte quelle situazioni in cui il sistema, a causa dei propri vincoli tecnici, non è in grado di accettarla. Tale energia verrebbe poi immessa in rete in intervalli temporali successivi, in cui i flussi energetici risultino meno critici (es. ore notturne). L impatto conseguente all elevata penetrazione di GD sulle reti di media e bassa tensione ha però conseguenze anche sul complessivo sistema elettrico: la non prevedibilità che caratterizza le Fonti di Energia Rinnovabili (FER) rende di fatto molto più complesso attuare un dispacciamento delle risorse di generazione sottese alle reti di distribuzione dell energia elettrica. In questo contesto diviene ad esempio indispensabile l impiego, da parte del TSO (Transmission System Operator), di sofisticati sistemi di previsione della generazione da FER che integrino al loro interno, tra le altre, informazioni meteo. Essendo inoltre la GD incapace, tranne per quanto riguarda l eolico [4], di ricevere ordini di dispacciamento da parte del Gestore di rete, a quest ultimo viene a mancare un importante strumento per il controllo dei flussi energetici sulla rete. Anche nell ambito della prevedibilità/dispacciabilità della GD da FER, il sistema elettrico potrebbe trarre beneficio dall impiego di SdA: detti dispositivi potrebbero infatti supplire alla non dispacciabilità della GD garantendo che l aggregato SdA-GD assuma complessivamente dei profili di scambio con la rete prevedibili/controllabili; gli aggregati SdA-GD diverrebbero così in grado di accettare ordini di dispacciamento provenienti dal TSO (o anche, in prospettiva, dal DSO). Nel seguito verrà quindi presentato uno studio delle prestazioni dei SdA qualora impiegati allo scopo di ovviare alle due problematiche sopra citate: evitare che i vincoli tecnici di rete richiedano di limitare la produzione di un impianto di GD; aumentare la prevedibilità della GD medesima allo scopo di renderla pienamente dispacciabile. II. SISTEMI DI ACCUMULO PER L INCREMENTO DELLA HOSTING CAPACITY DI RETE Qualora le reti di distribuzione siano oggetto di forte penetrazione di GD, può accadere che il DSO si trovi

2 nella situazione di non poter accogliere, nelle tempistiche prestabilite [3], tutte le richieste presentate dagli utenti per la connessione di impianti generazione. Al fine di permettere l allacciamento di ingenti quantità di GD è infatti spesso necessaria l attuazione di interventi sulla rete, così da adeguarla ai nuovi flussi energetici (ossia per incrementarne la Hosting Capacity la capacità di accoglimento). Ad oggi i possibili provvedimenti attuabili sulle reti al fine di aumentarne la Hosting Capacity si estrinsecano quasi esclusivamente nella sostituzione delle linee con altre di sezione e portata maggiori (intervento assai invasivo, sia per tempi, che per costi, nonché per iter autorizzativi a cui è richiesto al DSO di ottemperare). In prospettiva il DSO avrà anche l opportunità di rendere smart l infrastruttura di distribuzione; tale evoluzione garantirà, tramite la regolazione di tensione effettuata mediante la stessa GD, l eliminazione, o quantomeno il rilassamento, delle problematiche dovute all aumento dei livelli di tensione lungo le linee (fenomeno conseguente ai contro-flussi determinati dalla generazione) e, tramite l introduzione di ulteriori accorgimenti (quali il telescatto tra protezioni di cabina primaria e utenze attive), il mantenimento di adeguati standard di sicurezza e affidabilità della fornitura elettrica. Qualora la taglia di un impianto di generazione sia superiore alla Hosting Capacity del nodo di connessione, molto spesso l unica alternativa ad oggi praticabile dal DSO, date le tempistiche necessarie all introduzione di interventi strutturali in rete, è l applicazione di limitazioni alla produzione dell impianto di GD (come di fatto già praticato per gli impianti da fonte eolica di taglia rilevante [4]). L implementazione di un SdA nella rete di distribuzione potrebbe invece scongiurare il danno economico all utente derivante dalla mancata produzione della GD: negli istanti in cui le immissioni fossero tali da causare una violazione dei vincoli di HC, il SdA potrebbe accumulare l energia elettrica in eccesso, cedendola poi quando i vincoli tecnici