Provvedimenti per garantire la stabilità del SEN con Sistemi di Accumulo dell energia

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1 Provvedimenti per garantire la stabilità del SEN con Sistemi di Accumulo dell energia TRENTO, 22 MAGGIO 2013 Ing. Anna Carolina Tortora 1

2 1. Criticità connesse alle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) 2. Soluzioni offerte dai Sistemi di Accumulo 3. Progetti Terna inerenti i Sistemi di Accumulo 4. Contesto regolatorio 2

3 1. Criticità connesse alle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) 2. Soluzioni offerte dai Sistemi di Accumulo 3. Progetti Terna inerenti i Sistemi di Accumulo 4. Contesto regolatorio 3

4 Criticità connesse alle FRNP La gestione delle FRNP comporta un aumento dei costi del sistema per effetto di: Obbligo ritiro rinnovabili (Corrispettivo MPE) Incremento delle Congestioni di rete o Congestioni locali su tratte a 150 kv o Congestioni di rete Impatto sui requisiti e sulla disponibilità dei margini di riserva o Maggiore fabbisogno di riserva a causa della intermittenza/incertezza di previsione della produzione delle fonti rinnovabili non programmabili o Riduzione dei margini di riserva disponibili su impianti convenzionali Le FRNP comportano anche una maggiore flessibilità richiesta agli impianti convenzionali o Necessità di frequenti fermate ed avviamenti Rapide rampe di presa e di rilascio carico o Criticità principali: Congestioni di rete Riduzione della capacità regolante Riduzione dell inerzia del sistema Gestione minimi diurni e notturni 4

5 Congestioni di rete L integrazione delle FRNP in rete comporta un aumento di costi per la gestione del sistema dovuto a: TERMOLI LARINO Taglio delle rinnovabili Congestioni di rete Incremento della necessità di riserva terziaria per far fronte all aleatorietà delle FRNP FOGGIA PRESENZANO é GARIGLIANO CANDELA S. SOFIA BENEVENTO S. MARIA C. V. PATRIA MONTECORVINO ANDRIA BARI OVEST MATERA TARANTO P producibile P immessa Capacità di transito Taglio FRNP LAINO ALTOMONTE ROSSANO Azioni avviate da Terna Potenziamento infrastruttura 5

6 Riduzione della capacità regolante La riserva rotante primaria è essenziale per contenere le deviazioni di frequenza causate da squilibri tra carico e generazione entro limiti accettabili per il SEN. Il Codice di Rete prescrive a tutte le UP in servizio, con potenza efficiente non inferiore a 10 MW, di fornire una banda per la regolazione primaria non inferiore al ±1,5% della potenza efficiente. Le UP alimentate da FRNP sono escluse dall obbligo di fornitura della riserva primaria MW Curve di durata riserva primaria ( ) Evidente riduzione della disponibilità di riserva primaria a seguito della crescente generazione da FRNP ore 1 Ultimo aggiornamento Settembre Riduzione della capacità regolante nell ordine del 25%-30% negli ultimi 4 anni Azioni avviate da Terna Riduzione import estero In Sardegna, utilizzo del Sa.Pe.I in regolazione (Annex) 6

7 Riduzione dell inerzia del sistema Ad una diminuzione dell inerzia del sistema deve corrispondere una contrazione dei tempi di reazione delle contromisure previste dal piano di difesa (regolazione primaria, EAC, ecc ). La stessa regolazione primaria ha tempi di intervento che possono essere inadeguati al contenimento degli scarti di frequenza entro limiti accettabili. Il decadimento più rapido accresce la probabilità d intervento degli EAC e la quantità di carico distaccato. Simulazione caso Sicilia (in Isola) Confronto andamento frequenza in assenza ed in presenza della generazione distribuita per circa 600 MW effettivi; La riduzione dell inerzia del sistema può richiedere sistemi di regolazione ultraveloci per contenere gli scarti di frequenza a seguito di squilibri carico-generazione Azioni avviate da Terna Utilizzo dei pompaggi Retrofitting impianti FV 7

8 Gestione minimi notturni e diurni Nei giorni di basso carico (soprattutto quelli ad alto irraggiamento) si verifica un surplus di generazione nelle ore centrali diurne con problemi di bilancio e di riserva a scendere. La riduzione di ulteriore generazione termoelettrica, in parte già operante ai minimi tecnici, causerebbe infatti l assenza di capacità regolante non solo nel periodo di minimo ma anche in quelli successivi a causa dei tempi di avviamento di detti impianti. a) Copertura fabbisogno per tipo di generazione ed import b) Criticità per produzione FV Azioni avviate da Terna Riduzione import estero Taglio FRNP 8

