Smart Distribution System e Quadro Regolatorio

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1 Smart Distribution System e Quadro Regolatorio Samuele Larzeni Direzione Infrastrutture Unità Regolazione Innovativa slarzeni@autorita.energia.it Trento, 27 novembre 2015 Le opinioni dell autore contenute in questa presentazione sono espresse a titolo personale e non impegnano l istituzione per cui lavora (Codice Etico)

2 Sommario 1. Sviluppo infrastrutturale e approccio all innovazione 2. Verso lo smart distribution system 3. Nuovo periodo regolatorio: orientamenti finali Samuele Larzeni, AEEGSI 2

3 1. SVILUPPO INFRASTRUTTURALE E APPROCCIO ALL INNOVAZIONE Samuele Larzeni, AEEGSI 3

4 Attenzione al quadro internazionale ERGEG Position Paper on Smart Grids (2009) Definizione e prime riflessioni ERGEG Conclusions paper (2010) Raccomandazioni ai Regolatori nazionali CEER Status Review of regulatory (2011) Approcci regolatori alle smart grid elettriche CEER Status Review of regulatory (2014) Stato della regolazione europea, analisi costi/benefici e indicatori i prestazionali ACER/CEER Energy Regulation: A Bridge to 2025 Conclusion paper (2014) Sviluppi del settore elettrico e gas CEER Future Role of DSO Conclusion paper (2015) Sviluppi connessi alll evoluzione del sistema di distribuzione di energia elettrica e gas Samuele Larzeni, AEEGSI 4

5 Quadro strategico per il quadriennio INFRASTRUTTURE Obiettivo strategico OS.6 regolazione selettiva degli investimenti infrastrutturali e in logica output-based evoluzione della regolazione tariffaria verso benefici sistemici connessi allo sviluppo dei progetti infrastrutturali (social welfare, qualità e sicurezza del servizio, integrazione delle fonti rinnovabili), sviluppandosi secondo criteri di selettività MERCATO Obiettivo strategico OS.1 sviluppo di nuove regole di dispacciamento per la valorizzazione dei servizi che le risorse connesse alle reti di distribuzione possono fornire al bilanciamento del sistema elettrico evoluzione verso mercati elettrici più sicuri, efficienti e integrati, anche in presenza di un sempre maggiore contributo degli impianti di generazione a fonti rinnovabili, in maggior parte connessi alle reti di distribuzione Samuele Larzeni, AEEGSI 5

6 Leve regolatorie per lo sviluppo infrastrutturale Processo autorizzativo/ partecipativo Investimenti infrastrutture Fondi pubblici (nazionali / EU) Certezza del framework regolatorio Incentivi Generali Incentivi Specifici Leve del Regolatore Remunerazione base (WACC) Standard, incentivi/penali qualità Extra-WACC Incentivi Outputbased Incentivi Inputbased Samuele Larzeni, AEEGSI 6

7 Approccio all innovazione tecnologica sulle reti L AEEGSI ha avviato una serie di progetti pilota su diversi temi innovativi, con un approccio unitario al tema dell innovazione tecnologica Dimostrazione pilota: operazioni reali in rete reale (non sono prove di laboratorio) L'attenzione è sia all'efficacia (performance) che all'efficienza (costi): gli incentivi per i progetti pilota sono pagati da tutti i clienti Trasparenza delle regole: procedure, metodi di valutazione e criteri noti ex-ante Sviluppo della conoscenza e valutazione «terza» con il coinvolgimento delle migliori conoscenze: RSE, ENEA, CEI e Università (Bari, Cagliari, Milano, Padova, Pisa) Il monitoraggio continuo nel medio e lungo termine: analisi costi benefici per tutta la durata di vita dei nuovi componenti Replicabilità e diffusione delle migliori pratiche Disseminazione: pubblicazione su internet di report di avanzamento, test, misurazioni e principali risultati Obiettivo: acquisire informazioni utili per adeguare la regolazione ai nuovi scenari Samuele Larzeni, AEEGSI 7

