“PANTELLERIA MIX ENERGETICO PANTELLERIA MIX ENERGETICO E SMART GRID”

Giorgio GraditiENEA - Agenzia nazionale per le nuove tecnologie l’energia eENEA Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l energia elo sviluppo economico sostenibile

QUADRO ISTITUZIONALE DELLE ATTIVITA’ SVOLTE

Accordo di collaborazione tra ENEA e Comune di Pantelleria

Oggetto: sviluppo e applicazioni di processi e tecnologie nel campoenergetico e ambientale

Durata: 3 anni (a partire da marzo 2009)

Ricerca di Sistema Elettrico (RdS)Accordo di Programma (AdP) Ministero dello Sviluppo Economico - ENEA

Area: Usi finali

Tema generale: Studio e dimostrazione di forme di finanza innovativa e diTema generale: Studio e dimostrazione di forme di finanza innovativa e distrumenti di pianificazione per la promozione di tecnologie efficienti per larazionalizzazione dei consumi elettrici a scala territoriale e urbana

QUADRO ISTITUZIONALE DELLE ATTIVITA’ SVOLTE

ENEA e Comune di Pantelleria, nell’ambito del loro accordo, hanno stipulatouna lettera di intenti con la società S.M.E.D.E. Pantelleria S.p.a.(produttore e distributore del servizio elettrico nell’isola) per attività disperimentazione e dimostrazione di tecnologie e metodologie innovativenel settore energeticonel settore energetico

Nell’ambito dell’AdP (II annualità) è stata avviata una collaborazione traENEA e DIEET (Dipartimento di Ingegneria Elettrica, Elettronica e delleTelecomunicazione) dell’Università degli Studi di Palermo, per attivitàdi ricerca sul seguente tema:di ricerca sul seguente tema:

“Studio di fattibilità e progettazione preliminare di dimostratori direti elettriche di distribuzione per la transizione verso reti attive”

PANTELLERIA: TRANSIZIONE VERSO LA “SMART ISLAND”

Proposta: “Studio di fattibilità diProposta: Studio di fattibilità diapplicazione di rete attiva pressol’isola di Pantelleria con integrazionedi diverse fonti energetiche”.

L’isola di Pantelleria appartiene alèterritorio di Trapani ed è la prima delle

isole siciliane per estensione territoriale(la quinta delle isole italiane).

La popolazione residente sull’isola diPantelleria è pari a poco più di 7000Pantelleria è pari a poco più di 7000unità e a circa il doppio durante lastagione estiva.

PANTELLERIA: TRANSIZIONE VERSO LA “SMART ISLAND”

Attività

caratterizzazione del sistema elettrico in termini di produzione econsumo di energia elettrica, articolazione e consistenza della reteelettrica, logiche e sistemi di automazione adottate (scenario iniziale), g ( )

identificazione dei possibili scenari di sviluppo per la transizione verso la“smart island” e selezione di quello di maggiore interesse

implementazione della rete elettrica in ambiente Neplan ed analisiin simulazione delle condizioni di funzionamento e di guasto piùsignificative per differenti configurazioni (rete passiva e attiva)significative per differenti configurazioni (rete passiva e attiva)

caratterizzazione del sistema di supervisione e controllo

analisi economica dei costi e benefici connessi con la realizzazionedegli interventi previsti per lo scenario selezionato

SCENARIO DI RIFERIMENTO

Produzione e consumo di energia elettrica nell’isola:

dipendenza energetica dall’esterno (gasolio, benzina, GPL) adesclusione di qualche impianto fotovoltaico di piccola taglia già installato

centrale termoelettrica da 20MW (8 gruppi elettrogeni a gasolio confattore di carico di 0,18) per la produzione di energia elettrica

fabbisogno energetico dell’ordine dei 44 GWh annui, contro unaproduzione potenziale di 194 GWh annui

consumo di elettricità nel 2008 di 43,7 GWh, di cui 21,1 GWh nel periodoestivo (il 56%). La potenza media è di circa 6,2 MW nel periodo estivo ecirca 4,6 MW del periodo invernale

picco di assorbimento di 7-10 MW in Agosto (ore 21); minimo carico dicirca 3,1 MW in Gennaio (ore 15)

SCENARIO DI RIFERIMENTO

Specifiche del sistema elettrico a servizio dell’isola gestito dallasocietà S M E D E Pantelleria S p A :

sistema isolato, non collegato al sistema elettrico nazionale (RTN)

società S.M.E.D.E. Pantelleria S.p.A. :

rete di distribuzione in media tensione (10,5 kV) di tipo radiale con 150nodi di trasformazione e/o smistamento con possibilità dicontroalimentazione in alcuni punticontroalimentazione in alcuni punti

133 cabine di trasformazione del distributore, 2 cabine di smistamento,15 forniture in MT (cabine di utente)15 forniture in MT (cabine di utente)

Distributed Control System (DCS) basato su tecnologia ABB

sistema di telecontrollo di alcune cabine secondarie della rete MT(realizzato da ABB) integrato al DCS della centrale in modo ridondato permezzo del protocollo OPC o attraverso interfaccia ethernet del PLC.

