I flussi multidirezionali di energia e informazione sono il futuro della rete
Il flusso unidirezionale di elettroni della griglia del XX secolo è morto.
Nel sistema multidimensionale e multidirezionale del XXI secolo, nuovi strumenti possono alleviare il peso della crescente domanda, limitando al contempo i costi per i clienti.
Tuttavia, nella frenesia di soddisfare la crescente domanda di energia, le utility e altri soggetti spesso trascurano il valore delle innovazioni del sistema energetico, affermano fonti del settore, enti regolatori e fornitori di tecnologia. Molti, invece, chiedono il riavvio di centrali elettriche obsolete e promuovono fonti energetiche immature, il che potrebbe far aumentare i prezzi dell'elettricità del 25% entro il 2030, secondo le proiezioni di Energy Innovation .
Sono necessarie nuove infrastrutture di generazione e trasmissione. Ma un sofisticato insieme di ottimizzazioni del sistema energetico potrebbe consentire agli operatori di ridurre la necessità di nuove e costose infrastrutture, massimizzando la flessibilità di carichi e risorse.
"I nuovi carichi di grandi dimensioni comportano costi per il sistema", ha affermato Kay Aikin, fondatore e CEO del fornitore di tecnologia Dynamic Grid. Ma "sia i data center che la generazione possono essere risorse flessibili che aumentano la diversificazione del sistema, aumentandone l'affidabilità".
La Southern California Edison, ad esempio, sta investendo in una gestione del sistema potenziata dall'intelligenza artificiale che offre agli operatori visibilità sulla "complessa serie di input e output che cambiano costantemente durante il giorno", ha affermato Jeff Monford, portavoce dell'azienda di servizi pubblici.
Si tratta di un "radar avanzato", ha affermato, "che sta rimodellando il modo in cui pianifichiamo, gestiamo e manteniamo la rete".
Anche l'ex presidente della Federal Energy Regulatory Commission Jon Wellinghoff, ora CEO della società di consulenza GridPolicy, ha ribadito questo sentimento.
"Il 'sistema dei sistemi' elettrico è un complesso intreccio e interazione di molteplici funzioni", ha affermato. "Milioni di piccoli carichi e risorse possono essere coordinati e ottimizzati come carichi di grandi dimensioni da piattaforme di intelligenza artificiale automatizzate".
Forza nella flessibilitàLa flessibilità fornisce un valore trasformativo al sistema energetico statunitense, spesso definito " la macchina più grande del mondo ", concordano i principali stakeholder.
Tuttavia, secondo unsondaggio condotto il 14 luglio da West Monroe su 500 dirigenti di aziende di servizi pubblici , molte aziende di servizi pubblici si trovano ad affrontare ostacoli finanziari e tecnici per gestire in modo flessibile carichi di grandi dimensioni e risorse di proprietà dei clienti.
Alcuni rifiutano categoricamente il concetto.
Secondo un rapporto del Dipartimento dell'Energia di luglio , "la crescita del carico prevista non può essere soddisfatta con gli attuali approcci all'aggiunta del carico e alla gestione della rete".
Gli investitori stanno mostrando un rinnovato interesse per la generazione su larga scala e non flessibile. La Casa Bianca ha ordinato che due centrali a carbone in dismissione vengano mantenute operative. Sono stati annunciati mega-investimenti nel gas naturale , nell'energia idroelettrica e nell'energia nucleare per soddisfare la domanda di data center basati sull'intelligenza artificiale.
Ma questi piani ignorano la realtà delle catene di approvvigionamento, le tempistiche di costruzione e, nel caso del nucleare avanzato, la natura non testata della tecnologia stessa. Le nuove turbine a gas hanno un programma di consegna minimo di cinque anni.
Sono inoltre in contraddizione con le raccomandazioni del Dipartimento dell'Energia del luglio 2024, secondo cui una "fornitura elettrica flessibile e stabile" insieme a "miglioramenti dell'efficienza e della flessibilità dal lato della domanda nei data center" possono avere un "impatto immediato".