di rete risultano meno stringenti. Lo studio qui presentato ha quindi individuato le caratteristiche di dimensionamento (in termini di potenza nominale e di energia immagazzinabile) necessarie a un SdA al fine di operare efficacemente in un tale contesto, ossia per evitare che un impianto di GD, avente taglia superiore alla HC del nodo di connessione, risulti soggetto a mancata produzione. Il punto di installazione del SdA nella rete di distribuzione ha una notevole importanza: dipendentemente dal fatto che esso sia installato a monte, a valle, o esattamente in corrispondenza, dell impianto di generazione di cui si vuole evitare la mancata produzione, il SdA sarà infatti in grado di rilassare o meno i vincoli tecnici nel nodo di installazione della GD (Tab. 1). Nell analisi si è supposto che il SdA sia coordinato con un Generatore Fotovoltaico (GFV). La scelta di basare lo studio su impianti fotovoltaici è motivata dalla forte diffusione a cui sta assistendo negli ultimi anni tale tipologia di GD. Inoltre, si è considerato come l abbinamento SdA-GFV, in ragione del particolare profilo di produzione della risorsa fotovoltaica, sia particolarmente indicato: essendo infatti limitata la variabilità della HC durante le diverse condizioni di esercizio della rete, l azione del SdA è sostanzialmente mirata a ridurre i picchi di immissione della GD (Fig. 1). Considerando tipologie di impianti di produzione con un ridotto numero di ore equivalenti annue di funzionamento (valori rilevanti di potenza immessa in rete limitati ad un numero ridotto di ore/anno), a pari incremento della HC nel nodo considerato, l energia minima da immagazzinare nel SdA risulta ridotta. Tab. 1. Considerazioni di massima circa la localizzazione ottima di un SdA con approccio mono-generatore. Vincolo tecnico Limiti termici sulle linee Variazioni lente di tensione Localizzazione SdA rispetto alla GD A valle Efficace indipendentemente dalla distanza dalla GD (possibili criticità*) Efficace indipendentemente dalla distanza dalla GD (possibili criticità*) Nello stesso nodo Ideale Ideale A monte Inefficace Efficace tanto più prossimo alla GD (nessuna criticità) * Controindicazioni legate alla minore portata dei conduttori a valle del nodo di connessione della GD, all incremento dei flussi energetici passivi e, conseguentemente, delle cadute di tensione. Fig. 1. Profilo di immissione di un GFV (caratteristica verde di figura a) con taglia superiore alla HC (blu) e dell aggregato GFV-SdA (verde di figura b) [MW]. Dato che le prestazioni richieste al SdA risultano fortemente dipendenti dalla HC del nodo di connessione del GFV alla rete, la prima fase dello studio ha richiesto l impiego di specifici modelli di reti di distribuzione sui quali sono stati effettuati calcoli di HC, particolarizzati a livello di singolo nodo di rete (per un totale di 224 nodi). In conformità alle valutazioni di HC realizzate nella Delibera ARG/elt 25/09 [5], e allo scopo di individuare risultati quanto più prossimi alla realtà, si è optato per utilizzare i modelli di due reti in media tensione reali, estratti, con opportune logiche, dal campione disponibile presso il Politecnico di Milano. Per ciascun nodo di carico è stata individuata la massima potenza immettibile da un ipotetico GFV, tale da non dar luogo a infrazione dei limiti di transito sulle linee e tale da non causare un innalzamento dei profili di tensione, lungo il feeder, oltre il 110% della tensione nominale della rete (limiti per variazioni lente di tensione) [6]. È stata calcolata così la Hosting Capacity del nodo in questione, in termini di generazione elettrica. A differenza delle analisi riportate nella Delibera ARG/elt 25/09, nel presente studio la procedura per il calcolo della

