Smart Grid. Le reti elettriche di domani

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1 Presentazione del volume Smart Grid. Le reti elettriche di domani Dalle rinnovabili ai veicoli elettrici il futuro passa per le reti intelligenti Sintesi degli interventi Camera dei Deputati - Palazzo Marini Sala Colonne Roma 25 maggio 2011

2 Programma Saluti Marcello RAIMONDI Fondazione EnergyLab - Presidente Presentazione del volume Andrea SILVESTRI Politecnico di Milano Maurizio DELFANTI Politecnico di Milano Massimo GALLANTI RSE - Direttore Dipartimento Sviluppo Sistema Elettrico Ne discutono Marcello CAPRA Ministero Sviluppo Economico, Dipartimento Energia Direzione Generale Livio GALLO ENEL Distribuzione Amministratore Delegato Roberto MALAMAN Autorità Energia Elettrica e Gas Direttore Generale Piero MARANESI RSE Presidente Pierfrancesco ZANUZZI TERNA Responsabile della pianificazione degli investimenti Carlo MEAZZI Rappresentante CISL del settore elettrico Modera Silvio BOSETTI Fondazione EnergyLab Direttore Generale 2

3 Silvio BOSETTI Fondazione EnergyLab Direttore Generale La presentazione del volume Smart Grid. Le reti elettriche di domani, studio promosso dalla Fondazione EnergyLab e realizzato dagli esperti del Laboratorio Smart Grid, è un importante occasione per approfondire una questione di grande attualità e dalle molteplici ripercussioni sul settore elettrico e non solo. Inoltre, è una maniera per far dialogare gli esperti autori del volume con i rappresentanti delle istituzioni, con gli operatori del settore e delle imprese sul futuro dell innovativa tecnologia delle Smart Grid nel nostro Paese e dello sviluppo delle reti elettriche in generale. Marcello RAIMONDI Fondazione EnergyLab Presidente L incontro di oggi ha come oggetto la presentazione di un approfondito studio sulle reti elettriche intelligenti. Un tema importante e centrale per il settore dell'energia elettrica. Il nostro Paese ha deciso di occuparsene seriamente a tutti i livelli. Permettetemi nel mio breve intervento di individuare alcuni attori e riconoscerne l'impegno. Parto dalle istituzioni, con il Ministero dello Sviluppo Economico in prima fila, anche nei suoi progetti internazionali (a cominciare da Stati Uniti e Corea). Il regolatore nazionale (Autorità per l Energia Elettrica e il Gas) ha già immaginato i primi modelli economici e incentivato alcune reti pilota. C'è il Gestore dei Servizi Energetici, chiamato a far funzionare un sistema elettrico sempre più complesso e articolato. Le imprese elettriche di trasporto e distribuzione con Enel e Terna sono partite e collaborano a livello europeo con le maggiori utility. Anche le utility locali se ne occupano con professionalità. C'è quindi il settore industriale a cominciare da ANIE, interessato per la componentistica, gli apparati e le installazioni. Si può immaginare uno scenario economico con investimenti fino a 20 miliardi. Non voglio dimenticare il settore della Ricerca, con Enea, l'rse e le Università tecniche. Anche qui, sebbene ancora con 3

4 scarse risorse, siamo decisamente un treno in corsa. Ma per finire bisogna anche sottolineare il nuovo mercato che si crea, da quello dei veicoli elettrici a quello degli elettrodomestici telecomandati! Perciò, concorderete, ben venga uno studio che mette ordine e indica prospettive in questo importante scenario. Grazie agli accademici dell'energylab. Avete non solo realizzato uno studio, ma avete messo insieme una comunità di interessi. Nuove tecnologie impongono anche cooperazione, soprattutto nelle fasi di sperimentazione, definizione di standard e creazione di un mercato. La Regione che rappresento, la Lombardia, è disposta a collaborare con progetti dimostrativi e ogni iniziativa funzionale allo sviluppo delle Smart Grid. Non perdiamo questa sfida! Andrea SILVESTRI Politecnico di Milano Il volume è frutto dell attività del Laboratorio Smart Grid di EnergyLab, luogo di lavoro e incontro delle diverse competenze che gravitano intorno alla Fondazione. L obiettivo del Laboratorio è l approfondimento del tema dell evoluzione delle reti elettriche nel futuro sistema energetico, con particolare attenzione alla rete di distribuzione, destinata a divenire attiva. Il Laboratorio Smart Grid di EnergyLab include i più importanti organismi di ricerca pubblici milanesi, che già operano sulle Smart Grid. Gli attori sono i membri del Comitato Scientifico, a sua volta formato dagli Organismi di Ricerca attivi sul territorio. In dettaglio sono: il Politecnico di Milano, RSE, IEFE- Università Commerciale Luigi Bocconi e l Università degli Studi di Milano. Il Laboratorio si pone come luogo di scambio di esperienze tra gli esperti del settore, come un punto di riferimento per i soggetti interessati al tema, come l occasione per disseminare la conoscenza e come l opportunità di trasferimento tecnologico e avvio di iniziative dimostrative sul territorio. Le attività promosse prevedono il coinvolgimento dei principali stakeholder nazionali attraverso la partecipazione a incontri su specifiche tematiche, denominati Tavolo degli Esperti. Questi appuntamenti assicurano l indirizzo del programma e promuovono le iniziative di divulgazione attraverso un confronto sistematico e strutturato. Quasi 40 soggetti hanno dichiarato il loro interesse a parteciparvi. Tra di essi ci sono i Soci della Fondazione EnergyLab (Fondazione AEM, Fondazione Edison, Regione Lombardia, Comune di Milano), le istituzioni (AEEG, MSE, Commissione Europea), le associazioni di categoria (ANCI, ANIE, Confindustria Lombardia, Federconsumatori, Federutility) e le imprese (utility, ICT, automazione, meccanico, elettrodomestici, produttori di energia). 4