Questa flessibilità può essere implementata attraverso l'intelligenza informatica avanzata in rete nelle sale di controllo delle utility e ai margini del sistema. Si tratta di un "viaggio", perché le utility impiegano tempo per comprenderne il valore e stabilire le priorità dei propri investimenti, ha affermato Sally Jacquemin, Vicepresidente di AspenTech per l'Energia e le Utilities.
I sistemi di gestione delle risorse energetiche distribuite (DERMS) a livello di rete e i sistemi di gestione della distribuzione avanzata (ADMS) sono componenti chiave di questo percorso, ha affermato Jacquemin. Un DERMS aziendale nella sala di controllo può "consentire una risposta alla domanda chirurgica a livello locale" con risorse di proprietà del cliente, ha aggiunto.
Le capacità offerte dalla tecnologia possono evitare o rinviare gli investimenti infrastrutturali, limitando la necessità di aumenti delle tariffe per i clienti, ha affermato Jacquemin.
Per gestire sfide come carichi elevati e risorse energetiche distribuite è necessario considerare la rete "come un sistema dinamico e multidirezionale in cui energia, dati e valore fluiscono in tutte le direzioni", ha affermato Monford di SCE.
Questo cambiamento di prospettiva rispetto a una griglia tradizionale con elettroni che fluiscono in una sola direzione "consente una pianificazione più intelligente, operazioni più flessibili e soluzioni più complete" per "soddisfare le esigenze del futuro", ha affermato Monford.
Utilizzare l'intelligenza artificiale per risolvere i problemi di potenza dell'intelligenza artificialeDiverse fonti concordano sul fatto che la flessibilità dei data center potrebbe rappresentare l'opportunità emergente cruciale delle attuali operazioni di sistema basate sull'intelligenza artificiale. E la flessibilità "in condizioni di rete stressanti" potrebbe "ridurre i picchi di domanda" e ridurre il rischio di blackout causati da nuovi carichi, ha riconosciuto a luglio la North American Electric Reliability Corporation.
Secondo un autorevole articolo di febbraio, Rethinking Load Growth , pubblicato dal Nicholas Institute della Duke University, i carichi flessibili dei data center possono soddisfare "il 10% dell'attuale picco di domanda aggregata della nazione" se vengono ridotti dello "0,25% del loro tempo di attività massimo".
Alcune aziende di servizi pubblici stanno già testando questa flessibilità. Il progetto Salt River in Arizona ha registrato una riduzione del 25% del consumo energetico in tre ore grazie a un cluster di 256 GPU Nvidia in un data center che utilizza il software Emerald AI, ha dichiarato Nvidia il mese scorso .
"La pianificazione e le operazioni dei sistemi odierni possono essere co-ottimizzate con una rete di data center e il loro consumo di elettricità può essere orchestrato per soddisfare le esigenze di entrambi", ha affermato Varun Sivaram, fondatore e CEO di Emerald AI. I data center flessibili basati sull'intelligenza artificiale possono addirittura fungere da centrali elettriche virtuali, proteggendo sia l'affidabilità del sistema sia la sostenibilità finanziaria del data center, ha aggiunto.
Se ogni data center costruisse la propria generazione "behind-the-meter", "sarebbe un modo terribilmente inefficiente di strutturare il sistema energetico", perché i gestori di sistema e le aziende di servizi non sarebbero in grado di utilizzare tali risorse, ha affermato Sivaram. E "sarebbe probabilmente costoso per i data center", perché non otterrebbero i risparmi derivanti dall'affidamento alle risorse di sistema, ha aggiunto.
Tyler Norris, dottorando alla Duke e coautore del documento sulla crescita del carico del Nicholas Institute, ha affermato che la "dura realtà" è che "i data center preferirebbero non essere mai flessibili".
Ma, ha aggiunto, "non hanno bisogno di assorbire il 100% della loro massima richiesta nominale a tutte le ore". Grazie agli strumenti potenziati dall'intelligenza artificiale e all'attuale consapevolezza della situazione del sistema, gli operatori possono programmare e gestire il prelievo di energia durante i momenti di massimo stress del sistema, ha affermato.
