IWB · Port of Switzerland
Strategia di sviluppo solare per il Port of Switzerland
Quattro strategie, 16 varianti, e una riduzione dei costi del 20-25% al Port of Switzerland.
Fino al 20-25% di riduzione dei costi al porto, con il cambiamento normativo identificato come il rischio dominante e l'interconnessione degli edifici come la strategia meno rischiosa.
- Cliente
- IWB · Port of Switzerland
- Settore
- Distributore di energia
- Sede
- Basel, Svizzera
- Tipo di progetto
- Strategia di sviluppo solare
- Solare
- 6'000 kWp di potenziale PV sbloccato
- Costi
- −20 a −25% vs status quo
- Strumenti
- Sympheny · Ottimizzazione MILP · Matrice di scenari · Sensibilità tariffaria
Individuare la migliore strategia di ampliamento solare e condivisione dell'energia per un sito portuale complesso e multi-stakeholder a Basilea.
Confronto di quattro strategie e 16 varianti ottimizzate in termini di ampliamento del fotovoltaico, condivisione interna dell'elettricità, stoccaggio e rischio tariffario.
Tutte le strategie hanno evidenziato risparmi rispetto allo status quo; la migliore ha raggiunto costi energetici inferiori del 20-25% con un piano di investimento per fasi.
La sfida
Il Port of Switzerland a Basilea, l’unico porto commerciale della Svizzera, si è impegnato a favore di un’infrastruttura sostenibile per la regione. Insieme al fornitore IWB e agli operatori logistici Rhenus Alpina e Ultra-Brag, il porto ha lanciato il Port Innovation Laboratory per aiutare Basilea a raggiungere il suo obiettivo di neutralità climatica entro il 2037 in un vero banco di prova industriale. Nell’ambito del piano di sviluppo, Rhenus Alpina valutava di installare un terzo impianto PV sul sito portuale, una scelta che creerebbe oltre 6 GWh di sovrapproduzione potenziale, e il consorzio voleva sapere se questo surplus potesse essere trasformato in ricavi aggiuntivi o se qualcos’altro avesse più senso.
Il sito è difficile da pianificare perché tre elementi evolvono simultaneamente. La complessità spaziale: le opzioni ad alto impatto, come la creazione di una comunità di condivisione di elettricità, richiedono di modellare la collocazione di ogni edificio da allacciare. La disponibilità delle risorse: la produzione solare intermittente deve essere messa in corrispondenza con carichi in loco molto diversi, tra cui le gru e gli edifici. E la volatilità: il mercato dell’energia evolve abbastanza spesso perché l’analisi debba coprire più scenari con diversi costi dell’elettricità e prezzi di esportazione del rinnovabile. I metodi su foglio di calcolo sono troppo grossolani per un piano integrato; gli strumenti di simulazione completa avrebbero richiesto decisioni tecnologiche che il consorzio non aveva ancora preso.
Come è stato utilizzato Sympheny
IWB e il team di Sympheny hanno condotto il progetto in quattro fasi successive: analisi dello status quo, fissazione degli obiettivi, modellazione degli scenari e presentazione delle strategie ottimali. Quattro strategie sono state definite, ciascuna basata sulla precedente: status quo, produzione in loco massima, interconnessione degli edifici, e autoconsumo massimo con batterie. Ogni strategia è stata ottimizzata contro quattro scenari (stabilizzazione dei mercati dell’energia, prezzi durevolmente elevati, energia in eccesso e approvvigionamento instabile), per un totale di 16 varianti.
- Matrice strategie-scenari: sedici varianti, ovvero quattro strategie messe alla prova contro quattro scenari di mercato dell’energia, hanno prodotto un’unica matrice di decisione che mostra il profilo di costi, investimento e rischio di ogni opzione.
- Dashboard rischi e opportunità: costi di esercizio variabili, investimento totale aggiuntivo, costi totali e scarto vs status quo per variante, allineati per confrontare opportunità e rischi a colpo d’occhio.
- Sensibilità alla rimunerazione dell’immissione: ha testato come l’economicità di ogni strategia evolve se la rimunerazione dell’immissione viene sostituita dai soli ricavi del mercato spot, facendo emergere il cambiamento normativo come il rischio dominante.
Risultato
Le quattro strategie (escluso lo status quo) offrono risparmi sui costi rispetto all’esercizio attuale, fino a circa il 20-25%. Il pieno potenziale PV di 6’000 kWp è ampiamente sfruttato in tutte le strategie tranne lo status quo. Senza interconnessione degli edifici, solo il 10% dell’elettricità prodotta viene consumato direttamente in loco; nelle strategie che includono batterie (autoconsumo massimo), le batterie sono dimensionate per coprire circa il 2-4% della domanda totale di elettricità.
La constatazione più importante è che il cambiamento normativo è il rischio dominante, e non la volatilità dei prezzi di mercato. L’ipotesi sulla rimunerazione dell’immissione ha il maggiore impatto individuale sull’economicità del PV: se solo il prezzo spot dell’elettricità contasse come ricavo, l’estensione PV sarebbe limitata a 1’900 kWp, e l’autoconsumo massimo puro sarebbe in realtà più costoso dello status quo. L’interconnessione degli edifici è la strategia che protegge il porto contro un cambiamento tariffario sfavorevole, e l’analisi identifica gli edifici da allacciare per primi rispetto a quelli che si aggiungono solo in determinati scenari. Il porto dispone ora di un piano di sviluppo a tappe che può assumere, oltre a una domanda aperta da trattare in studi futuri: estendere o meno la comunità elettrica agli operatori portuali vicini.
La matrice strategie-scenari 4 × 4 calcolata in Sympheny. Ogni strategia oltre lo status quo riduce il costo totale, con risparmi fino al 20-25%.
Le quattro strategie (escluso lo status quo) offrono risparmi sui costi fino al 20-25%. Il cambiamento normativo è il rischio dominante, e non la volatilità dei prezzi di mercato. L'interconnessione degli edifici è la strategia che protegge il porto contro un cambiamento tariffario sfavorevole.
