Costi e benefici dei sistemi di accumulo in applicazioni «lato cliente»

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1 Seminario AEIT Sezione Trentino - Alto Adige Südtirol GENERAZIONE DA FONTI NON PROGRAMMABILI (FERNP): ACCUMULO DI ENERGIA Trento, 22 maggio 2015 Costi e benefici dei sistemi di accumulo in applicazioni «lato cliente» Diana Moneta, Michele Benini

2 Storia e Missione Costituita alla fine del 2005 come Società separata, RSE è oggi partecipata totalmente da capitale pubblico: Socio unico GSE S.p.A.(Gestore Servizi Energetici) Dalla Divisione di R&S di ENEL, passando attraverso CESI (forte collegamento con Enel, Terna, compagnie elettriche), ora RSE (Ricerca sul Sistema Energetico) La missione è svolgere attività di ricerca in campo elettro-energetico finanziata a livello nazionale e internazionale

3 Contesto Elevata e crescente penetrazione di fonti rinnovabili, in particolare non programmabili Progressiva riduzione della quota di domanda coperta dalle unità dispacciabili, abilitate alla fornitura di servizi di dispacciamento Crescente domanda di servizi di dispacciamento per far fronte all aleatorietà delle fonti rinnovabili Necessario un progressivo coinvolgimento delle fonti rinnovabili stesse nella fornitura di servizi di dispacciamento (es.dco 557/2013/R/EEL) Quale ruolo per l autoconsumo? Nel 2014: +385 MW FV +85 MW eolico (fonte: Terna - Gaudì)

4 Obiettivo Far evolvere le reti, in particolare di distribuzione, verso soluzioni sempre più «smart», nelle quali l Italia è all avanguardia Introdurre una maggiore flessibilità nel sistema elettrico, a tutti i livelli i Sistemi di Accumulo (ESS) elettrochimico sono la tecnologia più promettente per far fronte alle nuove esigenze del sistema elettrico analisi costi-benefici di ciascuna applicazione, per valutarne la profittabilità o la distanza che ancora separa l applicazione dalla sostenibilità economica

5 Valutazione dei casi d uso Considerati sia casi relativi alla fornitura di servizi di sistema (regolazione primaria, bilanciamento, inerzia sintetica) che alla gestione dei flussi di energia per un prosumer Considerate sia applicazioni di ESS in configurazione stand-alone, che accoppiati ad impianti di generazione sia rinnovabili che convenzionali Assunti diversi contesti regolatori, sia attuali che prospettici Valutazioni costi-benefici effettuate sulla base di simulazioni dell esercizio di ESS in situazioni realistiche

6 Applicazioni considerate Partecipazione di un ESS stand-alone al Mercato di Bilanciamento Bilanciamento a scendere con time-shift di energia fornito da un ESS accoppiato ad un impianto eolico Regolazione primaria fornita da un ESS stand-alone Regolazione primaria fornita da un ESS accoppiato ad un impianto a carbone Regolazione primaria fornita da un ESS accoppiato ad un impianto eolico «Inerzia sintetica» fornita da un ESS stand-alone Utenza con impianto fotovoltaico (Prosumer)

7 Partecipazione di un ESS stand-alone al Mercato di Bilanciamento

8 Metodologia Obiettivo: valutare i ricavi potenzialmente conseguibili da un ESS stand-alone che partecipi al Mercato di Bilanciamento con offerte a salire ed a scendere per regolazione secondaria e regolazione terziaria Lo scopo non è definire strategie di offerta realistiche, ma determinare dei livelli di prezzo che consentano di stimare i ricavi potenzialmente conseguibili Considerate offerte accettate nel periodo Maggio Aprile Per ciascuna zona di mercato e per ciascun quarto d ora, si sono definiti i prezzi di offerta a salire P UP e a scendere P DN del ESS come media dei prezzi delle offerte accettate nel quarto d ora precedente Analizzati i risultati del mercato in ciascun quarto d ora dell anno considerato Se, nel quarto d ora, vi sono state offerte a salire accettate ad un prezzo superiore a P UP o offerte a scendere accettate ad un prezzo inferiore a P DN, allora l offerta del ESS sarebbe stata accettata dal mercato Nello stesso quarto d ora vi possono essere offerte accettate sia a salire che a scendere, nel qual caso, se il ESS non è completamente scarico, si seleziona l offerta a salire, altrimenti quella a scendere Zone di mercato, tecnologie ESS

