I californiani amano le energie rinnovabili. Infatti, La California è appena diventata il primo stato a richiedere pannelli solari su tutte le nuove case.

Ma il nuovo requisito crea domande:in che modo la nuova legge complicherà il mercato dell'elettricità? Quali tensioni metterà sulle reti di distribuzione esistenti?

Mentre la California si affretta a rispettare la scadenza del 2030 per ricevere il 50 percento della sua elettricità da fonti rinnovabili, lo stato deve trovare il modo di rintracciare, misurare, e valorizzare il consumo e la produzione di elettricità che tengono conto della variabilità dell'elettricità proveniente da fonti decentralizzate, come  solare, vento, e batterie. Senza un'attenta gestione, queste fonti, note come risorse energetiche distribuite, o DER, hanno il potenziale per causare un'erogazione di potenza inaffidabile, o anche interruzioni, e portare le società di servizi pubblici a sovraccaricare i clienti.

Un nuovo articolo di ingegneri elettrici del Marlan and Rosemary Bourns College of Engineering presso l'Università della California, lungo il fiume, offre un modo per tenere conto delle incertezze introdotte sia dal mercato elettrico che dai DER in modo che le società di servizi pubblici possano bilanciare la rete di distribuzione e trovare le tariffe più eque per i clienti.

Un modo in cui i gestori del mercato elettrico garantiscono un'equa distribuzione dell'energia consiste nell'offrire incentivi ai clienti per ridurre, o rimandare, consumo di energia durante le ore di punta. I clienti possono scegliere di utilizzare meno elettricità o spostare il loro utilizzo su una fonte distribuita, come i pannelli solari sul tetto o le batterie. I clienti possono anche rendere disponibile più elettricità durante i picchi di carico vendendo all'utility l'elettricità in eccesso generata dai pannelli solari sul tetto. I consumatori possono così esercitare una forte influenza sulla rete e sul mercato dell'elettricità in generale.

Il problema, secondo i ricercatori, è che le organizzazioni che sovrintendono alla rete nel suo insieme, noti come operatori di sistema indipendenti, o ISO, non spedire, e spesso non riesco a vedere, la posizione dei DER di rete. Vedono solo le linee di trasmissione e le risorse ad esse collegate, come la domanda collettiva nelle sottostazioni e nelle centrali elettriche. Determinano le condizioni di mercato in base al quadro generale senza conoscere dettagli che potrebbero avere importanti conseguenze nella rete elettrica.

"Gli ISO vedono l'elettricità fino alla sottostazione che la alimenta in una rete di consumatori, ma sono ciechi a ciò che accade tra le migliaia o milioni di clienti dopo quel punto, "ha spiegato Ashkan Sadeghi-Mobarakeh, uno studente di dottorato in ingegneria elettrica e informatica della UC Riverside e primo autore del documento. "La domanda di ogni cliente in ogni sede ha un impatto locale diverso sulla rete di distribuzione".

California ISO, o CAISO, ha introdotto un nuovo indice per gestire al meglio i carichi flessibili e reattivi alle condizioni di mercato. Ma l'indice suggerisce la distribuzione di carichi flessibili solo in base alle condizioni di mercato, il che significa che l'indice CAISO non considera che la partecipazione al mercato dei DER situati nelle reti di distribuzione possa spingere i limiti di una rete.

Se CAISO o l'utility determinano i tempi per distribuire o posticipare i carichi elettrici senza tenere conto delle risorse rinnovabili in loco variabili e delle condizioni della rete di distribuzione, rischiano di sovraccaricare la rete e causare interruzioni. Contrariamente al buon senso, la riduzione della fornitura di elettricità alle linee di distribuzione ai picchi di carico potrebbe comportare costi più elevati e ridurre la stabilità della rete.

Il documento UC Riverside considera non solo le condizioni di mercato, ma anche l'impatto che le risorse flessibili hanno sui vincoli della rete di distribuzione.

Sadeghi-Mobarakeh ha utilizzato nuovi algoritmi per modellare costi e carichi elettrici in diversi scenari di mercato e li ha testati su una rete di distribuzione standard. Ha usato il suo algoritmo per confrontare il costo e lo stress sulla rete di distribuzione con ciò che sarebbe stato previsto dal modello convenzionale. Ha scoperto che se la società di servizi pubblici avesse fatto un'offerta secondo il suo modello, avrebbero potuto fornire energia ai consumatori a un costo notevolmente inferiore per molti giorni, con meno rischi per la rete.

I ricercatori propongono due nuovi indici per aiutare le utility a guardare oltre le condizioni di mercato e identificare gli alimentatori con prestazioni migliori per il funzionamento dei carichi differibili. Suggeriscono modi in cui i DER possono partecipare attivamente al mercato dell'elettricità seguendo i segnali del mercato. I due indici mostrano come un buon feeder risponde ai segnali del mercato senza avere un effetto negativo sulla rete di distribuzione. I nuovi indici possono aiutare le società di servizi pubblici a determinare una strategia di offerta ottimale nel mercato del giorno prima, insieme alle pianificazioni ottimali per i carichi differibili.

"Gli indici proposti in questo documento possono essere combinati con misurazioni sul campo da contatori intelligenti nelle sottostazioni per misurare in tempo reale l'impatto collettivo delle risorse energetiche distribuite sull'affidabilità del sistema di distribuzione, " Ha detto Sadeghi-Mobarakeh.

Oltre a Sadeghi-Mobarakeh, gli autori includono il suo consigliere, Hamed Mohsenian-Rad, un professore di ingegneria elettrica e informatica alla UC Riverside; Alireza Shahsavari, uno studente di dottorato alla UC Riverside; e Hossein Haghighat dell'Islamic Azad University di Jahrom.

Il documento apparirà in un prossimo numero di Transazioni IEEE su Smart Grid .