AEIT - Napoli, 29 novembre 2012

Presentazione

Associazione Energia ElettricaFederazione AEIT

L’ incremento in questi ultimi dieci anni delle F.E.R. e laloro crescente penetrazione, in particolare nel sud e nel-

le regioni insulari dell’Italia, ha posto la Rete di TrasmissioneNazionale di fronte a sfide sempre più critiche sia dal puntodi vista dello sviluppo della rete sia per mantenere un corret-to esercizio della stessa nelle condizioni di sicurezza e ade-guatezza richieste. Questa giornata di studio, promossa dal-l’AEE, vuole essere la prima di una serie di tre giornate lega-te ciascuna da questo filo conduttore.

L’obiettivo è quello di approfondire, partendo da un aggior-namento del GSE sulla penetrazione delle F.E.R., il tema, siadal punto di vista delle implicazioni che ha avuto sulla gestio-ne della rete e sulle necessità di sviluppo della stessa da partedi Terna sia con un esame delle soluzioni, dei prodotti e delleinnovazioni che nel breve-medio termine Ditte del settoredella Trasmissione promuovono per far fronte a queste sfide.Questa prima giornata si focalizzerà in primis sulla rete delcentro sud Italia.

Organizzato da:

AEE - Gruppo Tematico “Trasmissione dell’Energia Elettrica”AEIT Sezione di NapoliASTRI Associazione Scienze e Tecnologie per la Ricerca e l’Industriadella Federazione AEIT

In collaborazione con:Università di Napoli Federico II - Gruppo di Ricerca Consorzio EnSIEL - Diparti-mento di Ingegneria Elettrica e delle Tecnologie dell’Informazione

AEIT - Sezione di Napoli

Tel./Fax 0823 434523,

E-mail: ingninopagano@virgilio.it

www.aeit.it

Per informazioni

Con il contributo di:

Giovedì, 29 novembre 2012Aula Magna “Leopoldo Massimilla” Facoltà d’IngegneriaUniversità di Napoli “Federico II”Piazzale Tecchio 80, Napoli

Giornata di StudioLa Rete Elettrica di Trasmissione Nazionalee la Sfida delle Energie RinnovabiliL’evoluzione del Sistema di Trasmissione in Italia

Antonio Piccolo

Dipartimento di Ingegneria Industriale – Università di Salerno apiccolo@unisa.it

Presentazione

Associazione Energia ElettricaFederazione AEIT

L’ incremento in questi ultimi dieci anni delle F.E.R. e laloro crescente penetrazione, in particolare nel sud e nel-

le regioni insulari dell’Italia, ha posto la Rete di TrasmissioneNazionale di fronte a sfide sempre più critiche sia dal puntodi vista dello sviluppo della rete sia per mantenere un corret-to esercizio della stessa nelle condizioni di sicurezza e ade-guatezza richieste. Questa giornata di studio, promossa dal-l’AEE, vuole essere la prima di una serie di tre giornate lega-te ciascuna da questo filo conduttore.

L’obiettivo è quello di approfondire, partendo da un aggior-namento del GSE sulla penetrazione delle F.E.R., il tema, siadal punto di vista delle implicazioni che ha avuto sulla gestio-ne della rete e sulle necessità di sviluppo della stessa da partedi Terna sia con un esame delle soluzioni, dei prodotti e delleinnovazioni che nel breve-medio termine Ditte del settoredella Trasmissione promuovono per far fronte a queste sfide.Questa prima giornata si focalizzerà in primis sulla rete delcentro sud Italia.

Organizzato da:

AEE - Gruppo Tematico “Trasmissione dell’Energia Elettrica”AEIT Sezione di NapoliASTRI Associazione Scienze e Tecnologie per la Ricerca e l’Industriadella Federazione AEIT

In collaborazione con:Università di Napoli Federico II - Gruppo di Ricerca Consorzio EnSIEL - Diparti-mento di Ingegneria Elettrica e delle Tecnologie dell’Informazione

AEIT - Sezione di Napoli

Tel./Fax 0823 434523,

E-mail: ingninopagano@virgilio.it

www.aeit.it

Per informazioni

Con il contributo di:

Giovedì, 29 novembre 2012Aula Magna “Leopoldo Massimilla” Facoltà d’IngegneriaUniversità di Napoli “Federico II”Piazzale Tecchio 80, Napoli

Giornata di StudioLa Rete Elettrica di Trasmissione Nazionalee la Sfida delle Energie RinnovabiliL’evoluzione del Sistema di Trasmissione in Italia

Lo “Storage” e le F.E.R.

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

iazi

on

eE

ne

rgia

Ele

ttri

ca

Fe

de

razi

on

eA

EIT

L’in

crem

ento

inq

ues

tiu

ltim

id

ieci

ann

id

elle

F.E.

R.

ela

loro

cres

cent

epe

netr

azio

ne,i

npa

rtic

olar

ene

lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

post

ola

Rete

diTr

asm

issi

one

Naz

iona

ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

ùcr

itic

hesi

ada

lpun

todi

vist

ade

llosv

ilupp

ode

llare

tesi

ape

rm

ante

nere

unco

rret

-to

eser

cizi

ode

llast

essa

nelle

cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

lees

sere

lapr

ima

diun

ase

rie

ditr

egi

orna

tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

iett

ivo

èqu

ello

diap

prof

ondi

re,p

arte

ndo

daun

aggi

or-

nam

ento

delG

SEsu

llape

netr

azio

nede

lleF.

E.R.

,ilt

ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

che

nel

bre

ve-m

edio

term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

llaTr

asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

rfr

onte

aqu

este

sfid

e.Q

uest

apr

ima

gior

nata

sifo

caliz

zerà

inpr

imis

sulla

rete

del

cent

rosu

dIt

alia

.

Org

aniz

zato

da:

AEE

-G

rup

po

Tem

atic

o“T

rasm

issi

on

ed

ell’E

ner

gia

Elet

tric

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EIT

Sezi

on

ed

iNap

oli

AST

RIA

sso

ciaz

ion

eSc

ien

zee

Tecn

olo

gie

per

laR

icer

cae

l’In

du

stri

ad

ella

Fed

eraz

ion

eA

EIT

Inco

llab

ora

zio

ne

con

:U

nive

rsit

àdi

Nap

oliF

eder

ico

II-G

rupp

odi

Rice

rca

Cons

orzi

oEn

SIEL

-Dip

arti

-m

ento

diIn

gegn

eria

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tric

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Tecn

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iede

ll’In

form

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ne

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T-

Sezi

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Tel./

Fax

0823

4345

23,

E-m

ail:

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nin

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agan

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virg

ilio

.it

ww

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it

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rin

form

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uto

di:

Gio

ved

ì,29

no

vem

bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

pold

oM

assim

illa”

Faco

ltàd’

Inge

gner

iaU

nive

rsità

diN

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i“Fe

deric

oII”

Piaz

zale

Tecc

hio

80,N

apol

i

Gior

nata

diSt

udio

LaRe

teEl

ettr

icadi

Tras

miss

ione

Nazi

onal

ee

laSf

ida

delle

Ener

gie

Rinn

ovab

iliL’

evol

uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

ü  Con la Direttiva 2009/28/CE è stato definito un nuovo

quadro per lo sviluppo delle fonti rinnovabili

ü  La norma prevede l’innalzamento della quota globale

di energie rinnovabili, sul consumo interno finale

lordo, al 20% rispetto al precedente valore indicativo

del 12%

ü  La Direttiva ha assegnato all’Italia l’obiettivo di

coprire con energia da fonti rinnovabili il 17% dei

consumi finali lordi di energia entro il 2020

Contesto di riferimento

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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2012

Aul

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Tras

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ein

Italia

Produzione di energia elettrica da F.E.R. e quota di

copertura dei consumi elettrici nel 2009 e 2020 (fonte GSE)

Contesto di riferimento 22 | Rapporto attività 2011

Gli obiettivi europeie nazionali sulle fontirinnovabili

TAB.3 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI (FER-EE)E QUOTA DI COPERTURA DEI CONSUMI ELETTRICI NEL 2009 E 2020

FONTE 2009 2020Energia Energia

Potenza Produzione % su % su Potenza Produzione % su % suinstallata Lorda FER-EE CFL-EE2 installata Lorda FER-EE CFL-EE4

FER-EE FER-EE Tot.1 FER-EE FER-EE Tot.3

MW GWh ktep % % MW GWh ktep % %

Idroelettrica 16.458 42.155 3.625 67,3% 12,6% 17.800 42.000 3.612 42,5% 11,2%Geotermica 737 5.342 459 8,5% 1,6% 920 6.750 580 6,8% 1,8%Solare 1.142 676 58 1,1% 0,2% 8.600 11.350 976 11,5% 3,0%Mareee moto ondoso 0 0 0 0,0% 0,0% 3 5 0,4 0,0% 0,0%Eolica 4.898 6.830 587 10,9% 2,0% 12.680 20.000 1.720 20,2% 5,3%Biomassa 1.728 7.631 656 12,2% 2,3% 3.820 18.780 1.615 19,0% 5,0%

Totale 24.962 62.634 5.387 100,0% 18,8% 43.823 98.885 8.504 100,0% 26,4%

1. % su FER-EETot.: rapporto tra la produzione della singola fonte FER-EE 2009 e la produzione totale FER-EE 2009 pari a 62.634 GWh (5.387 ktep).2. % su CFL-EE: rapporto tra la produzione della singola fonte FER-EE 2009 e il consumo finale lordo del settore elettrico nel 2009

pari a 333.296 GWh (28.663 ktep).3. % su FER-EETot.: rapporto tra la produzione della singola fonte FER-EE 2020 e la produzione totale FER-EE 2020, prevista pari a 98.885 GWh (8.504 ktep).4. % su CFL-EE: rapporto tra la produzione della singola fonte FER-EE 2020 e il consumo finale lordo del settore elettrico nel 2020,

previsto pari a 374.736 GWh (32.227ktep).

