Smart Grids, passaggio. delle rinnovabili in rete

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1 Smart Grids, passaggio obbligato per l integrazione delle rinnovabili in rete Massimo Gallanti Il problema energetico: stato e prospettive Pavia, 16 novembre 2011

2 Il ruolo delle reti nel futuro scenario energetico La corretta prospettiva per comprendere il ruolo delle reti elettriche nel futuro è quella della politica energetica europea al 2020: Sostenibilità ambientale Competitività Sicurezza degli approvvigionamenti Obiettivi al 2020: 20% consumo energia finale da FER; -20% riduzione di CO2 rispetto al 1990; -20% riduzione dei consumi (rispetto allo scenario tendenziale) Effetti Diffusione della generazione distribuita Incremento della generazione non programmabile (FV, eolico) Opportunità offerte dal mercato dell energia energia Incremento degli scambi energetici tra Paesi Nuovi impieghi dell energia elettrica

3 Il ruolo delle reti nel futuro scenario energetico Un insufficiente sviluppo delle reti elettriche rischia di compromettere il conseguimento degli obiettivi della politica energetica europea L attuale modello di rete elettrica è inadeguato alle nuove esigenze del sistema elettrico Generazione distribuita Generazione non programmabile (FV, eolico) Opportunità offerte dal mercato elettrico L evoluzione del sistema energetico richiede un nuovo ruolo per le reti elettriche

4 Il paradigma dell attuale sistema elettrico Concepito ipotizzando un flusso di potenza mono-direzionale dalla rete di alta tensione (a cui sono collegati i generatori progrmmabili), alla bassa tensione dove sono collegati i carichi (che hanno un comportamento stocastico) Flusso di potenza monodirezionale Controllo di tipo centralizzato, operato sui generatori connessi alla rete ad alta tensione (es. bilanciamento i generazione carichi) I carichi (clienti) sono passivi, cioè non sono normalmente soggetti ad interventi di controllo per variarne il livello di prelievo

5 Gli effetti della produzione rinnovabile non programmabile sul sistema elettrico Incremento della variabilità e dell aleatorietà Al 30/09/2011 erano connessi alla rete MW di rinnovabili intermittenti, di cui MW di FV e MWeolici. Oltre MW sono collegati alla rete a media/bassa tensione La fluttuazione della produzione delle FER non programmabili devono essere compensate dalla produzione convenzionale Connessione di generazione di piccola taglia, - detta anche Generazione Distribuita o Diffusa (GD) - sulla rete di distribuzione Reti di distribuzione progettate per la connessione del solo carico => oggi la GD non è controllata e non fornisce servizi al sistema Sviluppo della rete, per connettere e smaltire la potenza immessa dagli impianti a fonti rinnovabili che sorgono dove è disponibile la risorsa 5

6 Il comportamento del sistema elettrico per garantire la sicurezza Banda di regolazione per far fronte a variazione della domanda e a indisponibilità della produzione e delle linee di trasmissione Parco convenzionale Banda di regolazione incrementata, per far fronte anche alla non programmabilità di FV e eolico Parco con grande quantità di generazione non programmabile margine di riserva Bilanciamento generazione/domanda e e/do a da margine di riserva generazione domanda generazione domanda 6

7 Come cambia la gestione della rete elettrica Supply follows load Load follows supply Source: The European Electricity Grid Initiative (EEGI): a joint TSO-DSO contribution to the European Industrial Initiative (EII) on Electricity Networks 7

8 Come affrontare la nuova sfida Tramite un approccio muscolare? Concentrare lo sviluppo sulla struttura fisica della rete (linee e stazioni hardware ) per renderla idonea a far fronte a tutte le condizioni operative di generazione e carico. Nessuna responsabilità di esercizio ricade su generatori/carichi diffusi Risultato: sistema elettrico sovradimensionato con costi elevatissimi.. che non verrebbe mai realizzato per problemi autorizzativi Supplire alla forza bruta con l intelligenza: le Smart Grids 8