5 Massimo GALLANTI RSE - Direttore Dipartimento Sviluppo Sistema Elettrico Quali sono le motivazioni che hanno condotto a realizzare questo genere di studio? Perché focalizzare l attenzione proprio sulle Smart Grid? Per capire le ragioni sottese, è utile partire dai drivers che stanno spingendo il sistema in questa direzione. Ne sono stati individuati 3, ovvero: Tutto ciò porta a un nuovo modello delle reti elettriche che chiameremo generazione Smart Grid e che sono il fattore abilitante per arrivare agli obiettivi, per consentire ai driver appena citati di esplicitarsi. Per arrivare alle Smat Grid è necessario un supporto normativoregolatorio, in quanto le reti sono un ambito regolato. È dunque fondamentale che il quadro regolatorio sia rivisto in quest ottica. Un altro soggetto da considerare è il Gestore di Rete, colui che dovrà realizzare le reti. I suoi obblighi sono: Sicurezza del Sistema e salvaguardia degli investimenti. Un ulteriore aspetto considerato riguarda i fattori abilitanti, le nuove tecnologie e gli standard tecnici senza i quali le Smart Grid non possono concretizzare. Non si realizzano le Smart Grid perché si ha l ICT, ma è grazie all ICT che si riescono a realizzare gli obiettivi di più alto livello posti. 5

6 In sintesi: Rete di Trasmissione o di Distribuzione? Nel volume si è operata una scelta, osservando come la rete di Trasmissione sia già intelligente. Grazie al controllo in tempo reale dei grossi generatori, già da tempo si garantisce l equilibrio tra generazione e consumo. Ovviamente, rimangono diversi problemi da affrontare quali una certa difficoltà nella realizzazione di nuove linee, il fatto che aumenti la generazione non programmabile (eolico, fotovoltaico) e una maggior variabilità degli scambi di energia con l estero. Inoltre, pur esistendo degli sviluppi attesi, questi non costituiscono un salto tecnologico per la rete di Trasmissione. La rete deve svilupparsi secondo queste linee: sfruttamento dei margini dell attuale rete tramite una gestione più flessibile; sensoristica avanzata e sistemi di previsione in tempo reale, per fornire al gestore un quadro sempre aggiornato della situazione; gestione dell aleatorietà (es. sistemi di accumulo); interazione con la rete di distribuzione; integrazione delle reti e dei mercati europei dell energia. Per quanto riguarda, invece, la rete di Distribuzione, è richiesto un importante salto di livello, con l apporto di nuove tecnologie (l attuale è di tipo passivo ). La rete distribuisce ai consumatori la potenza prelevata dalla rete di Trasmissione: non c è nessuna gestione dei generatori e dei carichi connessi alla rete di Distribuzione. La Generazione Distribuita (GD), poi, è considerata un eccezione: viene collegata secondo l approccio fit & forget (rete dimensionata sul caso peggiore ). Una volta connessi, i generatori 6

7 producono quando e come vogliono: la rete di Distribuzione deve sempre accettare la potenza prodotta. I veri problemi sorgono quando si ha la connessione di un grande numero di piccoli generatori sulla rete di Distribuzione. Infatti: l approccio fit & forget limita eccessivamente l hosting capacity, cioè il numero di generatori che possono essere connessi alla rete; non è più garantito il flusso mono-direzionale dell energia. È possibile l inversione di flusso; i generatori attualmente sulla rete di Distribuzione si disconnettono a causa di disturbi sulla rete di Trasmissione (ad esempio, nel black-out tedesco del 2006 sono stati persi in Italia circa MW). Oggi, la generazione di piccola taglia connessa alle reti di Media e Bassa Tensione è di MW: quindi se questa si staccasse contemporaneamente ciò porterebbe con sé problemi di sicurezza sull intero sistema elettrico nazionale. Considerando il perimetro allargato delle Smart Grid (rete di Distribuzione e Smart Metering e interazione con l utenza) il contenuto del presente volume è focalizzato sulle reti di Distribuzione. Quindi, le Smart Grid sono delle infrastrutture in grado di offrire determinati servizi a chi le utilizza. Ma quali sono questi servizi? Innanzitutto, il soggetto che deve garantire i servizi è l operatore di rete (in questo caso il Distributore). Costui li deve distribuire agli Utenti che direttamente si interfacciano con la rete (consumatori e produttori) e ad altri attori che con la rete hanno a che fare (Transmission System Operator-TSO, Regolatore, Venditori di energia, Aggregatori, Metering Companies). Vediamo in dettaglio. 7

8 Per i Produttori esistono nuove esigenze di connessione come quella di incrementare la hosting capacity della rete di Distribuzione e mettere a disposizione strutture e regole di connessione che abilitano la GD a interagire con la rete. È necessario avere nuovi standard tecnici di connessione perché i generatori possano fornire servizi alla rete. Ciò comporta maggiori opportunità, ma anche più obblighi per la GD. Inoltre, è opportuno migliorare l esercizio della rete garantendo qualità e sicurezza della fornitura con una gestione in tempo reale, anche attraverso il controllo della GD. Da qui l importanza di nuovi componenti a servizio della rete (es. sistemi di accumulo). La gestione attiva della rete è un altro elemento fondamentale. È necessario garantire la sicurezza, la continuità e la qualità della fornitura. Ovvero: garantire una gestione ordinata della disconnessione dei generatori dalla rete in occasione di disservizi; prevenire il funzionamento della rete in isola indesiderata; prevenire distacchi intempestivi della GD in occasione di disservizi sulla rete di trasmissione. Tutto ciò si può governare con una modalità di gestione delle protezioni più sofisticata dell attuale, che si basa sulla disponibilità di sistemi di comunicazione attraverso i quali le protezioni dei generatori la loro apertura sono comandate centralmente da un soggetto in grado di capire qual è l esatta condizione della rete. Un altro esempio di gestione della rete è la possibilità di controllare la tensione attraverso un interazione con i generatori (sempre comandando gli stessi nella loro produzione di potenza reattiva o di potenza attiva). La rete in determinate condizioni non è in grado di rispettare i vincoli tecnici che, invece, è chiamata a garantire. La presenza di un controllo fa sì che il distributore, intervenendo sui generatori e sulle risorse già disponibili in cabina, sia in grado di modificare il punto di funzionamento dei generatori per riportare la rete nei livelli di qualità previsti. 8

