Capitolo  4  –  Impianto  Fotovoltaico  “SOL  MAGGIORE”  

Capitolo  4  –  Impianto  Fotovoltaico  “SOL  MAGGIORE”  

4.1.  Descrizione  Impianto  

L’impianto  fotovoltaico  (FV)  in  oggetto,  della  potenza  di  picco  e/o   nominale  di  3744  kW p  ,  installato  a  terra  all’interno  della  vasca  di  

espansione  ubicata  in  Via  Aurelia  Sud  località  Navicelli,  Comune  di  Pisa,   prov.  Pisa.    

Layout  dell’impianto  

Il  Generatore  Fotovoltaico  è  installato  a  terra  con  orientamento  verso  sud   con  un’inclinazione  di  25°  rispetto  al  piano  di  campagna.  

La  potenza  del  Generatore  Fotovoltaico,  pari  a  3744  kWp,  è  intesa  come   somma   delle   potenze   di   targa   o   nominali   di   ciascun   modulo   misurata   in   condizioni  standard  (STC:  Standard  Test  Condition).  

Il   sistema   si   compone   di   una   cabina   di   ricezione   e   tre   cabine   di   trasformazione  a  servizio  di  tre  sottocampi,  come  di  seguito  specificato:  

Cabina   di   ricezione:   è   ubicata   nelle   immediate   vicinanze   del   locale   di   consegna  Enel.  

In  questa  cabina  si  trova  il  Sistema  di  Protezione  Generale  e  il  sistema  di   Protezione  di  Interfaccia.  

Il   quadro   MT   realizza   il   parallelo   delle   tre   linee   MT   presenti   all’interno   dell’impianto.  

La   distribuzione   in   media   tensione   all’interno   dell’impianto   è   radiale   e   parte  dalla  cabina  di  ricezione.  

Fra  il  locale  di  consegna  Enel  e  il  locale  utente  è  presente  il  locale  misure   in  cui  è  installato  il  contatore.  

Cabina   1:   contiene   un   trasformatore   da   1600   kVA   a   servizio   di   quattro  

inverter  dell’impianto  fotovoltaico.  

Gli   inverter   hanno   una   potenza   nominale   lato   AC   di   350   kW   ciascuno.  

All’interno  della  cabina  è  installato  un  quadro  in  bassa  tensione  a  valle  del   trasformatore.  

Il  quadro  BT  costituisce  il  quadro  di  generatore  e  realizza  il  parallelo  degli   inverter.  

In   questa   cabina   è   installato   un   contatore   di   produzione   lato   BT   che   misura  l’energia  prodotta  dal  sottocampo  fotovoltaico.  

Cabina  2:  contiene  un  trasformatore  da  1250  kVA  a  servizio  di  tre  inverter   dell’impianto  fotovoltaico.  

Gli   inverter   hanno   una   potenza   nominale   lato   AC   di   350   kW   ciascuno.  

All’interno  della  cabina  è  installato  un  quadro  in  bassa  tensione  a  valle  del   trasformatore.  

Il  quadro  BT  costituisce  il  quadro  di  generatore.  

In   questa   cabina   sono   installati   tre   contatori   di   produzione   lato   BT   che   misurano  l’energia  prodotta  dal  sottocampo  fotovoltaico.  

Cabina  3:  contiene  un  trasformatore  da  1250  kVA  a  servizio  di  tre  inverter   dell’impianto  fotovoltaico.  

Gli   inverter   hanno   una   potenza   nominale   lato   AC   di   350   kW   ciascuno.  

All’interno  della  cabina  è  installato  un  quadro  in  bassa  tensione  a  valle  del   trasformatore.  

Il  quadro  BT  costituisce  il  quadro  di  generatore.  

In   questa   cabina   sono   installati   tre   contatori   di   produzione   lato   BT   che   misurano  l’energia  prodotta  dal  sottocampo  fotovoltaico.  

Le  cabine  sono  di  tipo  prefabbricato,  in  cemento  armato  vibrato  (CAV).  

Le  porte  e  le  pareti  sono  dotate  di  griglie  di  aerazione.  

Esse  sono  posizionate  al  di  sopra  degli  argini  della  vasca  di  esondazione,  in  

modo  da  non  essere  alluvionate  in  caso  di  riempimento  della  vasca.  

La   cabina   di   trasformazione   1   è   dotata   di   una   postazione   per   il   monitoraggio  dell’impianto.  

I   quadri   in   corrente   continua   per   il   parallelo   stringhe   sono   installati   nei   pressi   del   Generatore   Fotovoltaico,   direttamente   sulle   strutture   di   sostegno  dei  moduli.  

Gli   inverter   sono   posizionati   in   locali   prefabbricati   posti   in   posizione   adiacente  alle  3  cabine  di  trasformazione.  

I   quadri   di   generatore   sono   ubicati   all’interno   delle   cabine   di         trasformazione  MT/BT.  

Componenti  dell’impianto  

I   componenti   dell’impianto   fotovoltaico   collegato   in   parallelo   alla   rete   sono:  

-­‐  moduli  fotovoltaici  e  campo  fotovoltaico;  

-­‐  strutture  di  appoggio  dei  moduli  fotovoltaici;  

-­‐  quadri  di  campo;  

-­‐  convertitore  statico  c.c./c.a.  (inverter);  

-­‐  dispositivi  del  generatore  fotovoltaico;  

-­‐  dispositivo  generale;  

-­‐  cavi  elettrici  e  cablaggi;  

-­‐  contatori  per  contabilizzazione  energia  prodotta;  

-­‐  contatore  per  contabilizzazione  energia  in  uscita;  

-­‐  punto  di  consegna  dell’energia;  

-­‐  quadro  interfaccia  parallelo  rete.  

Moduli  fotovoltaici  

La   tipologia   e   le   caratteristiche   elettriche   e   dimensionali   dei   moduli   fotovoltaici   impiegati   (misurate   in   condizioni   standard:   Am=1.5,   irraggiamento   E=1kW/mq,   temperatura   T=25°C)   sono   riportate   nella   scheda  tecnica  dell’impianto.  

Il   periodo   tra   le   file   dei   moduli,   avendo   preso   in   considerazione   la   latitudine  del  sito,  l’altezza  e  l’ingombro  delle  strutture  e  l’orientamento  a   sud,  è  di  6,2  m  per  evitare  possibili  ombreggiamenti.    

Campo  fotovoltaico  

Il   generatore   fotovoltaico   è   costituito   da   un   totale   di   15600   moduli   organizzati  su  10  inverter  da  350  kW  di  potenza  ciascuno.  