9 La risposta alla sfida: le Smart Grids Rete elettrica che integra le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete: generatori, consumatori (prosumers), per fornire un servizio economico sicuro e ambientalmente t sostenibile Impegno di lungo termine (30 anni), che deve partire immediatamente e fornire risultati in modo progressivo Facilitare la connessione e l esercizio dei generatori di tutte le taglie e di tutte le tecnologie Consumatori coinvolti nella gestione del sistema Facilitare l accesso al mercato anche alla clientela diffusa Più informazioni ai consumatori Elevati livelli di affidabilità e sicurezza della fornitura 9

10 Perché le smart grids Nuovi drivers del sistema elettrico Incrementare lo sfruttamento delle fonti rinnovabili (in particolare sfruttando la Generazione Distribuita (GD)) Nuovi impieghi del vettore elettrico (es., auto elettrica) Coinvolgimento dei consumatori nel mercato dell energia (cfr. 3 Pacchetto energia garantisce gli obiettivi di Gestore di di rete Sicurezza del sistema Salvaguardia investimenti fattore abilitante Nuovo modello delle reti elettriche smart grids fattori abilitanti I fattori abilitanti delle Smart Grids necessita di Supporto normativo e regolatorio Revisione del quadro regolatorio (la rete è un settore regolato) Efficienza economica del sistema elettrico (garantire il vantaggio per l utente) 10 Le nuove tecnologie Gli standard tecnici

11 L evoluzione della rete elettrica La rete elettrica odierna La nuova rete elettrica Generazione centralizzata; flusso di potenza monodirezionale dall alta alla bassa tensione, dove sono collegati i carichi. Il sistema è controllato tramite i grossi generatori Rete che integra e gestisce in modo efficiente i il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi (generatori, punti di prelievo, e punti con presenza di generazione e prelievo) 11

12 La trasformazione della rete di distribuzione 12

13 La trasformazione della rete di distribuzione Le spinte verso il cambiamento dell attuale rete di distribuzione: Penetrazione crescente della GD sospinta dalle politiche di sostegno alle fonti rinnovabili Già nel 2009, più di MW in esercizio, per una produzione di 23 TWh Oggi in esercizio più di MW di soli impianti FV < 10 MW Partecipazione dei consumatori nel mercato dell energia energia. Fornire ai clienti segnali di prezzo, grazie all impiego dei misuratori elettronici Misura multioraria dell energia Nuovi impieghi dell energia, che potrebbero modificare i profili di prelievo Climatizzazione (raffrescamento e riscaldamento) mediante pompe di calore elettriche Mobilità elettrica (auto elettrica) 13

14 La rete di distribuzione odierna L attuale rete di distribuzione è di tipo passivo La rete di distribuzione alimenta i consumatori con la potenza prelevata dalla rete di trasmissione: nessuna gestione dei generatori e carichi connessi alla rete. La presenza di generatori sulla rete di distribuzione è considerata un eccezione eccezione. Una volta connessi, oggi i generatori producono quando e come vogliono. Si comportano allo stesso modo dei carichi. 14

15 I problemi della GD alla rete di distribuzione: inversione di flusso Inversione di flusso, a livello di feeder e di cabina primaria Fenomeno che si verifica quando la generazione supera il consumo Violazione dei limiti di tensione Sovratensioni dovute alla connessione lungo linea dei generatori 15

16 Come è stato affrontato fino ad oggi il problema dell inversione di flusso Il distributore ib t valuta la possibilità di connettere un generatore alla rete, applicando l approccio fit&forget. La logica dell approccio è che, in presenza del nuovo generatore, la rete deve garantire a priori il rispetto dei parametri di esercizio in tutte le possibili situazioni, senza intervenire sul generatore Non si prevede di poter cambiare il funzionamento del generatore in fase di esercizio: tutto deve essere gestito all atto della connessione l approccio fit & forget limita eccessivamente l hosting g capacity della rete,, cioè il numero di generatori che possono essere connessi alla rete attuale L approccio fit & forget richiederebbe la costruzione di nuove linee/cabine: alti costi e tempi lunghi 16

17 I problemi della GD alla rete di distribuzione: protezioni di linea e isola indesiderata Criticità per le protezioni di linea e l automazione di rete HV MV generators MV Evitare il rischio di funzionamento della rete in isola indesiderata Garantire la disconnessione della GD quando la linea non è più alimentata dalla rete pubblica HV MV MV generators 17