8 Regolazione nazionale ed esperienze dimostrative concrete Accumuli delibera 43/13 66/13 574/14 Mobilità elettrica delibera 96/11 Smart Distribution System delibera 12/11 dco 255/15 dco 544/15 FRNP LARGA SCALA INFRASTRUTTURE DI RICARICA VEICOLI ELETTRICI REGOLAZIONE TENSIONE GENERAZIONE DISTRIBUITA SISTEMI STOCCAGGIO SERVIZI V-2-G DEMAND RESPONSE Reti attive AUTOMAZIONE RETE DISTRIB. MICRO GENERAZIONE DISPLAY SMART AGGREGAZIONE DOMANDA APPLICAZIONI SMART MISURATORI ELETTRONICI INFRASTRUTTURA MULTIUTILITY Capacitazione consumatori dco 232/14 dco 186/15 Smart Metering delibere 292/06 393/13 631/13 dco 416/15 SMART POWER SYSTEMS Samuele Larzeni, AEEGSI 8

9 Sviluppo selettivo delle infrastrutture: verso l output-based INPUT-BASED es. Innovazione (finora) Metrica non ancora disponibile Il regolatore ha bisogno di rapporti costi/benefici e indicatori di performance semplici Progetti dimostrativi Indici per identificare aree di rete reale critiche su cui testare le apparecchiature innovative Incentivi extra-wacc WACC +2% per 12 anni Apprendimento Processo di valutazione e selezione, monitoraggio delle performance e divulgazione dei risultati, funzionale al passaggio alla regolazione output-based. OUTPUT-BASED es. Qualità del servizio Metrica affidabile Indicatori non influenzati da variabili fuori dal controllo; guida esecutiva per la raccolta e controllo dati Baseline L incentivo output-based riferito ai miglioramenti addizionali rispetto ad una situazione base (storicamente osservabile) Valorizzazione dell Output Il valore del miglioramento addizionale dovrebbe tenere in considerazione i benefici del consumatore e della società Samuele Larzeni, AEEGSI 9

10 Approccio regolatorio all innovazione Lezioni apprese dai pilota Analisi dettagliata delle funzionalità innovative Risultati importanti per alcune funzionalità Adeguare regole mercato Adeguare copertura costi gestori Selezionare priorità Senza regole di mercato, le risorse della distribuzione non partecipano attivamente ma primi risultati possono essere raggiunti dal DSO Previsto nuovo approccio di copertura costi più neutrale (TOTEX) Regolazione Output-based per le nuove funzionalità smart Selettività degli investimenti: priorità (fonti rinnovabili e smart cities) Da definire: supporto finanziario per spingere i primi utenti «abilitati» Samuele Larzeni, AEEGSI 10

11 2. VERSO LO SMART DISTRIBUTION SYSTEM Samuele Larzeni, AEEGSI 11

12 Quinto periodo regolatorio elettrico Documenti per la consultazione Dco 5/2015/R/eel Tematica centrale: adeguatezza delle infrastrutture di rete, in particolare della distribuzione per far fronte all attuale cambiamento di paradigma del settore elettrico: nuovi utilizzi finali (es. pompe di calore, veicoli elettrici, forni ad induzione, accumuli elettrochimici, altre elettro-tecnologie efficienti) progressivo aumento degli autoconsumi minore utilizzo delle reti elettriche in termini di energia complessivamente distribuita profili di prelievo e di tensione sempre più variabili nel tempo Dco 48/2015/R/eel Proposte per la regolazione della qualità del servizio (continuità, tensione, commerciale) Dco 335/2015/R/eel Criteri per la fissazione del costo riconosciuto Samuele Larzeni, AEEGSI 12

13 Quinto periodo regolatorio elettrico Dco 255/2015/R/eel 1. Inquadramento: obiettivi e motivazioni dell intervento regolatorio 2. Benefici delle funzionalità degli smart distribution system 3. Interazioni con altre regolazioni che insistono sull attività di distribuzione 4. Primi orientamenti per la promozione selettiva degli investimenti necessari 5. Prospettive di ulteriori sviluppi innovativi Samuele Larzeni, AEEGSI 13