3 HC è stata ulteriormente affinata, dettagliando più accuratamente la dipendenza temporale dei vari profili di immissione/prelievo ( 1 ). Per la generazione è stata adottata una caratteristica oraria di immissione basata su dati storici (di cui un giorno d esempio è indicato dalla caratteristica verde di Fig. 1a), per le utenze passive si sono invece impiegate due distinte caratteristiche di prelievo orarie: una relativa agli utenti MT ed una alle cabine MT/BT. Questi dati si riferiscono all arco temporale tra l 1 luglio 2007 e il 30 giugno 2008 [7]. Nell istogramma di Fig. 2 è riportata la mancata produzione a cui risulterebbe soggetto un GFV installato nei nodi del campione, in assenza di un SdA che permetta di differirne le immissioni. I risultati sono indicati in funzione della taglia del GFV, riportata percentualmente rispetto alla HC del nodo di installazione. In altre parole, data la Hosting Capacity del nodo considerato, si suppone di installarvi un generatore avente taglia superiore a tale valore, e in particolare pari alle quantità riportate in ascissa. La mancata produzione dell impianto è a sua volta rappresentata in forma relativa rispetto alla totale energia annua immessa in rete dall unità di GD oggetto dell analisi. La barra rossa indica il valore di mancata produzione ottenuto mediamente sul campione in analisi (ossia i 224 nodi delle due reti test); la barra nera indica i massimi e minimi valori di mancata produzione registrati sulla totalità dei nodi. possibilità di limitare la potenza immessa in rete dalla GD, a fronte di un incremento rilevante della taglia massima di GFV connettibile alla rete, questo risulterebbe soggetto solo a una modesta mancata produzione. Il grafico di Fig. 3 riporta le dimensioni dello storage necessario ad evitare che un GFV di taglia superiore alla HC di rete sia soggetto a mancata produzione; tale potenza è espressa in funzione della taglia del GFV (riportata quest ultima in modo analogo a quanto già fatto in Fig. 2). Esso indica, oltre al valore medio (barre rosse), anche i valori massimi e minimi assunti da tale quantità sul campione in analisi (indicatori neri). La taglia del SdA è espressa in forma percentuale rispetto alla differenza tra potenza nominale del GFV e HC del nodo d installazione. Il grafico di Fig. 3 evidenzia come, benché la potenza del SdA possa essere teoricamente inferiore alla complessiva differenza tra massima potenza della GD e HC del nodo di installazione, in realtà essa deve comunque mantenersi, nel caso della fonte energetica in analisi (caratterizzata dall aver massima generazione in fascia F1), a valori molto prossimi a tale grandezza limite (in particolare compresa tra il 96,7 e il 98,0%). Fig. 3. Potenza del SdA rispetto alla differenza tra potenza del GFV e HC del nodo di connessione (le barre rosse indicano il valore medio, le nere quelli massimi e minimi), al variare della taglia dell impianto di generazione (in percentuale questa rispetto alla HC del nodo). Fig. 2. Mancata produzione a cui è soggetto un GFV, rispetto all energia da esso erogata annualmente (le barre rosse indicano il valore medio, le nere quelli massimi e minimi), al variare della taglia dell impianto (in percentuale questa rispetto alla HC del nodo di connessione). Dall analisi della Fig. 2 è possibile notare come, per incrementi modesti della potenza installata in un dato nodo rispetto alla sua HC (al limite pari al 20% di tale valore), l entità della mancata produzione si mantiene a valori estremamente ridotti (nel peggiore dei casi comunque inferiore, mediamente, allo 0,6% della producibilità annua dell impianto). All aumentare della potenza della GD, la mancata produzione aumenta linearmente, sebbene mantenendosi entro valori piuttosto contenuti (per impianti aventi potenza pari al 170% della HC, si ha una riduzione della produzione dell impianto di circa il 10%). Ne consegue che, se il DSO avesse la 1 Nello studio qui proposto la HC di ciascun nodo del campione è stata valutata, su base oraria, su un arco temporale di un anno (8760 intervalli). In precedenti studi si erano invece impiegate curve aggregate con risoluzione pari a 146 ore (60 intervalli all anno). In Fig. 4 è infine riportata l energia che lo storage deve essere in grado di immagazzinare al fine di scongiurare la mancata produzione della GD. Il grafico riporta la capacità del SdA, in ore equivalenti di funzionamento alla potenza massima, al variare della taglia dell impianto di GD installato. Fig. 4. Energia del SdA in ore equivalenti annue (le barre rosse indicano il valore medio, le nere quelli massimi e minimi) al variare della taglia del GFV (in percentuale questa rispetto alla HC del nodo di connessione).