FIG. 11 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILIFIG. 11 NEL 2009 E OBIETTIVI AL 2020 [GWh]

Eolica

Biomassa

Geotermica

Idroelettrica

0 5.000

7.63118.780

6.83020.000

5.3426.750

42.15542.000

45.000

Mareee moto ondoso

Solare

05

67611.350

10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

2009 2020

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

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2012

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LaRe

teEl

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Tras

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ione

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Ener

gie

Rinn

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evol

uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Produzione rinnovabile in Italia (fonte GSE)

Contesto di riferimento

10

Produzione rinnovabile in Italia

GWh Effettiva Normalizzata1 Effettiva Normalizzata1 Effettiva Norm.1

Id raulica 5 1.116 ,8 43.39 3,4 45 .8 22,7 44.0 12,1 -10 ,4 1,4

Eo lica 9 .125 ,9 8 .78 7,2 9 .8 5 6 ,4 10 .26 6 ,3 8 ,0 16 ,8

So la re 1.9 0 5 ,7 1.9 0 5 ,7 10 .79 5 ,7 10 .79 5 ,7 46 6 ,5 46 6 ,5

Geo te rmica 5 .375 ,9 5 .375 ,9 5 .6 5 4,3 5 .6 5 4,3 5 ,2 5 ,2

Bio en e rg ie 9 .440 ,1 9 .440 ,1 10 .8 32,4 10 .8 32,4 14,7 14,7

Biomasse 4.307,6 4.307,6 4.730,2 4.730,2 9,8 9,8

– da RU biodegradabili2 2.048,0 2.048,0 2.217,7 2.217,7 8,3 8,3

– altre biomasse 2.259,6 2.259,6 2.512,4 2.512,4 11,2 11,2

Biogas 2.054,1 2.054,1 3.404,7 3.404,7 65,7 65,7

– da rifiuti 1.414,8 1.414,8 1.528,1 1.528,1 8,0 8,0

– da fanghi 28,2 28,2 62,5 62,5 121,5 121,5

– da deiezioni animali 221,0 221,0 361,6 361,6 63,6 63,6

– da attività agricole e forestali 390,2 390,2 1.452,5 1.452,5 272,3 272,3

Bioliquidi 3.078,4 3.078,4 2.697,5 2.697,5 -12,4 -12,4

– oli vegetali grezzi 2.681,6 2.681,6 2.531,2 2.531,2 -5,6 -5,6

– da altri bioliquidi 396,8 396,8 166,3 166,3 -58,1 -58,1

To ta le 76 .9 6 4,4 6 8 .9 0 2,3 8 2.9 6 1,5 8 1.5 6 0 ,7 7,8 18 ,4

Totale/CIL 22,4% 20,1% 24,0% 23,5%

CIL 342.9 33 342.9 33 346 .36 8 346 .36 8 1,0 1,0

20 11 / 20 10Va r ia z io n e %

20 10 20 11

𝑄 ( ) = 𝐶 ∗∑ 𝑄

𝐶15 + 𝐶 ∗

∑ 𝑄𝐶

15

𝑄 ( ) = 𝐶 + 𝐶2 ∗ ∑ 𝑄

∑ 𝐶 + 𝐶2

1) I valori della produzione idraulica e eolica sono sottoposti a normalizzazione secondo quanto previsto dalla direttiva 2009/28/CE. Le formule utilizzate sono le seguenti: per la fonte idraulica è stata applicata la formula di normalizzazione che tiene conto oltre che degli impianti da apporti naturali (AP) anche degli impianti di pompaggio misto (PM)

per la fonte eolica

Dove N= anno di riferimento; QN(norm)=elettricità normalizzata generata da tutte le centrali idroelettriche o eoliche nell’anno N;; Qi= elettricità in GWh effettivamente generata nell’anno i;; AP= apporti naturali - PM=pompaggio misto - Ci= potenza totale installata in MW di tutte le centrali; n= per la fonte eolica è pari al più basso tra 4 e il numero di anni precedenti l’anno n per cui si dispone dei dati.

2) Si considera rinnovabile solo la quota biodegradabile pari al 50% del totale, come previsto dalle regole statistiche Eurostat.

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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ein

Italia

Evoluzione produzione da fonte rinnovabile in Italia (fonte GSE)

Contesto di riferimento

11

Evoluzione della produzione rinnovabile in Italia

La produzione da fonti rinnovabili, dal 2008 in poi, ha segnato ogni anno nuovi record. Nel 2011 è pari a 82.961

GWh, mai il contributo delle FER era stato così rilevante.

Il 2011 è un anno di svolta. Fino ad oggi la variabilità e l’entità della produzione rinnovabile nazionale erano

influenzate principalmente dalla fonte idraulica, oggi le “nuove rinnovabili” (solare, eolico e bioenergie)

ricoprono, nel loro complesso, un ruolo di uguale importanza.

Rispetto al 2010 la produzione idraulica è diminuita del 10% per le sfavorevoli condizioni climatiche. Tale

diminuzione è stata più che compensata dall’incremento della produzione fotovoltaica, eolica e degli impianti

alimentati con bioenergie.

Dal 2000, quando erano presenti pochi impianti solari per la maggior parte incentivati tramite il programma

“Tetti Fotovoltaici”, la produzione è cresciuta fino a 10.796 GWh (+79% medio annuo).

La produzione da bioenergie nel 2011 è pari a 10.832 GWh, +15% rispetto al 2010 e con un tasso di crescita

medio annuo calcolato dal 2000 pari al 20%.

La produzione eolica raggiunge i 9.856 GWh, +8% rispetto all’anno precedente e ben il +30% come crescita

media annua tra il 2000 e il 2011.

La fonte geotermica continua a garantire una produzione piuttosto stabile.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

18 19 21 24 29 31 35 39 193 676 1.906 10.796

4.705 4.507 4.662 5.341 5.437 5.325 5.527 5.569 5.520 5.342 5.376 5.654

2.971 4.034 4.861 6.543 9.126 9.856

1.505 1.958 2.709 3.587 4.499 4.675 5.107 5.257 5.966 7.557 9.440 10.832

44.199

46.810

39.519 36.670

42.338

36.067 36.994

32.815

41.623 49.137

51.117 45.823

50.990 54.472

48.315 47.080

54.150

48.441 50.635

47.715

58.164

69.255

76.964 82.961

GWh

Solare Geotermica Eolica Bioenergie Idraulica Totale

12

Variazione della produzione per fonte rinnovabile

Nel 2000 la produzione lorda era stata pari a 50.990 GWh e nel 2011 ha raggiunto 82.961 GWh.

Dei 31.971 GWh addizionali, il 34% è rappresentato dalla fonte solare che passa da 18 GWh a 10.796 GWh con

un incremento di 10.778 GWh.

Le bioenergie hanno invece contribuito per il 29%. Nel 2000 tali impianti avevano prodotto 1.505 GWh contro i

10.832 GWh prodotti nel corso dello scorso anno.

Contribuisce con il 29% anche la fonte eolica, la sua produzione addizionale è pari a 9.293 GWh, dai 563 GWh

del 2000 ai 9.856 GWh prodotti nel corso dello scorso anno.

La fonte idraulica contribuisce solamente per il 5% anche per le scarse precipitazioni del 2011 mentre è

stabilmente pari al 3% il contributo della fonte geotermica.

2000 Idraulica Geotermica Eolica Bioenergie Solare 2011

45.823

5.654

9.856

10.832

10.796

50.990 +1.623 +949

+9.293

+9.328

+10.778 82.961

+31.971

GWh

GWh

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Tras

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sion

ein

Italia

Monitoraggio Obiettivi al 2020 (fonte GSE)

Contesto di riferimento

21

Monitoraggio degli obiettivi comunitari per il settore elettricità

Per il solo settore elettricità, il target da raggiungere al 2020, FER–E obiettivo, è pari al 26,4%. Questo viene

calcolato come il rapporto tra il Consumo finale lordo da FER e il Consumo finale Lordo.

Nel 2011 l’Italia ha raggiunto una quota rinnovabile pari al 23,5% maggiore di quella ipotizzata per lo stesso

anno nel PAN e pari al 19,6%. La differenza è da imputarsi alla forte crescita della produzione da fonti

rinnovabili in concorso con la contrazione dei consumi finali lordi.

A meno della fonte geotermica, tutte le altre hanno avuto produzione maggiore di quella obiettivo. Un ruolo da

protagonista è quello giocato dalla fonte solare, che già dallo scorso anno ha superato il valore di potenza

installata previsto al 2020.

Il consumo finale lordo è pari a 346 TWh contro i 359 TWh previsti quando gli effetti della crisi economica in

atto non erano stati ancora pienamente intuiti.

Si segnala infine che, tenuto conto della forte crescita delle nuove rinnovabili (eolico, bioenergie e soprattutto

fotovoltaico) negli ultimi anni e come risulta dalla prima anticipazione della SEN, l’obiettivo delle FER elettriche al

2020 verrà molto probabilmente incrementato.

16,3 15,9 16,0 16,6 18,8 20,1 23,5

18,7 19,6 20,2 21,0 21,7 22,4 23,1 23,8 24,6 25,5

26,4

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

%

FER - E consuntivo FER - E obiettivo

An n o 20 11GWh Co n s un t ivo O b ie t t ivo

Id raulica n o rma lizza ta 44.012 42.127 4,5

Eo lica n o rma lizza ta 10.266 9.358 9,7

So la re 10.796 3.327 224,5

Geo te rmica 5.654 5.744 -1,6

Bio en e rg ie 10.832 9.658 12,2

CFL FER E 8 1.5 6 1 70 .214 16 ,2

%Var Co n s / O b

Co n s umo Fin a le Lo rd o d a FER 20 11

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

ü  Dal Progress Report si osserva che nel 2010

riguardo alla copertura dei consumi finali l’Italia ha

raggiunto il valore del 10,11%: un risultato superiore

all’8,05% previsto per il medesimo anno dalla

traiettoria tracciata dal PAN (Piano di Azione

Nazionale)

ü  Tale risultato si può attribuire:

§  allo sviluppo delle rinnovabili

§  ai riverberi connessi alla perdurante crisi economica e

di conseguenza ai minori consumi totali di energia

Contesto di riferimento

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lpun

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vist

ade

llosv

ilupp

ode

llare

tesi

ape

rm

ante

nere

unco

rret

-to

eser

cizi

ode

llast

essa

nelle

cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

lees

sere

lapr

ima

diun

ase

rie

ditr

egi

orna

tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

iett

ivo

èqu

ello

diap

prof

ondi

re,p

arte

ndo

daun

aggi

or-

nam

ento

delG

SEsu

llape

netr

azio

nede

lleF.

E.R.