SCHEMA SEMPLIFICATO RETE DI MEDIA TENSIONE

CONFIGURAZIONE PASSIVA

CONFIGURAZIONE ATTIVA

ANALISI CORTOCIRCUITI

87

G 129127

125

7070

SCENARI DI SVILUPPO

Il massimo contributo da rinnovabile (vincoli, disponibilità di spazi,problematiche di impatto, specificità territoriali e funzionali, ecc.) è stato stimato

FONTE

MASSIMA POTENZA

MASSIMA PRODUZIONE

pari a circa il 64% del totale fabbisogno energetico dell’isola.

FONTE INSTALLABILE [MW]

ENERGETICA [GWh/anno]

Fotovoltaica 1,1 1,7

Eolica 1,2 3,6

Geotermica 2,5 20

Rifiuti solid i urbani (RSU) 0,365 1,6

TOTA E 5 65 6 9TOTALE 5,165 26,9

Solare termica 1,06 2,13 (*)

(*) Tale valore indica l’energia elettrica non consumata per la produzione di acqua calda mediante sistemi tradizionali (boiler elettrici)

Si sono ipotizzati cinque possibili scenari che prevedono la copertura di partedel fabbisogno elettro-energetico medio dell’isola (10%, 20%, 50%) condifferenti ipotesi di mix energetico

acqua calda mediante sistemi tradizionali (boiler elettrici).

differenti ipotesi di mix-energetico.

SCENARI DI SVILUPPO

GLOBAL NETWORK COORDINATOR (MGCC – SC)• SOLAR ENERGY (PV AND THERMAL COLLECTORS)

ROUTER/COORDINATOR (SC)

END NODE (LC)

COMMUNICATION CHANNELS

• WIND TURBINE

• GEOTHERMAL POWER GENERATION

• WASTE TREATMENT PLANT

• POWER STATIONS (ELECTRIC VEHICLES)

URBAN CENTER

SOLAR ENERGYCONTROL SYSTEM

POWER STATIONS (ELECTRIC VEHICLES)

ENERGY SYSTEM

URBAN CENTER

AIRPORTINDUSTRIAL AREA

POWER PLANT

POWER STATION

PHOTOVOLTAICDIESEL POWER PLANT

WIND TURBINE

WASTE TREATMENT

WIND TURBINE POWER STATION

WASTE TREATMENTDESALATION PLANT

GEOTHERMAL PLANT

POWER STATIONSGEOTHERMAL PLANT

SCENARIO DI SVILUPPO SELEZIONATO

Lo scenario selezionato prevede la copertura di circa il 50% del fabbisognoenergetico dell’isola, secondo l’ipotesi di mix energetico riportata in tabella.

SCENARIOSELEZIONATO FONTE

PERCENTUALE [%] rispetto alla

potenza massima

POTENZA ELETTRICA

[MW]

PRODUZIONE ENERGETICA PER FONTE

[GWh/anno]

PRODUZIONE ENERGETICA

TOTALE [GWh/anno]

50 1

Fotovoltaica 30 0,33 0,51

23 175

Eolica 0 0 0

Geotermica* 100 2 5 2050.1 23,175Geotermica* 100 2,5 20

RSU* 100 0,365 1,6

Solare termica 50 0,53 1,065

* soltanto per la centrale geotermica ed il generatore RSU è stato considerato ilcontributo massimo

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI IN SIMULAZIONE

Il modello di rete sviluppato in ambiente Neplan, validato per raffronto con i datiprovenienti dall’esercizio per lo scenario iniziale (rete passiva), è stato utilizzato

li i di l dfl i i l i di i i di f i diper analisi di loadflow in particolari condizioni di funzionamento e dicortocircuito (per guasti trifase in diversi nodi della rete).

