Tag: fotovoltaico

FV & BESS

Se i BESS stanno in piedi da soli perché vanno incentivati?

Un impianto fotovoltaico utilizza il sistema di accumulo per “stabilizzare” l’energia che produce e massimizzarne la redditività.

Per dimensionare correttamente un sistema di accumulo – noto anche come BESS (Battery Energy Storage System) – vanno considerate:

  • la potenza,espressa in MW (megawatt), che indica quanta energia la batteria può caricare o scaricare istantaneamente e
  • l’energia, espressa in MWh (megawattora), che può essere caricata/scaricata.

Una batteria da 5 MW / 20 MWh può erogare 5 MW per 4 ore; una batteria da 10 MW / 40 MWh può erogare 10 MW per 4 ore. 

Il BESS può essere utilizzato per:

1) Lo smoothing (o smussamento) che serve solamente a compensare le variazioni rapide derivanti per es. dal passaggio di nuvole, quindi una batteria capace di reagire rapidamente. Per un impianto da 10 MWp può bastare un accumulo dell’ordine di 2 – 5 MW.

2) Il peak shifting. La scomposta crescita del FV si evince dalla “duck curve” che rappresenta la produzione elettrica durante la giornata. Nelle ore centrali il FV produce grandi quantità di energia riducendo la richiesta alle centrali termiche. La curva scende formando la “pancia” dell’anatra. Al calar del sole, la produzione FV cala rapidamente e la domanda aumenta.

La rete deve compensare rapidamente la domanda, generando il cosiddetto “collo” dell’anatra, cioè una rampa di crescita molto ripida.

Traslazione

Nelle ore centrali della giornata, con l’impianto FV che produce molto più di quanto convenga riversare in rete – e in un futuro non lontano, la rete non potrà più assorbirla completamente – la batteria carica e nelle ore serali scarica, restituendo alla rete l’energia accumulata. 

In questo modo l’energia non viene più utilizzata nel momento in cui viene prodotta, ma viene “traslata” nel tempo. Il risultato è  una“pancia” dell’anatra meno profonda e un “collo” serale meno ripido che si traducono in variazioni di carico più graduali e stabili. 

Quindi il “peak shifting” migliora la stabilità della rete elettrica, riduce le rampe e diminuisce il rischio di sovra disponibilità dell’impianto FV, che verrebbe forzatamente tagliata dal TSO.

Nel caso di un impianto fotovoltaico da 10 MWp, un sistema di accumulo dell’ordine di 20 – 40 MWh può modificare in modo significativo il profilo dell’anatra.

Tuttavia, con l’obbiettivo di ottenere un profilo di produzione stabile e costante, durante tutta la giornata, il BESS dovrebbe essere in grado di “seguire” costantemente l’impianto FV. 

Per un fotovoltaico da 10 MWp bisognerebbe disporre di una capacità di accumulo base compresa tra 40–80 MWh . 

Per esempio, se si vuole garantire una potenza stabile di 5 MW per 4 ore, occorrono 40 MWh.

Tenendo conto di un 10–20% in più, per compensare le perdite di conversione, il rendimento delle batterie, il degrado nel tempo e le riserve operative di sicurezza, il fabbisogno sale tra i 44 e 48 MWh.

Un caso pratico

La potenza di una batteria per un impianto FV in Sicilia da 10 MW con una produttività media attesa di 1380 kWh/kWp, in peak shifting.

Considerando una produzione media giornaliera di 37,8 MWh con il “peak shifting” non serve accumulare tutta la produzione giornaliera ma solo una parte, ipotizzando tre scenari:

  1. Soluzione minima 5MW / 20 MWh che è buona per spostare una parte dell’energia verso sera, senza modificare il profilo.
  • Soluzione equilibrata: 7,5 MW / 30 MWh che consente circa 4 ore di scarica a 7,5 MW
  • Soluzione robusta 10 MW / 40 MWh una batteria da 4 ore alla piena potenza dell’impianto che consente di assorbire e restituire una quota molto importante della produzione giornaliera.

 

Valutazione Economica

FV di 10 MWp abbinato a un BESS da 10MW / 40 MWh con un costo stimato dai 12,5 a 17,5 milioni di €.

Un FV da 10 MWp in Sicilia opera in una delle zone italiane con maggiore volatilità dei prezzi e quindi spread giornalieri atti all’arbitraggio:

  1. Si carica la batteria nelle ore a basso prezzo, anche notturne e indipendentemente dalla produzione FV reale che tra l’altro , può ridursi sensibilmente nei periodi invernali;
  2. Si scarica nelle ore serali quando il PUN zonale è molto più alto.

Con un BESS da 10 MW / 40 MWh, si può traslare circa il 25–40% della produzione verso ore più remunerative.

Quindi circa: 3,5–5,5 GWh/anno. 

Oggi al sud e sulle isole gli spread, tra ore FV e ore serali, possono variare tra i 40 e i 90 €/MWh.  