9 1. Criticità connesse alle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) 2. Soluzioni offerte dai Sistemi di Accumulo 3. Progetti Terna inerenti i Sistemi di Accumulo 4. Contesto regolatorio 9

10 Tecnologie di Accumulo: Energy Intensive vs Power Intensive Energy intensive: Possibilità di accumulare grandi quantità di energia Power intensive: Possibilità di erogare/assorbire grandi potenze in tempi brevi Le caratteristiche di ciascuna tecnologia ne determinano l idoneità a svolgere determinate funzioni e/o applicazioni 10

11 Risoluzione delle congestioni ENERGY INTENSIVE : 380 kv : 220 kv : 150 kv : Contingenza : Sovraccarica : SdA Integrazione Dynamic Rating Interconnessione CSUD-SUD Gli SdA sono in grado di ripristinare il margine di capacità di transito fornita dal dynamic rating nel caso in cui quest ultimo violi le condizioni di esercizio N-1 Dir.ce 150 kv FOG-DEL-ANR Direttrice con surplus di generazione Dir.ce 150 kv SCD-ROS Dir.ce 150 kv BR-BAO Tempo reale L integrazione degli SdA con il Piano di Difesa conduce ad un incremento di capacità di transito per far fronte a contingenze che possono verificarsi nella gestione della rete. Questa caratteristica migliora la sicurezza della rete sia in condizione di esercizio N che N-1 Da programma I transiti interzonali di energia possono essere gestiti tramite l attivazione degli SdA. In questo modo è possibile risolvere sia le congestioni interzonali di mercato che le congestioni locali 11

12 Reintegro della capacità di regolazione POWER INTENSIVE PRODUZIONE CONVENZIONALE FRNP SdA No regolazione primaria Regolazione primaria con banda di regolazione: ± 1,5% P eff (*) Riduzione potenza immessa con 50.3Hz<f<51.5Hz Regolazione primaria con banda di regolazione: ±100% P nominale dell impianto Possibilità di ovviare alla riduzione della capacità regolante causata dalla forte penetrazione degli impianti di generazione da FRNP * Potenza efficiente 12

13 Frequenza 50Hz Performance nella regolazione Inerzia del sistema Regolazione primaria Tempo (MW) P regolata 100% 50% POWER INTENSIVE 50% SdA 100% 100% Tempo (s) Disponibilità riserva primaria Sicilia: 160 MW Disponibilità riserva primaria Sardegna: 60 MW + BMI ( 80 MW) Termoelettrico SdA Regolazione primaria Banda di regolazione: ± 1,5% P eff Almeno metà entro 15 sec Tutta entro 30 sec Mantenimento per almeno 15 min Banda di regolazione: ± 100%P nom dell impianto Tutta entro 1 sec (regolazione ultrarapida) Eventuale sovraccaricabilità Inerzia del sistema Inerzia delle masse rotanti Effetto non regolabile (statismo) Inerzia sintetica Effetto regolabile 13

14 Altre funzionalità del SdA ENERGY/POWER INTENSIVE Mezzo per consentire l attivazione di DSC veloci Possibilità di intervenire su evento in maniera tale da poter mitigare situazioni potenzialmente critiche dovute ad esempio alla mancanza di disponibilità di risorse veloci Integrazione con i sistemi di previsione Pianificazione dei servizi erogabili in funzione della generazione da FRNP prevista Bilanciamento dell errore di previsione Integrazione con Dynamic Thermal Rating Supporto alla gestione dinamica della rete 14

15 SdA: analisi dei benefici Applicazioni tradizionali SdA Nuove applicazioni SdA I benefici connessi all uso degli SdA sono molteplici e non sempre cumulabili, poichè strettamente dipendenti dalla funzione primaria alla quale il sistema è destinato L individuazione di una corretta benefit function permetterebbe sia di massimizzare il ritorno dell investimento che di selezionare la giusta tecnologia e/o il giusto mix di tecnologie Risoluzione delle congestioni Riserva Regolazione Terziaria Secondaria Regolazione Primaria Power Quality Black Start Demand charge management 15

16 1. Criticità connesse alle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) 2. Soluzioni offerte dai Sistemi di Accumulo 3. Progetti Terna inerenti i Sistemi di Accumulo 4. Contesto regolatorio 16