4 Ad esempio, considerando un sistema di storage volto ad accumulare l energia elettrica di un impianto con taglia pari al 150% della HC, e supponendo a titolo esemplificativo che tale HC sia pari a 500 kw, la potenza mediamente richiesta al SdA risulta pari a 242,5 kw (cioè il 97%, individuato Fig. 3, moltiplicato per il 50% della HC, 250 kw). La capacità di immagazzinamento ad esso richiesta è invece di 4,45 ore di funzionamento equivalenti alla potenza massima, che indicano una capacità di dimensionamento di tale sistema pari a 1079 kwh. III. SISTEMI DI ACCUMULO PER LA DISPACCIABILITÀ DELLA GD: IMPIANTI CON PROFILO DI SCAMBIO PREVEDIBILE La non programmabilità, che tipicamente caratterizza gli impianti di generazione connessi alle reti di distribuzione, costituisce ad oggi uno dei principali fattori che ostacola la piena integrazione della GD all interno dei sistemi elettrici. Tale non programmabilità consiste, da un lato, nella non prevedibilità del livello di produzione degli impianti, dall altro, nell impossibilità, da parte del gestore di rete, di impartire loro ordini di dispacciamento nel tempo reale (ossia disposizioni di incrementare o ridurre la produzione). L impiego di SdA nelle reti di distribuzione, quale strumento capace di incrementare la sopraccitata prevedibilità/dispacciabilità della produzione da FER, riveste dunque grande interesse. In particolare, tali dispositivi, qualora accoppiati ad un impianto di generazione o ad un aggregato di questi, potrebbero compensare, nel tempo reale, lo scostamento del loro profilo di immissione da quello precedentemente previsto, rendendolo di fatto pienamente dispacciabile. Prospetticamente, è lecito ritenere che apparati di accumulo a tale scopo potrebbero essere predisposti sia dall utente titolare della GD, sia dal Distributore che ha in concessione la rete. I singoli utenti potrebbero infatti autonomamente dotarsi di SdA con la finalità di rispettare il profilo di scambio dichiarato verso il DSO e non essere quindi gravati da costi di sbilanciamento (che oggi non sono caricati sulle unità GD da FER, ma che in prospettiva potrebbero applicarsi anche alle fonti rinnovabili e agli impianti di GD). Per quanto concerne il DSO, il SdA potrebbe essere invece impiegato al fine di garantire una maggiore dispacciabilità della GD. Egli potrebbe, ad esempio, installare sulla rete una serie di SdA per correggere gli sbilanciamenti dei singoli utenti e/o di aggregati di essi, così da rispettare lo scambio di energia tra ciascuna cabina primaria e il TSO. Nel caso in cui sia un utente ad adottare un SdA allo scopo di rendere prevedibili i propri profili di scambio con la rete di distribuzione, il SdA sarà connesso in parallelo alla generazione e, eventualmente, al carico dell utente (Fig. 5) ( 2 ). Qualora sia invece il DSO ad allacciare il SdA alla 2 Date le modalità di connessione del SdA all interno dell impianto di utenza e al posizionamento del misuratore dell energia oggetto di incentivazione (M2), l energia prodotta dalla GD, sia essa immessa direttamente in rete, sia essa accumulata nel SdA, risulterà ugualmente soggetta ai contributi incentivanti previsti. L azione del SdA altererà infatti unicamente i flussi energetici all interfaccia dell utente con la propria rete, quest ultimo potrà essere connesso sia lungo linea, sia in cabina primaria. Scopo del presente studio è fornire un indicazione delle caratteristiche, in energia e in potenza (e dell onere economico ad esse conseguenti), a cui risulterebbero soggetti l utente e/o il DSO qualora volessero implementare un SdA al fine di correggere gli errori di predizione delle immissioni della GD alimentata da FER. In analogia con l analisi relativa ai SdA per l incremento della Hosting Capacity di rete, anche in questo caso, si è assunto che il SdA sia coordinato con un GFV. La scelta di basare lo studio su impianti fotovoltaici è altresì motivata da specifici riscontri nella disciplina dell incentivazione delle FER (cfr Conto Energia ). Fig. 5. Modalità di connessione di un SdA all interno di un impianto di utenza. In particolare, nello studio si sono utilizzati i dati misurati inerenti a un GFV installato nel Nord Italia e