Un’energia  “ritardata” di 4.500 MWh/anno con valore medio di 60 €/MWh porta ad un beneficio lordo annuo di 270.000,00 € di solo shifting.

Inoltre un BESS “utility scale” oggi genera valore anche tramite servizi ancillari Terna,  regolazione di frequenza, balancing, capacity market, MACSE, riduzione del curtailment FV, così quantificabili:

              Fonte ricavo                                            Ordine di grandezza annuo

       Peak shifting / arbitraggio                                           0,25 – 0,50 M€

          Servizi rete / balancing                                              0,20 – 0,60 M€

         Capacity market / MACSE                                           0,15 – 0,50 M€

Riduzione curtailment e ottimizzazione FV                     0,05 – 0,15 M€

Totale potenziale                   0,7 – 1,7 M €/anno

Si può quindi ritenere verosimile un rendimento compreso tra circa 0,8–1,0 M€/anno sino a un massimo di 1,7 M€/anno 

Questo fa capire come il BESS aumenti direttamente il valore dell’energia prodotta con il FV collegato.

Ed è proprio per questa ragione che oggi, in Sicilia, Sardegna e Sud Italia,i grandi  FV vengono progettati direttamente in configurazione composta.

Avendo dimostrato che i BESS stanno in piedi da soli, ci stanno molto bene e possono essere altamente speculativi, non si capisce perché i consumatori, o i cittadini ( non è chiaro se con le bollette o con il PNRR) debbano incentivarne l’installazione.

 

L’energia verde al verde

10478702_450778585062059_1628243108348664884_n-1

Come previsto, senza gli incentivi si arresta la corsa a nuovi impianti fotovoltaici e la produzione cala del 13% : 1.206 kWh prodotti per kW installato, rispetto a una media annua teorica di 1.368.

Il calo, rispetto ai primi sei mesi del 2015, potrebbe rappresentare solo l’inizio di una discesa che sconterà l’assenza degli obbiettivi iniziali, che erano essenzialmente speculativi.

Realizzazioni affrettate, scarsa manutenzione e taglio dei fondi metteranno in crisi il settore, già oggetto di acquisizioni a prezzi di saldo.

Finalmente si parla di moduli di scarsa qualità, dal rendimento ignoto e con difetti non facilmente rilevabili.

Notevoli problemi con gli inverter fabbricati da improvvisati produttori nazionali e di seconda mano, che fanno perdere punti di rendimento quando non sono guasti.

Se poi saltano cavi e fusibili vengono escluse intere batterie di moduli e, per gli impianti non monitorati, passa del tempo prima di accorgersene.

Impossibile rivalersi sulle garanzie dei produttori perlopiù scomparsi: sono arrivate per anni vagonate di pannelli, pagati durante il trasporto e neppure testati.

Molti piazzisti hanno illuso i clienti che l’impianto non richiedeva controlli e manutenzione periodica.

Problema grave per gli impianti di piccole dimensioni, ai cui proprietari era stata prospettata la sola,eventuale, sostituzione dell’inverter,ma solo dopo 10 anni.

Basterebbe tenere puliti i pannelli, ma non tutti ci pensano e talvolta, per quelli installati sui tetti, non è un’impresa semplice.

Pochi verificano periodicamente che la produzione rientri nel range della propria zona geografica; pochi verificano la correttezza della misurazione, rilevata da remoto tramite contatori illegali.

Mancano poi le normative per effettuare le riparazioni: se per gli inverter la procedura è chiara, non lo è per la sostituzione dei moduli, con il rischio che non venga poi accettata dal GSE per riconoscerli.

Le cui vecchie norme imponevano di usare pannelli con potenza uguale a quella degli originali, ma i moduli attuali hanno potenze più alte e costano meno; si costruivano così costose imitazioni dei vecchi pannelli utilizzando celle difettose per limitare la potenza.

Le norme prevedevano anche che, per qualsiasi riparazione, l’incentivo venisse calcolato sulla media delle produzioni pregresse, anche se ridotte da usura o guasti, scoraggiando di fatto manutenzione e riparazioni

Lo spalma-incentivi di Renzi si basava sull’ipotesi che tutti si stessero arricchendo con incentivi esagerati; in realtà i più piccoli hanno margini ridotti e girano quasi tutto alle banche che hanno finanziato l’impianto.

Azzerati i margini, si  taglia la manutenzione abbandonando gli impianti a se stessi, e da qui deriva il calo della produzione.

E poi i furti di moduli e di cavi di rame, rimborsati con lentezza dalle assicurazioni: il proprietario non può anticipare le spese di ripristino e l’impianto resta spento.

Se queste sono le ragioni del calo, un anno più soleggiato non risolverà la questione.

Dopo un breve  periodo di splendore, il fotovoltaico nazionale rischia di affondare in una palude di incuria e degrado, con buona pace di quelli vorrebbero continuare a cavalcarlo e di quelli che continueranno a pagarlo con le bollette.