14 Lezioni apprese: le reti di telecomunicazione Memoria 25 settembre /2014/I/COM Risposta AEEGSI all indagine conoscitiva AGCOM concernente i servizi di comunicazione machine-to-machine (M2M) Applicazioni «M2M» (machine-to-machine) riconducibili a tre categorie: * monitoraggio (grandi volumi di dati ma tempi non critici) * controllo (per esercizio avanzato e a tendere sempre più verso gli utenti) * protezione (la più critica, con latenza dell ordine dei millisecondi) Samuele Larzeni, AEEGSI 14

15 Lezioni apprese: funzionalità degli smart distribution system Funzionalità innovativa Ruolo principale Applicabile senza comunicazione con utenti di rete Applicazion e servizi M2M 1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle risorse diffuse 2. Regolazione della tensione a livello MT 3. Regolazione della potenza attiva degli utenti della rete 4. Telescatto per la prevenzione del fenomeno isola indesiderata MT Distributore e utenti Sì Monitoraggio Distributore e utenti attivi Distributore e utenti abilitati Distributore e utenti attivi abilitati 5. Esercizio avanzato della rete MT Distributore Sì (ma serve comunicazione con elementi di rete) 6. Impiego di sistemi di accumulo per esigenze di rete Distributore Sì No No Sì (ma serve comunicazione con elementi di rete) Controllo Controllo Protezione Controllo Protezione Controllo Samuele Larzeni, AEEGSI 15

16 1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle risorse diffuse Livelli Descrizione Comunicazione Attori 1.a Stima della GD e carico con previsioni meteorologiche e dati storici integrate con il sistema di controllo della cabina primaria e con un DMS CP- CO- Terna (esistenti, da rafforzare) Distributore, Terna 1.b Correzione con sensori in CP o CS già telecontrollate + sensori Distributore, Terna 1.c Correzione con dati GD da GSE + gestore/gse Distributore, Terna, GSE 1.d Correzione con dati GD dagli impianti + comunicazione sempre attiva tra CP e utenti attivi Distributore, Terna, GSE e utenti attivi Samuele Larzeni, AEEGSI 16

17 2. Regolazione della tensione delle reti MT Livelli Descrizione Comunicazione Attori 2.a Regolazione tensione centralizzata (con algoritmo) 2.b Correzione con misure I, V linea disponibili 2.c Correzione con misure V in CS (se presenti) CP-CO (già esistente) CP-CO (già esistente) + comunicazione CS sempre attiva Distributore Distributore Distributore 2.d + Reg V locale utente attivo (all interno della capability) CP-CO (già esistente) Distributore e utenti 2.e + Reg V locale utente attivo + invio set point Q (senza modificare P) + comunicazione sempre attiva tra CP e utenti attivi Distributore e utenti Samuele Larzeni, AEEGSI 17

18 Esempio «livelli di complessità»: regolazione tensione Linea Caso Base Programma P3 Programma P3 + IRE Limite termico [MW] Limite tensione [MW] Limite termico [MW] Limite tensione [MW] Aumento rispetto caso base (%) Limite tensione [MW] Limite termico [MW] Aumento rispetto caso base (%) Carpinone % - - 0% Sessano % - - 0% Colle Breccione % - - 0% Pesche % % Pescolanciano % % Fontecurelli % % Polverone % % Pescorvara % - - 0% S. Domenico % % Santa Maria % % TOTALE [MW] % % «Caso Base»: senza funzionalità smart «Programma P3»: primo livello di complessità (senza comunicazione con GD) «Programma P3+IRE»: Secondo livello di complessità (con comunicazione con GD) Un beneficio rilevante può essere estratto anche al primo livello di complessità Samuele Larzeni, AEEGSI 18

19 3. Regolazione della potenza attiva degli utenti della rete Livelli Descrizione Comunicazione Attori 3.a Invio segnale P per servizi di dispacciamento (regolazione secondaria e terziaria e superamento fit&forget ) CP-CO-Terna (esistente, da adeguare) CP-Utenti abilitati Distributore e utenti della rete e Terna 3.b Servizi innovativi di prevenzione o mitigazione emergenze (funzionamento in isola intenzionale) Come sopra Distributore, utenti della rete e Terna Samuele Larzeni, AEEGSI 19