9 Dire che il generatore ha degli obblighi nei riguardi della rete significa affermare che, in sostanza, può connettersi anche più di quanto avviene oggi, ma contemporaneamente deve garantire un funzionamento che sia nell interesse non solo proprio ma anche della rete stessa. Tutto ciò comporta anche delle implicazioni sulle regole che il Regolatore deve fornire ai generatori. Vediamo ora quali saranno i servizi disponibili per i clienti finali una volta sviluppate le Smart Grid. Nel momento in cui ci saranno le adeguate infrastrutture e attraverso la gestione della domanda attiva sarà possibile soddisfare nuove esigenze dei clienti finali. Già oggi, grazie al contatore elettronico (smart metering), sono presenti i prezzi per fascia oraria (e questo è un primissimo servizio). I contatori elettronici di II generazione consentiranno una comunicazione bi-direzionale con l utente, permetteranno la visualizzazione dei consumi e l integrazione tra contatore e sistemi di home & building automation. Ciò favorirà un maggior e più diretto coinvolgimento dei consumatori nella gestione dei propri prelievi. Le ICT sono le infrastrutture tecnologiche per le Smart Grid. Innanzitutto, è importante integrare la rete elettrica con la rete di comunicazione, per interagire con la Generazione Distribuita e i consumatori. Si tratta di una rete di comunicazione capillare, poco costosa, sicura, con tempi di trasmissione prevedibili e con protocolli di comunicazione standard (perché il distributore non deve poter parlare solo con se stesso, ma anche con utenti diversi). Secondariamente dovranno essere disponibili più mezzi di comunicazione ITC come internet, che utilizzano supporti già disponibili, reti Wi-Fi e Wi-Max (supporti dedicati, bande libere o proprietarie), Sistema PLC (già utilizzato per la rete di trasmissione) e fibra ottica (nuovi sviluppi dedicati, alti investimenti). Infine, saranno possibili l interazione con il cliente finale attraverso i contatori elettronici di nuova generazione, sistemi di visualizzazione dei consumi domestici e una comunicazione bi-direzionale con sistemi di gestione dell energia domestici. Ma come ci si sta muovendo a livello internazionale? Che le Smart Grid siano diventate un tema rilevante lo dimostrano i numerosi progetti in corso. In Europa: il SET Plan (Strategic Energy Technology Plan) l iniziativa EEGI (European Electricity Grid Initiative), con un budget previsto di 2 Miliardi di euro NER 300 9

10 EERA (European Energy Research Alliance) JP Smart Grids Nel resto del mondo, tra gli altri: progetto ISGAN (International Smart Grid Action Network), condotto in ambito IEA, a guida Corea del Sud, con un ruolo di primo piano dell Italia; progetti Nazionali negli USA, Giappone, Cina, ecc. l Obiettivo delle iniziative internazionali è realizzare dimostrazioni su scala realistica, con valutazione quantitativa dei risultati per poter condividere esperienze e risultati e promuovere la definizione di standard tecnici. Numerose sono le iniziative attive in Italia, considerando la posizione di preminenza del nostro Paese in questo settore. Ad esempio: Progetto Telegestore di ENEL e degli altri distributori italiani: più di 30 milioni di contatori elettronici già funzionanti; Progetti dimostrativi finanziati da: - POI Energia: ammodernamento rete MT nelle regioni meridionali Accordo di programma con Enel Distribuzione; - Tariffe incentivanti (8 progetti pilota, ex Delibera 39/10); - 7 Programma Quadro: progetto GRID4EU (Enel, RSE e altri); Uno spazio importante è dato anche alla ricerca e allo sviluppo di tecnologie. Alcuni esempi: - Ricerca per il sistema elettrico: accordo di programma con RSE, ENA, CNR sul progetto su Reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo ; - Industria 2015: finanziamento a progetti su Generazione Distribuita. Come affermato, l Italia può vantare una posizione di preminenza in iniziative internazionali quali il già menzionato progetto ISGAN (International Smart Grids Action Network). 10

11 La posizione di leadership italiana riguarda sia progetti dimostrativi su reti di distribuzione reali (con il coinvolgimento anche di piccoli distributori), sia la maggior remunerazione del capitale per tutti gli ammodernamenti della rete di Distribuzione secondo il concetto Smart Grid (d.lgsl 28/11). Ugualmente, la preminenza coinvolge organismi di ricerca ben inseriti in ambito internazionale e in grado di operare insieme ai gestori di rete e/o i fornitori di tecnologia. Considerando la posizione egemonica del nostro Paese nello sviluppo di sistemi di TLC, sistemi di controllo, inverter, ecc., quella delle Smart Grid si configura, dunque, quale un opportunità unica di crescita per l industria nazionale. Maurizio DELFANTI Politecnico di Milano Tra le motivazioni essenziali alla base del volume c è il legame esistente fra lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (FER) e le Smart Grid. Il passaggio alla rete smart è un momento imprescindibile per accettare e per integrare per davvero le FER nel sistema elettrico. Per dare, invece, uno sguardo d insieme al volume si passeranno i rassegna i principali contenuti e suggestioni dei diversi capitoli che compongono lo studio. Il Capitolo 1 è focalizzato sul contesto italiano e internazionale. Come è già stato ricordato, l Italia ricopre una posizione di avanguardia. Le reti di Trasmissione e Distribuzione sono sviluppate (mediamente) meglio che nel resto d Europa (come in Francia, ). Se la rete di Alta Tensione italiana è già Smart (ENEL, poi GRTN/TERNA), quella di Media Tensione è tra le più Smart d Europa (come dimostrato dai 33 milioni di contatori intelligenti presenti). Per quanto riguardo l Automazione (con ICT, pur ridotto), in Italia ci sono nodi MT (cabine secondarie lungo le linee) automatizzati. Il Capitolo 2 tratta degli aspetti economici e regolatori in Europa e, in particolare, in Italia. Sulle barriere regolatorie si sono svolte alcune osservazioni preliminari, cioè: I piccoli produttori e consumatori diventano soggetti attivi - il loro comportamento non può essere più considerato come "dato. Da qui viene l'importanza di segnali di prezzo corretti (prezzi per fascia/ora); Il miglioramento dei segnali economici non è sufficiente - revisione contestuale dei diritti e dei doveri di ciascun produttore/consumatore (condizioni di connessione alla rete; obblighi di comunicazione, etc.); La valutazione delle esternalità ambientali assume un ruolo cruciale nella valutazione degli investimenti - per riformare il quadro regolatorio devono essere chiari gli obiettivi di politica energetica/ambientale (quale valore si attribuisce allo sviluppo delle FER?); Principali nodi regolatori - realizzazione delle infrastrutture necessarie (investimento); - utilizzo efficiente delle infrastrutture una volta completate (gestione). Le Smart Grids e il lato offerta: investimento Necessità di revisione dei meccanismi di regolazione dei DSO 11