I   moduli   saranno   organizzati   in   stringhe   di   13   elementi,   per   un   totale   di   1200   stringhe.   I   10   inverter   gestiscono   ciascuno   6   gruppi   di   20   stringhe.  

Nella  scelta  della  configurazione  delle  stringhe  di  moduli  fotovoltaici  si  è   verificato  che  le  caratteristiche  elettriche  delle  stesse  (incluso  la  corrente   di   corto   circuito,   la   tensione   a   vuoto   e   la   corrente   e   la   tensione   alla   massima  potenza)  siano  per  quanto  possibili  simili.  

In  particolare,  per  massimizzare  la  produzione  d’energia,  è  opportuno  che   le  stringhe  non  siano  diverse  per:  

-­‐  tipo  di  moduli;  

-­‐  classe  di  corrente  del  modulo;  

-­‐  esposizione  dei  moduli  (azimut,  tilt,  ombreggiamento);  

-­‐  numero  dei  moduli  in  serie.  

Tensione  della  sezione  in  c.c.  

Gli  inverter  adottati  in  questo  impianto  riescono  a  funzionare  quando  la   tensione  d’ingresso  è  compresa  nell’intervallo  di  tensione  450  ÷  820  Vcc  .   Nel  caso  specifico  sulle  stringhe,  composte  da  13  moduli,  alla  temperatura   di  –10°C  avremo  che  (con  irraggiamento  pari  a  1000  W/m ² ):    

Vmp  max(-­‐10°C)  =  684  V  <  820  V  

Risulta  quindi  verificato  che  la  tensione  di  ingresso  agli  inverter  è  minore   di  quella  massima  ammissibile  dagli  inverter  stesso.  

Mentre  alla  temperatura  di  +50°C  avremo  che  sulla  stringa  con  13  moduli   (con  irraggiamento  pari  a  1000  W/m ² ):  

 Vmp  min(+50°C  )=  497  V  >  450  V  

Risulta   quindi   verificato   che   la   tensione   di   ingresso   agli   inverter   è   maggiore  di  quella  di  attivazione  necessaria  agli  inverter  stessi.  

Struttura  di  appoggio  dei  moduli  fotovoltaici  

Il  generatore  FV  è  posizionato  a  terra  tramite  ancoraggi  a  vite  tipo  Krinner,   la   struttura   di   sostegno   è   costituita   da   una   rete   di   viti   Krinner,   il   rivestimento  protettivo  è  idoneo  all’installazione  in  terreni  con  PH>6,5.  

Il  supporto  dei  moduli  è  realizzato  con  profilati  di  acciaio  zincato  a  caldo   posizionati  sulla  struttura  suddetta.  

L’inclinazione   del   telaio   di   supporto   dei   moduli   fotovoltaici   è   pari   a   25°  

rispetto   al   piano   di   campagna   in   modo   da   massimizzare   la   producibilità   annua  di  energia  elettrica.  

Quadri  parallelo  stringhe  

Il  parallelo  delle  stringhe  è  realizzato  in  un  quadro  di  parallelo  stringhe,  il   quale  ha  anche  la  funzione  di  protezione  e  monitoraggio  dei  parametri  di   stringa  e  trasmissione  dati.  

Il   combinatore   di   stringhe   può   ricevere   in   ingresso   20   stringhe   con   corrente   massima   10A.   Ogni   due   ingressi   è   presente   un   misuratore   di   corrente  e  un  fusibile  di  protezione  il  cui  monitoraggio  consente  la  rapida   individuazione   di   guasti   e   anomalie.   E’  garantita   inoltre   la   protezione   da   sovratensioni  tramite  varistori  rimovibili  e  una  porta  seriale  RS-­‐485  per  la   comunicazione.  Il  grado  di  protezione  è  IP65.  

All’interno  dell’impianto  vi  sono  60  quadri  di  questa  tipologia.  

Ogni  quadro  accoglierà  i  cavi  provenienti  da  20  stringhe  (avremo  60  quadri   caricati   con   20   stringhe   ciascuno),   ed   al   suo   interno   sono   montati   i   seguenti  dispositivi:  

-­‐sezionatori  con  fusibili  per  il  sezionamento  e  la  protezione  di  stringa;  

-­‐sensori   di   corrente   e   tensione   per   il   monitoraggio   dello   stato   delle   stringhe;  

-­‐scaricatori  di  sovratensione.  

Convertitore  statico  DC/AC  

Il  gruppo  di  conversione  della  corrente  continua  in  corrente  alternata  (o   inverter)   attua   il   condizionamento   e   il   controllo   della   potenza   trasferita.  

Esso   deve   essere   idoneo   al   trasferimento   della   potenza   dal   generatore   fotovoltaico  alla  rete  del  Distributore,  in  conformità  ai  requisiti  normativi   tecnici  e  di  sicurezza  applicabili.  

In  particolare  il  gruppo  deve  essere  rispondente  alle  norme  su  EMC  e  alla  

Direttiva  Bassa  Tensione  (73/23/CEE  e  successiva  modifica  93/68/CEE).  

Il   condizionamento   della   potenza   consiste   fondamentalmente   delle   seguenti  parti:  

-­‐  filtro  lato  corrente  continua;  

-­‐  ponte  a  semiconduttori;  

-­‐  unità  di  controllo;  

-­‐  filtro  d’uscita;  

-­‐  trasformatore  (eventuale).  

Gli   inverter   sono   dotati   all’interno   di   serie   di   varistori   contro   le   sovratensioni  dal  lato  dc.  

Nel  caso  specifico  il  sistema  di  conversione  DC/AC  è  composto  da  N°  10   inverter  trifase  a  commutazione  forzata  che,  funzionando  in  parallelo  con   la   rete   del   Distributore,   forniscono   l’energia   generata   dal   campo   fotovoltaico,  inseguendo  il  punto  di  massima  potenza.  

Gli   inverter   impiegati   sono   di   tipo   centralizzato   da   350kW   lato   AC   della   Astrid  Energy  Enterprises  S.p.a.,  modello  Copernico  TL  350.  

Con   questa   soluzione   si   semplificano   le   operazioni   di   manutenzione   aumentando  la  sicurezza:  gli  inverter  sono  ubicati  all’interno  di  locali  sul   perimetro  del  campo  fotovoltaico  in  zona  non  interessata  da  allagamento.  

Pertanto   le   operazioni   di   manutenzione   possono   essere   eseguite   in   ogni   momento  senza  la  necessità  di  effettuare  lavori  in  quota.  

Tutti   i   moduli   fotovoltaici   sono   cablati   su   10   inverter   da   350   kW,   impiegando   quindi   una   sola   tipologia   di   inverter,   facilitando   così   la   gestione  di  eventuali  apparecchiature  di  riserva  

Si   è   scelta   una   versione   senza   trasformatore   ad   alta   efficienza   direttamente  collegabile  al  trasformatore  MT/BT.  

