Nel Regno Unito uno dei più grandi impianti di accumulo elettrochimico d’Europa

Un sistema da 100 MW di potenza e 100 MWh di capacità avviato dalla cinese Sungrow. Fornirà servizi di rete e aiuterà a prevenire le interruzioni di corrente in Gran Bretagna.

Un sistema di accumulo elettrochimico con una potenza di 100 MW e una capacità di 100 MWh, destinato a fornire servizi per la regolazione della frequenza di rete e massimizzare l’uso delle energie rinnovabili in Gran Bretagna.

È questa la centrale che il produttore cinese di inverter e sistemi di stoccaggio Sungrow ha avviato a Minety, nel Regno Unito, in quello che si presenta come uno dei più grandi sistemi di stoccaggio di energia in Europa.

Il progetto è basato su due batterie da 50 MW sviluppate da Penso Power e finanziate dalle aziende statali cinesi China Huaneng Group e CNIC Corporation. La centrale, dotata inizialmente di un’unica batteria da 50 MW installata nel 2020, è stata completata da una seconda batteria aggiunta nel corso del 2021.

La centrale servirà ad evitare inconvenienti come quello verificatosi nel Regno Unito un paio di anni fa, quando un calo momentaneo della frequenza di rete provocò un’interruzione della distribuzione di corrente su larga scala. Sulla scia di questo incidente, le autorità britanniche hanno dato priorità alla costruzione di grandi impianti di stoccaggio per evitare che questo tipo di problemi si ripeta.

Anche allora, l’uso di alcuni grandi sistemi di stoccaggio già installati all’epoca, contribuì a prevenire un tracollo totale del sistema elettrico del paese.

La costruzione del grande impianto di stoccaggio di Minety è iniziata alla fine del 2019. Sungrow ha fornito sia soluzioni di batterie al nichel-manganese-cobalto (Nmc) che al litio-ferro-fosfato (Lep) con un alto livello di integrazione. Queste soluzioni hanno ridotto il fabbisogno di spazio, accorciato il tempo di messa in servizio e abbassato i costi del sistema del 5%, secondo l’azienda cinese.

Il nuovo sistema di stoccaggio soddisfa il più recente requisito britannico di regolazione della frequenza, il contenimento dinamico. Ciò significa che il sistema deve reagire alle istruzioni di potenza della rete entro un secondo. Solo circa il 30% dei grandi impianti di stoccaggio in Gran Bretagna è dotato di questa funzione, secondo una nota di Sungrow.

Frattanto, Shell Energy Europe Limited, la controllata per il gas e l’elettricità del gigante petrolifero anglo-olandese, ha siglato un power purchase agreement (PPA), cioè un accordo di acquisto di energia a lungo termine dalla centrale di Minety, i cui termini però non sono stati resi noti.

fonte: www.qualenergia.it

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Mobilità elettrica, ARERA: ulteriore passo verso la definizione del 'vehicle to grid'

"Promuovere la partecipazione dei veicoli elettrici al funzionamento della rete elettrica, studiando i meccanismi di ricarica e di accumulo ma anche di cessione di energia al sistema". Al centro del documento per la consultazione che ARERA ha pubblicato le regole da condividere per definire le modalità con cui includere le nuove generazioni di colonnine di ricarica, dotate di tecnologia vehicle to grid, nei progetti avanzati di dispacciamento al fine di contribuire al bilanciamento del sistema elettrico.
Nel documento di consultazione sono elencati i primi orientamenti dell'Autorità, alla luce delle disposizioni previste dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 30 gennaio 2020.
Nel dettaglio, la consultazione con tutti gli stakeholder interessati servirà a migliorare l'inserimento delle colonnine di ricarica dotate di tecnologia vehicle to grid nei progetti pilota relativi all'innovazione del dispacciamento elettrico e a porre le basi per la copertura, prevista dal decreto 30 gennaio 2020, dei costi aggiuntivi della tecnologia vehicle to grid (distinguendo il caso in cui sono possibili anche iniezioni di energia dalla batteria del veicolo verso la rete - V2G - dal caso in cui ciò non è possibile).
L'ARERA, inoltre, provvederà a completare la definizione delle regole per la copertura dei costi della tecnologia vehicle to grid non appena il Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) avrà individuato i requisiti tecnici minimi che dovranno avere i dispositivi e i misuratori installati presso il punto di connessione (anche quando integrati nelle infrastrutture di ricarica) per l'erogazione dei servizi ancillari.
I soggetti interessati sono invitati da ARERA a far pervenire le proprie osservazioni e proposte entro il 6 luglio 2020.
Per approfondimenti: regolazione e mobilità elettrica.