12 - DSO responsabili della connessione delle FER; - devono investire per connettere una quantità sempre maggiore di GD; - l evidenza empirica internazionale sembra indicare un inerzia dei DSO; - shallow connection costs e ricavi dipendenti da energia distribuita; Ulteriori criticità specifiche delle Smart Grids - il DSO deve cambiare il proprio ruolo; - non più investimenti incrementali di rafforzamento o espansione su rete matura ; - approccio globale che coinvolge non solo linee e cabine ma anche sistemi operativi (ICT), modalità di esercizio, etc.; La regolazione - revisione degli attuali sistemi incentivanti; output based regulation con nuova definizione degli output e dei driver di costo; - capacità di generazione connessa: driver anche dei costi di gestione?; - approccio non semplice: difficoltà ad applicare output based regulation (ERGEG). Le Smart Grids e il lato offerta: gestione Le Smart Grids abilitano nuove funzionalità: - risposta automatica della rete a situazioni di criticità; - monitoraggio delle reti MT e BT da parte del DSO; - comunicazione e scambio dati in tempo reale tra il DSO e il TSO; - offerta di servizi ancillari da parte del DSO o della GD connessa alla sua rete; Le nuove funzionalità consentono di: - aumentare la quantità di FER connesse alla rete; - responsabilizzare il generatore per il proprio comportamento, migliorando i segnali di prezzo. La regolazione: - non tutte le funzionalità per diventare operative necessitano di un cambiamento della regolazione (es. self healing); - esempi di ambiti in cui è necessario intervenire: o definizione dei diritti e dei doveri della GD connessa alla rete; o partecipazione alla fornitura dei servizi di dispacciamento. Nuovo modello di gestione della rete di distribuzione (Active Network Management): - identificazione di un Operatore di Sistema per ciascuna rete di distribuzione: o con responsabilità di gestione e potere di incidere sul comportamento della GD; o con impegni verso il TSO, per assicurare il rispetto dei previsti standard di funzionamento della rete e offrire servizi di dispacciamento. Le Smart Grid e il lato domanda: investimento Le difficoltà connesse con la realizzazione degli investimenti necessari allo sviluppo dello Smart metering in Italia sono meno critiche che nel resto dell UE. Le Smart Grids e il lato domanda: gestione Regolazione: Le difficoltà connesse con la realizzazione degli investimenti necessari allo sviluppo dello Smart metering in Italia sono meno critiche che nel resto dell UE; 12

13 - meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti che rifletta il diverso valore dell energia nelle diverse ore/fasce; - sviluppo e utilizzo di tecnologie che consentano una risposta automatica della domanda; - sviluppo di sistemi informativi che consentano la gestione efficiente e trasparente della quantità di dati e informazioni del mercato liberalizzato; - miglioramento delle regole per la partecipazione della domanda alla fornitura di risorse di dispacciamento; Elementi critici: - modello di governance (DSO driven o market driven); Il capitolo 3 si occupa di GD come driver per le smart grid, con annesso focus sul panorama italiano. Si è trattato di uno studio condotto su circa nodi MT reali, con un campione rappresentativo di circa 8% reti MT, in cui si è ricostruito la topologia delle reti con informazioni relative ad ogni nodo e un approccio Hosting Capacity I vincoli considerati sono stati: le variazioni rapide di tensione; le variazioni lente di tensione (inclusa la c.d.t. U sulla rete BT); la portata nominale (limite termico); le correnti di cortocircuito & sistemi di protezione. Non caso non si intervenisse sulle reti, quanta GD potrebbe essere contenuta da quelle attuali? Quanta senza mettere altro ferro e rame? Il risultati sono molto confortanti se letti a livello nodale. Sembra che la rete possa accettare significative quantità di GD senza scomporsi eccessivamente. 13

14 Nell 85% dei nodi MT reali (e ne sono stati studiati ) c è spazio fino a 3 MW. Però, osservare solamente i vincoli nodali, fa perdere la reale dimensione del problema. Esistono barriere tecnologiche, inversione di flusso e criticità connesse: infatti, benché l infrastruttura sia ottimamente pensata, esistono alcuni problemi che nascono dal fatto che aumentando la GD la potenza comincia a fluire dalle reti di MT a quelle di AT. Ci sono criticità legate alle protezioni e all automazione di rete che hanno crescente incidenza sulle reti (e sulle linee) in cui il flusso di potenza, per almeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, si inverta. A livello di interfaccia AT/MT (CP): A livello di singola linea MT: possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi all intera CP possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi alla specifica linea MT Ciò è già avvenuto in Italia, e in special modo in Puglia, dove alcune infrastrutture del distributore sono costruite solamente per raccogliere l energia del fotovoltaico. Con questa nuova maniera di funzionamento, le reti potrebbero incontrare qualche difficoltà poiché non concepite per questa funzione. Allora si è legata l inversione di flusso con l insorgenza di problemi. Primo problema, la possibile alterazione dei profili di tensione. Lungo le linee può capitare che la tensione si alzi eccessivamente per effetto di un generatore di potenza eccessiva o comunque di particolari profili di produzione. 14