18 Come è stata affrontata fino ad oggi l isola indesiderata La GD si disconnette dalla rete in presenza di piccole variazioni dei parametri elettrici misurati nel punto di connessione (es. intervallo di frequenza: 49,7 50,3 Hz) Approccio cautelativo per evitare il funzionamento in isola indesiderata (sicurezza degli operatori e qualità del servizio agli utenti connessi) per non compromettere le odierne funzioni di automazione della rete di distribuzione (es. richiusura a seguito di un guasto) Pensato quando la connessione di GD alla rete di distribuzione era un eccezione 18

19 I limiti dell attuale gestione per prevenire l isola indesiderata Ma i generatori sulla rete di distribuzione si disconnettono anche quando non è necessario (ad esempio a seguito di disturbi sulla rete di trasmissione) MV distacchi HV intempestivi i i generators della GD MV 19 Nel black-out tedesco del 2006 sono stati persi in Italia quasi 2000 MW di generazione sulla rete di distribuzione Il 18 maggio scorso, in Sicilia la perdita di un unità unità di produzione da 150 MW ha indotto la perdita di 80 MW di FV, rendendo necessario l intervento degli alleggeritori di carico per evitare il black-out Questa situazione rischia seriamente di compromettere la sicurezza dell intero sistema elettrico, se la quantità di GD è rilevante

20 L impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico: i problemi 20

21 L impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico Riserva a salire Domanda da servire Riserva a scendere Generazione programmabile abilitata ai servizi di rete Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete Limitata quantità di generazione non programmabile Riserva a salire Riserva a scendere Generazione programmabile abilitata t ai servizi di rete Grande quantità di generazione non programmabile FV Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete Una minor quantità di produzione convenzionale deve garantire una maggior quantità di riserva! Incremento di generazione aleaotoria e che non contribuisce alla riserva 21

22 L impatto della non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico generazione Riserva a salire Domanda da servire Generazione programmabile abilitata t ai servizi di rete FV Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete 22 La situazione è resa ancor più critica dall immediato distacco del FV in occasione di disturbi sul sistema elettrico Con MW di FV connesso alla rete, in alcuni situazioni la rete odierna è già critica In Italia la domanda italiana nelle ore centrali della giornata nel mese di agosto è di circa MW. In prospettiva, nelle domeniche di agosto si invertirà il rapporto del carico giorno/notte (ma solo quando c è cè il sole)

23 Nuove sfide per la sicurezza del sistema elettrico nazionale La sindrome della Summer Sunny Sunday Il sistema deve ora far fronte al Picco illuminazione Fonte: AEEG, su dati Terna 23 Forte riduzione delle fonti convenzionali durante il giorno

24 Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico: le grida di allarme Lettera di ENTSO-E a EC... già con l attuale capacità di potenza FV installata, c è il rischio di una perdita istantanea di produzione superiore alla soglia di 3000 MW, oltre la quale la sicurezza del sistema elettrico europeo sarebbe in serio pericolo. 24

25 Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico: le grida di allarme Segnalazione dell AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS 21/11, ottobre 2011): taratura dei sistemi di protezione della DG Pertanto, t gli impianti i di generazione distribuita, ib it in particolare i fotovoltaici, i presentano ancora sistemi di protezione tarati in modo da prevederne la disconnessione ogniqualvolta la frequenza fuoriesca dall intervallo 49,7 Hz - 50,3 Hz. Ciò comporta che, in caso di grave incidente di rete con variazione di frequenza significativa, si verificherebbe una perdita di generazione pari all intera generazione distribuita (tra cui i soli impianti fotovoltaici presentano una potenza installata t di MW), rendendo d di fatto necessaria l attivazione i del piano di difesa del SE e, in particolare, del piano di alleggerimento del carico. L eventuale venir meno della generazione distribuita non è compensabile con la regolazione primaria di frequenza: ciò implica un significativo aumento della probabilità di distacco di carico civile tramite gli alleggeritori. Simulazioni recenti effettuate da Terna mostrano che le situazioni potenzialmente più critiche si possono presentare nei periodi diurni i dei giorni i di basso carico (quali le festività). ità) 25