avente potenza nominale pari a 9,18 kwp. Il database di informazioni a disposizione consta dei dati di potenza prodotta e di irraggiamento solare globale, su base oraria, relativi al periodo di tempo compreso tra il gennaio 2009 e il dicembre In termini pratici l analisi effettuata ha richiesto, in prima istanza, di definire dei Metodi di Previsione (MdP) della produzione del GFV. Successivamente, si è dimensionato il SdA necessario per correggere l errore fra la produzione reale del GFV e la produzione stimata, al disotto di una determinata tolleranza. Essendo le performance del SdA fortemente influenzate dalla tolleranza prescelta, si è reso indispensabile definire opportunamente il livello di errore ritenuto accettabile, in modo da conseguire dei risultati che, in riferimento al quadro tecnico-normativo attuale, rivestano un qualche interesse. Si è quindi assunto quale errore tollerato quello riportato nel Decreto Ministeriale del 6 agosto 2010 (ossia nel Conto Energia [8]) per il conseguimento della maggiorazione del contributo incentivante per sistemi a profilo di scambio prevedibile, in luogo di una soglia fissata ad hoc e non correlata alle attuali disposizioni regolatorie ( 3 ) ( 4 ) ( 5 ). rete, ossia in corrispondenza del misuratore M1, rendendoli appunto simili a quelli previsti. 3 Tale ipotesi è altresì motivata dall opportunità di assumere un margine di tolleranza verosimile rispetto alle prestazioni che potrebbero essere richieste alla programmazione della produzione da FER. 4 Benché una maggiorazione del 20% del contributo incentivante fosse inizialmente prevista nel Conto Energia per i sistemi con profilo di scambio prevedibile, tale disposizione non è stata

5 In accordo al predetto D.M., è richiesto al SdA di attuare una limitazione dell errore della previsione, effettuata questa il giorno prima, entro il 10% della produzione prevista per il GFV, per 300 giorni all anno. Il rispetto dei limiti di errore è inoltre valido tra le 8.00 e le di ogni giorno, ossia nelle ore di normale produzione dello stesso. Nella restante fascia oraria si assume che non sia presente alcun vincolo relativo all errore di predizione. Nello studio sono stati considerati due diversi MdP, entrambi molto semplici ( 6 ): è stata infatti assunta l ipotesi di non avere a disposizione previsioni meteo dedicate (ipotesi congruente con piccoli impianti); i MdP impiegati hanno di conseguenza prestazioni ridotte rispetto alle tecniche, più sofistiche, che le utilizzano [9]. La prima tecnica adottata (MdP 1), al fine di determinare con un giorno di anticipo il profilo di produzione orario del GFV, consiste nel supporre che la condizione meteorologica del giorno successivo (sintetizzata nella sola informazione relativa all irraggiamento) sia pari a quella fornita mediamente dalle caratteristiche di irraggiamento storiche orarie inerenti al sito d installazione del generatore. Nel grafico di Fig. 6 è riportata in forma sintetica un analisi delle prestazioni ottenibili mediante il MdP 1. scarica del SdA, in modo da ottimizzarne la capacità di regolazione dei profili di scambio del GFV. Nel dettaglio sono stati definiti due distinti comportamenti del regolatore, ciascuno dei quali agente nel caso la previsione della produzione da fotovoltaico sia affetta da un diverso livello di errore. La prima logica di regolazione si attiva qualora l errore sia superiore alla tolleranza massima specificata; essa comanda al SdA di iniettare/prelevare energia elettrica nella/dalla rete al fine di riportare l errore medesimo entro valori accettabili. La seconda opera invece qualora il profilo di produzione del GFV sia sufficientemente prossimo a quello previsto: in questo caso al SdA è richiesto di operare al fine di riportare l energia contenuta al suo interno a valori prossimi a quelli di riferimento (ossia pari al 50% del livello di carica). Fig. 7. Percentuale delle ore del campione, comprese tra le 8.00 e le 20.00, che, applicando il MdP 2, presentano una previsione della produzione soggetta a un errore inferiore a quello riportato in ascissa (in percentuale rispetto alla potenza nominale del GFV). Fig. 6. Percentuale delle ore del campione, comprese tra le 8.00 e