15 Secondo problema, per come sono connessi i generatori diffusi esiste il rischio di perdere grandi quantità di potenza (Sistema di Protezione di Interfaccia: approccio fit & forget). I generatori connessi alla rete MT e BT devono disconnettersi in caso di problemi sulla rete: il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) è un relè che dispone esclusivamente di informazioni di tipo locale. A causa dell elevata sensibilità del SPI (dovuta a vincoli di QoS): diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi (distacchi non dovuti); in casi di emergenza sulla RTN (per esempio, transitori di frequenza) la GD viene distaccata, aggravando il fenomeno in atto (black-out del novembre 2006 in cui andarono persi MW di GD in Italia). Oggi, in tutta Europa, la GD supera la riserva rotante tradizionale. La domanda è, quanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere? Fino a che c è poca GD, è sufficiente mettere in campo qualche accorgimento nuovo, ma il vero salto culturale avviene quando si passa alla necessità di avere layer di rete comunicativa perfettamente sovrapposto o intrecciato rispetto alla rete di potenza per riuscire a gestire opportunamente le reti. In Italia ci si trova a uno snodo epocale ed è necessario intervenire. È tuttavia importante l attività di regolazione che esiste nel nostro Paese. Le Regole Tecniche di Connessione (RTC) sono elaborate dal CEI su impulso dell Autorità per l energia elettrica e il gas. Le RTC per reti MT (Norma CEI 0-16; Del. ARG/elt 119/08) hanno introdotto, per la prima volta, lo scambio di segnali tra DSO e GD. La Norma BT in corso di elaborazione (Progetto CEI 1058) dal 2012 prevede: novità per il SPI (oltre alle attuali protezioni max/min frequenza e tensione); comando di telescatto (la GD viene distaccata solo quando indispensabile); capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN 61850; richieste alla GD di servizi di regolazione per la rete; regolazione locale di tensione (immissione/prelievo di potenza reattiva); limitazione di potenza attiva erogata. Il capitolo 4 è dedicato alle nuove reti di comunicazione. Per evolvere completamente verso una rete smart, è necessario creare nuove reti di comunicazione o usare opportunamente le reti di comunicazione. 15

16 In questo capitolo è stata analizzata l esistenza di un dualismo fra l applicazione e l impiego di reti dedicate e l impiego di infrastrutture condivise (le reti pubbliche). Nella rete dedicata le scelte progettuali sono legate solo alle caratteristiche delle tecnologie disponibili per i collegamenti e al loro costo. In quella pubblica, invece, l interazione tra i diversi flussi di traffico rende le prestazioni variabili nel tempo; inoltre, le prestazioni si oppongono ai costi. Si sono poi indagati i requisiti prestazionali in termini di: Capacità di trasporto delle informazioni: - dipende da quella dei diversi collegamenti attraversati e in particolare da quello con capacità più bassa (collo di bottiglia); - quando i collegamenti sono condivisi, risulta variabile a causa del traffico generato dalla trasmissione, mediante le stesse risorse di comunicazione delle altre informazioni. Ritardo di trasferimento dei dati: 16

17 - ha componenti fisse, legate ai tempi di elaborazione, trasmissione e propagazione del segnale, e componenti variabili dovute al traffico presente che può generare congestione di rete. Affidabilità: - dipende direttamente da quella dei collegamenti e apparati di rete; può essere correttamente riferita alla percentuale di tempo nella quale il sistema garantisce le prestazioni necessarie al funzionamento di una data applicazione. Considerando le applicazioni delle ICT per le Smart Grid, si sono rilevate: Monitoraggio: - non ci sono requisiti prestazionali stringenti; - elevato volume di dati da scambiare. Controllo: - comunicazione bidirezionale; - ritardo trasferimento dati (massimo qualche secondo). Protezione/Sicurezza: - in Italia è l applicazione più critica; - ritardo trasferimento dati (massimo centinaia di millisecondi); - elevata affidabilità. Infine, nel capitolo trova spazio la gestione dei protocolli, tema molto dibattuto in campo internazionale. L interfacciamento tra la rete elettrica e la rete dati per gestire tutte le funzioni di protezione, comando, monitoraggio e automazione può essere effettuato sfruttando il protocollo IEC che definisce: il formato dati; gli oggetti; il linguaggio di configurazione per la comunicazione dei vari dispositivi Le tipologie di messaggi scambiati sono: GOOSE: trasmissione veloce e continuativa degli eventi di sottostazione come comandi, allarmi e indicazioni; MMS: standard internazionale (ISO 9506) fornisce un insieme di servizi volti ad agevolare lo scambio in tempo reale di dati e informazioni di controllo tra i dispositivi di rete e i sistemi che li interrogano. Il capitolo 6, invece, descrive un progetto concreto, nato dalla collaborazione fra Politecnico di Milano e A2A e denominato Milano Wi-Power a voler sottolineare l interazione fra la parte ICT e quella di potenza. L esperimento prosegue da circa due anni. Il tema è quello della soluzione delle criticità discusse nei capitoli precedenti. La soluzione sta nel mettere in comunicazione la Cabina Primaria (l infrastruttura del distributore) con il Generatore Diffuso. Il progetto parte dalla necessità di esplorare e implementare i sistemi di comunicazione tra: Relè di protezione in CP (relè MASTER); SPI della GD (relè SLAVE). Una nuova logica di comando e regolazione SPI: sistema di comunicazione integro: soglie a minor sensibilità (es Hz) 17

