La compatibilità con la rete dei sistemi di accumulo dell'energia consiste sostanzialmente nel chiedersi se questi sistemi di batterie possano collegarsi all'infrastruttura elettrica che abbiamo costruito 50{2}}70 anni fa senza che tutto vada di traverso. La rete elettrica è stata progettata per una direzione: l'elettricità fluisce dalle centrali elettriche a casa tua. Fine della storia. Ora stiamo cercando di farlo funzionare con batterie che si caricano, si scaricano e passano dall'una all'altra in pochi secondi.
La definizione tecnica riguarda i parametri di tensione, la risposta in frequenza e le armoniche. Ma la questione è se il sistema di accumulo funziona bene con tutto il resto collegato alla rete. Può rispondere ai segnali del gestore della rete? Crea rumore elettrico che rovina altre apparecchiature? Rimarrà stabile quando le condizioni della rete cambieranno?
Perché la velocità conta più della capacità
La maggior parte delle persone si concentra su quanta energia può immagazzinare una batteria. Sono i megawatt-ora (MWh). Ma per la compatibilità con la rete, la potenza nominale in megawatt (MW) e la velocità con cui può rispondere sono altrettanto importanti.
La Hornsdale Power Reserve nell'Australia Meridionale ha dimostrato qualcosa di importante: - l'installazione di batterie Tesla da 100 MW/129 MWh potrebbe passare da zero a piena potenza in 140 millisecondi. Gli impianti tradizionali di gas peaker necessitano di 10-15 minuti per avviarsi e raggiungere la piena potenza. Questa differenza è enorme quando si cerca di mantenere stabile la frequenza della rete. La frequenza deve rimanere tra 49,9 e 50,1 Hz in Australia (o 59,9-60,1 Hz in Nord America) e deviazioni al di fuori di tale intervallo possono danneggiare le apparecchiature o provocare guasti a cascata. I dati di teslamag.de hanno mostrato che questa batteria risponde al viaggio in una centrale a carbone nell’Australia meridionale più velocemente di qualsiasi altra risorsa sulla rete.
Il problema della frequenza che nessuno aveva pianificato
Le griglie funzionano con corrente alternata, che oscilla a una frequenza specifica. Nel Nord America è 60 Hz, nella maggior parte degli altri posti è 50 Hz. Quando la generazione e il carico sono bilanciati, la frequenza rimane stabile. Quando si verifica un'improvvisa perdita di generazione - una centrale elettrica va fuori servizio - cali di frequenza. Le reti tradizionali gestivano questo problema con riserve rotanti, fondamentalmente centrali elettriche che funzionavano al di sotto della capacità che poteva aumentare rapidamente.
Le batterie hanno cambiato l’equazione. Possono iniettare energia quasi istantaneamente, ma possono anche scaricarsi altrettanto velocemente se non controllati adeguatamente. Ciò crea nuove sfide di compatibilità perché i sistemi di controllo della rete sono stati progettati attorno alle caratteristiche di risposta più lente della generazione convenzionale.
Standard che non riescono a tenere il passo
IEEE 1547 è lo standard principale negli Stati Uniti per la connessione delle risorse energetiche distribuite. L'aggiornamento del 2018 avrebbe dovuto risolvere i problemi della versione del 2003, scritta prima che esistesse-lo spazio di archiviazione della batteria su larga scala. Ma anche lo standard del 2018 non copre tutto ciò che i sistemi di storage devono fare.
La California ha raggiunto i 10.000 MW di capacità della batteria installata all’inizio del 2024 secondo i dati del California Independent System Operator disponibili su caiso.com. La maggior parte di queste installazioni sono chimiche al litio ferro fosfato (LiFePO4) con una densità energetica di circa 90-120 Wh/kg. Inferiori ai 150-200 Wh/kg ottenuti con le batterie NMC, ma più stabili alle alte temperature e con una migliore durata del ciclo per le applicazioni in rete.
Il problema è che ogni utility ha aggiunto i propri requisiti a IEEE 1547. Hawaiian Electric ha una serie di regole. PG&E ne ha diversi. Ciò che funziona per un’installazione di batterie in California potrebbe non soddisfare i requisiti in Texas o New York. Non esiste una reale standardizzazione, il che rende l'espansione dello storage più costosa del necessario.
Gli inverter sono il vero collo di bottiglia
L'inverter è il luogo in cui l'energia della batteria CC viene convertita in energia della rete CA. È anche il punto di strozzatura della compatibilità. I moderni inverter collegati alla rete-devono regolare la tensione, supportare la potenza reattiva, rispondere in frequenza e comunicare con gli operatori di rete utilizzando protocolli come DNP3 o Modbus. Alcuni inverter possono fare tutto questo bene. Altri no.
Quando si hanno più sistemi di accumulo sullo stesso circuito di distribuzione, i loro inverter possono entrare in conflitto tra loro. Un sistema tenta di aumentare la tensione, un altro tenta di abbassarla. Ciò crea oscillazioni che possono danneggiare l'apparecchiatura o far scattare i relè di protezione. Il coordinamento di più inverter richiede sistemi di controllo sofisticati che la maggior parte delle utility non possiede ancora.
Progetti veri, problemi veri
L'impianto di stoccaggio energetico di Moss Landing in California è attualmente uno dei più grandi impianti di batterie a livello globale: - 3.000 MW secondo la documentazione di Pacific Gas & Electric su pge.com. Può passare dalla carica completa alla scarica completa in meno di un secondo, il che lo rende utile per la regolazione della frequenza e la gestione dei picchi di domanda.