fonte: www.greencity.it

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Equigy, così la blockchain fa interagire batterie domestiche e rete

Il progetto verrà lanciato in Italia, Paesi Bassi, Germania e Svizzera e contribuirà a stabilizzare l’infrastruttura elettrica consentendo alle famiglie di guadagnare dalle batterie delle loro case e auto.

La tecnologia blockchain debutta nella gestione delle rete elettrica in un progetto nato dalla cooperazione europea. Parliamo di Equigy, piattaforma transfrontaliera intelligente creata per aiutare a mantenere la flessibilità del sistema. L’iniziativa porta la firma di tre grandi operatori di rete: Terna, TenneT e Swissgrid. Assieme le società sperimenteranno un nuovo software che utilizza la tecnologia blockchain per convalidare e archiviare le “transazioni energetiche” tra batterie e rete.

Per capire di cosa si tratta è necessario compiere qualche passo indietro.

Il processo di decarbonizzazione sta aumentando progressivamente la diffusione di eolico e fotovoltaico. Ma le fonti rinnovabili non programmabili, proprio per la loro imprevedibilità e incostanza, sono in grado di diminuire la flessibilità del sistema elettrico. Senza adeguate contromisure, i picchi di produzione verde o le loro carenze corrono il rischio creare sbalzi elettrici o blackout.

Per aumentare la flessibilità e la stabilità delle rete, non c’è un’unica soluzione ma un insieme di strumenti. E tra questi compare anche Equigy. L’idea alla base della piattaforma è impiegare le piccole risorse distribuite per garantire che l’energia richiesta sia sempre bilanciata da quella prodotta. Istante per istante, senza “buchi” o congestioni.

Nel dettaglio Equigy è una “crowd balancing platform” (CBP), ossia una piattaforma di bilanciamento delle rete che opera coinvolgendo i piccoli consumatori (crowd). A regime, collegherà le risorse distribuite alla fornitura di servizi di dispacciamento, quali ad esempio i veicoli elettrici o le unità di accumulo residenziale. Allo stesso tempo coinvolgerà gli altri stakeholders della filiera quali aggregatori e Original Equipment Manufacturers, consentendo l’abilitazione estesa di nuove risorse di flessibilità a supporto del Sistema Elettrico, in un’ottica di scalabilità e standardizzazione dei processi da parte dei maggiori TSO europei.

A tale scopo la piattaforma utilizza la blockchain per “registrare e convalidare” le singole “transazioni energetiche” tra batterie auto o storage residenziali con la rete. Ciò consentirà a famiglie e aziende di essere pagate per tali transazioni a seconda dell’ora del giorno e del prezzo dell’elettricità applicabile.

“Equigy  – spiega Terna – rappresenta uno sforzo intersettoriale volto a stabilire un nuovo standard europeo per i mercati della flessibilità rompendo le barriere, soprattutto economiche, che finora hanno ostacolato la partecipazione di risorse non tradizionali”. La piattaforma sarà lanciata inizialmente in quattro mercati (Italia, Paesi Bassi, Germania e Svizzera), per poi poter essere estesa anche ad altre nazioni, come la Danimarca dove il TSO Energinet ha già manifestato il proprio interesse ad aderire.

fonte: www.rinnovabili.it


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Vehicle to grid, il decreto in Gazzetta ufficiale

È stato pubblicato in GU il decreto MiSE 30 gennaio 2020, che stabilisce criteri e modalità per favorire la diffusione della tecnologia di integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica, conosciuta come "vehicle to grid".