9 Metodologia Se l offerta del BESS a salire / a scendere fosse stata accettata, esso ne avrebbe avuto un ricavo / costo pari a P UP / P DN per l energia scaricata / caricata a potenza nominale, nei limiti della quantità accettata e dello Stato di Carica (SoC) corrente Si sono considerate quattro tipologie di BESS:

10 Risultati: regolazione secondaria Ricavi netti [k /anno] per regolazione secondaria nelle varie zone

11 Risultati: regolazione secondaria Numero di cicli equivalenti / anno per regolazione secondaria nelle varie zone

12 Risultati: regolazione terziaria Ricavi netti [k /anno] per regolazione terziaria nelle varie zone

13 Risultati: regolazione terziaria Numero di cicli equivalenti / anno per regolazione terziaria nelle varie zone

14 Conclusioni In alcune zone i ricavi possono essere interessanti ( k /anno ed oltre Nel caso del Litio, ciò implica un elevato numero di cicli equivalenti, che porterebbe la batteria a fine vita prima di recuperare l investimento Nel caso NaS, assumendo un costo di 2,5 M ed una vita di 4500 cicli, in alcune zone l investimento potrebbe essere recuperato, ma in un tempo superiore a 10 anni Nel caso Redox, assumendo un costo di 4,5 M ed una vita di cicli, solo nel caso della regolazione secondaria si potrebbe recuperare l investimento in alcune zone, ma in tempi molto più lunghi di 10 anni Nel caso NaNiCl, assumendo un costo di 2,5 M ed una vita di 4500 cicli, l investimento non sarebbe recuperabile entro la vita della batteria

15 ESS sul Mercato di Bilanciamento - risultati Ricavi interessanti in alcune zone (anche k /anno ed oltre), ma al costo di un numero di cicli elevatissimo, in particolare per le tecnologie con basso rapporto energia/potenza, con conseguente rapido raggiungimento del fine vita; Payback time semplice superiore a 10 anni anche nel caso migliore

16 Bilanciamento a scendere con time-shift di energia fornito da ESS accoppiato a impianto eolico

17 Metodologia Ipotetica evoluzione del quadro regolatorio: anche le FRNP abilitate alla fornitura del servizio di bilanciamento a scendere, e quindi, al pari delle unità convenzionali, siano obbligate a offrire tutto il margine a scendere Impianto FRNP offre tale margine a 0 /MWh; in caso di chiamata a scendere si mantiene l intero valore di energia venduta su MGP, ma si perde il diritto all incentivo sull energia non prodotta (es. CV, feed-in premium). -> Accoppiare l impianto FRNP con un ESS, in grado di accumulare l energia tagliata in seguito all ordine a scendere e di rivenderla poi su MGP nelle ore a prezzo più elevato L energia accumulata nel ESS fino alla gate closure di MGP viene rivenduta su D+1, mentre quella accumulata successivamente viene rivenduta D+2 Nelle ore in cui l energia è rivenduta si procede in ogni caso alla scarica, anche in caso di nuovi ordini a scendere, per evitare saturazione ESS Impianto eolico da 6,5 MW (dati di produzione nel periodo da Maggio 2013 ad Aprile 2014), localizzato nelle zone meridionali più vocate alla produzione eolica, abbinato a ESS di diversa tecnologia

18 Metodologia impianto eolico da 6,5 MW per il quale si disponeva dei dati di produzione nel periodo da Maggio 2013 ad Aprile 2014 ipotizzato localizzato nelle zone meridionali più vocate alla produzione eolica, oltre che accoppiato con 5 tipi diversi di BESS:

19 Risultati In tabella sono riportati i ricavi annui [ /anno] conseguibili che, anche se integrati dagli incentivi sull energia RES reimmessa in rete, sono molto lontani dal recupero dell investimento in tempi ragionevoli Infatti, in questa applicazione i BESS risultano sottoutilizzati, svolgendo solo circa un centinaio di cicli equivalenti all anno

