Demand Response Distributed Energy Resources

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1 Demand Response Distributed Energy Resources Appunti per una soluzione IT Enrico Amistadi Industry Solution Executive for EMEA EPM products Forum Telecontrollo Reti Acqua Gas ed Elettriche Torino, 3-4 novembre 2011

2 AGENDA DR, di cosa si tratta Una soluzione IT per il DR Alcuni dati

3 AGENDA DR, di cosa si tratta Una soluzione IT per il DR Alcuni dati

4 DR e Smart Grid Per poter definire una rete realmente Smart è necessario che anche i consumatori diventino tali!!!

5 DR e Smart Grid 2!!!!! SMART

6 DR e Smart Grid 3 e pertanto devono essere coinvolti attivamente nei suoi processi Distributore Fornitore Consumatore Distributore Fornitore Consumatore

7 DR e Smart Grid 4 Il coinvolgimento dei consumatori può essere sia diretto sia indiretto. Tale coinvolgimento deve poter significare sia essere in grado di ridurre i consumi sia spostare tali consumi da determinate fasce temporali ad altre. I processi di DR devono poter includere anche la generazione e lo stoccaggio distribuiti. COME?

8 Le opzioni Controllo indiretto: Educazione del consumatore Incentivi per Smart Homes/Smart Buildings Nuove tariffe Sconti e Bonus Cambiamenti temporanei di prezzo Qualunque combinazione delle precedenti

9 Le opzioni 2 Controllo diretto: Limitazione temporanea di potenza Smart meter Controllo dispositivi Interrutori (es lavatrici) Potenziometri (es luci) Termostati (es aria condizionata)

10 Alcuni dei benefici Ecco solo alcuni dei benefici Maggiore Competitività Ottimizzazione Acquisto/ Generazione Flessibilità Gestione Della Rete Demand Response Adattabilità «Go green» Prevenzione Guasti

11 Ostacoli Di Business Successo dei programmi Calcolo del ROI Introduzione di nuovi processi Tecnologici Necessità di una architettura di comunicazione avanzata Integrazione di molteplici fornitori e protocolli Legislativi Pochi o nessun incentivo Responsabilità Letture precise e puntuali Collaborazioni fra diversi attori di mercati Disposizioni contrarie Economici Costi di implementazione Visibilità dei benefici per i cosnumatori

12 Cosa serve? Quali sono gli ingredienti per una ricetta «smart» di successo? Hardware Software Processi

13 Cosa serve? La sezione seguente si concentrerà sulla componente software Hardware Software Processi

14 AGENDA DR, di cosa si tratta Una soluzione IT per il DR Alcuni dati

15 Supporto ai VPP Radice Ramo Ramo Ramo Ramo Ramo Ramo Previsioni

16 DISAGGREGAZIONE Supporto ai VPP Radice Ramo Ramo Ramo Ramo Ramo Ramo

17 Virtual Power Plants Impianto Solare B Impianto Eolico B Impianto Eolico C Impianto Eolico A Impianto Solare A Programma Di Tariffe A Programma Di Tariffe B Programma Di Controllo Dir. C Programma Di Controllo Dir. A Programma Di Controllo Dir. B VPP (DG) A VPP (Tar.) B VPP (CD) C

18 I VPP nella rete VPP A Pricing VPP B DER VPP C DER VPP D DER

19 Caratteristiche della soluzione Gestione Clienti Consente di gestire I clienti che fanno parte dei vari programmi di DR/DER e di ottenerne reportistica di analisi Configurazione programmi Disegno e configurazione dei programmi: relazioni, regole, eleggibilità, tariffe, eventi scatenanti, comandi, messaggi. Configurazione, previsioni e ottimizzazione dei VPP Configurazione delle relazioni, mappatura caratteristiche e ottimizzazione dei VPP Aggregazione/Disaggregazione Aggregazione per calcolo capacità reali o previste, disaggregazione per esecuzione del piano di ottimizzazione o per evento esterno Calcolo in fattura Possibilità di supportare complessi calcoli di fatturazione per non dover modificare e sostituire i sistemi legacy di fatturazione

20 Input e Output SCADA/DMS Letture Previsioni VPP Tempo Corrente/Previsioni Topologia Eventi Trigger Dati di mercato DRM Dati cliente Messaggi Comandi Calcoli di fatturazione Risultati Acks CIS

21 Il processo GESTIONE CLIENTI, PROGRAMMI E VPP PREVISIONI VPP GESTIONE IMPIANTI E OTTIMIZZAZIONE DATI CLIENTE IMPIANTI (FISICI E VIRTUALI) VINCOLI ECONOMICI PROGRAMMI DR/DER CONFIGURAZIONE VPP OBBLIGHI DI MERCATO VINCOLI AMBIENTALI AGGREGAZIONE VPP ESECUZIONE VPP SCHEDULAZIONE GESTIONE OFFERTE DISAGGREGAZIONE VPP ESECUZIONE ANALISI RISULTATI E VPP MISURE CALCOLI IN FATTURA RISULTATI RICONCILIAZIONI E ANALISI Calcoli Segnali di Prezzo Comandi Esecuzione VPP Offerte WEB SERVICE Misure Risultati Risposte Offerte Accetate CIS CRM MDM MERCATO 21

22 Architettura di Integrazione MDM Head-end system DMS DRM CIS Portal e

23 AGENDA DR, di cosa si tratta Una soluzione IT per il DR Alcuni dati

24 Alcuni esempi (Francia 2008) * Brattle Group Lessons from Demand Response Trials & Potential Savings for the EU

25 Alcuni esempi (Simulazione di DP) * Brattle Group Lessons from Demand Response Trials & Potential Savings for the EU

26 Alcuni esempi (NY city) * Brattle Group Lessons from Demand Response Trials & Potential Savings for the EU

27 Alcuni esempi (50 pilota in USA) * Brattle Group Lessons from Demand Response Trials & Potential Savings for the EU

28 Alcuni esempi (50 pilota in USA) Media 23% * Brattle Group Lessons from Demand Response Trials & Potential Savings for the EU

29 Scenari Tipo Device Scenario Descrizione Indiretto Inclining block rate Peak Time Rebate Scaglioni più «ripidi» Riconoscimento di bonus in fattura se il consumatore aderisce alle richieste di abbassamento consumi nei periodi comunicati Time Of Use (stagionale e/o giornaliero) Critical Peak Pricing Variable Peak Pricing Real Time Pricing Misto X Critical Peak Pricing X X Variable Peak Pricing Real Time Pricing Diretto X Curtailment Fasce di prezzo differenti per stagione e/o durante il giorno Innalzamento del prezzo durante i picchi Prezzo di picco variabile di giorno in giorno Prezzo orario Come scenario corrispondente ma con device che riprogrammano il consumo in funzione del prezzo comunicato Come scenario corrispondente ma con device che riprogrammano il consumo in funzione del prezzo comunicato Come scenario corrispondente ma con device che riprogrammano il consumo in funzione del prezzo comunicato Controllo diretto da parte dell utility di alcune apparecchiature

30 Percezione del rischio Scenari vs Prezzi Fisso PTR IBR TOU CPP VPP RTP

31 ABB Group January 7, 2013 Slide 31 Grazie!