20 4. Telescatto per prevenzione dell isola indesiderata Livelli Descrizione Comunicazione Attori 4.a Invio di un segnale di telescatto impianto (presenza guasto sulla linea MT o, in futuro, BT) CP-CO (già esistente) CP- utenti della rete (livelli di latenza della comunicazione molto sfidanti!) Distributore e utenti attivi abilitati Samuele Larzeni, AEEGSI 20

21 5. Esercizio avanzato della rete MT Livelli Descrizione Comunicazione Attori 5.a Rilevazione guasto + invio/ricezione segnale di blocco (protocollo IEC 61850) + esercizio evoluto della rete MT (riconfigurazione automatica della rete, ecc.) CP-CO (già esistente) CP-CS (esistente, da rafforzare livelli di latenza) Distributore 5.b + coordinamento con protezioni utente + CP-utente Distributore e utenti abilitati Samuele Larzeni, AEEGSI 21

22 6. Impiego di sistemi di accumulo per esigenze di rete Livelli Descrizione Comunicazione Attori 6.a Esercizio di sistemi di accumulo elettrochimico dell energia nella disponibilità del distributore CP-CO (già esistente) CP-SdA diffusi (dipende dal servizio!) Distributore Samuele Larzeni, AEEGSI 22

23 Evitare segnali regolatori contrastanti: altre regolazioni Funzionalità smart 1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle risorse 2. Regolazione della tensione a livello MT 3. Regolazione della potenza attiva degli utenti della rete 4. Telescatto per la prevenzione del fenomeno isola indesiderata 5. Esercizio avanzato della rete MT 6. Impiego di sistemi di accumulo per servizi di rete Principali interazioni con altre regolazioni Per tutti i livelli 1.a 1.d Procedura RIGEDI Art. 6 Allegato A70 Per tutti i livelli 2.a 2.e Regolazione perdite e energia reattiva Regole tecniche di connessione Dispacciamento Da approfondire: emergenze / vulnerabilità Funzioni di sblocco voltmetrico introdotte con l Allegato A.70 Regolazione incentivante della qualità del servizio Da approfondire Dispacciamento Qualità della tensione Priorità dell intervento Possibile Regolazione output-based Possibile Regolazione output-based Da posporre alla definizione di regole di dispacciamento Non prioritario per presenza soluzione alternativa già implementata Già catturato da incentivi per qualità del servizio, con possibili integrazioni per le aree urbane Possibili interventi basati su priorità locali da valutare caso per caso (vd criteri) Samuele Larzeni, AEEGSI 23

24 3. NUOVO PERIODO REGOLATORIO: ORIENTAMENTI FINALI Samuele Larzeni, AEEGSI 24

25 Smart Distribution System: orientamenti finali Dco 544/2015/R/eel Orientamenti finali Criteri per la definizione delle tariffe per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell energia elettrica nel quinto periodo regolatorio PARTE V - PROMOZIONE SELETTIVA DEGLI INVESTIMENTI Investimenti per evoluzione delle reti di distribuzione in Smart distribution systems Aree ad elevata penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile Aree urbane Samuele Larzeni, AEEGSI 25

26 SDS in aree ad elevata penetrazione di FER Promozione degli investimenti: criteri per la selezione delle funzionalità Analisi costi/benefici positiva esiste un potenziale beneficio netto derivante dallo sviluppo di funzionalità anche a minor livello di complessità DSO facilitatori neutrali del mercato (senza precludere la competizione) le funzionalità possono essere realizzate dai distributori in modo aperto e senza precludere il ruolo attivo che gli utenti della rete potranno svolgere, una volta definite le nuove regole dei mercati dei servizi di flessibilità, secondo le linee guida che stanno emergendo in sede europea Identificabili metriche oggettive, ma semplici (output based) e selettività degli interventi (concentrati su aree elettriche prioritarie) Orientamenti finali: confermate le funzionalità - Osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT - Regolazione di tensione su reti MT Risposte dco 255/2015: condiviso Samuele Larzeni, AEEGSI 26