Inoltre  per  impedire  interferenze  elettromagnetiche,  esso  è  dotato  di  filtri  

sul  lato  di  entrata  e  uscita,  secondo  CEI  110-­‐6/7  e  8.  

Il  sistema  è  altresì  dotato  di  controllo  della  componente  continua  sul  lato   AC  che  blocca  gli  inverter  tramite  intervento  del  dispositivo  di  interfaccia   (conformità  con  la  CEI  11-­‐20  per  il  parallelo).  

Quadri  di  generatore  

In  questi  quadri  vengono  raccolte  le  linee  provenienti  dagli  inverter.  

Vi   sono   installati   interruttori   completi   di   sganciatore   termico   elettronico   regolabile  e  sganciatore  magnetico  regolabile  ad  una  soglia  (tempo  breve   inverso  indipendente  o  istantanea).  

La   protezione   dalle   sovratensioni   è   assicurata   dalla   presenza   ravvicinata   del  trasformatore.  

Tra  il  quadro  di  generatore  e  il  trasformatore,  tramite  opportuni  TA,  sono   inseriti   i   contatori   (omologati)   per   la   misura   dell’energia   prodotta   (da   comunicare   al   Gestore   dei   Servizi   Elettrici   per   l’ottenimento   dell’incentivo).  

Tali  contatori  saranno  completi  di  interfaccia  ModBUS  per  il  monitoraggio   dell'energia  prodotta.  

Trasformatori  

L’energia   prodotta   dall’impianto   fotovoltaico   in   bassa   tensione   viene   immessa  in  rete  in  media  tensione.  

I   trasformatori   sono   del   tipo   triangolo   stella   con   centro   stella   non   connesso  a  terra,  gruppo  vettoriale  Dyn11,  con  rapporto  di  trasformazione   15kV/0.3kV,  isolamento  in  resina,  Vcc  pari  al  6%.    

Sono   presenti   due   trasformatori   della   potenza   di   1250   kVA   e   un   trasformatore  della  potenza  di  1600  kVA.    

Quadri  di  media  tensione  

E'   presente   un   quadro   di   media   tensione   nella   cabina   di   ricezione.   Il   dispositivo   generale   (utilizzato   anche   come   dispositivo   di   interfaccia)   è   costituito  da  un  interruttore  in  SF6  (potere  di  interruzione  di  12,5  kA)  con   comando  motorizzato,  in  armadio  monoblocco  completo  di  sezionatore  di   linea   e   sezionatore   di   terra,   rispettivamente   a   monte   e   a   valle   dell’interruttore.  I  sezionatori  sono  dotati  di  blocco  a  chiave  in  posizione  di   aperto  e  chiuso.  

L’interruttore  è  munito  di  sganciatori  di  apertura  e  di  chiusura  comandati   dalla  protezione  generale  e  dalla  protezione  di  interfaccia.  

La   protezione   generale   è   un   dispositivo   multifunzione   conforme   ai   requisiti  della  norma  CEI  0-­‐16.    

Sono  utilizzate  le  seguenti  funzioni  di  protezione:  massima  corrente  senza   ritardo  intenzionale,  massima  corrente  con  ritardo  intenzionale,  massima   corrente  direzionale  di  terra  (secondo  CEI  0-­‐16).  

La  protezione  generale  misura  le  grandezza  necessarie  mediante  TA  e  TV   installati   fra   interruttore   generale   e   sezionatore   di   terra   conformi   ai   requisiti  delle  prescrizioni  in  vigore.  

La   protezione   di   interfaccia   è   un   dispositivo   multifunzione   conforme   ai   requisiti  della  specifica  DK5740.  Le  funzioni  di  protezione  utilizzate  sono:  

minima   tensione,   massima   tensione,   minima   frequenza,   massima   frequenza    (secondo  DK5740).  

La  protezione  di  interfaccia  misura  le  grandezza  necessarie  mediante  TA  e   TV   installati   fra   interruttore   generale   e   sezionatore   di   terra   conformi   ai   requisiti  delle  prescrizioni  in  vigore  e  mediante  TV  installati  in  una  cella  di   misura.  

Il  dispositivo  di  protezione  trasformatore  è  costituito  da  un  interruttore  in  

SF6   (potere   di   interruzione   di   12,5   kA)   con   comando   motorizzato,   in   armadio   monoblocco   completo   di   sezionatore   di   linea   e   sezionatore   di   terra.    

I  sezionatori  sono  dotati  di  blocco  a  chiave  in  posizione  di  aperto  e  chiuso.    

L’interruttore  è  munito  di  sganciatori  di  apertura  e  di  chiusura  comandati   dal   relè   multifunzione   di   protezione   che   realizza   le   seguenti   funzioni:  

massima   corrente   senza   ritardo   intenzionale   ,massima   corrente   omopolare  .  

Cavi  elettrici  e  cablaggio  

I  cavi  sono  dimensionati  e  concepiti  in  modo  da  semplificare  e  minimizzare   le   operazioni   di   cablaggio   e,   con   particolare   attenzione,   a   limitare   le   cadute  di  tensione.  

La   connessione   elettrica   fra   i   moduli   fotovoltaici   è   realizzata   tramite   connettori  rapidi  stagni  già  assemblati  in  fabbrica.    

Questi   connettori   hanno   grado   di   protezione   sufficiente   (normalmente   IP65)  e  sono  realizzati,  così  come  i  cavi,  con  materiali  resistenti  ai  raggi  UV,   per   garantire   il   corretto   funzionamento   degli   impianti   fotovoltaici   nel   corso  della  loro  vita  utile  (almeno  25  anni).  

In   particolare,   il   dimensionamento   dei   conduttori   tiene   conto   della   necessità  di  rispettare  i  limiti  di  perdite  di  energia  e,  conseguentemente,   di  rendimento  stabiliti  in  fase  di  offerta.  

I   cavi   di   energia   sono   dimensionati   in   modo   da   limitare   le   cadute   di  

tensione   (indicativamente   entro   l’1%   lato   DC   e   l’1%   lato   AC),   e   anche   in  

modo  da  assicurare  una  durata  di  vita  soddisfacente  dei  conduttori  e  degli  

isolamenti   sottoposti   agli   effetti   termici   causati   dal   passaggio   della  

corrente  per  periodi  prolungati  ed  in  condizioni  ordinarie  di  esercizio.  