,ilt

ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

che

nel

bre

ve-m

edio

term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

llaTr

asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

rfr

onte

aqu

este

sfid

e.Q

uest

apr

ima

gior

nata

sifo

caliz

zerà

inpr

imis

sulla

rete

del

cent

rosu

dIt

alia

.

Org

aniz

zato

da:

AEE

-G

rup

po

Tem

atic

o“T

rasm

issi

on

ed

ell’E

ner

gia

Elet

tric

a”A

EIT

Sezi

on

ed

iNap

oli

AST

RIA

sso

ciaz

ion

eSc

ien

zee

Tecn

olo

gie

per

laR

icer

cae

l’In

du

stri

ad

ella

Fed

eraz

ion

eA

EIT

Inco

llab

ora

zio

ne

con

:U

nive

rsit

àdi

Nap

oliF

eder

ico

II-G

rupp

odi

Rice

rca

Cons

orzi

oEn

SIEL

-Dip

arti

-m

ento

diIn

gegn

eria

Elet

tric

ae

delle

Tecn

olog

iede

ll’In

form

azio

ne

AEI

T-

Sezi

on

ed

iNap

oli

Tel./

Fax

0823

4345

23,

E-m

ail:

ing

nin

op

agan

o@

virg

ilio

.it

ww

w.a

eit.

it

Pe

rin

form

az

ion

i

Co

nil

con

trib

uto

di:

Gio

ved

ì,29

no

vem

bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

pold

oM

assim

illa”

Faco

ltàd’

Inge

gner

iaU

nive

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Piaz

zale

Tecc

hio

80,N

apol

i

Gior

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diSt

udio

LaRe

teEl

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Tras

miss

ione

Nazi

onal

ee

laSf

ida

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Ener

gie

Rinn

ovab

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evol

uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

ü  Le sfide che lo sviluppo di F.E.R. pongono per

garantire un ulteriore sviluppo sono notevoli

§  La produzione da fonti non programmabili avviene in

zone distanti dal carico §  sarebbe necessario potenziare la rete di trasmissione

§  Maggior variabilità/aleatorietà nel sistema elettrico

§  al sistema elettrico serve maggiore prevedibilità e

flessibilità

§  Gli impianti da F.E.R. non forniscono regolazione §  la generazione convenzionale è sostituita dalla

generazione non predicibile

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

iazi

on

eE

ne

rgia

Ele

ttri

ca

Fe

de

razi

on

eA

EIT

L’in

crem

ento

inq

ues

tiu

ltim

id

ieci

ann

id

elle

F.E.

R.

ela

loro

cres

cent

epe

netr

azio

ne,i

npa

rtic

olar

ene

lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

post

ola

Rete

diTr

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one

Naz

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ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

ùcr

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Tel./

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E-m

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Pe

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Co

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Gio

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bre

2012

Aul

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Faco

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LaRe

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Tras

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Italia

ü  La sfida può essere accolta e fronteggiata prevedendo l’integrazione di sistemi di accumulo in rete che consentono di: §  risolvere le congestioni di rete §  livellare i consumi e i relativi picchi §  approvvigionare riserva per il sistema elettrico §  fornire capacità di regolazione primaria di frequenza §  fornire risorse di bilanciamento al sistema elettrico

ü  In generale, i servizi che un sistema di accumulo è in grado di fornire si dividono in §  Servizi di potenza: potenza del sistema di accumulo,

velocità di risposta, scambi di potenza §  Servizi di energia: scambi di potenza su lunghi

intervalli di tempo

Come fronteggiare

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Tras

mis

sion

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Italia

ü  Con l’accumulo di energia il sistema elettrico diventa

più flessibile

Sistemi di accumulo

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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2012

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ein

Italia

Sistemi di accumulo

Sistema Generazione Trasmissione Distribuzione Utenti finali

Mercato elettrico

Mercato di

bilanciamento

Servizi ancillari

Controllo della frequenza

Power Quality Voltage Control

Autoconsumo

Riduzione picchi di carico

Demand Response

DMS

Investimenti dilazionati T&D assets

Firm Capacity Management Gestione sicura delle congestioni

Gestione perdite

Supporto alla rete

Anti-islanding

FER Backup

Taglia dell’applicazione (MW)

Seco

ndi

Min

uti

Ore

M

esi

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Fax

0823

4345

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2012

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Tras

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Italia

ü  Con i sistemi di accumulo nasce la possibilità di disaccoppiare temporalmente e spazialmente una quota dei diagrammi di generazione e carico

ü  Le nuove funzioni e applicazioni dei sistemi di accumulo devono sempre più differenziarsi in termini di caratteristiche tecniche ed economiche

Sistemi di accumulo

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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ne

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oc

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Ele

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icaz

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ppo

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stes

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Tern

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aco

nun

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Italia

ü  Nelle aree ad elevato sviluppo di F.E.R. la rete può non essere sufficientemente “robusta” da smaltire in sicurezza tutta la potenza generata §  es.: rete a 150 kV su Foggia, Benevento, Avellino

(taglio produzione eolica per 480 GWh nel 2010 e 260 GWh nel 2011)

ü  Poiché la realizzazione dei necessari sviluppi della rete richiede tempi medio-lunghi, nel breve termine il problema può essere affrontato ricorrendo all’installazione di sistemi di accumulo §  sistemi di accumulo con funzione di peak shaving per

eccessi di produzione (TERNA - PdS 2012: 242 MW di batterie evitano taglio di produzione per 440 GWh/anno)

Risoluzioni congestioni

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

ü  TERNA ha simulato gli effetti nello scenario di rete di breve-medio termine distinguendo l’effetto prodotto da tali sistemi dal beneficio apportato dai già previsti rinforzi di rete in corso di realizzazione e autorizzati, sia in termini di mancata riduzione dell’energia rinnovabile soggetta a congestioni sia in termini di aumento della sicurezza del sistema

ü  Per ciascuna porzione di rete ha stimato l’energia che può essere assorbita dai sistemi di accumulo in corrispondenza di riduzioni per congestione di rete dovuta all’elevata produzione da F.E.R.

Risoluzioni congestioni

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

Il valore è ottenuto considerando che l’energia tagliata in presenza di un limite di produzione pari a T è pari alla differenza, se positiva, tra la produzione attesa P in ogni scaglione di probabilità (prodotto tra la producibilità e la potenza istallata) e il suddetto limite di produzione. In presenza di una capacità di accumulo pari a A, l’energia tagliata è pari alla differenza, se positiva, tra la produzione attesa P in ogni scaglione di probabilità e la somma tra i l l imite di produzione (l ’energia “esportabile”) e la capacità di accumulo A (l’energia “stoccabile”)

Risoluzioni congestioni

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

Porzioni di reti critiche le valutazioni effettuate hanno evidenziato l’esigenza di una capacità di accumulo pari complessivamente a circa 240 MW, valore minimo funzionale a ridurre sensibilmente le congestioni individuate a livello locale

§  l ’ installazione di tale capacità di accumulo comporterebbe di evitare la modulazione di energia prodotta da F.E.R. per circa 440 GWh/anno

Risoluzioni congestioni

ANALISI ECONOMICHE SISTEMI DI ACCUMULO DIFFUSO | 39

Tabella 13 - Porzioni di rete critiche nel breve termine

Riferim. area

Direttrici 150 kV oggetto di valutazione

A Direttrice 150 kV “Foggia – San Severo CP – Serracapriola – San Martino in Pensilis – Portocannone – Larino”

B

Direttrice 150 kV “Foggia–Carapelle–Stornara–Cerignola–Canosa–Andria”

Direttrice 150 kV “Benevento II – Volturara – Celle S.Vito”

Direttrice 150 kV “Benevento II – Montecorvino”

Direttrice 150 kV “Foggia – Lucera – Andria”

Direttrice 150 kV “Galatina SE – Martignano –San Cosimo – Maglie – Diso – Tricase – Galatina SE”

Direttrice 150 kV “Scandale – Crotone – Isola C.R. – Cutro – Belcastro – Simeri - Catanzaro”

C Direttrice 150 kV “Caltanissetta – Petralia – Serra Marrocco – Troina – Bronte – Ucria – Furnari – Sorgente”

Tabella 14 - Ulteriori porzioni di rete critiche

Riferim. area

Direttrici 150 kV oggetto di valutazione

D

direttrice 150 kV “Villa S. Maria – Castel di Sangro – Campobasso”

direttrice 150 kV “Larino – Ripalimosani – Campobasso”

direttrice 150 kV “Rotello CP – Rotello SE”

E

direttrice 150 kV “Bari Ovest –Rutigliano – Putignano – Fasano – Ostuni – San Vito – Brindisi Pignicelle”

direttrice 150 kV “Taranto Nord – Grottaglie – Francavilla – Mesagne – Brindisi Sud”

direttrice 150 kV “Francavilla – Campi Salentina – Lecce Industriale - Lecce”

direttrice 150 kV “Foggia – Trinitapoli - Barletta Nord – Barletta – Trani – Andria”

direttrice 150 kV “Foggia – S.Severo Lesina - Termoli”

direttrice 150 kV “CP Melfi – Venosa – Forenza Maschito – Genzano – Tricarico – Gravina – Altamura - SE

Matera”

direttrice 150 kV “Taranto – Palagiano – Ginosa – Scanzano – Amendolara – Rossano” (Dorsale Jonica)

direttrice 150 kV “Scandale – Strongoli – Rossano”

direttrice 150 kV” Cetraro – Paola – Amantea – Lamezia – Feroleto”

direttrice 150 kV “Feroleto SE – S. Eufemia – Jacurso – Girifalco – Soverato”

F

direttrice 150 kV “Tempio Pausania – Assoro – Valguarnera”

direttrice 150 kV “S. Cono – Mineo – Scordia – Francofonte – Francofonte CP – Carlentini – Augusta 2”

direttrice 150 kV “Augusta – Sortino CP – Carlentini 2 – Vizzini – Vizzini CP – Caltagirone – Barrafranca -

Caltanissetta”

direttrice 150 kV “Favara – Racalmuto – Caltanissetta”

direttrice 150 kV “Caltanissetta – Castronovo – Ciminna”

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

Inoltre, gli interventi previsti consentiranno di evitare l’approvvigionamento di riserva sul mercato dei servizi di dispacciamento per circa 750 GWh/anno

Risoluzioni congestioni

40 | Terna

Come riportato nella tabella seguente, le valutazioni effettuate hanno evidenziato l’esigenza di una capacità di accumulo pari complessivamente a circa 240 MW, valore minimo funzionale a ridurre sensibilmente le congestioni individuate a livello locale, ma che al contempo può essere utilizzato per compensare la ridotta capacità di regolazione primaria del SEN. L’installazione di tale capacità di accumulo comporterebbe di evitare la modulazione di energia prodotta da FRNP per circa 440 GWh/anno.