Secondo quanto previsto dal decreto, il "vehicle to grid" consente ai veicoli elettrici di erogare, attraverso le infrastrutture di ricarica, i seguenti servizi:

• servizi di riserva terziaria e bilanciamento, articolati nelle modalità "a salire" e "a scendere", nonchè di risoluzione delle congestioni;

• ulteriori servizi tra i quali la regolazione primaria e secondaria di frequenza e la regolazione di tensione, ove tecnicamente fattibile.

Tali servizi sono denominati "V2G" quando comportano anche iniezioni di potenza dalla batteria del veicolo verso la rete; diversamente, essi sono denominati "V1G".

Entro il 16 maggio 2020, Arera dovrà integrare le proprie disposizioni sul dispacciamento, "affinchè i requisiti minimi prestazionali per l'abilitazione a ciascun servizio, compresi i servizi di breve durata ed a risposta rapida, consentano adeguata partecipazione delle infrastrutture di ricarica, tenendo conto delle caratteristiche e della specificità delle stesse infrastrutture, incluse le domestiche, nonchè delle esigenze dei veicoli per la mobilità".
Riferimenti

• Decreto MinSviluppo economico 30 gennaio 2020 - Promozione dell'integrazione tra veicoli elettrici e rete elettrica (cd. "vehicle to grid") - Ex articolo 1, comma 11, legge 27 dicembre 2017, n. 205 (legge di bilancio 2018)
in Nextville (Osservatorio di normativa energetica)


fonte: www.nextville.it

Al via il primo progetto italiano di aggregazione di unità di accumulo residenziali

Le province di Brescia, Bergamo e Mantova sono protagoniste della prima sperimentazione in Italia che aggrega sistemi residenziali di accumulo di energia per consentire anche agli utenti privati di partecipare ai programmi di gestione attiva della domanda


La sperimentazione, avviata da Enel X in collaborazione con RSE, consiste nell'inserire gli accumuli residenziali all'interno degli aggregati UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste), che permettono la partecipazione delle risorse distribuite alla fornitura di servizi di flessibilità alla rete elettrica. Enel X, in qualità di aggregatore, già a fine dicembre 2019 aveva inserito all’interno di questa sorta d’impianto virtuale più di 100 impianti fotovoltaici con accumulo.

Gli accumuli coinvolti nel progetto vengono dotati di un sistema di comunicazione e controllo remoto; in questo modo, tenendo comunque conto delle consuete funzioni di autoconsumo, possono essere chiamati a svolgere servizi per il sistema elettrico, con una gestione che al tempo stesso punta a ridurre al minimo l’impatto sullo stato di carica e la disponibilità della batteria. Si tratta del cosiddetto "Demand Response", che consente ai consumatori di diventare anche attori attivi del sistema elettrico, aumentando o riducendo il proprio consumo energetico in risposta ai picchi di offerta o domanda elettrica.

"Il potenziale di questa sperimentazione è enorme: ci sono migliaia di batterie residenziali in Italia che potranno contribuire a garantire la stabilità del sistema elettrico. Si tratta di una pietra miliare per il Paese nel percorso verso un modello energetico sempre più sostenibile. – spiega Marco Gazzino, Responsabile Innovazione e Product Lab di Enel X – Nello specifico, l’aggregatore abilita gli impianti di generazione e accumulo distribuiti sul territorio a partecipare al mercato dei servizi di rete fino a poco tempo fa riservato solo ai grandi impianti di produzione o ai carichi industriali. Anche per gli utenti residenziali sarà possibile quindi trasformare la propria batteria in una risorsa attiva".

La sperimentazione, che si concluderà alla fine del 2020, è ancora aperta alle adesioni di tutti i proprietari di impianti residenziali (anche aziendali, se di piccole dimensioni) situati nella Regione Lombardia; oltre ad Enel X, l'altro aggregatore coinvolto nel progetto sul territorio lombardo è Evolvere Spa. Le nuove richieste di adesione devono essere effettuate registrandosi al sito https://accumulilombardi.rse-web.it/.
Riferimenti

• Accumulo domestico di energia e servizi al sistema elettrico: ecco un primo passo concreto
la news di RSE

• Progetto aggregazione Sistemi di Accumulo lombardi
la pagina web del progetto

fonte: http://www.nextville.it/

New York ridurrà la domanda di picco grazie a una super batteria

A New York è stato avviato il più grande sistema di accumulo elettrico metropolitano, che consentirà di ottimizzare al meglio la gestione della rete e anche di fornire supporto duranti i picchi di richiesta elettrica.