Le  sezioni  dei  cavi  sono  verificate  anche  dal  punto  di  vista  della  caduta  di   tensione  alla  massima  corrente  di  utilizzo,  secondo  quanto  riportato  nelle   Norme  CEI  64-­‐8.  

I  cavi  devono  soddisfare  i  seguenti  requisiti:  

-­‐  tipo  autoestinguente  e  non  propaganti  l’incendio;  

-­‐  estremità  stagnate  oppure  terminate  con  idonei  capicorda.  

Sono   stati   installati   tubi   e/o   passerelle   portacavi   per   la   protezione   meccanica  dei  cavi  nelle  discese,  garantendo,  per  il  collegamento  dei  cavi   ai  quadri,  un  livello  di  protezione  analogo  a  quello  dei  quadri  stessi.  

4.2  Valutazione  della  convenienza  economica  dell’inserimento   di  diverse  soluzioni  di  accumulo  

In  questo  paragrafo  del  presente  lavoro  di  tesi  è  stata  valutata  la  

possibilità  di  migliorare  la  redditività  di  un  impianto  fotovoltaico  mediante   l’impiego  di  un  sistema  di  accumulo  per  l’energia  prodotta  dall’impianto   stesso.  

L’analisi  è  stata  eseguita  con  lo  scopo  di  valutare  la  convenienza  

economica  dell’inserimento  di  un  accumulo  gestionale  nell’impianto  FV    

“SOL  MAGGIORE”.  

E’  stato  considerato  un  periodo  temporale  di  un  anno  che  va  dal  mese  di   Giugno  2013  al  mese  di  Maggio  2014  .    

In  questo  periodo  è  stata  valutata  la  produzione  e  i  conseguenti  ricavi   generati  dall’installazione  di  un  sistema  di  accumulo,  con  diverse   caratteristiche,  presso  l’impianto  FV  di  cui  sopra.  

La  figure  4.1  mostra  i  livelli  di  energia  prodotta  dall’impianto  FV,  nel   tempo  considerato,  nella  sua  configurazione  originale  cioè  senza  l’ausilio   di  un  sistema  di  accumulo.    

In  questo  caso,  tutta  la  produzione  è  indirizzata  verso  la  rete  di  

trasmissione  nazionale  e  remunerata  secondo  il  valore  dei  prezzi  orari   zonali  risultati  dal  Mercato  del  Giorno  Prima  (MGP).  

Dati  Caratteristici  dell’Impianto  :      

Figura  4.1.Energia  prodotta  (MWh)  dall’impianto  FV  “SOL  MAGGIORE”  nel  periodo     Giugno  2013-­‐Maggio2014  

06−13 07−13 08−13 09−13 10−13 11−13 12−13 01−14 02−14 03−14 04−14 05−14 0

0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 x 10

Mesi

Ricavo(Euro)

Tot=211364 Euro

Figura  4.2.  Ricavo  dall’immissione  in  rete  riconosciuta  al  valore  orario  zonale  di  Mercato,   nel  periodo  Giugno  2013-­‐  Maggio  2014.    

4.2.1  -­‐  1    Caso  Studio  

Impianto  dedicato  alla  rete  (price-­‐leveling)  

Il  primo  scenario  simula  l’esercizio  dell’impianto  in  questione,  nella  

cosiddetta  modalità  di  price-­‐leveling,  operando  sui  prezzi  del  mercato  del   giorno  prima  (MGP)  con  l’intento  di  massimizzare  i  profitti  tramite  le  

variazioni  giornaliere  del  prezzo  dell’energia  e  valutare  le  conseguenze  che   questo  comporta  in  ottica  economica.  

Il  primo  passo,  per  arrivare  all’analisi  cercata,  è  stato  quello  di  reperire  la   curva  di  produzione  oraria  tramite  il  sito  del  Gestore  dei  Servizi  Energetici   (GSE),  al  quale  l’impianto  è  registrato.    

Una  volta  presa  visione  della  produttività  effettiva,  tramite  il  sito  del   Gestore  dei  Mercati  Energetici  (GME),  sono  stati  estratti  i  prezzi  orari   zonali  corrisposti  per  il  periodo  in  esame.  

Nella  tabella  seguente  (tab  4.1)  é  riportato  un  esempio  pratico  relativo  al   confronto  tra  i  valori  della  Produzione  e  dei  relativi  Prezzi  corrisposti  dal   GSE,  nel  giorno  07/03/2014.  

Tabella  4.1:  Produzione  e  prezzi  zonali  relativi  al  giorno  07/03/2014  

La  strategia  utilizzata  consiste  proprio  nell’accumulare  energia  nelle  ore  in   cui  i  prezzi  sono  bassi,  al  fine  di  rivenderla  nelle  ore  in  cui  i  prezzi  sono  più   elevati.  

Con  riferimento  ai  dati  della  tabella  4.1,  è  immediato  rendersi  conto  che   accumulando  1  MW  alle  ore  13.00  ,  ora  in  cui  viene  pagato  dal  Gestore  al   minimo  prezzo  di  0.00111  €/KWh,  e  rivendendo  tale  energia  alle  ore  19.00   al  prezzo    di  0.0828  €/KWh  (valore  massimo  nel  giorno  07/03/2014)  si  è   ottenuto  un  ricavo  di  82.8-­‐1.11=81.69  €  (circa  74  €  se  si  considera  anche   un  fattore  di  rendimento  del  sistema  di  accumulo  pari  al  90%).  

Questo  tipo  di  ricerca,  mirata  alla  determinazione  del  massimo  guadagno   giornaliero,  è  stata  estesa  su  un  periodo  corrispondente  a  un  anno  solare   di  produzione  (i.e.  giugno  2013-­‐  maggio  2014)  ed  in  funzione    dei  principali   parametri  caratteristici  del  sistema  di  accumulo  (SdA)  quali:  potenza  della   batteria  (P)  e  energia  accumulabile  o  capacità  (E)  (Tabella  4.2).  

Potenza  (MW)   Energia  (MWh)  

1     1  

1   2  

1.5   1.5  

1.5   3  

Tabella  4.2.  Principali  caratteristiche  del  sistema  di  accumulo  oggetto  del  presente     lavoro  di  tesi  

Al  fine  di  automatizzare  l‘analisi  su  una  finestra  temporale  di  un  anno,     quindi  365  giorni,  sono  stati  sviluppati  degli  applicativi  in  ambiente   Matlab.  

La  figura  4.3  mostra  una  schematizzazione  a  blocchi  funzionali  relativa  alla   strategia  implementata  in  ambiente  Matlab.  

Nella  parte  sinistra  della  figura  è  illustrata  la  fase  in  cui  il  sistema  accumula   energia  ,  mentre  nella  parte  destra  quella  in  cui  l’energia  accumulata   viene  ceduta  alla  rete.  

