Il cambio di paradigma della generazione elettrica impone un ripensamento integrale del modello operativo del mercato e del sistema elettrico (inter)nazionale: nuove tecnologie, nuovi modelli organizzativi, nuovi servizi e nuovi operatori. L’obiettivo del convegno è quello di analizzare e dibattere con gli operatori tutti quegli aspetti che partecipano a diversi livelli al cambio di paradigma: generazione distribuita, smart grid, sistemi di accumulo, smart cities e smart buildings.

1. INTERVENTI REGOLATORI PER
L'INTEGRAZIONE DELLE FONTI
RINNOVABILI NEL SISTEMA ELETTRICO:
Smartgrid, Storage, Autoconsumo e Mercato
Luca Lo Schiavo e Gervasio Ciaccia
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Rimini, conferenza ANIE
8 novembre 2013
1

2. RINNOVABILI:
LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (1/2)
Impianti
FRNP
potenza
connessa
[GW]
24,5
19,7
16,4
PhV
12,8
Wind
9,3
6,0
2,8
1,6
4,0
0,4
1,9
1,6
1,9
2,7
2005
2006
2007
3,5
2008
3,5
1,1
4,9
5,8
2009
2010
8,1
7,0
2011
2012
Sistema elettrico nazionale:
51 GW (picco), 22 GW (valle)
Autorità per l’energia elettrica e il gas
2

3. RINNOVABILI:
LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (2/2)
Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi
Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti
Impianti eolici
GWh
95.000
Impianti fotovoltaici
Impianti geotermoelettrici
Impianti idroelettrici
90.000
85.000
80.000
75.000
70.000
65.000
60.000
55.000
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Sistema elettrico nazionale: 330 TWh
Autorità per l’energia elettrica e il gas
3

4. GLI EFFETTI DELLA
TRASFORMAZIONE: IMPATTO
SULL’ESERCIZIO DEL SISTEMA (1/2)
2010
2013
Giorni lavorativi
Giorni lavorativi
Giorni festivi
Giorni festivi
4

5. GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE:
IMPATTO SULL’ESERCIZIO DEL SISTEMA (2/2)
Riduzione del carico residuo
• difficoltà di gestione in sicurezza del sistema, riduzione dell’inerzia del
SE, difficoltà di approvvigionamento dei margini di riserva.
Ripidezza delle rampe diurna e preserale
• azioni rapide di bilanciamento con impianti con elevata capacità di
modulazione, tempi rapidi di risposta e trascurabili vincoli di permanenza
in servizio.
Intermittenza
• maggiore difficoltà nella previsione dei fabbisogni residui, maggiori
margini di riserva, maggiore flessibilità degli impianti per rispondere ai
più frequenti e rapidi transitori, maggiori azioni di bilanciamento in
tempo reale, maggiori necessità di monitoraggio in tempo reale del SE.
Mercati
• modifica dell’andamento dei prezzi orari, maggiore volatilità dei prezzi,
riduzione media dei prezzi su MGP ed incremento di quelli MSD,
maggiori sbilanciamenti, revisione degli attuali modelli di mercato
GD e inversione dei flussi
• Numerosità, revisione dei servizi di sistema da fornire, revisione dei
sistemi di difesa, revisione della logica delle protezioni, criticità sulla QoS
Autorità per l’energia elettrica e il gas
5

6. GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE:
IMPATTO SULLE RETI DI DISTRIBUZIONE
Indicatore di criticità:
ore annue con flusso inverso di potenza
6

7. Integrazione delle FRNP nel mercato =
azioni di convergenza
CAPACITÀ DI
INTEGRAZIONE
della
INTEGRAZIONE
NEL MERCATO
PRODUZIONE
SVILUPPO
DELLA
RETE
ELETTRICA
MODALITA’ DI
GESTIONE DEL
SISTEMA ELETTRICO
(Dispacciamento)
7 di 10
7

8. LE AZIONI SULLE INFRASTRUTTURE
Autorità per l’energia elettrica e il gas
8

9. ERGEG SMART GRIDS POSITION PAPER
final recommendations (2010)
– Ensure stable regulatory
framework and long-term
return on Investments
– Decouple profits and volume
for grid operators
– Introduce output regulation:
value for money of users
– Improve consumer
awareness for energy use
and market opportunities
– Incentivise innovative
solutions (demonstration)
Autorità per l’energia elettrica e il gas
– Perform societal cost-benefit
assessment
– Disseminate the results and
lessons learned from the
demonstration projects
– Adopt open protocols and
standards for interoperability
– Distinguish grid-related
activities vs market-related
ones
– Learn from best regulatory
practices
9

10. INIZIATIVE SPERIMENTALI
PROMOSSE DA AEEG: SMART GRID
• RETI ATTIVE DI DISTRIBUZIONE:
– Definizione di requisiti minimi e criteri (rapporto
benefici/costi, in parte quantitativo e in parte qualitativo)
– Selezione progetti dimostrativi (8 progetti da 7 imprese)
– Obiettivo: raccogliere elementi per definire la regolazione
incentivante di tipo “output-based”
– Gestione della sperimentazione: varianti di progetto;
cancellazione di un progetto
– Relazioni semestrali
– Prossima pubblicazione sul sito internet di relazioni
intermedie (disseminazione)
– Prossima giornata di studio orientata alla disseminazione
tra le imprese distributrici: 28 novembre 2013 (Milano)
Autorità per l’energia elettrica e il gas
10