18 in mancanza di comunicazione: commutazione soglie con attuale sensibilità. L impiego di ICT (supporti dedicati; rete internet pubblica) rende affidabile il distacco/ mantenimento della GD: migliora le prestazioni dell intero sistema (non come nei recenti blackout ). Su impulso di A2A il progetto si è ampliato, passando a una proposta sulla base della piattaforma incentivatoria della Delibera ARG/elt 39/10. Il Progetto pilota di A2A per la rete di Milano è basato sulla CP di Lambrate; tra gli utenti attivi c è l impianto di cogenerazione dell aeroporto di Linate. Anche in questo caso l obiettivo è trovare soluzioni per superare i problemi e le criticità prima citati. In Italia sono comunque diversi i progetti pilota messi in atto grazie alla Delibera ARG/elt 12/11, pubblicata il 10 febbraio di quest anno. In sintesi: Il Politecnico di Milano e nello specifico, il Dipartimento di Energia ha svolto la funzione di advisor per sei delle otto iniziative selezionate 18

19 Marcello CAPRA Ministero Sviluppo Economico, Dipartimento Energia Direzione Generale Negli ultimi due anni, Il Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE) ha ampliato il numero di iniziative dedicate alle Smart Grid, anche sulla spinta degli accordi internazionali firmati. Rimangono, tuttavia, importanti questioni ancora aperte. La prima riguarda l efficienza energetica di cui, l avvento delle Smart Grid, è un momento fondamentale. Il MiSE sta attualmente lavorando alla definizione del Secondo Piano d azione nazionale sull efficienza energetica, sulla base di ciò che è stato deciso dalla Direttiva europea 32/2006 sugli usi finali dell energia. Benché la scadenza sia stata posta al 2016, non si può non prendere in considerazione anche quella del 2020 fissata dal Pacchetto Clima-Energia. Questo documento di cui è prevista la consegna entro giugno contiene un capitolo dedicato alle reti. E proprio dagli interventi strutturali e innovativi delle reti ci si attendono importanti contributi all efficienza. Esiste, tuttavia, un problema di quantificazione, di contabilizzazione dei risparmi conseguibili e di obiettivi finali. La Direttiva Comunitaria 32/2006 aveva già posto l attenzione sul tema della misurazione, sui cosiddetti contatori intelligenti e sulla necessità di coinvolgere gli utilizzatori finali nei traguardi di efficienza. La seconda questione concerne la necessità di passare alla fase dimostrativa, in modo da dare concretezza a questi interventi di efficientamento delle reti e da contabilizzare i contributi. Per questa ragione il MiSE ha apprezzato l iniziativa dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas sugli impianti pilota e ha sostenuto la ricerca di sistema elettrico con un fondo alimentato direttamente da una componente tariffaria della bolletta elettrica (A5). Pur essendo azioni importanti, ora è venuto il momento di passare alla fase dimostrativa, realizzando progetti su scale semi-industriali, dove sia possibile testare questa tecnologia. I progetti dimostrativi devono poter dare certezza ai cosiddetti business case: solamente allora gli operatori, sulla base di analisi costo-beneficio, potranno avviare iniziative di project financing. Il Ministero con il Programma Operativo Interregionale (POI Energia ) ha finanziato diversi progetti. Si tratta di uno strumento gestito dal MiSE insieme al Ministero dell Ambiente, alle 4 Regioni della convergenza (Puglia, Calabria, Campania e Sicilia) e alimentato dai cosiddetti fondi strutturali. Uno strumento spesso sottoutilizzato è rappresentato dai fondi strutturali europei, troppe poche volte impiegati per le reti. Livio GALLO ENEL Distribuzione Amministratore Delegato ENEL, dal punto di vista dimensionale, ha una presenza ripartita in questo modo: il 50% in Italia e il 50% all estero in termini di ricavi, di personale e di impianti. Sono circa 66 milioni i clienti collegati alle reti ENEL (reti in prevalenza elettriche) sulle quali sono stati installati 32 milioni di contatori elettronici. Ed è proprio su questa base intelligente che l azienda sta costruendo l evoluzione della rete verso le Smart Grid. Nel nostro Paese già sono stati avviati o sono previsti significativi progetti pilota in collaborazione con il MiSE, con l AEEG e su iniziativa di ENEL. Gli obiettivi 19