Condizioni di interesse:Condizioni di interesse:

Per PRODUZIONE e CARICO:

- massimo carico (14 agosto - ore 21) potenza assorbita di 10 6 MWmassimo carico (14 agosto ore 21) potenza assorbita di 10.6 MW- massima produzione fotov. (14 agosto - ore 12) potenza assorbita di 7.8 MW- minimo carico (14 gennaio - ore 15) potenza assorbita di 3.1 MW

Per CONFIGURAZIONE e ASSETTO di rete:

- rete passiva (configurazione base)- rete radiale- rete attiva magliata- rete attiva magliata minima*

* intendendo la configurazione con un solo punto di magliatura che presenta ilg gcomportamento più vicino a quello di rete completamente magliata

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI IN SIMULAZIONE

Nella condizione di massimo carico la rete base passiva presenta un elevato numero diviolazioni nel valore della tensione. Le iniezioni di potenza, in particolare quelleprovenienti dagli impianti geotermico ed RSU, riducono di 3 volte il numero diviolazioni di tensione e dimezzano anche le perdite di potenza attiva. Leconfigurazioni attive (magliata e magliata min) comportano un ulterioremiglioramento, annullando il numero di violazioni e riducendo ulteriormente le perdite.

100

102

miglioramento, annullando il numero di violazioni e riducendo ulteriormente le perdite.

92

94

96

98

e no

do [%

]

84

86

88

90

tens

ione

82

numerazione nodo

passiva radiale att iva radiale att iva magliato att iva magliato min

SCENARIO SELEZIONATO: SISTEMA DI SUPERVISIONE E CONTROLLO

Componenti principali n. 1 controllore centrale (DMS) n.143 apparati per la misura di di P,

Scelte coerenti con l’attuale sistema di t l t ll li t d ABB

Struttura funzionale del sistema

n.143 apparati per la misura di di P, Q, V, d

n. 3 source controller (centrale diesel, geotermica e generatore RSU)

n. 3 sistemi di rilevazione dello stato

di telecontrollo realizzato da ABB

Struttura funzionale del sistema 3 s s d a o d o s a oe di telecontrollo dei sezionatori

un certo numero di sistemi di rilevazione di guasto (RGDAT)

Architettura della rete clusterArchitettura della rete cluster

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI COSTI - BENEFICI

L’ analisi di progetto è stata condotta, considerando costi e benefici nelloro insieme indipendentemente dal soggetto che si ritiene debbaloro insieme, indipendentemente dal soggetto che si ritiene debbasostenere i costi e/o godere dei relativi benefici, sotto le seguentiassunzioni:

orizzonte temporale di 20 anni

il valore residuale (a fine periodo) degli impianti la cui vita utile èmaggiore dell’orizzonte temporale scelto è stato trascurato

tutti gli investimenti siano sostenuti per intero all’inizio del periodo acui l’analisi è riferita (anno zero)

è la scelta del tasso di sconto (5,50%) è stata fatta tenendo conto siadegli aspetti finanziari che di quelli economici (costi e/o beneficisociali) connessi con l’analisi di progetto in questione

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI COSTI

COSTI [€] Fotovoltaico Geotermico RSU Solare

termico Sistema di controllo TOTALE

C.1 1.320.000 8.750.000 1.825.000 2.625.000 14.520.000

C.2 0 (*) 345.000 105.000 0 (*) 450.000

C.3 350.000 350.000

C.4 0 (*) 1.819.000 386.000 0 (*) 70.000 2.275.000

TOTALE COSTI DI INVESTIMENTO [€] 17.595.000[ ]

(*) per il solare termico e il fotovoltaico i costi per le infrastrutture e gli oneri accessori sono inclusi nel costo impianto C.1

COSTI C.5 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico

Sistema di controllo

TOTALE [€]termico controllo [€]

Costo unit. [€/MWh]

80,00 80,00 100,00

Prod. energetica

[MWh/anno]510 20.000 1.600 1.871.675

[MWh/anno] Costo totale

per fonte [€/anno]

40.800 1.600.000 160.000 65.625 (*) 5.250 (*)

(*) per il solare termico ed il sistema di controllo i costi C.5 sono stati considerati rispettivamente pari al 2,5% e all’1,5% annuo del costo impianto

C.1 investimenti per l’installazione degli impiantiC.2 investimenti per le infrastrutture necessarie la connessione degli stessi alla rete elettrica

esistente e per la distribuzione dell’acqua calda prodotta dalle microturbine (ove previste)C.3 investimenti per la realizzazione del sistema di supervisione e controlloC.4 oneri accessoriC.4 oneri accessoriC.5 costi annui connessi alla produzione, gestione e manutenzione degli impianti

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI BENEFICI

BENEFICI B.1 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico TOTALE [€/anno]

Prod. energetica [MWh/anno]

510 20.000 1.600 1.065

Costo del combustibile

[€/MWh] 40,00 40,00 40,00 40,00 927.000

Costo totale per fonte [€/anno]

20.400 800.000 64.000 42.600

BENEFICI B.2 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico Prod. energetica