20 Bilanciamento a scendere ESS + eolico - Risultati Ricavi molto lontani dal consentire un ritorno dell investimento in tempi ragionevoli, a causa del sotto-utilizzo di ESS (dell ordine di un centinaio di cicli equivalenti / anno) Il caso d uso si riferisce a un ipotetico futuro quadro regolatorio nel quale anche le FRNP siano abilitate alla fornitura del servizio di bilanciamento a scendere

21 Regolazione primaria fornita da un ESS stand-alone

22 Metodologia ESS stand-alone che fornisce il servizio di regolazione primaria, remunerato in energia secondo quanto previsto dalla delibera AEEGSI 231/2013/R/EEL Per il controllo del ESS si è simulato un regolatore proporzionale analogo a quello degli impianti convenzionali, con curva di risposta caratterizzata da: una banda morta f db attorno alla frequenza di 50 Hz una potenza massima di saturazione P sat che il ESS può erogare o assorbire in regolazione primaria, posta pari alla potenza nominale del ESS una frequenza di saturazione f sat alla quale la potenza erogata o assorbita dal ESS è pari a P sat

23 Metodologia (2) Si è inoltre implementata una strategia di gestione del SoC che, quando non vi sono richieste di regolazione (entro la banda morta), carica o scarica il ESS per riportare il SoC entro l intervallo prestabilito 73% 92% [sbilanciamenti: unità non abilitate] Zona Nord, Sicilia; misure frequenza (7 settimane)

24 Metodologia Gli scambi di energia per ripristinare il SoC sono valorizzati ai prezzi di sbilanciamento per le unità non abilitate Su una serie storica di frequenza di rete misurata ogni 100 ms in un periodo di 7 settimane si è quindi simulato l utilizzo di un BESS da 2 MW / 4 MWh al Litio, collocato nella zona Nord o nella zona Sicilia, con i seguenti parametri: f db = 10 mhz e 20 mhz f sat = 50 mhz, 100 mhz e 200 mhz

25 Risultati Al ridursi di f db e di f sat le richieste di energia di regolazione crescono, facendo crescere anche i profitti netti conseguiti I profitti netti sono più elevati nella zona Nord, a causa dei minori costi, rispetto alla Sicilia, relativi all acquisto di energia per regolazione in sovrafrequenza e per il ripristino del SoC entro l intervallo prestabilito I profitti netti estrapolati su un anno nel caso migliore ( f db = 10 mhz e f sat = 50 mhz) sono pari a 78,5 k per la zona Nord e 52,1 k in Sicilia, molto lontani dal consentire un ritorno dell investimento in tempi ragionevoli

26 Regolazione primaria - ESS stand-alone - Risultati Profitti netti dell ordine di k /anno per un SdA da 2 MW / 4 MWh, molto lontani dal consentire un ritorno dell investimento in tempi ragionevoli Un diverso quadro regolatorio, che remuneri la capacità disponibile, potrebbe rendere interessante l applicazione (es. in Germania ~3750 /MW/settimana)

27 Regolazione primaria fornita da ESS accoppiato a un impianto a carbone

28 Metodologia Le unità abilitate devono obbligatoriamente fornire il servizio di regolazione primaria per una banda a salire ed a scendere di ampiezza pari all 1,5% della potenza nominale Un unità di produzione molto competitiva per i bassi costi di combustibile e gli elevati rendimenti, come il gruppo 2 UltraSuperCritico a carbone della centrale ENEL di Torrevaldaliga Nord, quando viene dispacciato dal mercato alla potenza massima perde sempre l 1,5% dei potenziali ricavi, dovendo mantenere una corrispondente banda a salire Si ipotizza di accoppiare tale unità con un ESS al Litio da 10 MW/10 MWh (la banda di regolazione pari a 9,37 MW) a cui demandare il servizio di regolazione primaria, consentendo all unità di funzionare a potenza nominale quando a ciò chiamata dal mercato Costo specifico ESS di 1,2 M /MWh, ossia costo totale di 12 M