Ma la compatibilità non era automatica. PG&E ha dovuto aggiornare i trasformatori e le apparecchiature di protezione nel punto di interconnessione. Avevano bisogno di nuovi sistemi di controllo per coordinare la batteria con altre risorse di generazione. Il progetto ha richiesto tre anni dall’approvazione alla messa in esercizio e una parte significativa di quel tempo è stata spesa in studi di integrazione della rete e aggiornamenti delle infrastrutture.
Le installazioni di storage distribuito più piccole devono affrontare sfide diverse. I sistemi residenziali e commerciali devono soddisfare gli standard di sicurezza UL 9540 e UL 1973. Devono rispettare i codici elettrici locali che variano notevolmente tra le giurisdizioni. Alcuni luoghi richiedono funzionalità di spegnimento rapido. Altri impongono sezionatori specifici o sistemi antincendio.
Il costo della compatibilità
Il rispetto dei requisiti di interconnessione aggiunge il 15-20% al costo di installazione di un sistema di storage. Ciò include apparecchiature di protezione specializzate, hardware di comunicazione, studi sulla qualità dell’energia e tariffe di interconnessione dei servizi pubblici. Per i progetti più piccoli, questi costi possono uccidere completamente l’economia. Un sistema di accumulo commerciale da 500 kWh potrebbe avere senso per la riduzione dei costi della domanda, ma non se si devono spendere altri 50.000 dollari per i requisiti di interconnessione.
La Germania ha standard diversi attraverso VDE che non sono in linea con i requisiti IEEE. Le apparecchiature progettate per il mercato nordamericano spesso necessitano di modifiche hardware per funzionare in Europa. Ciò frammenta il mercato e impedisce il tipo di economie di scala della produzione di massa che hanno ridotto i costi dei pannelli solari.
Cosa succede quando le batterie invecchiano
Le batterie al litio si degradano. La capacità diminuisce, la resistenza interna aumenta e le prestazioni diminuiscono nel tempo. Un sistema di batterie che soddisfaceva tutti i requisiti della rete quando era nuovo potrebbe avere problemi dopo 5-7 anni di utilizzo intenso.
I codici di rete non tengono realmente conto di questo degrado. Il sistema deve rimanere conforme per tutta la sua durata prevista di 10-15 anni. I sistemi di controllo devono adattarsi al cambiamento delle caratteristiche della batteria. Alcuni dei primi impianti di stoccaggio stanno riscontrando problemi in cui le batterie degradate non possono fornire i tempi di risposta o i livelli di potenza inizialmente promessi agli operatori di rete.
Non esiste un approccio standard per gestire questa situazione. Alcuni sviluppatori di progetti inizialmente sovradimensionano i propri sistemi, pianificandone il degrado. Altri utilizzano sofisticati sistemi di gestione delle batterie che regolano i parametri operativi man mano che le batterie invecchiano. Ma ciò aggiunge complessità e costi che non erano presenti nei primi modelli di progetto.
La sfida dell’integrazione rinnovabile
L’elevata penetrazione delle rinnovabili crea rampe ripide che lo stoccaggio deve gestire. Quando la sera la produzione solare si interrompe, le batterie si scaricano per colmare il vuoto. Quando il vento si alza improvvisamente durante la notte, le batterie si caricano per assorbire la generazione in eccesso.
Coordinare questo aspetto tra migliaia di sistemi di storage individuali è un problema di controllo che le reti non hanno mai affrontato prima. Hai bisogno di monitoraggio in tempo reale-, comunicazione veloce e algoritmi in grado di ottimizzare l'invio tra le risorse distribuite. Alcune regioni stanno sviluppando queste capacità. Altri funzionano ancora con sistemi di controllo degli anni ’80 che riescono a malapena a gestire la generazione convenzionale, per non parlare di migliaia di batterie che possono cambiare la loro potenza in millisecondi.
L’infrastruttura che nessuno vuole finanziare
I sostenitori dello stoccaggio parlano di batterie che consentono l’energia rinnovabile. Ciò è vero solo se l’infrastruttura della rete è in grado di gestire il flusso di energia bidirezionale. In molti posti non è possibile. I trasformatori di distribuzione sono stati progettati per un flusso di potenza-unidirezionale. Gli schemi di protezione presuppongono che la corrente di guasto provenga dal sistema di trasmissione, non dalle batterie sulla rete di distribuzione.
L’aggiornamento di questa infrastruttura costa miliardi. Le utility sono riluttanti a spendere soldi per miglioramenti che potrebbero non essere ripagati per decenni. Le autorità di regolamentazione faticano ad approvare aumenti delle tariffe per infrastrutture che i clienti non vedono direttamente. Pertanto le limitazioni di compatibilità persistono perché non esiste la base per supportare ciò che i sistemi di storage possono fare.
Dove stanno le cose
L'Australia e la California hanno imparato di più sull'integrazione dello storage su scala-griglia che altrove. Le loro grandi implementazioni hanno messo in luce problemi che non erano evidenti nei progetti pilota. Hanno sviluppato standard migliori, sistemi di controllo migliorati e personale addestrato che capisce come gestire reti con una significativa capacità di stoccaggio.
Ma non esiste un manuale universale. Ciò che funziona nell’Australia Meridionale con la sua rete isolata potrebbe non applicarsi al Texas con il suo enorme sistema interconnesso. L'approccio della California alla gestione delle risorse di storage non si traduce direttamente in regioni con strutture di mercato o quadri normativi diversi.
La compatibilità con la rete del sistema di accumulo dell’energia rimane un lavoro in corso. La tecnologia esiste. Gli standard stanno migliorando. L'esperienza si sta accumulando. Ma far funzionare le batterie in modo affidabile con reti elettriche che non sono state progettate per loro richiede tempo, denaro e apprendimento istituzionale che non può essere affrettato. Alcune regioni lo scopriranno più velocemente di altre, e quelle che non lo faranno pagheranno costi più alti per reti meno affidabili di quelle che avrebbero potuto avere.