SINERGREEN Workshop: Towards Astana Expo 2017 “Future Energy” Rome, 12th May 2016 Thermoeconomic analysis of a Compressed Air Energy Storage (CAES) system integrated with a wind power plant in the framework of the IPEX Market Federico de Bosio, Ph.D.

Outline Objectives Energy System Modelling Thermoeconomic analysis Economic evaluation on IPEX Market Conclusions Electric Energy Storage Systems

Main objective Objectives Technical and economic evaluation of installing a Hybrid Power Plant capable to store electricity by means of air compression (HPP-CAES), considering the regulation currently in force in Italy Objectives Lo scopo della tesi consiste nella modellizzazione e valutazione off-design di tale sistema ibrido di accumulo dell’energia elettrica. Inoltre si considera il suo inserimento nel Mercato Elettrico Italiano. 17/11/2018 Federico de Bosio

Specific objectives Objectives Design of HPP-CAES according to the zone of operation Cost of generating electric energy in different working mode conditions One year simulation on IPEX market based on specific selling strategies Objectives Nello specifico, è stato dimensionato l’impianto ibrido in esame in base alla zona Sud, dove è previsto il suo funzionamento. È stato valutato il costo di generazione dell’energia elettrica, anche off-design, attraverso la metodologia termoeconomica basata sull’analisi exergoeconomica. Il risultato è stato confrontato e validato attraverso il Levelized Cost Of Energy, valutato in condizioni nominali. Infine, sulla base dei precedenti risultati ottenuti, è stata svolta una simulazione di esercizio su base annuale, considerando opportune strategie di vendita e di accumulo. 17/11/2018 Federico de Bosio

HPP-CAES Architecture Energy system modelling Il sistema analizzato consiste in un parco eolico che fornisce energia elettrica a dei motori elettrici che alimentano una serie di compressori, tra i quali sono interposti degli intercooler. A valle del treno dei compressori è presente un aftercooler, prima dell’entrata in caverna (CAR-Compressed Air Reservoir). E’ presente inoltre una valvola di laminazione che riduce la pressione dell’aria in base alla pressione variabile in caverna. La regolazione dei compressori è fatta tramite inverter, per cui i rapporti di compressione dei compressori non cambiano: nella configurazione con 4 compressori in serie la pressione dell’aria alla mandata è di 80 bar, mentre con 3 compressori in serie la pressione alla mandata è di 55 bar. L’aria compressa è quindi estratta dalla caverna per andare ad alimentare turbine a gas alla pressione costante di 40bar (una seconda valvola di laminazione riduce la pressione a tale valore di progetto). Prima viene preriscaldata e reagisce in camera di combustione con gas naturale. Tra le turbine di alta e bassa pressione è presente un secondo combustore, il che rende il sistema turbosequenziale. È importante notare l’albero dei compressori non sia calettato sullo stesso delle turbine, in quanto questi sono alimentati dall’eolico. Questo permette una generazione di energia elettrica 3 volte superiore rispetto a un impianto di turbina a gas convenzionale: il rendimento si attesta intorno al 50%. 17/11/2018 Federico de Bosio

Design - I Energy system modelling Discharge Section - 240 MW Size considered by the Italian TSO (Terna) as able to effectively contribute to solving congestion problems in the South of Italy Charge Section - 108 MW Linearly extrapolated from a survey of RSE based on optimal economic criteria Energy system modelling La potenza installata lato generazione è fissata a 240 MW in condizioni nominali, in linea con uno studio precedente di Terna. Infatti, 240 MW è la taglia minima richiesta a un sistema di accumulo operante nel Sud Italia per far fronte alle congestioni intrazonali. La potenza dei compressori è fissata a 108 MW, in accordo a uno studio precedente del RSE (Ricerca sul Sistema Energetico) basato su un criterio di ottimizzazione economico. Riguardo la potenza del parco eolico, questa risulta pari a 270 MW, sulla base del criterio di ottimizzazione che vado a esporre. Wind Farm - 270 MW Optimization criteria based on installed air compressors power and on site wind data 17/11/2018 Federico de Bosio