Tabella 15 - Installazione sistemi di accumulo diffuso Risultati attesi in termini di energia recuperata (GWh/a)

Rif. area

Capacità di accumulo diffuso (MW)

11 44 77 110 143 176 209 242

A

20 80 140 200 260 320 380 440

B

C

D

E

F

Inoltre, gli interventi previsti consentiranno di evitare l’approvvigionamento di riserva sul mercato dei servizi di dispacciamento per circa 750 GWh/anno.

5.3 Metodologia per l’elaborazione delle Analisi Costi/Benefici (ACB)

La metodologia utilizzata per la valutazione degli obiettivi di miglioramento del sistema elettrico, basata sul confronto dei costi e dei benefici dei singoli investimenti e delle possibili macroalternative, è stata adottata anche per i sistemi di accumulo diffuso dell’energia elettrica mediante batterie.

Le voci di costo considerate nelle ACB sono:

− i costi capitale (CAPEX);

− gli oneri di esercizio e manutenzione (OPEX).

I benefici considerati negli interventi presi in esame appartengono alle seguenti tipologie:

− (A) Mancata riduzione dell’energia: si è valutata la sostituzione della produzione da fonte termoelettrica con quella resa disponibile dai sistemi di accumulo in termini di riduzione dei costi per il sistema. I sistemi di accumulo, infatti, consentono di accumulare energia prodotta da fonte rinnovabile che in presenza di congestione

di rete sarebbe stata tagliata e di immetterla in periodi successivi, in sostituzione di energia prodotta da fonte termoelettrica. Per valorizzare tale riduzione di costi si è calcolato il prodotto tra le ore di mancata riduzione dell’energia da fonti rinnovabile, il rendimento del ciclo di funzionamento della batteria (75%) ed il costo variabile di un impianto termoelettrico. Il numero di ore è stato definito sulla base dei dati di taglio della produzione da fonti rinnovabili previsto nell’orizzonte temporale dell’investimento (15 anni). Il costo variabile (comprensivo di combustibile, accisa, trasporto, smaltimento e CO2), è stato calcolato sulla base dei dati comunicati dagli operatori nel periodo marzo 2010 - febbraio 2011 e corrisponde al 75esimo percentile. Si è inoltre valorizzata l’energia prodotta da fonti rinnovabili considerando il valore convenzionale pari al costo medio ponderato dei certificati verdi negoziati sul mercato negli ultimi otto anni.

− (B) Aumento della sicurezza / riserva terziaria: i sistemi di accumulo consentono di compensare l’aumento, causato dalle FRNP, del fabbisogno di riserva terziaria. Per valutare il beneficio legato alla riduzione del fabbisogno di riserva terziaria si è considerato che in presenza delle batterie Terna eviterebbe di movimentare sul MSD le UP per approvvigionare riserva. Pertanto il beneficio può essere calcolato come il prodotto tra le ore di disponibilità della batteria (12 ore al giorno per 6 giorni a settimana), il differenziale tra il costo marginale dell’energia prodotta da un impianto termoelettrico alimentato con olio ed un ciclo combinato ed un fattore di conversione tra capacità di riserva ed energia pari al rapporto medio sul parco termoelettrico tra la potenza minima e la potenza massima (0,5).

− (C) Aumento della sicurezza / regolazione primaria: i sistemi di accumulo consentono di compensare la riduzione della capacità di regolazione in frequenza del sistema (in particolare per quanto riguarda le situazioni di sottofrequenza) nonché una probabile riduzione della disponibilità di regolazione in frequenza/potenza dovuto all’incremento delle fonti rinnovabili. Per valorizzare il beneficio legato alla riduzione della disponibilità di riserva primaria si è calcolato il prodotto tra le ore di mancata riduzione, la valorizzazione della regolazione primaria e la relativa quota

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Risoluzioni congestioni

ANALISI ECONOMICHE SISTEMI DI ACCUMULO DIFFUSO | 41

utile11

. Per la valorizzazione della regolazione primaria al costo variabile utilizzato per la componente A è stato aggiunto un importo pari a 10 €/MWh che corrisponde al valore della componente a copertura degli oneri di prestazione specifica della riserva secondaria in base alla delibera 111/06.

− (D) Derivanti da investimenti evitati: si sono considerati i costi evitati derivanti dalla riduzione dei costi di rinforzo delle linee AT e dall’incremento della capacità di regolazione delle tensioni sulla rete. Infatti l’incremento delle fonti rinnovabili e la localizzazione di tale tipologia di generazione prevalentemente su reti MT/BT in aree caratterizzate da carichi ridotti richiede opportune opere di rete per la connessione tra gli impianti dei distributori e la RTN. Si consideri, a tal proposito, che a fine 2010 è stato riscontrato un numero rilevante di cabine primarie su cui si è verificato l’inversione del flusso di energia in risalita verso le reti AT, che hanno comportato la gestione, da parte di Terna, di situazioni critiche, aumentando i costi di dispacciamento per il sistema.

In Tabella 16 è riportato un riepilogo dei principali dati utilizzati nell’analisi costi/benefici dei sistemi di accumulo mediante batterie.

Tabella 16 - Ipotesi utilizzate per il calcolo dei benefici dei sistemi di accumulo diffuso di energia

BENEFICI

A

Ore Mancata Riduzione 2.500

Rendimento impianto 65/80%

Costo variabile UP termoelettrica 76 €/MWh

Valore energia rinnovabile 90 €/MWh

B Ore disponibilità riserva terziaria 3.744

Differenziale prezzo olio/gas 20 €/MWh

C

Ore Mancata Riduzione 2500

Valorizzazione primaria 86 €/MWh

combustibile Quota utile 50%

11 Per la quota utile è stato assunto un fattore 0,5.

BENEFICI

D

Costi evitati per Regolatori di Tensione 100 k€/MW

Costo evitato per rinforzi di rete AT 300 k€/MW

E’ da menzionare che negli ultimi anni, a causa dalla recente crisi finanziaria ed economica globale, esiste una forte incertezza sull’andamento dei costi marginali dell’energia prodotta (da ogni tipo di impianto).

Come orizzonte di vita utile dell’investimento considerato su cui effettuare l’analisi si è assunto un periodo di quindici anni dall’entrata in servizio

12.

Il tasso di attualizzazione considerato è pari al 7,4%, prendendo a riferimento il valore del WACC base riconosciuto a Terna dall’AEEG per gli investimenti in attività di sviluppo della rete di trasmissione (Deliberazione AEEG n. 199/11).

Nelle Analisi Costi/Benefici vengono utilizzati i seguenti indicatori di prestazione:

− Indice di Profittabilità (IP): è l’indice più utilizzato per questo tipo di analisi, in quanto è un numero puro di immediata comprensione che fornisce una valutazione diretta della convenienza dell’investimento. L’indice di profittabilità è il rapporto tra i ritorni attualizzati e gli esborsi attualizzati dell’investimento:

− Valore Attuale Netto (VAN o NPV): il VAN è

il valore attualizzato dei flussi di cassa netti generati dall’investimento

− Pay Back Period (PBP): il PBP è il periodo di tempo necessario per recuperare il capitale investito (cioè per arrivare al Break–Even Point)

− Tasso interno di Rendimento o di Ritorno (TIR): il tasso interno di ritorno è quel tasso di attualizzazione che rende nullo il VAN, nel periodo considerato.

L'indice IP è calcolato attualizzando e rapportando i benefici monetizzati ed attualizzati con i costi di investimento e di esercizio, anch'essi attualizzati. Condizione necessaria per l'inserimento di questi interventi nel PdS è un valore dell'indice IP>1, il che

12 Le specifiche di fornitura dei dispositivi richiedono che siano garantiti: un orizzonte di vita utile di almeno 15 anni e almeno 4500 cicli di carica/scarica

ANALISI ECONOMICHE SISTEMI DI ACCUMULO DIFFUSO | 41

utile11

. Per la valorizzazione della regolazione primaria al costo variabile utilizzato per la componente A è stato aggiunto un importo pari a 10 €/MWh che corrisponde al valore della componente a copertura degli oneri di prestazione specifica della riserva secondaria in base alla delibera 111/06.

− (D) Derivanti da investimenti evitati: si sono considerati i costi evitati derivanti dalla riduzione dei costi di rinforzo delle linee AT e dall’incremento della capacità di regolazione delle tensioni sulla rete. Infatti l’incremento delle fonti rinnovabili e la localizzazione di tale tipologia di generazione prevalentemente su reti MT/BT in aree caratterizzate da carichi ridotti richiede opportune opere di rete per la connessione tra gli impianti dei distributori e la RTN. Si consideri, a tal proposito, che a fine 2010 è stato riscontrato un numero rilevante di cabine primarie su cui si è verificato l’inversione del flusso di energia in risalita verso le reti AT, che hanno comportato la gestione, da parte di Terna, di situazioni critiche, aumentando i costi di dispacciamento per il sistema.

In Tabella 16 è riportato un riepilogo dei principali dati utilizzati nell’analisi costi/benefici dei sistemi di accumulo mediante batterie.

Tabella 16 - Ipotesi utilizzate per il calcolo dei benefici dei sistemi di accumulo diffuso di energia

BENEFICI

A

Ore Mancata Riduzione 2.500

Rendimento impianto 65/80%

Costo variabile UP termoelettrica 76 €/MWh

Valore energia rinnovabile 90 €/MWh

B Ore disponibilità riserva terziaria 3.744

Differenziale prezzo olio/gas 20 €/MWh

C

Ore Mancata Riduzione 2500

Valorizzazione primaria 86 €/MWh

combustibile Quota utile 50%

11 Per la quota utile è stato assunto un fattore 0,5.

BENEFICI

D

Costi evitati per Regolatori di Tensione 100 k€/MW

Costo evitato per rinforzi di rete AT 300 k€/MW

E’ da menzionare che negli ultimi anni, a causa dalla recente crisi finanziaria ed economica globale, esiste una forte incertezza sull’andamento dei costi marginali dell’energia prodotta (da ogni tipo di impianto).