29 Metodologia (2) Analizzati i risultati di MGP tra Giugno 2013 e Maggio 2014, calcolando i mancati ricavi dell unità a causa del requisito di regolazione primaria - > risultano pari a 3,074 M Tale produzione aggiuntiva avrebbe un costo di 1,266 M, assumendo un costo del carbone pari a 11 /Gcal, un rendimento del 43% e costi di O&M pari a 2,3 /MWh In media, su lunghi periodi l energia erogata per la regolazione primaria a salire è uguale a quella assorbita a scendere -> a causa della sua efficienza inferiore a 1 il ESS tende naturalmente a scaricarsi Conservativamente, si assume di dover ricaricare totalmente ESS ogni giorno (10 MWh) --> al costo di produzione dell unità a carbone, corrisponde complessivamente a 88,7 k / anno

30 Risultati Il bilancio tra ricavi e costi calcolati in precedenza porta ad un profitto annuo di 1,719 M Ipotizzando che tale performance sia replicabile in futuro, per l investimento nel BESS ne conseguirebbe un payback time semplice di circa 7 anni

31 Reg. primaria - ESS + impianto a carbone - Risultati ESS fornisce il servizio di regolazione primaria al posto di un impianto a carbone, consentendogli di produrre a potenza nominale quando a ciò chiamato dal mercato, invece che al 98,5% di Pnom Risultati: impianto di Torrevaldaliga Nord, ESS da 10 MW / 10 MWh, payback time semplice di circa 7 anni

32 Regolazione primaria fornita da un ESS accoppiato a un impianto eolico

33 Metodologia Attualmente le unità FRNP non sono abilitate alla fornitura del servizio di regolazione primaria, tuttavia un loro maggiore coinvolgimento è auspicabile Considerati due ipotetici scenari futuri in cui anche FRNP siano obbligate a fornire la regolazione primaria nei due modi seguenti: per una banda fissa pari all 1,5% della potenza nominale, ma solo se l impianto sta producendo ad un livello di potenza pari ad almeno il 5% della potenza nominale per una banda variabile, pari all 1,5% della potenza generata in ogni istante

34 Metodologia (2) Si considera impianto eolico di nuova costruzione, asta tariffa incentivante con ribassi sulla tariffa base (127 /MWh): pari al 10%, ottenendo una tariffa di 114,3 /MWh pari al valore massimo del 30%, ottenendo una tariffa di 88,9 /MWh Utilizzando i dati reali di produzione su un anno di un impianto eolico da 106 MW, calcolato il ricavo mancato a causa della banda di regolazione primaria a salire Accoppiato ESS Litio 1,59 MW/1,59 MWh, 1,2 M /MWh Ripristinato giornalmente SoC

35 Metodologia Mancati ricavi [ /anno] per regolazione primaria Assumiamo quindi di accoppiare l impianto eolico con un BESS al Litio da 1,59 MW / 1,59 MWh con un costo specifico di 1,2 M /MWh Anche in questo caso assumiamo di ripristinare quotidianamente lo stato di carica con un costo annuo di 66,3 k e di 51,6 k, rispettivamente per i due livelli di tariffa incentivante assunti

36 Risultati Considerando quindi i ricavi mancati ed i costi definiti in precedenza, il payback time semplice dell investimento nel BESS nei vari casi è il seguente:

37 Reg. primaria ESS + impianto eolico - Risultati ESS fornisce il servizio di regolazione primaria al posto di impianto eolico, consentendogli di produrre alla massima potenza possibile senza dover riservare la banda di regolazione a salire Risultati: impianto eolico nuovo, tariffa feed-in corrispondente al massimo ribasso in asta (88,9 /MWh), banda di regolazione 1,5% Pnom, payback time semplice inferiore a 4 anni Ipotetico futuro quadro regolatorio nel quale anche le FRNP sono obbligate a fornire il servizio di regolazione primaria

38 «Inerzia sintetica» fornita da un ESS stand-alone

39 Metodologia Le variazioni di frequenza dovute a sbilanciamenti tra generazione e carico sono contrastate nelle prime centinaia di millisecondi dall inerzia meccanica delle macchine rotanti dei generatori convenzionali La crescente penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili, connesse alla rete tramite convertitori, riduce l inerzia complessiva del sistema, portando a maggiori gradienti e deviazioni massime di frequenza in caso di contingenze Il ESS, sfruttando anche la possibilità di essere sovraccaricati per brevi intervalli di tempo, può fornire «inerzia sintetica» e regolazione primaria veloce al sistema, rispondendo in maniera molto rapida alle derivate di frequenza. Il contributo inerziale e la regolazione primaria sono temporalmente accoppiati -> nuova tipologia di regolazione