11. DELIBERA ARG/elt 39/10
– Con la delibera ARG/elt 39/10 viene avviato un
processo di selezione di progetti pilota:
– rappresentino una concreta dimostrazione in campo
su reti di distribuzione in MT in esercizio;
– interessino una porzione di rete MT attiva: linee MT
che presentano contro-flussi di energia attiva per
almeno l’1% dell’anno;
– prevedano un sistema di controllo/regolazione della
tensione della rete e un sistema di registrazione
automatica degli indicatori tecnici rilevanti;
– utilizzino protocolli di comunicazione non proprietari;
– I progetti selezionati avranno diritto all’incentivo
∆-WACC (2% per 12 anni sui cespiti entrati in esercizio)
Autorità per l’energia elettrica e il gas
11

12. Psmart: INDICATORE DI HOSTING CAPACITY
(beneficio principale delle smart grid)
Vcontrol
PDG
HV
1% of time
MV
Psmart
Rete attiva + storage
latenza 200 ms
MV
LV
MV
LV
Rete attiva – latenza 200 ms
“intertrip” (no islanding indesid.)*
Rete attiva – latenza 10-20 s
regolazione remota di tensione
Min. Load
Rete passiva: flusso inverso
(da MT a AT) per <1% del tempo
PDG= 0
Psmart è l’incremento di potenza attiva di GD
(generazione distribuita) che può essere connessa al
di sopra del livello minimo (Min.Load = carico
minimo) grazie a investimenti di “smartizzazione”
in condizioni sicure di corrente, tensione e frequenza
* Molto critico in Italia
per via delle richiusure
rapide (400ms)
12

13. INNOVAZIONE: FUNZIONALITA’
DELLE SMART GRID
Funzionalità principali per assicurare il
rispetto dei limiti di:
Latenza
dei segnali
• corrente: modulazione della potenza attiva per
emergenze relative ai limiti di corrente(minuti)
• tensione: modulazione della potenza reattiva
per mantenere la tensione nei limiti (decine di
secondi)
• frequenza: dialogo tra distributore e DG per
identificare il tipo di perturbazione (guasto
locale o transitorio globale di frequenza)
evitando l’islanding indesiderato (centinaia di
millisec.)
13

14. LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
Autorità per l’energia elettrica e il gas
14

15. LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
Cosa è stato fatto:
• le delibere ARG/elt 4/10 e ARG/elt 5/10 e gli
Allegati A6, A13 e A17 al CdR;
• la delibera 84/2012/R/eel, le norme CEI 0-16 e
CEI 0-21 e gli Allegati A68 e A70 al CdR ;
• la delibera 344/2012/R/eel, l’Allegato A 72 al CdR
e i lavori del CEI sul teledistacco;
• la delibera 281/2012/R/eel
Cosa si deve ancora fare
• Completare la definizione dei servizi che le FERNP
e la GD possono/devono erogare e delle modalità
con le quali vengono erogati
Autorità per l’energia elettrica e il gas
15

16. LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI
DELL’ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO
Autorità per l’energia elettrica e il gas
16

17. LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI
DELL’ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO
Cosa è stato fatto:
• la delibera ARG/elt 98/11;
• la delibera 46/2013/R/eel che ha introdotto modifiche alla
struttura delle offerte su MSD per renderle più prossime ai
costi sottostanti;
• la deliberazione 231/2013/R/eel sulla remunerazione della
regolazione primaria di frequenza;
• il dco 508/2012/R/eel sui servizi di flessibilità;
• il dco 368/2013/R/eel sulla riforma degli sbilanciamenti
effettivi.
Cosa si deve ancora fare
• Completare la riforma del MSD permettendo anche alle
FERNP di poter partecipare ai mercati dei servizi di
dispacciamento.
Autorità per l’energia elettrica e il gas
17

18. IL DCO 354/2013/r/eel: possibili
modelli di dispacciamento su reti di
distribuzione
Modello 1 “Dispacciamento
Centralizzato Esteso”
Modello 2 “Dispacciamento
Locale del DSO”
Modello 3
“Profilo di
scambio AT/MT
programmato”
Autorità per l’energia elettrica e il gas
18

19. Sperimentazioni di sistemi di accumulo
Autorità per l’energia elettrica e il gas
19

20. Caratteristiche dei progetti pilota
SdA energy
Autorità per l’energia elettrica e il gas
20

21. PROSSIMI INTERVENTI SUI SISTEMI DI STORAGE
• Schemi di misura del CEI e regolazione del servizio di
misura;
• Compatibilità dei sistemi di accumulo con i sistemi di
incentivazione e i regimi di cessione amministrati (SSP,
RID);
• Piccole modifiche regolatorie alla regolazione delle
connessioni e del dispacciamento per tener conto dei
sistemi di accumulo;
• Aggiornamento delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 al fine di
definire i diversi servizi di rete che gli accumuli
possono/devono essere in grado di erogare al fine di poter
essere connessi alle reti;
• Sviluppo di una regolazione finalizzata alla remunerazione
dei servizi offerti
Autorità per l’energia elettrica e il gas
21

22. ALTRE FORME DI AUTOCONSUMO
L’autoconsumo virtuale
• lo scambio sul posto
L’autoconsumo fisico
• i SSPC: SEU, SESEU, AA, SLD
Autorità per l’energia elettrica e il gas
22

23. Grazie per l’attenzione
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Piazza Cavour, 5
20121 Milano
mercati@autorita.energia.it
infrastrutture@autorita.energia.it
www.autorita.energia.it

24. Modello 1 “Dispacciamento Centralizzato Esteso”

25. Modello 2 “Dispacciamento Locale del DSO”

26. Modello 3 “Profilo di scambio AT/MT programmato”