26 Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico: le grida di allarme Segnalazione dell AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS 21/11, ottobre 2011): pianificazione dell esercizio del Sistema Elettrico Ne mese di agosto u.s. per preservare la sicurezza del sistema, anche in caso di separazione di rete con l estero, in una situazione di bassi livelli di consumo e di elevata produzione fotovoltaica, Terna ha proceduto a ridurre la capacità di trasmissione in importazione (NTC) sulla frontiera Nord di circa 2000 MW al fine di: a. limitare lo sbilancio di potenza a seguito dell eventuale separazione; b. assicurare la presenza in servizio i di un numero minimo i di impianti i termoelettrici tt i abilitati ai servizi di dispacciamento per avere più capacità di regolazione e più inerzia a controllo del transitorio successivo all eventuale separazione. Al medesimo fine di cui al punto b), Terna ha altresì richiesto agli Utenti di Dispacciamento di impianti rilevanti non abilitati ai servizi di dispacciamento di poter ridurre o spegnere tali impianti in caso di necessità. 26

27 Le azioni Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico: le contromisure Previsione della produzione da FER e rispetto del programma di produzione Fornitura di servizi alla rete anche da parte del FV di grossa taglia Comportamento responsabile dei generatori connessi alla rete di distribuzione Garantire e estendere le funzioni degli impianti convenzionali Nuovo strumenti di flessibilità Potenziamento della rete 27

28 Sistemi di previsione della produzione e rispetto del programma di produzione Sviluppare sofisticati sistemi di previsione della produzione eolica e FV, per ridurre il margine di errore del profilo di produzione previsto. Responsabilizzare gli impianti non programmabili al rispetto della previsione della produzione penalizzazione per gli sbilanciamenti (differenza tra programma di immissione e immissione misurata) anche agli impianti non programmabili Promuovere la previsione della produzione di aggregati di impianti di piccola taglia a applicando il metodo della penalizzazione e non quello dell incremento dell incentivo come invece si fece per il profilo di scambio prevedibile del Terzo Conto energia 28

29 I grandi impianti FV devono contribuire alla fornitura dei servizi i di rete Come per gli impianti eolici, anche per il grande FV occorre rendere obbligatoria la fornitura di servizi di rete quali: Regolazione di potenza attiva e reattiva Riduzione di potenza Insensibilità agli abbassamenti di tensione Proposta di regolazione automatica potenza immessa in rete Proposta insensibilità agli abbassamenti di tensione Fonte: Terna (2011) - Proposta Allegato A68 a Codice di rete: Impianti di produzione fotovoltaica Requisiti Minimi per la connessione e l esercizio in parallelo con la rete AT 29

30 Anche la Generazione Distribuita deve fornire supporto alla rete La gestione della protezione per prevenire l isola indesiderata mediante telecontrollo Obiettivo: evitare distacchi intempestivi dei generatori dalla rete, comandando da remoto l apertura della protezione di interfaccia solo quando ciò è necessario HV MV generators Distacco intempestivo della GD MV Possibile soluzione: apertura della protezione di interfaccia del generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore 30

31 Anche la Generazione Distribuita deve fornire supporto alla rete La gestione della protezione anti islanding mediante telecontrollo t ll della GD 2 Comando apertura protezione i/f generatori 3 Messaggio di apertura ai generatori connessi alla linea 1 Rilevazione corto circuito lungo la linea Le protezioni dei generatori vengono aperte da un comando remoto solo se si rileva un guasto lungo la linea a cui sono connessi i generatori Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione dal CEI prevedono già lo scambio di segnali tra Distributore e Generatori 31

32 Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ consumi sulla rete di distribuzione ione Oggi la rete di trasmissione non conosce il valore della potenza immessa sulla rete di distribuzione Difficoltà nel controllo del sistema elettrico Necessaria una buona stima della produzione aggregata a livello di Cabina Primaria La rete di distribuzione deve fornire servizi alla rete di trasmissione Previsione del profilo di scambio di potenza con la rete di trasmissione Servizio di potenza reattiva 32