40 Metodologia (2) Simulato l utilizzo di quattro ESS da 5 MW / 5 MWh per fornire supporto inerziale e/o regolazione primaria veloce, per far fronte alla perdita di un unità da 260 MW nella rete della Sardegna in isola Considerati diversi casi: NO-RES: caso riferimento, senza generazione rinnovabile, senza ESS SI-RES: massima produzione RES, senza ESS ESS-1: supporto inerziale a 110% P nominale ESS-2: regolazione primaria veloce a 110% P nominale ESS-3: sia inerzia che primaria a 110% P nominale ESS-4: supporto inerziale a 300% P nominale ESS-5: regolazione primaria veloce a 300% P nominale ESS-6: sia inerzia che primaria a 110% P nominale ESS-7: sia inerzia che primaria senza limiti di potenza erogata

41 Risultati Impatto sulla frequenza nei vari casi per la contingenza sulla rete sarda

42 Risultati Grazie a velocità dei ESS, molto superiore a quella delle unità convenzionali, la sola regolazione primaria (senza inerzia sintetica) può migliorare la risposta transitoria di frequenza del sistema, soprattutto in sistemi elettrici di estensione limitata, soprattutto se si può sfruttare un sovraccarico temporaneo del ESS L aggiunta del contributo inerziale migliora la risposta, ma questo può richiedere più elevati sovraccarichi temporanei del ESS, con ricadute su costo e invecchiamento del componente da valutare

43 «Inerzia Sintetica» / reg. primaria rapida - risultati ESS utilizzato per far fronte alla carenza di inerzia meccanica nel sistema Risultati: ESS estremamente efficaci per via della risposta molto rapida alle derivate di frequenza, eventualmente sfruttando la possibilità di sovraccarico temporaneo; Benefici difficili da quantificare (servizio non remunerato; black-out evitato, evento raro ma dal costo rilevantissimo) Cfr. progetti pilota «power intensive» di TERNA in Sicilia ed in Sardegna, nell ambito del Piano di Difesa

44 Utenze con impianto fotovoltaico (Prosumer)

45 Metodologia Condotta analisi costi/benefici per tre tipologie di utenti dotate di impianto FV: residenziale industriale terziario mediante: calcolo delle quote di autoconsumo attuali stima delle quote di autoconsumo ottenibili con ESS di differenti taglie confronto dei flussi economici nei due casi

46 Caso utenza residenziale Dati orari di consumo anno 2011 di circa 400 clienti Produzione fotovoltaica oraria 2010; NO incentivi su FV, NO detrazioni fiscali, minimo garantito di ritiro dedicato (no scambio sul posto ) ESS vita utile 10 anni Ipotizzata logica funzionamento ESS molto semplice (Pgen>Pcons-> in ESS, se SoC>SoCmax-> in rete; Pgen<Pcons-> da ESS, fino a SoCmin) Valutata % clienti che ottiene beneficio in funzione di riduzione costo ESS rispetto al caso base Margine operativo lordo [ /anno] ESS Costo ESS costo ESS caso base: Fisso: 750 (3kW) Variabile: 300 /kwh Durata: 10 anni

47 Metodologia Massimizzare la redditività dell impianto in base al premio per l autoconsumo dato dall introduzione del V Conto Energia. Valutazione delle quote attuali di autoconsumo degli utenti domestici dotati di un impianto fotovoltaico Stima delle quote di autoconsumo ottenibili tramite l inserimento di un sistema di accumulo dell energia prodotta dai pannelli fotovoltaici Impianti sugli edifici Intervallo di potenza [kw] Tariffa omnicomprensiva [ /kwh] Tariffa premio sull'energia consumata in sito [ /kwh] 1 <= P <= 3 0,208 0, < P <= 20 0,196 0, < P <= 200 0,175 0, < P < ,142 0, < P <= ,126 0, utenti con monitoraggio annuale P > ,119 0,37