Come orizzonte di vita utile dell’investimento considerato su cui effettuare l’analisi si è assunto un periodo di quindici anni dall’entrata in servizio

12.

Il tasso di attualizzazione considerato è pari al 7,4%, prendendo a riferimento il valore del WACC base riconosciuto a Terna dall’AEEG per gli investimenti in attività di sviluppo della rete di trasmissione (Deliberazione AEEG n. 199/11).

Nelle Analisi Costi/Benefici vengono utilizzati i seguenti indicatori di prestazione:

− Indice di Profittabilità (IP): è l’indice più utilizzato per questo tipo di analisi, in quanto è un numero puro di immediata comprensione che fornisce una valutazione diretta della convenienza dell’investimento. L’indice di profittabilità è il rapporto tra i ritorni attualizzati e gli esborsi attualizzati dell’investimento:

− Valore Attuale Netto (VAN o NPV): il VAN è

il valore attualizzato dei flussi di cassa netti generati dall’investimento

− Pay Back Period (PBP): il PBP è il periodo di tempo necessario per recuperare il capitale investito (cioè per arrivare al Break–Even Point)

− Tasso interno di Rendimento o di Ritorno (TIR): il tasso interno di ritorno è quel tasso di attualizzazione che rende nullo il VAN, nel periodo considerato.

L'indice IP è calcolato attualizzando e rapportando i benefici monetizzati ed attualizzati con i costi di investimento e di esercizio, anch'essi attualizzati. Condizione necessaria per l'inserimento di questi interventi nel PdS è un valore dell'indice IP>1, il che

12 Le specifiche di fornitura dei dispositivi richiedono che siano garantiti: un orizzonte di vita utile di almeno 15 anni e almeno 4500 cicli di carica/scarica

42 | Terna

dimostra un ritorno, in termini di benefici per il sistema Paese, maggiore dell'investimento sostenuto.

5.4 Ipotesi alla base del calcolo dei CAPEX

Per quanto riguarda la valorizzazione dei Capex legati all’introduzione dei sistemi di accumulo a batterie, questi sono stati determinati sulla base dei valori di mercato prendendo a riferimento sistemi in grado di immagazzinare energia alla potenza nominale per circa 8 - 10 ore, in linea con i profili medi delle congestioni provocate dagli impianti FRNP.

Tabella 17 - Costi sistemi di accumulo a batterie

TIPOLOGIE COMPONENTI DI STAZIONE COSTO STIMATO

Site preparation, installazione, revisione periodica, rimozione e dismissione finale

3,1 Mln €/MW

5.5 Analisi costi/benefici dei principali interventi di installazione di sistemi di accumulo diffuso

I benefici derivanti dall’introduzione di sistemi di accumulo riguardano:

− riduzione del costo dell’energia

− aumento della sicurezza e adeguatezza del SEN

− riduzione del fabbisogno di riserva terziaria

− compensazione della ridotta capacità di regolazione in frequenza ed in frequenza/potenza dovuta all’incremento delle fonti rinnovabili

− minori costi per il riequilibrio delle tensioni

− minori costi di rinforzo delle linee AT.

In esito alle analisi effettuate, con l’installazione della capacità di accumulo indicata al par. 5.2, si prevede nell’orizzonte temporale di vita utile considerato, un risparmio netto per il sistema di circa 45 Mln €/anno (benefici complessivi per circa 100 Mln €/anno a fronte di costi complessivi per circa 55 Mln €/anno), che corrisponde ad un indice di profittabilità IP di circa 1,8.

In esito alle analisi effettuate, con l’installazione della capacità di accumulo si prevede nell’orizzonte temporale di vita utile considerato, un risparmio netto per il sistema di circa 45 Mln €/anno (benefici complessivi per circa 100 Mln €/anno a fronte di costi complessivi per circa 55 Mln €/anno), che corrisponde ad un indice di profittabilità IP di circa 1,8

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uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

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nel

bre

ve-m

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term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

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asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

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este

sfid

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apr

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gior

nata

sifo

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imis

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rete

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cent

rosu

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zato

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Tecn

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stri

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ella

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ll’In

form

azio

ne

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T-

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Tel./

Fax

0823

4345

23,

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Gio

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bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

pold

oM

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illa”

Faco

ltàd’

Inge

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Piaz

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Tras

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uzio

nede

lSis

tem

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Tras

mis

sion

ein

Italia

ü  Richiede tempi di risposta rapidi (dell’ordine dei secondi), per cui i sistemi di accumulo risultano perfettamente adeguati

ü  È un servizio obbligatorio e non remunerato per le unità di produzione programmabili di potenza non inferiore a 10 MW

ü  Un rilevante sviluppo delle F.E.R. implica una riduzione del numero di unità termoelettriche in servizio e quindi del margine di regolazione primaria §  l’introduzione di sistemi di accumulo per aumentare

tale margine potrebbe favorire l’integrazione delle F.E.R.

Regolazione primaria

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

iazi

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ne

rgia

Ele

ttri

ca

Fe

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razi

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ieci

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F.E.

R.

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cent

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fron

tea

sfid

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mpr

epi

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vist

ade

llosv

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llare

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ape

rm

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nere

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-to

eser

cizi

ode

llast

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nelle

cond

izio

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sicu

rezz

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guat

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rich

iest

e.Q

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agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

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sere

lapr

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ase

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ditr

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tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

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diap

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Italia

ü  I sistemi di accumulo possono adeguatamente

fornire servizi di regolazione secondaria e terziaria,

riducendo le necessità di modulazione e di

funzionamento a carico parziale delle unità

termoelettriche

ü  Tali servizi sono oggetto di contrattazione sul

Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), per

cui il produttore oggi ne trae profitto §  TERNA: nel Piano di Sviluppo si stima che 132 MW di

batterie evitano approvvigionamento di riserva per 410

GWh/anno

Reg. secondaria/terziaria

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Italia

ü  Si riporta un esempio di prezzi (€/MWh) per il

Mercato dei Servizi di Dispacciamento a salire –

Ottobre 2011

Esempio: prezzi MSD

Esempio: prezzi MSD a salire – Ottobre 2011

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Tras

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ein

Italia

Sindrome della Summer Sunny Sunday

19

Domanda del sistema elettrico italiano in un giorno estivo con basso carico - Ipotesi: presenza di 23 GW di FV -

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ore

MW

Domanda complessiva domanda residua al netto della produzione FV

Gli accumuli per la fornitura di servizi alla rete

Forte riduzione della produzione da fonti convenzionali durante il giorno

− La carenza di riserva primaria a causa delle FRNP • La sindrome della Summer Sunny Sunday

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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80,N

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Gior

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LaRe

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laSf

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Rinn

ovab

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evol

uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Altri servizi

ü  Supporto di tensione §  data l’impossibilità di trasmettere potenza reattiva su

lunghe distanze, sistemi di accumulo distribuiti in

prossimità dei centri di carico potrebbero risultare

particolarmente efficaci

§  servizio obbligatorio e non remunerato

ü  Riaccensione del sistema elettrico §  i sistemi di accumulo di grossa taglia possono essere

utilizzati efficacemente come “centrali di ripartenza

autonoma”, per mettere in tensione le “direttrici di

riaccensione”

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

iazi

on

eE

ne

rgia

Ele

ttri

ca

Fe

de

razi

on

eA

EIT

L’in

crem

ento

inq

ues

tiu

ltim

id

ieci

ann

id

elle

F.E.

R.

ela

loro

cres

cent

epe

netr

azio

ne,i

npa

rtic

olar

ene

lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

post

ola

Rete

diTr

asm

issi

one

Naz

iona

ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

ùcr

itic

hesi

ada

lpun

todi

vist

ade

llosv

ilupp

ode

llare

tesi

ape

rm

ante

nere

unco

rret

-to

eser

cizi

ode

llast

essa

nelle

cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

lees

sere

lapr

ima

diun

ase

rie

ditr

egi

orna

tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

iett

ivo

èqu

ello

diap

prof

ondi

re,p

arte

ndo

daun

aggi

or-

nam

ento

delG

SEsu

llape

netr

azio

nede

lleF.

E.R.

,ilt

ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

che

nel

bre

ve-m

edio

term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

llaTr

asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

rfr

onte

aqu

este

sfid

e.Q

uest

apr

ima

gior

nata

sifo

caliz

zerà

inpr

imis

sulla

rete

del

cent

rosu

dIt

alia

.

Org

aniz

zato

da:

AEE

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rup

po

Tem

atic

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rasm

issi

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ell’E

ner

gia

Elet

tric

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EIT

Sezi

on

ed

iNap

oli

AST

RIA

sso

ciaz

ion

eSc

ien

zee

Tecn

olo

gie

per

laR

icer

cae

l’In

du

stri

ad

ella

Fed

eraz

ion

eA

EIT

Inco

llab

ora

zio

ne

con

:U

nive

rsit

àdi

Nap

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eder

ico

II-G

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Cons

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SIEL

-Dip

arti

-m

ento

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gegn

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iede

ll’In

form

azio

ne

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T-

Sezi

on

ed

iNap

oli

Tel./

Fax

0823

4345

23,

E-m

ail:

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nin

op

agan

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virg

ilio

.it

ww

w.a

eit.

it

Pe

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Co

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uto

di:

Gio

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ì,29

no

vem

bre

2012

Aul

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agna

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illa”

Faco

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Tras

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ein

Italia

Diffusione storage

Attualmente, nelle reti elettriche si utilizzano, con

diverse possibili funzioni, varie tipologie di accumulo

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Tras

mis

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ein

Italia

Sistemi di accumulo Nonostante la varietà di soluzioni e metodi di storage, la diversificazione dei sistemi di accumulo nelle reti elettriche è un processo ancora lento in cui finora è prevalente il ruolo svolto dai sistemi di pompaggio e marginale quello degli altri metodi di accumulo

Valori in MW Fonte: Energy Storage Value

proposition. Strategen Consulting, February 2011

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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lSis

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Tras

mis

sion

ein

Italia

… anche se ultimamente l’impiego del pompaggio è ridotto in quanto il time shifting non rappresenta più la principale modalità di utilizzo

Sistemi di accumulo

11

Utilizzo degli impianti di pompaggio in Italia La riduzione dell’impiego del pompaggio mostra che il time shift giornaliero di energia non è più l’impiego prioritario

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Italia

Accumulo: potenza vs energia

Energia Potenza Servizi Tecnologia Servizi Tecnologia

1.  Time shifting 2.  Peak

Shaving 3.  Riserva

terziaria 4.  Riaccesione

Pompaggi CAES Batterie

1.  Regolazione primaria/secondaria

2.  Supporto tensione

3.  Power Quality

Pompaggi CAES Batterie Volani Supercondensatori

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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caliz

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inpr

imis

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rete

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cae

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SIEL

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ento

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iede

ll’In

form

azio

ne

AEI

T-

Sezi

on

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Tel./

Fax

0823

4345

23,

E-m

ail:

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nin

op

agan

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virg

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.it

ww

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Pe

rin

form

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Co

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di:

Gio

ved

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no

vem

bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

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oM

assim

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Faco

ltàd’

Inge

gner

iaU

nive

rsità

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Piaz

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Tecc

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Tras

miss

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laSf

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Ener

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Rinn

ovab

iliL’

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nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Accumulo: potenza vs energia (fonte RSE)

30

Adeguatezza per i diversi servizi

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

iazi

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ne

rgia

Ele

ttri

ca

Fe

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razi

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ltim

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R.