27 Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-1 OSS-1 livello base Scambio dati e misure fra distributore e Terna Obiettivo del distributore Messa a disposizione a Terna in tempo reale di misure disponibili in cabina primaria (finalizzate a migliorare la stima della potenza generata da GD in tempo reale) Misure: tensione di sbarra, corrente in tempo reale Dove: linee MT dedicate che collegano esclusivamente un produttore puro a fonte rinnovabile, i cosiddetti impianti GDTEL (almeno una per cabina primaria) Altri dati: lunghezza delle linee interessate e altri parametri elettrici Tempo reale: possibilmente ogni 20 secondi, o almeno ogni minuto Samuele Larzeni, AEEGSI 27

28 Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-2 Distributore OSS-2 livello più avanzato (2a+2b) Invio stime della produzione da distributore a Terna Obiettivo del distributore (output) Messa a disposizione a Terna in tempo reale di stime accurate della produzione distribuita suddivisa per fonte e per cabina primaria Indice accuratezza delle stime (requisito minimo): dell ordine del +/-10% Tempo reale: almeno ogni 20 secondi Come può essere ottenuto Utilizzo di modelli di previsione meteorologica che integrano opportunamente: dati storici di generazione convenzionale e carico misure già disponibili al distributore informazioni da sensori installati in cabina primaria o in cabina secondaria dove sia già presente la comunicazione necessaria a raccogliere tale segnale Samuele Larzeni, AEEGSI 28

29 Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-2 Terna Risposta Terna al dco 255/2015: «la regolazione della tensione sulle reti di distribuzione non può prescindere dal coordinamento con quanto effettuato sulla rete di trasmissione» OSS-2 livello più avanzato Scambio dati da Terna al distributore E necessario un ruolo attivo sia del distributore, sia del gestore della rete di trasmissione nazionale. Obiettivo di Terna (output, requisito minimo) Obiettivo del distributore OSS-2 raggiunto Messa a disposizione ai distributori, d intesa con gli stessi, almeno dei dati di tensione e potenza di corto circuito lato RTN Obbligo di rendere nota ogni anno la modalità di utilizzo dei dati forniti dal distributore per l approvvigionamento dei servizi di riserva Samuele Larzeni, AEEGSI 29

30 Regolazione di tensione su reti MT: REGV-1 REGV-1 livello base Regolazione avanzata del variatore sotto-carico Obiettivo del distributore (output, requisito minimo) Effettivo utilizzo di un sistema di regolazione avanzato del variatore sotto-carico dei trasformatori AT/MT di cabina primaria e di algoritmi per la definizione in tempo reale della tensione ottimale di sbarra MT Algoritmi per la tensione ottimale di sbarra (requisito minimo) a. Adeguata modellizzazione della rete di distribuzione in tempo reale (stato interruttori) b. Calcoli dei flussi di rete in tempo reale (correnti, potenze attive e reattive, tensioni in modulo e fase) c. Utilizzo dei dati storici delle misure disponibili dai misuratori elettronici per la taratura del modello d. Processamento delle misure in tempo reale disponibili in cabina primaria (tensione di sbarra e valore di corrente in partenza ad ogni linea) e. Stato di eventuale inibizione del variatore sotto-carico o altri vincoli determinati dalla rete di trasmissione Samuele Larzeni, AEEGSI 30

31 Valorizzazione degli output Incentivi ( senza penalità) Internalizzazione di quota parte del beneficio di sistema (benefit-sharing) Dove: CP Per ogni cabina primaria in cui sia stato realizzata la funzionalità OSS-1, OSS-2, REGV-1 Metrica OSS: MW FER Potenza efficiente installata di generazione a fonte rinnovabile sottesa alla cabina primaria in assetto di rete standard Metrica REGV: MVA Potenza nominale di trasformazione di cabina primaria Samuele Larzeni, AEEGSI 31