33 Il ruolo degli impianti di produzione convenzionali (programmabili) Svolgono un ruolo fondamentale per l adeguatezza e la sicurezza del sistema elettrico con forte presenza di FER non programmabili Adeguatezza (soddisfare la domanda di energia) Remunerare la disponibilità di capacità garantita, per sopperire ai periodi di impossibilità a produrre della produzione non programmabile: riconoscere un equo capacity payment Sicurezza (fare fronte a disturbi improvvisi) Disporre della necessaria quantità di riserva, per far fronte alle ripide rampe mattutine e serali, accentuate rispettivamente, dalla produzione eolica notturna e da quella del FV diurna. 33

34 Come far fronte alle maggiori necessità di riserva del sistema elettrico Flessibilizzazione degli impianti termoelettrici convenzionali (cicli combinati) Favorire lo sviluppo degli impianti di punta (turbogas a ciclo aperto) Un rinnovato impiego degli impianti di pompaggio Modulazione dell importazione Promuovere la flessibilizzazione i della domanda d Nuovi sistemi di accumulo (batterie, CAES) anche distribuiti Previa valutazione costi/benefici 34

35 Una rete di distribuzione ib i attiva per facilitare la diffusione della GD 35

36 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio io di generatori e carichi C è la necessità di incrementare l hosting capacity (capacità di connettere Generazione distribuita) ita) dell attuale ale rete di distribuzione, garantendo la qualità del servizio agli utenti connessi Analisi di Hosting Capacity condotta sull 8% delle reti MT italiane In circa l 85% dei nodi delle reti di distribuzione MT si può connettere fino a 3MW di generazione distribuita senza violare vincoli di rete Fonte: Allegato 2 Delibera Aeeg 25/09 Impatto della generazione diffusa sulle reti di distribuzione 36

37 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio io di generatori e carichi La GD, in caso di necessità, può modificare il proprio funzionamento in funzione delle condizioni della rete Variare l iniezione/assorbimento i i della potenza reattiva Ridurre l immissione di potenza attiva Il distributore garantisce il corretto funzionamento della rete pur in presenza di rilevante quantità GD, modificandone lo stato di funzionamento (dispacciamento della GD) I generatori collaborano alla gestione della rete Il distributore può trarre vantaggio anche dalla domanda interrompibile e dai sistemi di accumulo 37

38 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio io di generatori e carichi Controllo locale di tensione su rete di distribuzione Variazione della potenza reattiva da parte del generatore BT cosϕ=1 cosϕ=0.9 incremento di HC conseguente all introduzione della regolazione di tensione (cosϕ=0.9) 38

39 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio io di generatori e carichi Controllo distribuito di tensione su rete di distribuzione Centro State Estimator Voltage Controller OLTC DDI DDI DDI comm comm comm local local local Gen 1 STORAGE Gen n SCADA DDI DDI DDI comm comm comm local local local Cabina Primaria misure/informazioni comandi/setpoint i Protocolli e descrizioni standard IEC CIM 39

40 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio di generatori e carichi Sperimentazione RSE: risultato dell azione del sistema di controllo distribuito Rete test (Vn=20 kv) Caso test 18 1 AT 23 Feeder 1: Carico>>Generazione sottotensioni Feeder 2: Generazione>>Carico sovratensioni -5 MVar Storage MT V [kv] OLTC Feeder 2 F2 ante-ottimizzazione F2 OLTC F2 OLTC+ Qgen F1 ante ottimizzazione F1 OLTC F1 OLTC+Qgen 18 8 Gen. Sincrono Eolico Fotovoltaico MVar Feeder Numero nodo 40

41 Il ricorso a nuove tecnologie Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo: ICT Infrastrutture di telecomunicazione e protocolli per scambio informazioni Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT: sui singoli componenti (es. protezioni intelligenti, sensori) Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra gli utenti connessi e il sistema di controllo centrale Logiche di controllo a livello centrale (cabina primaria) Sistemi informatici (simulatori, sistemi di controllo, sistemi di gestione delle informazioni, sistemi di previsione) ICT è la principale tecnologia abilitante delle Smart Grids 41