Design - II Energy system modelling Il criterio di ottimizzazione adottato consiste nel massimizzare l’energia fornita da eolico tenendo in considerazione diversi intervalli di funzionamento dei compressori rispetto alla potenza nominale, al variare del rapporto tra la potenza dei compressori e la potenza del parco eolico. Per ogni range di funzionamento considerato, il massimo di energia estraibile rispetto a quella resa disponibile dal vento si attesta all’incirca per rapporti potenza compressori/potenza eolico del 40%. Per il range di funzionamento 60%-140%, la massima energia elaborabile dai compressori (senza considerare limiti di pressione in caverna) è pari a circa il 61%. Dall’analisi in EES sono emersi i limiti di funzionamento di questa configurazione: oltre i 120MW (111% della potenza nominale), le portate di acqua agli intercooler risultano troppo elevate. Inoltre sotto i 78 MW l’efficienza isentropica risulta minore di 0.72, circa il 90% del valore alla potenza nominale di 108 MW. Di conseguenza è stato scelto il range di funzionamento 72-111%, che, per una potenza eolica installata di 270MW, permette di estrarre il 47.5% circa dell’energia disponibile dal vento. Optimal criterion: maximize the energy provided by wind turbines for different air compressors working conditions 17/11/2018 Federico de Bosio

Exergoeconomic analysis - I Exergy cost of compressing air 𝑐 𝑐,𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔𝑦 = 𝐶 11 𝐵 𝐶𝐴𝑅,𝑚𝑒𝑐ℎ 𝑐 𝐸𝑙 = ( 𝐶 23 + 𝐶 24 ) 𝑊 𝑒𝑙 Exergy cost of compressing air as the mechanical power varies for different values of pressure inside the Air Compressors Reservoir 𝑝 𝐶𝐴𝑅 =55 𝑏𝑎𝑟 Thermoeconomic analysis 𝑝 𝐶𝐴𝑅 =65 𝑏𝑎𝑟 Attraverso l’analisi exergoeconomica è stato valutato il costo di generazione dell’energia elettrica anche in condizioni off-design. Il costo exergetico di compressione è stato messo in correlazione con il costo di generazione dell’energia elettrica. Attraverso analisi parametriche, è stato valutato il costo exergetico di compressione al variare della potenza elettrica fornita dall’eolico ai compressori, per diversi valori della pressione in caverna. Il costo exergetico di compressione è pertanto messo in correlazione con il costo di generazione dell’energia elettrica. Di conseguenza il costo di generazione elettrico dipende, attraverso il costo exergetico di compressione, dalla potenza eolica, dalla pressione in caverna e dalla potenza generata. E’ quindi possibile valutare questa variabile in tutte le condizioni di funzionamento possibili. 𝑝 𝐶𝐴𝑅 =75 𝑏𝑎𝑟 Four compressors in series configuration 17/11/2018 Federico de Bosio

Exergoeconomic analysis - II Cost of electricity 𝑐 𝑐,𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔𝑦 = 𝐶 11 𝐵 𝐶𝐴𝑅,𝑚𝑒𝑐ℎ 𝑐 𝐸𝑙 = ( 𝐶 23 + 𝐶 24 ) 𝑊 𝑒𝑙 Cost of electric energy produced as the exergy cost of compressing air varies for different values of generating power Thermoeconomic analysis 𝑊 𝑒𝑙 =175 𝑀𝑊 Attraverso l’analisi exergoeconomica è stato valutato il costo di generazione dell’energia elettrica anche in condizioni off-design. Il costo exergetico di compressione è stato messo in correlazione con il costo di generazione dell’energia elettrica. Attraverso analisi parametriche, è stato valutato il costo exergetico di compressione al variare della potenza elettrica fornita dall’eolico ai compressori, per diversi valori della pressione in caverna. Il costo exergetico di compressione è pertanto messo in correlazione con il costo di generazione dell’energia elettrica. Di conseguenza il costo di generazione elettrico dipende, attraverso il costo exergetico di compressione, dalla potenza eolica, dalla pressione in caverna e dalla potenza generata. E’ quindi possibile valutare questa variabile in tutte le condizioni di funzionamento possibili. 𝑊 𝑒𝑙 =195 𝑀𝑊 𝑊 𝑒𝑙 =210 𝑀𝑊 𝑊 𝑒𝑙 =235 𝑀𝑊 𝑊 𝑒𝑙 =240 𝑀𝑊 Four compressors configuration at 55 bar 17/11/2018 Federico de Bosio