[MWh/anno]510 20.000 1.600

[MWh/anno]Incentivi [€/MWh] 422,00 151,00 220,00 Beneficio per fonte

[€/anno] 215.220 3.020.000 352.000 288.750

Periodo di incentivazione [anni]

20 15 15 5

B.1 riduzione dell’energia prodotta tramite le attuali fontiB.2 incentivi per la produzione di energia da fonti rinnovabili

incentivazione [anni]

B.2 incentivi per la produzione di energia da fonti rinnovabili

SCENARIO SELEZIONATO: ANALISI BENEFICI

BENEFICI B.3 Fotovoltaico Geotermico RSU Solare termico TOTALE [€/anno]

Rid iRiduzione emissioni CO2

[103 kg/anno] 450 18.200 1.400 650

Costo unitario emissioni CO2

[€/103 k ]25,00 25,00 25,00 25,00

524.750

[€/103 kg] Beneficio per fonte

[€/anno] 11.250 455.000 35.000 23.500

I benefici di cui al punto B.4 sono legati alla diversa gestione deirifiuti solidi urbani. Assumendo un valore unitario pari a 150€/tonnellata, corrispondente al costo stimato per il trasporto esmaltimento dei rifiuti, e considerando una quantità di RSU dautilizzare per la produzione energetica pari a circa 1.500tonnellate/anno, si ottiene un beneficio economico pari a 225.000€/anno

B.3 benefici ambientali legati alla riduzione delle emissioni di CO2, altri gas serra (SO2, NOX, CO,etc.) ed energia (in termini di rumore, radiazioni, calore)

B.4 riduzione dei costi di trasporto e smaltimento dei rifiuti

€/anno.

SCENARIO SELEZIONATO: INDICATORI PERFORMANCE

Valore Attuale Netto e Pay-Back Period

15 000 00020.000.000

000 0000

5.000.00010.000.00015.000.000

[€]

NPV

-20.000.000-15.000.000-10.000.000

-5.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

NPV

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

anno

Valore Attuale Netto (Net Present Value, NPV)

[€] 17.727.300

Tasso Interno d Rendimento (Internal Rate of Return IRR) 18 77Rate of Return, IRR)

[%] 18,77

Periodo di Recupero del Capitale (Pay-Back Period, PBP)

[anni] 5,5

CONCLUSIONI E PROSPETTIVE FUTURE

Parola d’ordine: INTEGRAZIONE

Sistemi diSistemi di

RICERCARICERCA

Sistemi di mobilità 

sostenibile

Sistemi di mobilità 

sostenibile IMPRESAIMPRESA

SiSi

AMBIENTE(emissioni, RSU, ecc.)

AMBIENTE(emissioni, RSU, ecc.)

Politiche di incentivazionePolitiche di 

incentivazioneSistema elettrico e altri sistemi energetici

Sistema elettrico e altri sistemi energeticienergeticienergetici

E’ ora di passare dal DIRE al FARE.

Le ISOLE MINORI: un’opportunità da non perdereun opportunità da non perdere

CONCLUSIONI E PROSPETTIVE FUTURE

L’attività svolta è stata oggetto di due rapporti tecnici disponibili sul sito ENEA(http://www.enea.it/) al link Ricerca di Sistema

Scientific paper submitted and accepted

CIRED 2011, 21st International Conference and exhibition on Electricity Distribution

PAPER#: From fuel based generation to smart renewable generation: preliminary design foran islanded system. Part I: technical issues and future scenarios

PAPER#: From fuel based generation to smart renewable generation: preliminary design foran islanded system. Part II: selection of future scenario and economical issues

RINGRAZIAMENTI

Comune di Pantelleria

S M E D E Pantelle ia S p a d tt di t ib t d l i i S.M.E.D.E. Pantelleria S.p.a produttore e distributore del servizioelettrico dell’isola

Prof. Ing. Mariano Ippolito del DIEET (Dipartimento IngegneriaElettrica, Elettronica e delle Telecomunicazioni) dell’Università deglistudi di Palermo e il suo gruppo di collaboratori

Ing. Antonio De Bellis, responsabile di una Unita’ di Business in ABBItalia e responsabile per la Regione Mediterranea della funzione dip p g“business & market development” per le smart grids

1° SMART GRID INTERNATIONAL FORUM

GRAZIE PER L’ATTENZIONE

Giorgio GraditiUnità tecnica, Tecnologica Portici (UTTP)ENEA - Centro Ricerche Portici (NA)ENEA Centro Ricerche Portici (NA)1 Dicembre 2010, Roma

mail contact: giorgio.graditi@enea.itmail contact: giorgio.graditi@enea.it