42 Il ricorso a nuove tecnologie Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo: Sistemi di Misura (Smart Metering) Inverters e altri dispositivi di elettonica di potenza Sistemi di protezione e controllo Sistemi di supporto operatore (es. gestione dei rischio, previsioni) Sistemi per l immagazzinamento dell energia energia Nuovi materiali (es. superconduttori) ecc., ecc. Attenzione: Le tecnologie sono il mezzo (e non il fine) per giungere alla Smart Grids 42

43 Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorie 43

44 Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorie Prescrizioni legislative per i nuovi inverters (Decreto MiSE) Quarto Conto Energia Art. 11, commi 3 e 4 3. Gli inverter utilizzati in impianti fotovoltaici che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012 devono tener conto delle esigenze della rete elettrica, prestando i seguenti servizi e protezioni: a) mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione; b) consentire la disconnessione dalla rete a seguito di un comando da remoto; c) aumentare la selettività delle protezioni, al fine di evitare fenomeni di disconnessione intempestiva dell impianto fotovoltaico; d) consentire l erogazione o l assorbimento di energia reattiva; e) limitare la potenza immessa in rete (per ridurre le variazioni di tensione della rete); f) evitare la possibilità che gli inverter possano alimentare i carichi elettrici della rete in assenza di tensione sulla cabina della rete. 4. Ai fini dell attuazione di quanto previsto al comma 3, il CEI Comitato Elettrotecnico Italiano, sentita l Autorità per l energia elettrica e il gas, definisce apposite norme tecniche. 44

45 Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorie Norme tecniche per le connessioni attive alle reti di distribuzione (Norme CEI) Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione da parte del CEI Per le reti BT: Norma CEI 0-21, in fase di approvazione Per le reti MT: Norma CEI 0-16, già in vigore, ma che è necessario rivedere per recepire le prescrizioni dell art. 11, commi 3 e 4 del Quarto Conto Energia 45

46 Il supporto della regolazione Stimolo da parte dei regolatori: revisione dei meccanismi di regolazione dei distributori, per promuovere le Smart Grids Favorire investimenti in nuovi sistemi di gestione della rete E ancora possibile l approccio output t based regulation seguito dalla regolazione nel settore della distribuzione? Occorre una nuova definizione degli output: key performance indicators Responsabilizzazione della GD Nuovo modello di gestione della rete di distribuzione (Active Network Management) Ruolo attivo dell AEEG, che ha promosso progetti dimostrativi di Smart Grids (delibera 39/10), ai quali viene garantita una sovra remunerazione 46

47 Il ruolo di primo piano dell Italia nelle Smart Grids Progetto Telegestore di ENEL e degli altri distributori italiani: più di 30 Mni di contatori t elettronici i già funzionanti Progetti dimostrativi su smart grids finanziati da: POI Energia: ammodernamento rete MT nelle regioni i meridionali Accordo di programma con Enel Distribuzione Tariffe incentivanti (8 progetti pilota, ex Delibera 39/10) 7 Programma Quadro: es: progetto GRID4EU (Enel, RSE e altri) Ricerca e sviluppo di tecnologia Ricerca per il sistema elettrico: Accordo di programma con RSE, ENEA, CNR sul progetto su Reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo Industria 2015: finanziamento a progetti su Generazione Distribuita Incentivi per il distributori previsti dal D.M. 28/2011 del 3 marzo 2011 (art. 18, comma1) 47

48 Il ruolo di primo piano dell Italia nelle Smart Grids Leadership in iniziative internazionali a Progetto ISGAN (International Smart Grids Action Network), avviato come Implementing Agreement IEA, con leadership Italiana (con RSE) EEGI (European Electricity it grid Initiative), in ambito UE a supporto del SET-Plan: importante ruolo svolto a Enel EERA (European Energy Research Alliance) Joint Program Smart Grids a guida italiana (ENEA/RSE) 48

49 Il fattore abilitante immateriale delle smart grids Le funzionalità della smart grid dipendono in modo decisivo dalla flessibilità e interattività degli utenti connessi La rete di distribuzione è smart se gli utenti connessi (generazione e prelievo) sono smart (flessibili e consapevoli) 49

50 Grazie per l attenzione 50

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