17 Terna e i Sistemi di Accumulo Energy Intensive Piano di Sviluppo MW Piano di Difesa MW Totale Power Intensive + Integrazione con il SEN 1 st fase Sperimentale 16 MW 300 M 2 nd fase Completamento PdD 24 MW 17

18 Quale mix tecnologico è ottimale per ottimizzare il rapporto costi/benefici? CONCETTUALE Benefici/Costi Un uso limitato comporterà: CAPEX bassi Alte perdite Alti costi di O&M Un uso medio comporterà: CAPEX medio-alti Rendimento medio Elevato numero di cicli Un uso intenso e continuativo comporterà: CAPEX elevati Rendimento elevato Bassi costi O&M Elevato numero di cicli Lo sviluppo di nuove tecnologie porterà ad un indubbio vantaggio nel selezionare il giusto mix tecnologico sia in base all utilizzo previsto, che alle differenti performance desiderate Tale criterio deve essere applicato nei criteri di pianificazione rete, nella programmazione dei servizi e nei criteri di dispacciamento delle risorse cicli 18

19 Piano di Sviluppo 2011 Requisiti 35 MW SdA Energy Intensive Funzionalità richieste Riduzione delle congestioni sulle dorsali HV; Incremento della riserva primaria; Incremento della riserva terziaria; Regolazione di tensione; Requisiti tecnici Rapporto Energia/Potenza 7 MWh/MW; AC roundtrip efficiency 75%; Tempi di risposta rapidi; 19

20 Piano di Sviluppo 2011: Sistemi di Accumulo Entro fine 2014 Nel Sud Italia su direttrice 150 kv: Benevento 2 Celle San Vito 12 MW 12 MW Nel Sud Italia su direttrice 150 kv: Benevento 2 Bisaccia ,8 MW 10,8 MW 12 MW Totale: 35 MW 20

21 Piano di Difesa 2012 Criticità e Requisiti 40 MW SdA Power Intensive Criticità Strumenti inadeguati al controllo di transienti di frequenza Bassa riserva primaria Bassa inerzia del sistema dovuta all aumento di generazione statica Diminuzione carichi interrompibili Difficoltà nell esercire la rete in condizioni di basso carico Requisiti tecnici Tempi di intervento ultra-rapidi Alto rapporto Potenza/Energia AC Rountrip Efficiency >85% 21

22 Piano di Difesa: Sistemi di Accumulo 1 Fase 2 Fase Sardegna: 8 MW Ottana Sardegna: 12 MW TBD Sicilia: 8 MW TBD Sicilia: 12 MW TBD Totale 1 fase: 16 MW Totale 2 fase: 24 MW Totale: 40 MW 22

23 1. Criticità connesse alle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) 2. Soluzioni offerte dai Sistemi di Accumulo 3. Progetti Terna inerenti i Sistemi di Accumulo 4. Contesto regolatorio 23

24 Contesto Regolatorio Italiano Tramite la delibera 288/2012/R/EEL l AEEG ha manifestato interesse verso i Sistemi di Accumulo e i progetti Terna, pubblicando successivamente ulteriori due delibere Delibera 66/2013/R/EEL Energy Intensive Progetti Energy intensive approvati: o 35 MW da sviluppare in 3 siti nel Sud Italia Extra-remunerazione approvata: +2% on WACC base Power Intensive Prima Fase Delibera 43/2013/R/EEL Progetti Power Intensive approvati: o 8 MW in Sicilia o 8 MW in Sardegna Extra-remunerazione approvata: +2% on WACC base Seconda Fase Extra-remunerazione approvata: +1.5% on WACC base 24

25 ANNEX 25

26 Contributo del Sa.Pe.I alla regolazione di frequenza Sa.Pe.I Collegamento HVDC tra Sardegna e Penisola Italiana, ±500 kv MW. Regolazione di frequenza Capacità del Sa.Pe.I Possibilità di: impostare i parametri di: 1) Banda di regolazione; 2) Gradiente di potenza; 3) Energia regolante; invertire rapidamente il flusso di potenza in caso di necessità; Regolazione di frequenza Criticità del Sa.Pe.I L erogazione del servizio di regolazione di frequenza è soggetto a limitazioni rilevanti dovute a: bassa potenza di corto circuito alla stazione di Fiume Santo a causa della forte presenza di FRNP nell isola; il collegamento presenta una Banda di funzionamento interdetta che va dai -50MW ai +50MW, potenze minime per il corretto funzionamento. 26