Fornendo  in  ingresso  i  parametri  caratteristici  del    SdA,  i  dati  di  

produzione  oraria  dell’impianto    e  i  relativi  prezzi  orari  zonali  corrisposti,   viene  inizializzata    l’analisi.  

Il  primo  step  della  simulazione  consiste  nella  ricerca  iterativa  delle  ore  in   cui  i  prezzi,  stabiliti  dal  mercato(MGP),  sono  minimi.  

Il  ciclo  termina  nel  momento  in  cui  l’energia  accumulata,  quando   possibile,  è  pari  alla  capacità  del  SdA  (condizione    ε acc  =0  MWh).  

In  altri  termini,  la  strategia  di  accumulo  può  interessare  più  di  un’ora  di   produzione  in  funzione  dei  parametri  caratteristici  del  SdA  (vedi  tabella   4.2).  

Si  noti  che,  nella  presente  analisi  si  assume  un’energia  accumulata  pari   alla  produzione  di  energia  giornaliera  dell’impianto  FV,  qualora  

quest’ultima  sia  inferiore  alla  capacità  del  SdA.  

                       Figura  4.3.Schema  a  blocchi  funzionali  relativo  all’implementazione  della  strategia  di   price-­‐leveling  in  ambiente  Matlab.  

Terminata  la  fase  di  accumulo,  si  passa  alla  fase  di  vendita  che  ha  inizio   con  la  ricerca  delle  ore  in  cui  il  prezzo  zonale  pagato  dal  Gestore  è   massimo  (  massimo  ricavo  ottenibile).  

Vengono  di  seguito  riportatati  i  principali  risultati  ottenuti  attraverso  il   software  sviluppato  applicato  ai  casi  in  esame  (vedi  tabella  4.2).    

-­‐  Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=1  MWh          

  Figura  4.4.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un  

sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=1  MWh.  

La  figura  4.4  illustra  l’andamento  dei  ricavi  nei  mesi  in  esame,  quindi   ottenuta  ampliando  la  strategia  prima  illustrata  per  i  365  giorni  dell’anno.  

In  questo  caso,  si  considera  di  accumulare  1  MW  in  un  ora  a  prezzo  min.  

e  di  immetterlo  in  rete  nell’ora  corrispondente  al  massimo  prezzo   corrisposto  ;  il  ricavo  totale  è  stato  di  13125  €.  

Nella  figura  4.5  viene  riportato  un  confronto  tra  i  ricavi  con  e  senza  il   Sistema  di  Accumulo  in  questione.  

Figura  4.5.Confronto  fra  il  fatturato  dell’impianto  FV  senza  l’impiego  di  SdA  (in  verde)  ed  il   fatturato  teorico  ottenuto  mediante  strategia  di  price-­‐leveling  con  SdA.  

-­‐  Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=2  MWh  

Figura  4.6.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un   sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=2  MWh  .  

Proseguendo  nell’indagine,  si  è  considerato  di  aumentare  la  capacità  del  

“serbatoio”,  passando  da  1  MWh  a  2  MWh  ,al  fine  di  aumentare  la   quantità  di  energia  da  immagazzinare    e  quindi  rivendere,  procedendo   nello  stesso    modo  alla  ricerca  del  massimo  guadagno  ottenibile.  

La  differenza  riguarda  le  ore  utilizzate  in  accumulo  che  sono  state  almeno   2,  in  ognuna  delle  quali  l’accumulatore  ha  prelevato  quando  possibile  1   MW  o  altrimenti  tutta  l’energia  oraria  prodotta  dall’impianto,  mentre  ha   ceduto  sempre  1  MW  in  2  diverse  ore,  ovviamente  mirate  ad  ottenere  un   introito  maggiore.  

Il  guadagno  ottenuto,  come  si  evince  dalla  figura  4.6  ,  è  di  22938  €,  che  è   maggiore  rispetto  al  primo  caso,  quasi  raddoppiato.  

Nella  figura  4.7  viene  riportato  un  confronto  tra  i  ricavi  con  e  senza  il  

Sistema  di  Accumulo  

Figura  4.7.Confronto  fra  il  fatturato  dell’impianto  FV  senza  l’impiego  di  SdA  (in  verde)  ed  il   fatturato  teorico  ottenuto  mediante  strategia  di  price-­‐leveling  con  SdA.  

-­‐  Sistema  di  Accumulo      P=1.5  MW      E=1.5  MWh  

Figura  4.8.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un     sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1.5  MW  ed    E=1.5  MWh.  

Questa  configurazione  definita  “potenziata”  del    Sistema  di  Accumulo  sia   in  termini  di  potenza  che  in  termini  di  energia,  fornisce  dei  dati  molto   interessanti  per  l  ‘analisi  in  questione.  

Il  risultato  che  ne  segue,  da  figura  4.8,  è  un  valore  di  ricavo  di  19425  €  ,  

nettamente  superiore  al    primo  caso  esaminato  (P=1  MW  E=1MWh)  e  di  

poco  inferiore  alla  situazione  vista  in  precedenza  (P=1  MW    E=2MWh).  

Riuscendo  quindi  a  modificare,  se  pur  di  poco,  i  parametri  energetici  dell‘    

accumulatore  si  possono  ottenere  elevati  benefici  in  ottica  economica.  

Viene  di  seguito  riportato  (figura  4.9)  un  confronto  tra  i  ricavi  con  e  senza   il  Sistema  di  Accumulo  :  

Figura  4.9.Confronto  fra  il  fatturato  dell’impianto  FV  senza  l’impiego  di  SdA  (in  verde)  ed  il   fatturato  teorico  ottenuto  mediante  strategia  di  price-­‐leveling  con  SdA.  

-­‐  Sistema  di  Accumulo      P=1.5  MW      E=3  MWh  

Discorso  a  parte  merita  quest’ultimo  caso  in  analisi,  dove  si  ottiene  il   guadagno  annuo  maggiore  rispetto  a  tutte  le  altre  situazioni.  

Bisogna  sottolineare  il  fatto  che  si  tratta  del  punto  in  cui  si  è  osato  di  più  in   termini  di    prestazioni    energetiche  del  sistema  di  accumulo,  per  riuscire  a   capire  quanto  fosse  il  massimo  introito  annuo  che  attraverso  la  strategia   del  price-­‐leveling  utilizzata  si  sarebbe  potuto  ottenere.  

Il  ricavo  totale  ottenuto  (figura  4.10)  è  stato  di  34618  €.  

Figura  4.10.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un   sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1.5  MW  ed    E=3  MWh.    