le 20.00, che, applicando il MdP 1, presentano una previsione della produzione soggetta a un errore inferiore a quello riportato in ascissa (in percentuale rispetto alla potenza nominale del GFV). Il secondo metodo investigato (MdP 2) prevede invece di impiegare unicamente, quale informazione in ingresso, la potenza generata dai pannelli nel medesimo giorno in cui si effettua la predizione. Esso si basa quindi sull assunzione che la produzione del GFV il giorno seguente sarà esattamente pari, ora per ora, a quella del giorno corrente. I risultati relativi all applicazione di questo metodo sono riportati in Fig. 7. Si è successivamente reso necessario definire delle opportune logiche di controllo del processo di carica e successivamente oggetto di attuazione da parte della Delibera ARG/elt 181/10 [10], per via delle ragioni riportate nel DCO 34/10 [11]. 5 Benché nell ambito del lavoro svolto si sia considerato un GFV con potenza nominale ridotta, inferiore ai 10 kwp, si è ritenuto comunque di interesse applicare ad esso, a scopo esemplificativo, il D.M. del 6 agosto 2010 (sebbene concepito per aggregazioni di GFV con potenza superiore a 200 kw). 6 Il presente studio non è finalizzato allo sviluppo di algoritmi di previsione della produzione fotovoltaica: tali procedure sono state introdotte allo scopo di approfondire l interazione della previsione della produzione con SdA, ai fini della prevedibilità e della controllabilità delle FER. Durante l azione di regolazione del SdA sono tenuti in considerazione i possibili limiti tecnici dell apparato, cioè la sua potenza nominale ed il livello di carica. Nel caso in cui si incorra in uno dei due limiti tecnici appena citati la regolazione satura e lo scostamento viene corretto solo parzialmente. I risultati dell analisi sono riportati in Fig. 8. Questa rappresenta i valori di potenza ed energia minimi richiesti al SdA per rispettare per 300 giorni l anno il profilo di scambio prevedibile secondo le disposizioni del Conto Energia In blu sono indicati i risultati relativi alla predizione effettuata mediante MdP 1, mentre in rosso quelli ottenuti tramite il MdP 2. Risulta evidente prima di tutto come il MdP 1 permetta di adottare un SdA di potenza nominale sensibilmente inferiore a quello richiesto per corregge l errore di predizione commesso dal MdP 2 (34% nel primo caso, contro circa il 47% del secondo). Le migliori prestazione del MdP 1 rispetto al MdP 2 sono da imputarsi al minore numero di ore annue in cui esso commette errori di grande entità: ad esempio, nel 96,9% dei casi esso identifica la potenza immessa in rete dall impianto con un errore inferiore al 40% della potenza nominale del GFV. Il MdP 2 garantisce tale livello di errore solo nel 93,5% dei casi. Contrariamente a quanto accade per la potenza, in termini di energia accumulabile i due MdP richiedono di adottare SdA con capacità molto simili tra loro. Impiegando il MdP 1, infatti, l energia richiesta al SdA risulta pari al 280% dell energia erogata in un ora di funzionamento

6 alla potenza massima del GFV; facendo uso del MdP 2 si ha invece che tale valore di energia aumenta, seppure in modo modesto, attestandosi attorno al 290%. Fig. 8. Potenza (riferita alla potenza nominale del GFV) e energia (riferita a un ora equivalente di funzionamento del GFV) del SdA necessarie per conseguire gli obiettivi fissati dal Conto Energia In blu con le previsioni effettuate mediante MdP 1, in rosso tramite il MdP 2. IV. CONCLUSIONI Lo studio proposto ha dapprima investigato l opportunità di impiego di un SdA allo scopo di ridurre/eliminare la mancata produzione a cui è soggetta la GD in presenza di criticità relative ai vincoli tecnici di rete (ridotta Hosting Capacity). Le valutazioni sono state condotte in riferimento alla tipologia di GD fotovoltaica. L analisi ha mostrato come la potenza richiesta al SdA sia mediamente di poco inferiore alla differenza tra la taglia del GFV installato, rispetto alla massima taglia di GFV connettibile in conformità alla HC del nodo (essa si attesta a valori tipicamente compresi tra il 96,6 e il 98% di tale quantità). Per quanto concerne l energia richiesta al SdA, questa risulta invece sensibilmente