Il sistema di batterie (da 4,8 MW / 16,4 MWh) è stato realizzato da Enel X e dalla società immobiliare Related Companies presso il Related's Gateway Center a East New York, Brooklyn. L'obiettivo è quello di supportare la rete locale della compagnia energetica di New York, Con Edison, nei momenti di elevata richiesta elettrica. Le batterie consentiranno di immagazzinare l'energia elettrica nei momenti più favorevoli, per poi rilasciarla nelle ore di punta.

Tali sistemi, come noto, comportano una serie di ulteriori vantaggi, riducendo ad esempio la necessità di realizzare nuove centrali elettriche e nuove linee di trasmissione. Senza contare l'effetto calmierante sul prezzo dell'energia elettrica, grazie alla riduzione della domanda di picco.

L'impianto appena inaugurato costituisce soltanto un primo tassello della strategia energetica annunciata dal governatore di New York Andrew M. Cuomo, che punta a realizzare 3.000 MW di accumuli entro il 2030 per rendere la rete elettrica locale più pulita, diversificata e resiliente. Anche per Enel X si tratta solo di un primo passo: l'azienda italiana, infatti, ha attualmente altri 16 progetti di storage nello stato di New York.
Riferimenti

• New York City’s biggest: Enel X connects grid-scale battery storage in Brooklyn
la news su energy-storage.news



fonte: http://www.nextville.it/

Rete elettrica flessibile, al via il progetto ENEA

Obiettivo del progetto europeo Balance: realizzare una rete elettrica con sistemi di accumulo flessibili per incrementare l’utilizzo delle fonti rinnovabili

Realizzare una rete elettrica con sistemi di accumulo flessibili per incrementare l’utilizzo delle fonti rinnovabili. È questo l’obiettivo del progetto europeo BALANCE che vede impegnata l’ENEA, insieme ad altri 7 centri di ricerca e università europei, per mettere a punto un “benchmark” produttivo delle celle a combustibile Re-SOC (Reversible Solid Oxide Cells).

“Questi dispositivi elettrochimici funzionano quasi come delle batterie, ma con una differenza sostanziale: non sono un sistema chiuso, per cui invece di accumulare energia al loro interno, convertono sul momento l’energia chimica fornita da un combustibile in energia elettrica e viceversa”, spiega il ricercatore ENEA Stephen McPhail. “Si tratta di un processo conveniente per compensare, ad esempio, le fluttuazioni inerenti alle fonti di energia eolica e fotovoltaica che possono intercorrere fra un giorno molto ventoso e assolato e una notte senza vento. In questo caso l’avanzo di energia elettrica viene convertito in combustibile per poi essere immagazzinato in semplici bombole o nella rete del gas”, aggiunge McPhail.BALANCE punta a creare un consorzio in grado di realizzare le diverse componenti delle Re-SOC, dai materiali alle singole celle, dalla loro integrazione in una pila con una potenza utile fino all’esercizio in condizioni rappresentative dei cicli a maggiore valore aggiunto. In particolare, l’ENEA è impegnata nella caratterizzazione avanzata delle celle e nell’analisi del loro ciclo di vita.

Oltre alla creazione di un network europeo per la produzione delle Reversible Solid Oxide Cells, il progetto prevede la realizzazione di un’agenda comunitaria sullo stato dell’arte di questa tecnologia, con l’ENEA nel ruolo di work-package leader.

“Stiamo cercando di produrre una mappatura a livello nazionale e internazionale dei progetti relativi alle Re-SOC per conoscere le linee di sviluppo attuate nei diversi Paesi e i fondi stanziati per la loro realizzazione. L’obiettivo è tracciare una roadmap a beneficio della Commissione europea per trasformare questa tecnologia, il cui stato di sviluppo è attualmente molto frammentato, in un prodotto europeo competitivo e maturo. La Commissione potrà così stabilire come distribuire i finanziamenti per questa linea di ricerca considerata strategica allo scopo di razionalizzare le attività regionali, nazionali ed europee”, conclude McPhail.

fonte: https://www.casaeclima.com