L'ex presidente della FERC Richard Glick, ora a capo della società di consulenza GQS New Energy Strategies, è d'accordo.
Le tecnologie ora consentono capacità computazionali e organizzative in grado di affrontare l'attuale crescita del carico prevista in tempi più rapidi e a costi inferiori per i clienti, ha affermato. Consentono inoltre di rinviare o evitare la realizzazione di nuove infrastrutture, che "richiedono tempo e sono costose per le aziende di servizi pubblici", ha aggiunto Glick.
Le aziende di servizi pubblici devono far fronte a rendimenti garantiti ridotti dalle spese in conto capitale, ma con l'aumento dei ricavi derivanti dall'aumento dei carichi, possono trarre vantaggio da altri vantaggi in termini di flessibilità, ha affermato Glick.
"I mercati regionali, i mercati della capacità e i mercati dello squilibrio energetico, abilitati dall'informatica avanzata, ora vengono distribuiti in frazioni di secondo, il che riduce i costi e migliora l'affidabilità su scala più ampia", ha aggiunto.
Dall'altro lato di questi strumenti avanzati di gestione del sistema c'è una rete crescente di risorse di generazione e di stoccaggio localizzate presso i clienti, che possono essere implementate insieme ai programmi di risposta alla domanda per rendere la rete ancora più agile e affidabile.
Ad esempio, all'inizio di quest'anno, la risposta alla domanda e le centrali elettriche virtuali hanno svolto un ruolo fondamentale nel mantenere l'energia elettrica durante l'ondata di caldo che ha colpito il Nord-est .
Il presidente della FERC, Mark Christie, affermò all'epoca che la risposta alla domanda era "essenziale".
Un fenomeno simile si può osservare a Porto Rico, dove il gestore del sistema ha fatto affidamento per settimane su quella che i sostenitori sostengono essere la prima centrale elettrica virtuale operativa dietro il contatore in America Latina e nei Caraibi.
"Il flusso di valore più importante della risposta avanzata alla domanda o di qualsiasi utilizzo aggregato di DER è la capacità a livello di sistema", ha affermato Seth Frader-Thompson, presidente del fornitore DERMS grid-edge e aggregatore DER EnergyHub.
Si può iniziare con aggregazioni DER gestibili manualmente, ha affermato Frader-Thompson. Ma "abbastanza rapidamente, il chiaro valore per il cliente e per il sistema diventa un trampolino di lancio verso un sistema automatizzato completamente integrato in grado di offrire molto di più", ha aggiunto.
"Questi programmi sono estremamente convenienti", ha continuato Frader-Thompson.
Il Massachusetts Energy Efficiency Council ha scoperto che gli incentivi del programma del 2023 pari a 7 milioni di dollari hanno prodotto un rapporto costi-benefici di 2,39 per i servizi pubblici, ha detto.
Anche i clienti possono trarne vantaggio
Dave Sheehan è direttore senior delle soluzioni di settore presso Uplight, un fornitore di servizi di demand response e di centrali elettriche virtuali che gestisce 8,5 GW di asset nei suoi programmi. Sheehan ha affermato che i partecipanti al programma hanno guadagnato 33 milioni di dollari in sconti e incentivi per i programmi di pubblica utilità lo scorso anno.
Per consentire questo sistema interconnesso di sistemi, regolatori, servizi pubblici e clienti devono "valutare l'intera gamma di servizi flessibili" offerti dalle risorse energetiche distribuite di proprietà dei clienti, ha affermato.
Puget Sound Energy è tra le aziende di servizi pubblici che collaborano con Uplight per aggregare e ottimizzare le risorse. L'azienda sta consolidando il successo di un sistema avanzato di gestione della distribuzione introdotto lo scorso anno, ha affermato David Landers, direttore della pianificazione dei sistemi di PSE.