32 Impatto proposte Funzionalità Incentivo (% Beneficio netto) OSS-1 DSO 8-10% Indicatore di priorità Impatto stimato nel periodo [milioni di euro] Beneficio Costo netto Stima in corso DSO 8-10% Inversione di flusso CP maggiore o uguale all 1% OSS del tempo annuo: si TSO 2% stima circa 30% delle CP 31 REGV-1 DSO 10% Samuele Larzeni, AEEGSI 32

33 Revisione del meccanismo incentivante e analisi future Analisi REGV-2 Coinvolgimento delle cabine secondarie per la regolazione di tensione Attivazione della funzionalità di regolazione locale già prevista dalla norma CEI 0-16 Affinamento della metrica in relazione agli specifici livelli di tensione e al numero e lunghezza delle linee con vincolo di tensione prevalente sottese alla cabina primaria Revisione del valore dell incentivo e delle stime relative Enforcement Controlli su congruità dati ed effettivo utilizzo/vantaggi (hosting capacity liberata) Revisione meccanismo incentivante Si riserva la possibilità di adeguare, anche in riduzione, i livelli di incentivo unitario qualora i primi sviluppi di roll-out generino risultati inferiori alle aspettative Come principio, livelli di incentivazione più elevati dovrebbero comportare anche l attivazione di meccanismi di penalità ( integrati nel modello TOTEX) Samuele Larzeni, AEEGSI 33

34 SDS in Aree Urbane Risposte distributori operanti in aree urbane dco 255/2015: Confermato interesse verso funzionalità di esercizio avanzato della rete MT, che si ritiene già promosso dalla regolazione della qualità del servizio Evidenziata tematica rifacimento colonne montanti (legata alla riforma tariffa domestica e richieste di aumento di potenza ) Situazione ad oggi Obbligo del distributore adeguare e mantenere in sicurezza gli impianti Incentivo alla sostituzione delle colonne montanti ammortizzate (prima del 1980) Orientamenti finali Favorire l ammodernamento delle colonne montanti vetuste in logica future proof Aggiunta di prescrizioni sull adeguamento alle norme o al progresso tecnologico attualmente previste in sede di contratto di trasporto (modifica del TIC) Valutare meccanismi premi/penali legati a piani di bonifica Samuele Larzeni, AEEGSI 34

35 Piani di bonifica delle colonne montanti Criteri per l approvazione di piani di bonifica dei distributori da definire Selettività - Individuazione dei casi di maggior gravità Comprendere l entità effettiva del fenomeno, il costo delle azioni necessarie, nonché l aumento di capacità attesa delle colonne montanti bonificate rispetto alla capacità attualmente disponibile negli stessi impianti Indicare condizioni per assicurare tutela della concorrenza lato utente Durata non superiore a tre/quattro anni Approvazione con silenzio-assenso Budget massimo di costi compensativi Quantificazione funzione della rilevanza del piano (numero utenze/stabile) Utilizzabile per finalità di interesse collettivo connesse al rifacimento delle colonne montanti (es. campagne mirate di sensibilizzazione e promozione della sicurezza elettrica degli impianti di utenza) Samuele Larzeni, AEEGSI 35

36 Meccanismi premi/penali legati a piani di bonifica Incentivo Correlato alla differenza di capacità tra prima e dopo gli interventi di bonifica inclusi nel piano (output espresso in kw complessivi nell area urbana interessata) e al raggiungimento degli stati di avanzamento del piano di bonifica Penalità A conclusione del piano, nel caso di richieste di aumento di potenza posposte o non accolte e di cui il distributore non sia in grado di dimostrare di aver compiuto ogni possibile azione per effettuare l intervento di bonifica Attese proposte in merito a criteri selettivi corredate da valutazioni, anche preliminari, di tipo costo/beneficio, che possano essere alla base della quantificazione dell incentivo e delle penalità Samuele Larzeni, AEEGSI 36