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cent

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azio

ne,i

npa

rtic

olar

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lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

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ola

Rete

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Naz

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ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

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itic

hesi

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todi

vist

ade

llosv

ilupp

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llare

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ape

rm

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nere

unco

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cizi

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llast

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cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

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sere

lapr

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diun

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tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

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L’ob

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ello

diap

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or-

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SEsu

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netr

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nede

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ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

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nel

bre

ve-m

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term

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Dit

ted

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Tras

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sion

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Italia

Sistemi innovativi

ü  Tra le tecnologie basate su batterie l’unica tecnologia

di accumulo considerata (quasi) matura per la

fornitura di servizi al sistema elettrico sono le batterie

NaS

ü  Tuttavia prima di un deployment massivo di

tecnologie di accumulo, in particolare di tipo

elettrochimico, è necessaria un’approfondita fase di

sperimentazione, come ad es. previsto dai progetti

pilota incentivati dall’AEEG in base alle delibere

ARG/elt 199/11 e 288/2012/R/EEL

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Italia

Costi dell’accumulo

ü Si riporta uno studio sui costi in termini di LUEC –

Levelized Unit Electricity Cost, che è il prezzo a cui

occorre vendere l’energia generata da ciascun

sistema di accumulo per coprire i costi relativi alla

costruzione e all’esercizio dell’impianto al fine di

ottenre un ritorno sul capitale investito

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Tras

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Italia

Costi dell’accumulo

I parametri di riferimento sono mostrati in tabella

Parametri per il calcolo del LUEC

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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ein

Italia

I costi dei sistemi di accumulo

• per l’impianto di pompaggio si è considerata la realizzazione di un solo serbatoio, a monte od a valle di uno già esistente

• per gli impianti CAES, si è considerato un costo del gas naturale consumato pari a 40 !/MWh

Costi dell’accumulo Per confrontare i costi per diversi sistemi di accumulo si assume

§  un funzionamento in generazione per 4 ore equivalenti a potenza massima al giorno

§  un d imens ionamen to de i s i s t em i pe r un funzionamento massimo di 6 ore eq/giorno

§  un prezzo medio dell’energia acquistata pari a 45 €/MWh

- Per l’impianto di pompaggio si è considerata la realizzazione di un solo serbatoio, a monte o a valle di uno già esistente - Per gli impianti CAES, si è considerato un costo del gas naturale consumato pari a 40 €/MWh

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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id

ieci

ann

id

elle

F.E.

R.

ela

loro

cres

cent

epe

netr

azio

ne,i

npa

rtic

olar

ene

lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

post

ola

Rete

diTr

asm

issi

one

Naz

iona

ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

ùcr

itic

hesi

ada

lpun

todi

vist

ade

llosv

ilupp

ode

llare

tesi

ape

rm

ante

nere

unco

rret

-to

eser

cizi

ode

llast

essa

nelle

cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

lees

sere

lapr

ima

diun

ase

rie

ditr

egi

orna

tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

iett

ivo

èqu

ello

diap

prof

ondi

re,p

arte

ndo

daun

aggi

or-

nam

ento

delG

SEsu

llape

netr

azio

nede

lleF.

E.R.

,ilt

ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

che

nel

bre

ve-m

edio

term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

llaTr

asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

rfr

onte

aqu

este

sfid

e.Q

uest

apr

ima

gior

nata

sifo

caliz

zerà

inpr

imis

sulla

rete

del

cent

rosu

dIt

alia

.

Org

aniz

zato

da:

AEE

-G

rup

po

Tem

atic

o“T

rasm

issi

on

ed

ell’E

ner

gia

Elet

tric

a”A

EIT

Sezi

on

ed

iNap

oli

AST

RIA

sso

ciaz

ion

eSc

ien

zee

Tecn

olo

gie

per

laR

icer

cae

l’In

du

stri

ad

ella

Fed

eraz

ion

eA

EIT

Inco

llab

ora

zio

ne

con

:U

nive

rsit

àdi

Nap

oliF

eder

ico

II-G

rupp

odi

Rice

rca

Cons

orzi

oEn

SIEL

-Dip

arti

-m

ento

diIn

gegn

eria

Elet

tric

ae

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Tecn

olog

iede

ll’In

form

azio

ne

AEI

T-

Sezi

on

ed

iNap

oli

Tel./

Fax

0823

4345

23,

E-m

ail:

ing

nin

op

agan

o@

virg

ilio

.it

ww

w.a

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it

Pe

rin

form

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i

Co

nil

con

trib

uto

di:

Gio

ved

ì,29

no

vem

bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

pold

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illa”

Faco

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i

Gior

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udio

LaRe

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uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Esperienze internazionali

ü  1990 Giappone: uso di grosse batterie capaci di

gestire accumulo (NaS) elettrico per circa 6 ore

ü  2006 USA: 1 MW di batterie NaS per soddisfare

picchi di carico dell’ordine dei 20 MVA

ü  2009 Giappone: 34 MW di batterie a supporto di una

Wind Farm

ü  nel 2010 sono state installate circa 365 MW di

batterie NaS di cui 300 in servizio in Giappone

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

ne

Ass

oc

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rgia

Ele

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2012

Aul

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Tras

mis

sion

ein

Italia

Storage e Smart Grid

ü  Lo sviluppo delle Smart Grid deve tener in conto la

possibilità di bilanciare tutte le variabili (balancing

act) associate al controllo dinamico del carico

alimentato da F.E.R.

ü  Il balancing act può essere perseguito installando

piccoli sistemi di accumulo §  un esempio è fornito dal posizionamento di piccoli

sistemi di accumulo (1 – 2 ore, 25 kW) sui feeder di

aree residenziali (CES: Community Energy Storage)

§  ogni CES oltre alla potenza è in grado di fornire 25

kVAR per il controllo della tensione

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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ein

Italia

Storage e Smart Grid ü Poiché sempre più carichi sofisticati sono utilizzati e

dagli utenti è richiesta un maggiore reliability §  il singolo utente, se dotato ad esempio di sistemi FV,

può accumulare energia nelle ore di picco e utilizzarla in modo programmatico (es.: ricarica veicolo elettrico in serata)

§  il singolo utente può controllare la tensione al passaggio di nuvole che ombreggiano il sistema FV installato

§  i sistemi CES hanno la capacità di gestire transitori molto veloci per compensare voltage sag o swell

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Tras

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sion

ein

Italia

Storage e Smart Grid ü Benefici locali: Backup power, integrazione F.E.R.,

controllo tensione ü Benefici per la rete: load leveling a livello di

sottostazione, correzione del PF, servizi ancillari

20

CES CES –– A Virtual Substation BatteryA Virtual Substation Battery

Communication & Control Layout for

CES

Utility Dispatch Center /SCADACES Control Hub

Substation

Power LinesCommunication and Control Links

Integration Platform

CES CESCESCES

CES is Operated as a Fleet offering a Multi-MW, Multi-hour Storage

Grid Benefits:4) Load Leveling at substation5) Power Factor Correction6) Ancillary services

Local Benefits:1) Backup Power2) Renewable Integration3) Voltage correction

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

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Ass

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Italia

Storage e Smart Grid Primo sviluppo in Ohio

22

First Deployment of CES in Columbus, Ohio

Battery Sleeve

Battery Case

First CES DeploymentFirst CES Deployment

CES UnitCES Unit

Simulated Image from S&C Electric Company

Ground Level

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

Storage e Smart Grid ü Negli USA, American Electric Power ha sviluppato un

sistema di accumulo a batterie NaS (2MW, 14MWh) per dimostrare come uno “smart storage” può essere integrato in smart grid §  la porzione di rete considerata era dotata di protezioni

i n t e l l i g e n t i c h e r i l e v a v a n o e i s o l a v a n o automaticamente i guasti senza la necessità di ricevere comandi da un sistema SCADA centralizzato

§  i sistemi di accumulo, durante il funzionamento ad isola, consentivano automaticamente di dare continuità di servizio alla porzione di rete isolata (self-powered)

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Aul

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“Leo

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Faco

ltàd’

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zale

Tecc

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80,N

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LaRe

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icadi

Tras

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uzio

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lSis

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Italia

Storage e Smart Grid V. DISTRIBUTED ENERGY STORAGE

As mentioned earlier, bulk storage systems can do little toeffect energy flow within major load centers. As thegrowth of electric transportation increases the loading onlocal distribution feeder circuits; and, grid connected solarsystems populate the roofs of homes and buildings, thecontrol of system voltage and reliability will be challengedmore than ever before. The concern over how grid opera-tors and utilities deal with these issues has gained globalattention. In the United States, the DOE responded in2009 with a major stimulus program to deploy more typesof distributed storage technologies in the 1.0 to 20.0 MWrange in addition to the 50 MWs already deployed in theUnited States at that time.

The greatest effort to demonstrate the use of largebatteries as a tool to manage power demand in a utility gridbegan in the 1990s in Japan with the development of theSodium Sulfur (NaS) battery system capable of deliveringat least six hours of battery runtime on a daily basis. Thisconcept was first demonstrated in the US in 2006 with a1.0-MW NaS battery deployed in a utility substation asan upgrade deferment device to deal with summer peakloads on a 20 MVA station transformer [6].