Il  risultato  ottenuto  permette  di  capire  che  aumentando  la  capacità  del   serbatoio  e  quindi  la  quantità  di  energia  immagazzinata  si  possono  riuscire   ad  ottenere  degli  elevati  benefici  dal  punto  di  vista  del  ritorno  economico   dell’investimento  effettuato.  

Infine  ,viene  di  seguito  riportato  (  figura  4.11)  un  confronto  tra  i  ricavi  con   e  senza  il  Sistema  di  Accumulo  relativo  al  caso  in  questione.  

Figura  4.11.Confronto  fra  il  fatturato  dell’impianto  FV  senza  l’impiego  di  SdA  (in  verde)  ed  il   fatturato  teorico  ottenuto  mediante  strategia  di  price-­‐leveling  con  SdA.  

Nel  presente  paragrafo  si  è  analizzata  la  possibilità  di  utilizzare  il  Sistema   di  accumulo  in  diverse  configurazioni,  dal  punto  di  visto  energetico,  al  fine   di  trarne  un  profitto  attraverso  la  strategia  di  price-­‐leveling.  

Si  sono  confrontati  i  risultati  ottenuti  dai  singoli  casi  studio  :    

A  =1  MW            E=1  MWh                  Rtot=  13  125  €/a          Costo  Impianto=500  000  €   B  =1  MW            E=2  MWh                  Rtot=  22  938  €/a          Costo  Impianto=800  000  €   C  =1,5  MW      E=1,5  MWh          Rtot=  19  425  €/a          Costo  Impianto=750  000  €   D  =1,5  MW      E=3  MWh                Rtot=  34  618  €/a        Costo  Impianto=1  200  000  €    

In  conclusione,  si  può  affermare  che  l’ipotesi  più  promettente  è  quella  con   P=1MW  e  E=2  MWh  in  quanto  permetterebbe  di  rientrare  

dall’investimento  iniziale  nel  minore  tempo  ,  circa  35  anni  più  o  meno   come  il  caso  D.  

Qualche  anno  in  più,  quasi  38  lo  richiederebbero  le  situazioni    A  e    C.  

Nel  corso  del  seguente  paragrafo,  si  andranno  a  valutare  quelli  che  sono  i   massimi  ricavi  giornalieri  ottenibili  attraverso  il  sistema  di  accumulo  (SdA)   durante  il  periodo  di  analisi  (Giugno  2014  -­‐  Maggio  2014).  

Inoltre,  a  partire  dal  costo  assoluto  del  sistema  di  accumulo  si  andranno  a   stimare  i  tempi  necessari  al  rientro  dell’investimento  costituito  dal  suo   acquisto,  che  costituisce  il  caso  di  studio  del  presente  lavoro  di  tesi.  

In  particolare,  le  caratteristiche  del  Sistema  di  Accumulo  (SdA)  considerato   sono:  potenza  P=1  MW,    energia  E=1  MWh.  

In  primo  luogo  è  necessario  andare  a  valutare  quelli  che  sono  i  

differenziali  di  prezzo  che  è  possibile  realizzare  mediante  l’impiego  del   SdA.          

 Innanzitutto,  occorre  focalizzare  l’attenzione  su  ciò  che  qui  si  intende  per   differenziale  di  prezzo  e  sul  modo  con  cui  sono  stati  ricavati.  

In  questa  analisi,  viene  definito  come  il  massimo  ricavo  giornaliero   ottenuto  tramite  la  strategia  detta  del  price-­‐leveling,  la  quale  prevede  di   accumulare  energia  nelle  ore  per  le  quali  il  prezzo  orario  zonale  

corrisposto  dal  Gestore  dei  servizi  energetici  è  mediamente  basso    e  

restituirla  quando  il  prezzo  orario  zonale  previsto  è  sicuramente  superiore   alla  media.  

Nella  fattispecie,  accumulando  energia  nelle  ore  diurne  in  cui  l’impianto   fotovoltaico  mediamente  produce  al  massimo  della  sua  potenzialità,  e   rimettendola  a  disposizione  successivamente  nelle  ore  serali  in  cui   normalmente  non  avrei  produzione.  

La  figura  4.12.  mostra  i  differenziali  di  prezzo  Δp  maturati  nell’anno  

attraverso  1  ciclo  di  carica-­‐scarica  giornaliero  (circa  250  cicli  anno)  quando   possibile,  in  base  alla  produzione  dell’impianto  in  esame.  

Figura  4.12.  Distribuzione  dei  differenziali  di  prezzo  ottenuti  mediante  tecnica  del            price-­‐leveling  applicata  al  periodo  giugno  2013  maggio  2014  

Tale  procedura  potenzialmente  assicura  un  guadagno  (Δp>0)  anche  se  non   costante  durante  l’intero  periodo  in  esame.  

In  particolare,  le  fluttuazioni  sui  differenziali  sono  dovute  ad  un     progressivo  livellamento  tra  il  prezzo  serale  e  quello  giornaliero     corrisposti.  

Si  noti  che  Il  massimo  introito  (Δp MAX )  è  di  valore  pari  a  128  €  /MWh.  

Nel  resto  del  presente  paragrafo  si  cercherà  di  mettere  in  relazione  i   differenziali  di  prezzo  Δp  con  i  costi  per  ciclo  di  carico/scarico  del  sistema   di  accumulo  SdA.  

La  figura  successiva  mostra  il  costo  specifico  C’  del  sistema  di  accumulo  

definito  come  il  rapporto  tra  il  costo  batteria  (CB)  ed  il  numero  di  cicli  di  

carico/scarico(  nc  ).  

Figura  4.13.Costo  specifico  del  SdA    in  funzione  del  numero  di  cicli  di  carica/scarica  

Si  noti  che  per  ragioni  di  visibilità  l’andamento  di  C’  in  funzione  di  nc  è   stato  riportato  su  scala  logaritmica.    

A  questo  punto  della  trattazione  è  possibile  andare  a  stimare  il  periodo   necessario  al  rientro  dell’investimento  rappresentato  dall’acquisto  del   Sistema  di  Accumulo.  

In  particolare,  il  periodo  necessario  per  rientrare  dall’investimento  può   essere  stimato  andando  a  riportare  i  differenziali  di  prezzo  Δp  (Fig.4.12)   sul  grafico  di  Fig.  4.13  in  modo  da  individuare  il  corrispondente  valore  del   numero  di  cicli  nc  (  Fig.  4.14)  

Figura  4.14.  Costo  del  sistema  di  accumulo  e  numero  di  cicli  necessari  per  il  rientro   dell’investimento.  