37 Progetti pilota «Isole non interconnesse rinnovabili» Oggetto Progressiva copertura del fabbisogno isole non interconnesse (escluse quelle di prossima interconnessione) con produzione da fonte rinnovabile di cui al decreto legge Destinazione Italia Prime proposte 1. Integrazione di impianti di generazione alimentati a fonti rinnovabili 2. Sviluppo di programmi di gestione integrata dei maggiori carichi 3. Installazione e gestione ottimizzata sistemi e apparati per garantire la flessibilità Risposte dco 255/2015: condiviso e suggeriti altri spunti da valutare Modalità di remunerazione Verranno definite dall Autorità tenendo conto anche delle modifiche nella remunerazione dei gestori del sistema isolano a seguito delle indicazioni del decreto legge n. 91/2014 Samuele Larzeni, AEEGSI 37

38 Progetti pilota «Smart City» Risposte dco 255/2015 sperimentazioni smart distribution system BT: intercettare esigenze aree urbane Obiettivo Proposta dco 544/15 «Attuazione del paradigma smart city» Requisiti prime proposte Aree urbane densamente popolate (popolazione minima abitanti) Logiche innovative di gestione della rete BT, gestione avanzate dei contatori di seconda generazione in integrazione con tecnologie di comunicazione avanzate e con la sperimentazione di soluzioni multiservizio (es. smart water grid, integrazione con sistemi di mobilità avanzata) Raggruppamenti Distributori di energia elettrica + esercenti locali servizi di pubblica utilità coinvolti + amministrazioni comunali interessate Incentivo: funzione degli output innovativi in grado di dimostrare in selezione Priorità: accreditamento programmi europei sul tema smart cities e minimizzazione del contributo a carico del sistema Samuele Larzeni, AEEGSI 38

39 Sicurezza Cibernetica: monitorare le attività delle imprese Interdipendenza fra reti e più punti di vulnerabilità (SCADA, ma anche sensori!) Dalla consultazione 255/15: (1) Monitoraggio delle imprese regolamentate: utile per promuovere le migliori pratiche (2) Livello minimo di requisiti di sicurezza: meno costoso di un adeguamento (retrofit) (3) Segnali di mercato: possono non essere sufficienti (benefici esterni alle imprese) Prossimi passi Cooperare con Istituzioni incaricate (Presidenza del Consiglio) e imprese Armonizzare terminologia Monitorare le attività delle imprese dei settori regolati - richiesta di report periodici - pubblicazione dati e confronti per promuovere le migliori pratiche : «SELF-REGULATION» «PEER REVIEW» Samuele Larzeni, AEEGSI 39

40 Accumulo elettrochimico: gestione/proprietà DSO Reti di distribuzione: ammissibilità dei sistemi di accumulo elettrochimici Oggi: Non riconosciuti in tariffa (salvo sperimentazioni approvate dall Autorità) Regolati lato utente «Integrazione dei sistemi di accumulo di energia elettrica» (delibera 574/14) 1 fase temporanea con metodologia analisi costi/benefici - riconosciuti solo se approvati dall Autorità (criteri da definire, ma necessarie osservabilità e regolazione della tensione in MT) 2 fase con regole dispacciamento locale se non è servizio a mercato Prossimi passi Risposte dco 255/2015: attenzione al mercato - Individuazione cluster omogenei per reti/generazione/domanda cui associare valori attesi di rapporti costi/benefici - Definizione metodologia analisi costi/benefici (semplificata per BT) - Approvazione metodologia condivisa con gli operatori (consultazione) Samuele Larzeni, AEEGSI 40

41 Accumulo elettrochimico: approccio proposto Sono state definite regole per la partecipazione delle risorse diffuse al mercato dei servizi di dispacciamento? E connesso in media tensione? no (BT) Metodologia semplificata Analisi C/B no sì (MT) Analisi costi/benefici presentata dal distributore (secondo metodologia approvata ex-ante) è positiva? sì AMMESSO Sono presenti «Osservabilità» & «Regolazione V» sì no no sì (esistono regole) no Caratteristiche sistema: si configura come servizio a mercato? sì NON PERMESSO Samuele Larzeni, AEEGSI 41