By 2010 NaS battery installations totalled 365 MWsworldwide with 300 MWs in service in Japan. In 2009 theworld’s largest battery (34 MWs) [5] went into service insupport of a wind farm in Northern Japan. Fig. 2 shows atypical NaS battery installation in a utility substation usedfor peak load management and reliability improvement(outage reduction).

In the United States, American Electric Power (AEP)deployed three 2.0 MW, 14 MW-hour NaS battery systems(as shown in Fig. 2) to demonstrate how intelligent energystorage could be used in meeting Bsmart grid[ goals [7].The sites were deployed to test battery power as a tool in

creation of Bself healing[ distribution networks whereintelligent feeder switching and protective devices couldcommunicate in real time to isolate faults and restore ser-vice in seconds without waiting for SCADA commandsfrom the utility control center. This showed how storagecould operate Bself-powered[ islands of grid power in theevent of transmission feeder loss.

Advanced battery technologies have been the mainfocus in distributed storage systems followed by flywheelsand supercapacitors. The development of battery systemsfor transportation will have a benefit for grid applicationsas prices decline with automotive volume increases. R&Dactivities in new battery development are very high astransportation and grid support opportunities offer an everincreasing market.

The primary markets for distributed storage systemswill be [7], [8]:

• peak-load deduction (peak shaving) at substations;• storage of off-peak wind energy;• power Bsmoothing[ for large solar arrays;• ancillary services (frequency regulation, black start

capability);• transmission and distribution feeder reliability

improvement;• customer feeder load management.Studies conducted in 2009 to determine the effec-

tiveness of fast-response batteries and flywheels in fre-quency regulation applications showed these systemscould affect frequency control with approximately 40%less energy as compared to fossil fuel plants because of thevery fast response time (cycles versus minutes to re-spond). Based on these findings plants up to 20 MW each(see Fig. 3) are being built in the United States and othercountries [5], [9].

In the wind turbine industry supercapacitors have beenwidely adopted for powering the pitch control of turbineblades and offer back-up energy to safely shutdown a windturbine if loss of power occurs. Super-caps are being ap-plied as well with small solar arrays to insure smoothpower flow as clouds pass over.

Fig. 2. 2.0 MW, 6-hour NaS battery installation.

Fig. 1. 115 MW, 26-hour CAES plant in the United States.

Roberts and Sandberg: The Role of Energy Storage in Development of Smart Grids

Vol. 99, No. 6, June 2011 | Proceedings of the IEEE 1141

V. DISTRIBUTED ENERGY STORAGE

As mentioned earlier, bulk storage systems can do little toeffect energy flow within major load centers. As thegrowth of electric transportation increases the loading onlocal distribution feeder circuits; and, grid connected solarsystems populate the roofs of homes and buildings, thecontrol of system voltage and reliability will be challengedmore than ever before. The concern over how grid opera-tors and utilities deal with these issues has gained globalattention. In the United States, the DOE responded in2009 with a major stimulus program to deploy more typesof distributed storage technologies in the 1.0 to 20.0 MWrange in addition to the 50 MWs already deployed in theUnited States at that time.

The greatest effort to demonstrate the use of largebatteries as a tool to manage power demand in a utility gridbegan in the 1990s in Japan with the development of theSodium Sulfur (NaS) battery system capable of deliveringat least six hours of battery runtime on a daily basis. Thisconcept was first demonstrated in the US in 2006 with a1.0-MW NaS battery deployed in a utility substation asan upgrade deferment device to deal with summer peakloads on a 20 MVA station transformer [6].

By 2010 NaS battery installations totalled 365 MWsworldwide with 300 MWs in service in Japan. In 2009 theworld’s largest battery (34 MWs) [5] went into service insupport of a wind farm in Northern Japan. Fig. 2 shows atypical NaS battery installation in a utility substation usedfor peak load management and reliability improvement(outage reduction).

In the United States, American Electric Power (AEP)deployed three 2.0 MW, 14 MW-hour NaS battery systems(as shown in Fig. 2) to demonstrate how intelligent energystorage could be used in meeting Bsmart grid[ goals [7].The sites were deployed to test battery power as a tool in

creation of Bself healing[ distribution networks whereintelligent feeder switching and protective devices couldcommunicate in real time to isolate faults and restore ser-vice in seconds without waiting for SCADA commandsfrom the utility control center. This showed how storagecould operate Bself-powered[ islands of grid power in theevent of transmission feeder loss.

Advanced battery technologies have been the mainfocus in distributed storage systems followed by flywheelsand supercapacitors. The development of battery systemsfor transportation will have a benefit for grid applicationsas prices decline with automotive volume increases. R&Dactivities in new battery development are very high astransportation and grid support opportunities offer an everincreasing market.

The primary markets for distributed storage systemswill be [7], [8]:

• peak-load deduction (peak shaving) at substations;• storage of off-peak wind energy;• power Bsmoothing[ for large solar arrays;• ancillary services (frequency regulation, black start

capability);• transmission and distribution feeder reliability

improvement;• customer feeder load management.Studies conducted in 2009 to determine the effec-

tiveness of fast-response batteries and flywheels in fre-quency regulation applications showed these systemscould affect frequency control with approximately 40%less energy as compared to fossil fuel plants because of thevery fast response time (cycles versus minutes to re-spond). Based on these findings plants up to 20 MW each(see Fig. 3) are being built in the United States and othercountries [5], [9].

In the wind turbine industry supercapacitors have beenwidely adopted for powering the pitch control of turbineblades and offer back-up energy to safely shutdown a windturbine if loss of power occurs. Super-caps are being ap-plied as well with small solar arrays to insure smoothpower flow as clouds pass over.

Fig. 2. 2.0 MW, 6-hour NaS battery installation.

Fig. 1. 115 MW, 26-hour CAES plant in the United States.

Roberts and Sandberg: The Role of Energy Storage in Development of Smart Grids

Vol. 99, No. 6, June 2011 | Proceedings of the IEEE 1141

Power storage lithium ion batteries are also used forfrequency regulation. The PJM ISO has had a pilot sys-tem in operation for over two years. It is earning about$850 per day in bidding for the frequency in the Bday-ahead market.[ This system was independently tested and,as in the flywheel system above, is capable of a maximumcapacity (1 megawatt) supply to the grid and four secondslater a maximum capacity (1 MW) storage of electricity.Also, this system has been successfully relocated from asubstation in Indianapolis, Indiana to the parking lot of thePJM headquarters just north of Philadelphia.

VI. ENERGY STORAGE AND THESMART GRID

The challenge in development of a more intelligent electri-city network (smart grid) is balancing all of the variablesassociated with dynamic load control powered from anever increasing variable (renewable energy) sources. ThisBbalancing act[ can be made simpler with small amountsof energy stored throughout the grid. All elements of de-sign from demand response techniques in homes to dyna-mic loading of transmission lines based on temperatureand wind speed will come to bear in a true smart griddesign.

A specific example of storage in a smart grid is theconcept of placing small amounts of energy storage(1–2 hours) on the feeders of residential areas. The com-munity energy storage (CES) concept deploys 25 kW low-voltage units protecting small groups of homes [11]. Inaddition to the real power capability, each CES unitpower electronic converter (PCS) is capable of producing25 kVARS for use in voltage control explained later in thissection.

The CES units are connected on the low-voltage side ofthe utility transformer and protect the final 120/240 voltcircuits to individual customers. Placing a utility con-trolled device at the very edge of the grid allows for the

ultimate in voltage control and service reliability. Meetingthis challenge of even greater control of voltage at thepoint of customer use is a major departure for traditionalutility system control philosophy but is needed to deal witha rapidly changing customer load profile. As more andmore sophisticated electronic loads (computers, appli-ances, etc.) are added by customers who demand greaterservice reliability; new even larger loads, like PHEV charg-ing units will be added randomly in the grid. On top ofthese changing load patterns more and more solar arrayson roof tops will introduce a growing amount of energyflowing back into the grid when solar generation exceedsthe power demand of the specific customers. Today, aneighborhood with a significant number of solar roofs cangenerate a fair amount of energy that dissipates back intothe utility network during solar peak periods. Since thesolar peak precedes the customer load peak by two to threehours each work day it is desirable to store that energy foruse when the load grows later in the day. With CES units

Fig. 3. 20 MW, 15-min flywheel frequency refulation plant.

Fig. 4. 1 MW, 15-min frequency regulation pilot system at PJM.

Fig. 5. 25 kW, community energy storage system.

Roberts and Sandberg: The Role of Energy Storage in Development of Smart Grids

1142 Proceedings of the IEEE | Vol. 99, No. 6, June 2011

Power storage lithium ion batteries are also used forfrequency regulation. The PJM ISO has had a pilot sys-tem in operation for over two years. It is earning about$850 per day in bidding for the frequency in the Bday-ahead market.[ This system was independently tested and,as in the flywheel system above, is capable of a maximumcapacity (1 megawatt) supply to the grid and four secondslater a maximum capacity (1 MW) storage of electricity.Also, this system has been successfully relocated from asubstation in Indianapolis, Indiana to the parking lot of thePJM headquarters just north of Philadelphia.

VI. ENERGY STORAGE AND THESMART GRID

The challenge in development of a more intelligent electri-city network (smart grid) is balancing all of the variablesassociated with dynamic load control powered from anever increasing variable (renewable energy) sources. ThisBbalancing act[ can be made simpler with small amountsof energy stored throughout the grid. All elements of de-sign from demand response techniques in homes to dyna-mic loading of transmission lines based on temperatureand wind speed will come to bear in a true smart griddesign.

A specific example of storage in a smart grid is theconcept of placing small amounts of energy storage(1–2 hours) on the feeders of residential areas. The com-munity energy storage (CES) concept deploys 25 kW low-voltage units protecting small groups of homes [11]. Inaddition to the real power capability, each CES unitpower electronic converter (PCS) is capable of producing25 kVARS for use in voltage control explained later in thissection.

