Combinare accumulo di energia idroelettrica e fotovoltaico galleggiante

Un gruppo di scienziati del Politecnico di Milano ha condotto un’ottimizzazione tecnico-economica per l’aggiunta di impianti fotovoltaici galleggianti (FPV) a tre impianti di pompaggio esistenti nel Paese.

“In questo lavoro abbiamo incluso diversi effetti che sono stati trascurati in letteratura, in particolare la riduzione del tasso di evaporazione dal bacino d’acqua, l’influenza della variazione di temperatura delle celle solari dovuta alla presenza dell’acqua e l’impatto del funzionamento a carico parziale delle pompe e delle turbine negli impianti idroelettrici”, ha dichiarato a pv magazine l’autore corrispondente, Matteo Catania. “Valutando questi effetti, proponiamo una nuova strategia operativa per gli impianti idroelettrici con pompaggio, che potrebbe portare a drastici miglioramenti delle prestazioni”.

L’ottimizzazione è stata formulata come un modello di programmazione lineare intera mista (PLIM), per trovare la soluzione migliore utilizzando variabili continue e intere sotto vincoli lineari.

“Applicando questo modello a diversi impianti, intendiamo trarre conclusioni più ampie sulla fattibilità economica dell’integrazione dell’FPV con impianti di pompaggio”, ha dichiarato il team. “I risultati ottenuti dalla nostra analisi hanno un significato che va al di là degli impianti specifici studiati, in quanto possono essere estrapolati a numerosi impianti idroelettrici situati in regioni geografiche con caratteristiche simili all’Italia”.

I tre impianti di pompaggio analizzati sono quello di Bargi in provincia di Bologna, quello di Capriati in provincia di Caserta e quello di Taloro, tra Nuoro e Oristano. Sulla base del rapporto tra il massimo FPV installabile e la capacità di potenza della pompa più piccola, i ricercatori hanno stabilito un parametro di potenziale di integrazione (IPP) per ogni impianto, che riflette la sua presunta praticità ed efficienza. In questo caso, Taloro ha dimostrato l’IPP più alto, Capriati il più basso e Bargi si colloca nel mezzo.

Risultati per l’impianto di Bargi, caso 2
*Immagine: Politecnico di Milano, Applied Energy, CC BY 4.0*

In particolare, Taloro ha una capacità di pompaggio di 280 MW, un volume del bacino a monte di 60,50 Mm³, un volume del bacino a valle di 18,80 Mm³, una superficie del bacino a valle di 0,82 km² e un’irradianza media annua di 182,83 W/m². Capriati ha una capacità di pompaggio di 113 MW, un volume del bacino a monte di 8,55 Mm³, un volume del bacino a valle di 4,80 Mm³, una superficie del bacino a valle di 0,11 km² e un’irradianza media annua di 178,60 W/m². Bargi ha una capacità di pompaggio di 330 MW, un volume del bacino a monte di 6,28 Mm³, un volume del bacino a valle di 43,85 Mm³, una superficie del bacino a valle di 1,50 km² e un’irradiazione media annua di 156,29 W/m².

Con questi parametri come input, insieme ad altri, l’algoritmo viene eseguito sul software Pyomo. Come output, il modello ha fornito i risultati preliminari di funzionamento dell’impianto e la capacità ottimale dell’FPV. In tutti i casi, l’FPV è stato installato solo sul bacino inferiore utilizzando pannelli da 440 W con un’efficienza del 20,39%.

“Per ogni impianto, sono stati presi in considerazione quattro casi per l’indagine”, hanno aggiunto gli accademici. “Le configurazioni erano pompaggio stand-alone (caso 1), pompaggio con FPV collegato solo alle pompe (caso 2), pompaggio con FPV collegato alla rete e alle pompe (caso 3), e pompaggio e fotovoltaico separati a terra (caso 4). Il caso 1 rappresenta il funzionamento del pompaggio senza installazione di FPV ed è utilizzato come benchmark; il caso 4 mira a confrontare il funzionamento del pompaggio e di un campo fotovoltaico installato a terra”.

Risultati per l’impianto di Bargi, caso 3
*Immagine: Politecnico di Milano, Applied Energy, CC BY 4.0*

Nell’impianto di Bargi, l’ottimizzazione ha richiesto una capacità fotovoltaica di 305,84 MW nei casi 2-4; Taloro ha richiesto 167,19 MW nei casi 2-4; mentre l’impianto di Capriati ha richiesto una capacità di 22,43 MW nei casi 3 e 4, e nessun fotovoltaico per il caso 2. “L’installazione di pannelli nella configurazione flottante evita l’evaporazione dell’8%-18% dell’acqua nel bacino inferiore, risparmiando milioni di metri cubi all’anno e aumentando potenzialmente la produttività dell’impianto di pompaggio”, ha aggiunto il team.

Per quanto riguarda i risultati di performance, il team si è concentrato sui casi 2 e 3. Il caso 2 ha avuto un valore attuale netto (VAN) di 50 milioni di euro (52 milioni di dollari), 15 milioni di euro e 153 milioni di euro rispettivamente per Bargi, Capriati e Taloro. La copertura minima del bacino era rispettivamente del 60%, di oltre il 100% e del 10%. Il caso 3 ha un VAN di 168 milioni di euro, 29 milioni di euro e 194 milioni di euro rispettivamente per Bargi, Capriati e Taloro. La copertura minima del bacino è stata del 20% per tutti gli impianti di pompaggio nel caso 3.

“I risultati delle analisi mostrano che l’integrazione dell’FPV in un sistema di pompaggio idroelettrico ne migliora le prestazioni economiche. La possibilità di installare l’FPV è sempre sfruttata per tutti gli impianti di Taloro e Bargi, mentre per Capriati è sfruttata solo se è possibile rivendere l’elettricità alla rete”, hanno osservato i ricercatori. “In conclusione, questo lavoro mostra l’elevato potenziale dell’integrazione tra pompaggi idroelettrici e fotovoltaico flottante, presentando un sistema promettente che può contribuire a raggiungere gli ambiziosi obiettivi fissati per la transizione energetica”.

La loro analisi è stata presentata in “Techno-economic optimization of pumped hydro storage plants integrated with floating photovoltaic”, pubblicato su Applied Energy.

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