"La riduzione del carico di picco di 86,9 MW del VPP quest'anno dimostra che i programmi stanno dando i loro frutti", ha affermato Landers. Ma "sapere quali stanno dando i loro frutti, quanto stanno dando e per quanto tempo lo faranno è ancora in fase di valutazione".
Altre aziende di servizi pubblici stanno sperimentando tecnologie e strumenti simili per sfruttare il valore delle risorse di proprietà dei clienti.
La New York State Energy Research and Development Authority, o NYSERDA, ha pubblicato a luglio un bando per nuove tecnologie volte a integrare meglio i veicoli elettrici nella rete elettrica.
La NYSERDA vuole portare la gestione del sistema di distribuzione "oltre i progetti pilota, verso la fase di implementazione", ha affermato Brandon Owens, Vicepresidente per l'Innovazione della NYSERDA. Le aziende di servizi pubblici necessitano di infrastrutture e protocolli sicuri e scalabili per trasmettere e ricevere dati in tempo reale e "rendere operativi i flussi di dati bidirezionali", ha aggiunto.
"Tale flusso di dati e prontezza operativa possono consentire un migliore utilizzo delle centrali elettriche, delle risorse rinnovabili e del DER aggregato come VPP", ha affermato Owens.
Può anche evitare investimenti di capitale in nuove infrastrutture e rendere l'elettricità più accessibile, ha aggiunto.
Pacific Gas and Electric lo ha sperimentato in prima persona. I sistemi DERMS e di comunicazione dell'azienda hanno consentito l'interconnessione semplificata di una stazione di ricarica di proprietà di Pepsi per 50 camion elettrici Tesla, ha affermato Alex Portilla, direttore delle innovazioni grid edge e delle piattaforme tecnologiche per l'energia pulita di PG&E.
Gli ammodernamenti infrastrutturali per evitare che il carico di picco di 5 MW della stazione sovraccaricasse il sistema di distribuzione avrebbero richiesto tre anni, con costi significativi a breve termine, ha affermato Portilla. Invece, il DERMS di PG&E ha consentito un'interconnessione flessibile , con l'accordo di Pepsi di limitare la tariffazione in base alle notifiche automatiche tramite il sistema dell'azienda di servizi pubblici, e ha permesso a Pepsi di ripartire i costi di ammodernamento su tre anni, ha aggiunto.
Il metodo storico di utilizzare l'offerta per bilanciare la domanda sta venendo trasformato da strategie volte a modificare la domanda per bilanciare il sistema.
Una delle sfide all'adozione diffusa di nuove tecnologie e mentalità è che il settore dei servizi elettrici è isolato in diversi sistemi normativi per la generazione, la trasmissione, la distribuzione e i clienti, ha affermato Brendan Pierpont, direttore della modellazione elettrica di Energy Innovations.
Pierpont ha affermato che mancano comunicazione e coordinamento tra i diversi quadri normativi e tra i diversi enti regolatori.
"Saranno fondamentali metodologie e tecnologie migliori in grado di dimostrare e valutare le prestazioni", ha aggiunto.
Secondo alcuni stakeholder, il passo successivo fondamentale del percorso è abbattere le barriere che impediscono queste innovazioni.
"Le utility e i clienti sono parti di un sistema molto più ampio, che comprende componenti di generazione, trasmissione, distribuzione e clienti", ha affermato Elizabeth Cook, vicepresidente della strategia tecnica dell'Associazione delle aziende di illuminazione Edison. Grazie alle tecnologie emergenti, queste componenti "si includono sempre più a vicenda in un sistema di sistemi".
Ma le aziende di servizi pubblici stanno solo iniziando a costruire le strutture necessarie per sfruttare appieno questa nuova tecnologia, ha affermato Cook. Per farlo, saranno necessari investimenti politici per abbattere i "silos" tra le aziende di servizi pubblici e sostituire gli incentivi alla costruzione di infrastrutture con incentivi finanziari per investire in tecnologie operative, ha sottolineato.
E "tutti questi investimenti sono vincenti", ha affermato.
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