The CES units are connected on the low-voltage side ofthe utility transformer and protect the final 120/240 voltcircuits to individual customers. Placing a utility con-trolled device at the very edge of the grid allows for the

ultimate in voltage control and service reliability. Meetingthis challenge of even greater control of voltage at thepoint of customer use is a major departure for traditionalutility system control philosophy but is needed to deal witha rapidly changing customer load profile. As more andmore sophisticated electronic loads (computers, appli-ances, etc.) are added by customers who demand greaterservice reliability; new even larger loads, like PHEV charg-ing units will be added randomly in the grid. On top ofthese changing load patterns more and more solar arrayson roof tops will introduce a growing amount of energyflowing back into the grid when solar generation exceedsthe power demand of the specific customers. Today, aneighborhood with a significant number of solar roofs cangenerate a fair amount of energy that dissipates back intothe utility network during solar peak periods. Since thesolar peak precedes the customer load peak by two to threehours each work day it is desirable to store that energy foruse when the load grows later in the day. With CES units

Fig. 3. 20 MW, 15-min flywheel frequency refulation plant.

Fig. 4. 1 MW, 15-min frequency regulation pilot system at PJM.

Fig. 5. 25 kW, community energy storage system.

Roberts and Sandberg: The Role of Energy Storage in Development of Smart Grids

1142 Proceedings of the IEEE | Vol. 99, No. 6, June 2011

2 MW, 6-ore NaS (USA)

115 MW, 26-ore CAES (USA)

20 MW, 15-min flywheel frequency regulation (USA) 25 kW, sistema CES (USA)

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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aggi

or-

nam

ento

delG

SEsu

llape

netr

azio

nede

lleF.

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,ilt

ema,

sia

dalp

unto

divi

sta

delle

impl

icaz

ioni

che

haav

uto

sulla

gest

io-

nede

llare

tee

sulle

nece

ssit

àdi

svilu

ppo

della

stes

sada

part

edi

Tern

asi

aco

nun

esam

ede

lleso

luzi

oni,

deip

rodo

ttie

delle

inn

ova

zio

ni

che

nel

bre

ve-m

edio

term

ine

Dit

ted

else

tto

rede

llaTr

asm

issi

one

prom

uovo

nope

rfa

rfr

onte

aqu

este

sfid

e.Q

uest

apr

ima

gior

nata

sifo

caliz

zerà

inpr

imis

sulla

rete

del

cent

rosu

dIt

alia

.

Org

aniz

zato

da:

AEE

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po

Tem

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-Dip

arti

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ll’In

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Tel./

Fax

0823

4345

23,

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2012

Aul

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LaRe

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Rinn

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lSis

tem

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Tras

mis

sion

ein

Italia

E V fleet

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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Ass

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rret

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cizi

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guat

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l’AEE

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ga-

teci

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AEI

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Sezi

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Tel./

Fax

0823

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23,

E-m

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agan

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di:

Gio

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bre

2012

Aul

aM

agna

“Leo

pold

oM

assim

illa”

Faco

ltàd’

Inge

gner

iaU

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rsità

diN

apol

i“Fe

deric

oII”

Piaz

zale

Tecc

hio

80,N

apol

i

Gior

nata

diSt

udio

LaRe

teEl

ettr

icadi

Tras

miss

ione

Nazi

onal

ee

laSf

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delle

Ener

gie

Rinn

ovab

iliL’

evol

uzio

nede

lSis

tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Oggi

E V storage e Smart Grid

Domani: smart-grid centralizzata & smart-grid decentralizzata

AEIT - Napoli, 29 novembre 2012

Presentazione

Associazione Energia ElettricaFederazione AEIT

L’ incremento in questi ultimi dieci anni delle F.E.R. e laloro crescente penetrazione, in particolare nel sud e nel-

le regioni insulari dell’Italia, ha posto la Rete di TrasmissioneNazionale di fronte a sfide sempre più critiche sia dal puntodi vista dello sviluppo della rete sia per mantenere un corret-to esercizio della stessa nelle condizioni di sicurezza e ade-guatezza richieste. Questa giornata di studio, promossa dal-l’AEE, vuole essere la prima di una serie di tre giornate lega-te ciascuna da questo filo conduttore.

L’obiettivo è quello di approfondire, partendo da un aggior-namento del GSE sulla penetrazione delle F.E.R., il tema, siadal punto di vista delle implicazioni che ha avuto sulla gestio-ne della rete e sulle necessità di sviluppo della stessa da partedi Terna sia con un esame delle soluzioni, dei prodotti e delleinnovazioni che nel breve-medio termine Ditte del settoredella Trasmissione promuovono per far fronte a queste sfide.Questa prima giornata si focalizzerà in primis sulla rete delcentro sud Italia.

Organizzato da:

AEE - Gruppo Tematico “Trasmissione dell’Energia Elettrica”AEIT Sezione di NapoliASTRI Associazione Scienze e Tecnologie per la Ricerca e l’Industriadella Federazione AEIT

In collaborazione con:Università di Napoli Federico II - Gruppo di Ricerca Consorzio EnSIEL - Diparti-mento di Ingegneria Elettrica e delle Tecnologie dell’Informazione

AEIT - Sezione di Napoli

Tel./Fax 0823 434523,

E-mail: ingninopagano@virgilio.it

www.aeit.it

Per informazioni

Con il contributo di:

Giovedì, 29 novembre 2012Aula Magna “Leopoldo Massimilla” Facoltà d’IngegneriaUniversità di Napoli “Federico II”Piazzale Tecchio 80, Napoli

Giornata di StudioLa Rete Elettrica di Trasmissione Nazionalee la Sfida delle Energie RinnovabiliL’evoluzione del Sistema di Trasmissione in Italia

Antonio Piccolo

Dipartimento di Ingegneria Industriale – Università di Salerno apiccolo@unisa.it

Presentazione

Associazione Energia ElettricaFederazione AEIT

L’ incremento in questi ultimi dieci anni delle F.E.R. e laloro crescente penetrazione, in particolare nel sud e nel-

le regioni insulari dell’Italia, ha posto la Rete di TrasmissioneNazionale di fronte a sfide sempre più critiche sia dal puntodi vista dello sviluppo della rete sia per mantenere un corret-to esercizio della stessa nelle condizioni di sicurezza e ade-guatezza richieste. Questa giornata di studio, promossa dal-l’AEE, vuole essere la prima di una serie di tre giornate lega-te ciascuna da questo filo conduttore.

L’obiettivo è quello di approfondire, partendo da un aggior-namento del GSE sulla penetrazione delle F.E.R., il tema, siadal punto di vista delle implicazioni che ha avuto sulla gestio-ne della rete e sulle necessità di sviluppo della stessa da partedi Terna sia con un esame delle soluzioni, dei prodotti e delleinnovazioni che nel breve-medio termine Ditte del settoredella Trasmissione promuovono per far fronte a queste sfide.Questa prima giornata si focalizzerà in primis sulla rete delcentro sud Italia.

Organizzato da:

AEE - Gruppo Tematico “Trasmissione dell’Energia Elettrica”AEIT Sezione di NapoliASTRI Associazione Scienze e Tecnologie per la Ricerca e l’Industriadella Federazione AEIT

In collaborazione con:Università di Napoli Federico II - Gruppo di Ricerca Consorzio EnSIEL - Diparti-mento di Ingegneria Elettrica e delle Tecnologie dell’Informazione

AEIT - Sezione di Napoli

Tel./Fax 0823 434523,

E-mail: ingninopagano@virgilio.it

www.aeit.it

Per informazioni

Con il contributo di:

Giovedì, 29 novembre 2012Aula Magna “Leopoldo Massimilla” Facoltà d’IngegneriaUniversità di Napoli “Federico II”Piazzale Tecchio 80, Napoli

Giornata di StudioLa Rete Elettrica di Trasmissione Nazionalee la Sfida delle Energie RinnovabiliL’evoluzione del Sistema di Trasmissione in Italia

Grazie per l’attenzione

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

enta

zio

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Ass

oc

iazi

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eE

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rgia

Ele

ttri

ca

Fe

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razi

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eA

EIT

L’in

crem

ento

inq

ues

tiu

ltim

id

ieci

ann

id

elle

F.E.

R.

ela

loro

cres

cent

epe

netr

azio

ne,i

npa

rtic

olar

ene

lsud

ene

l-le

regi

onii

nsul

arid

ell’I

talia

,ha

post

ola

Rete

diTr

asm

issi

one

Naz

iona

ledi

fron

tea

sfid

ese

mpr

epi

ùcr

itic

hesi

ada

lpun

todi

vist

ade

llosv

ilupp

ode

llare

tesi

ape

rm

ante

nere

unco

rret

-to

eser

cizi

ode

llast

essa

nelle

cond

izio

nidi

sicu

rezz

ae

ade-

guat

ezza

rich

iest

e.Q

uest

agi

orna

tadi

stud

io,p

rom

ossa

dal-

l’AEE

,vuo

lees

sere

lapr

ima

diun

ase

rie

ditr

egi

orna

tele

ga-

teci

ascu

nada

ques

tofi

loco

ndut

tore

.

L’ob

iett

ivo

èqu

ello

diap

prof

ondi

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SIEL

-Dip

arti

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ll’In

form

azio

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Tel./

Fax

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Gio

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2012

Aul

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LaRe

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lSis

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Tras

mis

sion

ein

Italia

Il valore è ottenuto considerando che l’energia tagliata in presenza di un limite di produzione pari a T è pari alla differenza, se positiva, tra la produzione attesa P in ogni scaglione di probabilità (prodotto tra la producibilità e la potenza istallata) e il suddetto limite di produzione. In presenza di una capacità di accumulo pari a A, l’energia tagliata è pari alla differenza, se positiva, tra la produzione attesa P in ogni scaglione di probabilità e la somma tra i l l imite di produzione (l ’energia “esportabile”) e la capacità di accumulo A (l’energia “stoccabile”)

Risoluzioni congestioni

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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2012

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LaRe

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tem

adi

Tras

mis

sion

ein

Italia

Sistemi innovativi

ü  Gli impianti di accumulo diffuso a batteria

rappresentano oggi la soluzione alternativa più

diffusa e competitiva agli impianti di pompaggio

ü  Tali impianti consento di immagazzinare adeguati

quantitativi di energia e sono caratterizzati da: §  elevata modularità (facilità di installazione e flessibilità

di utilizzo)

§  tempi brevi di realizzazione

§  possibilità di localizzazione diffusa in prossimità di

F.E.R.

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

Pres

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E.R.

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divi

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impl

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Italia

Sistemi innovativi

29

Diagramma di Ragone Tempi tipici di utilizzo

AEIT – Napoli, 29 novembre 2012 – Prof. Antonio Piccolo: Lo “Storage” e le F.E.R.

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Italia

Costi dell’accumulo

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I costi dei sistemi di accumulo