variabile in funzione della taglia dell impianto installato: GFV di potenza nominale di poco superiore alla Hosting Capacity del nodo di connessione necessitano di una quantità di energia immagazzinabile piuttosto ridotta (di poco superiore ad un ora equivalente di funzionamento alla potenza massima del GFV), per GFV con potenze molto maggiori della HC si sono invece evidenziate capacità richieste più rilevanti (nell ordine di 5-6 ore equivalenti). L onere derivante dalla mancata produzione a cui risulterebbe soggetto un GFV, se con potenza superiore alla HC del nodo di connessione, è risultato piuttosto limitato, rispetto al beneficio dell incremento di HC conseguente alla decurtazione di produzione. Una fase successiva dello studio ha invece esplorato le modalità di utilizzo di un SdA allo scopo di migliorare la prevedibilità di un aggregazione di carichi/utenze attive. A tal fine si è posta l attenzione sui margini di miglioramento della prevedibilità della fonte solare mediante l applicazione di un SdA teso a compensare, instante per istante, gli scostamenti tra i profili di immissione dichiarati e quelli effettivamente conseguiti dal GFV. In particolare si è osservato come la taglia del SdA, in potenza e in energia, sia strettamente dipendente dalle prestazioni del MdP utilizzato per effettuare la stima dei livelli di produzione del GFV. I valori determinati, fortemente conservativi data la semplicità dei MdP impiegati, hanno evidenziato come un SdA con potenza prossima al 35% della taglia del GFV sia in genere sufficiente a limitare gli errori di predizione entro i limiti prefissati. In modo analogo, un energia stoccabile nel SdA pari a poco più di 3 ore equivalenti di funzionamento alla potenza massima del GFV risulta idonea agli scopi di regolazione. Si osserva inoltre che la capacità di stoccaggio richiesta al SdA potrebbe essere decisamente ridotta, rendendo l applicabilità di tali apparati nelle reti di distribuzione assai più realistica, qualora si accettasse una predicibilità dei profili di scambio con la rete su un arco temporale ridotto (ad esempio, all ora o al quarto d ora). In questo caso, infatti, la maggiore prevedibilità intrinseca dei profili di prelievo/immissione assicurerebbe un adeguato grado di dispacciabilità delle risorse di carico e di generazione, anche a fronte di prestazioni più limitate del SdA. V. BIBLIOGRAFIA [1] ALPEnergy, Virtual Power Systems White Book, Draft Version n 3, 27 maggio 2009, disponibile su [2] Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79, Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 75 del 31 marzo [3] Delibera ARG/elt 99/08, Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive - TICA), 24 luglio [4] Delibera ARG/elt 5/10, Condizioni per il dispacciamento dell energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili, 29 gennaio [5] Delibera ARG/elt 25/09, Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita in Italia per l'anno 2006 ed analisi dei possibili effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale, 4 marzo [6] CEI EN 50160, Caratteristiche della tensione fornita dalle reti pubbliche di distribuzione dell energia elettrica, 3 Ed., CEI, [7] D. Bertini, R. Cicoria, J. Silva de Assis, A. Silvestri, D. Falabretti, V. Olivieri, La penetrazione della Generazione Distribuita nelle attuali reti elettriche italiane, ENEA Ricerca sul Sistema Elettrico SpA, Rapporto Tecnico RdS , [8] Decreto Ministeriale 6 agosto 2010, Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare. [9] E. Collino, M. Masotti, D. Ronzio, Modelli per la stima della radiazione solare diretta e globale: applicazioni e verifiche, ENEA Ricerca sul Sistema Elettrico SpA, Rapporto Tecnico RdS , [10] Delibera ARG/elt 181/10, Attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 6 agosto 2010, ai fini dell incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, 20 ottobre [11] Documento per la consultazione DCO 34/10, Attuazione del Decreto del Ministro dello Sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 6 agosto 2010, ai fini dell incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici, 20 ottobre 2010.

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