Esperimenti Californiani: CAES e Utilities

Written by  Wednesday, 20 January 2016 12:42
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Read 1663 times Last modified on Saturday, 23 January 2016 00:44

A luglio 2015 Burbank Water and Power (BWP) annunciava la sua intenzione di costruire un CAES pilota - energy storage ad aria compressa -  da 300 MW, per la precisione presso l’Intermountain Power Project a Delta, Utah.

 

Obiettivo: controllare l’intermittenza della capacità, sempre più in crescita, di energia rinnovabile. Tradotto: puntiamo sulla capacità di archiviazione piuttosto che su quella incrementale (atteggiamento ormai comune a molte Utilities nordamericane). A ottobre 2015 Lincoln Bleveans, Power Resources Manager, in una sua intervista con Marcus Evans in preparazione della recente 6 Conferenza Annuale sullo Storage di Energia Elettrica, accenna ancora al progetto come in via di sviluppo.

BWP, che serve 17 miglia quadrate della California del Sud, opera al di fuori del territorio della California ISO (CAISO) ed è una delle tre Utilities  del Dipartimento di Los Angeles di acqua ed elettricità (LADWP), Autorità di bilanciamento. Come tale, BWP è responsabile per il proprio Errore di Controllo d'Area (ACE), ha diritti di trasmissione contrattuali e "non può diffondere socialmente" l'intermittenza delle fonti rinnovabili nel suo territorio attraverso il mercato ISO. La Utility sta affrontando una crescita di carico piatto e negativo, mentre contemporaneamente cresce la sua capacità di energia rinnovabile per soddisfare il 33% standard di portafoglio rinnovabili di California (RPS) entro il 2020. Ad oggi, circa un terzo (34%) della capacità di potenza della Utility proviene da fonti RPS ed è destinato a crescere ulteriormente. Allo stesso tempo, la quota di risorse di carbone nel portafoglio della utility è oggi scesa a circa il 31% da oltre il 45% nel 2001-2002. BWP è perciò alla ricerca di una tecnologia di storage che offra una "capacità molto grande per un lunghissimo tempo di scarica" - specifiche tecniche che sono più adatte alle opzioni di archiviazione di energia di massa, come CAES e pompe idro.

Il progetto proposto, che è in fase di valutazione tecnica, finanziaria e regolamentare, userà l'energia per riempire una caverna del sale con aria compressa e gas naturale, in modo da immagazzinare l'energia per un successivo utilizzo nella produzione di elettricità. La proposta è di un pilota da 317 MW (lordo), con capacità di storage di 48 ore, che comprenderebbe una grotta di sale per consentire l'archiviazione di aria, e due macchine Dresser-Rand CAES per fornire la compressione e la generazione, con controllo associato e attrezzature di strumentazione.

Inizialmente finanziato dal Dipartimento per l’Energia USA per un totale di 628 milioni di dollari, il progetto è caratterizzato da tecnologia ABB, trasmissione di DATC - Duke American Transmission Company e vede come altri partner Magnum Resources e Dresses-Rand. Un consorzio complesso per un bel progetto, che potrebbe rappresentare una cartina di tornasole di come una piccola utility integrata verticalmente, operando al di fuori del mercato ISO possa usare lo stoccaggio di energia per risolvere il problema  dell’intermittenza, diminuire i costi dell’energia rinnovabile, aumentare i costi di integrazione della rete e cambiare qualcosa del framework regolatorio sulle emissioni. Il progetto sarebbe anche un bel banco di prova per i benefici della tecnologia CAES a Delta, in particolare per quanto riguarda l’aiuto nella gestione delle questioni di sovrapproduzione ed innalzamento pomeridiano, emerse dopo l’aumento della penetrazione solare in California, assorbendo la produzione  in eccesso e ri-trasmettendola indietro se necessario.

Il confronto più interessante tra sistemi di regolazione di rete non è tanto tra CAES è batterie, che peraltro hanno segmenti elettivi di regolazione diversi, quanto tra CAES e CCGT - Combined Cycle Gas Turbine. Per ogni MW di rinnovabile installato, ad oggi, spesso si deve prevedere 1MW di turbogas, mentre scegliendo il CAES il rapporto diventa 0,5 invece di 1, a parità di costi unitari e di altri fattori. Con tutto il turbogas italiano, non potrebbe essere un'opzione interessante?

 

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