20 principali sono: controllare la tensione sui nodi di connessione delle rinnovabili (obiettivo tecnico); portare la banda larga sulla MT (esistono esprimenti realizzati sulla rete privata); ottimizzare il collegamento delle rinnovabili senza andare a incrementare l asset, ovvero senza fare ulteriori investimenti non necessari al momento (posticipandoli, invece, quando sarà conveniente effettuarli). Per quanto riguardo le Cabine, si sta concentrando l intelligenza in Cabina con alcuni progetti (implementando l IEC 61850). Per quanto riguarda i tre principali driver che guidano l evoluzione delle Smart Grid, si ha: 1. L integrazione delle rinnovabili. ENEL ha connesso, fino ad ora, MW sulla rete di BT e MT. La metà di essi è rappresentata da impianti fotovoltaici sulla rete di MT di taglio 1 MW, la stragrande maggioranza in termini di potenza; in termini numerici, invece, è più rilevante la parte sulla BT con un taglio che parte dai 6 kilowatt per arrivare a 20, 50 o kilowatt. Da gennaio a maggio 2011 sono stati collegati più di impianti di fonti rinnovabili. 2. La partecipazione attiva del cliente al mercato elettrico. Da circa un anno ENEL installa contatori bi-direzionali. L operazione si basa sulla convinzione che, nel futuro, ci saranno sempre più clienti interessati a poter gestire in maniera diretta il fotovoltaico installato sul tetto della propria abitazione. Attualmente ci sono prosumer (producer & consumer) gestiti attraverso un contatore bi-direzionale. Per quanto concerne la gestione dei carichi al di là del contatore (cioè abilitare la partecipazione attiva del cliente) è stato disegnato un apparecchio chiamato Smart Info che, inserito in una presa elettrica, si collega automaticamente al contatore, rendendo disponibile i dati al cliente o attraverso una rete wi-fi o una Home Automation Network. 3. L utilizzo del vettore elettrico in applicazioni innovative o una connessione usb al computer. ENEL ha presentato all AEEG un progetto di un contatore elettronico per l auto elettrica. Il modello DSO ora sotto analisi da parte dell Autorità potrebbe essere un modello interessante tanto per un economia di scala (consentirebbe una standardizzazione e un economia di costo) come per il contatore elettronico (riconoscimento del veicolo, invio di segnali, ricarica e invio della bolletta). ENEL (insieme a un associazione dei distributori) partecipa all European Electricity Grid Initiative (EEGI) per le Smart Grid. Attraverso questa associazione e altri gruppi (come il Distribution System Operator for Smart Grid o Smart Grid Forum), ENEL ha presentato un pacchetto di iniziative alla Comunità Europea di 2 miliardi di euro per la realizzazione di progetti pilota da completare nei singoli Paesi. Roberto MALAMAN Autorità Energia Elettrica e Gas Direttore Generale Qual è l impegno dell AEEG nei riguardi delle reti e, in particolare, allo sviluppo delle Smart Grid? Il Regolatore, in questi anni, ha innanzitutto cercato di dare certezza alla remunerazione degli investimenti. Si tratta di una delle ragioni fondamentali per cui è stato istituito un regolatore indipendente, ovvero libero dalle oscillazioni quotidiane e dai desideri della politica e in grado di fornire sicurezze e stabilità di medio periodo (anche ai meccanismi di medio periodo). 20

21 L AEEG ha, poi, deciso politiche di promozione della qualità del servizio elettrico (sicuramente primi in Europa). Inoltre, ha introdotto sistemi di incentivi e penalità economiche che hanno comportato una sensibile riduzione dei minuti persi per cliente finale e una riduzione significativa anche se meno marcata delle interruzioni brevi e lunghi e sistemi di indennizzo ai clienti finali a determinate condizioni. Nella media nazionale dai clienti in Bassa Tensione si è scesi da 200 a 50 minuti circa di interruzione nell arco di 12 anni. Il sistema di incentivazioni ha sicuramente aggiunto intelligenza alla rete attraverso soluzioni avanzate come il telecontrollo secondario diffuso sulle reti in Bassa Tensione e come la ricerca automatica e la capacità di selezione dei tronchi di rete affetti da interruzioni o guasti. Siccome un sistema di premi e penali tutto basato sugli output non era sufficiente a promuovere tutti gli investimenti, il Regolatore ha associato una politica di remunerazione degli investimenti dei sistemi di remunerazione aggiuntiva per determinate tipologie di investimenti in rete. Quindi, è prevista una extra remunerazione del 2-3% per 8-12 anni a secondo della tipologia di alcuni investimenti. Questa è stata pensata, ad esempio, per quegli investimenti mirati alla riduzione delle congestioni di trasmissione, alla modernizzazione delle reti e allo sviluppo delle Smart Grid. Nel 2010 sono stati definiti i sistemi di extra remunerazione dei progetti Smart Grid. E lo si è fatto come già emerso negli interventi precedenti attraverso il finanziamento di 8 progetti pilota (ma realizzati su reti e clienti veri ) in rete attiva di MT. L Autorità sovra remunera del 2% per 12 anni, una volta conclusi questi progetti. Il Regolatore ha chiesto al Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) di sviluppare le regole elettrotecniche di connessione, nella convinzione che questa svolgano un ruolo importante in questa partita. Dunque, quali sono, ad oggi, gli obiettivi del Regolatore in rapporto alle Smart Grid e alla forte carica innovativa che portano con sé? È possibile citarne almeno tre: favorire la sperimentazione e l innovazione; trovare sistemi di incentivazione e remunerazione; avere protocolli di comunicazioni il più possibile aperti, perché le reti intelligenti devono favorire comportamenti il più possibile attivi degli utenti. Per il regolatore significa anche favorire le prestazioni intelligenti delle reti anche laddove non sono nell interesse specifico di chi le reti le fa. Perché le istituzioni devono guardare all interesse di tutti i soggetti, favorendo l utilizzo intelligente delle reti indipendentemente da quel che ritengono gestori della rete, ovvero indipendentemente dai loro interessi. Per questa ragione il Regolatore ha promosso la diffusione di prezzi di orari amministrati per clienti domestici che non scelgono un fornitore sul mercato libero: riteniamo opportuno sfruttare questa occasione con i contatori intelligenti che il Gestore della rete ha messo a disposizione della rete. Qualche riflessione finale. Il Regolatore, piuttosto che a una rete intelligente, preferisce tendere a un sistema intelligente che guarda a utenti tutti attivi, con grandi possibilità di renderli ancora più attivi con l invio di segnali che arrivino tempestivamente. E che questi segnali di tipo o economico o tecnico siano in grado di stimolare comportamenti positivi per l interessato e per il sistema. 21