La  tabella  di  seguito  riportata  (Tab.  4.3)  mostra  i  valori  del  numero  di  cicli   ottenuti  con  la  suddetta  procedura  nel  caso  di  un  differenziale  Δp  =  128  

€/MWh.  

CB  (€/  kWh    )   Numero  di  cicli  -­‐  nc  

100   780  

200   1561  

300   2341  

400   3121  

Tabella  4.3.  Costo  del  sistema  di  accumulo  e  numero  di  cicli  necessari  per  il  rientro   dell’investimento.  

Si  noti  che,  come  facilmente  intuibile,  il  numero  di  cicli  necessari  al  rientro   dell’investimento  aumenta  all’aumentare  del  costo  del  sistema  di  

accumulo.  

Sulla  base  della  seguente  analisi  è  possibile  anche  stimare  il  tempo   necessario  al  rientro  dell’investimento.  

La  tabella  4.4  mostra  il  tempo  necessario  al  rientro  dell’investimento   ipotizzando  un  numero  di  cicli  di  carica/scarica  giornalieri  pari  ad  1,  2,  e  3,   rispettivamente.  

CB  (€/  kWh    )   Rientro  investimento  (anni)  

100   2.1   1   0.7  

200   4.3   2.1   1.4  

300   6.4   3.2   2.1  

400   8.5   4.3   2.8  

Tabella  4.4.  Stima  dei  tempi  necessari  al  rientro  dell’investimento  (acquisto  del  SdA)   nell’ipotesi  di  poter  compiere  1,  2  e  3  cicli  giornalieri  di  carica/scarica.  

L’analisi  sin  qui  svolta  mostra  come,  nell’ipotesi  di  massima  redditività  sia   possibile  rientrare  dell’investimento  (acquisto  del  SdA)  in  un  arco  di   tempo    che  va  da  7  mesi  a  8  anni  e  6  mesi  a  seconda  del  costo  assoluto   dell’Accumulatore  e  della  distribuzione  giornaliera  dei  differenziali  di   guadagno  Δp.  

Sebbene  tale  analisi  sia  di  validità  generale,  essa  mette  chiaramente  in   luce  le  potenzialità  della  strategia  di  price-­‐leveling  coadiuvata  dall’utilizzo   di  un  sistema  di  accumulo  come  quello  analizzato  nel  presente  lavoro  di   tesi.    

4.2.2  -­‐    2    Caso  Studio  

Impianto  con  utenza  (Ospedale)  

In  questo  secondo  caso  studio,  si  è  analizzata  la  possibilità  di  dedicare   tutta  l’energia  prodotta  dall’impianto  “Sol  Maggiore”  ad  una  utenza       specifica,  cioè  l’Ospedale  di  Cisanello  (Pi).  

Lo  scopo  è  valutare  il  vantaggio  economico  ottenibile  dall’accumulo  degli   esuberi  di  energia  definiti  come  la  differenze  in  termini  energetici  tra   produzione  dell’impianto  FV  e  carico  ospedaliero  da  soddisfare.  

In  primo  luogo,  si  è  valutata  l’entità  dell’esubero  energetico  andando  ad   analizzare  i  consumi  energetici  dell’ospedale  e  l’energia  prodotta  

dall’impianto  fotovoltaico  nel  periodo  che  va  da  giugno  2013  a  maggio   2014.  

La  logica  di  funzionamento  del  sistema  di  accumulo  considerata  in  questo   studio  permette  di  ”  autoconsumare  “  tutta  l’energia  prodotta  

dall’impianto  quando  questa  è  minore  della  richiesta  energetica  della   struttura  ospedaliera.    

D'altronde,  grazie  all’utilizzo  di  un  sistema  di  accumulo  è  possibile   immagazzinare  energia  nelle  ore  in  cui  la  produzione  supera  il  carico,   solitamente  le  ore  più  “calde”  della  giornata  in  cui  il  prezzo  corrisposto  dal   gestore  dei  servizi  energetici  (GSE)  è  più  basso,  e  di  fornire  tale  energia  al   carico  stesso  nelle  ore  di  minore  generazione  dell’impianto.  

Ovviamente,  anche  in  questo  caso,  nel  software  sviluppato  in  ambiente  

Matlab  si  è  tenuto  conto  del  vantaggio  economico  derivante  dalla  logica  di  

accumulare,  quando  possibile,  proprio  in  quelle  ore  che  conferiscono  il  

minore  ritorno  e  di  scaricare  verso  l’utenza  tale  capacità  quando    

richiesto.  

In  questa  analisi,    si  è  considerato  di  vendere  l’energia  prodotta    all’utenza   ospedaliera  ad  una  cifra  forfettaria  di  130  €/MWh  (0.13  €/kWh),  

abbondantemente    in  linea  con  il  panorama  tariffario  attuale,  almeno  per   quanto  concerne  la  parte  di  ‘Autoconsumo’.  

Mentre,  l’algoritmo  di  calcolo  usato  per  valutare  l’introito  dovuto  

all’energia  accumulata  e  successivamente  restituita  all’utenza  è  stato  così   impostato:  

Ricavo  Giornaliero=  E*  (0,13  *  0,9)  –  (Phz  (MGP)  –  1,024)   dove,  E  è  l’energia  accumulata  (MWh),  0,13  (0,13  €/kWh)  il  prezzo  di   vendita  dell’energia  accumulata,    0,9  il  rendimento  del  SdA,  Phz  (MGP)   Prezzo  oriario  zonale  dell’ora  in  cui  carica  SdA  e  1,024  è  il  coefficiente   corrisposto  dal  Gestore  per  l’immissione  energia  in  rete  

Nella  Tabella  seguente  (tab.  4.3  )  é  riportato  un  esempio  pratico  

giornaliero  relativo  al  confronto  tra  i  valori  della  produzione  dell’impianto   e  i  consumi  dell’area  ospedaliera  nel  giorno  17/05/2014.  

Tabella  4.3:  Confronto  tra  Produzione  e  Consumi  Ospedalieri  

relativi  al  giorno  17/05/2014  

Nello  specifico,  ci  occupiamo  dei  casi  in  cui  avviene  un  esubero  della   produzione  rispetto  al  carico,  a  cui  d’ora  in  avanti  ci  riferiremo  come   Surplus  di  Energia,  perché  è  attraverso  tale  situazione  che  si  riesce  a   sfruttare  il  ”serbatoio”  collegato  all’impianto.  

Nelle  tabelle  seguenti  (tab  4.4  e  tab  4.5  )  vengono  mostrate  le  ore  della   giornata  in  esame  in  cui  avviene  una  sovra-­‐produzione  rispetto  alle   richieste  del  carico  e  quella  in  rosso  in  cui  avviene  il  prelievo  e  in  cui  si   registra  il  minimo  prezzo.      