48 Dati utilizzati: consumi Consumi: monitoraggiodei consumi di energia elettrica su base oraria nell anno 2011 di circa 1000 utenti residenziali sparsi sul territorio italiano. Identificati utenti con monitoraggio annuale completo -> 399 utenti residenziali individuati Profilo di carico Zona geografica di appartenenza (Nord, Centro, Sud, Sicilia, Sardegna) % Utenti Anno 2011 Consumi[kWh/anno] N utenti < C < C > Consumi [kwh]

49 Dati utilizzati: produzione FV Produzione FV: monitoraggio su base oraria della produzione italiana nell anno Produzione aggregata per area geografica Potenza installata per mese e per area geografica

50 Profili di carico degli utenti Area geograficadi appartenenza degli utenti Profili di produzione Metodologia utilizzo ESS kwp impianto FV DOD accumulo Rendimento accumulo Tipo di tariffa (flat/bioraria) Costo dell accumulo /kwh Orizzonte di funzionamento accumulo (anni) Costo dell energia elettrica, tariffa onnicomprensiva e incentivo autoconsumo IN Algoritmo PARAMETRI costo ESS: Fisso: 750 (3kW) Variabile: 300 /kwh Durata: 10 anni OUT Profilodi scambioe percentuale dell autoconsumo in funzione dell accumuloa Dimensione minima dell accumulo in grado di minimizzare l assorbimento dalla rete Accumulo ottimo economico (massimizzazione dei profitti tenendo conto del costo dell accumulo)

51 Risultati simulazione Andamento della percentuale dell autoconsumo in funzione dell accumulo NO ACCUMULO 1 kwh % Autoconsumo % Autoconsumo 3 kwh 5 kwh % Utenti % Utenti % Utenti % Utenti % Autoconsumo % Autoconsumo

52 Risultati simulazione Determinazione dell accumulo ottimo economico(massimizzazione dei profitti tenendo conto del costo dell accumulo) Ipotesi: costo accumulo: Fisso: 750 (3kW) Variabile: 300 /kwh Durata: 10 anni Caso ideale

53 Risultati simulazione: 3 diversi utenti Area geografica: Sud Consumo: 4691 kwh/anno Consumo in F1:47% Guadagno: 11,35 /anno

54 Caso utenza industriale Utenza MT Nord Italia. Consumi 10 GWh, potenza impegnata 3,45 MW. Ipotizzato impianto FV 1,3 MWp Senza ESS, autoconsumo è già al 95% Ritiro dedicato Calcolo relativo al mese di marzo

55 Caso utenza terziario Utenza MT del centro nord (polo fieristico); 23 GWh/anno FV da 4.3 MWpgià presente; produzione 2013: 4,5 GWh, 80% autoconsumo Andamenti temporali potenza consumata (dipende da eventi) Energy shift giorno-notte: ipotizzato ESS di 2 MW / 0,5-8MWh Analizzato anche caso con maggiore taglia impianto FV % autoconsumo Taglia ESS [MWh] Andamento in funzione taglia ESS 500 /kwh batterie 500k inverter Vita utile 10 anni

56 Prosumer - risultati Analizzati diversi casi applicativi in utenze con FV; confronto con autoconsumo senza ESS e calcolo di margine operativo lordo su vita utile: Residenziale: aumenta il margine operativo lordo, solo per riduzioni costo complessivo ESS di 60-70% la percentuale di utenti che trova convenienza economica da ESS raggiunge 10% del campione Industriale: ESS sembrasuperfluo(autoconsumogiàelevato), payback time circa 15 anni Terziario: non si ha convenienza economica, anche con taglie differenti

57 Conclusioni La tecnologia deve migliorare e ridurre i costi, ma nuove regole di mercato sono ormai necessarie Le sperimentazioni avviate aiutano (vedi progetti pilota Terna e DSO), occorre sperimentare anche nuove regole di mercato Collaborazione tra istituzioni (MiSE + AEEGSI), industria (ANIE Energia) e ricerca (RSE) -> Libro Bianco ANIE-RSE I Sistemi di Accumulo rappresentano una soluzione flessibile e trasversale i cui benefici e applicazioni devono ancora essere compresi a fondo Occorre indagare ulteriormente la possibilità di svolgere diversi servizi sullo stesso ESS, al fine di poterne sommare almeno in parte i benefici, a parità di costi

58 Per maggiori dettagli:

59 Grazie per l attenzione! diana.moneta@rse-web.it