22 D altronde, l evoluzione tecnologica prevista dallo sviluppo delle Smart Grid lancia una sfida al Regolatore. Ecco perché esso desidera restare nel network delle competenze, delle esperienze e delle conoscenze: per sapere come agire e quale cammino intraprendere. La prospettiva futura è quella di utilizzare le esperienze dei progetti pilota sulle reti intelligenti che il Regolatore finanzia e favorisce per arrivare a una regolazione incentivante di natura generale. Si è imposto che, di fronte a un extraremunerazione di taluni investimenti per progetti pilota Smart Grid, i risultati di questi progetti siano pubblici e disponibili per il Regolatore e per chiunque li vorrà analizzare. Ultima annotazione. Dopo qualche intoppo iniziale, il network dei Regolatori europei ha cercato nell ultimo triennio di essere parte attiva in questo processo attraverso collaborazioni con le istituzioni europee, tavoli di lavoro che riuniscono i Regolatori europei come l ERGEG e l avvio dell Agenzia europea dei Regolatori. Piero MARANESI RSE Presidente Per trattare il tema odierno delle Smart Grid ci si potrebbe basare sulla relazione tra energia elettrica e informazione associata al segnale elettrico e da questa corrispondenza e dalla storia di eventi che riguardano l informazione trarre dei suggerimenti e delle indicazioni per l ambito elettrico e in particolare per le Smart Grid. Alla fine degli anni Quaranta del secolo scorso, l elettronica si definiva prendendo la descrizione dell elettrotecnica e sostituendo le parole energia elettrica con informazione associata al segnale elettrico. Si tratta di una scienza e una tecnologia che si occupano della generazione, della trasmissione e l unione dell elaborazione dell utilizzo dell informazione. Al frame dell informazione associata al segnale elettrico ai termini Generazione Distribuita e rete intelligente corrisponde un termine di grande impatto come elettronica distribuita. Si tratta di uno degli eventi tecnologici di maggiore impatto sulle esistenze delle persone degli ultimi decenni. E un elemento di carattere tecnologico che immediatamente emerge riguarda proprio l accumulo. L elettronica distribuita nacque (grazie ad Intel) sostanzialmente nel momento in cui si rese disponibile un accumulo dell informazione a basso costo e in grandissime quantità. Al contrario, in ambito elettrico, si parte da una Generazione Distribuita e ci si pone il problema dell impatto che deve avere l accumulo. E l accumulo si pone come elemento di strozzatura nello sviluppo delle reti che richiede il massimo sforzo per essere ampliato. È un elemento cruciale nel determinare l entità del fenomeno Smart Grid. La storia dell elettronica distribuita mostra come per realizzare questi passaggi di innovazione è necessario avere il supporto industriale (come accadde con Intel o IBM). Infine, come già accadde per l elettronica distribuita, è molto difficile fare previsioni su scenari futuri che superino i cinque anni e alta la probabilità di sbagliare (come è più volte successo in passato a chi faceva ipotesi sull avvenire): l innovazione tecnologica, prendendo la guida del fenomeno, rende molto complicato comprendere quali saranno i successivi sviluppi. Un esempio deriva dalla straordinaria evoluzione dei microprocessori, difficilmente prevedibile nel momento del loro primo sviluppo. Ci vuole dunque prudenza nell immaginare lo scenario delle Smart Grid fra dieci-venti anni. È importante, semmai, concentrarsi sugli scenari a breve, in maniera che l industria sia messa nelle reali condizioni di cogliere le opportunità che questo settore apre. Si tratta di opportunità che, pur 22

23 non essendo sempre macro, rimangono decisamente significative (i 32 milioni contatori elettronici ne sono un esempio). Pierfrancesco ZANUZZI TERNA Responsabile della pianificazione degli investimenti Dal 2000 al 2005 il piano di sviluppo della rete di Trasmissione ha operato affinché queste nuove generazioni non venissero intralciate dalla rete di trasmissione nazionale. Il quadro regolatorio ha contribuito a questa modernizzazione, stimolando TERNA a operare per uno sviluppo della rete che andasse nella direzione dell innovazione. La crescita quasi esponenziale degli investimenti nella rete di Trasmissione (dai 200 milioni di euro del 2004 all attuale miliardo di euro) attestano l impegno del gestore. Più o meno consapevolmente, TERNA ha cominciato a investire su alcuni aspetti che riguardano l esercizio del sistema e che potrebbero rientrare nella definizione smart. Per esempio, si è provveduto alla teleconduzione e alla automatizzazione di tutti i nodi che compongono la rete di Trasmissione nazionale, nella preoccupazione di fornire alla rete stessa un adeguato livello di magliatura in grado di risolvere congestioni e garantire la sicurezza. Ad esempio, si è apparecchiato un sistema in grado di scambiare informazioni con gli interlocutori con i quali solitamente TERNA si interfaccia (produttori, distributori o utenti direttamente connessi alla rete di AT). La rete è stata dimensionata per alcuni flussi di energia attesi. Sempre nel quinquennio prima ricordato, hanno cominciato a diffondersi con maggiore intensità l energia proveniente da Fonti Rinnovabili (FER). Questa diffusione ha comportato, inevitabilmente, un cambiamento radicale anche nell utilizzo della rete di Trasmissione; attualmente, sulla rete italiana di MT e BT, sono installati MW di FER (eolico e fotovoltaico). Lo scopo è quello di predisporre la rete affinché tutto funzioni per essere utilizzata al meglio con l arrivo delle nuove tecnologie. In che modo? Installando dispositivi di controllo di potenza e dispositivi per la rilevazione in tempo reale di talune grandezze che consentono di definire i migliori assetti di rete per favorire i flussi di energia attuali e prevedibili. Azioni di breve termine che portino all utilizzo ottimale della rete esistente. Sono previste anche azioni di più largo respiro, di medio-lungo periodo. Da non trascurare l importanza di una collaborazione fattiva con i distributori. Carlo MEAZZI Rappresentante CISL del settore elettrico Lo sviluppo delle reti ha importanti ripercussioni occupazionali; per questa ragione investire nelle reti significa investire sul territorio. Bisogna considerare che le reti non sono uguali su tutto il territorio e che necessitano di interventi diversificati. I progetti pilota sono un primo passo e molto utile; ma per creare posti di lavoro e per arrivare a risultati concreti è fondamentale andare oltre e avere la seria volontà di investire risorse. Si devono fare avanti soggetti che abbiano l intenzione e i mezzi da impiegare in una vera modernizzazione delle strutture. Investimenti che è opportuno ricordare saranno a lungo termine. 23

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