Tabella  4.4:Confronto  tra  Produzione  e  Consumi  Ospedalieri  :  casi  di  ‘Surplus’    

relativi  al  giorno  17/05/2014    

Tabella  4.5:  Confronto  tra  Produzione  e  Consumi  Ospedalieri:  ora  a  min  prezzo  in  cui     accumulo  energia  relativo  al  giorno  17/05/2014  

Anche  questo  tipo  di  ricerca,  mirata  alla  determinazione  del  massimo  

guadagno  giornaliero  attraverso  1  ciclo  di  accumulo,  è  stata  estesa  sullo  

stesso  periodo  dell’analisi  precedente  ;  corrispondente  a  un  anno  solare  di  

produzione  (i.e.  giugno  2013-­‐  maggio  2014).  

In  particolare,  sono  state  eseguite  analisi  parametriche  che  hanno  

riguardato  diverse  configurazioni  del  SdA  ovvero  dei  principali  parametri   caratteristici  del  SdA  quali:  potenza  della  batteria  (P)  e  energia  

accumulabile  o  capacità  (E).    

Inoltre,  l’analisi  è  stata  condotta  sotto  l’ipotesi  di  ampliare  la  produzione   dell’impianto  FV  in  esame  di  un  fattore  pari  a  1,7  %  di  capacità  produzione   giornaliera  effettiva,  al  fine  di  studiarne  gli  eventuali  vantaggi  che  ciò   comporterebbe  dal  punto  di  vista  economico.  

Di  seguito  sono  descritti  i  casi  analizzati  (  Tab  4.6)  :   Potenza  (MW)   Energia  (MWh)  

1     1  

1   2  

1    (P*1,7)   1   1    (P*1,7)   2  

Tabella  4.6.  Principali  caratteristiche  del  sistema  di  accumulo  oggetto  del  presente     paragrafo  

-­‐  Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=1  MWh  

Produzione  Annuale:    ETot  =  4295.4  MWh    

Figura  4.12.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un   sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=1  MWh.  

Nella  figura  4.12  sono  riportati  i  Ricavi  Annuali  ottenuti  nell’ipotesi  di   ampliare  la  strategia  prima  illustrata  per  il  giorno  17/05/2014  ,a  tutti  i  365   giorni  dell’anno.  

In  questo  caso,  si  considera  di  accumulare  1  MW  in  un  ora  a  prezzo  min.  

e  di  restituirlo  al  carico  appena  richiesto.  

L’analisi  ha  permesso  di  valutare  il  guadagno  attuale  ottenibile  mediante   la  strategia  sopra  descritta.  In  particolare,  con  riferimento  ad  un  SdA  con   P=1MW  ed  E=1MWh  si  ottenuto  un  guadagno  annuo  di  2805,5€  .  

-­‐   Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=2  MWh      Produzione  Annuale:    ETot  =  4295.4  MWh  

Figura  4.13.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante  un   sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=2  MWh.  

Proseguendo  nell’indagine,  si  è  considerato  il  caso  in  cui  il  SdA  permetta  di   accumulare  una  energia  per  singolo  ciclo  di  2  MWh.    

Sotto  queste  ipotesi  il  valore  di  ricavo  ottenuto  è  di  3772,6  €.    

E’  opportuno  sottolineare  che,  maggiorando  le  dimensioni,  in  termini   energetici,  dell’accumulatore  non  si  riescono  ad  ottenere  i  ritorni  sperati.  

Tale  risultato,  che  apparentemente  risulta  poco  intuitivo,  può  essere   spiegato  osservando  che    i  casi  in  cui  vengono  registrati  i  “surplus”  tra   produzione  e  carico,  non  sono  molto  numerosi  e  soprattutto  non  sono  

“sparsi”  nell’arco  di  una  giornata  di  produzione  (Figura  4.13).    

-­‐   Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=1  MWh  

     Produzione  Annuale:    ETot  =  4295.4*1,7  MWh    =7302,2  MWh    

Figura  4.14.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante     un  sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=1  MWh  e    

Produzione  =Etot*1,7  MWh.  

Nel  presente  caso  di  studio  si  è  ipotizzato  di  ampliare  la  capacità  

produttiva  dell’impianto  per  sfruttare  al  meglio  le  potenzialità  del  sistema   di  accumulo  e    valutarne  i  riscontri  in  ottica  economica.  

La  produzione  oraria  è  stata  moltiplicata  per  un  fattore  pari  a  1,7  %  ,  ciò   ha  comportato  un  notevole  incremento  delle  situazioni  in  cui  la  

generazione  eccede  il  carico  ospedaliero  da  coprire.  

Sotto  queste  ipotesi,  l’analisi  ha  permesso  di  stimare  un  ricavo  annuo  pari   a  14318,7  €/anno.    

Si  noti  come  a  fronte  di  una  variazione  teorica  della  produttività  

dell’impianto  FV  inferiore  al  2%  si  è  ottenuto  un  ricavo  superiore  (quasi  5   volte  in  più)  rispetto  alla  analisi  precedente,  a  potenza  “reale”.  

-­‐   Sistema  di  Accumulo    P=1  MW      E=2  MWh  

     Produzione  Annuale:    ETot  =  4295.4*1,7  MWh    =7302,2  MWh    

Figura  4.15.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di    price-­‐leveling  mediante     un  sistema  di  accumulo  con  caratteristiche  P=  1MW  ed    E=2  MWh  e    

Produzione  =Etot*1,7  MWh.  

Quest’ultima  situazione  in  esame,  riguarda  il  caso  migliore    di  guadagno   annuale  ottenuto  .  

Ciò,  ovviamente,  è  di  facile  deduzione  visto  che  in  questa  circostanza  il   sistema  di  accumulo  viene  sfruttato  in  maniera  molto  migliore  rispetto  ai   casi  precedenti.  

Questo  perché  i  surplus  di  energia  sono  significativamente  aumentati  se   paragonati  alle  prime  analisi,  permettendo  così  di  incrementare  la  

possibilità  di  effettuare  più  cicli  di  accumulo  e  ottenere  maggiori  ricavi.  

Il  ricavo  annuale  di  25214,1  €  così  ottenuto,  dimostra    e  avvalora  quanto   in    precedenza  affermato.  

Confronto  Ricavi    

Figura  4.16.Ricavi  teorici  nell’ipotesi  di  applicare  la  strategia  di  price-­‐leveling  mediante     un  sistema  di  accumulo  con  caratteristiche    diverse  di  Potenza,  Energia  e    

Produzione.  

Tabella  4.7  Ricavi  teorici  nelle  diverse  configurazioni