42 Smart distribution system: infrastrutture e mercato Approccio integrato infrastrutture e mercato, con futuro coinvolgimento degli utenti sulla base di segnali di prezzo estesi alle risorse connesse alle reti di distribuzione RISPOSTE DCO 255/2015: CONDIVISO Conferma - orientamenti finali dco 544/2015 «Potranno coesistere, anche in futuro, un ruolo dell impresa distributrice come facilitatore neutrale del mercato con particolare riferimento alle risorse non abilitate connesse alla propria rete e un ruolo del venditore (come utente del dispacciamento) o dell aggregatore per la fornitura di servizi a condizioni di mercato per le risorse abilitate» Samuele Larzeni, AEEGSI 42

43 Riforma Dispacciamento Elettrico: delibera 393/2015 Progetto interdirezionale RDE (riforma del dispacciamento elettrico) Delibera 393/2015/R/eel Riforma organica della regolazione del servizio di dispacciamento energia elettrica Obiettivo riforme entro 2016: Compatibilità riforma nazionale con contesto internazionale (codice di rete europeo bilanciamento elettrico Comitologia prevista primi mesi 2016) Stabilità nel tempo UNA SFIDA PER LA RETE E PER IL REGOLATORE! Samuele Larzeni, AEEGSI 43

44 Importanti passi avanti verso la «regolazione smart» 1. Regolazione basata sugli output è la schiave verso una regolazione innovativa che combina efficienza ed efficacia 2. Priorità e selettività sono necessarie per assicurare rapporto costo/opportunità dello sviluppo delle infrastrutture innovative 3. Analisi costi/benefici è la base per incentivi che trasferiscono parte delle esternalità positive di sistema al distributore 4. Processo di apprendimento per costruire una regolazione robusta, vista l'incertezza e i rischi delle nuove applicazioni tecnologiche 5. La flessibilità rimane un obiettivo che richiede nuove regole di dispacciamento, standardizzazione e servizi di telecomunicazione Samuele Larzeni, AEEGSI 44

45 Importante coinvolgimento del «Sistema Italia» L Autorità esprime profondo apprezzamento per il lavoro svolto e l impegno profuso da tutte le persone coinvolte dalla sperimentazione. Nell impossibilità di ringraziare individualmente, si desidera in particolare segnalare il personale delle imprese di distribuzione che ha seguito i progetti pilota tenendo i contatti con l Autorità (Fiori e Francucci di A.S.SE.M., Pisciotta e Tallei di ASSM, Fasciolo, Lucchini, Martinazzi e Pluda di A2A Reti Elettriche, Carta, Liotta e Zendri di ACEA Distribuzione, Loperfido e Paulucci di ASM Terni, Bianchin e Perron di DEVAL, Alagna, Consiglio, Di Lembo, Di Napoli, Lombardi, Massimiano e Petroni di ENEL Distribuzione), i professori e ricercatori universitari che hanno fornito contributi tecnici e scientifici sia in fase di valutazione che di disseminazione (La Scala del Politecnico di Bari, Borghetti dell Università di Bologna, Pilo dell Università di Cagliari, Delfino dell Università di Genova, Pelacchi dell Università di Pisa, Turri e Fellin dell Università di Padova, Ippolito dell Università di Palermo, Capone, Delfanti, Falabretti, Merlo, Olivieri del Politecnico di Milano), nonché altri esperti (Timò del CEI, Sica di FederUtility, De Nigris e Celi di RSE, Carlini e Giannuzzi di Terna, e Denti, Graditi, Noia e Pigini coinvolti come esperti nella fase di predisposizione dei progetti) e tutte le altre persone, anche delle imprese fornitrici di apparati e servizi, che sono state a vario titolo coinvolte nella realizzazione dei progetti e di cui non è possibile indicare qui i nomi Allegato 1, documento di consultazione 255/2015/R/eel, 29 maggio 2015 Samuele Larzeni, AEEGSI 45

46 Operatori > elettricità > smart grid Grazie per l attenzione! Domande? ing. Samuele Larzeni - AEEGSI slarzeni@autorita.energia.it