Come può una batteria e il cambio orario salvare la rete solare rurale?

Immagina una piccola cittadina malese dove ogni casa ha un impianto fotovoltaico da 100 kW. Quando il sole splende, l’energia è abbondante, ma di notte la tensione della rete può calare, creando problemi. Gli scienziati hanno testato due trucchi: una batteria di accumulo (BESS) e lo spostamento dei consumi secondo le fasce orarie (TOU). Usando dati reali di una rete a 110 nodi, hanno simulato scenari con il 100 % di penetrazione fotovoltaica. Da soli, né la batteria né il TOU bastano a mantenere la tensione stabile. Ma combinandoli – una batteria da 0,4 MWh più uno spostamento del 20 % dei carichi – la tensione minima è salita da 0,924 a 0,951 per unità, eliminando le violazioni. Inoltre, le perdite di potenza attiva sono diminuite e la dipendenza dalla rete è ridotta. Anche con il 60 % di PV, basta una batteria da 0,4 MWh e solo il 10 % di TOU per mantenere la stabilità. Questo approccio ibrido è scalabile e può aiutare altre aree rurali a integrare più energia solare senza rischi, dimostrando che la combinazione di tecnologie intelligenti è la chiave per un futuro più verde.

L’analisi è stata condotta con DIgSILENT PowerFactory, un software di simulazione dinamica che permette di modellare sia i componenti elettrici sia i controlli di gestione della rete. La rete studiata comprende otto linee di distribuzione collegate a due trasformatori 132/11 kV da 15 MVA, con un carico totale di 20,006 MVA. Ogni nodo è dotato di un impianto fotovoltaico da 100 kW, consentendo di valutare penetrazioni dal 0 % al 100 %. Il modello include le curve di carico tipiche di una zona rurale malese, con picchi di consumo al mattino e alla sera e un minimo notturno quasi nullo. Il BESS è stato modellato con capacità di 0,4 MWh, capacità di scarica/ricarica di 0,2 MW e una curva di risposta rapida, in grado di intervenire entro pochi cicli di simulazione. Lo schema di TOU prevede uno spostamento del 20 % del carico dalle ore di bassa domanda (notte) a quelle di alta domanda (giorno), riducendo il flusso di corrente reattiva e migliorando il fattore di potenza. L’analisi di sensibilità ha mostrato che, al di sotto del 60 % di penetrazione PV, la sola batteria è sufficiente a mantenere la tensione sopra 0,95 pu. Superata questa soglia, l’interazione sinergica tra BESS e TOU diventa cruciale: la batteria assorbe l’eccesso di energia durante il giorno, mentre il TOU riduce il picco di domanda notturna, evitando così il fenomeno di “voltage dip”. I risultati confermano che una strategia ibrida può ridurre le perdite di potenza attiva del 5 % rispetto al caso senza mitigazione, migliorando l’efficienza complessiva della rete. Questo approccio è particolarmente rilevante per le reti rurali, dove le infrastrutture di trasporto sono limitate e l’integrazione di fonti rinnovabili è spesso ostacolata da vincoli di tensione. La ricerca suggerisce che politiche di incentivazione per l’adozione di BESS e tariffe TOU flessibili potrebbero accelerare la transizione verso sistemi energetici più resilienti e sostenibili.