Exergoeconomic analysis - III Validation of the results: LCOE vs. generating cost 𝐿𝐶𝑂𝐸(𝑡)= 𝑡=0 𝑛 1 1+𝑊𝐴𝐶𝐶 𝑡 −1 ∙𝑇𝐶𝐼+𝑂&𝑀+𝐹𝐶 𝐴𝐸𝑃 𝑐 𝐸𝑙 = ( 𝐶 23 + 𝐶 24 ) 𝑊 𝑒𝑙 Thermoeconomic analysis Il costo di generazione dell’energia elettrica valutato in condizioni nominali è confrontato con il Levelized Cost Of Energy. I costi di Operation and Maintenance, nonché i costi legati al combustibile (Fuel Cost) sono assunti costanti. L’energia elettrica prodotta annualmente è valutata come prodotto della potenza nominale e le ore equivalenti. Si nota come il LCOE coincida perfettamente con il costo dell’energia elettrica calcolato attraverso l’analisi exergoeconomica. Si mette altresì in evidenza la forte influenza delle ore equivalenti sul risultato finale: l’incertezza è maggiore per basse ore equivalenti di esercizio. Attraverso l’analisi exergoeconomica è stato possibile valutare il costo di generazione anche in condizioni off-design, cosa altrimenti non possibile con una valutazione puramente energetica ed economica. 17/11/2018 Federico de Bosio

Operating strategies - I Yearly-based analysis 10 minutes time step wind data MGP and MSD data Energy demand scaled Best-fit of data Economic evaluation on IPEX Market Strategies MGP and MSD DF – No energy bought from the grid Il programma prevede l’elaborazione di alcuni dati di input, quali i dati del vento ogni 10minuti, i prezzi e le energie scambiate sul Mercato del Giorno Prima (MGP) e del Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) (orarie e quart’orarie). Quattro principali condizioni logiche possono verificarsi in base alla potenza fornita dal vento e al range di esercizio dei compressori. Oltre a tali limitazioni per ogni condizione occorre verificare la pressione in caverna, che dev’essere compatibile con il range di esercizio. In ogni caso viene determinata la pressione a fine carica e il costo exergetico di compressione. A questo punto, si verifica la richiesta da parte dell’utenza, sul MGP ed MSD nel caso più generale e se la pressione nel serbatoio è tale da garantire la continuità del servizio. Infine viene valutato il costo di generazione dell’energia elettrica e vengono fornite numerose variabili statistiche per comprendere il funzionamento del sistema. Le strategie verificate sono 3, di queste esporrò in breve solo l’ultima, in quanto risulta la più conveniente. MGP and MSD DF – Energy bought from the grid 17/11/2018 Federico de Bosio

Operating strategies - II Economic evaluation on IPEX Market Si nota come solo il 26% dell’energia venga immagazzinata. Si ricorda che al più, senza considerare limitazioni di pressione in caverna, è possibile stoccare il 47.8% dell’energia del vento. I motivi di non fattibilità sono riassunti nel seguente grafico a torta: il 17.5% delle volte la pressione in caverna è la massima e non si può immagazzinare aria, le altre volte la pressione non è nel range di funzionamento della configurazione da adottare causa potenza eolica. Riguardo la convenienza economica, si mettono in evidenza le quantità orarie di vendita disponibili e quante sono state accettate. Di queste più del 92% sono state rispettate. Il Pay-back risulta pari a 9.5 anni. Ad ogni modo si sottolinea l’incertezza dei dati, in particolare relativi al MSD. 17/11/2018 Federico de Bosio

Conclusions Conclusions CAES technology shows a competitive cost of generating electric energy, around 80 €/MWh. CAES technology is economically convenient only on the MGP and MSD by integrating the energy production from the Wind Farm with electricity bought from the Grid Conclusions Per concludere, il costo di generazione dell’energia elettrica si attesta intorno a 80 €/MWh. This cost depends on the cost of purchase, wind power, storage pressure and energy demand In seguito a diversi scenari e strategie di vendita, risulta conveniente l’esercizio di un sistema CAES solo operando anche sul MSD. The expected pay-back period is about 10 years, with an investment cost of 80 billion euros Con la strategia senza acquisto di energia da rete l’investimento non risulta conveniente. Lavorando di meno, anche il costo di generazione aumenta. Integrando l’energia eolica con energia da rete l’investimento risulta conveniente e il costo di generazione è più basso. The working hours have a significant impact on the operating costs. 17/11/2018 Federico de Bosio

Thank you for the attention Per concludere, il costo di generazione dell’energia elettrica risulta compreso tra i 65 e gli 87 €/MWh per diverse condizioni di funzionamento. In seguito a diversi scenari e strategie di vendita, risulta conveniente l’esercizio di un sistema CAES solo operando anche sul MSD. Del resto le ore di esercizio non sono elevate e se si riuscissero ad aumentare in seguito ad altre strategie o diversi layout, si avrebbe anche una riduzione dei costi di generazione. 17/11/2018 Federico de Bosio